CN109763805B - 一种深层页岩气螺旋式变参数压裂方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种深层页岩气螺旋式变参数压裂方法。包括：(1)压前地层评价(2)段簇射孔位置确定及射孔作业(3)压裂液体系及支撑剂的确定(4)裂缝参数及压裂施工参数的优化(5)酸预处理作业(6)第一阶段低黏度滑溜水压裂注入(7)第一阶段中黏度滑溜水压裂注入(8)第一阶段胶液压裂注入(9)结束第一阶段泵注后，停泵5‑10min；(10)第二阶段压裂泵注(11)进行顶替作业。本发明可以最大限度地提高小微尺度裂缝的充满度，降低有效裂缝体积随时间的下降率，从而提高长期压裂稳产。

Description

一种深层页岩气螺旋式变参数压裂方法

技术领域

本发明涉及页岩气储层改造技术领域，进一步地说，是涉及一种深层页岩气螺旋式变参数压裂方法。

背景技术

目前，深层页岩气压裂的井数越来越多，出现的问题也越来越多，如施工压力高、加砂难度大，甚至发生砂堵，压后大多单井产量低且递减快。究其原因，主要是参照常规中浅层页岩气压裂的做法，具体的针对性措施采取不多。

而以往中浅层压裂技术是以固定的压裂液黏度和固定的支撑剂组合按照设计的泵注程序以一段砂、一段液的形式进行施工，除了压裂过程中能够产生张性缝外，低黏压裂液流经的岩石壁面也容易发生剪切，支撑剂在缝内段塞式填充，即使部分裂缝体积没有被支撑剂充填，但中浅层页岩脆性强、岩石强度低、破裂压力低、闭合压力低，此条件下裂缝剪切、错动也能形成自支撑，能够保持一定的导流能力。故，整个裂缝系统相对复杂，且有效改造体积相对较高。

对于深层页岩气井而言，随着埋深的增加导致的压裂难题主要有：

1)井筒摩阻大导致的注入排量小，由此导致造缝宽度窄，施工砂液比低，导流能力低；

2)岩石塑性特征增强，破裂压力与延伸压力高，主裂缝尺度小，小微尺度裂缝更难以延伸；

3)三向应力增加，尤其是水平两向主应力差增大以及最小水平主应力增加导致的主裂缝净压力降低，都会导致裂缝的复杂性程度降低。同时，垂向上覆压力的增加，水平层理缝/纹理缝沟通与延伸的难度加大，裂缝的横向波及范围降低，也在一定程度上降低了裂缝改造体积；

4)闭合应力的增加，裂缝导流能力递减快，加上岩石塑形特征导致的支撑剂嵌入程度加剧，都引起裂缝的导流能力递减加快。

上述难点造成深层页岩压裂裂缝有效改造体积大幅度降低，且有效裂缝改造体积递减的速度也相对较高。主要原因在于各级不同尺度裂缝的导流能力递减快，没有得到有效支撑，如导流能力降低到零，则相应的有效裂缝体积也降至零。

以此，以往中浅层页岩气压裂技术的针对性有进一步挖潜的空间，有必要研究提出一种新的深层页岩气压裂技术，以解决上述局限性。

发明内容

为解决现有技术中出现的问题，本发明提供一种深层页岩气螺旋式变参数压裂方法，通过前后两个压裂施工阶段分步骤重复采取低黏度压裂液与低排量泵注施工组合、中黏度压裂液与中排量泵注施工组合及高黏度压裂液与高排量泵注施工的组合，前后两个压裂阶段之间采取5-10分钟停泵，在满足裂缝高度延伸要达到设计预期的同时，能够产生与不同压裂液黏度相匹配的多尺度裂缝，再配合140-230目和70-140目的两种小粒径低密度支撑剂按照螺旋式设计砂液比形式进行泵注施工，完成多尺度裂缝充填，最大限度地提高小微尺度裂缝的充满度，降低有效裂缝体积随时间的下降率，从而提高长期压裂稳产。

