CN112240191B - 一种页岩气压裂加砂方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种页岩气压裂加砂方法。包括：(1)裂缝参数及压裂施工参数优化；(2)簇射孔参数优化；(3)酸预处理；(4)变粘度变排量前置液造缝；(5)小粒径支撑剂段塞式加砂；(6)首段40‑70目支撑剂低砂液比长段塞加砂压裂；(7)粉陶跟随式混合40‑70目支撑剂长段塞加砂压裂；(8)高砂液比大粒径支撑剂压裂充填；(9)井口限压下大排量顶替。本发明可以提高段内多簇射孔的均匀改造度和加砂量，实现段内多簇裂缝的均匀改造和支撑剂用量规模的有效提升，以改善小缝宽尺度裂缝内支撑剂的充填度和提高裂缝系统的导流能力。特别适于深层和复杂构造页岩以及层理缝发育的页岩气储层加砂压裂改造。

Description

一种页岩气压裂加砂方法

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，是涉及一种页岩气压裂加砂方法。

背景技术

随着国内页岩气勘探开发的深入，所面临的页岩气地质条件越来越复杂，同时给水力加砂压裂改造技术带来了更多的难题。一般页岩气压裂在正式加砂之前，都会采用一定量的胶液或滑溜水作为前置压裂液进行造缝，待裂缝延伸达到设计尺寸后，会继续采用压裂液分别携带不同粒径的支撑剂进入裂缝内部，使支撑剂对裂缝进行充填和支撑，从而形成有效的页岩气生产流动通道。

压裂液携带支撑剂的加砂压裂施工，通常是支撑剂粒径由小到大，按照设计砂液比，分阶段地以“一段携砂液+一段隔离液”的“段塞式”加砂泵注方式进行施工。过去，中深层页岩(2000～3500m)以涪陵页岩气田焦石坝区块为例，压裂形成的平均裂缝缝宽尺度相对较大、砂液比敏感度相对较小，一般能够按照设计砂量规模完成压裂施工。然而，在中国石化的丁山、威远、永川等区块，大部分页岩气井垂深则达到了3800m以上，甚至4100m以上，随着埋深的增加，地应力随之大幅提升，这样在高闭合压力作用下压裂形成的水力缝宽张开度变小，对于加砂压裂施工造成了影响，甚至加不进砂；此外，还有一些近断层复杂构造页岩气藏，由于受到地质构造影响，附加的构造应力也会引起地应力的异常分布，个别地区甚至出现水平最小主应力高于垂向应力的情况，以致压裂过程中容易形成水平缝，同样缝宽受到抑制而影响加砂。这些深层及复杂构造页岩气压裂改造由于压裂后平均裂缝尺度偏小，砂液比和携砂液段塞液量等均受到制约，支撑剂规模难以保证，压裂缝更难以获得支撑剂的有效充填和支撑，导致压后试气效果差，尤其产量递减快，这已严重制约了页岩气的经济有效开发。因此，有必要开展在确保加砂安全施工的前提下有效提高加砂规模的针对性攻关研究。

而目前的深层及复杂构造页岩气压裂加砂模式及工艺参数，大多仍借鉴中深层页岩气的做法，主要采用滑溜水和胶液携带70-140目、40-70目及30-50目的支撑剂，按粒径由小到大的顺序分阶段进行短段塞加砂(通常为1倍井筒容积)。主要存在以下问题：一是70-140目小粒径支撑剂的占比偏低，一般为15-25％，由于缝宽尺度偏小，难以满足大量微小缝的支撑；二是40-70目中等粒径支撑剂加砂阶段，受缝宽尺度偏小的影响，砂堤堆积快，加上一段砂一段隔离液的段塞注入方式，难以形成支撑剂在缝内的连续铺置而使得没有支撑剂充填的裂缝壁面容易发生闭合，以致施工压力表现出对砂液比的敏感性增强；三是一段携砂液之后的隔离液通常为黏度较低的滑溜水，对携砂液段塞的顶替效率低，对缝内砂堤高度的消减作用也不是很明显。由于上述问题，导致现有工艺方法在现场实际应用过程中，难以实现设计的砂液比和加砂量，加砂难度大且高砂液比施工砂堵风险高，有时因为加砂困难，甚至被迫取消30-50目支撑剂或者全程采用70-140目支撑剂。显然，这种压裂加砂方式目前已很难适应深层及复构造页岩气压裂的需要，现场已出现70-140目支撑剂压裂砂堵的案例。因此，必须研究提出一种新的压裂加砂方法，以解决上述局限性。

中国专利CN104141480A介绍了一种段塞式加砂压裂工艺方法，在页岩气压裂施工的每一个段塞加砂周期的加砂阶段后期增加砂比，形成一个高砂比阶段，此阶段砂比与下一个加砂周期的砂比相同。即按照设计砂比开始加砂，在本周期内加砂阶段液量的前80-90％，砂比保持一个定值，在加砂液量后期剩20-10％时，提高砂比，提高后的砂比值与设计的第二段塞周期的砂比值相同，当泵入第一周期加砂液量后，停砂，按设计泵入第一段塞加砂周期内的隔离液量，完成第一段塞加砂周期施工。通过观察此高阶段砂比段进入地层后压力变化，指导后续施工，完成压裂施工任务。

该专利仅提出了在单个加砂阶段加砂液量剩余20-10％时将砂液比提升至下一段塞周期的砂液比值，目的是在顶替(隔离液)阶段通过观察此20-10％携砂液量所携的下一段塞周期的砂液比值对应的少量支撑剂进入地层过程中是否会引起施工压力的突然变化，由此提前判断下一段塞周期的砂液比值是否为敏感点，以为后续施工砂液比值的实时调整提供参考。此工艺方法虽然一定程度上能够减少施工过程中砂堵风险，但是加砂效率较低，几乎每一个砂液比段塞加砂周期内都是主体以一个固定的砂液比值(80-90％携砂液量)加上一个较高的砂液比值(20-10％携砂液量)进行加砂，为了观察20-10％携砂液进入地层的压力响应，要求中间顶替(隔离液)的液量至少超过1倍井筒容积，尤其在低砂液比阶段，会造成施工液量消耗大而实际加砂量小。另外，该专利涉及的工艺方法在每个段塞加砂周期内支撑剂的粒径为单一粒径，无法满足对不同缝宽尺度裂缝的充填和支撑，一般受到液量规模限制，加砂强度也会受到制约。与本申请提出的低砂液比长段塞注入、较大粒径支撑剂跟随小粒径支撑剂混合加砂、隔离液逐段提升排量强化携砂液中间顶替，实现页岩气压裂多尺度缝内支撑剂连续铺置、提高缝网连通性和导流能力的技术思路截然不同。本申请通过小粒径支撑剂后跟随加入较大粒径支撑剂加砂方式的实施，阶段携砂液量可达到传统页岩气段塞加砂液量的3-4倍，能够有效提高阶段加砂量和加砂效率，更有利于实现支撑剂在缝内的连续铺置。

