CN109751033A - 一种针对致密砂岩油藏的压裂方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种针对致密砂岩油藏的压裂方法，所述方法包括：构造包括主裂缝以及次裂缝的双缝系统并在造缝过程中针对双缝系统中的次裂缝进行导流改造，其中，所述次裂缝包括由天然裂缝构成的分支缝以及微裂缝，所述分支缝与主裂缝联通，所述微裂缝与所述分支缝联通；在所述双缝系统内实现端部脱砂。根据本发明的方法，可以有效提高压裂开采所需的裂缝系统的导流能力，从而使整个油井周围的可动油范围增加，达到增产稳产的效果。

Description

一种针对致密砂岩油藏的压裂方法

技术领域

本发明涉及油气开采领域，具体涉及一种针对致密砂岩油藏的压裂方法。

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。

在现有技术中，致密砂岩油藏一般采用常规的水平井分段压裂技术进行经济有效开发。但由于储层基质的极低渗透性，加之天然裂缝不发育，或即使发育，也没有充分利用好，导致压后产量递减快，难有经济效益。

发明内容

本发明提供了一种针对致密砂岩油藏的压裂方法，所述方法包括：

构造包括主裂缝以及次裂缝的双缝系统并在造缝过程中针对双缝系统中的次裂缝进行导流改造，其中，所述次裂缝包括由天然裂缝构成的分支缝以及微裂缝，所述分支缝与主裂缝联通，所述微裂缝与所述分支缝联通；

在所述双缝系统内实现端部脱砂。

在一实施例中，在造缝过程中针对双缝系统中的次裂缝进行导流改造，包括：

对储层进行分析，确定组成所述次裂缝的天然裂缝的裂缝类型以及裂缝特征，其中，所述裂缝类型包括潜在型天然裂缝以及张开型天然裂缝，所述裂缝特征包括与人工主裂缝垂直或有一定夹角的第一特征裂缝以及与主裂缝方向平行的第二特征裂缝；

根据组成所述次裂缝的天然裂缝的裂缝类型以及裂缝特征，采取对应的分支缝及微缝造缝工艺进行导流改造。

在一实施例中，当组成所述次裂缝的天然裂缝为潜在型天然裂缝且为第一特征裂缝时，根据组成所述次裂缝的天然裂缝的特征，采取对应的分支缝及微缝造缝工艺进行导流改造，包括：

分析所述天然裂缝张开的临界压力并分析所述临界压力、所述主裂缝净压力与压裂施工参数之间的关系；

在压裂施工过程中，在所述主裂缝长未达到压裂设计目标值时，控制所述压裂施工参数，避免主裂缝过早转向；

当所述主裂缝长达到压裂设计目标值时，提升所述主裂缝净压力，促使所述主裂缝缝长范围内的天然裂缝张开。

在一实施例中，当所述主裂缝长达到压裂设计目标值时，提升所述主裂缝净压力，促使所述主裂缝缝长范围内的天然裂缝张开，其中，采用前置液造缝阶段的施工方式。

在一实施例中，采用前置液造缝阶段的施工方式，其中，如所述天然裂缝内含有碳酸盐类矿物，则首先加大酸液体积，利用酸岩反应提高天然裂缝的张开缝宽和延伸长度，然后再继续注入压裂液，在上述酸蚀形成的天然裂缝的基础上继续延伸裂缝。

在一实施例中，当组成所述次裂缝的天然裂缝为潜在型天然裂缝且为第二特征裂缝时，根据组成所述次裂缝的天然裂缝的特征，采取对应的分支缝及微缝造缝工艺进行导流改造，包括：

采取缝内转向剂方法，人为实现裂缝的转向。

在一实施例中，当组成所述次裂缝的天然裂缝为张开型天然裂缝且为第一特征裂缝时，根据组成所述次裂缝的天然裂缝的特征，采取对应的分支缝及微缝造缝工艺进行导流改造，包括：

