CN109751027B - 一种针对常压页岩气水平井的压裂方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种针对常压页岩气水平井的压裂方法，所述方法包括：构造包括主裂缝、支裂缝以及微裂缝的树型裂缝系统，其中，分别基于不同性质特征的压裂液依次构造所述主裂缝、所述支裂缝以及所述微裂缝，所述支裂缝与所述主裂缝联通，所述微裂缝与所述支裂缝联通；向所述树型裂缝系统内注入支撑剂。根据本发明的方法，可以构造针对常压页岩气压裂开采的树型裂缝系统，提高裂缝复杂性和改造体积，确保常压页岩气水平井经济有效开发。

Description

一种针对常压页岩气水平井的压裂方法

技术领域

本发明涉及油气开采领域，具体涉及一种针对常压页岩气水平井的压裂方法。

背景技术

随着油气开发行为的不断进行，常规油气资源逐渐枯竭。为了有效开采现存的油气资源，提高油气资源的开采效率，现有技术中提出了众多新型的油气开采技术。其中，较为成熟的开采技术之一是压裂开采技术。

压裂是指采油或采气过程中，利用水力作用，使油气层形成裂缝的一种方法，又称水力压裂。压裂是人为地使地层产生裂缝，改善油在地下的流动环境，使油井产量增加，对改善油井井底流动条件、减缓层间和改善油层动用状况可起到重要的作用。

目前，常压页岩气(地层压力系数0.9-1.2)资源量巨大。在现有技术中，针对常压页岩气的压裂开采一般参照高压海相页岩气的成功压裂经验。但是，相较于高压页岩气，常压页岩气对裂缝复杂性及有效改造体积的要求更高，高压海相页岩气的压裂施工参数并不能很好的适应常压页岩气的压裂施工。

发明内容

本发明提供了一种针对常压页岩气水平井的压裂方法，所述方法包括：

构造包括主裂缝、支裂缝以及微裂缝的树型裂缝系统，其中，分别基于不同性质特征的压裂液依次构造所述主裂缝、所述支裂缝以及所述微裂缝，所述支裂缝与所述主裂缝联通，所述微裂缝与所述支裂缝联通；

向所述树型裂缝系统内注入支撑剂。

在一实施例中，分别基于不同性质特征的压裂液构造所述主裂缝、所述支裂缝以及所述微裂缝，包括：

注入第一黏度的压裂液构造所述主裂缝；

注入第二黏度的压裂液构造所述支裂缝，其中，所述第二黏度小于所述第一黏度；

注入常规压裂液构造所述微裂缝，其中，所述常规压裂液的黏度小于所述第二黏度。

在一实施例中，构造所述主裂缝以及所述支裂缝的压裂液为快破胶性质。

在一实施例中，利用第一黏度的压裂液构造所述主裂缝，其中，采用楔形追加变浓度破胶剂的技术，前期裂缝内压裂液温度相对较高时，采用浓度相对较低的破胶剂，后期随压裂液温度的逐渐降低逐步增加破胶剂的浓度。

在一实施例中，利用第一黏度的压裂液构造所述主裂缝，其中，在所述主裂缝构造完成后提前进行局部的端部脱砂压裂施工。

在一实施例中，在所述主裂缝构造完成后提前进行局部的端部脱砂压裂施工，将特定粒径及砂液比的支撑剂与压裂液一起注入地层，其中，针对顶部裂缝的支撑剂密度小于针对底部裂缝的支撑剂密度。

在一实施例中，向所述树型裂缝系统内注入支撑剂，其中，与所述支撑剂中其他密度/粒径特征的支撑剂相比，针对小微尺度裂缝的支撑剂占主体地位。

在一实施例中，与所述支撑剂中其他密度/粒径特征的支撑剂相比，针对小微尺度裂缝的支撑剂的注入时间较长。

在一实施例中，在向所述树型裂缝系统内注入支撑剂的过程中，注入特定比例的黏度为1-3mPa·s的滑溜水，其中，所述特定比例大于常规比例。

在一实施例中，在向所述树型裂缝系统内注入支撑剂的后期，尾追半个主裂缝容积的黏度为50-60mPa·s的压裂液。

根据本发明的方法，可以构造针对常压页岩气压裂开采的树型裂缝系统，提高裂缝复杂性和改造体积，确保常压页岩气水平井经济有效开发。

本发明的其它特征或优点将在随后的说明书中阐述。并且，本发明的部分特征或优点将通过说明书而变得显而易见，或者通过实施本发明而被了解。本发明的目的和部分优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的步骤来实现或获得。

