CN106907137A - 一种页岩油藏体积压裂裂缝有效导流的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及油气藏水力压裂增产改造技术领域，更具体地涉及一种适用于页岩油藏储层压裂中裂缝有效导流的方法。其包括如下步骤：步骤A：利用酸液预处理储层；步骤B：利用低黏度压裂液造主裂缝；步骤C：注入低黏度滑溜水开启微裂缝和分支裂缝；步骤D：交替注入低黏度酸液和低黏度滑溜水以进行段塞；步骤E：依次注入分别携带支撑剂的低黏度滑溜水和低黏度压裂液以支撑所述微裂缝系统及所述分支裂缝系统，其中所述第一支撑剂与第二支撑剂不相同；步骤F：注入分别携带支撑剂的中黏度压裂液以支撑所述主裂缝系统；步骤G：利用所述低黏度滑溜水将井筒内的所述第四支撑剂完全顶替到裂缝缝口处。
Description
技术领域
本发明涉及油气藏水力压裂增产改造技术领域，更具体地涉及一种适用于页岩油藏储层压裂中裂缝有效导流的方法。
背景技术
我国页岩油有很大资源潜力，据统计，中国主要盆地可采页岩油资源量大约为30×108-60×108t，主要分布在渤海湾、松辽、鄂尔多斯、江汉、准噶尔、南襄等盆地，并已在泌阳凹陷、辽河坳陷、济阳坳陷、东濮凹陷等地质单元中获得了页岩工业油流，揭示了我国陆相盆地泥页岩层系页岩油的资源潜力，随着世界范围内常规油气产量的不断下降，页岩油开发已成为石油勘探的前沿及油田增储的热点领域。
页岩油储层具有机质含量高、矿物组成复杂、纹层结构发育、储集空间细小、多微米-纳米级孔喉、低孔超低渗等基本特点。页岩油藏的有效压裂是国际性的难题，目前国内外页岩油储层改造技术刚起步，即使在北美地区也在逐步探索应用，而我我国更多地借鉴了国外页岩气体积压裂改造的相关技术思路。
压裂改造技术作为非常规页岩储层有效开发的核心技术之一，是页岩油藏储层增产的最重要手段之一。
专利CN 103306660 A公开了一种页岩气藏水力压裂增产的方法，主要技术特征：将滑溜水或降阻水在高于页岩层破裂应力条件下注入，起裂地层；多段塞注入-暂堵-缝内憋压-诱导转向-后期支撑剂单层铺置；以低砂比、高泵注排量注入混有短纤维的超低密度支撑剂；闷井后再返排。该专利方法针对页岩气藏，利用滑溜水或降阻水以不同的施工泵注程序对目的层加压，同时辅以暂堵、缝内憋压、超低密度支撑剂单层充填技术，促使层内产生多点诱导应力场的叠加，以形成大面积剪切滑移人工网状裂缝，扩大气体泄流面积，提高单井产量。
页岩气储层压裂裂缝以剪切缝为主，支撑缝为辅。与页岩气不同，页岩油藏由于其特殊的地质及渗流特征，压裂改造与页岩气相比有一定的差异，其储层压裂裂缝以支撑缝为主，剪切缝为辅，对导流能力的要求较高，其压裂改造核心是提高裂缝的“有效改造体积”，且“有效改造体积”中的“有效”着重强调裂缝导流能力的大幅度提高。页岩油藏压裂要求体积压裂改造后，主裂缝的以及与主裂缝连通的支裂缝、微裂缝的导流能力也同样需要提高，压裂工艺需要满足确保主力缝长的同时，对砂比设计的要求更高，尽可能提高砂比，增加裂缝导流能力。因此，页岩油压裂在压裂工艺思路、液体选择、支撑剂选择、施工注入参数优选等方面，与页岩气都有一定的差异性。
页岩油藏压裂也面临着压后有效性差、“有效”支撑难、长期导流能力保持较差、压后稳产期短等难点，国内外多数页岩油储层由于技术瓶颈问题，影响了该类储层的有效开发及储量的有效动用。
发明内容
为解决页岩油藏压裂面临的诸多问题，实现对该类储层的有效改造，本发明提出一种提高页岩油体积压裂裂缝有效导流能力的方法，从而提高裂缝的“有效改造体积”及支撑剂的“支撑效率”，以及提高页岩油藏压裂的有效性及压裂改造效果，同时降低储层有效动用下限，最大限度地提高储层动用率。
