CN111236906A - 一种常压或深层页岩气主裂缝深部封堵提高裂缝复杂性的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种常压或深层页岩气主裂缝深部封堵提高裂缝复杂性的方法，包括：步骤(1)关键储层参数的确定；步骤(2)地质甜点及工程甜点计算；步骤(3)段簇位置优选；步骤(4)裂缝参数优化；步骤(5)压裂施工参数的优化；步骤(6)射孔作业；步骤(7)高黏度前置液高排量造缝施工；步骤(8)确定最高砂液比；步骤(9)连续支撑剂注入实现裂缝深部封堵的施工；步骤(10)其它常规段塞式加砂过程，按步骤(5)参数执行；步骤(11)顶替作业。本发明的方法使得在实施缝端封堵的过程中，支撑剂能够最大程度地向裂缝端部运移，更大可能的实现支撑剂在裂缝端部的封堵效应，进而大大提高缝端封堵技术在页岩气储层中的适应性。

Description

一种常压或深层页岩气主裂缝深部封堵提高裂缝复杂性的 方法

技术领域

本发明涉及油气田勘探开发领域，具体是涉及一种常压或深层页岩气主裂缝深部封堵提高裂缝复杂性的方法。

背景技术

目前，不管是常压页岩气还是深层页岩气压裂，主裂缝的宽度都较窄。常压页岩气是由于脆性矿物含量相对较高，断裂韧性相对较小，裂缝内净压力难以建立起来，导致缝长延伸速度远大于缝宽延伸速度；深层页岩气由于闭合应力高，就地条件下的杨氏模量高，都会导致缝宽相对较小。

缝宽小时，一是诱导应力小，裂缝复杂性难以提升。另外，在采用缝内暂堵技术时，由于缝宽较小，暂堵剂更容易在近井裂缝内发生暂堵，导致压力快速上升且能注入的压裂液及支撑剂量较小，压裂施工参数调整余地小。且暂堵前的裂缝基本无法实现裂缝复杂性的提升。

而以往提出的缝端暂堵技术，对渗透性较好的常规砂岩或碳酸盐岩油气藏而言，由于压裂液的滤失相对较大，前置液造缝过程中，由于初滤失和造壁性滤失大，前置液在裂缝壁附近的滤失，会形成一个滤失带，会阻止后续携砂液的大量滤失。换言之，携砂液的前缘运移速度大于前置液的前缘运移速度，最终支撑剂可能到达裂缝的端部(裂缝端部与前置液前缘间存在一个空白区，支撑剂只能到达压裂液的运移前缘位置。压裂液黏度越大，此空白区的长度越大)，最终可能实现支撑剂在裂缝端部的封堵效应。而对渗透性超低的页岩气储层而言，渗透率可能比常规砂岩或碳酸盐岩低1000倍甚至10000倍，相对而言，前置液的滤失量极小，不管是初滤失还是造壁性滤失都如此。这样，在水平井每段施工有限的几个小时内，支撑剂的前缘肯定无法到达前置液的造缝前缘。换言之，以往在常规渗透性储层中可以实现的缝端封堵技术，在页岩气上就难以实现或技术的适应性明显变差。

中国专利CN106223922A公开了一种页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺，该发明应用连续油管多簇喷砂射孔结合缝内填砂暂堵分段压裂，可有效解决套变缩径等致使机械桥塞及射孔工具无法下入等复杂问题。该发明研究的是如何在缝口处进行封堵，而本发明针对的是在缝端进行封堵的情况，两者产生封堵的位置不同。

中国专利CN105089603A公开了一种裂缝内暂堵转向形成缝网的储层改造方法，该发明的核心是携带清洁暂堵转向材料工作液进入裂缝形成桥堵，迫使裂缝转向形成多条裂缝，结合活性液激活储层微裂缝，该程序多次重复形成裂缝网络，优选对裂缝状通道封堵性能好的暂堵转向材料，且暂堵转向材料在施工结束后能够完全降解，确保人工裂缝缝网内部的疏通，活性液能激活储层微裂缝，从而增大低渗透储层向人工裂缝缝网的渗流能力，获得显著的增产效果。该发明针对的是砂岩储层情况，并不适合页岩储层。

