CN109611051B - 一种优势渗流通道的压裂封堵方法 - Google Patents
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Abstract
一种优势渗流通道的压裂封堵方法。主要步骤为，利用油田静态资料和动态资料识别优势渗流通道，针对性地设计压裂措施工艺方案，采取施工参数精细控制的压裂技术，在短时间内高强度地向优势渗流通道注入具有良好压裂性能和封堵效果的压裂封堵剂，压裂封堵剂压开优势渗流通道生成裂缝为封堵剂提供通道，扩大封堵剂与优势渗流通道的接触面积，同时封堵剂高速渗滤进入裂缝沿程地层，快速推进至优势渗流通道深部，通过焖井制度使压裂封堵剂大量滞留在优势渗流通道并给予充分时间反应成胶，实现高效率、高强度封堵。
Description
技术领域
本发明涉及一种优势渗流通道的压裂封堵方法，属于油气田开发技术领域。
背景技术
国内大部分砂岩油藏都已进入注水开发后期，部分含油储层呈现出明显的高注入孔隙体积倍数、强水淹、高采出程度和高水油比等特征，研究表明，受储层非均质性和注采差异的影响，储层中的高渗透条带易形成低阻的优势渗流通道。注入水的长期冲刷、增产措施对储层的改造和化学驱药剂的作用更加重了优势渗流通道的形成，导致注入水沿优势渗流通道优势流动，产生大量低效、无效注采循环，弱势渗流区剩余油富集，影响油田采收率及开发效益。优势渗流通道的存在已严重制约油气开发，更使得其他增产措施难以取得效果，因此，优势渗流通道是高含水期砂岩油藏提高采收率必须解决的关键问题。
目前，优势渗流通道的封堵已摸索多年，并取得了一些研究成果和工业化应用。油田应用的堵剂体系有颗粒类封堵剂、凝胶类封堵剂、生物性堵剂、泡沫型堵剂和复合型封堵剂等近百种，聚合物及其交联凝胶研究的广泛开展使得优势渗流通道封堵剂研制得以迅速发展。封堵剂的作用机理多为物理屏障式堵塞，基于天然岩心和人造模型的室内实验取得了较好的封堵效果，但矿场应用中堵剂注入难度高，近井端地层中堵剂黏度损失大，仅可封堵近井地层的优势渗流通道。深部调剖和配套技术的提出也促进了优势渗流通道的深部封堵的相关技术的发展，矿场应用中形成了交联聚合物凝胶和体膨颗粒等多套深部封堵技术，深部封堵技术具有油藏整体综合治理和作业规模大的特点，同时作业时间长和耗资高的缺点限制了该优势渗流通道的封堵作业的大范围应用。随着高含水油藏水驱及后续提高采收率问题的日益复杂，优势渗流通道封堵技术要求越来越高。综上所述，快速发展完善的封堵剂和配套工艺技术仍不能够满足矿场优势渗流通道经济高效封堵的需求，适用于高含水期砂岩油藏的新的经济高效封堵方法是解决优势渗流通道封堵问题的关键。
发明内容
为了解决背景技术中所提到的技术问题，本申请提供了一种优势渗流通道的压裂封堵方法，立足高含水后期油藏开发和提高采收率的需要，以高含水油藏再认识和优势渗流通道识别为基础，以经济高效的压裂封堵剂开发为核心，以施工参数精细控制的压裂为手段，形成一种优势渗流通道识别、堵剂材料开发和压裂工艺优化设计等技术综合应用的压裂封堵方法。
本发明的技术方案是：该种优势渗流通道的压裂封堵方法，其特征在于该方法包括以下步骤：
步骤一，确定实施所述压裂封堵方法的目的层；本步骤通过如下路径实现：
首先利用油田静态资料进行储层分类，完成储层评价，确定强非均质性油层组中高渗透率、高孔隙度储层为所述压裂封堵方法的候选目的层；
然后利用动态资料分析候选目的层的注入与产出情况，确定吸水量和产水量同时大幅提高且含水率升高的候选目的层中含有优势渗流通道，分析层内不同位置的水淹状况和采出程度，高水淹且高采出程度部位为优势渗流通道位置，最终完成优势渗流通道的识别，确定含优势渗流通道的候选目的层即为实施所述压裂封堵方法的目的层；