中国专利CN103821491A公开了一种加砂压裂工艺，所述工艺是将含纤维携砂液和纯冻胶间隔液以交替循环的方式泵入油气井裂缝内，进入油气井裂缝内的含纤维携砂液被管柱上的射孔炮眼分散成形状各异的团块状，这些团块状的含纤维携砂液由内向外堆砌在裂缝内形成砂柱，该砂柱中相邻团块状的含纤维携砂液之间缝隙被纯冻胶间隔液填充，整个砂柱的截面呈堆砌的石墙状；所述砂柱对闭合过程中的裂缝及闭合后的裂缝进行支撑，砂柱中的纯冻胶间隔液部位在破胶后形成油气的低阻力、高流速渗流通道。

该专利提出了采用含纤维的携砂液加砂后注入一定量的纯冻胶进行隔离，以外加纤维以及冻胶中顶来改善支撑剂的携带和运移，最终裂缝是由缝内纤维包裹住的分散支撑剂团块来提供支撑，一般只满足油藏改造对高导流裂缝的需求。该工艺因所采用的压裂液体系黏度均较高，相比较黏度较低的滑溜水而言，流动性差，一般以形成单一裂缝为主，难以打开和沟通地层的小微缝，不利于形成缝网，满足不了页岩气储层体积压裂造复杂缝网的需求。此外，涉及到的纤维、纯冻胶压裂液在同等规模下比页岩气压裂常用的滑溜水和胶液成本高至少2倍以上，也不适于页岩气低成本开发需要。与本发明提出的低砂液比长段塞注入、较大粒径支撑剂跟随小粒径支撑剂混合加砂、隔离液逐段提升排量强化携砂液中间顶替，实现页岩气压裂多尺度缝内支撑剂连续铺置、提高缝网连通性和导流能力的技术思路截然不同。

中国专利CN106593394A介绍了一种页岩气压裂阶梯加砂方法，完成压裂前置液造缝后，向地层交替注入加砂段塞和液体段塞，通过观察液体段塞注入期间加砂段塞进入地层后引起的压力变化，以此判断敏感砂液比和砂液比提升空间。另外，在每个加砂段塞期间，剩余20-40％携砂液量时将砂液比提升1-2％，整个加砂段塞液量为2-3倍井筒容积，隔离液体段塞量为1-2倍井筒容积，整个加砂过程需要重复15-20次段塞交替注入完成施工。

该专利提出交替注入加砂段塞和液体段塞的阶梯加砂方法与专利CN103821491A相类似，主要区别在于在每个加砂段塞剩余20-40％携砂液量时将砂液比提升1-2％，加砂段塞液量为2-3倍井筒容积，较CN103821491A公开的加砂效率有所提高，但是需要重复15-20次段塞交替注入，携砂液段塞液量相比较本申请较小，隔离液量也较本申请大，如按照每个段塞逐级提高砂液比1-2％，在施工液量规模限定的条件下如要实现高强度加砂，对应的最高砂液比值可能较高，会增加砂堵风险。另外，该专利涉及的工艺方法在每个段塞加砂周期内支撑剂的粒径为单一粒径，无法满足对不同缝宽尺度裂缝的充填和支撑，也无法实现高强度加砂。与本申请提出的低砂液比长段塞注入、较大粒径支撑剂跟随小粒径支撑剂混合加砂、隔离液逐段提升排量强化携砂液中间顶替，实现页岩气压裂多尺度缝内支撑剂连续铺置、提高缝网连通性和导流能力的技术思路截然不同。

文献《段塞式加砂技术在页岩气缝网压裂中的应用》(《油气井测试》2014年05期)介绍了页岩气压裂施工过程中支撑剂段塞式注入工艺方法，即在压裂施工过程中，注入一段混砂液后停止加砂，然后采用压裂液进行中顶，之后再继续“加砂—中顶”的过程，直至完成设计加砂量。这种不连续加砂模式，具有降低近井摩阻、提高裂缝复杂程度实现缝网压裂、提高施工成功率等作用。

文献提出的“加砂—中顶”不连续加砂模式与专利CN104141480A描述相类似，相比较本申请提供的工艺方法加砂效率较低，无法满足高强度加砂、连续铺置提高导流能力需要。此外，未涉及小粒径支撑剂混合跟随式加砂、中顶液逐级提升排量、敏感砂液比提高滑溜水黏度等提高远井净压力和多尺度缝网充填支撑等工艺措施和实施方法。而本申请提供的工艺方法可实现单个加砂阶段的携砂液量达到该文献报道的页岩气段塞加砂液量的3-4倍，40-70目支撑剂加砂阶段仅重复5-7次即完成加砂。能够有效提高阶段加砂量和加砂效率，更有利于实现支撑剂在不同尺度裂缝内的连续铺置。

文献《高效脉冲式加砂压裂技术研究与实践》(《天然气工业》2015年05期)介绍了脉冲式加砂压裂技术引入缝内非连续多层铺砂理念，通过可高频切换的脉冲混砂车、密集多簇射孔技木及特殊纤维材料，确保支撑剂段塞的流动稳定性并最终在裂缝内部形成非均匀铺置砂柱与沟槽，从而使得裂缝导流能力相对常规均匀铺砂提升几个数量级。

文献提出的脉冲式加砂非连续多层铺砂理念以及实施例主要针对致密砂岩储层改造，无法满足页岩气压裂多尺度裂缝内支撑剂连续铺置、提高缝网长期稳定导流能力的技术要求。频繁脉冲式加砂-停砂-加砂，由于脉冲间隔时间文献报道为12s，意味着停砂中间顶替的时间过短，考虑页岩本身纹层理较发育，滤失大，中间顶替液量基本可以忽略，类似于连续加砂，由于没有充足的中间顶替液将相邻两段携砂液段塞隔离开，缝内支撑剂浓度将逐级累加，动态砂堤高度也会不断上升，从而增加了砂堵的风险，文献报道的工艺尤其不适于脆性高、天然裂缝发育的页岩气储层。此外，所涉及的工艺需要借助脉冲混砂车、密集多簇射孔技术及特殊纤维材料等才能实现压裂加砂，对压裂设备及施工过程控制等要求较高，也不适于页岩气低成本开发需要。