本发明提供了一种页岩油藏体积压裂裂缝有效导流的方法，其包括如下步骤：
步骤A：利用酸液预处理储层；
步骤B：利用低黏度压裂液造主裂缝，得到主裂缝系统，其中，所述低黏度压裂液的黏度为30mPa·s-50mPa·s；
步骤C：注入低黏度滑溜水开启并扩展微裂缝和分支裂缝，并进行扩缝，得到微裂缝系统和分支裂缝系统，其中，所述低黏度滑溜水的黏度为1mPa·s-10mPa·s，优选所述低黏度滑溜水的黏度为1mPa·s-3mPa·s；
步骤D：交替注入所述低黏度酸液和所述低黏度滑溜水段塞N个循环，进一步溶缝和扩缝，其中N为正整数，优选N为1-5的正整数；也就是说，以依次注入低黏度酸液和所述低黏度滑溜水为一个循环，例如，当N为1时，首先注入低黏度酸液，然后所述低黏度滑溜水；当N为2时，首先注入低黏度酸液，然后所述低黏度滑溜水；之后循环前面的步骤，即注入低黏度酸液，然后注入所述低黏度滑溜水；
步骤E：依次注入携带第一支撑剂的所述低黏度滑溜水和携带第二支撑剂的所述低黏度压裂液以支撑所述微裂缝系统及所述分支裂缝系统，其中所述第一支撑剂与第二支撑剂不相同；
步骤F：主裂缝的“有效支撑”对压裂液、支撑剂类型、加砂浓度、加砂量要求都较高，因此为了进一步提高提高主裂缝的导流能力及远井地带的改造效果，分M个阶段依次分别注入携带第三支撑剂和第四支撑剂的中黏度压裂液以支撑所述主裂缝系统，其中，所述中黏度压裂液的黏度为100mPa·s-130mPa·s，例如，所述中黏度压裂液的黏度可优选地为110mPa·s-120mPa·s；所述第三支撑剂、所述第四支撑剂、所述第一支撑剂和第二支撑剂各不相同；M为正整数，优选M为4-10的正整数；
步骤G：利用所述低黏度滑溜水将井筒内的所述第四支撑剂完全顶替到裂缝缝口处，所述低黏度滑溜水的用量为井筒容积与地面管线容积之和。
其中，在所述步骤A中，预处理的酸液的用量一般根据压裂模拟及施工经验，一般酸液用量10.0-15.0m3即可。并且酸液配方要充分考虑储层的矿物组分，对盐酸敏储层要优化酸液配方，防止发生酸敏。
因此，在一个具体实施例中，在所述步骤A中，根据所述储层的条件选择所述酸液的种类和注入参数；优选所述储层的条件包括所述储层的矿物组分；优选所述酸液包括盐酸和/或土酸；优选所述注入参数包括所述酸液的排量和用量，更优选所述酸液的排量为0.5m3/min-1.0m3/min，酸液的用量为10.0m3-15.0m3。
通过酸液预处理，可以降低储层压裂的破裂压力及整体施工压力，避免了初始压裂施工压力高而造成的缝高纵向过度延伸甚至失控现象，为后期加入支撑剂的阶段提高裂缝的支撑效率(所述裂缝的支撑效率是指在储层范围内起支撑作用的支撑剂量与入井总支撑剂量的比值的百分数)打好基础。
在一个具体实施例中，在所述步骤B中，所述低黏度压裂液采用与上下隔层能配伍的液体体系。例如所述低黏度压裂液为防水敏性能较好的液体体系。
在所述步骤B中，造主裂缝采用低黏压裂液，有四方面优点：其一，液体黏度相对较低，利于对造缝过程中的缝高进行控制，防止缝高过度纵向延伸，因此，缝高控制好；其二，若缝高控制较好，裂缝主体上将在储层内延伸，而不会突破上下泥岩隔层或在隔层内过度纵向延伸，有利于抑制隔层泥岩的膨胀伤害效应，防止隔层泥岩水化膨胀后泥饼等回流影响目的层导流能力；其三，采用同样规模的液体，低黏度压裂液比起中高黏度压裂液所造出的裂缝缝长更长；其四，后期加入支撑剂阶段有利于把主体支撑剂加入储层，提高裂缝的支撑效率。