本发明涉及一种螺旋式变参数压裂工艺方法，主要用以提升深层页岩有效改造体积和改造效果，内容如下：

(1)按照常规页岩气井压裂方案设计步骤，基于压前储层特性参数评价，模拟不同的压裂施工排量、总液量(含不同的滑溜水及胶液比例)、支撑剂量、施工砂液比及注入程序，以及不同压裂液黏度等条件下，裂缝几何尺寸及支撑剂铺置形态等的变化，依据模拟结果优选黏度为1-2mPa·s、6-12mPa·s的两种滑溜水体系和黏度为36-72mPa·s的胶液体系作为多尺度压裂工作液，并优选140-230目和70-140目的两种小粒径低密度支撑剂作为全尺度裂缝充填用的支撑剂。

与以往中浅层页岩气压裂常用的支撑剂粒径70-140目、40-70目和30-50目相比，本发明中选用的支撑剂种类减少，且整体粒径普遍降低。主要的依据在于页岩深度增加后，各种裂缝的尺度普遍降低，因此，对应的支撑剂粒径降低，便于支撑剂顺畅进入各种尺度的裂缝。由于小粒径支撑剂与单位裂缝壁面上接触的点更多，更有利于降低支撑剂的嵌入，此外，小粒径支撑剂悬浮性能好，可以提高裂缝在端部位置的纵向支撑效率，也利于提高有效的裂缝改造体积。

(2)第一阶段按照优化设计的不同黏度滑溜水和胶液比例，先后依次按照低黏度与低排量组合、中黏度与中排量组合及高黏度与高排量的组合方式进行泵注施工。先采用低黏与低排量组合进行注入，此时，裂缝内净压力建立的速度相对较慢，压裂液可以有更充分时间对各种小微尺度的裂缝系统进行沟通和延伸，等这种小微尺度裂缝延伸充分后，再逐渐换用中黏度中排量组合，进一步提高了裂缝内的净压力，利于稍大尺度的裂缝延伸，最后是高黏度与高排量组合，裂缝内净压力进一步增大，最大尺度的主裂缝延伸的程度最大。要求上述三种黏度压裂液的黏度比，在相邻注入阶段应保持在6倍左右，相应的排量比应保持在2倍左右。

如果目的层水平层理非常发育，可采用中黏度与中排量组合模式先进行短时间泵注，以确保初始缝高延伸到达到设计预期要求，后续再依次按照低黏度与低排量组合、中黏度与中排量组合及高黏度与高排量的组合方式进行泵注施工。第一阶段完成全部设计的140-230目支撑剂量以及20-25％左右用量占比的70-140目支撑剂量的加砂施工。140-230目粉陶支撑剂量设计占总支撑剂量的20％以内，以防止小粒径支撑剂占比偏大造成对大尺度裂缝的堵塞而影响裂缝导流能力。

(3)第一阶段泵注施工完成后，停泵5-10分钟，这样在不同尺度的裂缝中容易产生压力脉冲效应，裂缝前缘的岩石易于产生疲劳破坏而加剧裂缝的延伸，尤其是小微尺度裂缝和稍大尺度的裂缝系统。停泵结束后进行第二阶段的低黏度与低排量组合、中黏度与中排量组合及高黏度与高排量的组合方式泵注施工。

(4)第二阶段按照优化设计的不同黏度滑溜水和胶液比例，先后依次按照低黏度与低排量组合、中黏度与中排量组合及高黏度与高排量的组合方式进行泵注施工。由于第二阶段先进行低黏度与低排量组合方式泵注施工，在井筒处净压力上升速度相对较慢，各级尺度裂缝内的压力梯度降低，但在黏滞指进效应(第二阶段第一级低黏滑溜水驱替裂缝中第一阶段的最后一级高黏胶液，由于两种流体黏度的差异造成前缘低黏滑溜水呈分散液束形式向前推进)作用下，使得缝口处的压力更易于传递到裂缝前缘，这样更有利于第一阶段形成的不同尺度裂缝的继续延伸。第二阶段完成所有剩余75-80％左右用量占比的70-140目支撑剂量的加砂施工。