文献《小粒径支撑剂在涪陵页岩压裂中的应用及分析》(《江汉石油职工大学学报》2016年06期)介绍了在涪陵页岩气压裂采用的组合加砂模式中小粒径支撑剂对压裂效果的影响，在页岩复杂缝网中，一方面可利用小粒径支撑剂好携带、粒径小的优势进入远端尺寸较小的分支缝中进行支撑，以提高整个裂缝系统的导流能力；另一方面利用小粒径支撑剂打磨射孔孔眼和梳理裂缝弯曲程度，减小摩阻，降低压力消耗，提高缝内净压力，利于形成复杂缝网系统。

文献提出的泵注加砂工艺仍以一段砂+一段液的段塞方式注入，粉陶段塞主要应用于前期胶液造缝后的裂缝降滤和打磨，以及主加砂阶段中途1-2级纯小粒径支撑剂段塞的注入，在工艺方法上与本发明提出的主支撑剂加砂全过程采取小粒径支撑剂后跟随加入较大粒径支撑剂的加砂方式截然不同。文献提出的工艺方法由于携砂液段塞量较小、中间隔离液量较大，相同液量规模下的加砂效率将会受到影响。文献也未涉及小粒径支撑剂混合跟随式加砂、中顶液逐级提升排量、敏感砂液比提高滑溜水黏度等提高远井净压力和多尺度缝网充填支撑等工艺措施和实施方法。而本申请提供的工艺方法可实现单个加砂阶段的携砂液量达到该文献报道的页岩气段塞加砂液量的3-4倍，40-70目支撑剂加砂阶段仅重复5-7次即完成加砂。能够有效提高阶段加砂量和加砂效率，更有利于实现支撑剂在不同尺度裂缝内的连续铺置。

发明内容

为解决现有技术中出现的深层页及复杂构造页岩压裂形成的缝宽窄、加砂难度大、高砂液比施工砂堵风险高、支撑剂规模难以保证等问题，本发明提供了一种页岩气压裂加砂方法，是一种以单个加砂阶段小粒径支撑剂后跟随主支撑剂的低砂液比长段塞加砂方法，通过大孔径弹变密度射孔、低砂液比长段塞连续加砂、主支撑剂阶段混合粉陶跟随式注入、隔离液阶段性提升排量等工艺组合，提高段内多簇射孔的均匀改造度和加砂量，实现段内多簇裂缝的均匀改造和支撑剂用量规模的有效提升，以改善小缝宽尺度裂缝内支撑剂的充填度和提高裂缝系统的导流能力。特别适于深层和复杂构造页岩以及层理缝发育的页岩气储层加砂压裂改造，对于其他深层、高应力、裂缝性致密砂岩、火山岩、碳酸盐岩等油气藏增产改造仍具有较好的借鉴意义。

本发明的目的是提供一种页岩气压裂加砂方法。

步骤(1)裂缝参数及压裂施工参数优化；

步骤(2)簇射孔参数优化；

步骤(3)酸预处理；

步骤(4)变粘度变排量前置液造缝；

步骤(5)小粒径支撑剂段塞式加砂；

步骤(6)首段40-70目支撑剂低砂液比长段塞加砂压裂；

步骤(7)粉陶跟随式混合40-70目支撑剂长段塞加砂压裂；

步骤(8)高砂液比大粒径支撑剂压裂充填；

步骤(9)井口限压下大排量顶替。

其中，优选：

所述步骤(2)中，

压裂段长为60-80m，段内2-6簇射孔，簇间距为8-25m；射孔孔眼直径大于14mm，靠近水平井筒B靶点方向的射孔簇采用20-24孔/m的孔密，靠近水平井筒A靶点方向的射孔簇采用12-16孔/m的孔密。

所述步骤(3)中，酸用量为10-30m³，酸排量为1-2m³/min；

替酸液采用60-80mPa·s的高黏度胶液，采用目前常用的变排量替酸方式，以确保各射孔簇孔眼均匀布酸，直到所有设计酸量完全被替入地层。

所述步骤(4)中，

注入酸后，分别泵注高黏度胶液和中黏滑溜水进行压裂造缝和扩缝；

高黏度胶液用量为3-5倍井筒容积，中黏滑溜水用量为2-4倍井筒容积；

高黏度胶液造缝过程中在半分钟时间内提排量至设计最高排量的50-60％，换中黏滑溜水后提排量至设计最高排量的70-80％；

此处高粘胶液提升排量是在步骤(3)酸预处理结束后，即井筒内酸液全部被胶液替入地层，井口压力不再下降，此时快速提升排量，即在半分钟内将排量提升至设计值。目的是利用胶液高粘度和快提排量双重作用提升早期裂缝净压力，确保造缝初期裂缝能在缝高和缝宽方向上得到充分扩展，以为后续加砂提供通道。快提排量的另外作用是有利于水力裂缝沿着多个破裂点动态分叉扩展，增加裂缝的复杂度。

所述高黏度胶液的粘度为60-80mPa·s；中黏滑溜水的粘度为6-9mPa·s。

所述步骤(5)中，

待缝长延伸至设计缝长的60-70％，进行中黏滑溜水携70-140目小粒径粉陶加砂压裂；排量保持设计最高排量的70-80％；此阶段粉陶起始砂液比为3％，携砂液段塞液量为0.8-1.2倍井筒容积，之后以相同排量注入0.6-1倍井筒容积的中黏滑溜水作为隔离液，分段加入粉陶，并逐步提升砂液比，砂液比台阶增量为1-2％。

所述步骤(6)中，将中黏滑溜水隔离液泵注排量提高0.2-0.5m³/min，顶替1-1.5倍井筒容积的隔离液后进行40-70目粒径支撑剂加砂施工；第一段40-70目粒径支撑剂加砂起始砂液比设计与粉陶起始砂液比一致，按照1％的砂液比增量提升砂液比，砂液比最高提升至不超过5％，携砂液段塞量为4-6倍井筒容积。

步骤(6)中40-70目粒径支撑剂是以连续提高砂液比、长段塞方式进行加砂施工，携砂液量累计需要持续注入4-6倍井筒容积，施工过程中按照1％砂液比台阶增量缓慢提升砂液比，即每一个砂液比对应的携砂液量应至少满足1-2倍井筒容积，且随着砂液比的增加，对应注入的携砂液体积呈减小趋势，比如，3％砂液比起步，注入6倍井筒容积携砂液量，施工砂液比按照3％-4％-5％逐步缓慢提升，一般可将每个砂液比台阶对应的携砂液量按照2.5倍井筒容积(3％砂液比)-2倍井筒容积(4％砂液比)-1.5倍井筒容积(5％砂液比)进行设计。

