(12)发明专利申请
(10)申请公布号 CN 110344799 A(43)申请公布日 2019.10.18
(21)申请号 201810281462.3(22)申请日 2018.04.02
(71)申请人 中国石油化工股份有限公司
地址 100028 北京市朝阳区朝阳门北大街
22号
申请人 中国石油化工股份有限公司石油工
程技术研究院(72)发明人 蒋廷学 王海涛 卞晓冰 李双明
李奎为 苏媛 肖博 周林波 (74)专利代理机构 北京知舟专利事务所(普通
合伙) 11550
代理人 周媛(51)Int.Cl.
E21B 43/26(2006.01)E21B 43/267(2006.01)
权利要求书2页 说明书8页 附图1页
(54)发明名称
一种提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法(57)摘要
本发明公开了一种提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法。包括：(1)压前地层评价；(2)优选前置造缝压裂液的黏度；(3)应用不同黏度压裂液在不同阶段造不同尺度的裂缝；(4)优选与不同裂缝尺度相匹配的支撑剂用量比例及粒径；(5)“板凳式”段塞加砂模式的设计；(6)临界砂堵压裂工艺的实施；(7)其它施工步骤及返排求产流程。本发明实现了一次加砂压裂全过程净压力和诱导应力场作用的有效提升，从而减小主裂缝不同位置处地层两向水平应力差，使天然裂缝或钙质充填的微裂隙更容易打开，主裂缝转向后与之沟通、相交，从而最大限度地提升整个裂缝系统的复杂性程度，进一步提高裂缝改造体积和单井产量。
CN 110344799 ACN 110344799 A
权 利 要 求 书
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1.一种提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法，其特征在于所述方法包括：(1)压前地层评价；
(2)优选前置造缝压裂液的黏度；
(3)应用不同黏度压裂液在不同阶段造不同尺度的裂缝；(4)优选与不同裂缝尺度相匹配的支撑剂用量比例及粒径；(5)“板凳式”段塞加砂模式的设计；(6)临界砂堵压裂工艺的实施；(7)其它施工步骤及返排求产流程。
2.如权利要求1所述的提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法，其特征在于：步骤(2)，
如果页岩地层各种弱面缝及天然裂缝较为发育，则采用1-3mPa·s的乳液型滑溜水或超临界二氧化碳压裂液进行扩缝；如果各种弱面缝及天然裂缝欠发育，则采用9-12mPa·s的粉剂型滑溜水进行扩缝；
此阶段以8-10m3/min排量向地层注入3-4倍井筒容积滑溜水。3.如权利要求1所述的提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法，其特征在于：待(2)结束后，逐步注入20-60mPa·s的高黏胶液；低黏滑溜水与高黏胶液用量体积比为8:2-6:4。
4.如权利要求1所述的提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法，其特征在于：步骤(4)，
小粒径支撑剂的用量比例为30-50％；造缝宽度是支撑剂平均粒径的6-10倍，来确定最优的支撑剂粒径。5.如权利要求4所述的提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法，其特征在于：如果是常压页岩气或深层页岩气储层压裂，造缝宽度是支撑剂平均粒径的10倍。6.如权利要求1所述的提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法，其特征在于：步骤(5)，
在每一级段塞加砂完成前剩余5-20m3携砂液时，将砂液比提升至下一级设计砂液比值完成该阶段加砂。
7.如权利要求6所述的提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法，其特征在于：步骤(5)，
