一种支撑剂的泵注方法与流程

1.本发明涉及油气开采技术领域，尤其涉及一种支撑剂的泵注方法。


背景技术：

2.在石油、天然气的开采过程中，当油气井生产到一定阶段后，油气层内的裂缝可能会闭合，导致油气层的渗透率降低，油气井产能降低。
3.为防止油气层内的裂缝自行合拢，需要对油气层进行改造。一般通过压裂泵等设备将流体高速注入油气井中，在注入的流体中混有支撑剂，使支撑剂同流体一并进入裂缝并停留在裂缝中，支撑剂能够支撑裂缝保持开启，实现对油气层的改造，从而长期提高油气层的渗透率。
4.然而，支撑剂在裂缝中容易分布不均匀，减小了油气层的渗透率，降低了油气井的产量。


技术实现要素：

5.鉴于上述问题，本发明实施例提供一种支撑剂的泵注方法，用于使支撑剂在裂缝中的分布更为均匀，提高油气层的渗透率，从而提高油气层的产量。
6.为了实现上述目的，本发明实施例提供如下技术方案：
7.本发明实施例提供一种支撑剂的泵注方法，其中，所述支撑剂的泵注方法包括：通过压裂泵向油气井内的油气层裂缝中注入压裂液，所述压裂液的矿化度随注入时间的增加而增大，所述压裂液中包含有支撑剂。
8.本发明实施例提供的支撑剂的泵注方法具有如下优点：
9.本发明实施例提供的支撑剂的泵注方法包括通过压裂泵向油气井内的油气层裂缝中注入包含支撑剂的压裂液，且该压裂液的矿化度随着注入时间的增加而增大。这样设置，使得先进入油气层裂缝的压裂液的矿化度较低，支撑剂的颗粒之间的斥力势能较大，压裂液中支撑剂的颗粒聚集沉降所需的时间较长，使得大部分支撑剂的颗粒随着压裂液在油气层裂缝中运动的距离较远；后进入油气层裂缝的压裂液的矿化度较高，压裂液中支撑剂的颗粒之间的斥力势能较小，大部分支撑剂的颗粒聚集沉降所需的时间较短，使得大部分支撑剂的颗粒随着压裂液在油气层裂缝中运动的距离较近。最终裂缝中距离注入口较近、较远以及不远不近的区域均分布有支撑剂的颗粒，使得支撑剂较为均匀的分布在油气层裂缝中，提高了油气层的渗透率，进而提高了油气井的产量。
10.如上所述的支撑剂的泵注方法，其中，通过压裂泵向油气井内的油气层内的裂缝中注入压裂液的步骤包括：制备不同矿化度的所述压裂液，且不同矿化度的所述压裂液盛放在不同的容器内；分别向盛放不同矿化度的所述压裂液的容器中添加支撑剂，分别形成具有不同矿化度且包含支撑剂的所述压裂液；通过压裂泵向油气井内的油气层的裂缝中注入所述压裂液，且随注入时间的增加，依次选择注入的所述压裂液的矿化度增大。
11.如上所述的支撑剂的泵注方法，其中，随注入时间的增加，注入的所述压裂液的矿
化度线性增大。
12.如上所述的支撑剂的泵注方法，其中，随注入时间的增加，注入的所述压裂液的矿化度阶梯式增大。
13.如上所述的支撑剂的泵注方法，其中，当以离子强度计算所述压裂液的矿化度时，随注入时间的增加，注入的所述压裂液的矿化度依次为0mol/l、0.05mol/l、0.1mol/l、0.2mol/l、0.3mol/l、0.4mol/l和0.5mol/l。
14.如上所述的支撑剂的泵注方法，其中，当以离子强度计算所述压裂液的矿化度时，所述压裂液的矿化度范围为0mol/l-0.5mol/l。
15.如上所述的支撑剂的泵注方法，其中，所述压裂液包括滑溜水与无机盐添加剂；所述滑溜水包括水和质量分数为0.1％-0.2％的降阻剂。
16.如上所述的支撑剂的泵注方法，其中，所述无机盐添加剂包括kcl、nacl和cacl2中的至少一种。
17.如上所述的支撑剂的泵注方法，其中，所述支撑剂为颗粒状，所述支撑剂的粒径小于150微米。
18.如上所述的支撑剂的泵注方法，其中，所述支撑剂为石英砂、硼硅酸盐玻璃、粉煤灰或石墨烯中的一种或多种混合而成。
附图说明
19.为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
20.图1为向裂缝中注入矿化度较低且不随时间变化的压裂液时，支撑剂颗粒在裂缝中的分布示意图；
