CN109958426A - 一种提高深层页岩气裂缝复杂性的压裂方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种提高深层页岩气裂缝复杂性的压裂方法。所述方法采用前置高粘胶液+低粘滑溜水+高粘胶液模式，用140‑230目及70‑140目支撑剂将各尺度裂缝充填饱和，提高深层页岩气压裂裂缝复杂性及有效改造体积。本发明利用压裂前期优化设计确定液体性能参数、裂缝参数及相应的施工参数，采用前置高粘胶液+低粘滑溜水+高粘胶液模式，利用优化快速及同步破胶技术，利用140‑230目及70‑140目支撑剂，最终提高了深层页岩气压裂裂缝复杂性及有效改造体积，利于页岩气井的增产及稳产。
Description
技术领域
本发明涉及勘探钻井技术领域，进一步地说，是涉及一种提高深层页岩气裂缝复杂性的压裂方法。
背景技术
目前，常规深层页岩气压裂模式基本参照中浅层页岩气压裂模式，常采用酸预处理+滑溜水+胶液(胶液占比少，甚至不用胶液)模式，这种模式形成的裂缝大部分为近井筒复杂裂缝，因为低粘滑溜水有助于沟通与延伸各种小微尺度的裂缝系统，即使在高排量下，主裂缝内的净压力也难以得到快速及有效提升，最终的主裂缝难以达到设计要求。低粘滑溜水的携砂能力弱，裂缝中沉砂比例较高，后期注入的混砂液，只能在沉降砂堤上部较窄的缝口处流动，造成进缝阻力增加，施工中后期容易出现砂堵征兆或砂堵事实。
中国专利CN106545324A公开了一种用于压开页岩气多个水平层理缝的方法。该方法使用常规压裂液体系(非酸性介质)，使用粘度优化后的变粘度滑溜水及优化后的变排量泵注方法，达到了压开页岩气储层多个水平层理缝的方法。该发明在一定程度上可以增大页岩层裂缝的控制程度，增大改造体积，提高压后效果。
中国专利CN105156086A公开了一种体积压裂缝网的形成方法。在预定页岩储层获取沿第一预定方向的水平应力与沿第二预定方向的水平应力之间的差值最大值；当差值最大值在预定页岩储层对应有第一极值位置和第二极值位置时，在垂直第一极值位置和第二极值位置之间的连线向外侧延伸的方向上各压裂形成第一裂缝和第二裂缝；在垂直第一极值位置和第二极值位置的连线方向上压裂形成第三裂缝。该发明根据沿第一预定方向和第二预定方向的水平应力之间的差值最大值，提出了三次应力“共振”和四次应力“共振”的压裂方法，从而能够适用于高应力差地层，该方法可用于现场压裂施工，具有较好的经济效益和应用前景。
中国专利CN105626028A公开了一种为增加页岩气井压裂改造缝网密度的方法，根据目标区块页岩储层有机质和矿物特征，选择氧化剂；将氧化剂添加到压裂液前置液中，随压裂液注入储层内部。该方法利用了氧化剂可氧化页岩中的有机质、黄铁矿等反应产生的热量、气体形成高温高压以及反应产物中的有机酸可溶蚀碳酸盐矿物的特点，充分利用压裂作业能量与压裂液的作用，不仅要形成主体裂缝网络，即改造体积，而且要利用滞留压裂液与页岩的力学-化学作用进一步切割或“泡碎”改造体积内页岩基块，即改造效率或改造密度，进一步提高改造体积内气体传输速率。
中国专利CN106382111A公开了一种增加页岩气压裂裂缝复杂性的方法，包括：随地层脆性指数提高，降低压裂液的粘度；根据天然裂缝的缝长及缝宽延伸的范围，控制加砂时机；以及增加压裂液粘度、液量、排量及施工砂液比中的一者或多者，以促使主裂缝多次转向。该方法能够增大压裂裂缝体积，提高分段压裂的效果。