小粒径支撑剂加砂阶段，砂液比由1-3％起步，砂液比台阶式增幅为1-2％，最高砂液比为10-15％；
中等粒径支撑剂加砂阶段，砂液比由4-8％起步，砂液比台阶式增幅为2-3％，最高砂液比为10-24％；
大粒径支撑剂加砂阶段，由高黏胶液携带，砂液比由16-20％起步，砂液比台阶式增幅为2-3％，最高砂液比为18-30％。
8.如权利要求1所述的提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法，其特征在于：步骤(6)，
2-3个砂液比为1个加砂阶段，每个“板凳式”段塞加砂阶段携砂液量为1-2倍井筒容积，之后泵入1-1.5倍井筒容积的不加砂净压裂液进行隔离和顶替，以确定容易发生缝内砂堵
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权 利 要 求 书
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的临界砂液比值。
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说 明 书
一种提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法
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技术领域
[0001]本发明涉及页岩气开发技术领域，进一步地说，是涉及一种提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法。
背景技术
[0002]目前，水平井体积压裂技术已在页岩气勘探开发中获得了大规模推广应用，并在中石化的焦石坝地区和中石油的长宁-威远等地区成功获得了商业性突破。采取的主要工艺措施是高排量、大液量、低黏度和低砂液比，并配套使用了滑溜水和胶液两种黏度的压裂液和70-140目、40-70目和30-50目支撑剂，以及多级支撑剂段塞技术等，以实现体积压裂改造的目的。[0003]文献《多缝压裂新技术研究与试验》(《石油钻采工艺》2010年02期)提出了一种定向射孔多缝压裂技术思路。通过在层内上下选择2个射孔段，通过定向射孔技术，使射孔方位与最大水平主应力方向呈一定夹角；压裂时，强制裂缝转向，形成横向分离、纵向重合相互独立的多条裂缝。为降低破压，尽量增加射孔深度，优选穿透深度较大的小1米弹，射孔孔密优选16孔/m，布孔方式需要180°相位的排状布孔，这样要利用同一层内2个射孔段射孔方向的变化实现2条裂缝的转向。[0004]文献《通过改变近井地应力场实现页岩储层缝网压裂》《(石油钻采工艺》2011年04期)文献提供了一种通过改变近井地应力来实现缝网的方法。主要依靠原始地应力资料有目的地设计第1次压裂，产生需要的诱导应力，从而在第2次压裂中选择合适黏度与类型压裂液、合适粒径和类型的支撑剂，施工期间通过改变排量和加砂浓度控制不同尺寸裂缝的延伸，高排量时大裂缝吸收支撑剂较多易形成砂堵，从而实现小裂缝的扩展和延伸，最终形成网状裂缝，从而达到最佳改造效果。该方法主要是通过前后2次压裂，类似于重复压裂的方法改变近井地应力来实现缝网改造的目的。[0005]文献《提高改造体积的新裂缝转向压裂技术及其应用》《(油气地质与采收率》2012年05期)文献提供了一种利用强制闭合、快速返排、多次加砂的工艺。即：在压裂过程中，在先加入一定量的支撑剂后，人工裂缝可达到一定缝长，通过计算其应力场达到一定条件后停止加砂，进行强制闭合和快速放喷，由于第1次支撑剂和强制放喷，致使人工裂缝附近产生应力集中现象，使应力场重新分布，导致地层2个水平主应力差值变小；再次施工时，通过施工参数优化，可使人工裂缝方位发生转向，其转向距离大于连续施工采用转向剂造成的转向距离，这样通过改变短期内2个水平应力场的分布而实现提高改造体积的新裂缝转向压裂技术。该技术方法核心是多次加砂和强制闭合来减小地层的2个水平主应力差值实现裂缝转向。
[0006]但是，从实际压后评估资料显示，即使在焦石坝高产页岩气区块，压裂改造形成的单一裂缝仍占40％的比例，复杂裂缝占45-50％，真正的网络裂缝或体积裂缝只占10-15％，形成的体积裂缝占比较少，压后产气剖面结果也基本验证了这一结论。从技术角度而言，目前上述通用的体积压裂工艺主要存在以下问题：