21.图2为停止向裂缝中注入矿化度较低且不随时间变化的压裂液后，支撑剂颗粒在裂缝中的分布示意图；
22.图3为向裂缝中注入矿化度较高且不随时间变化的压裂液时，支撑剂颗粒在裂缝中的分布示意图；
23.图4为停止向裂缝中注入矿化度较高且不随时间变化的压裂液后，支撑剂颗粒在裂缝中的分布示意图；
24.图5为向裂缝中注入矿化度随时间增大而逐渐变大的压裂液时，支撑剂颗粒在裂缝中的分布示意图；
25.图6为停止向裂缝中注入矿化度随时间增大而逐渐变大的压裂液后，支撑剂颗粒在裂缝中的分布示意图；
26.图7为本发明实施例提供的不同矿化度压裂液中支撑剂颗粒间的势能强度与支撑剂颗粒间距的关系图；
27.图8为本发明实施例提供的一种油气层的改造区域的裂缝分布示意图；
28.图9为油气井的增产倍比与裂缝的相对导流能力的关系图(mcguire&sikora图)。
29.附图标记说明：
30.1：支撑剂；
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2：注入口；
31.3：油气井；
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4：岩块。
具体实施方式
32.为防止油气层内的裂缝自行合拢，一般通过压裂泵等设备将流体高速注入油气井中，在注入的流体中混有支撑剂，使支撑剂同流体一并进入裂缝并停留在裂缝中，支撑剂能够支撑裂缝保持开启，从而长期提高油气层的渗透率。然而，通常在地层破裂后的注入的流体(即压裂液)的矿化度基本不变，使得混入该压裂液中的支撑剂颗粒之间的斥力势能基本不变，在压裂液中支撑剂颗粒聚集沉降所需的时间基本相同，支撑剂颗粒随着压裂液在裂缝中运动的距离趋向于相同。导致大量支撑剂颗粒集中沉降在裂缝的同一区域，使得支撑剂在裂缝中的分布不合理，减小了油气层的渗透率，降低了油气井的产量。
33.如图1所示，压裂液在裂缝中流动，压裂液中的支撑剂随着压裂液进入裂缝中。当向注入口2注入的压裂液的矿化度一直保持较低的水平不变时，压裂液中的支撑剂1的颗粒趋向于聚集沉降在距离裂缝的注入口2较远的区域。如图2所示，当结束注入压裂液，油气沿着裂缝渗流时，此时裂缝内压力减小，裂缝的注入口2可能由于缺少支撑剂1而闭合，使得油气无法从裂缝注入口2流出，减小了油气层的渗透率，降低了油气井的产量。
34.如图3所示，压裂液在裂缝中流动，压裂液中的支撑剂随着压裂液进入裂缝中。当向注入口2注入的压裂液的矿化度一直保持较高的水平不变时，压裂液中的支撑剂1的颗粒趋向于聚集沉降在距离裂缝的注入口2较近的区域，已经沉降在裂缝注入口2附近的支撑剂1颗粒也会阻止后续的支撑剂1进入裂缝，产生“脱砂”现象。如图4所示，当结束注入压裂液，油气沿着裂缝渗流时，此时裂缝内压力减小，裂缝的远离注入口2的区域可能由于缺少支撑剂1而闭合，使得裂缝中远离注入口2的区域的油气无法沿裂缝流向注入口2，减小了油气层的渗透率，降低了油气井的产量。
35.针对上述问题，本发明实施例通过压裂泵向油气井内的油气层裂缝注入压裂液，并使压裂液的矿化度随时间的增加而增大。从而使得先进入油气层裂缝的压裂液的矿化度较低，大部分支撑剂1的颗粒在该较低矿化度的压裂液中的斥力势能较大，大部分支撑剂1的颗粒聚集沉降所需的时间较长，使得大部分支撑剂1的颗粒随着压裂液在油气层裂缝中运动的距离较远；后进入油气层裂缝的压裂液的矿化度较高，大部分支撑剂1的颗粒在该较高矿化度的压裂液中的斥力势能较小，大部分支撑剂1的颗粒聚集沉降所需的时间较短，使得大部分支撑剂1的颗粒随着压裂液在油气层裂缝中运动的距离较近。最终裂缝中距离注入口2较近、较远以及不远不近的区域均分布有支撑剂1的颗粒，使得支撑剂1较为均匀的分布在油气层裂缝中，提高了油气层的渗透率，进而提高了油气井的产量。