美国专利US2011/035455涉及一种水力压裂方法。该方法首先将前置液注入页岩地层，至少开启一条裂缝；然后注入携砂液，促使页岩地层发生部分不稳定破坏及滑移；最后重复前两个步骤完成压裂作业。
美国专利9,023,770提供了一种提高压裂裂缝复杂性的方法。该方法主要针对渗透率小于1mD的储层，主要包含以下几个步骤：1、以高于储层破裂压力的压力及对应排量注入前置液进行造缝；2、在携砂液注入过程中，注入用于封堵砂堆孔喉的固体颗粒(该固体颗粒由降解材料构成)，以增大砂堆体积；3、按照上述方法逐步完成压裂。
美国专利8,733,444提出了一个诱导复杂裂缝产生的方法，包括地层描述，定义应力各向异性维度，提供一个用于在压裂间隔期间监测应力各向异性的仪器，从而使地层产生诱导裂缝。该方法在第一次及第三次压裂间隔产生裂缝，那么第二次压裂时地层应力的各向异性就会发生相应的改变。
文献《页岩油气水平井压裂裂缝复杂性指数研究及应用展望》(《石油钻探技术》2013年第2期)为了评价页岩水平井压裂效果,将适用于直井的裂缝复杂性指数概念拓展到页岩水平井分段压裂中,考虑缝宽的非平面扩展、缝高的垂向延伸、主缝长的充分扩展和分段压裂的缝间应力干扰因子等因素,研究了不同裂缝类型对应的裂缝复杂性指数范围。对如何提高裂缝复杂性指数,进行了实施控制方法上的系统探索。结果表明,要增加裂缝的复杂性指数,一是要有一定的有利地质条件,二是需要优化压裂施工参数及现场实施控制技术。研究结果在四川盆地周缘4口水平井进行了应用和验证,每口井分段压裂10～22段,共实施65段140簇压裂,单段最大加砂量126m3,最大用液量达4.6×104m3。压裂后复杂裂缝出现的概率为40％左右,部分井增产效果明显。
在中石油的长宁、威远地区，全程滑溜水的施工后期，压力都有不同程度的上升，有的上升幅度达20MPa，就是由上述原因引起。压裂施工周期较长，有的可达20天左右，因此，支撑剂的沉降效应大，在裂缝高度上支撑效率会明显降低，极大降低有效改造体积。因为，无支撑裂缝体积在中浅层中可能有效，但在深层高闭合应力条件下会快速失效。此外，不同粒径支撑剂的粒径及占比优化缺乏针对性。实际上，由于闭合应力的增加，各尺度的裂缝，包括人工裂缝、天然裂缝及层理缝/纹理缝等都相应变窄。因此，以往小粒径支撑剂的粒径都可能偏大，所占比例也偏小，对小微尺度裂缝的支撑效率大幅度降低。因此，有必要提出一种能提高深层页岩气压裂裂缝复杂性及有效改造体积的新技术。
发明内容
为解决现有技术中出现的问题，本发明提供了一种提高深层页岩气裂缝复杂性的压裂方法。该工艺采用前置高粘胶液+低粘滑溜水+高粘胶液模式，用140-230目及70-140目支撑剂将各尺度裂缝充填饱和，从而达到提高深层页岩气压裂裂缝复杂性及有效改造体积的目的。本发明采用前置高粘胶液，促使主裂缝在高度及长度上快速充分的延伸；再用低粘滑溜水充分沟通与延伸与主缝连通的各种尺度的小裂缝，并以低砂比注入140-230目砂(占比5-10％)；低粘滑溜水达到设计量后，提高滑溜水粘度并逐步提高排量，以增加多尺度裂缝；140-230目支撑剂完成加入量后，采用70-140目陶粒直至泵注结束，最后用高粘胶液，以高砂比将主裂缝充填饱和。有利于提高深层页岩气压裂裂缝复杂性及有效改造体积。
本发明的设计思路：
1)主裂缝与全缝长分布的复杂裂缝形成技术