(5)第二阶段泵注施工完成后，按井筒容积的120-140％进行顶替作业，前期可用20-30m³高黏度胶液，以降低水平井筒沉砂效应，之后用低黏度滑溜水正常顶替，完成整个压裂施工。

本发明的目的是提供一种深层页岩气螺旋式变参数压裂方法。

包括：

(1)压前地层评价

(2)段簇射孔位置确定及射孔作业

(3)压裂液体系及支撑剂的确定

滑溜水的黏度分别设计为低黏1-2mPa·s，中黏6-12mPa·s，降阻率75％以上；

胶液的黏度36-72mPa·s，降阻率65％以上；

支撑剂粒径为140-230目和70-140目；

(4)裂缝参数及压裂施工参数的优化

低黏滑溜水占总压裂液用量比例为40-50％、中黏滑溜水占比30-40％、胶液占比20-30％；

(5)酸预处理作业

挤酸排量1-1.5m³/min；

(6)第一阶段低黏度滑溜水压裂注入

注入黏度1-2mPa·s的低黏滑溜水，排量以步骤(4)中设计的最高排量的25-35％进行；用量采用步骤(4)中设计低黏度滑溜水总液量的45-55％；

支撑剂为140-230目低密度支撑剂；

(7)第一阶段中黏度滑溜水压裂注入

注入黏度6-12mPa·s的中黏滑溜水，排量取步骤(4)设计最高排量的50-70％，液量取步骤(4)设计的中黏度滑溜水总液量的45-55％；

完成步骤(6)剩余的所有140-230目支撑剂的注入；

(8)第一阶段胶液压裂注入

进行黏度36-72mPa·s胶液注入，排量取步骤(4)设计最高排量，液量取步骤(4)设计总胶液量的45-55％；

完成步骤(4)的70-140目低密度支撑剂总量20-25％体积占比的支撑剂注入；

(9)结束第一阶段泵注后，停泵5-10min；

(10)第二阶段压裂泵注

重复第一阶段步骤(6)～(8)的三个黏度压裂液的注入及70-140目支撑剂的加入

(11)进行顶替作业。

优选：

步骤(3)中，140-230目支撑剂量设计占总支撑剂量的20％以内，支撑剂体积密度小于1.4g/cm³，地层温度及闭合压力条件下破碎率小于5％。

步骤(4)，低黏滑溜水的黏度为1-2mPa·s；中黏滑溜水的黏度为6-12mPa·s；胶液的黏度为36-72mPa·s。

步骤(6)，按砂液比1％、3％、5％分别加入140-230目低密度支撑剂，用量为步骤(4)设计的140-230目支撑剂总量的35-40％

步骤(7)，砂液比按2％、4％、6％进行施工。

步骤(8)砂液比按3％、5％、7％进行施工。

步骤(10)，砂液比分别为低黏滑溜水阶段取2％、4％、6％，中黏滑溜水阶段取8％、10％、12％，胶液阶段取14％、16％、18％。

步骤(11)，按井筒容积的1.2～1.4倍液量进行顶替作业，前期采用20～30m³高黏度胶液。

本发明具体实施方式如下：

(1)压前地层评价。包括岩性及矿物组分、敏感性、物性、三向地应力、岩石力学、水平层理缝/纹理缝及高角度裂缝发育程度等。可采用测井、录井及岩心室内实验等方法进行。

(2)段簇射孔位置确定及射孔作业。在步骤(1)的基础上，确定水平井筒方向的各种地质参数。然后，优选地质与工程双甜点为第一批段簇候选位置。或者，按简单的等权重分配地质甜点及工程甜点，计算综合的甜点位置。并根据后续的裂缝参数优化结果进行确定。

(3)压裂液体系及支撑剂的确定。基于多尺度造缝思路，滑溜水的黏度分别设计为低黏1-2mPa·s，中黏6-12mPa·s，降阻率75％以上，胶液的黏度36-72mPa·s，降阻率65％以上。与地层岩石配伍性好，各添加剂间配伍性好。考虑页岩压裂过程中可能形成主裂缝及各种尺度的小微缝，用以支撑和充填多尺度裂缝系统的支撑剂设计为140-230目和70-140目的两种小粒径低密度支撑剂，140-230目粉陶支撑剂量设计占总支撑剂量的20％以内，支撑剂体积密度小于1.4g/cm³，地层温度及闭合压力条件下破碎率小于5％。