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说 明 书
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(1)液体黏度的选择可能偏高。如焦石坝区块以往滑溜水黏度高达9-12mPa·s，大
量的微裂缝或层理缝等弱面缝难以有效沟通和继续张开，因液体黏度高进缝阻力大。[0008](2)支撑剂的粒径及占比优选可能不合适。如目前常用的三种支撑剂粒径为70-140目、40-70目和30-50目，对于一般压开主裂缝特征明显的页岩，40-70目和30-50目支撑剂粒径基本能满足裂缝支撑充填需要；但对于主裂缝缝宽窄或压裂过程中形成的微小尺度裂缝及层理缝，大粒径支撑剂显然不满足施工需要，甚至70-140目支撑剂粒径都仍然偏大，或者即便支撑剂粒径合适，其在总支撑剂量中的占比可能过小而不足以支撑大量的微裂缝及层理缝系统。[0009](3)排量的选择可能不合适。尤其是提升排量的时机，如台阶式升排量慢了，可能缝高的垂向延伸有限，尤其是对于纹层理缝相对发育的页岩，缝高的延伸程度会相对较小，影响上述弱面缝的有效开启。[0010](4)砂液比的选择可能不匹配。如砂液比高了，可能引起早期砂堵，反之，如砂液比低了，裂缝净压力憋不起来，影响裂缝复杂性程度的提升。[0011]因此，需要提出一种新的能有效提高裂缝复杂程度的工艺方法，以解决上述问题。发明内容
[0012]为解决现有技术中出现的液体黏度和支撑剂粒径选择不当以及施工排量和砂液比等施工参数设计不合理，而造成的裂缝复杂性程度不高，储层改造体积有限，压裂效果不理想等问题，本发明提供了一种提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法。实现了一次加砂压裂全过程净压力和诱导应力场作用的有效提升，从而减小主裂缝不同位置处地层两向水平应力差，使天然裂缝或钙质充填的微裂隙更容易打开，主裂缝转向后与之沟通、相交，从而最大限度地提升整个裂缝系统的复杂性程度，进一步提高裂缝改造体积和单井产量。[0013]本发明的关键技术内容如下：[0014](1)应用不同黏度压裂液在不同阶段造不同尺度的裂缝系统，既有微裂隙及弱面缝等小尺度裂缝系统，又有主裂缝等大裂缝系统。先注入低黏度压裂液，再逐步注入高黏度压裂液。低黏度压裂液沟通延伸小尺度裂缝的能力较强，高黏度压裂液在后续注入时因进缝阻力大，难以进入低黏度压裂液形成的小尺度裂缝系统，而是另延伸一条主裂缝系统。只要黏度值及比例分配合适，就能产生预期的复杂裂缝系统。此阶段主要产生裂缝改造体积。[0015](2)优选与(1)中产生的多尺度裂缝相适应的支撑剂，包括粒径选择及每种粒径的比例优化。显然地，粒径小了或用量不足，裂缝支撑的比例降低，会大幅降低(1)中产生的裂缝改造体积。该阶段主要产生有效的裂缝改造体积。[0016](3)综合考虑水平层理缝/纹理缝及高角度天然裂缝的发育情况优化排量。如是水平层理缝/纹理缝发育，则应在设备及套管限压下，最大限度地快速提高排量，即限压不限排量技术，目的是在井底最短时间内积聚起足够的井底压力，最大限度地提高裂缝高度的延伸；如是高角度天然裂缝发育，则应适度控制排量，以避免缝高的过度延伸从而造成缝宽的变窄和加砂的不畅甚至早期砂堵。[0017](4)综合考虑最大限度提高裂缝净压力和避免早期砂堵，优化与控制砂液比。加砂过程采取“板凳式”段塞加砂技术，即在某个砂液比阶段施工时，将后一阶段的施工砂液比提前到此阶段，形成连续两段砂或连续三段砂模式，为安全起见，将提前注入的高砂液比段
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说 明 书
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缩小，即使该段进入井底炮眼后引起压力的过快上升，但因注入量小也不至于造成缝内砂堵。如上述试探性加砂后井口压力无反应或上升幅度较小，则说明后续的高砂液比段还需进一步提高，以此不断探索，在不同的施工砂液比阶段，都能相应形成最合适的临界砂堵施工模式，即砂液比再稍微有些激进就可能砂堵。在此模式下施工，人为造成缝内憋压，增加裂缝内净压力，促使裂缝发生转向而沟通更多的微裂缝或层理缝等弱面缝，最大限度地提升裂缝的复杂性程度。