所述步骤(7)，

第一段40-70目粒径支撑剂加砂结束后，顶替1-1.5倍井筒容积中黏滑溜水，进行第二段40-70目粒径支撑剂长段塞加砂，第二段长段塞携砂液的起始砂液比为第一段携砂液段塞的最高值。

步骤(7)中，在加入40-70目粒径支撑剂之前，先按照相同的起始砂液比加入1-1.5倍井筒容积的粉陶携砂液，之后保持砂液比不变，加入40-70目支撑剂，两种粒径支撑剂段塞液量不超过2倍井筒容积；

之后按照1％的砂液比台阶提升40-70目支撑剂砂液比，连续2-3个砂液比台阶后即完成第二段以40-70目中等粒径支撑剂为主的阶段性加砂，此阶段携砂液段塞量为4-6倍井筒容积；

如：砂液比5％(70-140目粉陶)-5％(40-70目支撑剂)-6％(40-70目支撑剂)-7％(40-70目支撑剂)。后续按照此加砂模式，每阶段加砂完成后中间顶替1-1.5倍井筒容积滑溜水作为隔离液，且隔离液阶段按照0.2-0.5m³/min的排量增量逐段提升排量，提排量仅在中间隔离液阶段进行。

后续按照此步骤重复进行，如再重复时，根据施工压力情况，可将后续砂液比的起始值设计为前一混合支撑剂长段塞的最高砂液比值或比最高砂液比值低一个1％的台阶，阶段连续段塞携砂液量应逐段减少，以降低后期高砂液比砂堵风险。

如后续砂液比起始值比上一段最高砂液比低1％台阶，如6％起步，则重复2次达到9％砂液比(之后要倒换高黏滑溜水)，即按照6％(70-140目粉陶)-6％(40-70目支撑剂)-7％(40-70目支撑剂)-8％(40-70目支撑剂)以及7％(70-140目粉陶)-7％(40-70目支撑剂)-8％(40-70目支撑剂)-9％(40-70目支撑剂)；

如后续砂液比起始值以上一段最高砂液比，如7％起步，则重复1次达到9％砂液比(之后要倒换高黏滑溜水)，即按照7％(70-140目粉陶)-7％(40-70目支撑剂)-8％(40-70目支撑剂)-9％(40-70目支撑剂)。

所述步骤(7)中，

40-70目支撑剂砂液比超过9％，换黏度为12-18mPa·s高黏滑溜水进行后续加砂施工；每阶段起始70-140目粉陶用量也逐段减少至0.6-1倍井筒容积，携砂液段塞随砂液比增加逐段减少至2-3倍井筒容积。

所述步骤(8)中，待40-70目粒径支撑剂注入完成后，以40-70目支撑剂阶段最高砂液比为起始值，进行高黏滑溜水携30-50目粒径支撑剂加砂，按照1％的砂液比增量，提升砂液比至设计最高值，至此完成压裂加砂施工；30-50目粒径携砂液段塞量为1.5-2倍井筒容积。

此步骤为30-50目粒径支撑剂高砂液比加砂阶段，为了减少砂堵风险，设计为一个加砂阶段，主要起到大粒径支撑剂充填缝口作用，携砂液量也要比前述40-70目粒径支撑剂单个加砂阶段的携砂液量少。台阶提升砂液比应保证每个砂液比对应的携砂液量0.5-1倍井筒容积，避免在一个井筒容积注入时间内从起始砂液比值快速提升到设计最高砂液比，以防短时间内砂浓度迅速提升引起砂堵。

所述步骤(9)，泵注1.5-2倍井筒容积高黏滑溜水进行过顶替作业。

本发明主要包括：

(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，采用Eclipse等常用油藏数值模拟软件模拟满足产量最优及压后经济净现值最高的裂缝参数，包括缝长、裂缝条数、裂缝导流能力、裂缝改造体积等；为了实现优化的裂缝参数，采用Meyer等常用页岩气压裂裂缝扩展模拟软件模拟不同压裂施工参数下的裂缝扩展情况，从中优选能实现最佳裂缝参数的压裂施工参数组合(包括液量、支撑剂量、排量、不同黏度压裂液体系及其占比等)。

(2)根据优化的裂缝条数，结合测井解释结果和固井质量评价结果进行分段分簇优选，尽可能将含气显示相近、地应力变化差异小、可压性指数高的井段划分为一个压裂段，压裂段长通常为60-80m，段内优选2-6簇射孔位置进行射孔，簇间距通常为8-25m，射孔位置避开固井质量不好以及套管接箍。本发明推荐采用14mm以上的大孔径弹进行变密度射孔作业，靠近水平井筒B靶点方向的射孔簇采用20-24孔/m的孔密，靠近水平井筒A靶点方向的射孔簇采用12-16孔/m的孔密。

(3)正式压裂前进行酸预处理，酸用量一般10-30m³，挤酸排量一般1-2m³/min。挤完酸后，分别泵注黏度为60-80mPa·s的胶液和黏度为6-9mPa·s的中黏滑溜水进行压裂造缝和扩缝，胶液用量为3-5倍井筒容积，中黏滑溜水用量为2-4倍井筒容积。胶液造缝过程中快速提排量至设计最高排量的50-60％，倒换中黏滑溜水后提排量至设计最高排量的70-80％。

(4)待缝长延伸至设计缝长的70％左右，进行70-140目小粒径粉陶加砂压裂。采用中黏滑溜水携砂，排量保持设计最高排量的70-80％。此阶段粉陶起始砂液比为3％，携砂液段塞液量为0.8-1.2倍井筒容积，之后以相同排量注入0.6-1倍井筒容积的中黏滑溜水作为隔离液，之后按照“一段携砂液+一段隔离液”的方式分阶段加入粉陶，并逐步提升砂液比，砂液比台阶增量为1-2％，如3％-5％-7％-8％-9％，段塞式加砂。

(5)粉陶加砂阶段完成后，将中黏滑溜水隔离液泵注排量提高0.2-0.5m³/min，顶替1-1.5倍井筒容积的隔离液后进行40-70目粒径支撑剂加砂施工。第一段40-70目粒径支撑剂加砂起始砂液比设计与粉陶起始砂液比一致，按照1％的砂液比增量，缓慢提升砂液比，如3％-4％-5％，此阶段携砂液段塞量为4-6倍井筒容积，砂液比最高提升至不超过5％。