中国专利CN105089596A公开了一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法，该方法包括以下步骤：将材料液注入储层已有裂缝，使材料液中的暂堵材料在裂缝缝口处形成桥堵，然后进行水力压裂施工迫使裂缝转向，注入活性液体激活储层微裂缝，至少进行一次上述步骤。该发明同样研究的是如何在缝口处进行封堵，而本发明针对的是在缝端进行封堵的情况，两者产生封堵的位置不同。

因此，需要研究提出一种新的能实现页岩气主裂缝深部封堵的技术。

发明内容

本发明针对常压或深层页岩气储层中缝端封堵技术难以实现及技术适应性差的问题，提出了一种常压或深层页岩气主裂缝深部封堵提高裂缝复杂性的方法，使得在实施缝端封堵的过程中，支撑剂能够最大程度地向裂缝端部运移，更大可能的实现支撑剂在裂缝端部的封堵效应，进而大大提高缝端封堵技术在页岩气储层中的适应性。

本发明的总体思路

(1)提前支撑剂的注入时机。考虑到前置液的滤失极小，可以设计相对较小的前置液比例。具体前置液量的设计，可简单地以达西渗流公式计算，前置液黏度及渗透率为已知数，渗流压差取裂缝延伸压力与地层压力之差(地层压力为已知数，裂缝延伸压力由邻井的瞬时停泵压力折算到井底求取延伸压力梯度，结合本井段的埋深确定)。现在唯一不确定的是滤失带的平均深度。为此，可先假设一个滤失深度，通过上述达西渗流公式的计算，计算出一个滤失体积，再乘以4，就是双翼裂缝两个裂缝面的总滤失量。假设滤失时压裂液将孔隙体积全部取替，则上述计算的滤失深度内的总孔隙体积可以计算，按体积平衡原理，可以计算一个新的滤失深度。如前后两个滤失深度误差小于5％，可以认为先前假设的滤失深度正确，否则，重新假设滤失深度，按上述流程进行反复迭代计算，直到最终相邻两次滤失深度的差异满足上述精度要求为止。

有了最终的滤失深度，就可按上述达西渗流公式计算双翼主裂缝两个裂缝面上的总滤失速度，按每段施工结束时前置液刚好滤失完，即将上述滤失速度与每段施工时间相乘，就得出了前置液的体积。这个体积，应比常规砂岩或碳酸盐岩的前置液体积小得多。由此，基于排量，可推出支撑剂的加入时机。

(2)采用高黏度及高排量前置液造缝。由于上述计算的前置液体积可能相对较小，因此，采用高黏度前置液配合高排量，一来造缝效率高，容易控近扩远形成主裂缝。如黏度低，提排量速度又慢，可能形成早期裂缝的多点破裂和延伸效应，开始的多裂缝延伸，难以形成主裂缝；二来，高黏度与高排量的组合注入模式，形成的裂缝面相对光滑，则支撑剂在运移过程中不易形成涡流效应，支撑剂可以顺畅地运移到裂缝深部甚至缝端附近。只有在裂缝深部或端部附近形成有效的封堵效应，则封堵后裂缝体积相对较大，在同等的压力升幅条件下，可以注入更多的携砂液及支撑剂，一旦产生一个或多个支缝，则支缝系统延伸的长度也相对较长，进而可最大限度地提高裂缝的复杂性及改造体积。

(3)试探性求取最高砂液比。采用70～140目常规密度支撑剂，在前期砂液比达到6％后，尝试更高砂液比探索进缝后引发进缝后压力有较为明显的上升迹象为止。压力上升临界点设置为0.3MPa/min～0.5MPa/min。以此为最高砂液比，以2％为砂液比的增幅(具体增幅可基于缝宽随长度方向的分布剖面，以及三个连续支撑剂段塞在裂缝内分布的长度值，分析缝宽最低与最高的差异，使砂液比的增加与缝宽的增加幅度相匹配，保证上述砂液比段塞与裂缝宽度间的尽可能充分的贴合程度)，设计连续加砂模式。一般设计3个连续砂液比，每个砂液比的体积10m³～20m³，隔离液的体积与前边相邻携砂液的体积相同。低砂液比段可液量适当低些，高砂液比体积适当高些。为增加封堵效果，加支撑剂期间，全程加质量百分比0.2％～0.3％的可溶性线性纤维，纤维长度1cm～2cm，以增加支撑剂堆塞，呈整体方式向主裂缝端部方向运移，在运移过程中，缝宽逐渐降低，因此，总会到达某个临界点，此时，封堵效应会逐步显现，最终实现接近完全的封堵效应，虽然有部分裂缝通道不能封堵，但那可能是高度方向因支撑剂沉降效应造成未充填的原因。在此情况下，即使产生了部分封堵的粘结力。此时，随着注入的持续进行，上述连续注入的支撑剂连续段也可以较大幅度提升主裂缝内净压力，对提高封堵前裂缝的复杂性也有一定的促进作用。