36.为了使本发明实施例的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述。显然，所描述的实施例仅仅是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动的前提下所获得的所有其它实施例，均属于本发明保护的范围。
37.本发明实施例提供的支撑剂的泵注方法包括：通过压裂泵向油气井3内的油气层裂缝中注入压裂液，压裂液的矿化度随注入时间的增加而增大，压裂液中包含有支撑剂1。
38.这样设置，通过压裂泵向油气井3内的油气层裂缝中注入压裂液，压裂液的矿化度随注入时间的增加而增大，可以使得先进入油气层裂缝的压裂液为矿化度较低的压裂液，大部分支撑剂1的颗粒在该较低矿化度的压裂液中的斥力势能较大，大部分支撑剂3的颗粒聚集沉降所需的时间较长，大部分支撑剂1的颗粒随着压裂液在油气层裂缝中运动的距离较远；后进入油气层裂缝的压裂液的矿化度较高，大部分支撑剂1颗粒在该较高矿化度的压裂液中的斥力势能较小，大部分支撑剂1颗粒聚集沉降所需的时间较短，大部分支撑剂1的颗粒随着压裂液在油气层裂缝中运动的距离较近；并且压裂液矿化度较高时，大部分支撑剂1的颗粒与裂缝壁面之间的吸引力也会增大，进一步缩短了大部分支撑剂1沉降所需的时间以及大部分支撑剂1的颗粒随着压裂液在油气层裂缝中运动的距离。最终使得支撑剂1较为均匀的分布在油气层裂缝中，提高了油气层的渗透率，进而提高了油气井的产量。
39.压裂液的注入速率可以通过软件模拟得出，示例性的，压裂液的注入速率大于1立方米/分钟。这样设置，可以压裂液中的支撑剂1运动到裂缝中距离注入口2较远的区域，从而提高油气层的渗透率。
40.裂缝可以是天然裂缝，也可以是人为形成的裂缝，具体情况根据实际需要决定，例如，在本实施例中，该裂缝为天然裂缝。压裂液指的是对油气层进行压裂改造时使用的工作液，通过压裂液可以向油气层的天然裂缝中输送支撑剂1。
41.如图5所示，压裂液在裂缝中流动，压裂液中的支撑剂随着压裂液进入裂缝中。当向裂缝中注入的压裂液的矿化度随注入时间的增加而增大时，压裂液中的支撑剂1颗粒较为均匀的分布在裂缝中。如图6所示，当结束注入压裂液，油气沿着裂缝渗流时，由于裂缝距离注入口2较近、较远以及不远不近的区域均分布有支撑剂1的颗粒，使得裂缝不会出现局部闭合的情况，整个裂缝所在区域的油气均可以沿裂缝流向注入口2，增大了油气层的渗透率，提高了油气井的产量。
42.在一种可能的实施例中，通过压裂泵向油气井内的油气层的裂缝中注入压裂液的步骤可以包括：
43.制备不同矿化度的压裂液，且不同矿化度的压裂液盛放在不同的容器内。
44.分别向盛放不同矿化度的压裂液的容器中添加支撑剂1，分别形成具有不同矿化度且包含支撑剂1的压裂液；
45.通过压裂泵向油气井内的油气层裂缝中注入压裂液，且随注入时间的增加，依次选择注入的压裂液的矿化度增大。
46.在另一种可能的实施例中，通过压裂泵向油气井内的油气层裂缝中注入压裂液的步骤可以包括：
47.制备矿化度接近于0的压裂液，将该压裂液加入一个容器内，例如混砂车。
48.通过压裂泵将该容器内的压裂液注入油气层裂缝，在注入该压裂液的过程中，向盛放有压裂液的容器内加入无机盐添加剂与支撑剂1，同时以与压裂泵排量相同的速度向该容器内加入矿化度接近于0的压裂液。随着注入该压裂液的时间增长，增大无机盐添加剂的加入速率。使得随着注入该压裂液的时间增长，注入的压裂液的矿化度逐渐增大。
49.压裂液中包含支撑剂1，具体的，支撑剂1悬浮在压裂液中。支撑剂1用于支撑油气层中的裂缝，使压裂泵等设备停止工作后，油气层的裂缝仍能保持开启状态。支撑剂1呈颗粒状，支撑剂1的粒径与油气层裂缝的开度可以处于同一数量级，从而便于支撑剂1支撑油
气层裂缝。
50.在本实施例中，支撑剂1的粒径小于150微米，即大于100目，属于微米级的颗粒，因此本实施例提供的支撑剂1为微型支撑剂。这样设置，使得支撑剂1的粒径与天然裂缝的开度处于同一数量级，利于支撑剂1进入天然裂缝内。
