CN107313762A - 一种页岩水力压裂方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种页岩水力压裂方法，其包括以下步骤：步骤S10：向井筒中注入前置液以破裂地层并在地层中形成裂缝；步骤S20：逐次向井筒中注入携砂液以支撑地层中的裂缝并对地层进行压裂，在此过程中所述携砂液的粘度和其中的支撑剂的粒径具有增大的趋势；步骤S30：向井筒中注入顶替液以将井筒中的携砂液完全注入到地层。该方法解决目前深层页岩气储层高温高压环境下施工压力高、压裂液效率低、造缝效果差、加不进砂、甚至施工中砂堵等技术难点。

Description

一种页岩水力压裂方法

技术领域

本发明涉及油气开采领域，特别是涉及一种页岩水力压裂方法。

背景技术

页岩水力压裂技术是建立在非平面裂缝扩展理论基础之上，尽可能通过改变泵注工艺和施工参数，来增加压裂裂缝的复杂性，在形成一条或者多条主裂缝的同时，尽可能让主裂缝沟通更多的天然裂缝或岩石层理以及次生裂缝，从而实现人工裂缝与天然裂缝相互交错的裂缝网络来达到增加页岩气层改造体积的效果。

现有技术中的页岩水力压裂工艺方法主要是提高排量施工、增加压裂规模、滑溜水与线性胶混合压裂、强制闭合+快速返排+多次加砂工艺、使用低黏度压裂液和小粒径支撑剂等，这些单一的压裂工艺方法在实际应用过程中受到页岩气储层条件限制，适用于一般埋深(3000m以浅)的页岩气井压裂。通过相关文献检索，针对深层页岩压裂的工艺方法报道的相对较少，深层页岩气藏主要特点是埋藏深、高温、高压、高破裂压力，储层强度高、施工难度大，加砂困难，常规页岩气藏大规模滑溜水压裂工艺有一定局限性；即使是页岩储层脆性较高、应力差异较小，但在深层高闭合应力作用下常规滑溜水压裂工艺无法保证形成主力裂缝通道而影响后续加砂。已报道的深层页岩储层加砂压裂如采用了：优选压裂管柱降低施工摩阻、酸化预处理降低破裂压力、低摩阻及低伤害降阻水压裂液体系优选、大排量、大液量、低砂比、多段塞加砂工艺，通过现场实施一定程度上虽降低了深层页岩压裂施工风险，但从文献提供的压裂过程分析与解释结果来看，排量受限，未能达到设计要求，进一步影响到缝宽和导流能力以及净压力控制的裂缝转向半径，是造成改造效果不理想的重要因素。

发明内容

针对上述技术问题，本发明提出了一种页岩水力压裂方法，其包括以下步骤：步骤S10：向井筒中注入前置液以破裂地层并在地层中形成裂缝；步骤S20：逐次向井筒中注入携砂液以支撑地层中的裂缝并对地层进行压裂，在此过程中携砂液的粘度和其中的支撑剂的粒径随时间增长具有增大的趋势；步骤S30：向井筒中注入顶替液以将井筒中的携砂液完全替入到地层。

在一个具体的实施例中，在步骤S20中，在相邻两次注入携砂液操作之间还注入粘度与前一次携砂液相同的压裂液。

在一个具体的实施例中，在步骤S20中，首先向井筒内注入以滑溜水为主体的携砂液，然后向井筒内注入以粘度在30～40mPa·s范围内的活性胶液为主体的携砂液，最后向井筒内注入以粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液为主体的携砂液。

在一个具体的实施例中，在步骤S20中，分多次将以滑溜水为主体的携砂液注入到井筒中时，首先注入支撑剂为粒径为100目的陶粒支撑剂的携砂液并逐次均匀地将其中的陶粒支撑剂的体积比从1％提升到5％，再注入支撑剂为粒径为40～70目的陶粒支撑剂的携砂液并逐次均匀地将其中的陶粒支撑剂的体积比从4％提升到8％；分多次将以粘度在30～40mPa·s范围内的活性胶液为主体的且支撑剂为40～70目的陶粒支撑剂的携砂液注入到井筒中，并逐次均匀地将其中的陶粒支撑剂的体积比从9％提升到15％；分多次将以粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液为主体的携砂液注入到井筒中时，首先注入支撑剂为粒径为40～70目的陶粒支撑剂的携砂液并逐次均匀地将其中的陶粒支撑剂的体积比从12％提升到16％，再注入支撑剂为粒径为30～50目的陶粒支撑剂的携砂液并陶粒支撑剂的体积比为15％。