如上述施工(加入纤维后)造成井口压力上升速度大于1.2MPa/min，则封堵发生在近井裂缝位置，这不是所预期的。但如果上述压力上升速度小于1.0MPa/min，则封堵效应不强，也达不到预期要求。遇到上述两种情况，都要及时调整参数，主要包括砂液比高低及携砂液体积大小，使压力上升速度满足1.0MPa/min～1.2MPa/min为止。

本发明的目的是提供一种常压或深层页岩气主裂缝深部封堵提高裂缝复杂性的方法。

包括：

步骤(1)关键储层参数的确定；

步骤(2)地质甜点及工程甜点计算；

步骤(3)段簇位置优选；

步骤(4)裂缝参数优化；

步骤(5)压裂施工参数的优化

设计较小的前置液量，确定支撑剂的加入时机；

步骤(6)射孔作业；

步骤(7)高黏度前置液高排量造缝施工

前置液黏度为60mPa·s～80mPa·s；

步骤(8)确定最高砂液比

砂液比从2％起步，采用段塞式加砂模式进行，直到把压力上升速度达0.3MPa/min～0.5MPa/min的砂液比，作为裂缝深部封堵的连续砂液比段的最高砂液比；

步骤(9)连续支撑剂注入实现裂缝深部封堵的施工；

步骤(10)其它常规段塞式加砂过程，按步骤(5)参数执行；

步骤(11)顶替作业；

步骤(12)重复步骤(6)～步骤(11)，直到将所有段施工完成。

其中，优选：

所述步骤(5)，先假设一个滤失深度，利用达西渗流公式，按体积平衡原理，计算一个新的滤失深度；两个滤失深度误差小于5％，则假设的滤失深度正确，根据滤失深度计算出前置液体积。

所述步骤(7)，前置液体积取步骤(5)计算结果，排量取步骤(5)优化的最高排量，并且在1min～2min内提高到最高排量。

所述步骤(8)包括：

第一个砂液比的携砂液体积及隔离液的体积之和为当段井筒容积的100％～110％，如果井口压力上升速度小于或等于0.3MPa/min，则按2％的砂液比增幅逐渐增加；第二个砂液比的携砂液及隔离液的体积之和要逐渐降低；如果井口压力上升速度大于0.3MPa/min，则第二个砂液比的携砂液及隔离液的体积之和维持在当段井筒容积的100％～110％之间，并且，在携砂液体积与隔离液体积之和不变的前提下，减少携砂液的体积；

上述砂液比施工进行完3个砂液比及其隔离液的段塞式施工后，压力上升依然小于0.3MPa/min，加大砂液比，直到把压力上升速度达0.3MPa/min～0.5MPa/min的砂液比，作为裂缝深部封堵的连续砂液比段的最高砂液比。

所述步骤(8)中，为防止最高砂液比进缝后发生砂堵，试探砂液比的携砂液体积为5m³～10m³。

所述步骤(9)，依据步骤(8)中已获得了试探的最高砂液比，并采用小粒径的支撑剂按照2％或4％幅度递减两个砂液比，以上一个砂液比为基础打一个段塞，并递增1个砂液比完成一个段塞。所述步骤(9)中，为增加封堵效果，加支撑剂期间，全程加质量百分比0.2％～0.3％的可溶性线性纤维，纤维长度1cm～2cm。

所述步骤(9)，当加入纤维后，井口压力上升速度控制在1.0MPa/min～1.2MPa/min之间。

所述步骤(11)，顶替液量取当段井筒容积的105％～110％，在其前30％～40％时间内，黏度为60mPa·s～80mPa·s，排量取步骤(5)优化的最高排量；然后，用黏度2mPa·s～3mPa·s的低黏度压裂液顶替，直到顶替作业完成为止。