51.支撑剂1可以为石英砂、硼硅酸盐玻璃、粉煤灰或石墨烯中的一种或多种混合而成，具体情况根据实际需要选定。
52.压裂液具备较低的摩阻以及较高的悬浮能力，以减小压裂液在油气层裂缝中流动时的摩擦损失，以及提高压裂液可混合的支撑剂1的量。在本实施例中，由于支撑剂1的粒径为微米级，对于压裂液的悬浮能力要求不高，因此，滑溜水即可满足本实施例中压裂液的悬浮能力要求。
53.本实施例中的压裂液包括滑溜水，其中，滑溜水包括水和质量分数为质量分数为0.1％-0.2％的降阻剂。当降阻剂含量较多时，会增大成本；当降阻剂含量较少时，无法满足压裂液的摩阻要求。因此，实际使用时，可以在上述范围内选定滑溜水中降阻剂的质量分数。降阻剂可以为胍胶、羟丙基胍胶、羟乙基纤维素等不同种类的降阻剂中的一种，具体情况可根据实际需要选定。
54.在本实施例中，压裂液还应具备一定的矿化度，压裂液的矿化度指溶解于压裂液中的固体组分的总量，在本实施例中，通过离子强度来表征压裂液的矿化度，即计算出压裂液中的离子强度，该离子强度的数值即为本实施例中压裂液的矿化度数值。
55.当以离子强度计算压裂液的矿化度时，本发明实施例中的压裂液的矿化度范围可以为0mol/l-0.5mol/l。在0.5mol/l的基础上继续增大压裂液的矿化度，向裂缝中泵注该矿化度的压裂液，支撑剂1在裂缝中的分布变化不大。因此，实际使用时，可以在上述范围内选定压裂液的矿化度。
56.由于上述滑溜水的离子强度为0，为了制备不同矿化度的压裂液，本实施例中的压裂液还包括添加剂，该添加剂可以为无机盐。通过改变无机盐添加剂的添加量，即可得到不同矿化度的压裂液。
57.该无机盐添加剂包括kcl、nacl和cacl2中的至少一种。在一种具体的实施例中，该无机盐添加剂包括kcl，kcl具有来源广、价格便宜、对油气层的适应性较强等优点。并且通过岩心流动试验可知，钾离子形成的聚合物对油气层渗透率的损害低于钠离子、钙离子等阳离子形成的聚合物对油气层渗透率的损害，因此采用kcl可以减小对油气层渗透率的破坏。
58.在一种可实现的实施方式中，随着压裂液注入时间的增加，注入油气层裂缝中的压裂液的矿化度线性增大。压裂液的矿化度线性增大，可以使得悬浮于压裂液中的支撑剂1的颗粒所受的斥力势能变化均匀，支撑剂1的颗粒随着压裂液在裂缝中运动的距离变化均匀。提高了支撑剂1在裂缝中分布的均匀度，提高了油气层的渗透率，进而提高了油气井的产量。
59.在另一种可实现的实施方式中，随着压裂液的注入时间的增加，压裂液的矿化度是阶梯式增大的。这样设置，相比矿化度连续变化的压裂液，制备矿化度阶梯式增大的压裂液无需频繁改变无机盐添加剂的添加量，可以降低不同矿化度的压裂液的制备难度，便于施工操作。
60.制备矿化度阶梯式增大的压裂液时，每一阶段压裂液的矿化度可以根据dlvo理论，综合考虑压裂液、支撑剂、以及地层岩石的性质得到。示例性的，每一阶段压裂液的矿化度可以从0mol/l-0.5mol/l的范围内选定。任意相邻两个阶段的压裂液的矿化度之差可以相等也可以不等。示例性的，当以离子强度计算压裂液的矿化度时，随注入时间的增加，注入的压裂液的矿化度依次为0mol/l、0.05mol/l、0.1mol/l、0.2mol/l、0.3mol/l、0.4mol/l和0.5mol/l。这样设置，可以使支撑剂1的颗粒较为均匀的分布在裂缝中。
61.划分好每一阶段的压裂液的矿化度后，可以得到每一阶段压裂液对应的离子强度，根据该离子强度，可以通过下面的式(1)、(2)和(3)得到每一阶段压裂液中支撑剂1的颗粒之间的势能强度，进而得到每一阶段中大部分的支撑剂1在裂缝中聚集沉降的位置，判断支撑剂1在裂缝中的分布是否均匀以及压裂液的矿化度划分是否合理。
[0062][0063][0064][0065]
式(1)、(2)和(3)中，v
p-p
为支撑剂1的颗粒之间的总势能；a
