CN105089596A - 一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法，该方法包括以下步骤：将材料液注入储层已有裂缝，使材料液中的暂堵材料在裂缝缝口处形成桥堵，然后进行水力压裂施工迫使裂缝转向，注入活性液体激活储层微裂缝，至少进行一次上述步骤。本发明的非常规储层油气井的水力压裂改造方法不仅能形成多条人工裂缝，且能够激活储层微裂缝，增大泄油面积，提高单井产量和经济效益。本发明提供的水力压裂改造方法不仅适用于页岩气、煤层气、致密油气等非常规油气藏，还可应用于低渗透和超低渗透的常规油气藏；同时，该方法既可用于直井增产改造施工，也可应用于水平井、斜井等的增产改造施工。
Description
技术领域
本发明属于石油天然气开采技术领域，具体涉及一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法。
背景技术
非常规储层(致密气、致密油和页岩气等)基质渗透率很低，必须经过水力压裂改造才能获得商业开发。非常规储层在油气资源储量中占有相当大的比重，是未来相当长时间内油气产量增长的重要基础。采用常规水力压裂改造工艺一般仅形成一条对称双翼裂缝，与油气层接触连通的面积有限，压后测试一般产能较低。如果通过转向压裂形成多条水力裂缝，增加更多与油气藏接触的低阻力通道，可较大幅度提高非常规储层的油气产量；而对于目前处于生产过程中的很多油气田中老的油气井，由于受地层能量衰减或剩余油分布的影响，井的产能下降，提高其产能也是挖潜油气产量的重要途径。这些老井在重复压裂时也需要形成多条水力裂缝，一方面形成多条低阻力通道，另一方面提高与高剩余油区的联通，从而大幅增加重复压裂后的产量。
转向压裂形成多条水力裂缝的关键是合适的暂堵转向剂及其配套工艺。目前转向压裂时使用的转向剂一般为油溶树脂、聚合物交联凝胶和地面交联的颗粒堵剂等，它们适应温度能力和暂堵能力有限，压裂后对支撑剂充填带或缝口有较大损害等，难以将转向形成的多条裂缝全部动用，难以满足非常规储层转向压裂或老井重复压裂的需求。
发明内容
为解决以上问题，本发明的目的是提供一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法。该方法不仅能形成多条人工裂缝，且能够激活储层微裂缝，增大泄油面积，提高单井产量和经济效益。
为达到上述目的，提供一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法，该方法包括以下步骤：
步骤一：以2.0-20.0立方米/分钟的排量向地层注入50-500立方米压裂液(作为前置液)造缝；
步骤二：向地层注入5-500立方米活性液体，激活储层的微裂缝；
步骤三：以2.0-20.0立方米/分钟的排量向地层注入50-500立方米砂比为1％-50％的携砂液支撑裂缝；
步骤四：以1.0-15.0立方米/分钟的排量向地层注入材料液，当材料液进入预设缝内桥堵处，以0.5-5.0立方米/分钟的排量泵注，材料液的总用量为5-100立方米；
步骤五：步骤一到步骤四形成一次循环，将所述循环进行1至6次，其中，在最后一次循环中，只进行步骤一到步骤三的操作；
步骤六：使用至少一个施工管柱容积的顶替液进行顶替。
经多次施工可形成缝网结构，施工结束，暂堵材料被溶解或降解实现压开裂缝的动用。
上述的缝内暂堵转向形成改造缝网的方法中，根据具体实施方案，还可以加入一些常规的对裂缝进行处理的步骤。
上述的缝内暂堵转向形成改造缝网的方法中，步骤三、步骤四可以根据需要分多次进行。