在一个具体的实施例中，页岩水力压裂方法还包括在步骤S10之前实施的步骤S01～S02，步骤S01：向井筒中注入滑溜水，以将井筒内的钻井污染物冲刷到地层深处；步骤S02：向井筒内注入预处理酸液，以疏通射孔孔眼、降低岩石强度。

在一个具体的实施例中，步骤S10包括步骤S11，步骤S11：向井筒内注入前置液，当井筒内的一半体积的预处理酸液进入到地层时降低前置液的注入排量直到预处理酸液全部进入到地层。

在一个具体的实施例中，步骤S10还包括步骤S11之后步骤S12，步骤S12：向井筒内注入1.5倍井筒容积的且粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液以对地层进行前置造缝。

在一个具体的实施例中，步骤S10还包括步骤S12之后步骤S13，步骤S13：向井筒内注入2～2.5倍井筒容积的滑溜水以对地层进行前置造缝。

在一个具体的实施例中，在步骤S30中，向井筒内注入0.25～0.3倍井筒容积的且粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液，再向井筒内注入至少1倍井筒容积的滑溜水。

采用该方法压裂阶段采用多种粘度压裂液分阶段交替注入，低粘液体可以进入天然裂缝及层理缝中扩大流动通道，当浸入天然裂缝时，作为“润滑剂”，降低裂缝面的摩擦阻力，易形成更高渗透率的剪切缝，迫使整个裂缝系统扩展到更大范围；而后增加压裂液的粘度，高粘度的压裂液增加主裂缝缝宽和延伸长度，有利于提升净压力诱使裂缝在一定条件下发生转向沟通更多的天然裂缝和层理弱面，同时可提升压裂液携砂能力，增加砂液比，提高裂缝导流能力。小粒径支撑剂用于打磨弯曲裂缝、减小近井摩阻、降低施工压力，同时，对近井大量的天然裂缝有一定封堵作用，以确保主裂缝的延伸。此外，在深层高破裂压力、高闭合应力状态下，小粒径支撑剂铺置能保持一定的裂缝导流能力并提供满足压裂液进入的通道。中粒径和稍大粒径的支撑剂分别用于支撑主裂缝和填充缝口，支撑剂组合铺置可有效改善裂缝导流能力。尤其是，采用该页岩水力压裂方法对深层页岩层(3000m以上的页岩层)的压裂能取得很好的效果。

附图说明

在下文中将基于实施例并参考附图来对本发明进行更详细的描述。

图1显示了本发明的一种实施例中的页岩水力压裂方法的流程图；

图2显示了本发明的一种具体实施例中进行水力压裂的施工曲线图。

在附图中，相同的部件使用相同的附图标记。附图并未按照实际的比例绘制。

具体实施方式

图1显示了本发明的一种实施方式中的页岩水力压裂方法的流程。以对页岩气储层进行水平井分段压裂施工为例进行详细说明。

该页岩水力压裂方法在对页岩气井进行下套管完井工艺、射孔工艺施工以后进行实施。下套管完井工艺是指将若干个两两依次密封连接的套管构成的套管柱放入页岩气井内，并用套管柱支撑住页岩气井，套管柱内形成通道，套管柱将该通道与地层隔离开来。射孔工艺是指将射孔专用仪器设备通过套管柱输送到井下预定深度，对准页岩地层引爆射孔器，聚能射孔弹被导爆索引爆后，爆轰波以7000～8000m/s向前传播，产生高温、高压冲击波，从而穿透套管柱进入地层，形成一个孔道，孔道即为射孔孔眼，构成页岩地层至套管柱内连通的一项技术。

该页岩水力压裂方法在页岩气水平裂压技术的下套管完井工艺、射孔工艺实施后进行。这时，形成了具有射孔孔眼的套管完井井筒。套管完井井筒包括页岩气井以及紧贴页岩气井井壁的套管柱。套管柱上的孔眼与页岩地层上的裂缝连通，形成射孔孔眼。套管柱封固页岩气井，使得页岩气井在没有射孔孔眼的位置无法通过套管柱内的通道与地表连通。

