CN109424347B

CN109424347B - 一种常压深层页岩气体积压裂方法

Info

Publication number: CN109424347B
Application number: CN201710760215.7A
Authority: CN
Inventors: 蒋廷学; 刘红磊; 侯磊; 周林波; 王世栋
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Priority date: 2017-08-30
Filing date: 2017-08-30
Publication date: 2021-02-26
Anticipated expiration: 2037-08-30
Also published as: CN109424347A

Abstract

本发明公开了一种常压深层页岩气体积压裂方法。包括：(1)关键储层特性参数的评估(2)可压性评价及射孔位置确定(3)射孔作业(4)酸预处理作业(5)裂缝参数及总体施工参数优化(6)中间注酸的酸配方优化(7)第一级混合注入施工(8)第二级混合注入阶段(9)第三级混合注入阶段(10)顶替后进行下一段的压裂施工，重复(4)、(7)‑(9)步骤。本发明的方法能最大限度挖掘深层页岩气藏增产潜力，提高压裂成功率。满足深层页岩油气藏体积压裂的需要，有利于水力压裂工艺的推广应用。

Description

一种常压深层页岩气体积压裂方法

技术领域

本发明涉及油气田勘探和开发技术领域，进一步地说，是涉及一种常压深层页岩气体积压裂方法。

背景技术

目前，随着页岩气勘探开发进程的加深，逐步由中浅层向3500m垂深的深层发展，且3500m以深的页岩气资源量巨大，因此，深层页岩气的开发前景巨大。但随着垂深的增加，带来的压裂难点如下：

1)三向应力均增加，尤其是最大主应力增加幅度相对更大，因此，两向水平应力差增加，造成压裂的复杂性程度降低。同时，垂向应力的增加幅度也快于最小主应力，使得水力裂缝沟通水平的层理缝/文理缝的难度增加，水力裂缝的横向波及范围降低。上述两个方面的综合作用，使裂缝的改造体积大幅度降低；

2)随着垂深的增加，井筒沿程摩阻增加，在一定的井口限压下，压裂的施工排量大幅度降低，使得主裂缝的几何尺寸相应降低，因此，支撑剂的加入量及施工砂液比相应降低，较大幅度地降低了主裂缝的缝长及导流能力；

3)随着温度压力的增加，页岩岩石的塑形特征显著增强，因此，主裂缝及分支缝及与分支缝连通的微裂缝等的破裂及延伸难度增加，因此，复杂裂缝的形成难度加大。同时，压裂施工的压力会相应增加，支撑剂的嵌入程度也相应增加；

4)随着垂深的增加，最小水平主应力增加，主裂缝的净压力降低，支撑剂承受的有效闭合应力增加，因此，主裂缝及其它小微尺度裂缝系统内的支撑裂缝导流能力都将快速破碎和降低导流能力，一旦裂缝内某处的导流能力降到0以后，则相应的裂缝改造体积也降为0，使压裂的有效期快速降低；

5)随着垂深的增加，构造裂缝发育，应力集中效应大，同时在原先水平层理缝/纹理缝位置，也发育高角度的天然裂缝。在此情况下，如仍采用原先的大液量、高排量等施工策略，可能造成缝高的失控，不但实现不了体积裂缝，反而极大降低了裂缝的复杂性程度；

6)深层页岩气有时还伴随着常压条件，因此，压裂的难度又大幅度增加。

因此，有必要研究提出一种新的深层常压页岩气水平井体积压裂新技术，以解决上述局限性。

发明内容

本发明针对常压深层页岩气压裂中随着垂深的增加，三向应力、最小水平主应力均增加，主裂缝的净压力降低，支撑剂承受的有效闭合应力增加，页岩岩石的塑形特征显著增强等问题，提出了一种常压深层页岩气体积压裂方法，本发明的方法能最大限度挖掘深层页岩气藏增产潜力，提高压裂成功率。满足深层页岩油气藏体积压裂的需要，有利于水力压裂工艺的推广应用。