在酸预处理的基础上，先采用高黏度压裂液高排量的措施，将水平层理缝/纹理缝等尽可能多地压开，并快速建立起主裂缝内的净压力，促使主裂缝快速延伸。等主裂缝延伸到预期缝长后，加入设计好的破胶剂，使主裂缝形成后，主裂缝内的高黏度胶液尽快彻底破胶，以便后期低黏度滑溜水可以顺畅地进入主裂缝和各级小微尺度裂缝中去。
然后，注入低黏度滑溜水，并配合适当低排量注入，以便低黏度的滑溜水有充分的时间去勾通并延伸与主裂缝连通的各种尺度的小微裂缝。在此基础上，逐渐换用黏度稍高的滑溜水及逐步增加排量，以增加缝内净压力，以沟通与延伸尺度稍大的小微裂缝，以增加最终裂缝的多尺度效应。
在加砂的最后阶段，又换用高黏度的胶液，以便用高砂液比将主裂缝充填得更为饱满，也便于应用多段压裂的同步破胶技术，确保所有段压完后，所有起裂与延伸裂缝内的压裂液都能同时彻底破胶返排。
2)全尺度裂缝系统有效充填技术
在主裂缝与全缝长分布的复杂裂缝形成技术的基础上，随低黏滑溜水的注入，在不久的时间内注入支撑剂，其粒径可以选择全程70-140目陶粒支撑剂，因为在高闭合应力条件下小粒径支撑剂提供的导流能力与大粒径支撑剂提供的导流能力的差异性降低，且井越深，这种差异性就越小。70-140目支撑剂对小微裂缝的可能不能形成完全充填，因为就其粒径来说，其甚至不能进入缝宽为1mm及以下的裂缝，因此，可在70-140目支撑剂加入前，先以低砂液比注入140-230目支撑剂，比例控制在5％-10％以内，具体数值根据模拟结果确定。
本发明的目的是提供一种提高深层页岩气裂缝复杂性的压裂方法。
所述方法采用前置高粘胶液+低粘滑溜水+高粘胶液模式，用140-230目及70-140目支撑剂将各尺度裂缝充填饱和，提高深层页岩气压裂裂缝复杂性及有效改造体积。
所述方法包括：
(1)页岩储层关键参数评价；
(2)簇射孔位置确定；
(3)变黏度滑溜水及高黏度胶液配方确定；
(4)胶液快速破胶及同步破胶设计；
(5)裂缝参数及压裂施工优化；
(6)射孔作业；
(7)酸预处理作业；
(8)高黏胶液造缝施工；
胶液黏度为50-60mPa.s；
(9)造缝前置液的快速破胶施工；
破胶剂为全程过硫酸铵；
(10)变黏度滑溜水沟通及延伸小微尺度裂缝施工；
(11)140-230目支撑剂注入；
(12)滑溜水阶段70-140目支撑剂的注入；
(13)高黏度胶液注入及70-140目支撑剂注入；
(14)顶替作业。
其中，优选：
步骤(4)，胶液的快速破胶指在前置液造缝阶段结束后，胶液的粘度立即降为1-3mPa.s；
主裂缝加砂阶段的同步破胶设计，采取先期的压裂段以微胶囊破胶剂为主，过硫酸铵为辅，后期压裂的段以过硫酸铵为主，微胶囊破胶剂为辅。
过硫酸铵或微胶囊破胶剂在使用过程中的浓度范围为0.01％～0.1％。
步骤(7)，酸液用量为10-20m3，排量为1-1.5m3/min；
等酸液用量注完后，将泵注排量提高到4-6m3/min，当酸到达预计的射孔位置后，将挤酸排量降低到1-1.5m3/min，在酸进入孔眼一半后，将排量再次提高到4-6m3/min。
步骤(9)如造缝结束后，破胶黏度未达设计要求，停泵10-20min。
步骤(10)先期的滑溜水黏度为1-3mPa.s，排量为设计最高排量的60％-70％，该阶段用液量占滑溜水总量的30％-40％；第二阶段滑溜水黏度为7-8mPa.s,用量占滑溜水总量的20％-30％，排量可为最高排量的80％-90％；第三阶段滑溜水黏度为11-12mPa.s，排量为设计的最高排量。
步骤(11)，在步骤(10)的第一个滑溜水阶段的前期，进行140-230目支撑剂的注入。