[0018]本发明的目的是提供一种提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法。[0019]包括：[0020](1)压前地层评价；[0021](2)优选前置造缝压裂液的黏度；[0022](3)应用不同黏度压裂液在不同阶段造不同尺度的裂缝；[0023](4)优选与不同裂缝尺度相匹配的支撑剂用量比例及粒径；[0024](5)“板凳式”段塞加砂模式的设计；[0025](6)临界砂堵压裂工艺的实施；[0026](7)其它施工步骤及返排求产流程。[0027]其中，优选：[0028]步骤(2)，
[0029]如果页岩地层各种弱面缝及天然裂缝较为发育，则采用1-3mPa·s的乳液型滑溜水或超临界二氧化碳压裂液进行扩缝；如果各种弱面缝及天然裂缝欠发育，则采用9-12mPa·s的粉剂型滑溜水进行扩缝；
[0030]此阶段以8-10m3/min排量向地层注入3-4倍井筒容积滑溜水。[0031]待(2)结束后，逐步注入20-60mPa·s的高黏胶液；[0032]低黏滑溜水与高黏胶液用量比为8:2-6:4。[0033]步骤(4)，
[0034]小粒径支撑剂的用量比例为30-50％；[0035]造缝宽度是支撑剂平均粒径的6-10倍，来确定最优的支撑剂粒径。[0036]小粒径支撑剂的用量比例为30-50％；
[0037]如果是常压页岩气或深层页岩气储层压裂，造缝宽度是支撑剂平均粒径的10倍。[0038]步骤(5)，
[0039]在每一级段塞加砂完成前剩余5-20m3携砂液时，将砂液比提升至下一级设计砂液比值完成该阶段加砂。[0040]步骤(5)，
[0041]小粒径支撑剂加砂阶段，砂液比由1-3％起步，砂液比台阶式增幅为1-2％，最高砂液比为10-15％；
[0042]中等粒径支撑剂加砂阶段，砂液比由4-8％起步，砂液比台阶式增幅为2-3％，最高砂液比为10-24％；
[0043]大粒径支撑剂加砂阶段，由高黏黏胶液携带，砂液比由16-20％起步，砂液比台阶式增幅为2-3％，最高砂液比为18-30％。[0044]步骤(6)，
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2-3个砂液比为1个加砂阶段，每个“板凳式”段塞加砂阶段携砂液量为1-2倍井筒
容积，之后泵入1-1.5倍井筒容积的不加砂净压裂液进行隔离和顶替，以确定容易发生缝内砂堵的临界砂液比值。
[0046]本发明的具体实施方式如下：[0047](1)压前地层评价。主要包括层理缝/纹理缝及高角度天然裂缝发育程度、岩石力学及三向应力等的评价。除了常规的测井、录井、岩心测试等方法外，利用压裂施工资料进行实时分析判断也至关重要。如在前期探缝过程中，压裂液排量及黏度等都不变的情况下，扣除井筒中不同泵注时刻净压裂液和携支撑剂的混砂液密度差引起的压力波动外，井口施工压力波动幅度达到3-5MPa以上且地层破裂后施工压力降速大于0.02MPa/s，就说明裂缝延伸过程中沟通了各种弱面缝或天然裂缝。另外，根据压力波动的频次就可以判断地层天然裂缝的发育程度，波动的频次越高反映页岩地层天然裂缝越发育。一般前期探缝是在酸预处理结束后进行，以4-10m3/min的排量向地层注入2-3倍井筒容积的黏度为1-3mPa·s的乳液型滑溜水进行探缝。[0048](2)优选前置造缝压裂液的黏度。如通过步骤(1)判断页岩地层各种弱面缝及天然裂缝较为发育，则考虑采用1-3mPa·s的乳液型滑溜水，甚至可考虑采用黏度仅有0.03mPa·s左右的超临界二氧化碳压裂液进行扩缝；反之，如各种弱面缝及天然裂缝欠发育，则考虑采用9-12mPa·s的粉剂型滑溜水进行扩缝。此阶段以8-10m3/min排量向地层注入3-4倍井筒容积滑溜水，也可考虑不同黏度的滑溜水混合使用，但不是掺杂在一起，而是根据施工前后顺序依次应用。比如先注入1-2倍井筒容积低黏滑溜水后再注入1-2倍较高黏度滑溜水进行扩缝。[0049](3)应用不同黏度压裂液在不同阶段造不同尺度的裂缝。待(2)结束后，逐步注入20-60mPa·s的高黏胶液。由于(2)中的低黏滑溜水沟通延伸小尺度裂缝的能力较强，高黏胶液在后续注入时因进缝阻力大，难以进入低黏度压裂液形成的小尺度裂缝系统，而是另延伸一条主裂缝系统。这样形成的裂缝系统既有大尺度的主裂缝又有小尺度的微裂隙及弱面缝，裂缝复杂性将显著增加。此阶段主要产生裂缝改造体积。