本发明的总体技术思路如下：

(1)高角度天然裂缝控制技术

针对高角度天然裂缝与水平层理缝/纹理缝同时并存的情况，即使是有充填的高角度天然裂缝，在充填物与天然裂缝界面处也是力学弱面，易在压裂注入过程中优先开裂。此时的对策是多级段塞式注入上浮剂及下沉剂，并且当其注入完毕后，适当停泵2min～3min，以取得上浮剂及下沉剂自动分离的效果，上浮剂运移到裂缝顶部，而下沉剂则运移到裂缝底部，否则，可能来不及自动分离运移就呈混合状态被运移到裂缝端部而起不到上下遮挡缝高过度延伸的作用；

(2)多尺度造缝新技术

采用变黏度酸液+变黏度滑溜水+变黏度胶液多级交替注入的模式，实现裂缝复杂性程度及改造体积的最大化。第一级注入的流体类型顺序为低黏酸液+低黏滑溜水+低黏胶液，酸的作用是靠酸岩化学反应形成分支裂缝并溶蚀天然裂缝内的碳酸盐岩充填物。即使没有碳酸盐岩充填物，酸岩反应后，可较大幅度降低岩石的强度，利用复杂裂缝的多点起裂和延伸。低黏滑溜水的作用是在酸形成复杂分支缝或与分支缝连通的微裂缝的基础上，进一步沟通延伸已经形成的各种尺度的裂缝系统，尤其是小微尺度的裂缝系统，进一步增加裂缝的复杂性程度。胶液的作用是进一步延伸较大尺度的裂缝系统(主要是主裂缝)，同时，由于黏度相对最高，配合适当的高排量，可快速提升主裂缝内的净压力，在一定程度上，又增加了复杂裂缝形成或提高复杂性的概率。

第二级注入的流体类型顺序为中黏滑溜水+低黏酸液+中黏胶液，总体而言，除了酸液黏度维持低粘度不变外，第二级注入的滑溜水及胶液在黏度上比第一级注入要提高一定的幅度。目的是在继续沟通与延伸第一级注入形成的多尺度裂缝系统外，进一步增加施工过程中的各级裂缝尺度中的净压力，使各级尺度的裂缝的复杂性程度再次获得提升。值得注意的是流体的注入顺序有所变换，先注入滑溜水，且滑溜水的黏度要比第一级胶液的黏度低6倍以上，以实现黏滞指进效应，利于第二级滑溜水快速指进到第一级胶液的前缘。此时，因没有主裂缝的存在，压力会有一定程度的增加，迫使第二级滑溜水沿第一级注入形成的主裂缝的侧翼方向沟通与延伸已形成的多尺度裂缝系统。同时，在压力升高到一定程度后，也会继续在第一级胶液的前缘再次进行小微尺度的裂缝沟通和延伸。如先注入的是低粘度的酸液，即使也有黏滞指进效应，但会使第一级胶液黏度在接触酸后，快速降低，从而在第二级滑溜水注入时，降低了黏度比，进而降低了黏滞指进的效果。后续注入的低黏度酸液，因已有先前的滑溜水注入形成的黏滞指进通道，因此，低黏酸液会快速沿第二级滑溜水的通道运移，进一步发挥酸岩反应刻蚀作用和降低岩石强度作用，胶液的作用于第一级胶液作用类似。

以后每级注入的流体顺序同第二级。在此不赘。只是黏度逐步升高而已，但酸黏度一直维持在低黏度，以最大限度地利用低黏沟通延伸小微尺度天然裂缝的能力。

值得指出的是，在排量的选择上，一般采用低排量与低黏度、中排量与中黏度及高排量与高黏度的配合。目的是充分发挥中低黏度液体沟通延伸小微尺度裂缝的能力，因为排量的变化，可改变井底压力的集聚速度。而高黏度的作用是延伸大尺度裂缝(主要是主裂缝)，因此，与高排量配合后可最大限度提升裂缝的净压力。

(3)70/140目全程支撑剂注入新技术

在各种尺度的裂缝系统形成后，在加砂程序上改变以往的70/140目、40/70目及30/50目的传统做法，而是采用全程70/140目支撑剂。因为即使采用上述多尺度造缝技术，由于垂深增加，或者由于常压的存在，在原始状态，各种尺度的裂缝系统就相对较窄，水力压裂过程中，即使进行了多次沟通和延伸，各级裂缝尺度仍相对较小。以往的加砂技术，70/140目的支撑剂量的设计存在盲目性，万一设计少了，则小尺度的裂缝系统没有充分利用，在压后流压降低后容易快速闭合。目前的研究证实，小微尺度的裂缝的充分支撑是延缓压后产量递减的主要作用机制；但是，万一70/140目支撑剂量设计偏多(小微尺度裂缝没有充分改造出来)，则其容易在大尺度裂缝甚至主裂缝中起到堵塞作用，此时就是反作用了，会严重影响压后增产效果。