上述的缝内暂堵转向形成改造缝网的方法中，步骤一注入压裂液的目的是压裂形成一条人工裂缝主缝；步骤二注入活性液体以激活储层的微裂缝；步骤三携砂液中的支撑剂可以增强人工裂缝的稳定性和渗透性，提高油气渗透产出，携砂液的注入可采用线性加砂模式；步骤四加入材料液，可以使暂堵材料在缝内形成较为致密的封堵，迫使裂缝内部增压导致平面转向或激发潜在天然裂缝；步骤五中，重复一系列步骤，可以根据需要进行实施，以实现形成更复杂缝网的改造。
在上述方法中，使材料液进入预设缝内桥堵处，具体可通过计算注液体积实现，为本领域常规方式。
在上述方法中，优选地，材料液的注入分两个阶段，当材料液进入预设缝内桥堵处后，以更低的排量注入材料液，利于携带液尽快滤失入地层，在桥堵处形成致密的滤饼。
在上述方法中，优选地，当地层中存在已有裂缝时，先注入压裂液基液，然后注入材料液对已有裂缝进行暂堵，之后再进行上述步骤一至步骤六的操作。注入压裂液基液可使储层中的原有液体与后续的材料液分隔开。
在上述方法中，优选地，所述材料液包括暂堵材料和携带液，二者的重量比为1-10∶100。
在上述方法中，优选地，所述暂堵材料为在储层条件下可溶解或可降解暂堵材料，进一步优选为水溶性暂堵材料、油溶性暂堵材料、温度降解暂堵材料或生物降解暂堵材料。进一步优选地，暂堵材料可溶解或可降解的程度为95％-100％；更优选地，所述暂堵材料包括石油工程纤维FCL、压裂用新型转向剂DCF-1、柔性转向剂SR-3或压裂用转向剂DCF-2，上述产品均由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产。以上产品经常规加工后，都可制成纤维状、颗粒状或片状暂堵材料，不同形状的暂堵材料可组合应用。
在本发明提供的优选实施方式中，暂堵材料的为可热降解的暂堵材料DCF-1，其在施工结束后，地下液体温度逐步升高到地层温度，暂堵材料在地层温度下自动降解。
在上述方法中，优选地，所述暂堵材料的形状为颗粒状、片状或纤维状；优选为颗粒状暂堵材料、片状暂堵材料和纤维状暂堵材料中的一种或几种的组合；
以重量计，当颗粒状暂堵材料与纤维状暂堵材料组合应用时，颗粒状暂堵材料与纤维状暂堵材料的用量比为(0.3-0.7)∶(0.7-0.3)；当片状暂堵材料与纤维状暂堵材料组合应用时，片状暂堵材料与纤维状暂堵材料的用量比为(0.2-0.8)∶(0.8-0.2)；当颗粒状暂堵材料与片状暂堵材料组合应用时，颗粒状暂堵材料与片状暂堵材料的用量比为(0.4-0.6)∶(0.4-0.6)；当颗粒状暂堵材料、片状暂堵材料和纤维状暂堵材料组合应用时，颗粒状暂堵材料、片状暂堵材料和纤维状暂堵材料的用量比为(0.1-0.5)∶(0.2-0.4)∶(0.7-0.1)。
在上述方法中，优选的：所述颗粒状暂堵材料的性能指标为：粒径1-3毫米、真实密度1.10-1.35克/立方厘米、耐温范围20-200摄氏度；所述片状暂堵材料的性能指标为：厚度0.1-3毫米、5-10毫米圆形及/或类似圆形的片状物、真实密度1.10-1.35克/立方厘米、耐温范围20-200摄氏度；所述纤维状暂堵材料的性能指标为：纤维直径10-20微米、长度4-8毫米、真实密度1.10-1.35克/立方厘米、耐温范围20-200摄氏度。
暂堵材料性能选择主要是根据压裂井地层深度、地层的破裂压力来确定；通过对不同形状、不同性能暂堵材料的选择，有利于适应不同宽度裂缝的暂堵，提高暂堵效果，针对具体储层，选择合适的颗粒与纤维进行混配后，可使暂堵形成的滤饼更加致密，封堵裂缝能力增强。