在一个具体实施例中，在所述步骤B中，采用的所述低黏度压裂液的排量为阶梯式升高的排量，优选所述排量基于分层地应力剖面解释及裂缝模拟软件模拟结果，通过模拟不同排量下的裂缝缝高的延伸情况，以此确定所述排量；优选所述阶梯式升高的排量的初始排量为3m3/min-4m3/min，特别优选所述排量进行2-3次的阶梯式升高，所述阶梯式升高的排量依次以2m3/min-2.5m3/min的量递增。例如将所述阶梯式升高的排量依次设置为4.0m3/min、6.0m3/min和8.0m3/min。因为，若排量过大，会直接引起裂缝中压力的快速积聚上升而将上下隔层压开，不利于控缝高施工；此外，通过排量变化来控制施工过程中裂缝延伸的净压力，避免天然裂缝过早张开，防止近井地带形成复杂裂缝。当上升至第一目标排量时，以第一目标排量进行低黏度压裂液注入。
在一个具体实施例中，在所述步骤C中，采用的所述低黏度滑溜水的排量为阶梯式升高的排量；所述阶梯式升高的排量的初始排量为7m3/min-8m3/min；特别优选所述排量进行2-3次的阶梯式升高，所述阶梯式升高的排量依次以2m3/min-2.5m3/min的量递增。当上升至目标排量时，以目标排量进行低黏度滑溜水注入。
在一个具体实施例中，在所述步骤C中，通过阶梯式升高所述低黏度滑溜水的排量的方式注入所述低黏度滑溜水，优选所述低黏度滑溜水携带3％-8％(体积百分比)的砂比的所述第一支撑剂以段塞式加入第一支撑剂的方式注入；特别优选所述第一支撑剂为70/140目的支撑剂，最优选地第一支撑剂为70/140目的粉陶支撑剂。通过逐渐提高排量来提高裂缝延伸的净压力，当裂缝延伸净压力大于储层某些弱面(天然裂缝或者胶结弱面)张开所需的临界压力时，逐渐开启天然裂缝张开后形成的缝宽较窄的分支裂缝的裂缝系统及细裂缝张开后形成的缝宽更窄的微裂缝系统。此外，滑溜水由于黏度低，微裂缝及分支裂缝开启后，更容易进入已开启的支缝系统及与支缝连通的微裂缝系统，随着滑溜水的不断跟进注入，进一步实现沟通、扩展天然微裂缝及分支裂缝系统的目的。
在一个具体实施例中，在所述步骤D中，所述低黏度酸液的黏度和所述低黏度滑溜水的黏度相差不超过10％，优选所述低黏度酸液的黏度和所述低黏度滑溜水的黏度相差不超过5％，最优选所述低黏度酸液的黏度和所述低黏度滑溜水的黏度相等。
通过N个循环交替注入黏度相当的所述低黏度酸液和所述低黏度滑溜水，可以利用低黏度酸液对页岩储层的酸蚀作用，人为的沟通并进一步开启侧翼方向的潜在的天然裂缝，后续跟进注入的低黏度滑溜水可以继续扩充延伸已酸蚀的微裂缝，使侧翼方向的支缝系统更为发育，提高裂缝复杂程度。
通过N个循环交替注入的方式形成的支缝及微裂缝系统越多，沿主裂缝方向的应力释放作用就越明显，有效避免了地应力作用于单一主裂缝而对导流能力的快速降低效应，可使主裂缝导流能力维持更长的时间。
在一个具体实施例中，在所述步骤D中，在所述低黏度酸液和所述低黏度滑溜水的交替注入的每个循环中均以1m3/min-1.5m3/min的排量挤入一个井筒容积的所述低黏度酸液，并且在所述低黏度酸液挤入完毕后，在交替注入的首个循环中，以4m3/min-6m3/min的排量注入所述低黏度滑溜水，然后在之后的交替注入的循环中，依次以2m3/min-2.5m3/min递增的排量注入所述低黏度滑溜水。比如，在N为3的循环下，低黏度酸液注入排量均为1m3/min-1.5m3/min，而低黏度滑溜水注入排量在每个循环下是逐渐提高的，例如可依次为：6m3/min、8m3/min、10m3/min；通过这种变排量注入模式，依次将低黏度酸液推向近井地带、中远井地带，让低黏度酸液尽可能多地均匀酸蚀酸液经过之处的裂缝，有效防止酸液过多的消耗在近井地带的裂缝面，又兼顾将酸液尽可能快速地向裂缝远端推进，避免酸液在近井地带和岩石过度反应破坏岩石结构，造成坍塌效应，从而造成裂缝导流能力的极大损失。