附图说明

附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例共同用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：

图1是根据本发明一实施例的方法流程图；

图2是根据本发明一实施例的压裂施工流程图。

具体实施方式

以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此本发明的实施人员可以充分理解本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程并依据上述实现过程具体实施本发明。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。

目前，常压页岩气(地层压力系数0.9-1.2)资源量巨大。在现有技术中，针对常压页岩气的压裂开采一般参照高压海相页岩气的成功压裂经验。但是，相较于高压页岩气，常压页岩气对裂缝复杂性及有效改造体积的要求更高，高压海相页岩气的压裂施工参数并不能很好的适应常压页岩气的压裂施工。

针对上述问题，本发明首先分析现有技术中的压裂施工参数。

在现有技术中，压裂技术一般参照高压海相页岩气的成功压裂经验，如中高黏度滑溜水(黏度一般9-12mPa·s)和中高黏度胶液(黏度一般40-50mPa·s)混合压裂。这种黏度适合于高压页岩气，却会使常压页岩气中各种裂隙的原始尺度降低。因此，高压页岩气常用的中高黏度压裂液，难以有效沟通与延伸常压页岩气的裂缝系统，尤其是小尺度的裂缝系统，从而导致裂缝的复杂性及改造体积会有较大幅度的降低。此外，采用的三种粒径支撑剂(一般70-140目、40-70目和30-50目)及各自的比例(一般各占10-15％、70-80％、5-10％)，对常压页岩气而言并不合适。因为不同尺度的裂缝宽度不同，如支撑剂的粒径不匹配，则很难对不同尺度裂缝进行充分的有效充填，因此，裂缝的有效改造体积也会相应降低。

基于上述分析结果，本发明提出了一种针对常压页岩气水平井的压裂方法。在本发明的方法中，在造缝施工中构造包括主裂缝、支裂缝以及微裂缝的树型裂缝系统，支裂缝与主裂缝联通，微裂缝与支裂缝联通。

进一步的，在造缝过程中，主裂缝、支裂缝以及微裂缝并不是一体成型，而是分别基于不同性质特征的压裂液依次构造主裂缝、支裂缝以及微裂缝。根据本发明的方法，可以构造针对常压页岩气压裂开采的树型裂缝系统，提高裂缝复杂性和改造体积，确保常压页岩气水平井经济有效开发。

接下来基于流程图详细描述本发明实施例的实施过程。附图的流程图中示出的步骤可以在包含诸如一组计算机可执行指令的计算机系统中执行。虽然在流程图中示出了各步骤的逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。

如图1所示，在一实施例中，压裂方法包括以下步骤。

构造包括主裂缝、支裂缝以及微裂缝的树型裂缝系统(S110)，其中，支裂缝与主裂缝联通，微裂缝与支裂缝联通。在步骤S110中分别基于不同性质特征的压裂液依次构造主裂缝(S111)、支裂缝(S112)以及微裂缝(S113)，

在造缝施工完成后向树型裂缝系统内注入支撑剂(S120)。

具体的，在一实施例中，采用三种不同黏度(高黏度50-60mPa·s、中等黏度20-30mPa·s、低黏度1-3mPa·s)的压裂液分别依次构造主裂缝、支裂缝以及微裂缝。其中，三种黏度中，低黏度的压裂液为常规压裂液，其包含常规滑溜水(低黏滑溜水)以及胶液。

具体的，首先注入第一黏度(高黏度)的压裂液构造主裂缝(S111)。

进一步的，在一实施例中，构造主裂缝的压裂液还具备快破胶性质(常规施工中的快破胶)，快破胶的目的是当压裂液的造缝功能完成后，尽快使主裂缝内液体重新变为低黏度，一来可以便于后续相对较低黏度液体进入，二来可大幅度降低主裂缝内的压力梯度，一旦达到诱导应力超过原始水平应力差即裂缝发生转向后，主裂缝内所有位置处都有同等机会实现分支缝或转向缝的效果。