其中，所述油田静态资料包括油藏基本数据、构造要素数据、储层性质数据、流体性质数据、砂岩分组数据和沉积单元数据；所述动态资料包括注入井采出井生产数据、开发综合数据和油田监测数据；
步骤二，确定实施所述压裂封堵方法的裂缝参数；本步骤通过如下路径实现：
根据步骤一中确定的压裂封堵方法的目的层的优势渗流通道位置，以裂缝贯穿优势渗流通道部位为目标，结合现有井网井距条件，计算裂缝半长与注采井距之间的最佳比值，确定实施所述压裂封堵方法的裂缝参数；其中，所述裂缝参数包括裂缝半长；
步骤三，确定实施所述压裂封堵方法的注入液需求量；本步骤通过如下路径实现：
根据步骤二所获取的压裂封堵方法的裂缝参数和步骤一所获取的压裂封堵方法的目的层厚度计算压裂封堵方法的改造体积，之后将压裂封堵方法的改造体积对应的优势渗流通道的孔隙体积确定为压裂封堵方法的注入液需求量；
步骤四，确定实施所述压裂封堵方法的施工参数；本步骤通过如下路径实现：
首先将步骤一所获得的实施所述压裂封堵方法的目的层的构造特征数据、岩石力学参数和储层物性及流体性质数据导入ABAQUS有限元模拟平台，建立压裂封堵的目的层中裂缝的有限元模型并开展数值模拟，进而建立压裂封堵方法的施工参数与裂缝参数的关系图版；根据压裂封堵方法的施工参数与裂缝参数的关系图版，满足压裂封堵方法的裂缝参数的需求的施工参数即确定为压裂封堵方法的候选施工参数；然后基于压裂封堵方法的施工参数与裂缝参数的关系图版，将压裂封堵的目的层的静态资料和动态资料数据导入ECLIPSE油藏数值模拟软件，建立含有裂缝的压裂封堵的目的层的油藏数值模型并开展数值模拟，模拟压裂封堵方法的候选施工参数下裂缝的泄流范围，对应的压裂封堵剂向地层中的渗滤量即为压裂封堵方法的注入总液量；
最后压裂封堵方法的注入总液量大于压裂封堵方法的注入液需求量时，确定压裂封堵方法的注入总液量对应的候选压裂封堵方法的施工参数即确定为压裂封堵方法的施工参数；
其中，实施所述压裂封堵方法的施工参数包括注入排量和注入总液量；
步骤五：确定实施所述压裂封堵方法的压裂封堵剂；本步骤通过如下路径实现：
首先依据压裂封堵方法设计中对于压裂封堵剂的低初始粘度、强流变性和强黏度稳定性质的基本要求，初步确定压裂封堵方法的压裂封堵剂配方为交联聚合物体系；然后，利用优势渗流通道天然岩芯和地层水，开展不同配方的压裂封堵剂的岩芯伤害实验、敏感性测试和配伍性实验，以压裂封堵剂与优势渗流通道特性及地层水匹配为指标，初步筛选出适用于压裂封堵方法的压裂封堵剂的交联聚合物体系配方中主剂、交联剂和辅助剂的药剂类型；最后在压裂封堵剂配方初步筛选的基础上，开展不同质量分数或质量浓度的主剂、交联剂和辅助剂的压裂封堵剂热稳定性和流变性测试，评价压裂封堵剂的稳定性和黏度性能，以成胶后黏度、注入能力和稳定时间为指标，确定压裂封堵剂中各类型药剂的质量分数或质量浓度以及聚交比，进一步筛选压裂封堵剂配方，并明确压裂封堵剂的造缝性能；综合以上测试结果筛选并最终确定压裂封堵方法的压裂封堵剂；
步骤六：确定实施所述压裂封堵方法的焖井时间；本步骤通过如下路径实现：
首先对通过步骤五所确定的压裂封堵剂开展压裂封堵剂的流变性测试及热稳定性测试，明确不同时间压裂封堵剂的黏度变化，压裂封堵剂黏度满足成胶标准对应的时间为成胶时间，黏度最大值对应时间为黏度峰值时间；然后利用优势渗流通道岩芯，开展压裂封堵剂的封堵效果测试，将成胶时间至黏度峰值时间做为测试时间段，明确测试时间段内压裂封堵剂在优势渗流通道的封堵效率；最后确定封堵效率满足优势渗流通道封堵要求时对应的时间即为实施所述压裂封堵方法的焖井时间；