在一个具体实施例中，在所述步骤E中，所述低黏度滑溜水携带8％-10％(体积百分比)的砂比的所述第一支撑剂，所述第一支撑剂优选自70/140目的支撑剂，所述第一支撑剂优选70/140目的陶粒支撑剂；所述低黏度压裂液携带4％-10％(体积百分比)的砂比的所述第二支撑剂，优选低黏度压裂液携带5％-8％(体积百分比)的所述第二支撑剂；所述第二支撑剂优选包括40/70目的支撑剂；所述第二支撑剂优选包括陶粒支撑剂和/或覆膜砂支撑剂；例如所述第二支撑剂包括40/70目的陶粒支撑剂或40/70目的覆膜砂支撑剂。
在一个具体实施例中，在所述步骤E中，所述低黏度滑溜水的排量为10m3/min-12m3/min；所述低黏度压裂液的排量为10m3/min-12m3/min。
在一个具体实施例中，在所述步骤F中，所述中黏度压裂液的排量为10m3/min-12m3/min。
其中，注入携带第一支撑剂的低黏度滑溜水的目的是进一步充分支撑与其匹配的微裂缝系统及分支裂缝系统。注入携带第二支撑剂的低黏度压裂液的目的是充分支撑与其匹配的分支裂缝系统。
在开启、扩展微裂缝和分支裂缝基础上，通过低黏度滑溜水与低黏压裂液分别携带较小粒径的支撑剂注入，不同尺度的微裂缝、分支裂缝系统最终将被与其缝宽相适应的不同粒径的支撑剂充填，不但实现并扩大了“网络裂缝”系统的范围，提高了“改造体积”，而且充分支撑了与主裂缝联通的微裂缝系统及分支裂缝系统，提高了微裂缝系统、分支裂缝系统的导流能力，从而保证压后微裂缝系统及分支裂缝系统不至于过早闭合而失去的渗流能力。
在所述步骤F中，中黏度压裂液相对于低黏液体，因其黏度相对较高，难以进入先前已形成的缝宽相对较窄的“网络裂缝”系统，尤其是支裂缝及与支裂缝连通的微裂缝系统，此时裂缝主要是沿着最大主应力方向继续向远井方向延伸，可而实现对主裂缝的有效延伸及远井端裂缝的延伸扩展。
主裂缝的“有效支撑”及主加砂阶段，尤其是加砂后期的高砂比阶段，对压裂液携砂能力要求较高。中黏度压裂液比起低黏压裂液携砂能力更强，更有利于携砂。
在一个具体实施例中，在所述步骤F中，在第1个阶段到第M-2或M-3个阶段，所述中黏度压裂液携带10-30％砂比的所述第三支撑剂，更优选地所述第三支撑剂包括30/50目的陶粒支撑剂或30/50目的覆膜砂支撑剂，在第M-1或M-2个阶段到第M个阶段，所述中黏度压裂液携带25-35％砂比的所述第四支撑剂，更优选地所述第四支撑剂包括20/40目的陶粒支撑剂或20/40目的覆膜砂支撑剂。
在一个具体实施例中，在所述步骤F中，所述中黏度压裂液可以包括胍胶压裂液和聚合物压裂液等液体。
在一个具体实施例中，在所述步骤G中，所述低黏度压裂液的注入速度为12m3/min-14m3/min。
由于在本发明中涉及的参数众多，而且具体油田的特性非常复杂，因此，需要根据现场情况合理确定本发明中方法中的参数，但其实施的步骤以及原则不脱离本发明的构思和范围。
在本发明中，所述的“黏度”为“表观黏度”。
本发明的主裂缝、分支裂缝和微裂缝等术语属于本领域技术人员公知的范围。
本发明的有益效果：
本发明通过对压裂施工工艺的优化以及压裂液体体系的优化及合理配合应用，在对主裂缝、分支裂缝、微裂缝的充分沟通及扩展基础上，通过对主裂缝以及与主裂缝连通的支裂缝、微裂缝的“有效支撑”，提高了压裂改造体积及裂缝复杂性程度，提高了页岩油藏储层压裂的整个裂缝系统“有效导流能力”，可有效解决非常规页岩油藏储层压裂中面临的改造体积有限、裂缝系统“有效”支撑难、长期导流能力保持较差、压后有效性差和压后稳产期短等难点，从而实现对该类储层的有效改造，提高压后改造效果及稳产期。