具体的，在本发明中，快破胶性质指的是常规施工中的快破胶。指造缝结束后的2-3min内就立即破胶水化，破胶液黏度仅为1-3mPa.s左右，与后续注入的流体黏度相当，以利于后续的造支缝及微缝施工。

进一步的，在一实施例中，在构造主裂缝的压裂液破胶的过程中，采用楔形追加变浓度破胶剂的技术，前期裂缝内压裂液温度相对较高时，采用浓度相对较低的破胶剂，后期随压裂液温度的逐渐降低逐步增加破胶剂的浓度。最终确保主裂缝造缝施工结束后，主裂缝内的全部压裂液彻底破胶。

具体的，在一实施例中，破胶剂采用过硫酸铵。

进一步的，在一实施例中，为防止主裂缝长度达到预期要求后，后续的注入对主裂缝长度的继续延伸，在主裂缝构造完成后提前进行局部的端部脱砂压裂施工。

具体的，在一实施例中，在事先模拟的基础上，提前进行局部的端部脱砂压裂施工。即将特定粒径及砂液比的支撑剂与压裂液一起注入地层，其中，分别采用不同密度的支撑剂针对顶部裂缝以及底部裂缝，针对顶部裂缝的支撑剂密度小于针对底部裂缝的支撑剂密度。

具体的，在一实施例中，针对顶部裂缝的支撑剂密度小于或远小于常规密度，针对底部裂缝的支撑剂密度等于或大于常规密度。

进一步的，在一实施例中，支撑剂的粒径对应小微尺寸的裂缝。具体的，在一实施例中，支撑剂为小粒径支撑剂(如140-230目)。

进一步的，在一实施例中，为增加裂缝端部及上下顶底部的封隔效果，支撑剂为混合小粒径支撑剂，以增加支撑剂的粒径分布范围，增加支撑剂的脱砂效果。具体的，在一实施例中，支撑剂由140-230目和70-140目按一定的比例进行混合构成。

进一步的，在一实施例中，当达到脱砂效果后，停止注入支撑剂，继续注入高黏度的压裂液，由于裂缝四周已发生砂堵效果，压裂液的持续注入，势必较大幅度地增加主裂缝内的净压力，从而主裂缝的诱导应力也大幅度增加，从而为诱导应力突破原始的水平应力差，创造了充分的条件。

当主裂缝构造完成后(在步骤S111的基础上)，注入第二黏度(中等黏度)的压裂液构造支裂缝(S112)，其中，第二黏度小于第一黏度。注入中等黏度压裂液，一来可以将主裂缝内已彻底破剂的低黏度液挤入小微尺度的裂缝内，二来因黏度中等，也可继续较大幅度提升主裂缝内的净压力，可以更充分延伸先前破剂后低黏度液体已经沟通延伸的各个分支裂缝，并可促使上述分支裂缝延伸得更长。

进一步的，在一实施例中，在步骤S112中不使用低黏度液体造支裂缝。因为低黏度液体虽也有延伸分支缝功能，但因黏度低，易被远井的各种尺度的裂缝诱导转向，无法形成有效分支缝。

进一步的，在一实施例中，为促使支裂缝造缝施工完成，构造支裂缝的压裂液也具备快破胶性质，从而使得构造支裂缝的中等黏度压裂液快速破剂为低黏度液体，为后续施工促使更多的微裂缝系统(与支裂缝相互连通)创造条件。

进一步的，在一实施例中，由于支裂缝长度随后续液体注入而继续延长是好事，因此支裂缝构造完成后不需要主裂缝那样的端部脱砂施工。

在支裂缝构造完成后，注入常规压裂液构造微裂缝(S113)。具体的，采用常规的滑溜水和胶液混合注入。进一步的，在一实施例中，采用滑溜水与胶液交替注入，实现微裂缝的起裂和扩展。