在上述方法中，材料液中的携带液为地面条件下具有一定的粘度满足对暂堵材料的悬浮和携带的液体，携带液进入储层裂缝后液体粘度降低，携带能力降低，暂堵材料在裂缝内某处聚集形成桥堵。
在上述方法中，优选地，所述携带液为密度为1.0-1.2克/立方厘米，粘度为1-60mPa·s的低粘度液体，包括清水和常规的满足密度和粘度要求的滑溜水、低浓度瓜胶、清洁压裂液、低粘度瓜胶溶液或酸液；其中，低粘度瓜胶溶液的配制水可为淡水或不同密度的氯化钾盐水；携带液用量和排量根据储层暂堵级数确定，确保缝宽较窄，利于暂堵材料暂堵在缝口/缝中形成较为致密的滤饼。每级携带液的用量为20-30立方米左右，排量根据缝宽确定，要求此排量下缝宽较窄，便于暂堵。
低浓度瓜胶为比常规压裂液中瓜胶浓度低的压裂液，低浓度瓜胶在交联成冻胶后又能与常规压裂液的冻胶效果相当，使其在低浓度下仍可以达到良好的交联效果。具体的，选用合适的交联剂可得到上述低浓度瓜胶，该交联剂优选为由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的有机硼交联剂YP-150。低粘度瓜胶溶液是指形成的液体粘度较低的瓜胶溶液，可以理解为低浓度瓜胶基液(因未加交联剂而未形成冻胶时的状态)。
在上述方法中，优选地，以重量份计，所述低粘度瓜胶溶液包括以下组分：100份水、0.1-0.2份瓜胶或超级瓜胶、4-20份氯化钾、0.01-0.03份氢氧化钠、0.03-0.10份碳酸钠、0.03-0.10份碳酸氢钠、0.08-0.12份甲醛、0.5-1份破乳剂和0.5-1份高效助排剂；可选用常规的破乳剂和助排剂，进一步优选地，所述破乳剂和高效助排剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的FRZ-4破乳剂和HSC-25高效助排剂。
在上述方法中，优选地，以重量份计，所述清洁压裂液包括以下组分：100份淡水、3-8份粘弹性表面活性剂和6-10份碳酸钙粉。进一步优选地，所述清洁压裂液的组份为：淡水100份、粘弹性表面活性剂5份、碳酸钙粉8份；上述粘弹性表面活性剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的VES-50粘弹性表面活性剂。
优选地，将上述清洁压裂液(113重量份)与2重量份暂堵材料配制成材料液。
上述方法使用了可降解或可溶解的暂堵材料，该材料由低粘度携带液携带，当造缝液体压开地层时，携带暂堵材料的液体进入已压开裂缝内，由于携带液粘度较低，携带液会以较快速率滤失到压开地层中，通过控制较低的排量，以及较小的缝宽，使暂堵材料可在预设处(缝口/缝中，缝中暂堵时的排量大于缝口暂堵所需的排量)形成较为致密的滤饼，处起到人工遮挡作用，迫使裂缝转向，施工后暂堵材料被降解或溶解，压开裂缝被动用。
在上述方法中，优选地，所述活性液体为具有酸性、润滑性的液体；
以重量份计，所述活性液体包括以下组分：100份淡水、0.001-0.1份减阻剂FR-800、0.1-1.0份粘土稳定剂AS-55、0.01-0.2份破乳剂、0.01-0.1份高效助排剂；
或者包括以下组分：100份淡水、0.001-0.1份减阻剂FR-800、0.1-1.0份粘土稳定剂AS-55、0.01-0.2份破乳剂、0.01-0.1份高效助排剂、1-10份酸；
在上面两种活性液体中，所述破乳剂为烷基酚与环氧乙烷的缩合物和/或阳离子表面活性剂，所述高效助排剂为含氟表面活性剂；进一步优选地，所述减阻剂、粘土稳定剂、破乳剂、高效助排剂分别为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的FR-800减阻剂、AS-55粘土稳定剂、FRZ-4破乳剂、HSC-25高效助排剂；所述酸为无机酸、有机酸或潜在酸，所述无机酸为盐酸、磷酸、土酸和氟硅酸中的一种或几种的组合，所述有机酸为甲酸、乙酸和乙二酸中的一种或几种的组合，所述潜在酸为盐酸羟胺和氟化氢铵中的一种或两种的组合。