(4)裂缝参数及压裂施工参数的优化。基于步骤(1)压前评价的基础上，建立相应的地质模型。然后，应用ECLIPSE等成熟油气藏数值模拟软件，按正交设计原理，模拟不同的裂缝参数(缝长、导流能力、缝间距及裂缝布局等)下的压后产量动态，从中优选压后产量相对较大的裂缝参数组合，作为最佳的裂缝参数。

为了实现上述优化的裂缝参数，采用目前页岩气最常用的裂缝扩展模拟软件MEYER，模拟不同的压裂施工排量、总液量(含不同的滑溜水及胶液比例)、支撑剂量、施工砂液比及注入程序，以及不同压裂液黏度等条件下，裂缝几何尺寸及支撑剂铺置形态等的变化，从中优选达到上述优化裂缝参数下的压裂施工参数组合。推荐低黏滑溜水(黏度1-2mPa·s)占总压裂液用量比例为40-50％、中黏滑溜水(黏度6-12mPa·s)占比30-40％、胶液(黏度36-72mPa·s)20-30％。

(5)酸预处理作业。单个压裂段采用10-20m³常规15％浓度的盐酸或稀土酸进行射孔段预处理，挤酸排量1-1.5m³/min，替酸排量可适当提高。等酸达到预定射孔位置后，适当降低排量，以增加酸与井筒内堵塞物的浸泡时间，增加酸预处理的降压效果。等酸进入孔眼约一半用量后，适当提高替酸排量，以实现酸对各射孔位置尽量接近均匀的进酸效果，进而实现多簇裂缝的近均匀破裂和延伸。

(6)第一阶段低黏度滑溜水压裂注入。在步骤(5)后，注入黏度1-2mPa·s的低黏滑溜水，排量以步骤(4)中设计的最高排量的25-35％左右进行。用量采用步骤(4)中设计低黏度滑溜水总液量的45-55％左右。在注入的合适时间内，基于步骤(4)设计的加砂泵注流程，进行支撑剂的加入(如示意图1)，按砂液比1％、3％、5％分别加入140-230目低密度支撑剂，用量为步骤(4)设计的140-230目支撑剂总量的35-45％左右。

(7)第一阶段中黏度滑溜水压裂注入。在步骤(6)施工结束后，注入黏度6-12mPa·s的中黏滑溜水，排量取步骤(4)设计最高排量的50-70％，液量取步骤(4)设计的中黏度滑溜水总液量的45-55％。在设计的中黏滑溜水泵注时间内，完成步骤(6)剩余的所有140-230目支撑剂的注入，以螺旋式参数设计方式，砂液比较步骤(6)略有提高，按2％、4％、6％进行施工。

(8)第一阶段胶液压裂注入。在步骤(7)结束后，进行黏度36-72mPa·s胶液注入，排量取步骤(4)设计最高排量，液量取步骤(4)设计总胶液量的45-55％。在设计的胶液泵注时间内，完成步骤(4)优化的70-140目低密度支撑剂总量20-25％体积占比的支撑剂注入，砂液比较步骤(7)略有提高，按3％、5％、7％进行施工。

(9)结束第一阶段泵注后，停泵5-10min。

(10)第二阶段压裂泵注。重复第一阶段步骤(6)～(8)的三个黏度压裂液的注入及相应支撑剂的加入(如示意图1)。不同的是在第二阶段的三个黏度压裂液施工阶段都注入70-140目支撑剂。第二阶段压裂泵注过程中，三个黏度压裂液的排量仍分别取25-35％、50-70％、100％，液量分别取第一阶段各不同黏度压裂液的剩余量；与三种黏度压裂液泵注阶段相对应的支撑剂比例分别取步骤(8)剩余70-140目支撑剂量的的20％、30％、50％。砂液比分别为低黏滑溜水阶段取2、4、6％，中黏滑溜水阶段取8、10、12％，胶液阶段取14、16、18％。如砂、液量与设计总量有偏差，可对砂液比略作调整。