采取两种不同黏度的酸液交替注入的方式，利用黏度相对较高的酸液延伸所述主裂缝，利用黏度相对较低的酸液的粘滞指进效应在所述天然裂缝中产生酸蚀、水力延伸作用。

在一实施例中，在所述双缝系统内实现端部脱砂，包括：

步骤一，以第一黏度、第一砂液比采用大段注入的方式注入携砂液；

步骤二，在步骤一的基础上，采用第二黏度、第二砂液比进行段塞式注入，其中，所述第二黏度、所述第二砂液比大于所述第一黏度、所述第一砂液比；

步骤三，针对所述次裂缝，按端部脱砂的加砂程序设计，以第三黏度、第三砂液比连续加砂，其中，所述第三黏度、所述第三砂液比大于所述第二黏度、所述第二砂液比；

步骤四，针对所述主裂缝，按端部脱砂的加砂程序设计，以第四黏度、第四砂液比连续加砂，其中，所述第四黏度、所述第四砂液比大于所述第三黏度、所述第三砂液比。

在一实施例中，在所述步骤三中，前期以第一粒径支撑剂脱砂为主，其中，所述第一粒径针对所述天然裂缝中的小微尺度的裂缝系统。

在一实施例中，在形成所述双缝系统后控制裂缝高度过度延伸，以提高双缝系统内的净压力，包括：

在形成双缝系统后，连续注入上浮剂及下沉剂。

根据本发明的方法，可以有效提高压裂开采所需的裂缝系统的导流能力，从而使整个油井周围的可动油范围增加，达到增产稳产的效果。

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双缝系统示意图；

图3是根据本发明一实施例的压裂效果对比图；

图4是根据本发明一实施例的生产2年后的压力波及面积对比图；

图5是根据本发明一实施例的累计产量、日产量的对比图。。

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。

在现有技术中，致密砂岩油藏一般采用常规的水平井分段压裂技术进行经济有效开发。但由于储层基质的极低渗透性，加之天然裂缝不发育，或即使发育，也没有充分利用好，导致压后产量递减快，难有经济效益。

本发明首先分析现有技术中利用压裂开采技术开采致密砂岩油藏所存在的具体问题。存在的主要技术问题有：

(1)储层基质渗透率极低，考虑到渗透率的各向异性，一般水力裂缝方向为最大水平主应力方向，也是最大主渗透率方向，而垂直裂缝方向一般为最小主渗透率方向，因此，压后储层基质向人工裂缝内的流动阻力大幅度增加，压后初期随着裂缝附近原油的快速采出，裂缝远端原油难以快速向主裂缝流动，导致压后产量的快速递减；

(2)天然裂缝系统没有得到很好利用。由于一般采用常规的高黏度胍胶压裂液为主，此压裂液由于黏度高，天然裂缝系统要么没有张开，要么张开了也难有机会吸收高黏度液体。还有可能即使张开了部分天然裂缝系统，也没有小粒径的支撑剂支撑，压后随着井底流压的降低，天然裂缝会快速闭合而失去对压后产量的贡献机会；

(3)致密砂岩的粘土含量一般相对较高，因此岩石的塑性特征相对较强，除了裂缝起裂延伸较为困难外，支撑剂的嵌入损失也相对较大，使裂缝导流能力快速递减；

(4)致密砂岩的岩石力学参数尤其是杨氏模量相对较大，造缝宽度窄，施工砂液比低，也影响了压后的裂缝导流能力。

由上述问题可以看出，利用压裂开采技术开采致密砂岩油藏所存在的具体问题主要集中在压裂开采所需的裂缝系统导流能力不够理想上。因此，本发明提出了一种针对致密砂岩油藏的压裂方法。在本发明的方法中，构造包括主裂缝以及次裂缝的双缝系统并重点对其中由天然裂缝系统构成的次裂缝进行导流改造。根据本发明的方法，可以有效提高压裂开采所需的裂缝系统的导流能力，从而使整个油井周围的可动油范围增加，达到增产稳产的效果。

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，在压裂作业的造缝作业(S110)中构造包括主裂缝以及次裂缝的双缝系统(S111)，其中，次裂缝包括由天然裂缝构成的分支缝以及微裂缝，分支缝与主裂缝联通，微裂缝与分支缝联通；

同时，在造缝过程中针对双缝系统中的次裂缝进行导流改造(S112)，也就是对天然裂缝进行导流改造；

在双缝系统构造完成后在双缝系统内实现端部脱砂(S120)。

进一步的，由于天然裂缝存在多种不同的形态特征。为了提高次裂缝的导流改造效果，在本发明一实施例中，首先对储层进行分析，确定组成所述次裂缝的天然裂缝的裂缝类型以及裂缝特征，然后根据组成所述次裂缝的天然裂缝的裂缝类型以及裂缝特征，采取对应的分支缝及微缝造缝工艺进行导流改造。

具体的，在一实施例中，利用已有资料，从宏观/微观，静态/动态，近井/远井三个方面对储层进行全方位、多角度的精细描述刻画研究。

具体的，在一实施例中，天然裂缝的裂缝类型包括潜在型天然裂缝(未张开但是具备张开可能性)以及张开型天然裂缝(已张开)。

具体的，在一实施例中，裂缝特征包括与人工主裂缝垂直或有一定夹角的第一特征裂缝以及与主裂缝方向平行的第二特征裂缝。具体的，在一具体实施例中，双裂缝系统如图2所示。在图2中：1、主裂缝，2、天然裂缝与主裂缝方向平行，3、天然裂缝与主裂缝方向垂直，4、天然裂缝与主裂缝方向有一定夹角.