步骤七：按照步骤四所获得的压裂封堵方法的施工参数，向步骤一所获得的压裂封堵方法的目的层注入步骤五所确定的压裂封堵方法的压裂封堵剂，并按照步骤六所确定的压裂封堵方法的焖井时间进行焖井，最终完成优势渗流通道的压裂封堵。
上述步骤二中所述裂缝半长的计算公式可以为Lf=dr，其中，r为裂缝半长与注采井距之间的比值；d为注采井距，单位为m；Lf为裂缝半长，单位为m；优选地，裂缝半长与注采井距之间的比值r取值为1/2时最佳，即裂缝半长Lf=d/2。
上述步骤四中，优选的，实施所述压裂封堵方法的注入排量范围在3m3/min-5m3/min之间，实施所述压裂封堵方法的注入总液量范围在3000m3-7000m3之间。
优选的，步骤五中的主剂为部分水解聚丙烯酰胺，浓度范围在1200 mg/L -2500mg/L之间；步骤五中的交联剂为由氯化铬、乳酸和氢氧化钠组成的有机铬交联体系，氯化铬、乳酸和氢氧化钠的质量分数分别是2.29%、2.72%和1.83%，聚交比为15∶1；步骤五中的辅助剂为硫脲、氯化钠和碳酸氢钠，其中，氯化钠质量浓度范围在650 mg/L -800mg/L之间，碳酸氢钠质量浓度范围在1000 mg/L -1500mg/L之间，硫脲质量浓度为800mg/L。
本发明具有如下有益效果：本发明提供的优势渗流通道的压裂封堵方法是基于压裂的高效封堵方法，基本原理可靠，基于经济高效的压裂封堵剂的开发，通过施工参数精细控制的压裂措施和焖井制度，实现优势渗流通道的高效率、高强度封堵。在本发明提供的优势渗流通道的压裂封堵方法中使用了一种具有良好压裂性能和驱洗效果的压裂封堵剂，在压裂施工同时将大量压裂封堵剂压入地层，实现了压裂和封堵的一体化施工作业，提高作业效率，同时降低施工成本。本发明提供的优势渗流通道的压裂封堵方法通过压裂大排量注入和焖井制度联合促使压裂封堵剂体系滞留于地层中，可提高封堵效率和封堵强度同时大幅度补充地层能量，为后续剩余油挖潜及提高采收率奠定能量基础。
附图说明：
图1为优势渗流通道压裂封堵方法示意图；
图2为优势渗流通道压裂封堵后注采井间渗流示意图；
图3为B1井储层对比剖面图；
图4为压裂封堵方法的施工参数与裂缝参数的关系图版；
图5为不同部分水解聚丙烯酰胺质量浓度压裂封堵剂的黏度变化曲线图；
图6为不同聚交比压裂封堵剂的黏度变化曲线图；
图7为不同氯化钠质量浓度压裂封堵剂的黏度变化曲线图；
图8为不同碳酸氢钠质量浓度压裂封堵剂的黏度变化曲线图。
图9为地层温度条件下压裂封堵剂的黏度变化曲线图。
具体实施方式：
下面结合附图对本发明作进一步说明：
为了对本发明的发明目的、技术特征和有益效果有更加清楚的理解，现结合附图及实施例对本发明的技术方案进行以下详细说明，显然，所描述的实施例仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例：本实施例提供了一种优势渗滤通道的压裂封堵方法在大庆长垣油田典型优势渗流通道的应用，B1井位于大庆长垣萨尔图油田北一区，1997年投产后历经水驱、压裂增产和聚合物驱，截至本发明提供的一种优势渗滤通道的压裂封堵方法应用前，开采层位为PI1-7层，全井射开砂岩厚度21.5m，有效厚度14.9m，综合含水为99.39%，日产液181.7t，日产油1.1t，呈现出典型的含优势渗流通道水驱油藏的开发特征，适用于本发明提供的优势渗滤通道的压裂封堵方法。优势渗滤通道的压裂封堵方法示意图如图1所示，优势渗流通道压裂封堵后注采井间渗流示意图如图2所示。应用中B1井的压裂封堵方法包括以下步骤：
步骤一：确定B1井的压裂封堵的目的层为PI2层底部。