(11)步骤(10)结束后，进行顶替作业。按井筒容积的1.2-1.4倍液量进行顶替作业，前期可用20-30m³高黏度胶液，以降低水平井筒沉砂效应，之后用低黏度滑溜水正常顶替。

(12)其它段的压裂施工，可重复步骤(2)、(5)～(11)，直到压完所有段为止。

(13)钻塞、返排、求产等参照常规作业流程执行，在此不赘。

本发明的作用效果在于：

(1)采用螺旋式变参数压裂施工模式促进深层页岩多尺度裂缝的充分延伸

以往采用单一滑溜水黏度与单一胶液黏度且接近恒定排量的施工模式，多尺度裂缝延伸程度不够。为此，采用螺旋式变参数施工模式加以改进。

所谓螺旋式变参数模式主要是将压裂液黏度与排量作为统一的参数，按照前后两个阶段重复低黏度与低排量组合、中黏度与中排量组合及高黏度与高排量组合模式进行施工，砂液比也按照螺旋式设计并逐级提升至设计值。但有个前提是裂缝高度延伸要达到设计预期要求，如目的层水平层理非常发育，可先用短时间的中黏度中排量组合和短时间的高黏度高排量组合模式，先将裂缝高度延伸充分。

第一阶段，先采用低黏与低排量组合进行注入，裂缝内净压力建立的速度相对较慢，压裂液可以有更充分时间对各种小微尺度的裂缝系统进行沟通和延伸；待小微尺度裂缝延伸充分后，再逐渐换用中黏度中排量组合，进一步提高了裂缝内的净压力，利于稍大尺度的裂缝延伸，最后是高黏度与高排量组合，裂缝内净压力进一步增大，使最大尺度的主裂缝得到充分延伸。

停泵5-10分钟，在停泵期间，因净压力变化不大，部分裂缝前缘会继续延伸，缝宽及诱导应力都相应降低，因此，在局部应力降低的前提下，也利于裂缝的扩展。

停泵结束后，再进行第二阶段低黏度与低排量组合、中黏度与中排量组合及高黏度与高排量组合模式施工。这样，可以在不同尺度的裂缝中产生压力脉冲效应，裂缝前缘的岩石易于产生疲劳破坏而加剧了裂缝的延伸，尤其是小微尺度裂缝和稍大尺度的裂缝系统。此外，在施工某个阶段换用较低黏度及排量后，更利于黏滞指进的发生，各级尺度裂缝内的压力梯度降低，即裂缝缝口处的压力易于传递到裂缝前缘，低黏度及低排量组合虽然在井筒处净压力上升速度慢，但最终的净压力绝对值降低不多，换言之，这也同样有利于不同尺度裂缝的继续延伸。虽然与第一阶段同样黏度的压裂液中没有黏滞指进现象，但都是低黏度，压力的传递也相对容易些。

(2)设计两种小粒径低密度支撑剂，实现全尺度裂缝支撑

在思路多尺度造缝的基础上，设计140-230目和70-140目两种小粒径低密度支撑剂进行加砂充填。与以往常用的支撑剂粒径70-140目、40-70目和30-50目相比，支撑剂种类减少，且整体粒径普遍降低，便于支撑剂顺畅进入各种尺度的裂缝；另外，在有效闭合应力超过90MPa后，铺置浓度相同条件下，小粒径支撑剂与大粒径支撑剂导流能力的差异低于5％，考虑小粒径支撑剂更容易输送和铺置，实际的小粒径支撑剂的铺置浓度反而更高，能够确保一定的导流能力。此外，小粒径支撑剂与单位裂缝壁面上接触的点更多，更有利于降低支撑剂的嵌入，加之小粒径支撑剂悬浮性能好，可以提高裂缝在端部位置的纵向支撑效率，也利于提高有效的裂缝改造体积。