本发明具体可采用以下技术方案：

(1)关键储层参数的确定

包括岩性、物性(孔隙度、渗透率)、岩石力学参数、三向地应力及纵向上最小水平主应力的分布剖面、水平层理缝及高角度天然裂缝发育情况等。

可采用地震、测井、录井、试井及导眼井目的层和上下50m隔层的岩心室内测试分析等手段。由于压裂为准静态过程，一般应录取静态参数。为此，可基于导眼井测井解释动态参数及对应深度岩心测试静态参数间关系，建立动静态转换关系。水平段的上述各静态参数的分布，可基于水平段测井参数与导眼井测井参数的类比及导眼井上建立的动静态参数间的转换关系求取。

(2)地质甜点及工程甜点计算

在步骤(1)基础上，按常规方法计算地质甜点及工程甜点，综合甜点按等权重方法求取。

(3)段簇位置优选

在步骤(2)基础上，按综合甜点指标沿水平井段上的分布特征，结合70m～80m段长的一般要求，每段按3～4簇，且以各簇间综合甜点的最高与最低差异小于20％为依据。

(4)裂缝参数优化

基于常用的页岩气压裂产量预测商业软件ECLIPSE，用正交设计方法模拟不同缝长、导流能力、缝间距等条件下的产量动态，从中优选压后产量相对最高或经济净现值最大对应的裂缝参数为优化的裂缝参数。

(5)压裂施工参数的优化

为实现步骤(4)优化的裂缝参数，应用页岩气压裂常用的裂缝扩展模拟设计软件MEYER，模拟不同的压裂施工参数下(排量、液量及不同黏度压裂液量、支撑剂量及不同粒径的支撑剂量、砂液比等)裂缝参数动态变化规律，从中优选可获取最佳裂缝参数下的压裂施工参数。

考虑到前置液的体积要适当减少，具体前置液体积的计算，参照思路(1)的具体要求进行计算。达西渗流公式如下所示：

其中：Q—通过地层的渗流流量；K—地层渗透率；A—渗滤横截面积；△p—两渗流截面间的压力差；μ—压裂液粘度；△L—两渗流截面间的距离。

因此针对目标井层的具体参数，可以计算出相应的前置液体积。

(6)射孔作业

采用桥塞射孔联作方式进行。第一簇不下桥塞，用连续油管携带管串，其余段采用泵注方式携带桥塞及射孔联作管串。具体操作已非常成熟，流程及参数要求参照执行即可。

(7)高黏度前置液高排量造缝施工

按照思路(2)具体要求，一般而言，前置液体积基于步骤(5)计算结果，排量也基于步骤(5)优化的最高排量结果，并且在1min～2min内快速提高到设计的最高排量。

一般黏度取60mPa·s～80mPa·s，若太高了则不好地面注入。

(8)最高砂液比试探性施工求取

按思路(3)要求进行试探性加砂，可先从2％起步，并先用段塞式加砂模式进行。为节约压裂液量，除了第一个砂液比的携砂液体积及隔离液的体积和为当段井筒容积的110％左右，以观察第一个砂液比的支撑剂进入裂缝后的压力响应特征，如压力没有明显的增加，支撑剂及隔离液的体积可相对较小(井口压力上升速度小于0.3MPa/min)，则可按2％的砂液比增幅逐渐增加，第二个砂液比的携砂液及隔离液的体积和要逐渐降低，如分别为当段井筒容积的100％、80％甚至60％等。但如第一个砂液比进裂缝后压力上升速度大于0.3MPa/min，则上述携砂液及隔离液的体积和仍维持在当段井筒容积的100％～110％之间，并且，在携砂液体积与隔离液体积不变的前提下，可适当减少携砂液的体积。以继续观察后续砂液比携砂液段进入裂缝后的压力响应特征。

上述砂液比施工进行完3个砂液比及其隔离液的段塞式施工后，可加大砂液比探索，如在上述施工最高砂液比基础上，砂液比增幅由原先的2％上升为4％。如压力进缝上升不明显，可接着再增加4％。直到把压力上升速度达0.3MPa/min～0.5MPa/min的砂液比，作为裂缝深部封堵的连续砂液比段的最高砂液比。

为防止万一该最高砂液比进缝后发生砂堵，可以设计较小体积的最高试探砂液比，如5m³～10m³。此时因携砂液体积小，支撑剂的体积也小，即使发生砂堵，也易于被后续的隔离液冲散并解除。