步骤一中，首先利用B1井的油藏基本数据、构造要素数据、储层性质数据、流体性质、砂岩分组数据和沉积单元数据等开发静态数据进行储层分类，完成储层评价，根据B1井储层评价评价结果得到B1井储层对比剖面图如图3所示。B1井开发油层纵向上分别为PI2层、PI3层、PI4层、PI5层、PI6层和PI7层，静态数据表明PI2层和PI3层具有高渗透率和高孔隙度特征，同时储层非均质性强，反映出储层具备形成优势渗流通道的基本物理条件，因此确定PI2层和PI3层为压裂封堵方法的候选目的层。然后结合B1井的注入采出井数据、措施效果数据、开发综合数据、化学驱开发数据和油田监测数据等开发动态数据，分析B1井的PI2层和PI3层的开发状况，分析结果表明PI2层存在吸水量和产水量同时大幅提高的状况，同时含水率大幅提高，判定PI2层内含优势渗流通道。PI2层为典型正韵律储层，储层顶部渗透率较低，为未水淹或低水淹状态，采出程度低，储层底部渗透率较高，为高水淹状态，采出程度大于60%，因此PI2层内优势渗流通道位于油层底部，PI2层底部优势渗流通道的砂岩厚度为2m，PI2层不同部位的水淹状况如表1所示。综合以上分析结果最终确定B1井的PI2层底部为压裂封堵的目的层位。
表1
步骤二：确定B1井的压裂封堵的裂缝半长为75m。
步骤二中，当前B1井组注采井距平均为150m，PI2层压裂封堵方法的裂缝半长与注采井距之间的最佳比值r取值为1/2，确定B1井的压裂封堵的裂缝半长为75m。
步骤三：确定B1井的PI2层底部的注入液需求量为4418m3。
步骤三中，首先利用压裂改造体积的计算公式计算得到PI2层底部2m厚度的优势渗流通道在75m裂缝半长需求下压裂改造体积为17671m3，压裂改造体积的计算公式为Vf=πLf 2h/2，其中，Vf为压裂改造体积，单位为m3；Lf为裂缝半长，单位为m；h为压裂改造厚度，单位为m。然后利用注入液需求量计算公式计算得到B1井的PI2层底部的注入液需求量为4418m3。压裂封堵方法的注入液需求量指注入液完全充填优势渗流通道孔隙体积的液量，注入液需求量计算公式为Vl=φVf，其中，Vl为注入液需求量，单位为m3；φ为孔隙度。最终确定压裂封堵方法的入液需求量为4418m3。
步骤四：确定B1井的PI2层的压裂封堵的注入排量为5m3/min，注入总液量为5500m3。
步骤四中，首先将B1井的PI2层的构造特征数据、岩石力学参数和储层物性及流体性质数据导入ABAQUS有限元模拟平台，建立B1井的PI2层中裂缝的有限元模型并开展数值模拟，进而建立压裂封堵方法的施工参数与裂缝参数的关系图版如图4所示。根据压裂封堵方法的施工参数与裂缝参数的关系图版，裂缝半长大于75m对应的施工参数即可确定为压裂封堵方法的候选施工参数。然后基于压裂封堵方法的施工参数与裂缝参数的关系图版，将B1井的PI2层的静态资料和动态资料数据导入ECLIPSE油藏数值模拟软件，建立含有75m半长的裂缝的B1井的PI2层的油藏数值模型并开展数值模拟，模拟压裂封堵方法的候选施工参数下裂缝的泄流范围，对应的压裂封堵剂体系向地层中的渗滤量为5500m3，即压裂封堵方法的注入总液量为5500m3。压裂封堵方法的注入总液量5500m3大于压裂封堵方法的注入液需求量4418m3，即当前施工参数的注入总液量满足优势渗流通道中孔隙体积的完全填充，最后在压裂封堵方法的候选施工参数中确定B1井的PI2层的压裂封堵的注入排量为5m3/min，注入总液量为5500m3。
步骤五：确定压裂封堵方法的压裂封堵剂体系配方主剂、交联剂和辅助剂组成，主剂为质量浓度1200~2500mg/L部分水解聚丙烯酰胺，交联剂为质量分数为2.29%的氯化铬、2.72%乳酸和1.83%氢氧化钠的有机铬交联体系，聚交比为15∶1，辅助剂为质量浓度为800mg/L的硫脲、650~800mg/L氯化钠和1000~1500mg/L碳酸氢钠。
