一种段内多簇压裂改善裂缝支撑剖面的顶替方法及压裂方法与流程

1.本发明属于压裂领域，尤其涉及页岩油气及致密砂岩油气藏压裂改造技术领域，具体地，涉及一种适用于页岩油气及致密砂岩油气藏压裂顶替过程中的新方法。


背景技术：

2.目前，页岩油气井及致密砂岩油气井多采用套管完井，增产方式主要依靠段内多簇压裂，一般的，页岩油气每段射孔3簇～6簇，甚至8簇以上，致密砂岩油气2簇～3簇，国外压裂射孔簇数相较国内更多。多种裂缝监测数据显示，在段内多簇射孔时，靠近跟部的第一簇裂缝延伸长度最大，进入该簇裂缝的压裂液及支撑剂有时占整个段的总液量及支撑剂量的50％以上，而越靠近趾部，进入的压裂液量及支撑剂量越少。
3.一是因为水平井筒内存在压力梯度，靠近跟部的压力最高，在孔隙压力一定的前提下，其流动压差最大，因此进入压裂液及支撑剂最多；二是因为支撑剂的密度比压裂液密度一般高2倍以上，其跟随性较差，在压裂液及支撑剂前期运移过程中，当遇到靠近跟部的第一簇裂缝时，压裂液可以轻松转向运移，但支撑剂转向运移进入靠近跟部第一簇裂缝困难得多，大部分沿水平井筒运移进入靠近趾部的裂缝中，随时间的增加，靠近趾部裂缝的支撑剂的浓度越来越高，但靠近趾部的裂缝几何尺寸因相对较小，支撑剂很快会在靠近趾部的裂缝中堵塞，进而使趾部裂缝慢慢停止延伸。
4.上述追随效应会迫使后续进入的压裂液及支撑剂更多的进入靠近跟部的第一簇裂缝中，而第二簇及后续裂缝进入的压裂液和支撑剂相对较少。这样就使得段内多簇压裂时裂缝延伸不均匀，跟部第一簇裂缝改造体积大，而越往趾部，裂缝改造体越来越小。
5.而在压后顶替过程中，为防止水平井筒的沉砂影响下一段桥塞下入及座封，必须在顶替液的前40％～50％阶段采用高黏度压裂液，且绝大多数情况下采用过顶替方式，有时过顶替液量的比例高达20％以上。高黏度压裂液进入裂缝后驱替前面的低黏度或等黏度压裂液时，呈活塞式整体推进，会将缝口处支撑剂推向裂缝内部，使得裂缝缝口处无支撑剂支撑，而靠近跟部的第一簇裂缝因进入液量最多，此种过顶替现象更严重，最终导致靠近跟部的第一簇裂缝导流能力大大降低而影响压后效果，而靠近趾部的裂缝因吸收顶替液量少，虽然裂缝几何尺寸小，导流能力小，但受高黏度顶替液的不利影响相对较小。
6.后续的低黏度压裂液顶替过程中，由于黏滞指进效应(一般顶替的低黏度压裂液黏度仅为2mpa.s～3mpa.s，而加砂后期压裂液的黏度一般在50mpa.s以上，考虑到混砂液的黏度比单纯的压裂液黏度还要高，上述黏度差应更大，远在10:1以上。而室内实验证明，只要压裂液的黏度比在6:1以上，低黏度液体驱替高黏度液体，就会产生明显的黏滞指进效应)，即使是过顶替，仍有大量高浓度的携砂液滞留于近井筒裂缝处。这样就使得段内多簇压裂时跟部第一簇裂缝改造体积虽然最大，但裂缝支撑剖面很差，缝口导流能力很小，甚至没有导流能力。最终导致段内多簇压裂裂缝的改造体积和导流能力极不均匀，严重影响压后效果。因此需研究提出一种新的顶替技术，以解决上述局限性。
7.专利《一种预制式压裂顶替隔离器的制备方法及其施工工艺》(cn109944578a)针
对压裂顶替过程中的过顶替和粘滞指进现象，提出一种预制式压裂顶替隔离器的制备方法和施工工艺，将高聚物和植物淀粉混合均匀，加入膨胀剂和固化剂，搅拌混合均匀后得到原料混合物；然后将原料混合物注入胶塞的模具，得到顶替隔离器，顶替时打开井口阀门，释放压裂顶替隔离器，胶塞紧贴压裂管柱内壁，推动携砂液进入地层，注入一个管柱内容积的顶替液使胶塞至改造层位，停泵，关井。该专利通过胶塞将井筒携砂液顶入裂缝，避免了单裂缝过顶替的问题。但对于多簇裂缝顶替问题不容易实现。