步骤(12)，按步骤(5)的要求，进行后续的70-140目支撑剂注入施工。直到完成70-140目支撑剂的注入。
步骤(13)根据主裂缝的体积选择相应的胶液用量；按砂液比优化结果，加入相应的支撑剂，直到将该步骤中设计的所有支撑剂注入为止。
本发明具体可采用以下步骤：
(1)页岩储层关键参数评价
利用测井、录井、岩心室内实验及邻井的压裂施工参数反演等手段，对岩性与矿物组分、敏感性、物性、岩石力学及三向地应力、水平层理/纹理缝及高角度天然裂缝发育特征等进行综合评价分析，以获取压裂设计所需的有效信息。
(2)簇射孔位置确定
在步骤(1)评价的基础上，结合地质甜点及工程甜点评价指标，优选地质工程双甜点位置为簇射孔位置的优选位置；选择地质甜点及工程甜点稍差的组合为第二批簇射孔位置的候选位置。依此类推，根据气藏数值模拟及地应力场计算结果确定的总簇数，合理选择各射孔簇的位置。考虑到页岩储层的强非均质性，采用非均匀布簇的方式。
(3)变黏度滑溜水及高黏度胶液配方确定
在步骤(1)中储层岩矿特征及敏感性评价的基础上，结合该井导眼井或邻井或同一区块的地层水样品，优选滑溜水及胶液的各添加剂类型，确保滑溜水及胶液与地层岩石及地层水配伍性好，各添加剂间也配伍良好。
用MEYER模拟软件，模拟计算不同黏度的滑溜水及胶液下的造缝尺寸及井口施工压力等情况，从中优选合适的滑溜水系列黏度及胶液黏度。
(4)胶液快速破胶及同步破胶设计
胶液快速破胶。胶液的快速破胶主要在前置液造缝阶段结束后，胶液的粘度需要立即降为1-3mPa.s，保证与后续滑溜水粘度相当；为此，需要在室内结合相应的温度场及相应的施工时间，优化破胶剂加入程序，确保在主缝造完后能立即破胶。如实现不了，在现场有必要适当停泵一段时间，以等待其彻底破胶。此停泵时间也由室内破胶实验结果确定。
主裂缝加砂阶段的同步破胶设计，可基于裂缝温度场的模拟结果，采取先期的压裂段以微胶囊破胶剂为主，过硫酸铵为辅，后期压裂的段以过硫酸铵为主，微胶囊破胶剂为辅的策略。总的破胶剂浓度(过硫酸铵+微胶囊破胶剂)一般在0.01-0.1％范围，越到后期压裂的段，总的破胶剂浓度应越大。
(5)裂缝参数及压裂施工优化
在步骤(1)储层关键参数评价的基础上，应用成熟的页岩气压裂产量预测模拟软件ECLIPSE进行模拟技术，以模拟不同的缝间距、缝长及裂缝布局(等长分布、两头长中间短的U型分布和长短交互的W型分布等)及裂缝导流能力下页岩气井的产量，按正交设计的方法，从中优选出压后产量相对最高的点所对应的裂缝参数系统为最佳的参数。然后，应用压裂设计软件MEYER模拟形成上述优化出的裂缝参数系统所需要的压裂施工参数(砂量、液量、排量及施工砂液比等)及压裂材料参数性能要求(压裂液黏度等)。
(6)射孔作业
在步骤(2)的基础上，应用目前成熟的桥塞射孔联作工艺，进行射孔作业。
(7)酸预处理作业
在步骤(6)的基础上，进行酸预处理作业。一般采用稀盐酸或稀土酸，用量一般为10-20m3，排量一般为1-1.5m3/min，等酸量注完后，可将排量适当提高到4-6m3/min，以加快施工进程，但当酸到达预计的射孔位置后，将排量降低到原先的1-1.5m3/min，以增加酸与井筒堵塞物及岩石作用的时间，增加酸处理降压效果，在酸进入孔眼一半左右后，将排量再次提高到4-6m3/min，增加多簇射孔的酸处理效果。
(8)高黏胶液造缝施工