步骤五中，首先依据压裂封堵方法设计中要求压裂封堵剂在压裂施工同时大量、快速渗滤进入优势渗流通道，在优势渗流通道中成胶后可形成长期、稳定的封堵，优化后的交联聚合物体系具有低初始粘度、强流变性和强黏度稳定性的特点，满足压裂封堵方法的基本要求，则初步确定压裂封堵方法的压裂封堵剂配方为交联聚合物体系。然后利用优势渗流通道天然岩芯和地层水，开展不同配方的压裂封堵剂的岩芯伤害实验、敏感性测试和配伍性实验，以压裂封堵剂与优势渗流通道特性及地层水匹配为指标，初步筛选出适用于压裂封堵方法的压裂封堵剂的交联聚合物体系中主剂为部分水解聚丙烯酰胺，交联剂为有机铬交联体系，辅助剂为硫脲、氯化钠和碳酸氢钠。
步骤五中，不同质量浓度部分水解聚丙烯酰胺的压裂封堵剂黏度测试结果表明，随着部分水解聚丙烯酰胺质量浓度的不断增加，压裂封堵剂成胶后黏度和稳定时间均增高，以压裂封堵剂黏度稳定时仍大于5000mPa·s的成胶标准，确定压裂封堵剂中部分水解聚丙烯酰胺质量浓度范围为1200~2500mg/L。不同部分水解聚丙烯酰胺质量浓度压裂封堵剂的黏度变化曲线如图5所示。
步骤五中，交联剂确定为氯化铬、乳酸和氢氧化钠的有机铬交联体系，其中，氯化铬和乳酸可形成络合物控制交联剂作用时间，氢氧化钠调整交联剂酸碱度保持在最佳范围6.5~8.5，辅助控制交联时间。以满足压裂封堵的矿场施工要求。压裂封堵剂的交联剂各组分质量分数如表2所示。
表2
| 名称 | 氯化铬 | 乳酸 | 氢氧化钠 |
| 质量分数/% | 2.29 | 2.72 | 1.83 |
步骤五中，聚交比指压裂封堵剂中主剂与交联剂的质量的比值，对压裂封堵剂的成胶性能及黏度稳定性有很大影响。不同聚交比的压裂封堵剂黏度的测试结果表明，聚交比对压裂封堵剂的成胶稳定性影响幅度大，以压裂封堵剂黏度达到5000mPa·s为成胶标准，结合稳定时间和经济因素，确定最佳聚交比为15∶1，不同聚交比压裂封堵剂的黏度变化曲线如图6所示。
步骤五中，辅助剂确定为硫脲、氯化钠和碳酸氢钠。硫脲可以延长压裂封堵剂的成胶稳定时间，硫脲质量浓度800mg/L满足成胶稳定时间的需求。氯化钠和碳酸氢钠影响压裂封堵剂的成胶快慢及成胶后黏度。压裂封堵剂的交联反应速度随氯化钠和碳酸氢钠的质量浓度的增加而增大，以在4天内压裂封堵剂黏度达到5000mPa·s的成交标准为指标，确定压裂封堵剂中氯化钠的质量浓度为650~800mg/L，碳酸氢钠的质量浓度为1000~1500mg/L。不同氯化钠质量浓度压裂封堵剂的黏度变化曲线如图7所示，不同碳酸氢钠质量浓度压裂封堵剂的黏度变化曲线如图8所示。
步骤五中，综合以上测试结果筛选并最终确定压裂封堵方法的压裂封堵剂体系配方主剂、交联剂和辅助剂组成，主剂为质量浓度1200-2500mg/L部分水解聚丙烯酰胺，交联剂为质量分数为2.29%的氯化铬、2.72%乳酸和1.83%氢氧化钠的有机铬交联体系，聚交比为15∶1，辅助剂为质量浓度为800mg/L的硫脲、650-800mg/L氯化钠和1000-1500mg/L碳酸氢钠。
步骤六：确定压裂封堵方法的焖井时间为9天。
步骤六中，首先开展压裂封堵剂的流变性测试及热稳定性测试，明确不同时间压裂封堵剂的黏度变化，地层温度条件下压裂封堵剂黏度变化曲线如图9所示。测试结果表明压裂封堵剂黏度随着时间变化呈先升高后逐渐降低的趋势，3天时，压裂封堵剂黏度达到5000mPa·s的成胶标准，随后黏度逐渐升高，20天时，黏度达到峰值24500mPa·s，之后黏度开始减低，40天后，黏度降低幅度减缓并稳定在5100mPa·s左右，则压裂封堵剂的成胶时间为3天，黏度峰值时间为20天，黏度稳定时间为40天。