在上述方法中，优选地，压裂液可以为常规的瓜胶压裂液、超级瓜胶压裂液、羧甲基压裂液或清洁压裂液。进一步优选为相应的低浓度压裂液，在低浓度瓜胶压裂液、低浓度超级瓜胶压裂液中，交联剂优选为由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的YP-150交联剂。
在上述方法中，优选地，以重量份计，所述瓜胶压裂液或超级瓜胶压裂液包括以下组份：100份水、0.2-0.5份瓜胶或超级瓜胶、2-10份氯化钾、0.03-0.06份氢氧化钠、0.08-0.15份碳酸钠、0.08-0.12份碳酸氢钠、0.08-0.12份甲醛、0.008-0.015份过硫酸铵、0.5-1份破乳剂、0.5-1份高效助排剂和0.1-0.8份有机硼交联剂。进一步优选地，破乳剂、高效助排剂、有机硼交联剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的FRZ-4破乳剂、HSC-25高效助排剂、YP-150有机硼交联剂。
在上述方法中，优选地，所述顶替液为低粘度中性或碱性液体，碱性液体可以为NaOH溶液，低粘度中性液体可以为低浓度瓜胶溶液或滑溜水；进一步优选地，所述滑溜水顶替液的组成为0.1wt％瓜胶+清水。使用顶替液进行压井，其目的是将管柱内的携砂液、材料液顶替进地层裂缝中。
在上述方法中，优选地，该方法还包括：在所述压裂液和所述携砂液注入地层后，分别尾追0.01％-0.2％(以压裂液的体积为计算基准)的破胶剂的步骤；以及，在顶替结束后进行停泵、憋压测压降的步骤，优选地，憋压的时间为20分钟。进一步优选地，所述破胶剂为过硫酸铵或者过硫酸铵与胶囊破胶剂的组合。
在上述方法中，各施工液体的具体用量和排量根据储层类型确定。压裂液的排量根据地层的破裂压力确定，排量需足以将地层压开并形成水力裂缝；用量根据地层条件确定，可从形成多长的水力压裂裂缝，达到多少产油气量，净利润最大等方面考虑。
上述方法中，优选地，所述携砂液中使用的支撑剂为石英砂、陶粒；进一步优选为，支撑剂为20-50目的铝钒土陶粒或石英砂。
在上述方法中，优选地，在使用压裂液压开裂缝的过程中，压裂液可按照不同排量和用量进行分段注入，在压裂液注入过程中可以多次加入支撑剂段塞打磨孔眼，减少近井弯曲摩阻，使后续加砂顺利进行。例如，可先注入一段压裂液，然后在后续段的压裂液中加入粉陶段塞，以打磨孔眼，接着再注入压裂液。
在上述方法中，压裂液基液是指未交联成冻胶的压裂液，在压裂液基液中加入交联剂形成的冻胶称为压裂液；携砂液指在压裂液中加入支撑剂后形成的混合物；在上述第一步中，也可使用压裂液将井筒内原有液体与后续注入的暂堵转向剂进行分隔。
在上述的非常规储层油气井的水力压裂改造方法中，所用的各种药剂均是通过将其各自的组分按照常规方法混合制备得到的。
在上述方法中，优选地，所述非常规储层包括非常规油气藏中的页岩气、煤层气或致密油气储层，常规油气藏中的低渗透或超低渗透储层；
进一步优选地，所述油气井包括上述储层中的直井、水平井或斜井。
本发明提供的非常规储层油气井的水力压裂改造方法，不仅适用于页岩气、煤层气、致密油气等非常规油气藏，还可应用于低渗透和超低渗透的常规油气藏；同时，该方法既可用于直井增产改造施工，也可应用于水平井、斜井等的增产改造施工。该方法能使储层形成复杂的缝网结构，且能够激活储层微裂缝，增大泄油面积，提高单井产量和经济效益。