步骤S01：向井筒内注入滑溜水，以将井筒内能与酸发生化学反应的钻井污染物冲到地层深处。

在第一段压裂位置进行射孔施工后，向井筒内注入滑溜水。滑溜水的注入的排量为2～4m³/min，滑溜水的注入体积为1倍井筒的容积。滑溜水将淤积在井筒内的钻井污染物沿着射孔孔眼冲入到地层。

步骤S02：向井筒内注入预处理酸液，以疏通射孔孔眼、降低岩石强度。

预处理酸液可以是强酸的水溶液。酸液配方主要依据页岩储层矿物组分加以优选。在一个优选地实施例中，针对高温深层页岩储层，预处理酸液组成为以质量分数为15％盐酸为主体酸，在其中添加入一定比例的高温缓蚀剂、缓速增效剂、铁离子稳定剂。盐酸、高温缓蚀剂、缓速增效剂、铁离子稳定剂的配比由室内试验评价结果确定。注酸的排量为1～1.5m³/min，注酸的体积为30～40m³。

步骤10：向井筒中注入前置液以破裂地层并在地层中形成裂缝。

利用地面高压泵组将前置液泵入到井筒中。当前置液的注入排量大大超过地层的吸收能力时，在待压裂段憋起高压。当该压力大于井壁附近的地应力和地层岩石抗张强度时，在地层内从射孔孔眼向外延伸出裂缝。步骤10包括步骤S11和步骤S12。

步骤S11：向井筒中注入粘度在60～80mPa·s范围内的前置液，当井筒内的一半体积的预处理酸液进入到地层时降低前置液的注入排量直到预处理酸液全部进入到地层。

向井筒内注入压裂液。该压裂液可以是活性胶液，该活性胶液的粘度为60～80mPa·s。开始注入压裂液的排量由2m³/min逐渐升至6m³/min。当预处理酸液开始进入地层时(本领域的技术人员可以根据注压裂液的排量、时间和井筒容积计算预处理酸液开始进入地层的时刻)，将压裂液注入排量提升至8m³/min，待井筒内的一半体积预处理酸液进入地层后，将压裂液注入排量稳步降至4m³/min，直至预处理酸液全部进入到地层。这样可以确保预处理酸液有足够的反应时间，有助于观察酸化效果。

预处理酸液可以腐蚀井筒内和页岩储层中的钻井污染物，以减少钻井污染物在井筒和射孔孔眼中的淤积。该钻井污染物可以是油泥等。同时，预处理酸液还与岩石本身发生反应，以降低岩石本身强度，进行步骤S02和S11以后，可以降低近井地层破裂压力，促进裂缝增长，降低施工压力。尤其是，靠近水平井趾部压裂位置，在前期压裂施工中井筒内淤积的钻井污染物受注入压裂工作液体的冲刷而大量堆积，影响射孔孔眼进液，造成射孔孔眼处憋压。通过注入一定量预处理酸液后，可达到有效疏通和降压目的。

步骤S01对步骤S02和步骤S11具有促进作用。在步骤S01后，滑溜水净化井筒，将井筒内淤积的钻井污染物推向射孔孔眼的深处，这样就避免了钻井污染物与预处理酸液过早接触。若预处理酸液过早与井筒内淤积的钻井污染物接触，则会影响预处理酸液的活性。当与钻井污染物反应后的预处理酸液再通过射孔孔眼进入地层后，较高的地层温度会进一步加快酸－岩反应速率，使酸液过早变为残酸而影响酸预处理效果。另外，深层井的井下温度高，进行步骤S01后，滑溜水对地层进行了冷却，可有效降低预处理酸液中酸的挥发，提升酸预处理效果。

步骤S12：向井筒内注入1.5倍井筒容积的且粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液以对地层进行前置造缝。

稳步提升排量至8～12m³/min，持续注入1.5倍井筒容积的中粘活性胶液，若无明显的破裂点或观测施工压力下降迹象，适当加大中粘活性胶液注入时间和注入量直至观测到破裂点或观测施工压力下降，这样就在地层中从射孔孔眼处延伸出裂缝。