最后利用优势渗流通道岩芯，开展压裂封堵剂的封堵效果测试，明确3天至20天时压裂封堵剂在优势渗流通道的封堵效率，封堵时间为3天时，平均封堵效率为92.61%，封堵时间为6天时，平均封堵效率为94.30%，封堵时间为9天时，平均封堵效率为95.53%，封堵时间为15天时，平均封堵效率为95.99%，封堵时间为20天时，平均封堵效率为96.51%，不同封堵时间优势渗流通道岩芯的封堵效率测试表如表3所示。以平均封堵效率大于95%作为优势渗流通道封堵要求，最后确定封堵效率最高点出对应的时间即为压裂封堵方法的焖井时间，因此确定压裂封堵的焖井时间为9天。
表3
步骤七：按照5m3/min的注入排量，向B1井的PI2层底部注入5500m3的压裂封堵剂，并焖井9天，最终完成B1井的PI2层底部优势渗流通道的压裂封堵。其中，压裂封堵剂由主剂、交联剂和辅助剂组成，聚交比为15∶1，质量浓度1200-2500mg/L部分水解聚丙烯酰胺为主剂，质量分数为2.29%的氯化铬、2.72%乳酸和1.83%氢氧化钠的有机铬交联体系为交联剂，质量浓度为800mg/L的硫脲、650-800mg/L氯化钠和1000-1500mg/L碳酸氢钠为辅助剂。
本发明提供的优势渗流通道的压裂封堵方法是基于压裂的高效封堵方法，合理优化压裂中的施工参数和压裂封堵剂性能，形成“压裂-注入-封堵”一体化的新型优势渗滤通道封堵方法，实现储层改造与封堵的有机结合，最终形成适用于高含水期砂岩油藏中优势渗滤通道的新的经济高效封堵技术
本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。
Claims (4)
1.一种优势渗流通道的压裂封堵方法，其特征在于该方法包括以下步骤：
步骤一，确定实施所述压裂封堵方法的目的层；本步骤通过如下路径实现：
首先利用油田静态资料进行储层分类，完成储层评价，确定强非均质性油层组中高渗透率、高孔隙度储层为所述压裂封堵方法的候选目的层；
然后利用动态资料分析候选目的层的注入与产出情况，确定吸水量和产水量同时大幅提高且含水率升高的候选目的层中含有优势渗流通道，分析层内不同位置的水淹状况和采出程度，高水淹且高采出程度部位为优势渗流通道位置，最终完成优势渗流通道的识别，确定含优势渗流通道的候选目的层即为实施所述压裂封堵方法的目的层；
其中，所述油田静态资料包括油藏基本数据、构造特征数据、储层性质数据、流体性质数据、砂岩分组数据和沉积单元数据；所述动态资料包括注入井采出井生产数据、开发综合数据和油田监测数据；
步骤二，确定实施所述压裂封堵方法的裂缝参数；本步骤通过如下路径实现：
根据步骤一中确定的压裂封堵方法的目的层的优势渗流通道位置，以裂缝贯穿优势渗流通道部位为目标，结合现有井网井距条件，计算裂缝半长与注采井距之间的最佳比值，确定实施所述压裂封堵方法的裂缝参数；其中，所述裂缝参数包括裂缝半长；
步骤三，确定实施所述压裂封堵方法的注入液需求量；本步骤通过如下路径实现：
根据步骤二所获取的压裂封堵方法的裂缝参数和步骤一所获取的压裂封堵方法的目的层厚度计算压裂封堵方法的改造体积，之后将压裂封堵方法的改造体积对应的优势渗流通道的孔隙体积确定为压裂封堵方法的注入液需求量；
步骤四，确定实施所述压裂封堵方法的施工参数；本步骤通过如下路径实现：
首先将步骤一所获得的实施所述压裂封堵方法的目的层的构造特征数据、岩石力学参数和储层物性及流体性质数据导入ABAQUS有限元模拟平台，建立压裂封堵的目的层中裂缝的有限元模型并开展数值模拟，进而建立压裂封堵方法的施工参数与裂缝参数的关系图版；根据压裂封堵方法的施工参数与裂缝参数的关系图版，满足压裂封堵方法的裂缝参数的需求的施工参数即确定为压裂封堵方法的候选施工参数；然后基于压裂封堵方法的施工参数与裂缝参数的关系图版，将压裂封堵的目的层的静态资料和动态资料数据导入ECLIPSE油藏数值模拟软件，建立含有裂缝的压裂封堵的目的层的油藏数值模型并开展数值模拟，模拟压裂封堵方法的候选施工参数下裂缝的泄流范围，对应的压裂封堵剂向地层中的渗滤量即为压裂封堵方法的注入总液量；