另外，如不适当的加入40/70目或30/50目支撑剂，其大部分应在主裂缝中起作用。深层和/或常压的固有原因，裂缝宽度的不足(深层高闭合应力，常压的高滤失压差)，其在裂缝中的运移阻力增大，甚至会引起主加砂的早期砂堵。而全程加入70/140目支撑剂后，可在压裂加砂的全程，最大限度地实现小微尺度裂缝的充分充填，也避免了多种粒径支撑剂因储层特性把握不准造成各种粒径支撑剂占比设计的盲目性。即使在主加砂阶段，大量的70/140目支撑剂虽然粒径降低了，但在高闭合压力条件下(如90MPa)，其提供的导流能力与40/70目和30/50目非常接近，而且这是在支撑剂铺砂浓度相同的情况下的对比结果。如在现场实际情况下，因粒径小，反而容易加入更多的支撑剂，其铺砂浓度反而是提高的，因此，实际的70/140目小粒径支撑剂施工形成的裂缝导流能力更有可能不但不降低，反而有一定程度的提高。此外，小粒径支撑剂因粒径小，在密度相当的前提下，沉砂速度反而更低，更有利于提高支撑剂在纵向上的支撑效果，尤其是远井裂缝地带的纵向支撑效果，而且，由于粒径小，其与压裂液的跟随速度最大，支撑剂也能运移的更远。

本发明的目的是提供一种常压深层页岩气体积压裂方法。

包括：

(1)关键储层特性参数的评估

(2)可压性评价及射孔位置确定

(3)射孔作业

(4)酸预处理作业

(5)裂缝参数及总体施工参数优化

(6)中间注酸的酸配方优化

(7)第一级混合注入施工

第一级注入的流体类型顺序为低黏酸液+低黏滑溜水+低黏胶液；

(8)第二级混合注入阶段

第二级注入的流体类型顺序为中黏滑溜水+低黏酸液+中黏胶液；

(9)第三级混合注入阶段

第三级注入的流体类型顺序为高黏滑溜水+低黏酸液+高黏胶液；

(10)顶替后进行下一段的压裂施工，重复(4)、(7)-(9)步骤。

其中，

步骤(7)中，

低黏酸液的粘度为1mPa·s～3mPa·s，先在酸罐中低排量(1m³/min～1.5m³/min)替满一个井筒容积，然后提高排量至(5)设计最高排量的40％～50％；

第一级滑溜水的黏度为1mPa·s～2mPa·s，排量取(5)中最高排量的60％～70％；

上浮剂及下沉剂在第一级滑溜水注入阶段分段塞式或连续方式进行注入；第一级滑溜水注入结束后，停泵2min～3min，以让上浮剂及下沉剂自动分离；

第一级胶液的黏度为20mPa·s～25mPa·s，排量为(5)设计最高排量的60％～70％。

在第一级混合注入过程中，加入70/140目的支撑剂；施工砂液比在滑溜水阶段为1％～5％，胶液阶段为5％～10％。

步骤(8)中，

中黏滑溜水黏度为3mPa·s～4mPa·s，中黏胶液黏度为50mPa·s～60mPa·s；下一阶段的滑溜水与上一阶段的胶液间的黏度比应在6倍以上；

滑溜水及胶液的分别排量取(5)最高排量的75％～80％。

在第二级混合注入过程中加入70/140目支撑剂，施工砂液比在滑溜水阶段为6％～10％，胶液阶段为12％～18％。

步骤(9)中，

高滑溜水黏度为9mPa·s～12mPa·s，高胶液黏度为70mPa·s～80mPa·s；

滑溜水及胶液的分别排量取(5)最高排量的100％。

在第三级混合注入过程中加入70/140目支撑剂，在滑溜水阶段为11％～18％，胶液阶段为20％～26％。

本发明具体可采用以下技术方案：

(1)关键储层特性参数的评估

包括岩性及矿物组分分析、敏感性、物性、岩石力学及三向地应力、天然裂缝发育状况等。可采用常规的录井、测井、岩心分析等方法综合评价分析。

(2)可压性评价及射孔位置确定

在(1)的地质参数及工程参数评价的基础上，精细进行沿水平井筒方向的可压性指数的评价。一步水平井筒的测井包括自然伽马及密度等测井数据，可依据导眼井的岩心进行岩石力学或脆性矿物组分等的测定，再由水平井筒方向的测井结果与导眼井垂直方向的测井参数的比对，求出沿水平井筒方向的可压性指数剖面。关于可压性指数评价，目前已有成熟的技术可供借鉴。