(9)连续支撑剂注入实现裂缝深部封堵的施工

基于思路(3)的具体要求，步骤(8)中已获得了试探的最高砂液比。并按照2％或4％递减，以上一个砂液比为基础打一个段塞，并递增1个砂液比完成一个段塞。具体砂液比的递减幅度，还需基于步骤(8)在最高砂液比施工求取过程中的砂液比增幅确定，因此，上述砂液比的递减幅度也可能是4％。

具体每个砂液比及隔离液的施工参数，以及可溶纤维的参数，按思路(3)的要求，也参考步骤(5)优化的有关参数。

考虑到上述支撑剂连续段塞到达裂缝端部的可能性小，如在裂缝深部发生有效封堵，井口压力上升速度在1.0MPa/min～1.2MPa/min之间。该压力上升速度越大，则砂堵的位置越靠近井筒附近。

井口压力上升幅度，初步设定为原始水平应力差的1.1～1.5倍。如考虑到封堵前的裂缝净压力，则上述压力上升足以产生足够的缝内压力产生转向缝。

但如果井口限压不容许，可在封堵的前提下，适当降低，将压力降低到限压以下。

(10)其它加砂步骤，按步骤(5)参数执行。

(11)顶替作业

顶替液量取当段井筒容积的105％～110％，在其前30％～40％时间内，取黏度为前置液的黏度，即60mPa·s～80mPa·s。排量取步骤(5)优化的最高排量。然后，用黏度2mPa·s～3mPa·s的低黏度压裂液顶替，直到顶替作业完成为止。

(12)其它段的施工，重复步骤(6)～步骤(11)，直到将所有段施工完为止。

(13)钻塞、返排、测试及正常生产等，按常规流程及参数执行，在此不赘。

本发明解决了常压或深层页岩气储层中缝端封堵技术难以实现及技术适应性差的问题，提出的一种新的能实现页岩气主裂缝深部封堵的技术能够更有效地实现支撑剂在裂缝端部的封堵效应，进一步提高裂缝的复杂性，充分保证储层改造措施的增产效果，最大程度挖掘储层生产潜力。该项发明是页岩气主裂缝深部封堵工艺技术领域的重要突破，对提高页岩气藏的开发效果及经济效益具有重要的意义。

具体实施方式

下面结合实施例，进一步说明本发明。

实施例1

X井，该井最大垂深4120米，是典型的深层页岩气井：

(1)对X井的关键储层参数进行确定。

采用地震、测井、录井以及岩心室内实验等手段，对目的储层的岩性、物性(孔隙度、渗透率)、岩石力学参数、三向地应力、水平层理缝及高角度天然裂缝发育情况等进行了分析，用于后期施工方案的设计。

(2)计算出地质甜点及工程甜点。

在步骤(1)的基础上，按常规方法计算出地质甜点及工程甜点，并按等权重方法求取综合甜点。

(3)优选出段簇位置。

在步骤(2)的基础上，按综合甜点指标沿水平井段上的分布特征，共分18段压裂，最终选定段长为70m，每段射孔3簇。

(4)优化裂缝参数。

采用商业软件ECLIPSE，用正交设计方法模拟不同缝长、导流能力、缝间距等条件下的产量动态，最终优选出相应的裂缝参数，缝长120m，缝高40m。

(5)优化压裂施工参数。

采用裂缝扩展模拟设计软件MEYER，模拟不同压裂施工参数下(排量、液量、支撑剂量、砂液比等)裂缝参数的动态变化规律，并优选出可获取最佳裂缝参数下的压裂施工参数，各段参数为：加砂时所用排量14m³/min～16m³/min，液量1700m³～2100m³，砂量55m³～68m³，砂液比13％～15％。

(6)射孔作业

采用桥塞射孔联作方式进行射孔，第一簇不下桥塞，用连续油管携带管串，其余段采用泵注方式携带桥塞及射孔联作管串。

(7)采用高黏度前置液在高排量下进行造缝施工。

选用黏度为65mPa·s的前置液进行造缝，施工排量为9m³/min。

(8)根据不同砂液比下支撑剂进入裂缝后的压力响应特征进行试探性加砂。支撑剂选用40/70目陶粒，砂液比先从2％起步，并用段塞式加砂模式进行。按照上述砂液比施工进行完3个砂液比及其隔离液的段塞式施工后，加大了砂液比探索，在上述施工最高砂液比基础上，将砂液比的增幅由原先的2％增加到4％。最终将14％作为裂缝深部封堵的连续砂液比段的最高砂液比，并且为了防止该最高砂液比进缝后会产生砂堵，设计了10m³的最高试探砂液比段。