8.文献《过量顶替液作业下压裂水平气井的产能模拟》(岩性油气藏，2017.1)研究了过量顶替液(过顶替)对压裂水平气井压后产能的影响，通过3个裂缝缝口导流能力模型建立了过顶替作业下压裂水平气井的产能模拟模型，并进行了实例计算和单因素分析。该文献研究结果表明：储层岩石颗粒粒径越大、过顶替影响区域裂缝导流能力越强、过顶替液量越小，对产能的影响就越小；过顶替影响区域内裂缝的导流能力对压裂水平气井的压后产量至关重要；过顶替一旦形成，则产量下降程度随着过顶替液量的增加而降低。该文献明确了过顶替对产气量的不利影响，但没有指出如何解决过顶替的问题。
9.因此，页岩油气和致密砂岩油气藏段内多簇压裂采用泵送桥塞压裂工艺存在两个问题，一是段内多簇裂缝延伸不均衡问题，跟部第一簇裂缝改造体积大，而其他簇改造体积小；二是压后过顶替问题，使得跟部第一簇裂缝入口处支撑剂被推至裂缝内部，缝口无支撑剂支撑，导流能力大大下降，影响压后效果。


技术实现要素：

10.为了解决现有技术中存在的技术问题，本发明提出一种段内多簇压裂改善裂缝支撑剖面的顶替方法，在顶替高黏压裂液阶段注入可溶性暂堵球，能够避免靠近跟部第一簇裂缝过顶替现象发生，改善多簇裂缝支撑剖面，提高整体导流能力和压后效果。
11.本发明的目的之一在于提供一种段内多簇压裂改善裂缝支撑剖面的顶替方法，包括：在顶替作业时投入可溶性暂堵球，顶替液黏度60mpa.s～80mpa.s。
12.本发明主要做法是在顶替高黏度压裂液阶段，注入可溶性暂堵球(密度一般1.7g/cm3左右)对跟部第一簇裂缝进行封堵，只要在靠近跟部的第一簇裂缝内实现了封堵，哪怕是部分封堵，都可迫使大量的顶替液尤其是高黏度顶替液更多地进入靠近趾部的裂缝。虽然趾部裂缝过顶替风险增加，但由于与靠近跟部的第一簇大裂缝相比，只要靠近跟部的第一簇裂缝缝口处的导流能力保护好了，整体压裂效果就会明显提升。
13.在一种优选的实施方式中，所述可溶性暂堵球的直径为射孔孔眼直径的90％～110％，优选100％～110％。
14.其中，暂堵球直径与射孔孔眼直径基本相当或略大，可取暂堵球直径为孔眼直径的90％～110％。如暂堵球直径略小于孔眼直径，则暂堵球易卡在近井筒裂缝缝口处，再往裂缝内部运移，难度也相对较大，因造缝的宽度一般与常用的孔眼直径相当。此时，即使没有完全封堵住孔眼，但进液量也会大大降低。如暂堵球直径略大于孔眼直径则封堵效果最佳，既能坐封结牢靠，还能较好的封堵住孔眼。暂堵球直径若过大，即使在孔眼上坐住了，但脱落力也增加了，使得封堵不牢靠。此外，暂堵球直径增大后，其运动惯性也增加，也难以顺利地在靠近跟部的第一簇射孔孔眼处封堵。因此，选用在孔眼直径上下10％误差内的暂堵球。
15.在一种优选的实施方式中，所述可溶性暂堵球的数量为第一簇射孔孔眼总数的105％～130％，优选110％～120％。
16.其中，以封堵靠近跟部的第一簇裂缝为主要目的，考虑到封堵效率问题，可取第一簇射孔孔眼总数的105％～130％、优选110％～120％为宜。考虑到暂堵球的密度比压裂液大得多，水平井筒靠近顶部的孔眼，即使采用上述比例的暂堵球，也难以保证将水平井筒的上部孔眼完全封堵住。不过即使高黏度压裂液从水平井筒上部孔眼进入裂缝，但其顶替的支撑剂也大部份位于裂缝上部，对整体裂缝导流能力尤其是缝口处的导流能力，影响不大。
17.在一种优选的实施方式中，在第一个暂堵球到达靠近跟部的第一个射孔裂缝的第一个孔眼处前(即注入顶替液量为井口至第一个射孔裂缝的第一个孔眼处套管内容积的80％时)，立即降低排量进行施工，排量可降低到设计最高排量的35％～55％，优选40％～50％。