[0050]不同黏度压裂液用量占比的优化可以根据Meyer等成熟的裂缝扩展模拟优化设计商业软件确定，通过模拟计算不同压裂时刻次裂缝缝宽与主裂缝缝宽比值来确定滑溜水用量与胶液用量的比例。另外，还可参考邻井的压裂施工曲线进行判断，如通过步骤(2)判断压裂施工压力波动频次>2次、波动幅度>3-5MPa，则应增加低黏滑溜水的比例。低黏滑溜水与高黏胶液用量比为8:2-6:4，前置液总量由Meyer等商业软件进行模拟得出获得主裂缝的长度及高度所需的压裂液量来定。[0051](4)优选与不同裂缝尺度相匹配的支撑剂用量比例及粒径。在(2)中的低黏度压裂液优选比例的基础上，根据设计的加砂程序中的阶段砂液比和段塞数，确定最终的小粒径支撑剂的用量比例，一般取30-50％。考虑到部分小尺度的裂缝在施工曲线上可能难以反映出来，可适当追加5-10％的比例。目前常用的小粒径支撑剂为70-140目的覆膜砂或陶粒，考虑到实际地质情况，可根据(3)中提及的裂缝扩展模拟优化设计商业软件，模拟小尺度裂缝的平均宽度，再按照目前常用的造缝宽度是支撑剂平均粒径的6-10倍，来确定最优的支撑剂粒径。对常压页岩气或深层页岩气储层压裂而言，可取10倍原则，则可能需要140-210目的更小粒径的支撑剂，以确保施工的安全。
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施工中其它粒径的选择(指压裂施工中所采用的除70-140目小粒径支撑剂或者
140-210目更小粒径支撑剂之外，剩下的50-70％的支撑剂对应的粒径)可按照造缝宽度是支撑剂平均粒径的6倍原则来优选，通常选用40-70目、30-50目。[0053](5)“板凳式”段塞加砂模式的设计。“板凳式”段塞加砂模式(见图1之2.“板凳式”段塞加砂所示)是在每一级段塞加砂完成前剩余5-20m3携砂液时，将砂液比提升至下一级设计砂液比值完成该阶段加砂。施工时，小粒径支撑剂加砂阶段，如70-140目支撑剂泵注阶段，砂液比可由1-3％起步，砂液比台阶式增幅为1-2％，最高砂液比可设计为10-15％；中等粒径支撑剂加砂阶段，如40-70目支撑剂泵注阶段，砂液比可由4-8％起步，砂液比台阶式增幅为2-3％，最高砂液比可设计为10-24％；大粒径支撑剂加砂阶段，如30-50目支撑剂泵注阶段，通常由高黏胶液携带，砂液比可由16-20％起步，砂液比台阶式增幅为2-3％，最高砂液比可设计为18-30％；[0054](6)临界砂堵压裂工艺的实施。在(5)“板凳式”段塞加砂模式的基础上，试探性寻求临界砂堵的砂液比，即：2-3个砂液比为1个加砂阶段，每个“板凳式”段塞加砂阶段携砂液量以1-2倍井筒容积为宜，之后泵入1-1.5倍井筒容积的不加砂净压裂液进行隔离和顶替，这样便于观察上一级砂液比及预先实施的下一级设计砂液比进入地层后施工压力的响应，以此逐步探索地层在某一时刻容易发生缝内砂堵的临界砂液比值。为安全起见，将提前注入的高砂液比段泵注量减少，即使该段进入井底炮眼后引起压力的过快上升，但因注入量小也不至于造成缝内砂堵。如上述试探性加砂后井口压力无反应或上升幅度较小(如，扣除井筒中不同泵注时刻净压裂液和携支撑剂的混砂液密度差引起的压力波动外，压力上升幅度<0.02MPa/s)，则说明后续的高砂液比段还需进一步提高，以此不断探索，在不同的施工砂液比阶段，都能相应形成最合适的临界砂堵施工模式，即砂液比再稍微有些激进就可能砂堵。在此模式下施工，人为造成缝内憋压，增加裂缝内净压力，以此改变远井地层应力场分布而减小2个水平应力差值和增强诱导应力场作用，促使裂缝发生转向而沟通更多的微裂缝或层理缝等弱面缝，最大限度地提升裂缝的复杂性程度。[0055](7)其它施工步骤及返排求产流程，参照正常的技术流程执行，在此不赘。