(6)第一段40-70目粒径支撑剂长段塞加砂结束后，顶替1-1.5倍井筒容积中黏滑溜水，进行第二段40-70目粒径支撑剂长段塞加砂，第二段长段塞携砂液的起始砂液比为第一段携砂液段塞的最高值。此处需要强调的是，根据本发明，在加入40-70目粒径支撑剂之前，先按照相同的起始砂液比加入1-1.5倍井筒容积的粉陶携砂液，之后保持砂液比不变，紧跟加入40-70目支撑剂，两种粒径支撑剂段塞液量不超过2倍井筒容积，之后按照1％的砂液比台阶提升40-70目支撑剂砂液比，连续2-3个砂液比台阶后即完成第二段以40-70目中等粒径支撑剂为主的阶段性加砂，此阶段携砂液段塞量为4-6倍井筒容积。砂液比如5％(70-140目粉陶)-5％(40-70目支撑剂)-6％(40-70目支撑剂)-7％(40-70目支撑剂)。后续按照此加砂模式，每阶段加砂完成后中间顶替1-1.5倍井筒容积滑溜水作为隔离液，且隔离液阶段按照0.2-0.5m³/min的排量增量逐段提升排量，提排量仅在中间隔离液阶段进行。

(7)随着砂液比的提升，阶段连续段塞携砂液量应逐段减少，以降低后期高砂液比砂堵风险，40-70目支撑剂砂液比超过9％以后，推荐倒换黏度为12-18mPa·s高黏滑溜水进行后续加砂施工；同时，后续高砂液比阶段每阶段起始70-140目粉陶用量也逐段减少至0.6-1倍井筒容积，携砂液段塞随砂液比增加逐段减少至2-3倍井筒容积。

(8)待40-70目粒径支撑剂注入完成后，以40-70目支撑剂阶段最高砂液比为起始值，进行30-50目粒径支撑剂加砂，按照1％的砂液比增量，缓慢提升砂液比至设计最高值，至此完成压裂加砂施工。阶段30-50目粒径携砂液段塞量为1.5-2倍井筒容积。之后泵注1.5-2倍井筒容积滑溜水进行过顶替作业，从而完成整个压裂施工。

本发明的具体可采用以下技术方案：

(1)裂缝参数及压裂施工参数优化。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，采用Eclipse等常用油藏数值模拟软件优化并确定压裂缝长、裂缝条数、裂缝导流能力、裂缝改造体积等；采用Meyer等常用页岩气压裂裂缝扩展模拟软件优化并确定满足裂缝参数的压裂施工参数，包括：液量、支撑剂量、排量、不同黏度压裂液体系及其占比等。

(2)簇射孔参数优化。根据优化的裂缝条数，结合测井解释结果和固井质量评价结果进行分段分簇优选，优选原则参照常用标准。压裂段长通常为60-80m，段内优选2-6簇射孔位置进行射孔，簇间距通常为8-25m。射孔参数优化根据本发明，推荐采用14mm以上的大孔径弹进行变密度射孔，靠近水平井筒B靶点方向的射孔簇采用20-24孔/m的孔密，靠近水平井筒A靶点方向的射孔簇采用12-16孔/m的孔密。

(3)酸预处理。如“图1之3.酸预处理阶段”，每段压裂前先挤注10-30m³浓度为15％的盐酸，然后以变排量方式进行替酸，替酸液采用60-80mPa·s的胶液，注完酸后将替酸胶液排量由2m³/min提升至4m³/min，当酸液被替至炮眼时，将替酸胶液排量降至2m³/min，直到所有设计酸量完全被替入地层。

(4)变粘度变排量前置液造缝。按步骤(3)替完酸直到施工压力不再下降，变化平稳后，快速提升胶液排量进行前置液造缝(如图1之4.前置液阶段)，胶液排量快速提升至设计最高排量的50-60％，按照设计注入3-5倍井筒容积后，倒换黏度为6-9mPa·s的中黏滑溜水，提排量至设计最高排量的70-80％，中黏滑溜水用量为2-4倍井筒容积，此时缝长延伸至少达到设计缝长的70％左右，至此完成变粘度变排量前置液造缝。

(5)小粒径支撑剂段塞式加砂。如“图1之5.70-140目粉陶加砂压裂阶段”，保持中黏滑溜水排量为设计最高排量的70-80％，按照“一段携砂液+一段隔离液”的方式分阶段加入70-140目粉陶，此阶段粉陶起始砂液比为3％，携砂液段塞液量为0.8-1.2倍井筒容积，之后以相同排量注入0.6-1倍井筒容积的中黏滑溜水作为隔离液，逐步提升砂液比，砂液比台阶增量为1-2％，如3％-5％-7％-8％-9％，段塞式加砂。

(6)首段40-70目支撑剂低砂液比长段塞加砂压裂。按照步骤(5)粉陶加砂泵序完成后，将中黏滑溜水隔离液泵注排量提高0.2-0.5m³/min，顶替1-1.5倍井筒容积的隔离液后进行首段40-70目粒径支撑剂加砂施工。起始砂液比设计与粉陶阶段的起始砂液比一致，按照1％的砂液比增量，如“图1之6.首段纯40-70目支撑剂加砂压裂阶段”，砂液比按照3％-4％-5％缓慢提升，此阶段携砂液段塞量为4-6倍井筒容积，砂液比最高提升至不超过5％。

(7)粉陶跟随式混合40-70目支撑剂长段塞加砂压裂。按照步骤(6)完成首段40-70目支撑剂长段塞加砂后，将中黏滑溜水作为隔离液，泵注排量提高0.2-0.5m³/min，持续顶替1-1.5倍井筒容积后，进行第二段40-70目粒径支撑剂长段塞加砂，第二段长段塞携砂液的起始砂液比为第一段携砂液段塞的最高值。此处需要强调的是，根据本发明，在加入40-70目支撑剂之前，先按照相同的起始砂液比加入1-1.5倍井筒容积的70-140目粉陶携砂液，之后保持砂液比不变，紧跟加入40-70目支撑剂，两种粒径支撑剂段塞液量不超过2倍井筒容积，之后按照1％的砂液比台阶增量提升40-70目支撑剂砂液比，连续2-3个砂液比台阶后即完成第二段以40-70目中等粒径支撑剂为主的长段塞加砂，此阶段携砂液段塞量为4-6倍井筒容积。如“图1之7.混合粉陶跟随式注入低砂液比长段塞加砂阶段”，砂液比设计为5％(70-140目粉陶)-5％(40-70目支撑剂)-6％(40-70目支撑剂)-7％(40-70目支撑剂)。后续按照此加砂模式，每阶段加砂完成后中间顶替1-1.5倍井筒容积滑溜水作为隔离液，且隔离液阶段按照0.2-0.5m³/min的排量增量逐段提升排量，提排量仅在中间隔离液阶段进行。随着砂液比的提升，根据施工压力情况，可将后续砂液比的起始值设计为前一混合支撑剂长段塞的最高砂液比值或比最高砂液比值低一个1％的台阶，阶段连续段塞携砂液量应逐段减少，以降低后期高砂液比砂堵风险，40-70目支撑剂砂液比超过9％以后，推荐倒换黏度为12-18mPa·s的高黏滑溜水进行后续加砂施工；同时，后续高砂液比阶段每阶段起始70-140目粉陶用量也逐段减少至0.6-1倍井筒容积，以防混合小粒径支撑剂浓度过高而堵塞裂缝充填层有效流动通道，高砂液比阶段的单个携砂液段塞液量随砂液比增加逐段减少至2-3倍井筒容积。