最后压裂封堵方法的注入总液量大于压裂封堵方法的注入液需求量时，确定压裂封堵方法的注入总液量对应的压裂封堵方法的候选施工参数即确定为压裂封堵方法的施工参数；
其中，实施所述压裂封堵方法的施工参数包括注入排量和注入总液量；
步骤五：确定实施所述压裂封堵方法的压裂封堵剂；本步骤通过如下路径实现：
首先依据压裂封堵方法设计中对于压裂封堵剂的低初始粘度、强流变性和强黏度稳定性质的基本要求，初步确定压裂封堵方法的压裂封堵剂配方为交联聚合物体系；然后，利用优势渗流通道天然岩芯和地层水，开展不同配方的压裂封堵剂的岩芯伤害实验、敏感性测试和配伍性实验，以压裂封堵剂与优势渗流通道特性及地层水匹配为指标，初步筛选出适用于压裂封堵方法的压裂封堵剂的交联聚合物体系配方中主剂、交联剂和辅助剂的药剂类型；最后在压裂封堵剂配方初步筛选的基础上，开展不同质量分数或质量浓度的主剂、交联剂和辅助剂的压裂封堵剂热稳定性和流变性测试，评价压裂封堵剂的稳定性和黏度性能，以成胶后黏度、注入能力和稳定时间为指标，确定压裂封堵剂中各类型药剂的质量分数或质量浓度以及聚交比，进一步筛选压裂封堵剂配方，并明确压裂封堵剂的造缝性能；综合以上测试结果筛选并最终确定压裂封堵方法的压裂封堵剂；
步骤六：确定实施所述压裂封堵方法的焖井时间；本步骤通过如下路径实现：
首先对通过步骤五所确定的压裂封堵剂开展压裂封堵剂的流变性测试及热稳定性测试，明确不同时间压裂封堵剂的黏度变化，压裂封堵剂黏度满足成胶标准对应的时间为成胶时间，黏度最大值对应时间为黏度峰值时间；然后利用优势渗流通道岩芯，开展压裂封堵剂的封堵效果测试，将成胶时间至黏度峰值时间做为测试时间段，明确测试时间段内压裂封堵剂在优势渗流通道的封堵效率；最后确定封堵效率满足优势渗流通道封堵要求时对应的时间即为实施所述压裂封堵方法的焖井时间；
步骤七：按照步骤四所获得的压裂封堵方法的施工参数，向步骤一所获得的压裂封堵方法的目的层注入步骤五所确定的压裂封堵方法的压裂封堵剂，并按照步骤六所确定的压裂封堵方法的焖井时间进行焖井，最终完成优势渗流通道的压裂封堵。
2.根据权利要求1所述的一种优势渗流通道的压裂封堵方法，其特征在于：步骤二中所述裂缝半长的计算公式为Lf＝dr，其中，r为裂缝半长与注采井距之间的比值；d为注采井距，单位为m；Lf为裂缝半长，单位为m；裂缝半长与注采井距之间的比值r取值为1/2，即裂缝半长Lf＝d/2。
3.根据权利要求1或2所述的一种优势渗流通道的压裂封堵方法，其特征在于：步骤四中，实施所述压裂封堵方法的注入排量范围在3m3/min-5m3/min之间，实施所述压裂封堵方法的注入总液量范围在3000m3-7000m3之间。
4.根据权利要求3所述的一种优势渗流通道的压裂封堵方法，其特征在于：步骤五中的主剂为部分水解聚丙烯酰胺，浓度范围在1200mg/L-2500mg/L之间；步骤五中的交联剂为由氯化铬、乳酸和氢氧化钠组成的有机铬交联体系，氯化铬、乳酸和氢氧化钠的质量分数分别是2.29％、2.72％和1.83％，聚交比为15∶1；步骤五中的辅助剂为硫脲、氯化钠和碳酸氢钠，其中，氯化钠质量浓度范围在650mg/L-800mg/L之间，碳酸氢钠质量浓度范围在1000mg/L-1500mg/L之间，硫脲质量浓度为800mg/L。
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