18.其中，1m射孔簇长内的套管容积为限，一般此长度的套管容积，如是常规的5.5in套管，其容积一般为12升左右，应在设计排量基础上，计算送球排量，暂堵球的泵送速度太快太慢都不行。如太快，则封堵孔眼的速度太快，以引起施工的快速憋压效应，从而带来一定的施工风险。反之，如太慢，则靠近跟部的第一簇裂缝内仍存在大量的过顶替现象，与要求的最大限度地改善靠近跟部的第一簇裂缝导流能力目的不符。为确保暂堵球在靠近跟部的第一个射孔簇裂缝能有充分的机会进行封堵，应在第一个暂堵球到达靠近跟部的第一个射孔裂缝的第一个孔眼处前，立即降低排量进行施工，排量可降低到设计最高排量的35％～55％、优选40％～50％左右。
19.暂堵球是否完全坐封或绝大部分坐封于靠近跟部的第一簇裂缝处，井口施工压力应有一定幅度的抬升(应扣除顶替过程中因井筒净液柱压力引起的基准压力上升)。因为，随着封堵的进行，进缝的通道越来越少，在排量恒定的前提下，压力升高是正常反应。只要不是井筒砂堵，上述井口压力的上升幅度应是有限和可控的。
20.在一种优选的实施方式中，所述可溶性暂堵球的溶解时间为120～240min，优选为180～210min。
21.本发明目的之二在于提供一种压裂方法，包括以下步骤：
22.(1)关键储层参数的评估；
23.(2)地质甜点及工程甜点的计算及段簇位置的确定；
24.(3)裂缝参数的优化；
25.(4)压裂施工参数优化；
26.(5)下桥塞及簇射孔作业；
27.(6)酸预处理作业；
28.(7)前置液造缝施工；
29.(8)小粒径支撑剂注入施工；
30.(9)中粒径支撑剂注入施工；
31.(10)大粒径支撑剂注入施工；
32.(11)采用本发明目的之一所述顶替方法进行顶替作业；
33.(12)其它段的压裂施工，重复步骤5)～步骤11)，直到将所有段施工完为止；
34.(13)钻塞、返排、测试及生产。
35.在一种优选的实施方式中，在步骤(1)中，所述关键储层参数的评估包括目的储层及上下隔层的各项参数。
36.其中，因缝高不一定完全限制在目的储层中。
37.在进一步优选的实施方式中，在步骤(1)中，所述关键储层参数包括岩性及岩矿特征、物性、敏感性、岩石力学参数及三向地应力参数、水平层理缝及高角度天然裂缝发育情况及温度、压力及地下油气水特征。
38.其中，要注意将各种动态参数转换为相应的静态参数。可基于地震、测井、录井、测试及导眼井岩心考虑地下参数条件的岩心测试分析等。
39.在一种优选的实施方式中，步骤(2)包括以下子步骤：
40.(2.1)按常规方法分别计算地质甜点及工程甜点，然后按等权重方法计算综合的甜点指标；
41.(2.2)由综合甜点指标沿水平井段的分布，以1m为一个点计算综合甜点指标；
42.(2.3)由步骤(3)得出的缝间距，结合水平井段固井质量及套管接箍位置，按段长60m～70m为界，确定各桥塞座封的位置。
43.在进一步优选的实施方式中，段内簇射孔的位置选择，应以段内各射孔簇的综合甜点差异小于20％为标准，确定各射孔簇位置。
44.在一种优选的实施方式中，步骤(3)包括以下子步骤：
45.(3.1)在步骤(1)的基础上，用petrel地质建模软件，先建立精细的地质模型，然后将模型结果参数导入压裂井压后产量预测常用的商业模拟软件eclipse中；
46.(3.2)用等效导流能力的方法(为减少模拟工作量，将裂缝宽度放大一定的倍数，同时按相应的比例缩小裂缝内支撑剂的渗透率，使它们的乘积即裂缝的导流能力保持不变)设置水力裂缝
47.(3.3)按正交设计方法，模拟不同的缝长、导流能力、缝间距及裂缝布局下(等缝长分布、两头长中间短的u型分布、长短缝交互分布的w型分布及纺锤形分布等)的压后产量动态，从中优化能获得压后产量相对最高或经济净现值对应的裂缝参数系统即为最佳的裂缝参数系统。