有了沿水平井筒方向的可压性指数剖面，就可按从大到小的顺序，依次确定最佳的射孔位置。

(3)射孔作业

按常规流程进行射孔作业。一般采用常用的螺旋式射孔方式，每簇射孔长度1m以内较好，如担心井深套管变形，可适当将每簇射孔长度增加到1.5m左右。射孔密度一般16孔/米，相位角60°，孔径10.5mm及以上。

也可采用水力喷射技术进行平面射孔。但井深了后，要计算水力喷射参数，确保喷射速度达130m/s以上。如实现达不到，可适当增加喷射时间，也能在低喷射速度条件下进行成功的水力喷射射孔作业。具体要结合地面实验进行。

(4)酸预处理作业

酸预处理是深层页岩气或常压页岩气的通用标准流程。一般用盐酸，浓度15％左右，用量为10m³～20m³左右，排量1m³/min～1.5m³/min。

具体用量应在现场实时调整，原则是当压力在2-3分钟内降低幅度在0.5MPa以下时可停止注酸作业。

(5)裂缝参数及总体施工参数优化

可应用成熟的ECLIPSE软件，按正交设计的方法，模拟不同的缝间距、裂缝布局(等缝长、U型缝长、W型缝长等)、裂缝半长、导流能力(分主裂缝及分支缝等)下的压后产量变化趋势，从中优选产量增幅大幅变缓时的对应裂缝参数组合为相对最优的结果。

在此基础上，为实现上述优化的裂缝参数，应用成熟的裂缝扩展模拟软件MEYER，模拟不同的压裂液参数及压裂施工参数条件的裂缝几何尺寸及导流能力变化情况，从中优选最优的施工参数组合(包括液体性能参数要求)。

(6)中间注酸的酸配方优化

与预处理的酸不同，中间交替注入的酸液配方要结合具体井的岩心结果，进行酸溶蚀率及配伍性等实验研究，从中优选溶蚀率最高、配伍性最好、伤害率最低的酸液配方体系。

一般配方中应包括HCL或HF、缓蚀剂、铁离子稳定剂及助排剂等。

(7)第一级混合注入施工

在(5)模拟的施工参数的基础上，先注入一个井筒容积的低黏酸液(1mPa·s～3mPa·s)，先在酸罐中低排量(1m³/min～1.5m³/min)替满一个井筒容积，然后提高排量至(5)设计最高排量的40％～50％，让酸在近井地带有充分时间溶蚀和沟通天然裂缝中或基岩中的碳酸盐矿物(如碳酸盐岩含量低于5％，则适度用些稀土酸，可先注入盐酸然后注入稀土酸，以避免氟化钙等沉淀物造成的二次伤害)。

然后在(5)模拟的基础上，将滑溜水及胶液体积分为至少2-3份(与注入的级数有关，一般而言，注入级数越高越好，但注入级数太多后，现场施工倒换流程变化太频繁，一般设计2-3级较为稳妥)。为简单起见，一般采用等分法。

第一级滑溜水的黏度应设计为1mPa·s～2mPa·s，排量取(5)中最高排量的60％～70％。

上浮剂及下沉剂应在第一级滑溜水注入阶段分段塞式或连续方式进行注入。以连续方式注入的效果应最好。上浮剂及下沉剂的砂液比设计，如是张开型天然裂缝发育，可设计3％～7％(平均砂液比5％左右)，如是充填式天然裂缝，砂液比可设计为2％～6％(平均砂液比4％左右)。用量根据第一级滑溜水的用量及携带的砂液比情况进行设计。

第一级滑溜水注入结束后，停泵2min～3min，以让上浮剂及下沉剂自动分离。

第一级胶液的黏度应设计为20mPa·s～25mPa·s，用量按(5)设计量等分2-3份(2级注入等分2份，3级注入就等分3份)，排量为(5)设计最高排量的60％～70％。