(8)高砂液比大粒径支撑剂压裂充填。按照步骤(7)完成所有40-70目粒径支撑剂泵注施工后，以高黏滑溜水作为隔离液，将排量提高0.2-0.5m³/min，持续顶替1-1.5倍井筒容积后，以最末段40-70目混合支撑剂段塞最高砂液比为起始值，按照1％的砂液比增量，进行30-50目大粒径支撑剂加砂，缓慢提升砂液比至设计最高值，如“图1之8.高砂液比压裂充填阶段”，砂液比设计为10％-11％-12％，至此完成压裂加砂施工，现场可根据施工压力情况适当提高砂液比。此阶段30-50目粒径携砂液段塞量为1.5-2倍井筒容积，可根据情况适当混入部分40-70目支撑剂。

(9)井口限压下大排量顶替。按照步骤(8)完成加砂后，如“图1之9.顶替阶段”，根据施工压力情况，尽可能提升排量至对应的施工压力接近井口限压值，连续泵注1.5-2倍井筒容积高黏滑溜水进行过顶替作业，将所有射孔炮眼及缝口处的支撑剂推向地层，使水平井筒尽可能减少沉砂而不影响后续压裂段泵送桥塞作业，同时能够确保近井较高的支撑剂充填裂缝导流能力，至此，完成整个压裂施工。

(10)其它段的压裂施工，可重复步骤(3)～(9)，直到压完所有段为止。

(11)后续钻塞、返排、求产等步骤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)大孔径弹变密度射孔

通常，水平井筒内存在压力梯度，靠近跟部(A靶点)的射孔簇处压力高于靠近趾部(B靶点)的射孔簇，由此，靠近跟部(A靶点)的射孔簇处应力及破裂压力相对较低，一般单段内多簇射孔压裂也是靠近跟部的射孔簇进液量和进砂量多，改造更加充分。为了降低段内多簇射孔初始起裂压力并提高多簇射孔改造均匀度，主要采取大孔径弹射孔(孔径>14mm)，并针对性地提升靠近水平段趾部(B靶点)的射孔孔密，用以减小靠近水平段趾部的流动压差，提高靠趾部射孔簇进液量，最终提高段内多簇裂缝的均匀改造程度。

2)低砂液比长段塞连续加砂

根据压裂施工不同粒径支撑剂携砂泵注设计要求，可以将加砂过程划分为两个阶段：第一阶段是70-140目粉陶加砂阶段，一般是在前置液造缝结束后，按设计砂液比和设计排量以“一段携砂液+一段隔离液”的方式进行泵注施工；第二阶段则是40-70目和30-50目支撑剂加砂阶段，称之为“主支撑剂阶段”。传统工艺是按照70-140目粉陶的加砂模式，“段塞式”注入携砂液，且每个携砂液段塞量一般约为1倍井筒容积，由于压裂规模设计的限制，段塞液量少，后期必须采取高砂液比设计才能在控制液量规模的前提下实现设计砂量。由此带来的风险是短携砂液段塞后紧跟相同体积的隔离液，会导致主支撑剂在裂缝内形成不连续铺置，支撑剂运移距离短，而没有支撑剂充填的裂缝壁面容易发生闭合，尤其在高砂液比阶段容易发生砂堵。通过采取低砂液比长段塞加砂，控制砂液比敏感值，阶段携砂液量为传统加砂段塞液量的3-4倍，能够有效提高阶段加砂量，更有利于实现支撑剂在缝内的连续铺置，使整个裂缝面都有支撑剂支撑，为后续加砂施工提供连续的裂缝通道。此外，在控制最高砂液比的条件下阶段加砂量可达到10m³左右，相比传统加砂工艺，加砂施工效率也得到了有效提升。

3)主支撑剂阶段混合粉陶跟随式注入

在主支撑剂加砂阶段，每段携砂液段塞前先按照上一级最高砂液比加入一定量的70-140目粉陶，之后保持与粉陶段塞相同砂液比，注入40-70目支撑剂。通过在每个40-70目支撑剂阶段前进行粉陶的跟随式注入，有三方面优势：一是可以弥补上一段携砂液之后中间隔离液滑溜水顶替的不足；二是70-140目粉陶沉降速度比40-70目支撑剂慢，能够被滑溜水携带进入裂缝更远位置，对微小缝进行支撑；三是携粉陶压裂液相比净压裂液对缝内支撑剂沉降形成的砂堤冲刷效果更好，利用携粉陶压裂液的打磨作用，可进一步降低缝内动态砂堤高度，增大过流面积，同时有利于降低主裂缝扩展过程中形成的微小裂缝引起的滤失和降低其造成的弯曲摩阻。

4)隔离液阶段性提升排量

在主支撑剂加砂阶段，每段携砂液段塞结束后顶替1-1.5倍井筒容积滑溜水作为隔离液，并在此过程中逐段阶梯提升排量，有两方面优势：一是通过提升排量来增强对相邻上一级携砂液的顶替效果；二是阶段性提升排量可以使缝内净压力始终保持较高水平，以防止动态缝宽变窄而影响后续加砂。

附图说明

图1本发明的提高压裂加砂规模和综合砂液比的加砂工艺排量及砂液比设计示意图；

图2本发明提供的工艺方法获得的沿缝长方向裂缝导流能力分布示意图；

图3传统工艺方法获得的沿缝长方向裂缝导流能力分布示意图。

从图2和图3的对比可以看出：本发明的压裂工艺方法几乎可以获得全缝长方向上的裂缝导流能力，改造效果比传统工艺更优。

附图标记说明：

1.施工排量，2.砂液比，3.酸预处理阶段，4.前置液阶段，5.70-140目粉陶加砂压裂阶段，6.首段纯40-70目支撑剂加砂压裂阶段，7.混合粉陶跟随式注入低砂液比长段塞加砂阶段，8.高砂液比压裂充填阶段，9.顶替阶段。