附图说明
图1为120℃时实施例1制得的材料液随时间的降解程度曲线图；
图2为实施例1中A井储集体的酸压施工管柱图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施提供了一种致密油气井(致密砂岩油气井)的水力压裂改造方法，该方法是使用暂堵材料进行缝口暂堵横向改造，在塔里木盆地塔中16油田的A井进行重复水力压裂施工。
1、井况介绍：
A井是塔里木盆地中央隆起塔中低凸起塔中16号背斜构造上的一口评价井，目的层：志留系。塔中169井压后分析和生产动态表明，该井4113.5-4121.5、4128.5-4130.5米压裂改造规模大，改造后初产较高，而且稳产时间长、累计产油量多。但由于生产时间较长，产量递减明显，因此对该井志留系4107.5-4109.0、4110.0-4111.0米井段补孔，与原生产井段4113.5-4121.5、4128.5-4130.5米进行加砂压裂，希望通过补孔、结合增大施工规模、裂缝暂堵转向等重复压裂工艺实现增产和稳产。
施工中使用的压裂管柱：
从上到下管柱结构为：油管挂0.8米+双公短节1.0米+3_1/2"油管1596.06米+气举阀0.62米+3_1/2"油管748.8米+气举阀0.62米+3_1/2"油管604.8米+气举阀0.62米+3_1/2"油管336.0米+气举阀0.62米+3_1/2"油管739.2米+伸缩管3.38米+3_1/2"油管9.6米+变扣接头0.3米+7"SHR-HP封隔器0.88/0.56米+变扣接头0.26米+3_1/2"油管28.8米+变扣接头0.13米+接球器0.16米+管鞋0.13米，图2为该压裂管柱的管柱图。
2、对A井进行重复压裂的工序如下：
(1)使用40立方米压裂液基液，以2.3-2.8立方米/分钟的排量注入地层，将井筒原来液体替入地层，隔离井筒原有液体和后续液体，同时加入过硫酸铵和胶囊破胶剂；
(2)使用20立方米材料液，以2.3-2.8立方米/分钟的排量注入地层，此时材料液进入预设缝内桥堵处，再使用30立方米材料液以1.0-1.5立方米/分钟的排量注入地层，形成致密的滤饼实现暂堵；
(3)使用60立方米压裂液，以2.1-5.5立方米/分钟的排量注入地层，提高排量造缝，争取在新方向形成新的水力裂缝，同时加入过硫酸铵和胶囊破胶剂；
(4)使用11.8立方米压裂液，以5.5-5.7立方米/分钟的排量携带0.38吨100目粉陶段塞，砂浓度32-44千克/立方米，打磨孔眼，减少射孔孔眼摩阻和近井弯曲摩阻，同时加入过硫酸铵和胶囊破胶剂；
(5)使用25立方米压裂液，以5.7立方米/分钟的排量注入地层造缝，同时加入过硫酸铵和胶囊破胶剂；
(6)使用15.3立方米压裂液，以5.7立方米/分钟的排量携带1.2吨100目粉陶段塞，砂浓度101-116千克/立方米，打磨孔眼，减少射孔孔眼摩阻和近井弯曲摩阻，同时加入过硫酸铵和胶囊破胶剂；
(7)使用25立方米压裂液，以5.7立方米/分钟的排量注入地层造缝，同时加入过硫酸铵和胶囊破胶剂；
(8)使用16立方米压裂液，以5.7立方米/分钟的排量携带1.7吨100目粉陶段塞，砂浓度140-153千克/立方米，打磨孔眼，减少射孔孔眼摩阻和近井弯曲摩阻，同时加入过硫酸铵和胶囊破胶剂；
(9)使用60立方米压裂液，以5.7-5.1立方米/分钟的排量注入地层造缝，同时加入过硫酸铵和胶囊破胶剂；
(10)将100立方米活性液体以3立方米/每分钟的排量注入地层，激活储层的微裂缝；