48.在一种优选的实施方式中，在步骤(4)中，为获得步骤(3)中优化的裂缝参数系统，应用压裂设计常用的优化设计软件，如fracpropt，meyer，gofher等，模拟不同的压裂施工参数下(排量、液量及不同黏度压裂液量、黏度、支撑剂量及不同粒径的支撑剂比例等)的裂缝动态变化规律，从中优选能获得步骤3)中优化裂缝参数系统对应的压裂施工参数，即为最优的压裂施工参数。
49.在一种优选的实施方式中，在步骤(5)中，基于步骤(2)优化的段簇位置，第一段不下桥塞，由油管或连续油管携带射孔枪进行射孔作业；其余段用电缆泵送方式。
50.在进一步优选的实施方式中，桥塞座封后，逐簇上提管柱到各簇射孔簇预定位置，点火射孔。所有簇射孔作业完成后，上提管柱出井口，倒压裂流程进行压裂施工。
51.在一种优选的实施方式中，在步骤(6)中，基于步骤(1)导眼井岩心，室内进行不同酸类型及配方下的配伍性及酸溶蚀率实验，优选配伍好及酸溶蚀率相对最高的酸类型及配方。
52.在一种优选的实施方式中，在步骤(6)中，注酸体积为10m3～20m3，注酸排量为1m3/
min～1.5m3/min，等酸注完后，替酸排量换用3m3/min～5m3/min。
53.在进一步优选的实施方式中，等酸液进入靠近跟部的第一簇裂缝35％～45％时(例如40％)时，分1～2次提高排量，直至将所有酸液注完为止。
54.在一种优选的实施方式中，在步骤(7)中，按步骤(4)优化的压裂施工参数进行施工。
55.在进一步优选的实施方式中，在步骤(7)中，采用2mpa.s～12mpa.s的滑溜水和/或30mpa.s～40mpa.s的胶液。
56.在更进一步优选的实施方式中，在步骤(7)中，2mpa.s～12mpa.s的滑溜水与30mpa.s～40mpa.s的胶液的用量比为6:4～7:3。
57.在一种优选的实施方式中，在步骤(8)中，先注入70目～140目或80目～120目的小粒径支撑剂，优选该段支撑剂体积为10m3～20m3，排量为步骤(4)优化的最高排量，压裂液采用2mpa.s～3mpa.s的低黏度压裂液。
58.在进一步优选的实施方式中，在步骤(8)中，按长段塞式加砂模式，砂液比模式2％～4％～6％及8～10～12％，每段砂液比体积为10m3～20m3。
59.其中，小粒径支撑剂的目的一是打磨射孔孔眼和近井裂缝，减少支撑剂进缝阻力，二是可优先进入各种小尺度裂缝中。即使小粒径支撑剂加多了，后续有高黏度的压裂液进缝，可将先前的小粒径支撑剂推向裂缝远端，也不影响主裂缝的导流能力。
60.在一种优选的实施方式中，在步骤(9)中，主要参数参照步骤(4)优化的参数，采用40目～70目或50目～80目的中粒径支撑剂。
61.其中，所述中粒径支撑剂主要用来支撑除主裂缝外的次级裂缝，如次级裂缝不存在也没关系，在主裂缝的前端对其导流能力也影响不大。
62.在进一步优选的实施方式中，在步骤(9)中，该阶段的支撑剂体积为30m3～40m3，排量取步骤4)优化的最高排量，压裂液采用10mpa.s～15mpa.s的中黏度压裂液。
63.在进一步优选的实施方式中，在步骤(9)中，按长段塞加砂模式，砂液比按6％～8％～10％和12％～14％～16％，每个砂液比体积按20m3～30m3。
64.在一种优选的实施方式中，在步骤(10)中，采用30目～50目或20目～40目的大粒径支撑剂，施工参数主要参照步骤4)优化参数。
65.其中，在步骤(10)中，该段支撑剂主要用来支撑主裂缝，因小尺度的裂缝系统也能以进去。