附图说明

图1是深层页岩气井螺旋式变参数压裂排量及砂液比设计示意图。

附图标记说明：

1.第一阶段泵注，2.中间停泵，3.第一阶段泵注，4.施工排量，5.砂液比。

具体实施方式

下面结合实施例，进一步说明本发明。

实施例

D井是一口海相页岩气水平井，该井目的层为下志留统龙马溪组-上奥陶统五峰组，垂深3924-4012.9m，目的层中深温度135℃。该井目的层平均脆性矿物含量65％，杨氏模量39-43GPa、泊松比0.22-0.24，最大水平主应力104MPa，最小水平主应力89MPa，垂向应力92MPa，水平应力绝对值差15MPa，水平应力差异系数16.8％，闭合压力86-89MPa。成像测井显示目的层水平层理发育，同时部分层段存在有高导缝和高阻缝，总体上该井有利于实施体积改造。利用本专利提供的方法对该井实施螺旋式变参数压裂工艺，具体实施步骤如下(图1即为该井典型的施工排量和砂液比设计示意图)：

(1)通过该井压前地层参数评价，计算目的层脆性指数为55％-65％，同时，考虑层理及潜在的高角度充填缝，判断该井可用本专利方法进行螺旋式变参数压裂施工；经采用MEYER软件模拟优化，本井单段压裂设计压裂液规模为2000m³，其中：低黏滑溜水800m³、中黏滑溜水700m³、胶液500m³，三种压裂液设计用量占比分别为40％、35％、25％；本井单段压裂设计支撑剂规模为60m³，其中：140-230目低密度陶粒支撑剂12m³，70-140目低密度陶粒支撑剂48m³，两种支撑剂设计用量占比分别为20％、80％；压裂设计最高泵注排量为16m³/min；

(2)首先，以1m³/min排量注入浓度为15％的盐酸15m³进行酸预处理，之后采用低黏滑溜水进行替酸，待酸液用量的一半过射孔孔眼后，将替酸的低黏滑溜水排量提升至5m³/min，以尽可能扩大酸液作用范围，降低初始破裂压力。

(3)以5m³/min泵注排量注入共400m³低黏滑溜水(占低黏滑溜水总设计量50％)，在设计的泵注时间内，以砂液比1％起步，按段塞的方式，即，一段携砂液一段顶替液，分别提高砂液比至3％、5％，完成第一阶段低黏滑溜水加砂，本阶段加入140-230目支撑剂4.8m³(占140-230目低密度陶粒总设计量的40％)；支撑剂体积密度1.25g/cm³，地层温度及闭合压力条件下破碎率为4.6％。

(4)步骤(3)完成后，提高排量至10m³/min，进行第一阶段9mPa·s中黏滑溜水的注入，共计注入350m³(占中黏滑溜水总设计量50％)；在设计的泵注时间内，以砂液比2％起步，按段塞的方式，分别提高砂液比至4％、6％，完成第一阶段中黏滑溜水加砂，本阶段加入140-230目支撑剂7.2m³(占140-230目低密度陶粒总设计量的60％)；

(5)步骤(4)完成后，提高排量至16m³/min，进行第一阶段60mPa·s胶液的注入，共计注入250m³(占胶液总设计量50％)；在设计的泵注时间内，以砂液比3％起步，按段塞的方式，分别提高砂液比至5％、7％，完成第一阶段胶液加砂，本阶段加入70-140目支撑剂9.6m³(占70-140目低密度陶粒总设计量的20％)；

(6)步骤(5)完成后，停泵10min；

(7)进入第二阶段压裂泵注，此阶段将完成注入第一阶段施工后剩余的低黏滑溜水400m³、中黏滑溜水350m³、胶液250m³，剩余70-140目低密度陶粒支撑剂38.4m³。

按照图1示意，第二阶段再重复第一阶段的三种黏度压裂液的注入及相应的主支撑剂加入模式。三种黏度压裂液的排量仍分别取设计最高排量的30％、60％、100％，液量分别取第一阶段的剩余量，三种黏度压裂液泵注时间内，支撑剂用量比例分别为剩余70-140目低密度陶粒支撑剂总量的20％、30％、50％，三种黏度压裂液加砂阶段对应的砂液比分别为2-4-6％、8-10-12％和14-16-18％。