本发明所涉及方法和工艺思路简洁，现场便于操作实施，比起目前页岩压裂工艺及方法，无需增加额外配套装置，整个施工工艺成本小于或接近目前主流工艺，降本增效效果明显。本发明所述及方法和工艺思路已成功应用在国内页岩油藏试验区的压裂改造方案优化设计及现场试验中，现场试验应用效果良好，适合于页岩油藏储层的高效改造。
附图说明
图1显示的是A井压裂泵注程序图。该图中的支撑剂浓度(纵坐标)的单位是Kg/m3，其意义是单位体积的液体所含的支撑剂的质量。而砂比是体积比，无单位，是支撑剂的体积除以携带支撑剂之前的纯液体的体积(例如低黏度压裂液的体积或中黏度压裂液的体积)。砂比和砂浓度的对应换算公式：砂浓度(Kg/m3)＝砂比×支撑剂的体积密度(g/cm3)×1000。
图2显示的是在施工整个过程中A井压裂某一簇裂缝剖面图。
图3显示的是在施工整个过程中A井压裂某一簇的压裂裂缝中酸液分布剖面图。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明作进一步说明，但本发明的保护范围并不局限于下述实施例。
本发明中使用的减阻剂、黏土稳定剂、助排剂、增稠剂、交联剂、防膨剂和破乳剂均购自中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院；支撑剂，例如陶粒支撑剂购自市售产品。
本发明中的酸液、低黏度酸液、低黏度压裂液、中高粘度压裂液和低黏度滑溜水的黏度利用市售旋转式粘度计或流变仪测得。
实施例1
A井为某油田某区块的一口页岩油先导试验水平井，该井施工目的层段1516.0-1916.0.0m，A水平段长400m；目的层段岩性为白云质页岩，天然裂缝比较发育；目的层温度为68℃，杨氏模量24-27Gpa，泊松比0.23-0.25，最小水平主应力26-29Mpa，最大水平主应力32-35Mpa，上覆地层压力34-37MPa，水平应力差异系数：0.03-0.15，脆性指数73％。
采用本专利提出的提高页岩油体积压裂裂缝有效导流能力的方法，对该井分5段、每段4簇射孔、单簇0.75m、簇间距15-20m，进行了该井的压裂改造方案优化设计及现场先导试验，压裂管柱采用光套管压裂方式，具体实施方法为：
(1)滑溜水配方：0.10％减阻剂+0.3％黏土稳定剂+0.1％助排剂+清水，黏度在1.1mPa·s-2.0mPa·s，密度0.99-1.02g/cm3(25℃)，pH值6.5-7.5，减阻率65％-70％；在此采用等黏度的滑溜水与盐酸，通过调整滑溜水配方，把滑溜水黏度调整到1.28mPa·s左右，与15％盐酸黏度(25℃，1.28mPa·s)保持一致。
(2)低黏度压裂液配方：0.3％增稠剂+0.3％防膨剂+0.1％助排剂，pH值6-7，液体黏度30mP·s-50mP·s左右。
(3)中黏度压裂液配方：0.5％增稠剂+0.2％交联剂+0.3％防膨剂+0.1％助排剂+0.1％破乳剂，基液密度1.10g/cm3左右，pH值6-7，黏度100mP·s-130mP·s左右。
(4)以1.0m3/min的排量向井筒内挤入15m3浓度为15％的盐酸。
(5)快速启动压裂车组，以4m3/min的排量起步、以2m3/min增长两个阶梯升高排量(即，共分为三个阶段：第一个阶段4.0m3/min、第二个阶段6.0m3/min和第三个阶段8.0m3/min)方式进行施工，用4.0m3/min排量注入40m3低黏度压裂液，用6.0m3/min排量注入70m3低黏度压裂液，用8.0m3/min排量注入90m3低黏度压裂液，共注入200m3低黏度压裂液。
(6)快速阶梯提升排量(即，共分为三个阶段：第一个阶段8.0m3/min、第二个阶段10.0m3/min和第三个阶段12.0m3/min)，8.0m3/min排量持续1-2分钟，10.0m3/min排量持续1-2分钟；当上升至12.0m3/min时，以12.0m3/min排量进行低黏度滑溜水注入施工，共注入低黏度滑溜水185m3；并在注入低黏度滑溜水过程中，以段塞式加砂方式携带3％-8％的砂比的70/140目的粉陶支撑剂。