66.在进一步优选的实施方式中，在步骤(10)中，采用连续加砂模式，砂液比为16％～19％～22％～25％～28％～31％，支撑剂体积为20m3～30m3，每段砂液比体积为10m3～20m3。
67.在更进一步优选的实施方式中，在步骤(10)中，该段压裂液采用30mpa.s～40mpa.s或者60mpa.s～80mpa.s的高黏度压裂液。
68.在一种优选的实施方式中，在步骤(11)中，排量取步骤(4)优化的最高排量。
69.在本发明中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。在下文中，各个技术方案之间
原则上可以相互组合而得到新的技术方案，这也应被视为在本文中具体公开。
70.与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：本发明所提出的用于段内多簇压裂改善支撑剖面的顶替方法，在顶替高黏压裂液阶段注入可溶性暂堵球，操作简单方便，既能够避免靠近跟部第一簇裂缝过顶替现象发生，改善多簇裂缝支撑剖面，又可以提高整体导流能力和压后效果，为解决泵送桥塞压裂工艺存在的过顶替问题提供了一种非常好的解决方法。
附图说明
71.图1示出本发明所述压裂方法的流程示意图。
具体实施方式
72.下面结合具体实施例对本发明进行具体的描述，有必要在此指出的是以下实施例只用于对本发明的进一步说明，不能理解为对本发明保护范围的限制，本领域技术人员根据本发明内容对本发明做出的一些非本质的改进和调整仍属本发明的保护范围。
73.另外需要说明的是，在以下具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合。为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。
74.此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，由此而形成的技术方案属于本说明书原始公开内容的一部分，同时也落入本发明的保护范围。
75.实施例与对比例中采用的原料，如果没有特别限定，那么均是现有技术公开的，例如可直接购买获得或者根据现有技术公开的制备方法制得。
76.【实施例1】
77.x井是一口侧钻水平井，斜深3336m，垂深2233.68m，水平段长966.32m。钻井完井采用壁厚12.34mm的套管完井，套管抗内压117.3mpa。该井共钻遇301m/22层不同级别的油气显示。综合预测志留统龙马溪组-上奥陶统五峰组压力系数1.25-1.40，储层中部地层温度在81℃左右。该井储层孔隙度最小1.22％，最大4.15％，平均值2.83％；渗透率最小0.004md，最大309.93md，平均值16.139md。粘土矿物含量最小15％，最大70％，平均值45.1％。脆性矿物含量最小21％，最大81％，平均值48.7％，以石英为主，占32.7％，其次是长石5.9％，方解石5.9％。
78.该井具体实施过程如下：
79.1)关键储层参数的评估
80.通过岩石力学实验，测录井解释，导眼井岩心实验等测试及计算，得到了包括岩性及岩矿特征、物性、敏感性、岩石力学参数及三向地应力参数、水平层理缝及高角度天然裂缝发育情况及温度、压力及地下油气水特征等。
81.2)地质甜点及工程甜点的计算及段簇位置的确定
82.按常规方法，分别计算地质甜点及工程甜点，然后按等权重方法计算综合的甜点指标。避开含气性不好的层段，有效页岩水平井段分12段压裂施工。每段射孔2～3簇，每簇1.5m左右，射孔采用89mm枪102弹，孔密16孔/m，相位60
°
，射孔孔径12mm以上。射孔位置选择
在每级段中部toc较高、裂缝发育、孔隙度和渗透率高、应力差异小、气测显示好等有利部位射孔。