下面针对不同的裂缝类型以及裂缝特征具体描述不同的分支缝及微缝造缝工艺。

(一)潜在型天然裂缝

(1)天然裂缝与人工主裂缝垂直或有一定夹角

具体的，在一实施例中，当组成次裂缝的天然裂缝为潜在型天然裂缝且为第一特征裂缝时，根据组成所述次裂缝的天然裂缝的特征，采取对应的分支缝及微缝造缝工艺进行导流改造，包括：

分析天然裂缝张开的临界压力并分析该临界压力、主裂缝净压力与压裂施工参数之间的关系；

在压裂施工过程中，在主裂缝长未达到压裂设计目标值时，控制压裂施工参数，避免主裂缝过早转向；

当主裂缝长达到压裂设计目标值时，提升主裂缝净压力，促使主裂缝缝长范围内的天然裂缝张开。

具体的，在一实施例中，在分析天然裂缝张开的临界压力并分析该临界压力、主裂缝净压力与压裂施工参数之间的关系的过程中，研究天然裂缝张开的临界压力，然后研究达到此临界压力的主裂缝净压力如何实现。针对不同的储层特性和压裂施工参数，研究主裂缝净压力的主控因素及敏感性。

具体的，在一实施例中，在压裂施工过程中，在主裂缝长未达到压裂设计目标值时，控制压裂施工参数，避免主裂缝过早转向，具体的：如主裂缝净压力在短时间内能达到上述临界值，则要控制施工参数，在主缝长未达压裂设计目标值时，优化好与控制好。否则，会引起主裂缝的过早转向，主缝长难以达到设计要求，也会由于裂缝的过早转向造成早期砂堵现象。

进一步的，在一实施例中，在提升主裂缝净压力，促使主裂缝缝长范围内的天然裂缝张开时，根据主裂缝的实际情况确定主裂缝净压力提升程度。具体的，在一实施例中，在可许可范围内，最大限度的提升主裂缝净压力。

进一步的，在一实施例中，在提升主裂缝净压力，促使主裂缝缝长范围内的天然裂缝张开时，通过提高施工砂液比、缝内暂堵转向剂及提高排量及黏度等综合措施来提升主裂缝净压力，促使主裂缝缝长范围内产生大面积的天然裂缝张开效应。

具体的，在一实施例中，当主裂缝长达到压裂设计目标值时，采用前置液造缝阶段的施工方式提升主裂缝净压力，促使主裂缝缝长范围内的天然裂缝张开。

进一步的，在一实施例中，在采用前置液造缝阶段的施工方式提升所述主裂缝净压力，促使主裂缝缝长范围内的天然裂缝张开的过程中，如天然裂缝内含有碳酸盐类矿物，则首先加大酸液体积，利用酸岩反应提高天然裂缝的张开缝宽和延伸长度，然后再继续注入低黏度压裂液(如1-8mPa.s的滑溜水)，在上述酸蚀形成的天然裂缝的基础上继续延伸裂缝。

(2)天然裂缝与主裂缝方向平行

具体的，在一实施例中，当组成次裂缝的天然裂缝为潜在型天然裂缝且为第二特征裂缝时，采取缝内转向剂方法，人为实现裂缝的转向。

(二)张开型天然裂缝

(1)天然裂缝与人工主裂缝垂直或有一定夹角

具体的，在一实施例中，当组成次裂缝的天然裂缝为张开型天然裂缝且为第一特征裂缝时，采取两种不同黏度的酸液交替注入的方式，利用黏度相对较高的酸液延伸主裂缝，利用黏度相对较低的酸液的粘滞指进效应在近井、中井、远井天然裂缝中产生酸蚀、水力延伸作用。