(11)使用26.6立方米携砂液，以5.1立方米/分钟的排量泵注，携带20/40目陶粒3.4吨，砂浓度172-187千克/立方米，同时加入过硫酸铵和胶囊破胶剂；
(12)使用47.1立方米携砂液，以5.1立方米/分钟的排量泵注，携带20/40目陶粒9.8吨，砂浓度261-280千克/立方米，同时加入过硫酸铵和胶囊破胶剂；
(13)使用59.3立方米携砂液，以5.1立方米/分钟的排量泵注，携带20/40目陶粒16.5吨，砂浓度359-371千克/立方米，同时加入过硫酸铵和胶囊破胶剂；
(14)使用89.2立方米携砂液，以5.1立方米/分钟的排量泵注，携带20/40目陶粒31.9吨，砂浓度443-501千克/立方米，同时加入过硫酸铵和胶囊破胶剂；
(15)使用105.1立方米携砂液，以5.1立方米/分钟的排量泵注，携带20/40目陶粒45.7吨，砂浓度561-575千克/立方米，同时加入过硫酸铵和胶囊破胶剂；
(16)使用38.0立方米携砂液，以5.1立方米/分钟的排量泵注，携带20/40目陶粒19.5吨，砂浓度654-678千克/立方米，同时加入过硫酸铵和胶囊破胶剂；
(17)使用20.0立方米携砂液，以5.1立方米/分钟的排量泵注，携带20/40目陶粒9.05吨，砂浓度561-575千克/立方米，同时加入过硫酸铵和胶囊破胶剂；
(18))使用20立方米材料液，以2.3-2.8立方米/分钟的排量注入地层，此时材料液进入预设缝内桥堵处，再使用30立方米材料液以1.0-1.5立方米/分钟的排量注入地层，形成致密的滤饼实现暂堵；
(19)重复1次上述第(3)步至第(17)步的操作；
(20)使用一施工管柱体积20立方米滑溜水(0.1wt％瓜胶+清水)顶替；
(21)停泵，憋压20分钟测压降；
(22)待施工液体恢复到地层温度后，材料液中的暂堵材料自然降解。
在上述施工中，步聚(3)-(9)，向压裂液中，间断性加入100目支撑剂段塞，打磨射孔孔眼，减少近井摩阻，便于后续正式加砂压裂施工，降低砂堵风险；步骤(11-(17)，逐步提高砂比，低台阶小液量加砂，使每段加砂平稳进行，以防快速提高砂比增加砂堵风险。
3、材料液的制备
本实施例中所使用的材料液包括携带液和暂堵材料，其中，以重量份计，携带液包括：100份淡水、5份VES-50粘弹性表面活性剂(北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产)、8份碳酸钙粉；暂堵材料为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的DCF-1，用量为2重量份(该暂堵材料经常规加工后制成纤维状与颗粒状，然后进行混配使用，其中，纤维状暂堵材料与颗粒状暂堵材料的质量比为6：4)。将上述组分混合后搅拌均匀制得材料液。图1为上述材料液在120℃随时间的降解程度曲线图。
4、活性液的制备
以重量份计，活性液包括以下组分：100份淡水、0.005份FR-800减阻剂、1份AS-55粘土稳定剂、0.2份FRZ-4破乳剂、0.1份HSC-25高效助排剂；所述减阻剂、粘土稳定剂、破乳剂、高效助排剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的产品。
5、压裂液及携砂液的制备
以重量份计，本实施例中使用的压裂液为超级瓜胶压裂液，其包括以下组分：
100份淡水、0.5份超级瓜胶、4份氯化钾、0.04份氢氧化钠、0.08份碳酸钠、0.08份碳酸氢钠、0.1份甲醛、0.01份过硫酸胺、1份FRZ-4型破乳剂、1份HSC-25型高效助排剂、0.6份YP-150有机硼交联剂，最后三个组分均为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的产品。