进一步的，在一实施例中，在步骤S113中，压裂液伴随着支撑剂的注入。通过注入，迫使前边已降黏的压裂液沟通与延伸小微的裂缝系统。

进一步的，在一实施例中，在向树型裂缝系统内注入支撑剂的过程中(S120)，注入不同粒径的支撑剂，促进裂缝有效充填和支撑。

进一步的，在一实施例中，考虑到对支裂缝及微裂缝等小微尺度裂缝的充分充填，在一实施例中，与支撑剂中其他密度/粒径特征的支撑剂相比，针对小微尺度裂缝的支撑剂占主体地位。

具体的，在一实施例中，针对小微尺度裂缝的支撑剂为超低密度(远小于常规密度)、小粒径(140-230目和70-140目)支撑剂。

进一步的，在一实施例中，与支撑剂中其他密度/粒径特征的支撑剂相比，针对小微尺度裂缝的支撑剂的注入时间较长。否则，可能来不及进入小微尺度的裂缝系统中，最终只能滞留于大尺度的主裂缝内而堵塞主裂缝的导流能力。

进一步的，在一实施例中，在向树型裂缝系统内注入支撑剂的过程中，被注入的流体中相对较低黏度的滑溜水(1-3mPa·s低黏度滑溜水)的比例大于常规比例，以防止高黏压裂液的黏滞力作用，阻碍了小粒径支撑剂向小微尺度裂缝内的运移和铺置。具体的，在一实施例中，注入的黏度相对较低的滑溜水比常规比例提高10-20％(常规滑溜水的比例在50-70％)。进一步的，采用的1-3mPa.s的低黏度滑溜水体系，具备造微裂缝的能力。低黏液比例要比常规比例增加10-20％，就是增加其造微裂缝的可能性。

进一步的，在一实施例中，在向树型裂缝系统内注入支撑剂的后期，尾追半个主裂缝容积的高黏度(第一黏度)压裂液，以将主裂缝内滞留的更小粒径的支撑剂携带到裂缝的中远端，从而避免了在近井裂缝地带对主裂缝导流能力的堵塞作用。

下面通过根据本发明一实施例的压裂施工整体流程来详细描述本发明一实施例的实施细节。

在一实施例中，压裂作业详细的实施步骤如图2所示：

S211)页岩关键储层参数的评估

包括岩性、物性、含气性、岩石力学、地应力、水平层理缝/纹理缝及高角度天然裂缝特征等。可由导眼井的测井、录井及岩心实验等进行综合分析。需要将测井的动态参数转换为岩心实验的静态参数。此转换关系可在水平段的测井结果，转换为静态参数。

S212)射孔位置确定

在步骤1)的基础上，由地质甜点及工程甜点，按等权重分配方法确定最终的综合甜点。要避开套管接箍位置，且总的射孔簇数要与步骤3)优化的总裂缝条数一致起来。

S213)裂缝参数的优化

应用页岩气压裂产量预测的常用软件ECLIPSE，按等效导流能力的方法设置水力裂缝。所谓等效导流能力就是为降低模拟工作量，将裂缝宽度放大一定的倍数后，按比例缩小裂缝内的渗透率，使它们的乘积即裂缝的导流能力保持不变。

然后，按正交设计方法，模拟不同的裂缝长度、导流能力、裂缝分布(等缝长分布、两头长中间短的U型分布和长短缝交替的W型分布等)及缝间距(总簇数)等，从中优选压后产量相对最高的裂缝参数系统为最佳的裂缝参数系统。

S214)压裂施工参数的优化

在步骤S213)的基础上，应用页岩气压裂裂缝模拟的专用商业软件MEYER，同样按正交设计方法，模拟不同压裂施工参数(排量、总有裂液量及前置液比例、滑溜水及胶液的比例、总支撑剂量及不同粒径的支撑剂比例、施工砂液比及加砂程序等)及压裂液黏度下，裂缝参数的变化，从中优选最佳的压裂施工参数系统及压裂液黏度(含滑溜水及胶液黏度)。

S220)射孔作业

在步骤S212)的基础上，采用桥塞射孔联作方法，除第一段采用连续油管外，其它段都采用泵送电缆及桥塞联作方法进行。采用常规的射孔参数即可，如单簇射孔长度1-1.5m，射孔相位角一般60°，孔径一般9.5mm。