(9)进行连续支撑剂注入。

在试探的最高砂液比基础上，用70/140目支撑剂降砂比打一个段塞，按照4％的砂液比幅度递减，再用封口用的30/50目陶粒打两个段塞，砂液比分别采用9％、11％。

(10)进行其它的加砂步骤，并进行顶替作业。

顶替液量取当段井筒容积的110％，在其前35％时间段内，选取黏度为65mPa·s，排量取9m³/min。然后用黏度为2mPa·s的低黏度压裂液顶替，直到顶替作业完成为止。

(11)进行其它段的施工直到将所有段的施工完成。并进行钻塞、返排、测试及正常生产等过程。

该井采用本发明所提出的新技术施工后，压后测试产量达到了120000m³/d，产气量较同区块其它井的平均水平提高35％以上，增产效果明显。

实施例2

Y井，该井采用水平井分段压裂技术进行完井。

(1)对Y井的关键储层参数进行确定。

采用地震、测井、录井以及岩心室内实验等手段，对目的储层的岩性、物性(孔隙度、渗透率)、岩石力学参数、三向地应力、水平层理缝及高角度天然裂缝发育情况等进行了分析，用于后期施工方案的设计。

(2)计算出地质甜点及工程甜点。

在步骤(1)的基础上，按常规方法计算出地质甜点及工程甜点，并按等权重方法求取综合甜点。

(3)优选出段簇位置。

在步骤(2)的基础上，按综合甜点指标沿水平井段上的分布特征，共分19段压裂，最终选定段长为75m，每段射孔3簇。

(4)优化裂缝参数。

采用商业软件ECLIPSE，用正交设计方法模拟不同缝长、导流能力、缝间距等条件下的产量动态，最终优选出相应的裂缝参数，缝长135m，缝高42m。

(5)优化压裂施工参数。

采用裂缝扩展模拟设计软件MEYER，模拟不同压裂施工参数下(排量、液量、支撑剂量、砂液比等)裂缝参数的动态变化规律，并优选出可获取最佳裂缝参数下的压裂施工参数，各段参数为：加砂时所用排量13m³/min～15m³/min，液量1650m³～2000m³，砂量52m³～65m³，砂液比12％～16％。

(6)采用桥塞射孔联作方式进行射孔作业。

第一簇不下桥塞，用连续油管携带管串，其余段采用泵注方式携带桥塞及射孔联作管串。

(7)采用高黏度前置液在高排量下进行造缝施工。

选用黏度为70mPa·s的前置液进行造缝，施工排量为8m³/min。

(8)根据不同砂液比下支撑剂进入裂缝后的压力响应特征进行试探性加砂。支撑剂选用40/70目陶粒，砂液比先从2％起步，并用段塞式加砂模式进行。按照上述砂液比施工进行完3个砂液比及其隔离液的段塞式施工后，加大了砂液比探索，在上述施工最高砂液比基础上，将砂液比的增幅由原先的2％分别增加到3％、4％。最终将16％作为裂缝深部封堵的连续砂液比段的最高砂液比，并且为了防止该最高砂液比进缝后会产生砂堵，设计了10m³的最高试探砂液比段。

(9)进行连续支撑剂注入。

在试探的最高砂液比基础上，用70/140目支撑剂降砂比打一个段塞，按照4％的砂液比幅度递减，再用封口用的30/50目陶粒打两个段塞，砂液比分别采用9％、11％。

(10)进行其它的加砂步骤，并进行顶替作业。

顶替液量取当段井筒容积的110％，在其前30％时间段内，选取黏度为70mPa·s，排量取8m³/min。然后用黏度为3mPa·s的低黏度压裂液顶替，直到顶替作业完成为止。

(11)进行其它段的施工直到将所有段的施工完成。并进行钻塞、返排、测试及正常生产等过程。

该井按照本发明所提出的基本思想及流程施工后，取得了很好的开发效果，压后测试产量达到160000m³/d，和同区块其它井改造后的生产情况相比，产气量提高40％以上，增产效果更加明显。

Claims (9)