[0056]本发明的作用效果在于：[0057](1)在不同阶段应用不同黏度压裂液进行造缝[0058]其作用效果在于：低黏度压裂液沟通延伸小尺度裂缝的能力较强，高黏度压裂液在后续注入时因进缝阻力大，难以进入低黏度压裂液形成的小尺度裂缝系统，而是另延伸一条主裂缝系统。通过在不同施工阶段优选不同黏度压裂液及合理分配其用量，就能产生预期的复杂裂缝系统，此阶段主要产生裂缝改造体积。[0059](2)优选与多尺度裂缝相适应的支撑剂[0060]其作用效果在于：利用不同粒径支撑剂充填不同尺度裂缝，使整个裂缝系统都能得到有效支撑，形成有效的裂缝改造体积。包括不同粒径支撑剂的选择及每种粒径支撑剂用量比例的优化。[0061](3)适度控制排量[0062]其作用效果在于：对于水平层理缝/纹理缝发育的页岩，在设备及套管限压下，最大限度地快速提高排量，即限压不限排量，能够实现最短时间内在井底积聚起足够的能量，最大限度地提高裂缝高度的延伸；对于高角度天然裂缝发育的页岩，则通过适度控制排量
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的大小和提升排量的时机，能够避免缝高的过度延伸而造成缝宽的变窄和加砂的不畅甚至早期砂堵。[0063](4)临界砂堵加砂[0064]其作用效果在于：在某个砂液比阶段施工时，将后一阶段的施工砂液比提前到此阶段，形成连续两个砂液比或连续三个砂液比，按照一段携砂液，一段隔离液的方式，以段塞形式注入，一方面可以逐级探索地层对砂液比的敏感值(即：即将发生缝内砂堵时的临界砂液比值)，根据临界砂液比值，优化排量和砂液比，最大限度地提高裂缝净压力；另一方面提前注入的高砂液比段比正常施工阶段液量小，即使该砂液比段进入井底炮眼后可能会引起压力过快上升，但因注入量小也不至于造成缝内砂堵。以此不断探索，在不同的施工砂液比阶段，都能相应形成最合适的临界砂堵施工模式，即砂液比再稍微有些激进就可能砂堵。照此模式施工，能够大幅提高不同施工阶段的裂缝净压力和增强裂缝转向效果，从而使得不同的主裂缝位置处裂缝的复杂性程度也可得到最大限度地提升。
附图说明
[0065]图1是页岩气井临界砂堵压裂典型施工曲线示意图。[0066]附图标记说明：[0067]1.施工排量，2.“板凳式”段塞加砂，3.井口压力，4.临界砂堵对应的施工压力。具体实施方式
[0068]下面结合实施例，进一步说明本发明。[0069]实施例
[0070]Z井是一口海相页岩气水平井，该井目的层为下志留统龙马溪组-上奥陶统五峰组，垂深2626.80-2707m。该井目的层平均脆性矿物含量69.2％，杨氏模量19.1-24.5GPa、泊松比0.25-0.27，最大水平主应力62MPa，最小水平主应力52MPa，垂向应力67MPa，水平应力绝对值差10MPa，水平应力差异系数19％。成像测井显示目的层水平层理发育，同时部分层段存在有高导缝和高阻缝，总体上该井有利于实施体积改造。利用本专利提供的方法对该井其中一段进行临界砂堵压裂施工，具体实施步骤如下(图1即为该井其中一段临界砂堵压裂施工曲线示意图)：[0071](1)通过对该压裂段页岩脆性、天然裂缝及水平应力差的评价，计算脆性指数为62％；同时，考虑层理及潜在的高角度充填缝，判断该井可用本专利方法进行临界砂堵压裂施工；经采用MEYER软件模拟优化，本井需要采用500m3胶液，1250m3滑溜水，70-140目覆膜石英砂支撑剂22m3，40-70目覆膜石英砂支撑剂30m3，小粒径支撑剂占比为42％；[0072](2)注入20m3浓度为15％的盐酸进行酸预处理，之后采用滑溜水进行前置造缝，滑溜水黏度2mPa·s，排量由2m3/min稳步提升至4、6、8、10m3/min过程中，每一个稳定排量台阶下均显示有不同程度的压力波动，波动范围在2-3MPa，由此判断页岩起裂过程中有多点破裂特征；
[0073]此阶段提升至并保持10m3/min排量向地层注入150m3滑溜水。[0074](3)按照(2)持续注入150m3滑溜水后，排量提升至12m3/min，注入75m3黏度45mPa·s的胶液，开始按照段塞方式加入70-140目覆膜石英砂支撑剂，起步砂液比为1％，携砂所用