本实施例中的压裂液基液是指未加入交联剂和交联调节剂的未形成交联的压裂液；
本实施例中的携砂液为压裂液加入支撑剂形成的混合物，支撑剂为相应规格的陶粒：
上述陶粒的性能参数：20/40目、视密度1.91吨/立方米、真密度3.17吨/立方米；
上述粉陶的性能参数：70/140目、视密度1.73吨/立方米、真密度3.21吨/立方米。
6、施工效果
施工效果：本井在进行重复压裂施工前，抽油机平均日产油1吨左右、含水5.6wt％，经重复压裂改造后，日产油8.16吨，日产水3.84吨。
Claims (11)
1.一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法，该方法包括以下步骤：
步骤一：以2.0-20.0立方米/分钟的排量向地层注入50-500立方米压裂液造缝；
步骤二：向地层注入5-500立方米活性液体，激活储层的微裂缝；
步骤三：以2.0-20.0立方米/分钟的排量向地层注入50-500立方米砂比为1%-50%的携砂液支撑裂缝；
步骤四：以1.0-15.0立方米/分钟的排量向地层注入材料液，当材料液进入预设缝内桥堵处，以0.5-5.0立方米/分钟的排量泵注，材料液的总用量为5-100立方米；
步骤五：步骤一到步骤四形成一次循环，将所述循环进行1至6次，其中，在最后一次循环中，只进行步骤一到步骤三的操作；
步骤六：使用至少一个施工管柱容积的顶替液进行顶替。
2.如权利要求1所述的方法，其中，当地层中存在已有裂缝时，先注入压裂液基液，然后注入材料液对已有裂缝进行暂堵，之后再进行上述步骤一至步骤六的操作。
3.如权利要求1所述的方法，其中，所述材料液包括暂堵材料和携带液，二者的重量比为1-10∶100。
4.如权利要求3所述的方法，其中，所述暂堵材料为在储层条件下可溶解或可降解暂堵材料，优选为水溶性暂堵材料、油溶性暂堵材料、温度降解暂堵材料或生物降解暂堵材料；
进一步优选地，暂堵材料包括石油工程纤维FCL、压裂用新型转向剂DCF-1、柔性转向剂SR-3或压裂用转向剂DCF-2，上述产品均由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产。
5.如权利要求4所述的方法，其中，所述暂堵材料的形状为颗粒状、片状或纤维状；优选为颗粒状暂堵材料、片状暂堵材料和纤维状暂堵材料中的一种或几种的组合；
以重量计，当颗粒状暂堵材料与纤维状暂堵材料组合应用时，颗粒状暂堵材料与纤维状暂堵材料的用量比为(0.3-0.7)∶(0.7-0.3)；
当片状暂堵材料与纤维状暂堵材料组合应用时，片状暂堵材料与纤维状暂堵材料的用量比为(0.2-0.8)∶(0.8-0.2)；
当颗粒状暂堵材料与片状暂堵材料组合应用时，颗粒状暂堵材料与片状暂堵材料的用量比为(0.4-0.6)∶(0.4-0.6)；
当颗粒状暂堵材料、片状暂堵材料和纤维状暂堵材料组合应用时，颗粒状暂堵材料、片状暂堵材料和纤维状暂堵材料的用量比为(0.1-0.5)∶(0.2-0.4)∶(0.7-0.1)。
6.如权利要求5所述的方法，其中，
所述颗粒状暂堵材料的性能指标为：粒径1-3毫米、真实密度1.10-1.35克/立方厘米、耐温范围20-200摄氏度；
所述片状暂堵材料的性能指标为：厚度0.1-3毫米、5-10毫米圆形及/或类似圆形的片状物、真实密度1.10-1.35克/立方厘米、耐温范围20-200摄氏度；