在第一级混合注入过程中，根据(5)设计的参数，正常进行70/140目的支撑剂加入。施工砂液比在滑溜水阶段可为1％～5％，胶液阶段可为5％～10％。

(8)第二级混合注入阶段

基本参照(7)的流程执行。只是滑溜水黏度应在3mPa·s～4mPa·s，胶液黏度应在50mPa·s～60mPa·s。目标是后续的滑溜水与前边的胶液间的黏度比应在6倍以上，以保证黏滞指进效应。

此阶段滑溜水及胶液的分别排量取(5)最高排量的75％～80％。其他的注入参数参照(7)的对应步骤及参数。

70/140目支撑剂的施工，施工砂液比在滑溜水阶段应为6％～10％，胶液12％～18％。

(9)第三级混合注入阶段(最好一级混合注入)

基本参照(7)或(8)的流程执行。只是滑溜水黏度应在9mPa·s～12mPa·s，胶液黏度仍在70mPa·s～80mPa·s(不用考虑黏滞指进效应了，因无后续的滑溜水注入)。

此阶段滑溜水及胶液的分别排量取(5)最高排量的100％。其他的注入参数参照(7)或(8)的对应步骤及参数。

70/140目支撑剂的施工，在滑溜水阶段应为11％～18％，胶液20％～26％。

由于全程采用70/140目支撑剂施工，施工的砂液比要比以往的大粒径支撑剂有一定幅度的提升，具体提升幅度可在现场进行试探以随时调节。

(10)顶替后进行下一段的压裂施工，重复(4)、(7)-(9)等步骤。

(11)最后的钻塞、返排、求产等流程，参照常规要求执行，在此不赘。

本发明解决了常压深层页岩气压裂中随着垂深的增加，三向应力、最小水平主应力均增加，主裂缝的净压力降低，支撑剂承受的有效闭合应力增加，页岩岩石的塑形特征显著增强的问题，不仅能够有效的压开储层、还能够大大提高储层改造体积，充分挖掘储层的生产潜力。该发明的应用，使深层页岩气的经济有效开发成为了可能，是页岩气工艺技术领域的重要突破，对提高非常规油气藏的开发技术水平和经济效益具有重要意义。

具体实施方式

下面结合实施例，进一步说明本发明。

实施例1

X探井，对本发明进一步详细说明，该井为典型的深层常压页岩气井：

(1)关键储层特性参数的评估

采用录井、测井、岩心分析等方法，对该井进行了岩性、矿物组分分析、敏感性、物性、岩石力学及三向地应力、天然裂缝发育状况等评价。

(2)可压性评价及射孔位置确定

在(1)的地质参数评价的基础上，对该井沿水平井筒方向进行了精细的可压性指数的评价，并确定了最佳的射孔位置。

(3)射孔作业

采用螺旋式射孔方式，每簇射孔长度1m，射孔密度16孔/米，相位角60°，孔径10.5mm。

(4)酸预处理作业

排量1.5m³/min条件下，注入15m3，15％盐酸。

(5)裂缝参数及总体施工参数优化

应用ECLIPSE和MEYER软件，按正交设计的方法，优化了裂缝参数组合，并模拟不同的压裂液参数及压裂施工参数条件的裂缝几何尺寸及导流能力变化情况，从中确定了三级的施工参数组合。

(6)第一级混合注入施工

根据(5)确定的施工程序，先注入15m³的低黏酸液，让酸在近井地带有充分时间溶蚀和沟通天然裂缝中或基岩中的碳酸盐矿物。将第一级的低粘滑溜水和胶液按设计程序分别注入，累计泵注液量200m³，70/140目支撑剂9.5m³。