具体的，在一实施例中，采取两种不同黏度的酸液交替注入时，高黏度酸液(50-80mPa.s)为地面交联酸，低黏度酸液(1-8mPa.s)为常规盐酸或酸性滑溜水。

进一步的，在一实施例中，最大限度的在双缝系统内实现端部脱砂效应，以尽可能同时增加主裂缝和天然裂缝系统的宽度及后续的高浓度携砂液的安全泵送，确保裂缝四周包括缝高上下末梢处及裂缝前缘等位置，都达到脱砂效果。

具体的，在一实施例中，在双缝系统内实现端部脱砂包括以下步骤。

步骤一，以第一黏度、第一砂液比采用大段注入的方式注入携砂液。步骤一主要是为天然裂缝系统创造端部脱砂的条件。

具体的，在一实施例中，在步骤一中，天然裂缝越发育，则液体的黏度要求越低(如1-2mPa.s)，施工砂液比也应更低(如1-2％)，且泵注的量也更大(如用液强度按砂层有效厚度一般采取10-20m³/m)。

步骤二，在步骤一的基础上，采用第二黏度、第二砂液比进行段塞式注入，其中，第二黏度、第二砂液比大于第一黏度、第一砂液比。具体的，在一实施例中，在步骤二中，采用适当的中等黏度(6-9mPa.s)、中等砂液比(3-8％)进行段塞式注入。进一步的，在段塞式注入过程中，有支撑剂和无支撑剂段塞各一个井筒容积以上，以判断支撑剂进地层后的压力相应特征。

步骤三，针对次裂缝，按端部脱砂的加砂程序设计，以第三黏度、第三砂液比连续加砂，其中，第三黏度、第三砂液比大于第二黏度、第二砂液比。具体的，在一实施例中，按端部脱砂的加砂程序设计，连续加砂。但仍着眼于天然裂缝系统，最高的黏度在20mPa.s以下，砂液比在9-15％范围。进一步的，在一实施例中，在本步骤中，以第一粒径支撑剂脱砂为主，其中，第一粒径针对天然裂缝中的小微尺度的裂缝系统。即，步骤三的前期应采取小粒径支撑剂脱砂为主，主要照顾小微尺度的裂缝系统实现脱砂效果，如都大粒径，进不去小微尺度的裂缝，实现不了整体大裂缝系统的脱砂。

步骤四，针对主裂缝，按端部脱砂的加砂程序设计，以第四黏度、第四砂液比连续加砂，其中，第四黏度、第四砂液比大于第三黏度、第三砂液比。具体的，在一实施例中，在步骤四中，着眼于主裂缝的端部脱砂设计。采用最高的黏度(30-150mPa.s)、砂液比范围(15-70％)。

根据本发明的端部脱砂四步施工程序可极大遏制缝高的过度延伸，也可大大增加裂缝的宽度，通过饱填砂，从而大幅度增加了双缝系统的导流能力。

进一步的，在一实施例中，在形成所述双缝系统后控制裂缝高度过度延伸，以提高双缝系统内的净压力，包括：在形成双缝系统后，连续注入上浮剂及下沉剂。

具体的，在一实施例中，上浮剂及下沉剂粒径140-210目，上浮剂视密度小于1g/cm³，下沉剂视密度大于3.2g/cm³，上浮剂与下沉剂的比例1:1。

进一步的，在一实施例中，在注入携砂液之前，适当停泵3-5min，以确保其控缝高效果。

根据本发明的方法，可以形成的高导流能力的双缝系统，能达到储层波及体积的最大化，从而大大提高了压裂效果和经济效益。

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。

在一具体应用场景中，压裂作业详细的实施步骤如下：

(1)利用各种已有资料，从宏观\微观，静态\动态，近井\远井三个方面对储层进行全方位、多角度的精细描述刻画研究。

(2)在(1)的基础上，根据天然裂缝的不同性质，采取不同的措施：

①潜在型天然裂缝。分两种情况，一是天然裂缝与人工主裂缝垂直或有一定夹角。

研究天然裂缝张开的临界压力，一般公式为

P＝(σ_Hmax-σ_Hmin)/(1-2υ) (1)；

研究达到此临界压力的主裂缝净压力如何实现，针对不同的储层特性和压裂施工参数，主裂缝净压力的主控因素及敏感性进行研究，防止主裂缝的过早转向。

压裂优化设计及数值模拟，优化出最优缝长、缝宽和导流能力，具体排量、规模及黏度等，利用成熟的压裂设计商业软件并结合具体井层的参数进行模拟优化。

施工采取低黏度酸液进行类似于前置液造缝阶段的施工。如天然裂缝内含有碳酸盐类矿物，则适当加大酸液体积，利用酸岩反应，最大限度提高天然裂缝的张开缝宽和延伸长度。然后再继续续注入低粘度压裂液，如滑溜水，继续在上述酸蚀形成的天然裂缝的基础上，继续延伸。