步骤S13：向井筒内注入2～2.5倍井筒容积的滑溜水以对地层进行前置造缝。

将滑溜水注入到井筒内，排量保持在12～14m³/min，持续注入2～2.5倍井筒容积滑溜水。

步骤S20：逐次向井筒中注入携砂液以支撑地层中的裂缝，携砂液的粘度和其中的支撑剂的粒径具有增大的趋势。步骤S20包括步骤S21～S23。

步骤S21：向井筒中注入以滑溜水为主体的携砂液以支撑地层中的裂缝并对地层进行压裂。步骤S21包括步骤S211和步骤S212。

步骤S211：以12～14m³/min的注入排量向井筒中注入滑溜水。在持续注入滑溜水的过程中，间隔地向滑溜水中混入粒径为100目的支撑剂形成携砂液。该支撑剂优选为陶粒支撑剂。优选地，轮流向井筒内注入0.5～0.6倍井筒容积的滑溜水与支撑剂相混合的携砂液和1～1.2倍井筒容积的滑溜水。更优选地，支撑剂在携砂液中所占体积比逐次提高。更优选地，向井筒中添加五次支撑剂，支撑剂在携砂液中所占体积比逐次从1％均匀上升到5％。

步骤S212：以12～14m³/min的注入排量向井筒中注入滑溜水。在持续注入滑溜水的过程中，间隔地向滑溜水中混入粒径为40～70目的支撑剂形成携砂液。该支撑剂优选为低密度高强度覆膜陶粒支撑剂。优选地，轮流向井筒内注入0.5～0.6倍井筒容积的滑溜水与支撑剂相混合的携砂液和1～1.2倍井筒容积的滑溜水。更优选地，支撑剂在携砂液中所占体积比逐次提高。更优选地，向井筒中添加四或五次支撑剂，支撑剂在携砂液中所占体积比逐次从2％均匀上升到8％或10％。支撑剂体积含量为8％的携砂液注入到地层内后，井口压力上升到3MPa则停止下一次携砂液的注入，否则下一次注入支撑剂体积含量为10％的携砂液。

步骤S22：向井筒中注入以粘度在30～40mPa·s范围内的活性胶液为主体的携砂液以支撑地层中的裂缝并对地层进行压裂。

以12～14m³/min的注入排量向井筒中注入粘度在30～40mPa·s范围内的压裂液。该压裂液优选为活性胶液。在持续注入压裂液的过程中，间隔地向滑溜水中混入粒径为40～70目的支撑剂以形成携砂液。该支撑剂优选为低密度高强度覆膜陶粒支撑剂。优选地，轮流向井筒内注入0.5～0.6倍井筒容积的压裂液与支撑剂相混合的携砂液和1～1.5倍井筒容积的压裂液。更优选地，支撑剂在携砂液中所占体积比逐次提高。更优选地，向井筒中多次添加支撑剂，支撑剂在携砂液中所占体积比逐次从9％均匀上升到15％。更优选地，待注入完携砂液后，向井筒中注入粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液，该活性胶液注入量为1～1.5倍井筒体积，用于替除井筒内的携砂液。

步骤S23：向井筒中注入以粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液为主体的携砂液以支撑地层中的裂缝并对地层进行压裂。步骤S23包括步骤S231～S232。

步骤S231：以12～14m³/min的注入排量向井筒中注入粘度在60～80mPa·s范围内的压裂液。该压裂液优选为活性胶液。在持续注入压裂液的过程中，间隔地向滑溜水中混入粒径为40～70目的支撑剂以形成携砂液。该支撑剂优选为低密度高强度覆膜陶粒支撑剂。优选地，轮流向井筒内注入0.5～0.6倍井筒容积的压裂液与支撑剂相混合的携砂液和1～1.5倍井筒容积的压裂液。更优选地，支撑剂在携砂液中所占体积比逐次提高。更优选地，向井筒中多次添加支撑剂，支撑剂在携砂液中所占体积比逐次从12％均匀上升到16％～18％。更优选地，待注入完携砂液后，向井筒中注入粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液，该活性胶液注入量为1.2倍井筒体积，用于替除井筒内的携砂液。