(7)第二级混合注入阶段

按照泵注程序，选用中粘滑溜水和中粘胶液进行第二级的混合注入，累计泵注液量917m³，70/140目支撑剂31.5m³。

(9)第三级混合注入阶段

按照泵注程序，选用高粘滑溜水和高粘胶液进行第三级的混合注入，累计泵注液量520m³，70/140目支撑剂23.1m³。

该井按照新的压裂技术施工后，日产气29000m³，较同区块其他井，产量提高43％以上，增产效果明显。

实施例2

Y井，

(1)关键储层特性参数的评估

(2)可压性评价及射孔位置确定

(3)射孔作业

采用螺旋式射孔方式，每簇射孔长度1.5m，射孔密度16孔/米，相位角60°，孔径10.5mm。

(4)酸预处理作业

排量1.0m³/min条件下，注入20m³，15％盐酸。

(5)裂缝参数及总体施工参数优化

应用ECLIPSE和MEYER软件，按正交设计的方法，优化了裂缝参数组合，并模拟不同的压裂液参数及压裂施工参数条件的裂缝几何尺寸及导流能力变化情况，从中确定了两级的施工参数组合。

(6)第一级混合注入施工

根据(5)确定的施工程序，先注入20m³的低黏酸液，让酸在近井地带有充分时间溶蚀和沟通天然裂缝中或基岩中的碳酸盐矿物。将第一级的低粘滑溜水和胶液按设计程序分别注入，累计泵注液量320m³，70/140目支撑剂11.8m³。

(7)第二级混合注入阶段

按照泵注程序，选用中粘滑溜水和中粘胶液进行第二级的混合注入，累计泵注液量1190m³，70/140目支撑剂47.5m³。

该井按照新的压裂技术施工后，日产气17000m³，较同区块其他井，产量提高50％以上，增产效果明显。

表1，以最高排量16m³/min为例计算：

对比例：

以中国某页岩气区块A井为例，该井采用常规压裂方法：

根据施工程序，注入30m³的低黏酸液，让酸在近井地带有充分时间溶蚀和沟通天然裂缝中或基岩中的碳酸盐矿物。

按滑溜水和胶液的顺序，进行携砂液施工泵注，累计泵注液量1540m³，100目支撑剂13.5m³，40/70目支撑剂39.6m³。

该井按照常规压裂技术施工后，日产气8700m³，产量较低，且递减速度快。

Claims

1.一种常压深层页岩气体积压裂方法，其特征在于所述方法包括：

(1)关键储层特性参数的评估

(2)可压性评价及射孔位置确定

(3)射孔作业

(4)酸预处理作业

(5)裂缝参数及总体施工参数优化

(6)中间注酸的酸配方优化

(7)第一级混合注入施工

低黏酸液的粘度为1mPa·s～3mPa·s；第一级滑溜水的黏度为1mPa·s～2mPa·s；第一级胶液的黏度为20mPa·s～25mPa·s；

在第一级混合注入过程中，加入70/140目的支撑剂；

(8)第二级混合注入阶段

中黏滑溜水黏度为3mPa·s～4mPa·s，中黏胶液黏度为50mPa·s～60mPa·s；下一阶段的滑溜水与上一阶段的胶液间的黏度比在6倍以上；

在第二级混合注入过程中加入70/140目支撑剂；

(9)第三级混合注入阶段

在第三级混合注入过程中加入70/140目支撑剂；

(10)顶替后进行下一段的压裂施工，重复(4)、(7)-(9)步骤。

2.如权利要求1所述的常压深层页岩气体积压裂方法，其特征在于：

步骤(7)中，

低黏酸液先在酸罐中低排量1m³/min～1.5m³/min替满一个井筒容积，然后提高排量至步骤(5)设计最高排量的40％～50％；

第一级滑溜水排量取步骤(5)中最高排量的60％～70％；

第一级胶液排量为步骤(5)设计最高排量的60％～70％。

3.如权利要求2所述的常压深层页岩气体积压裂方法，其特征在于：

步骤(7)中，

施工砂液比在滑溜水阶段为1％～5％，胶液阶段为5％～10％。

4.如权利要求1所述的常压深层页岩气体积压裂方法，其特征在于：

步骤(8)中，

滑溜水及胶液的分别排量取步骤(5)最高排量的75％～80％。

5.如权利要求4所述的常压深层页岩气体积压裂方法，其特征在于：

步骤(8)中，

施工砂液比在滑溜水阶段为6％～10％，胶液阶段为12％～18％。

6.如权利要求1所述的常压深层页岩气体积压裂方法，其特征在于：

步骤(9)中，

滑溜水及胶液的分别排量取步骤(5)最高排量的100％。

7.如权利要求6所述的常压深层页岩气体积压裂方法，其特征在于：

步骤(9)中，

在滑溜水阶段为11％～18％，胶液阶段为20％～26％。