二是若天然裂缝与主裂缝方向平行，则应主要采取缝内转向剂方法，人为实现裂缝的转向。

②张开型天然裂缝。考虑天然裂缝与人工主裂缝垂直或有一定夹角的情况(平行情况不适用)，采取低黏度酸液(常规盐酸或酸性滑溜水)与高黏度酸液(地面交联酸)的交替注入2-4段；

(3)双缝系统内最大限度实现端部脱砂效应，以尽可能同时增加主裂缝和天然裂缝系统的宽度及后续的高浓度携砂液的安全泵送。

①低黏度、低砂液比大段注入：天然裂缝越发育，则液体的黏度要求越低(如1-2mPa.s)，施工砂液比也应更低(如1-2％)，且泵注的量也更大(如用液强度按砂层有效厚度一般采取10-20m³/m)；形成所述双缝系统后需控制裂缝高度过度延伸，以提高双缝系统内的净压力，在形成双缝系统后，连续注入上浮剂及下沉剂，上浮剂及下沉剂粒径140-210目，上浮剂视密度小于1g/cm³，下沉剂视密度大于3.2g/cm³，上浮剂与下沉剂的比例1:1，在注入携砂液之前，适当停泵3-5min，此段主要是为天然裂缝系统创造端部脱砂的条件；

②中等黏度、中低砂液比段塞式注入：在①的基础上，采用适当的中等黏度(6-9mPa.s)、中等砂液比(3-8％)、段塞式注入(有支撑剂和无支撑剂段塞各一个井筒容积以上，以判断支撑剂进地层后的压力相应特征)；

③按端部脱砂的加砂程序设计，连续加砂。但仍着眼于天然裂缝系统，最高的黏度在20mPa.s以下，砂液比在9-15％范围。前期应采取小粒径支撑剂脱砂为主，主要照顾小微尺度的裂缝系统实现脱砂效果，如都大粒径，进不去小微尺度的裂缝，实现不了整体大裂缝系统的脱砂；

④着眼于主裂缝的端部脱砂设计。采用最高的黏度(30-150mPa.s)、砂液比范围(15-70％)等。

端部脱砂的具体设计步骤：

a.压裂优化设计。利用成熟的压裂设计商业软件和油藏数值模拟软件，开展压前评估如图3、图4、图5所示，其中：

图3为压裂效果对比图；

图4为生产2年后的压力波及面积对比图；

图5为累计产量、日产量的对比图。

裂缝参数优化和脱砂前的裂缝正常延伸三维模拟，预估压后效果，确定长、宽、高、缝体积、造缝效率及井底压力等参数随时间的变化关系，优选排量、规模和液体粘度等参数(滤失系数可通过小型压裂测试来确定)。

b.确定缝长规模。根据油藏数值模拟和裂缝模拟结果中的长宽高关系权衡确定。

c.用常规压裂设计方法确定达到该缝长的时间和此时的压裂液效率，作为端部脱砂出现的时间和此时刻的造缝效率。

d.模拟计算脱砂后缝体积、造缝效率、缝宽及井底压力变化趋势。

e.由施工限压值确定脱砂后施工时间及总施工时间。即当压力达到最大值时为总施工时间。

f.计算前置液和携砂液泵注时间。

g.加砂比曲线设计同常规压裂。

(4)压裂效果模拟实例。

油藏基本情况：某区块致密砂岩油藏，属于低压、低孔、特低渗油藏，也是典型的致密裂缝性油藏，平均渗透率0.4×10-3μm²，平均孔隙度0.108，有效厚度12m，有边底水，天然裂缝发育。

数值模型建立：首先利用各种已有地质、测井等资料，对天然裂缝进行全方位、多角度的精细描述刻画研究，分析出潜在型和张开型裂缝；依据该区块天然裂缝的发育情况建立数值模型，用以对比本专利中的压裂效果，如图3所示，共建立了三种直井模型，不压裂模型、常规压裂模型、双缝系统高导流压裂模型，所有模型中的天然裂缝夹角和方向均一致，裂缝的其他性质也相同，其中双缝系统高导流压裂按照本专利的技术进行压裂。