按步骤(5)优化出的施工参数，先进行高黏度胶液的前置造缝施工。一般黏度选择为50-60mPa.s，胶液用量及排量参照步骤(5)的要求执行。
(9)造缝前置液的快速破胶施工
在步骤(8)施工的同时，参照步骤(4)优化的破胶剂追加程序及破胶时间要求，在不同施工时间内追加相应的破胶剂，考虑到破胶时间要求较短，此阶段的破胶剂一般为全程过硫酸铵。如造缝结束后，破胶黏度未达设计要求，可适当停泵10-20min，以确保前置液全部彻底破胶。
(10)变黏度滑溜水沟通及延伸小微尺度裂缝施工
在步骤(9)之后，采用变黏度滑溜水及相应的变排量施工，进行小微尺度裂缝的沟通与延伸。先期的滑溜水黏度为1-3mPa.s，排量为设计最高排量的60％-70％，该阶段用液量可占滑溜水总量的30％-40％，第二阶段滑溜水黏度为7-8mPa.s,用量可占比20％-30％，排量可为最高排量的80％-90％，第三阶段滑溜水黏度可为11-12mPa.s，排量为设计的最高排量。
(11)140-230目支撑剂注入
在步骤(10)的第一个滑溜水阶段的前期，可适时进行140-230目支撑剂的注入；砂液比及注入时间等参照步骤(5)有关要求。
(12)滑溜水阶段70-140目支撑剂的注入
在步骤(11)结束后，按步骤(5)的要求，进行后续的支撑剂注入施工。直到完成全部的70-140目支撑剂注入。
(13)高黏度胶液注入及70-140目支撑剂注入
根据主裂缝的体积选择相应的胶液用量。按砂液比优化结果，加入相应的支撑剂，直到将该步骤中设计的所有支撑剂注入为止。
(14)顶替作业
在步骤(13)结束后，根据地面管线容积及井筒的容积，并富余20％-50％进行顶替作业，先期可用10-20m3的高黏度胶液顶替，以防止水平井筒的沉砂效应。后期逐渐换用低黏度的滑溜水进行正常的顶替。
发明的效果
本发明利用压裂前期优化设计确定液体性能参数、裂缝参数及相应的施工参数，采用前置高粘胶液+低粘滑溜水+高粘胶液模式，利用优化快速及同步破胶技术，利用140-230目及70-140目支撑剂，最终提高了深层页岩气压裂裂缝复杂性及有效改造体积，利于页岩气井的增产及稳产。
具体实施方式
下面结合实施例，进一步说明本发明。
实施例
A井，该井垂深3598m，测深4823m，水平段长1260m。
步骤及结果如下：
(1)页岩储层关键参数评价
利用测井、录井、岩心室内实验及邻井的压裂施工参数反演等手段，对岩性与矿物组分、敏感性、物性、岩石力学及三向地应力、水平层理/纹理缝及高角度天然裂缝发育特征等进行综合评价分析，以获取压裂设计所需的有效信息。
(2)簇射孔位置确定
在步骤(1)评价的基础上，结合地质甜点及工程甜点评价指标，优选地质工程双甜点位置为簇射孔位置的优选位置；选择地质甜点及工程甜点稍差的组合为第二批簇射孔位置的候选位置。依此类推，根据气藏数值模拟及地应力场计算结果确定的总簇数，合理选择各射孔簇的位置。考虑到页岩储层的强非均质性，采用非均匀布簇的方式。
(3)变黏度滑溜水及高黏度胶液配方确定
在步骤(1)中储层岩矿特征及敏感性评价的基础上，结合该井导眼井或邻井或同一区块的地层水样品，优选滑溜水及胶液的各添加剂类型，确保滑溜水及胶液与地层岩石及地层水配伍性好，各添加剂间也配伍良好。
用MEYER模拟软件，模拟计算不同黏度的滑溜水及胶液下的造缝尺寸及井口施工压力等情况，从中优选合适的滑溜水系列黏度及胶液黏度。
(4)胶液快速破胶及同步破胶设计