83.3)裂缝参数优化
84.在步骤1)的基础上，用petrel地质建模软件，然后将模型结果参数导入压裂井压后产量预测常用的商业模拟软件eclipse中。优化得到裂缝支撑半缝长在280m左右，会获得较好的生产效果。
85.4)压裂施工参数优化
86.采用meyer软件模拟了不同的压裂施工参数下的裂缝动态变化规律，优化得到本井采用w型布缝方式，平均每段液量为1600m3～1800m3，加砂规模60m3～80m3，施工排量12m3/min～16m3/min。
87.5)下桥塞及簇射孔作业
88.基于步骤2)优化的段簇位置，第一段不下桥塞，由油管或连续油管携带射孔枪进行射孔作业。
89.6)酸预处理作业
90.基于步骤1)导眼井岩心，室内进行了不同酸类型及配方下的配伍性及酸溶蚀率实验，优选了配伍好及酸溶蚀率相对最高的酸类型及配方。
91.第一段压裂共注酸20m3，注酸排量1.5m3/min，酸注完后，替酸排量提高至3m3/min。待酸液进入靠近跟部的第一簇裂缝40％时，提高排量至6m3/min，直至将所有酸液注完。
92.7)前置液造缝施工
93.按步骤4)优化的压裂施工参数进行第一段施工，施工排量14m3/min，所用滑溜水黏度为6mpa.s，胶液黏度为38mpa.s。其中，所用前置酸(20％)盐酸20m3、滑溜水1270m3、活性胶330m3。
94.8)支撑剂注入施工
95.在步骤7)的基础上，注入70目～140目支撑剂8.7m3，施工排量14m3/min，所用滑溜水黏度3mpa.s。砂液比按照2％～4％～6％及8～10～12％，每段砂液比注入滑溜水30m3。
96.注入小粒径支撑剂后，注入40目～70目中粒径支撑剂33m3，施工排量14m3/min，所用滑溜水黏度12mpa.s。砂液比按照6％～8％～10％和12％～14％～16％，每段砂液比注入滑溜水30m3。
97.注入中粒径支撑剂后，注入30目～50目大粒径支撑剂6.5m3，施工排量14m3/min，所用胶液黏度68mpa.s。砂液比按照16％～19％～22％～25％～28％～31％。每段砂液比注入胶液10m3～20m3。
98.9)顶替作业
99.采用黏度为68mpa.s的胶液进行顶替作业(井筒容积34.2m3)。在刚开始顶替时投入可溶性暂堵球30个，其中暂堵球直径12mm，采用15m3/min的注入排量顶替至30m3时注入排量降低为6m3/min，顶替阶段共用高黏胶液20m3，低黏滑溜水30m3。
100.10)其它段的压裂施工，重复步骤5)～步骤9)，直到将所有段施工完为止。
101.11)钻塞、返排、测试及生产等流程，参照常规流程及参数执行，在此不赘。
102.【实施例2】
103.y井是一口水平井，斜深3189m，垂深2127m，水平段长1255.43m。钻井完井采用
壁厚12.34mm的套管完井，套管抗内压117.3mpa。该井共钻遇279m/17层不同级别的油气显示。综合预测志留统龙马溪组-上奥陶统五峰组压力系数1.25-1.40，储层中部地层温度在78℃左右。该井储层孔隙度最小1.02％，最大3.87％，平均值2.63％；渗透率最小0.003md，最大279.93md，平均值14.22md。粘土矿物平均值47.3％。脆性矿物含量平均值45.7％，以石英为主，占30.4％，其次是长石7.6％，方解石8.8％。
104.该井具体实施过程如下：
105.1)关键储层参数的评估
106.通过岩石力学实验，测录井解释，导眼井岩心实验等测试及计算，得到了包括岩性及岩矿特征、物性、敏感性、岩石力学参数及三向地应力参数、水平层理缝及高角度天然裂缝发育情况及温度、压力及地下油气水特征等。