123
为hamaker常数；rs为支撑剂1的颗粒半径；h*为支撑剂1的颗粒间距；λ为相互作用特征波长；k为debye-huckel参数；n
∞
为最大吸附支撑剂的颗粒浓度；γ1为支撑剂颗粒之间单位距离上的最小作用电动势；γ2为支撑剂颗粒之间单位距离上的最大作用电动势；σc为裂缝内的应力；n
i0
为压裂液中某一种离子的摩尔浓度；zi为压裂液中与n
i0
对应的离子的化合价；kb为玻尔兹曼常数；t为温度；ε0为清水介电常数；为氯化钠相对于水的介电常数；i为压裂液的离子强度，即压裂液的矿化度。
[0066]
可以理解的是，式(2)中为氯化钠相对于水的介电常数，即表示压裂液中使用的无机盐添加剂为nacl。当压裂液中使用的无机盐添加剂是kcl时，则需要将式(2)中氯化钠相对于水的介电常数替换为氯化钾相对于水的介电常数。同理，当压裂液中使用的是其他无机盐添加剂时，则需要将式(2)中氯化钠相对于水的介电常数替换为相应的无机盐相对于水的介电常数。
[0067]
通过上述计算，可以得到如图7所示的不同矿化度压裂液中支撑剂1的颗粒间的势能强度与支撑剂1的颗粒间距的关系图。图7中的曲线纵坐标为负值时，该曲线所对应的势能表现为引力势能，图7中的曲线纵坐标为正值时，该曲线所对应的势能表现为斥力势能。由图7可知，在支撑剂1的颗粒间距相同时，矿化度较高(即离子强度较高)的压裂液中支撑剂1的颗粒间的势能较小，支撑剂1的颗粒更容易聚集沉降，支撑剂1的颗粒在裂缝中运动的距离更短。根据该规律，可以得到不同矿化度的压裂液中大部分的支撑剂1在裂缝中聚集沉降的位置，从而判断支撑剂1在裂缝中的分布是否均匀以及压裂液的矿化度划分是否合理。
[0068]
为了使得支撑剂1在裂缝中的分布更为均匀，还可以对每一阶段压裂液的注入时间以及总的压裂液注入时间进行控制，从而控制每一阶段注入裂缝中的支撑剂1的量以及整个注入过程中注入裂缝中的支撑剂1的量，此处总的压裂液的注入时间为各个阶段的压裂液的注入时间之和。每一阶段压裂液的注入时间可以相等，即将总的压裂液的注入时间按照划分的阶段数量进行等分，例如，当总的压裂液的注入时间为t，将注入的压裂液的矿化度依次划分为0mol/l、0.05mol/l、0.1mol/l、0.2mol/l、0.3mol/l、0.4mol/l和0.5mol/l七个阶段时，每个阶段对应的压裂液的注入时间为t/7。这样设置，可以使每一阶段注入裂缝中的支撑剂1的量相同，提高支撑剂1的颗粒在裂缝中分布的均匀度。
[0069]
总的压裂液的注入时间可以根据式(4)计算得出：
[0070][0071]
图8为本发明实施例提供的一种油气层的改造区域裂缝分布示意图，通过油气井3向裂缝中注入压裂液，使得支撑剂1进入到以油气井3为中心的圆心区域内，该圆形区域即为油气层4的改造区域，图8中岩块4之间黑色线条即表示裂缝，两个裂缝之间的间距l即为割理间距。式(4)中，h0为初始裂缝开度，re为油气井3的泄流半径，q为储层单位厚度上的注入排量，l是割理间距，r
ds
为无因次支撑剂1的颗粒半径，α为无因次改造区域半径，rd为无因次半径，为积分因子，t
in
(r
ds
)为总的压裂液的注入时间。
[0072]
每一阶段压裂液中支撑剂1的浓度可以保持不变，以确保每一阶段注入裂缝中的支撑剂1的量相等，从而提高支撑剂1的颗粒在裂缝中分布的均匀度。压裂液中支撑剂1的浓度具体数值可以通过以下步骤求得：
[0073]
首先，获取油藏渗透率、油气井3的泄流面积，并且设定油气井3的预期增产倍数，根据图9获得预期增产倍数时支撑裂缝的相对导流能力。此处支撑裂缝为由支撑剂支撑的裂缝。
[0074]
其次，根据油藏渗透率、油气井3的泄流面积、由支撑裂缝的相对导流能力获取裂缝的导流能力。
[0075]
最后，通过压裂软件，例如mfrac、fracpro pt等，模拟不同支撑剂1浓度下的支撑裂缝的导流能力，获取能够达到所需裂缝的导流能力的支撑剂1的浓度。