胶液快速破胶。胶液的快速破胶主要在前置液造缝阶段结束后，胶液的粘度需要立即降为3mPa.s，保证与后续滑溜水粘度相当；为此，需要在室内结合相应的温度场及相应的施工时间，优化破胶剂加入程序，确保在主缝造完后能立即破胶。如实现不了，在现场有必要适当停泵一段时间，以等待其彻底破胶。此停泵时间也由室内破胶实验结果确定。
主裂缝加砂阶段的同步破胶设计，可基于裂缝温度场的模拟结果，采取先期的压裂段以微胶囊破胶剂为主，过硫酸铵为辅，后期压裂的段以过硫酸铵为主，微胶囊破胶剂为辅的策略。破胶剂浓度变化一般从0.01％-0.1％，越到后期压裂的段，破胶剂浓度应越大。
(5)裂缝参数及压裂施工优化
在步骤(1)储层关键参数评价的基础上，应用成熟的页岩气压裂产量预测模拟软件ECLIPSE进行模拟技术，以模拟不同的缝间距、缝长及裂缝布局(等长分布、两头长中间短的U型分布和长短交互的W型分布等)及裂缝导流能力下页岩气井的产量，按正交设计的方法，从中优选出压后产量相对最高的点所对应的裂缝参数系统为最佳的参数。然后，应用压裂设计软件MEYER模拟形成上述优化出的裂缝参数系统所需要的压裂施工参数(砂量、液量、排量及施工砂液比等)及压裂材料参数性能要求(压裂液黏度等)。
(6)射孔作业
在步骤(2)的基础上，应用目前成熟的桥塞射孔联作工艺，进行射孔作业。
(7)酸预处理作业
在步骤(6)的基础上，进行酸预处理作业。一般采用稀盐酸或稀土酸，用量一般为10m3，排量一般为1.5m3/min，等酸量注完后，可将排量适当提高到6m3/min，以加快施工进程，但当酸到达预计的射孔位置后，将排量降低到原先的1.5m3/min，以增加酸与井筒堵塞物及岩石作用的时间，增加酸处理降压效果，在酸进入孔眼一半左右后，将排量再次提高到6m3/min，增加多簇射孔的酸处理效果。
(8)高黏胶液造缝施工
按步骤(5)优化出的施工参数，先进行高黏度胶液的前置造缝施工。一般黏度选择为50mPa.s，胶液用量及排量参照步骤(5)的要求执行。
(9)造缝前置液的快速破胶施工
在步骤(8)施工的同时，参照步骤(4)优化的破胶剂追加程序及破胶时间要求，在不同施工时间内追加相应的破胶剂，考虑到破胶时间要求较短，此阶段的破胶剂一般为全程过硫酸铵。如造缝结束后，破胶黏度未达设计要求，可适当停泵20min，以确保前置液全部彻底破胶。
(10)变黏度滑溜水沟通及延伸小微尺度裂缝施工
在步骤(9)之后，采用变黏度滑溜水及相应的变排量施工，进行小微尺度裂缝的沟通与延伸。先期的滑溜水黏度为3mPa.s，排量为设计最高排量的70％，该阶段用液量可占滑溜水总量的40％，第二阶段滑溜水黏度为8mPa.s,用量可占比30％，排量可为最高排量的80％，第三阶段滑溜水黏度可为12mPa.s，排量为设计的最高排量。
(11)140-230目支撑剂注入
在步骤(10)的第一个滑溜水阶段的前期，可适时进行140-230目支撑剂的注入；砂液比及注入时间等参照步骤(5)有关要求。
(12)滑溜水阶段70-140目支撑剂的注入
在步骤(11)结束后，按步骤(5)的要求，进行后续的支撑剂注入施工。直到完成全部的70-140目支撑剂注入。
(13)高黏度胶液注入及70-140目支撑剂注入
根据主裂缝的体积选择相应的胶液用量。按砂液比优化结果，加入相应的支撑剂，直到将该步骤中设计的所有支撑剂注入为止。
(14)顶替作业
在步骤(13)结束后，根据地面管线容积及井筒的容积，并富余50％进行顶替作业，先期可用20m3的高黏度胶液顶替，以防止水平井筒的沉砂效应。后期逐渐换用低黏度的滑溜水进行正常的顶替。