模拟结果对比：图4为生产2年后的压力波及面积图，双缝系统高导流压裂因为压裂后的主裂缝沟通了有一定夹角和水平方向的微裂缝，给油气提供了顺畅的流通通道，压力波波及的面积最大；图5为累计产量、日产量的对比分析，双缝系统高导流压裂的累计产油量接近常规压裂的2倍，可见考虑天然裂缝的双缝系统高导流压裂技术效果非常显著。

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 (10)

1.一种针对致密砂岩油藏的压裂方法，其特征在于，所述方法包括：

构造包括主裂缝以及次裂缝的双缝系统并在造缝过程中针对双缝系统中的次裂缝进行导流改造，其中，所述次裂缝包括由天然裂缝构成的分支缝以及微裂缝，所述分支缝与主裂缝联通，所述微裂缝与所述分支缝联通；

在所述双缝系统内实现端部脱砂。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在造缝过程中针对双缝系统中的次裂缝进行导流改造，包括：

对储层进行分析，确定组成所述次裂缝的天然裂缝的裂缝类型以及裂缝特征，其中，所述裂缝类型包括潜在型天然裂缝以及张开型天然裂缝，所述裂缝特征包括与人工主裂缝垂直或有一定夹角的第一特征裂缝以及与主裂缝方向平行的第二特征裂缝；

根据组成所述次裂缝的天然裂缝的裂缝类型以及裂缝特征，采取对应的分支缝及微缝造缝工艺进行导流改造。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，当组成所述次裂缝的天然裂缝为潜在型天然裂缝且为第一特征裂缝时，根据组成所述次裂缝的天然裂缝的特征，采取对应的分支缝及微缝造缝工艺进行导流改造，包括：

分析所述天然裂缝张开的临界压力并分析所述临界压力、所述主裂缝净压力与压裂施工参数之间的关系；

在压裂施工过程中，在所述主裂缝长未达到压裂设计目标值时，控制所述压裂施工参数，避免主裂缝过早转向；

当所述主裂缝长达到压裂设计目标值时，提升所述主裂缝净压力，促使所述主裂缝缝长范围内的天然裂缝张开。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，当所述主裂缝长达到压裂设计目标值时，提升所述主裂缝净压力，促使所述主裂缝缝长范围内的天然裂缝张开，其中，采用前置液造缝阶段的施工方式。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，采用前置液造缝阶段的施工方式，其中，如所述天然裂缝内含有碳酸盐类矿物，则首先加大酸液体积，利用酸岩反应提高天然裂缝的张开缝宽和延伸长度，然后再继续注入压裂液，在上述酸蚀形成的天然裂缝的基础上继续延伸裂缝。

6.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，当组成所述次裂缝的天然裂缝为潜在型天然裂缝且为第二特征裂缝时，根据组成所述次裂缝的天然裂缝的特征，采取对应的分支缝及微缝造缝工艺进行导流改造，包括：

采取缝内转向剂方法，人为实现裂缝的转向。

7.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，当组成所述次裂缝的天然裂缝为张开型天然裂缝且为第一特征裂缝时，根据组成所述次裂缝的天然裂缝的特征，采取对应的分支缝及微缝造缝工艺进行导流改造，包括：

采取两种不同黏度的酸液交替注入的方式，利用黏度相对较高的酸液延伸所述主裂缝，利用黏度相对较低的酸液的粘滞指进效应在所述天然裂缝中产生酸蚀、水力延伸作用。

8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述双缝系统内实现端部脱砂，包括：

步骤一，以第一黏度、第一砂液比采用大段注入的方式注入携砂液；

步骤二，在步骤一的基础上，采用第二黏度、第二砂液比进行段塞式注入，其中，所述第二黏度、所述第二砂液比大于所述第一黏度、所述第一砂液比；

步骤三，针对所述次裂缝，按端部脱砂的加砂程序设计，以第三黏度、第三砂液比连续加砂，其中，所述第三黏度、所述第三砂液比大于所述第二黏度、所述第二砂液比；

步骤四，针对所述主裂缝，按端部脱砂的加砂程序设计，以第四黏度、第四砂液比连续加砂，其中，所述第四黏度、所述第四砂液比大于所述第三黏度、所述第三砂液比。

9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，在所述步骤三中，前期以第一粒径支撑剂脱砂为主，其中，所述第一粒径针对所述天然裂缝中的小微尺度的裂缝系统。

10.根据权利要求1～9中任一项所述的方法，其特征在于，在形成所述双缝系统后控制裂缝高度过度延伸，以提高双缝系统内的净压力，包括：

在形成双缝系统后，连续注入上浮剂及下沉剂。