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胶液段塞量为40m3，之后泵注30m3滑溜水完成1％砂液比段塞的顶替；[0075](4)倒换滑溜水加砂，排量保持12m3/min，起步砂液比为1％，在每一个携砂液段塞按照设计砂液比完成泵注前剩余10m3液量时，提前将砂液比提升至下一级携砂液段塞的设计砂比，便于提前观察后续砂比是否对地层敏感，以对后续施工参数进行调整；[0076]经模拟计算，获得的初始造缝宽度为2.2-2.5mm，而70-140目支撑剂粒径为0.212-0.106mm，符合造缝宽度至少是支撑剂粒径的6-10倍的优选原则[0077](5)按照(4)以1％的砂液比台阶，按照“一段砂一段液”的“板凳式”段塞加砂模式完成70/140目覆膜石英砂支撑剂的泵注，由图1可见当砂液比达到7％以上时，压力总体趋势逐步抬升，继续按照每个携砂液段塞结束前剩余10m3液量时提升砂比至下一级设计值，这样逐步便实现了对各个施工阶段容易发生缝内砂堵对应的临界砂液比值的探索，在下一级携砂液段塞注入时以此临界砂液比起步，进行“板凳式”注入，压力就会一直处于上升状态，即始终保持了缝内“憋压”，从而产生了较高的裂缝内净压力，在此净压力作用下诱导应力场作用增强，便于裂缝诱导转向。最终70/140目覆膜石英砂支撑剂最高砂液比达到10％；[0078]在每一级段塞加砂完成前剩余15m3携砂液时，将砂液比提升至下一级设计砂液比值完成该阶段加砂。
[0079]小粒径支撑剂，70-140目支撑剂加砂阶段，砂液比由1％起步，砂液比台阶式增幅为1％，最高砂液比为10％；[0080](6)为了进一步改善较大尺度裂缝的充填效果，在(5)完成后，进行40/70目覆膜石英砂支撑剂的泵注，初期采用黏度为2mPa·s的滑溜水按照上述“板凳式”加砂，起步砂比为4％，分别按照4％+6％、5％+7％、6％+7％+8％、8％+9％+10％、10％+11％+12％共5个砂液比段塞完成40/70目覆膜石英砂支撑剂泵注施工，施工过程中，7％砂液比进入地层后，施工压力由最高75MPa降低到67MPa，扣除携砂液密度产生的液柱压力的影响，压力降幅达5MPa左右，由此判断有新缝开启，说明之前临界砂堵加砂压裂工艺达到了设计目的；另外，11％砂液比进入地层后，施工压力陡升至86MPa，缝内再次憋压，此时将施工排量由12m3/min降至10m3/min，压力降至62MPa且保持平稳，再扣除排量变化产生的摩阻影响以及携砂液密度产生的液柱压力影响，压力降幅接近15MPa，说明缝内再次憋压可能引起缝高延伸突破层理的遮挡，对页岩气储层纵向上形成了有效覆盖，改造体积进一步扩大；[0081]2-3个砂液比为1个加砂阶段，每个“板凳式”段塞加砂阶段携砂液量为45m3，之后泵入45m3的不加砂净压裂液进行隔离和顶替，以确定容易发生缝内砂堵的临界砂液比值；[0082]中等粒径支撑剂，40-70目支撑剂滑溜水加砂阶段，砂液比由4％起步，砂液比台阶式增幅为1-2％，最高砂液比为12％；[0083](7)待(6)完成后，倒换黏度为45mPa·s的胶液，排量提升至14m3/min，按照上述“板凳式”加砂模式继续加入40/70目覆膜石英砂支撑剂，起步砂比为8％，分别按照8％+10％、10％+12％、12％+14％+16％共3个砂液比段塞完成40/70目覆膜石英砂支撑剂泵注施工，之后保持胶液排量改换30-50目覆膜石英砂支撑剂，按照16％+18％共1个砂液比段塞完成30-50目覆膜石英砂支撑剂泵注施工；[0084]中等粒径支撑剂，40-70目支撑剂倒换胶液加砂阶段，砂液比由8％起步，砂液比台阶式增幅为2％，最高砂液比为16％；[0085]大粒径支撑剂，30-50目支撑剂加砂阶段，由高黏黏胶液携带，砂液比由16％起步，
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砂液比台阶式增幅为2％，最高砂液比为18％。[0086](8)待(7)完成后，顶替15m3胶液+45m3滑溜水，结束施工。[0087]该段施工由G函数曲线和地面微地震监测结果显示，比相邻没有采用缝内临界砂堵压裂工艺的压裂段获得的裂缝复杂性程度更高、单段裂缝改造体积明显提高40％以上。
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