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

DJ-1井是一口海相深层页岩气水平井，该井目的层为下志留统龙马溪组-上奥陶统五峰组，目的层中部垂深3910m。该井水平段穿行目的层硅质含量平均54.5％，钙质含量平均为9.5％，脆性指数62％-65％；杨氏模量46GPa，泊松比0.21；最大水平主应力96～118MPa，最小水平主应力75～93MPa，两向水平应力绝对值差8～24MPa，垂向应力与最小水平主应力绝对值差1.7-16.4MPa；成像测井显示目的层水平页理发育。总体上，该井目的层埋藏深、岩石强度高、岩石力学特性差异大，预测岩石起裂难度大，压裂施工压力高。此外，该井被东西两条大断层夹持，尤其靠近东部断层，受到局部构造挤压作用，地应力相对较高，最小水平主应力接近垂向应力，为典型的逆断层+走滑断层应力特征，压裂过程中易形成“T”型缝或水平缝。据此判断，受水平缝的影响，加之地层脆性较好，小缝开启或大面积的页理开启将导致压裂液的滤失增加，提升净压力困难，缝宽受限，压裂过程中将难以加砂。邻区类似近断层页岩气井压裂施工也表明实际压裂过程中加砂困难，改造效果不理想。由此，本发明提供了一种降低施工风险、提高有效加砂量的工艺方法，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)经采用ECLIPSE油气藏数值模拟软件优化，该井水平段长1500m，设计压裂23段共60簇，优化裂缝半长250-300m，主裂缝导流能力2D·cm。结合页岩气压裂裂缝扩展模拟软件MEYER优化出满足裂缝参数的压裂工艺参数为：单段压裂液量2200m³(包括：浓度为15％的盐酸20m³，黏度65mPa·s的胶液200m³，黏度9mPa·s的中黏滑溜水1200m³，黏度18mPa·s的高黏滑溜水780m³)；单段支撑剂量88m³(包括：70-140目粉陶32m³，40-70目低密度陶粒46m³，30-50目低密度陶粒10m³)，优化最高施工泵注排量18m³/min。在射孔参数设计方面，以单段射孔3簇为例，每簇射孔长度1m，单个射孔孔眼直径优选为14mm，按照本发明中的变密度射孔思路，由B靶点向A靶点分别为第1-3簇，第1簇孔密24孔/m，共计24孔；第2簇孔密20孔/m，共计20孔；第3簇孔密12孔/m，共计12孔，三簇射孔总孔数为56孔；

(2)井筒容积60m³：基于步骤(1)，按2m³/min排量注入15％浓度的盐酸20m³后，采用黏度65mPa·s的高黏度胶液进行替酸，替酸排量4m³/min。等酸快替到孔眼，即，替酸胶液接近40m³时，将排量降低到2m³/min，以增加酸岩接触时间和压降效果；

(3)待步骤(2)15％浓度的盐酸20m³全部进入地层后，压降平稳，将高黏度胶液排量迅速提升至10m³/min进行前置液造缝，持续注入200m³后，倒换黏度9mPa·s的中黏滑溜水，并提升排量至14m³/min，持续注入2倍井筒容积(即120m³)，此时前置液累计注入320m³，裂缝延伸至设计缝长约70％左右，完成前置液造缝；

(4)待步骤(3)完成后，继续保持14m³/min排量进行中黏滑溜水携小粒径粉陶支撑剂段塞式加砂，70-140目粉陶起始砂液比设计为3％，携砂液段塞液量为1倍井筒容积，之后以相同排量注入0.8倍井筒容积的中黏滑溜水作为隔离液，逐步提升砂液比，砂液比台阶增量为1％-2％，按照3％-5％-7％-8％-9％“一段携砂液+一段隔离液”的方式进行段塞式加砂，此阶段累计加入粉陶19.2m³；

(5)待步骤(4)完成后，提升排量至14.5m³/min，持续注入1倍井筒容积的中黏滑溜水隔离液完成之前粉陶携砂液的顶替，之后进行首段40-70目陶粒加砂施工。陶粒起始砂液比设计为3％，设计砂液比台阶增量为1％，按照3％-4％-5％缓慢提升砂液比，此阶段携砂液段塞量为5倍井筒容积，即300m³中黏滑溜水，累计加入约12m³的40-70目陶粒；

(6)待步骤(5)完成后，提升排量至15m³/min，持续注入1.2倍井筒容积的中黏滑溜水隔离液完成之前首段40-70目陶粒携砂液的顶替，之后进行粉陶跟随式混合支撑剂加砂施工。在加入40-70目低密度陶粒之前先加入一定量的70-140目粉陶，混合支撑剂段塞中的70-140目粉陶起始砂液比为5％，注入1.2倍井筒容积(即72m³)粉陶携砂液(粉陶量约3.6m³)，保持15m³/min排量和5％砂液比不变，将支撑剂改为40-70目低密度陶粒，紧跟在70-140目粉陶之后加入，(现场操作过程中不同粒径的支撑剂分开砂罐罐装，两种粒径支撑剂倒换时可提前半分钟左右将罐装40-70目陶粒的砂灌打开，以防止混砂车绞龙走空)，注入0.6倍井筒容积(即36m³)40-70目陶粒携砂液(40-70目陶粒量约1.8m³)，之后以1％砂液比台阶增量提升砂液比，按照5％-6％-7％将砂液比提升至最高7％，整个阶段加砂程序为“5％砂液比的70-140目粉陶携砂液(1.2倍井筒容积)+5％砂液比的40-70目陶粒携砂液(0.6倍井筒容积)+6％砂液比的40-70目陶粒携砂液(1.2倍井筒容积)+7％砂液比的40-70目陶粒携砂液(1倍井筒容积)”，此阶段累计加入70-140目粉陶3.6m³和40-70目陶粒10.4m³；

(7)待步骤(6)完成后，提升排量至15.5m³/min，持续注入1.2倍井筒容积的中黏滑溜水隔离液完成前一段混合支撑剂段塞顶替，继续设计70-140目粉陶起始砂液比为6％，其后保持与粉陶携砂液一致的排量和砂液比值，跟随式加入40-70目低密度陶粒，按照1％的砂液比台阶增量逐步提升40-70目支撑剂砂液比，连续3个40-70目陶粒携砂液比后停止加砂，即6％(70-140目)-6％(40-70目)-7％(40-70目)-8％(40-70目)、7％(70-140目)-7％(40-70目)-8％(40-70目)-9％(40-70目)、8％(70-140目)-8％(40-70目)-9％(40-70目)-10％(40-70目)。每个长段塞之后泵注1.2倍井筒容积的滑溜水进行中间顶替隔离，中间顶替阶段隔离液的排量逐段升高0.5m³/min，具体施工步骤重复(6)。重复提高砂液比、提升排量施工，砂液比首次超过9％以后，倒换黏度为18mPa·s的高黏滑溜水继续后续施工，后续高砂液比阶段每阶段起始70-140目粉陶用量减少至0.8倍井筒容积，高砂液比阶段的单个携砂液段塞液量随砂液比增加逐段减少至2倍井筒容积；