通过本发明实施，该井压后无阻流量20×104m3，与国内相同深度页岩气井的产量相比该井产气量明显较高，从侧面说明该发明提高了压裂裂缝复杂性及有效改造体积。
Claims (10)
1.一种提高深层页岩气裂缝复杂性的压裂方法，其特征在于：
所述方法采用前置高粘胶液+低粘滑溜水+高粘胶液模式，用140-230目及70-140目支撑剂将各尺度裂缝充填饱和，提高深层页岩气压裂裂缝复杂性及有效改造体积。
2.如权利要求1所述的提高深层页岩气裂缝复杂性的压裂方法，其特征在于所述方法包括：
(1)页岩储层关键参数评价；
(2)簇射孔位置确定；
(3)变黏度滑溜水及高黏度胶液配方确定；
(4)胶液快速破胶及同步破胶设计；
(5)裂缝参数及压裂施工优化；
(6)射孔作业；
(7)酸预处理作业；
(8)高黏胶液造缝施工；
胶液黏度为50-60mPa.s；
(9)造缝前置液的快速破胶施工；
破胶剂为全程过硫酸铵；
(10)变黏度滑溜水沟通及延伸小微尺度裂缝施工；
(11)140-230目支撑剂注入；
(12)滑溜水阶段70-140目支撑剂的注入；
(13)高黏度胶液注入及70-140目支撑剂注入；
(14)顶替作业。
3.如权利要求2所述的提高深层页岩气裂缝复杂性的压裂方法，其特征在于：
步骤(4)，胶液的快速破胶指在前置液造缝阶段结束后，胶液的粘度立即降为1-3mPa.s；
主裂缝加砂阶段采用同步破胶设计，先期的压裂段采用微胶囊破胶剂，后期的压裂段采用过硫酸铵破胶剂。
4.如权利要求3所述的提高深层页岩气裂缝复杂性的压裂方法，其特征在于：
过硫酸铵或微胶囊破胶剂在使用过程中的浓度范围为0.01％～0.1％。
5.如权利要求2所述的提高深层页岩气裂缝复杂性的压裂方法，其特征在于：
步骤(7)，酸液用量为10-20m3，排量为1-1.5m3/min；
等酸液用量注完后，将泵注排量提高到4-6m3/min，当酸到达预计的射孔位置后，将挤酸排量降低到1-1.5m3/min，在酸进入孔眼一半后，将排量再次提高到4-6m3/min。
6.如权利要求2所述的提高深层页岩气裂缝复杂性的压裂方法，其特征在于：
步骤(9)如造缝结束后，破胶黏度未达设计要求，停泵10-20min。
7.如权利要求2所述的提高深层页岩气裂缝复杂性的压裂方法，其特征在于：
步骤(10)先期的滑溜水黏度为1-3mPa.s，排量为设计最高排量的60％-70％，该阶段用液量占滑溜水总量的30％-40％；第二阶段滑溜水黏度为7-8mPa.s,用量占滑溜水总量的20％-30％，排量可为最高排量的80％-90％；第三阶段滑溜水黏度为11-12mPa.s，排量为设计的最高排量。
8.如权利要求2所述的提高深层页岩气裂缝复杂性的压裂方法，其特征在于：
步骤(11)，在步骤(10)的第一个滑溜水阶段的前期，进行140-230目支撑剂的注入。
9.如权利要求2所述的提高深层页岩气裂缝复杂性的压裂方法，其特征在于：
步骤(12)，按步骤(5)的要求，进行后续的70-140目支撑剂注入施工，直到完成70-140目支撑剂的注入。
10.如权利要求2所述的提高深层页岩气裂缝复杂性的压裂方法，其特征在于：
步骤(13)根据主裂缝的体积选择相应的胶液用量；按砂液比优化结果，加入相应的支撑剂，直到将该步骤中设计的所有支撑剂注入为止。
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