1.一种常压或深层页岩气主裂缝深部封堵提高裂缝复杂性的方法，其特征在于所述方法包括：

步骤(1)关键储层参数的确定；

步骤(2)地质甜点及工程甜点计算；

步骤(3)段簇位置优选；

步骤(4)裂缝参数优化；

步骤(5)压裂施工参数的优化

设计较小的前置液量，确定支撑剂的加入时机；

步骤(6)射孔作业；

步骤(7)高黏度前置液高排量造缝施工

前置液黏度为60mPa·s～80mPa·s；

步骤(8)确定最高砂液比

砂液比从2％起步，采用段塞式加砂模式进行，直到把压力上升速度达0.3MPa/min～0.5MPa/min的砂液比，作为裂缝深部封堵的连续砂液比段的最高砂液比；

步骤(9)连续支撑剂注入实现裂缝深部封堵的施工；

步骤(10)其它常规段塞式加砂过程，按步骤(5)参数执行；

步骤(11)顶替作业；

步骤(12)重复步骤(6)～步骤(11)，直到将所有段施工完成。

2.如权利要求1所述的常压或深层页岩气主裂缝深部封堵提高裂缝复杂性的方法，其特征在于：

所述步骤(5)，先假设一个滤失深度，利用达西渗流公式，按体积平衡原理，计算一个新的滤失深度；两个滤失深度误差小于5％，则假设的滤失深度正确，根据滤失深度计算出前置液体积。

3.如权利要求2所述的常压或深层页岩气主裂缝深部封堵提高裂缝复杂性的方法，其特征在于：

所述步骤(7)，前置液体积取步骤(5)计算结果，排量取步骤(5)优化的最高排量，并且在1min～2min内提高到最高排量。

4.如权利要求1所述的常压或深层页岩气主裂缝深部封堵提高裂缝复杂性的方法，其特征在于：

所述步骤(8)包括：

第一个砂液比的携砂液体积及隔离液的体积之和为当段井筒容积的100％～110％，如果井口压力上升速度小于或等于0.3MPa/min，则按2％的砂液比增幅逐渐增加；第二个砂液比的携砂液及隔离液的体积之和要逐渐降低；如果井口压力上升速度大于0.3MPa/min，则第二个砂液比的携砂液及隔离液的体积之和维持在当段井筒容积的100％～110％之间，并且，在携砂液体积与隔离液体积之和不变的前提下，减少携砂液的体积；

上述砂液比施工进行完3个砂液比及其隔离液的段塞式施工后，压力上升依然小于0.3MPa/min，加大砂液比，直到把压力上升速度达0.3MPa/min～0.5MPa/min的砂液比，作为裂缝深部封堵的连续砂液比段的最高砂液比。

5.如权利要求4所述的常压或深层页岩气主裂缝深部封堵提高裂缝复杂性的方法，其特征在于：

所述步骤(8)中，为防止最高砂液比进缝后发生砂堵，试探砂液比的携砂液体积为5m³～10m³。

6.如权利要求1所述的常压或深层页岩气主裂缝深部封堵提高裂缝复杂性的方法，其特征在于：

所述步骤(9)，依据步骤(8)中已获得了试探的最高砂液比，并采用小粒径的支撑剂按照2％或4％幅度递减两个砂液比，再取起封口作用的大粒径支撑剂，以上一个砂液比为基础打一个段塞，并递增1个砂液比完成一个段塞。

7.如权利要求6所述的常压或深层页岩气主裂缝深部封堵提高裂缝复杂性的方法，其特征在于：

所述步骤(9)中，为增加封堵效果，加支撑剂期间，全程加质量百分比0.2％～0.3％的可溶性线性纤维，纤维长度1cm～2cm。

8.如权利要求7所述的常压或深层页岩气主裂缝深部封堵提高裂缝复杂性的方法，其特征在于：

所述步骤(9)，当加入纤维后，井口压力上升速度控制在1.0MPa/min～1.2MPa/min之间。

9.如权利要求1所述的常压或深层页岩气主裂缝深部封堵提高裂缝复杂性的方法，其特征在于：

所述步骤(11)，顶替液量取当段井筒容积的105％～110％，在其前30％～40％时间内，黏度为60mPa·s～80mPa·s，排量取步骤(5)优化的最高排量；然后，用黏度2mPa·s～3mPa·s的低黏度压裂液顶替，直到顶替作业完成为止。