步骤S232：以12～14m³/min的注入排量向井筒中注入粘度在60～80mPa·s范围内的压裂液。该压裂液优选为活性胶液。在持续注入压裂液的过程中，向滑溜水中混入粒径为30～50目的支撑剂以形成携砂液。支撑剂在携砂液中所占体积比保持在15％。

压裂阶段采用三种粘度压裂液分阶段交替注入的有益效果在于：高粘液体增加主裂缝缝宽和延伸长度，有利于提升净压力诱使裂缝在一定条件下发生转向沟通更多的天然裂缝和层理弱面，同时可提升压裂液携砂能力，增加砂液比，提高裂缝导流能力；低粘液体可以进入天然裂缝及层理缝中扩大流动通道，当浸入天然裂缝时，作为“润滑剂”，降低裂缝面的摩擦阻力，易形成更高渗透率的剪切缝，迫使整个裂缝系统扩展到更大范围。

三种支撑剂段塞式组合加砂的有益效果在于：小粒径支撑剂用于打磨弯曲裂缝、减小近井摩阻、降低施工压力，同时，对近井大量的天然裂缝有一定封堵作用，以确保主裂缝的延伸；此外，在深层高破裂压力、高闭合应力状态下，小粒径支撑剂铺置能保持一定的裂缝导流能力并提供满足压裂液进入的通道。中粒径和稍大粒径的支撑剂分别用于支撑主裂缝和填充缝口，支撑剂组合铺置可有效改善裂缝导流能力。

在上述步骤中，支撑剂在携砂液中所占体积比逐次增大的好处在于：避免由于支撑剂在开始时注入过多而完全堵塞地层内的流体通道而导致的井口压力急剧上升，保证施工安全；同时还避免由于支撑剂注入不足而导致新生裂缝重新闭合的情况，从而提高施工效率。

步骤S30：向井筒中注入顶替液以将井筒中的携砂液完全注入到地层。步骤S30包括步骤S31和步骤S32。

步骤S31：以12～14m³/min的注入排量向井筒中注入0.25～0.3倍井筒容积粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液以顶替井筒中的携砂液；

步骤S32：以12～14m³/min的注入排量向井筒中注入至少1倍井筒容积的滑溜水。后完成顶替后，停止压裂泵注施工。

两种粘度压裂液停砂后平衡顶替等措施的有益效果在于：压裂施工末期停砂顶替阶段避免全程单一采用高粘胶液顶替造成缝口支撑剂向裂缝深部运移而降低缝口导流能力发生“包饺子”现象；同时，也避免单一采用滑溜水顶替用量大，部分井筒沉砂顶替不干净而影响后续工具下入和桥塞坐封。

对井筒的下一段进行压裂施工时，在进行完射孔工艺后，重复步骤S02～S32。

本发明在川东南地区D2井压裂施工中得到应用，该井垂深4416m，测深5667m，闭合应力109MPa。通过本发明所提供的方法，经现场实施成功解决了深层页岩气储层压裂施工压力高、加砂困难、缝口导流能力低等技术难题。典型施工曲线如图2，按照本发明实施步骤，经井筒预处理和地层注酸预处理后，破裂压力得到明显下降，初始起裂压力降低约10MPa左右；后续注入粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液，造缝效果明显，施工压力降低约6MPa左右；粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液后再注入滑溜水进一步拓展裂缝覆盖宽度，确保主裂缝与地层天然裂缝充分沟通；之后注入滑溜水携100目低密度陶粒支撑剂，以段塞方式注入，在高排量、低砂比、小粒径施工条件下，施工压力进一步降低2～3MPa，表明粉陶段塞对页岩地层压裂过程中产生的弯曲裂缝起到了很好的打磨作用，降低了近井效应；中间施工步骤人为延长了中间顶替粘度在30～40mPa·s范围内的活性胶液的时间，以期实现“二次造缝”，经过以上处理，进一步拓宽了主力裂缝，满足后续40～70目低密度高强度覆膜陶粒及30～50目低密度高强度覆膜陶粒较高砂液比施工需要。另外，每个携砂液段塞后都泵注了1～1.2倍井筒容积的纯液体进行替除井筒携砂液，实现了井筒内和缝口不沉砂，为后续泵注施工提供了较好的流动通道，同时也为下一段泵送桥塞创造了良好的井筒条件。通过本发明实施，D2井一共完成12段压裂，累计注入地层总液量29521m³、累计加砂319m³，压后初期产气量达10.5×10⁴m³/d。