[0076]
在达到所需裂缝的导流能力的情况下的压裂液量即需要注入裂缝的压裂液的量。
[0077]
在一种具体的实施例中，通过混砂车将支撑剂1混入压裂液，并通过压裂泵将包含支撑剂1的压裂液注入油气井3中。该压裂液包含滑溜水和支撑剂1，压裂液中支撑剂1的质量分数为0.05％，支撑剂1的粒径为30微米。滑溜水包括质量分数为0.1％的降阻剂以及清水，当以离子强度计算时，上述清水的矿化度小于1g/l，可以忽略，因此滑溜水的离子强度可视为0。设计改造的区域半径为50m，即将支撑剂1注入油气井3周围50m范围内的裂缝中，注入时间60分钟。泵注排量10m3/min。
[0078]
在压裂泵将包含支撑剂1的压裂液注入油气井3中的过程中，向混砂车中的压裂液中逐渐加入kcl固体，以增加压裂液的矿化度。随注入时间的增加，加入kcl固体的速率阶梯式增大，使得压裂液的矿化度也随时间的增加而阶梯式增大。具体的压裂液矿化度与支撑剂1悬浮状态之间的关系如表1所示。
[0079]
表1：压裂液矿化度与支撑剂悬浮状态对照表
[0080][0081]
如表1所示，随着压裂液矿化度的增大，压裂液中支撑剂1的颗粒间的势垒逐渐减小，即支撑剂1的颗粒间的斥力势能逐渐减小，支撑剂1可以逐渐由稳定悬浮状态转变为聚结状态。
[0082]
在压裂泵将包含支撑剂1的压裂液注入油气井3中的过程中，按照表1中设定的kcl加入速度向混砂车中的压裂液加入kcl固体，最终在油气层的裂缝中支撑剂1的颗粒的分布如图5和图6所示。若是在压裂泵将包含支撑剂1的压裂液注入油气井3中的过程中，始终不向混砂车中的压裂液加入kcl固体，则压裂液的矿化度始终接近于0，最终在油气层的裂缝中支撑剂1的颗粒的分布如图1和图2所示。若是在压裂泵将包含支撑剂1的的压裂液注入油气井3中的过程中，向混砂车中的压裂液中加入kcl固体的速度始终为372.75kg/min，则压裂液的矿化度一直为0.5mol/l，最终在油气层的裂缝中支撑剂1的颗粒的分布如图3和图4所示。
[0083]
参照图1-6，可知按照表1中设定的kcl加入速度向混砂车中的压裂液中加入kcl固体，最终支撑剂1在油气层的裂缝中的分布更为均匀，提高了油气层的渗透率，从而提高了油气油气井3的产量。
[0084]
本说明书中各实施例或实施方式采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分相互参见即可。
[0085]
本领域技术人员应理解的是，在本发明的揭露中，术语“纵向”、“横向”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系是基于附图所示的方位或位置关系，其仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的系统或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此上述术语不能理解为对本发明的限制。
[0086]
在本说明书的描述中，参考术“一个实施方式”、“一些实施方式”、“示意性实施方式”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合实施方式或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施方式或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施方式或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任何的一个或多个实施方式或示例中以合适的方式结合。
[0087]
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。