(8)步骤(7)完成后，顶替30m³胶液+35m³低黏滑溜水，结束施工。

反演计算的裂缝参数及净压力结果显示，相较传统深层页岩气压裂采用的“胶液+滑溜水+胶液”施工模式，采取本发明提供的工艺方法平均缝宽相较提高370-440％，平均净压力相较提高340-380％，主裂缝体积相较提高110％，离散裂缝网络体积相较提高34-48％，次裂缝体积相较提高31-45％。

Claims (6)

1.一种深层页岩气螺旋式变参数压裂方法，其特征在于所述方法包括：

（1）压前地层评价

（2）段簇射孔位置确定及射孔作业

（3）压裂液体系及支撑剂的确定

滑溜水的黏度分别设计为低黏1-2mPa•s，中黏6-12mPa•s ，降阻率75%以上；

胶液的黏度36-72mPa•s，降阻率65%以上；

支撑剂粒径为140-230目和70-140目；

140-230目支撑剂量设计占总支撑剂量的20%以内，支撑剂体积密度小于1.4g/cm³，地层温度及闭合压力条件下破碎率小于5%；

（4）裂缝参数及压裂施工参数的优化

低黏滑溜水占总压裂液用量比例为40-50%、中黏滑溜水占总压裂液用量比例为30-40%、胶液占总压裂液用量比例为20-30%；

（5）酸预处理作业

挤酸排量1-1.5m³/min；

（6）第一阶段低黏度滑溜水压裂注入

注入黏度1-2mPa•s的低黏滑溜水，排量以步骤（4）中设计的最高排量的25-35%进行；用量采用步骤（4）中设计的低黏度滑溜水总用量的45-55%；

支撑剂为140-230目支撑剂；

（7）第一阶段中黏度滑溜水压裂注入

注入黏度6-12mPa•s的中黏滑溜水，排量取步骤（4）中设计的最高排量的50-70%，用量取步骤（4）中设计的中黏度滑溜水总用量的45-55%；

完成剩余的所有140-230目支撑剂的注入；

（8）第一阶段胶液压裂注入

进行黏度36-72mPa•s胶液注入，排量取步骤（4）中设计的最高排量，用量取步骤（4）中设计的胶液总用量的45-55%；

完成70-140目支撑剂的注入，70-140目支撑剂的用量为步骤（4）的设计的70-140目支撑剂总量20-25%体积占比 ；

（9）结束第一阶段压裂泵注后，停泵5-10min；

（10）第二阶段压裂泵注

重复第一阶段压裂泵注步骤（6）~（8）的三个黏度压裂液的注入及支撑剂的加入，第二阶段压裂泵注的三个黏度压裂液施工阶段都注入70-140目支撑剂；

（11）进行顶替作业。

2.如权利要求1所述的深层页岩气螺旋式变参数压裂方法，其特征在于：

步骤（6）中，支撑剂的注入按照段塞式进行，砂液比为1%-3%-5%，加入140-230目支撑剂，用量为步骤（4）设计的140-230目支撑剂总量的35-45%。

3.如权利要求1所述的深层页岩气螺旋式变参数压裂方法，其特征在于：

步骤（7）中，支撑剂的注入按照段塞式进行，砂液比为2%-4%-6%。

4.如权利要求1所述的深层页岩气螺旋式变参数压裂方法，其特征在于：

步骤（8）中，支撑剂的注入按照段塞式进行，砂液比为3%-5%-7%。

5.如权利要求1所述的深层页岩气螺旋式变参数压裂方法，其特征在于：

步骤（10）中，支撑剂的注入按照段塞式进行，低黏滑溜水阶段砂液比为2%-4%-6%，中黏滑溜水阶段砂液比为8%-10%-12%，胶液阶段砂液比为14%-16%-18%。

6.如权利要求1所述的深层页岩气螺旋式变参数压裂方法，其特征在于：

步骤（11）中，按井筒容积的1.2~1.4倍液量进行顶替作业，顶替作业的前20~30m³采用高黏度胶液作为顶替液。

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