虽然已经参考优选实施例对本发明进行了描述，但在不脱离本发明的范围的情况下，可以对其进行各种改进并且可以用等效物替换其中的部件。尤其是，只要不存在结构冲突，各个实施例中所提到的各项技术特征均可以任意方式组合起来。本发明并不局限于文中公开的特定实施例，而是包括落入权利要求的范围内的所有技术方案。

Claims (9)

1.一种页岩水力压裂方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤S10：向井筒中注入前置液以破裂地层并在地层中形成裂缝；

步骤S20：逐次向井筒中注入携砂液以支撑地层中的裂缝并继续对地层进行压裂，在此过程中所述携砂液的粘度和其中的支撑剂的粒径随时间增长具有增大的趋势；

步骤S30：向井筒中注入顶替液以将井筒中的携砂液完全替入到地层。

2.根据权利要求1所述的页岩水力压裂方法，其特征在于，在步骤S20中，在相邻两次注入携砂液操作之间还注入粘度与前一次携砂液相同的压裂液。

3.根据权利要求2所述的页岩水力压裂方法，其特征在于，在步骤S20中，首先向井筒内注入以滑溜水为主体的携砂液，然后向井筒内注入以粘度在30～40mPa·s范围内的活性胶液为主体的携砂液，最后向井筒内注入以粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液为主体的携砂液。

4.根据权利要求3所述的页岩水力压裂方法，其特征在于，在步骤S20中，

分多次将以滑溜水为主体的携砂液注入到井筒中时，首先注入支撑剂为粒径为100目的陶粒支撑剂的携砂液并逐次均匀地将其中的陶粒支撑剂的体积比从1％提升到5％，再注入支撑剂为粒径为40～70目的陶粒支撑剂的携砂液并逐次均匀地将其中的陶粒支撑剂的体积比从4％提升到8％；

分多次将以粘度在30～40mPa·s范围内的活性胶液为主体的且支撑剂为40～70目的陶粒支撑剂的携砂液注入到井筒中，并逐次均匀地将其中的陶粒支撑剂的体积比从9％提升到15％；

分多次将以粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液为主体的携砂液注入到井筒中时，首先注入支撑剂为粒径为40～70目的陶粒支撑剂的携砂液并逐次均匀地将其中的陶粒支撑剂的体积比从12％提升到16％，再注入支撑剂为粒径为30～50目的陶粒支撑剂的携砂液并陶粒支撑剂的体积比为15％。

5.根据权利要求1至4中任一项所述的页岩水力压裂方法，其特征在于，所述页岩水力压裂方法还包括在步骤S10之前实施的步骤S01～S02，

步骤S01：向井筒中注入滑溜水，以将井筒内的钻井污染物冲刷到地层深处；

步骤S02：向井筒内注入预处理酸液，以疏通射孔孔眼、降低岩石强度。

6.根据权利要求5所述的页岩水力压裂方法，其特征在于，所述步骤S10包括步骤S11，

步骤S11：向井筒内注入前置液，当井筒内的一半体积的预处理酸液进入到地层时降低前置液的注入排量直到预处理酸液全部进入到地层。

7.根据权利要求6所述的页岩水力压裂方法，其特征在于，所述步骤S10还包括步骤S11之后步骤S12，

步骤S12：向井筒内注入1.5倍井筒容积的且粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液以对地层进行前置造缝。

8.根据权利要求7所述的页岩水力压裂方法，其特征在于，所述步骤S10还包括步骤S12之后步骤S13，

步骤S13：向井筒内注入2～2.5倍井筒容积的滑溜水以对地层进行前置造缝。

9.根据权利要求1所述的页岩水力压裂方法，其特征在于，在步骤S30中，向井筒内注入0.25～0.3倍井筒容积的且粘度在60～80mPa·s范围内的活性胶液，再向井筒内注入至少1倍井筒容积的滑溜水。