107.2)地质甜点及工程甜点的计算及段簇位置的确定按常规方法，分别计算地质甜点及工程甜点，然后按等权重方法计算综合的甜点指标。避开含气性不好的层段，有效页岩水平井段分14段压裂施工。每段射孔2～3簇，每簇1.5m左右，射孔采用89mm枪102弹，孔密16孔/m，相位60
°
，射孔孔径12mm以上。射孔位置选择在每级段中部toc较高、裂缝发育、孔隙度和渗透率高、应力差异小、气测显示好等有利部位射孔。
108.3)裂缝参数优化
109.在步骤1)的基础上，用petrel地质建模软件，然后将模型结果参数导入压裂井压后产量预测常用的商业模拟软件eclipse中。优化得到裂缝支撑半缝长在280m左右，会获得较好的生产效果。
110.4)压裂施工参数优化
111.采用meyer软件模拟了不同的压裂施工参数下的裂缝动态变化规律，优化得到本井采用w型布缝方式，平均每段液量为1600m3～1800m3，加砂规模60m3～80m3，施工排量12m3/min～16m3/min。
112.5)下桥塞及簇射孔作业
113.基于步骤2)优化的段簇位置，第一段不下桥塞，由油管或连续油管携带射孔枪进行射孔作业。
114.6)酸预处理作业
115.基于步骤1)导眼井岩心，室内进行了不同酸类型及配方下的配伍性及酸溶蚀率实验，优选了配伍好及酸溶蚀率相对最高的酸类型及配方。
116.第一段压裂共注酸20m3，注酸排量1.5m3/min，酸注完后，替酸排量提高至3m3/min。待酸液进入靠近跟部的第一簇裂缝40％时，提高排量至6m3/min，直至将所有酸液注完。
117.7)前置液造缝施工
118.按步骤4)优化的压裂施工参数进行第一段施工，施工排量15m3/min，所用滑溜水黏度为10mpa.s，胶液黏度为30mpa.s。其中，所用前置酸(20％)盐酸10m3、滑溜水1200m3、活性胶300m3。
119.8)支撑剂注入施工
120.在步骤7)的基础上，注入70目～140目支撑剂8.0m3，施工排量15m3/min，所用滑溜水黏度10mpa.s。砂液比按照2％～4％～6％及8～10～12％，每段砂液比注入滑溜水30m3。
121.注入小粒径支撑剂后，注入40目～70目中粒径支撑剂28m3，施工排量15m3/min，所
用滑溜水黏度10mpa.s。砂液比按照8％～10％～12％和14％～16％～18％，每段砂液比注入滑溜水30m3。
122.注入中粒径支撑剂后，注入30目～50目大粒径支撑剂8.0m3，施工排量15m3/min，所用胶液黏度80mpa.s。砂液比按照15％～18％～21％～24％～27％～30％。每段砂液比注入胶液20m3。
123.9)顶替作业
124.采用黏度为80mpa.s的胶液进行顶替作业(井筒容积34.2m3)。顶替阶段共用高黏胶液20m3，低黏滑溜水20m3。
125.10)其它段的压裂施工，重复步骤5)～步骤9)，直到将所有段施工完为止。
126.11)钻塞、返排、测试及生产等流程，参照常规流程及参数执行，在此不赘。
127.【对比例】
128.重复实施例1的过程，区别在于：在顶替作业时没有进行暂堵，只采用滑溜水和高黏胶液进行顶替，顶替阶段共用高黏胶液20m3，低黏滑溜水20m3。
129.与实施例1相比，对比例1的产量降低13％。
130.以上结合具体实施方式和范例性实例对本发明进行了详细说明，不过这些说明并不能理解为对本发明的限制。本领域技术人员理解，在不偏离本发明精神和范围的情况下，可以对本发明技术方案及其实施方式进行多种等价替换、修饰或改进，这些均落入本发明的范围内。本发明的保护范围以所附权利要求为准。