S231)酸预处理作业

一般采用常规盐酸或稀土酸。每段酸用量一般为10-20m³，排量一般1-1.5m³/min，等酸注完后，可将排量提高到4-6m³/min，以增加施工效率。但等酸到达孔眼后，再降排量降低到原先的1-1.5m³/min，以增加酸岩反应时间，增加酸的压降效果。为增加酸进入多簇裂缝的几率，等酸进入孔眼50％左右后，将排量提高到4-6m³/min。

S232)高黏度压裂液造主缝施工

应用黏度达50-60mPa·s(高黏度)的胶液进行前置液造缝施工。液量为步骤S214)优化的总液量的20-25％。此时造缝长度等已接近总长度的70％左右。

此时，再应用上述软件模拟主裂缝净压力，使净压力达到原始水平应力差。如没达到，可通过步骤S233)的端部脱砂压裂快速提升主裂缝的净压力。

追加变浓度破胶剂，基于裂缝温度场模拟结果(MEYER可以模拟)及室内破胶剂破剂实验结果，一般按0.01～0.1％浓度追加破胶剂。以确保该阶段施工结束后立即彻底破胶。

S233)主裂缝端部脱砂施工

在步骤S232)的基础上，将140-230目及70-140目支撑剂按1:1进行混合。为增加裂缝上下脱砂效果，可以再按1:1比例，确定低密度(体积密度1.4-1.5g/cm3)或超低密度(视密度1.05g/cm3)。

施工砂液比程序初步按3-6-9-12-15％，为降低支撑剂黏滞力，促使支撑剂尽快进入顶底及裂缝端部桥堵，采用黏度1-3mPa·s的低黏度滑溜水施工，如上述砂液比的井口压力上升速度低于1MPa/min,则应增加砂液比，值得压力增幅达到1MPa/min为止。

S234)中黏度压裂液造支缝施工

应用黏度20-30mPa·s的压裂液，由于黏度高于主裂缝内已破剂的压裂液，可活塞式推进，迫使前边的低黏度液体沟通与延伸小尺度的裂缝系统。液量可为步骤S214)优化的总液量的15-20％左右。

采用步骤S232)同样的方法进行同步破胶作业。

S235)滑溜水携砂施工(造微裂缝)

按常规方法及流程，进行加砂作业，支撑剂采用140-230目及70-140目。可顺序注入。砂液比一般3-6-9-12-15-18％。可采用段塞式或两个井筒容积的长段塞进行施工作业。液量为步骤S214)优化滑溜水总量减去上述施工后剩余的滑溜水量。具体的，在此步骤中，采用的1-3mPa.s的低黏度滑溜水体系，具备造微裂缝的能力。

S236)高黏度压裂液大粒径施工

采用黏度50-60mPa·s，液量一般为主裂缝的动态体积，支撑剂可为40-70目，砂液比一般为15-18-21-25％。

S237)顶替作业

采用井筒容积的120-140％进行顶替。其中，前20-30m3为黏度50-60mPa·s的高黏度胶液，以减少水平井筒沉砂效应。剩余的采用1-3mPa·s的滑溜水进行顶替。

进一步的，接下来，在完成一段的施工后，其它段的压裂施工，重复步骤S220)～S237)。

进一步的，接下来，在完成所有段的压裂施工后的其它流程，参照常规水平井分段压裂的规程进行，包括后续的排液及求产过程。

下面利用一具体实施场景来详细描述本发明一实施例的具体实施过程。

本发明在川东南地区某井体积压裂改造施工中得到应用，该井垂深3499m，测深4378m，水平段长1317m。通过本发明所提供的方法进行优化设计，步骤及结果如下：

1)页岩关键储层参数评价认为，该井优质页岩发育，静态指标良好；

2)确定地质甜点和工程甜点的双甜点区作为射孔簇位置，该井共划分为17段46簇；

3)采用ECLIPSE软件进行数值模拟，采用正交方案进行模拟方案设计，获得最优压后长期产量的压裂参数如下：最优缝间距18-26m，裂缝半长280-320m，导流能力为35-46mD·m，采取W型布缝模式；