(7)交替注入低黏度滑溜水和15％盐酸的3级段塞(3个循环的段塞)：第1级段塞：注入21m3盐酸，然后注入40m3低黏度滑溜水；第2级段塞：注入21m3盐酸，然后70m3低黏度滑溜水；第3级段塞：注入21m3盐酸，然后100m3低黏度滑溜水。3级交替注入过程中，盐酸的注入排量均为1m3/min，注入体积为一个井筒体积(21m3)，第1级段塞中低黏度滑溜水排量为6m3/min，第2级段塞中低黏度滑溜水排量为8m3/min，第一级段塞中低黏度滑溜水排量为12m3/min。
(8)以12m3/min的排量注入60m3的低黏度滑溜水，且在注入过程中携带一个10％砂比(体积百分比)的70/140目的粉陶支撑剂；然后以12m3/min的排量注入120m3中黏度压裂液，且在注入过程低黏度压裂液携带4％、6％和8％砂比(体积百分比)的40/70目的陶粒支撑剂，40/70目的陶粒支撑剂以段塞式加砂或连续性加砂方式加入。
(9)以12m3/min的排量注入200m3中黏度压裂液，黏度在120mP·s左右，且在注入过程中黏压裂液携带10％-30％砂比(体积百分比)的30/50目的陶粒支撑剂，30/50目的陶粒支撑剂以连续性加砂方式加入；以14m3/min的排量注入50m3中黏度压裂液，且在注入过程中黏度压裂液携带25％-40％砂比(体积百分比)的20/40目的陶粒支撑剂，20/40目的陶粒支撑剂以连续性加砂方式加入。
(10)以14m3/min的排量注入22m3低黏度滑溜水，然后停泵测压降，测压降后结束压裂施工。
按上述步骤对该试验井及某试验若干口井进行了压裂先导试验，现场施工工艺均取得成功，压后均取得良好的增产稳产效果，压后产量递减速率明显减缓，取得了显著的增油效果，提高了该类储层的压裂改造效果。
Claims (12)
1.一种页岩油藏体积压裂裂缝有效导流的方法，其包括如下步骤：
步骤A：利用酸液预处理储层；
步骤B：利用低黏度压裂液造主裂缝，得到主裂缝系统，其中，所述低黏度压裂液的黏度为30mPa·s-50mPa·s；
步骤C：注入低黏度滑溜水开启并扩展微裂缝和分支裂缝裂缝系统，其中，所述低黏度滑溜水的黏度为1mPa·s-10mPa·s，优选所述低黏度滑溜水的黏度为1mPa·s-3mPa·s；
步骤D：交替注入所述低黏度酸液和所述低黏度滑溜水段塞N个循环，进一步溶缝和扩缝，其中N为正整数，优选N为1-5的正整数；
步骤E：依次注入携带第一支撑剂的所述低黏度滑溜水和携带第二支撑剂的所述低黏度压裂液以支撑所述微裂缝系统及所述分支裂缝系统，其中所述第一支撑剂与第二支撑剂不相同；
步骤F：分M个阶段依次分别注入携带第三支撑剂和第四支撑剂的中黏度压裂液以支撑所述主裂缝系统，其中，所述中黏度压裂液的黏度为100mPa·s-130mPa·s，所述第三支撑剂、所述第四支撑剂、所述第一支撑剂和第二支撑剂各不相同；M为正整数，优选M为4-15的正整数；
步骤G：利用所述低黏度滑溜水将井筒内的所述第四支撑剂完全顶替到裂缝缝口处，所述低黏度滑溜水的用量为井筒容积与地面管线容积之和。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述步骤A中，根据所述储层的条件选择所述酸液的种类和注入参数；优选所述储层的条件包括所述储层的矿物组分；优选所述酸液包括盐酸和/或土酸；优选所述注入参数包括所述酸液的排量和用量，更优选所述酸液的排量为0.5m3/min-1.0m3/min，酸液的用量为10.0m3-15.0m3。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，在所述步骤B中，所述低黏度压裂液采用与目的层的上下隔层能配伍的液体体系。