所述纤维状暂堵材料的性能指标为：纤维直径10-20微米、长度4-8毫米、真实密度1.10-1.35克/立方厘米、耐温范围20-200摄氏度。
7.如权利要求3所述的方法，其中，所述携带液为密度为1.0-1.2克/立方厘米，粘度为1-60mPa·s的低粘度液体，优选为清水、滑溜水、低浓度瓜胶、清洁压裂液、低粘度瓜胶溶液或酸液；
进一步优选地，以重量份计，所述低粘度瓜胶溶液包括以下组分：100份水、0.1-0.2份瓜胶或超级瓜胶、4-20份氯化钾、0.01-0.03份氢氧化钠、0.03-0.10份碳酸钠、0.03-0.10份碳酸氢钠、0.08-0.12份甲醛、0.5-1份破乳剂和0.5-1份高效助排剂；
进一步优选地，以重量份计，所述清洁压裂液包括以下组分：100份淡水、3-8份粘弹性表面活性剂和6-10份碳酸钙粉。
8.如权利要求1所述的方法，其中，
以重量份计，所述活性液体包括以下组分：100份淡水、0.001-0.1份减阻剂、0.1-1.0份粘土稳定剂、0.01-0.2份破乳剂、0.01-0.1份高效助排剂；其中，所述破乳剂为烷基酚与环氧乙烷的缩合物和/或阳离子表面活性剂，所述高效助排剂为含氟表面活性剂；进一步优选地，所述减阻剂、粘土稳定剂、破乳剂、高效助排剂分别为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的FR-800减阻剂、AS-55粘土稳定剂、FRZ-4破乳剂、HSC-25高效助排剂；
或者，以重量份计，所述活性液体包括以下组分：100份淡水、0.001-0.1份减阻剂、0.1-1.0份粘土稳定剂、0.01-0.2份破乳剂、0.01-0.1份高效助排剂、1-10份酸；其中，所述酸为无机酸、有机酸或潜在酸，所述无机酸为盐酸、磷酸、土酸和氟硅酸中的一种或几种的组合，所述有机酸为甲酸、乙酸和乙二酸中的一种或几种的组合，所述潜在酸为盐酸羟胺和氟化氢铵中的一种或两种的组合，所述减阻剂、粘土稳定剂、破乳剂、高效助排剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的FR-800减阻剂、AS-55粘土稳定剂、FRZ-4破乳剂、HSC-25高效助排剂。
9.如权利要求1所述的方法，其中，所述压裂液为瓜胶压裂液、超级瓜胶压裂液、羧甲基压裂液或清洁压裂液；
优选地，以重量份计，所述瓜胶压裂液或超级瓜胶压裂液包括以下组份：100份水、0.2-0.5份瓜胶或超级瓜胶、2-10份氯化钾、0.03-0.06份氢氧化钠、0.08-0.15份碳酸钠、0.08-0.12份碳酸氢钠、0.08-0.12份甲醛、0.008-0.015份过硫酸铵、0.5-1份破乳剂、0.5-1份高效助排剂和0.1-0.8份有机硼交联剂；
进一步优选地，所述破乳剂、高效助排剂、有机硼交联剂分别为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的FRZ-4破乳剂、HSC-25高效助排剂、YP-150有机硼交联剂。
10.如权利要求1所述的方法，其中，该方法还包括：在所述压裂液和所述携砂液注入地层后，分别尾追0.01%-0.2%的破胶剂的步骤；
优选地，该方法还包括：在顶替结束后进行停泵、憋压测压降的步骤，憋压的时间优选为20分钟。
11.如权利要求1-10任意一项所述的方法，其中，所述非常规储层包括非常规油气藏中的页岩气、煤层气或致密油气储层，常规油气藏中的低渗透或超低渗透储层；
优选地，所述油气井包括上述储层中的直井、水平井或斜井。
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