4)采用MEYER软件进行裂缝动态扩展数值模拟优化，结果如下：排量13～16m³/min，单段压裂液用量1900-2200m³，单段支撑剂量65m³-80m³，支撑剂粒径为140-230目、70目-140目和40-70目，滑溜水黏度1-3mPa·s，中黏胶液20-30mPa·s，高黏胶液50-60mPa·s；

5)采用采用桥塞射孔联作方法进行射孔作业；

6)预处理采用10m³稀盐酸，注酸排量1m³/min，之后采用5m³/min的排量注入35m³滑溜水，将排量降低至1m³/min注入5m³滑溜水，再将排量增加到5m³/min注入5m³滑溜水；

7)注入黏度50-60mPa·s的高黏胶液450m³，同时按照0.05％浓度追加破胶剂；

8)采用黏度1-3mPa·s的低黏滑溜水，将6-10m³ 140-230目及70-140目支撑剂1:1进行混合，按3-6-9-12-15％的砂液比加入，使得施工过程中压力上升速度接近1MPa/min；

9)注入黏度20-30mPa·s的中黏胶液350m³，同时按照0.03％浓度追加破胶剂；

10)采用低黏滑溜水，将140-230目及70-140目支撑剂按照3-6-9-12-15-18％的砂液比加入支撑剂30m³，滑溜水总量为800m³；

11)注入黏度50-60mPa·s的高黏胶液320m³，按照15-18-21-25％的砂比注入40-70目支撑剂36m³；

12)采用20m³高黏胶液及30m³滑溜水进行顶替。重复以上步骤，完成其他16段压裂施工。压裂结束后，按照常规流程执行返排、测试求产和正式投产工作。

通过本发明实施，该井压后无阻流量7.5×104m3，与国内其它常压页岩气井产量相比产气量提高2～3倍。

虽然本发明所公开的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。本发明所述的方法还可有其他多种实施例。在不背离本发明实质的情况下，熟悉本领域的技术人员当可根据本发明做出各种相应的改变或变形，但这些相应的改变或变形都应属于本发明的权利要求的保护范围。

Claims (8)

1.一种针对常压页岩气水平井的压裂方法，其特征在于，所述方法包括：

构造包括主裂缝、支裂缝以及微裂缝的树型裂缝系统，其中，分别基于不同性质特征的压裂液依次构造所述主裂缝、所述支裂缝以及所述微裂缝，所述支裂缝与所述主裂缝联通，所述微裂缝与所述支裂缝联通；

向所述树型裂缝系统内注入支撑剂；

其中，在分别基于不同性质特征的压裂液构造所述主裂缝、所述支裂缝以及所述微裂缝的步骤中，包括：

注入第一黏度的压裂液构造所述主裂缝，其中，采用楔形追加变浓度破胶剂的技术，前期裂缝内压裂液温度相对较高时，采用浓度相对较低的破胶剂，后期随压裂液温度的逐渐降低逐步增加破胶剂的浓度；

注入第二黏度的压裂液构造所述支裂缝，其中，所述第二黏度小于所述第一黏度；

注入常规压裂液构造所述微裂缝，其中，所述常规压裂液的黏度小于所述第二黏度。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，构造所述主裂缝以及所述支裂缝的压裂液为快破胶性质。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，利用第一黏度的压裂液构造所述主裂缝，其中，在所述主裂缝构造完成后提前进行局部的端部脱砂压裂施工。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述主裂缝构造完成后提前进行局部的端部脱砂压裂施工，将特定粒径及砂液比的支撑剂与压裂液一起注入地层，其中，针对顶部裂缝的支撑剂密度小于针对底部裂缝的支撑剂密度，支撑剂的粒径对应小微尺寸的裂缝。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，向所述树型裂缝系统内注入支撑剂，其中，与所述支撑剂中其他密度/粒径特征的支撑剂相比，针对小微尺度裂缝的支撑剂占主体地位。

6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，与所述支撑剂中其他密度/粒径特征的支撑剂相比，针对小微尺度裂缝的支撑剂的注入时间较长。

7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，在向所述树型裂缝系统内注入支撑剂的过程中，注入特定比例的黏度为1-3mPa·s的滑溜水，其中，所述特定比例大于常规比例。

8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，在向所述树型裂缝系统内注入支撑剂的后期，尾追半个主裂缝容积的黏度为50-60mPa·s的压裂液。

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