4.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其特征在于，在所述步骤B中，采用的所述低黏度压裂液的排量为阶梯式升高的排量；优选所述排量基于分层地应力剖面解释及裂缝模拟软件模拟结果，通过模拟不同排量下裂缝缝高的延伸情况，以此确定所述排量；
优选所述阶梯式升高的排量的初始排量为3m3/min-4m3/min；特别优选所述排量进行2-3次的阶梯式升高，所述阶梯式升高的排量依次以2m3/min-2.5m3/min的量递增。
5.根据权利要求1-4中任意一项所述的方法，其特征在于，在所述步骤C中，采用的所述低黏度滑溜水的排量为阶梯式升高的排量；所述阶梯式升高的排量的初始排量为7m3/min-8m3/min；特别优选所述排量进行2-3次的阶梯式升高，所述阶梯式升高的排量依次以2m3/min-2.5m3/min的量递增。
6.根据权利要求1-5中任意一项所述的方法，其特征在于，在所述步骤C中，通过阶梯式升高所述低黏度滑溜水的排量的方式注入所述低黏度滑溜水，优选所述低黏度滑溜水携带3％-8％的砂比的所述第一支撑剂以段塞式加砂的方式注入；特别优选所述第一支撑剂为70/140目的陶粒支撑剂。
7.根据权利要求1-6中任意一项所述的方法，其特征在于，在所述步骤D中，所述低黏度酸液的黏度和所述低黏度滑溜水的黏度相差不超过10％，优选所述低黏度酸液的黏度和所述低黏度滑溜水的黏度相差不超过5％，最优选所述低黏度酸液的黏度和所述低黏度滑溜水的黏度相等。
8.根据权利要求1-7中任意一项所述的方法，其特征在于，在所述步骤D中，在所述低黏度酸液和所述低黏度滑溜水的交替注入的每个循环中均以1m3/min-1.5m3/min的排量挤入一个井筒容积的所述低黏度酸液，并且在所述低黏度酸液挤入完毕后，在交替注入的首个循环中，以4m3/min-6m3/min的排量注入所述低黏度滑溜水，然后在之后的交替注入的循环中，依次以2m3/min-2.5m3/min递增的排量注入所述低黏度滑溜水。
9.根据权利要求1-8中任意一项所述的方法，其特征在于，在所述步骤E中，所述低黏度滑溜水携带8％-10％的砂比的所述第一支撑剂，所述第一支撑剂优选包括70/140目的陶粒支撑剂；所述低黏度压裂液携带4％-8％的砂比的所述第二支撑剂，所述第二支撑剂优选包括40/70目的陶粒支撑剂或40/70目的覆膜砂支撑剂。
10.根据权利要求1-9中任意一项所述的方法，其特征在于，在所述步骤E中，所述低黏度滑溜水的排量为10m3/min-12m3/min；所述低黏度压裂液的排量为10m3/min-12m3/min。
11.根据权利要求1-10中任意一项所述的方法，其特征在于，在所述步骤F中，所述中黏度压裂液的排量为10m3/min-12m3/min。
12.根据权利要求1-11中任意一项所述的方法，其特征在于，在所述步骤F中，在第1个阶段到第M-2或M-3个阶段，所述中黏度压裂液携带10-30％砂比的所述第三支撑剂，更优选地所述第三支撑剂包括30/50目的陶粒支撑剂或30/50目的覆膜砂支撑剂，在第M-1或M-2个阶段到第M个阶段，所述中黏度压裂液携带25-40％砂比的所述第四支撑剂，更优选地所述第四支撑剂包括20/40目的陶粒支撑剂或20/40目的覆膜砂支撑剂。
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