(8)待设计的70-140目粉陶32m³和40-70目低密度陶粒46m³全部完成加砂后，排量继续提高0.5m³/min，注入1.2倍井筒容积的高黏滑溜水隔离液后，设计起始砂液比为10％加入30-50目低密度陶粒携砂液，以1％砂液比增量逐步提升砂液比，即按照10％-11％-12％完成大粒径支撑剂加砂，此步骤累计注入约90m³的携砂液，累计加入10m³的30-50目低密度陶粒；

(9)步骤(8)完成后，提升排量至最高设计排量18m3/min，顶替100m³高黏滑溜水，结束施工。

按照实施例各压裂阶段施工参数设计，采用裂缝扩展模拟软件MEYER对裂缝参数进行了反演(如图2、图3)。本发明在首个40-70目支撑剂长段塞之后，每个携砂液段塞前先加入一定量的70-140目粉陶，之后再以相同砂液比跟随加入40-70目低密度陶粒并逐步提升砂液比的混合粒径加砂方式，相较传统深层页岩气压裂采用的单一粒径加砂方式，整体DFN裂缝网络导流能力提高了28.7％，其中支缝导流能力提高了29.3％；平均缝宽相较提高了23.5％；净压力相较提高了30.8％。如图2和图3对比，本发明提供的工艺方法获得的整个缝高上的导流能力明显增加，尤其70-140目小粒径粉陶跟随式加砂方式显著提高了加砂量，通过本发明提供的配套参数控制方法的实施，一定程度上也能够降低加砂风险。通过本发明的实施，该井共完成23段压裂，平均综合砂液比达3.44％(即总砂量与总液量之比)，加砂强度达1.22m³/m，相比邻区近断层复杂深层页岩气井压裂加砂规模提升34.3％，加砂强度提高32.6％。

实施例2

DY5井是一口海相深层页岩气水平井，该井目的层为下志留统龙马溪组-上奥陶统五峰组，目的层中部垂深3701m。该井水平段穿行目的层石英含量平均52.8％，碳酸盐含量平均6.8％，泥质22.1％，泊松比平均0.22，杨氏模量36.6GPa，脆性指数65％，两向水平地应力差异系数为0.165，可压性指数0.55。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。从工程地质参数来看，该井目的层脆性指数高、水平应力差异小、部分层段天然裂缝发育，非常有利于开展缝网压裂。但根据邻井压裂资料显示，压裂过程中施工压力较高，判断可能是脆性好加上天然裂缝发育，导致压裂液滤失大、缝宽窄，支撑剂进缝阻力大，尤其对砂液比和支撑剂粒径较敏感，加砂困难。由此，本发明提供了一种降低施工风险、提高有效加砂量的工艺方法，通过主加砂阶段采取小粒径支撑剂混合跟随式注入、控制砂液比长段塞加砂、逐级隔离液提高排量等措施，减小砂堵风险的同时，提高不同尺度裂缝的充填，以提高整体压裂缝网系统导流能力。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)经采用ECLIPSE油气藏数值模拟软件优化，该井水平段长1600m，设计压裂25段共100簇，优化裂缝半长220-260m，主裂缝导流能力1.5D·cm。结合页岩气压裂裂缝扩展模拟软件MEYER优化出满足裂缝参数的压裂工艺参数为：单段压裂液量2221m³(包括：浓度为15％的盐酸10m³，黏度80mPa·s的胶液165m³，黏度6mPa·s的中黏滑溜水1782m³，黏度16mPa·s的高黏滑溜水264m³)；单段支撑剂量88.11m³(包括：70-140目粉陶30.91m³，40-70目低密度陶粒46.53m³，30-50目低密度陶粒10.67m³)，优化最高施工泵注排量20m³/min。在射孔参数设计方面，本井单段设计4簇，每段内第1簇到第4簇射孔位置分布按照靠近B靶点(第一簇射孔位置)到靠近A靶点(第一簇射孔位置)方向分布，单簇射孔簇长0.75m，按照本发明中的变密度射孔思路，第1簇孔密24孔/m，共计18孔；第2簇孔密20孔/m，共计15孔；第3簇孔密16孔/m，共计12孔；第4簇孔密12孔/m，共计9孔。4簇射孔总簇长3m，孔数为54孔，单个射孔孔眼直径优选为14mm，

(2)井筒容积55m³：基于步骤(1)，按1m³/min排量注入15％浓度的盐酸10m³后，采用黏度80mPa·s的高黏度胶液进行替酸，替酸排量3m³/min。等酸快替到孔眼，即，替酸胶液接近45m³时，将排量降低到1m³/min，以增加酸岩接触时间和压降效果；

(3)待步骤(2)15％浓度的盐酸10m³全部进入地层后，压降平稳，将高黏度胶液排量迅速提升至10m³/min进行前置液造缝，持续注入165m³后，倒换黏度6mPa·s的中黏滑溜水，并提升排量至16m³/min，持续注入2倍井筒容积(即110m³)，此时前置液累计注入275m³，裂缝延伸至设计缝长约60％左右，完成前置液造缝；

(4)待步骤(3)完成后，继续保持16m³/min排量进行中黏滑溜水携小粒径粉陶支撑剂段塞式加砂，70-140目粉陶起始砂液比设计为3％，携砂液段塞液量为1倍井筒容积，之后以相同排量注入0.6倍井筒容积的中黏滑溜水作为隔离液，逐步提升砂液比，砂液比台阶增量为1％-2％，按照3％-5％-7％-9％-10％“一段携砂液+一段隔离液”的方式进行段塞式加砂，此阶段累计加入粉陶18.7m³；

(5)待步骤(4)完成后，提升排量至16.5m³/min，持续注入1倍井筒容积的中黏滑溜水隔离液完成之前粉陶携砂液的顶替，之后进行首段40-70目陶粒加砂施工。陶粒起始砂液比设计为3％，设计砂液比台阶增量为1％，按照3％-4％-5％缓慢提升砂液比，此阶段携砂液段塞量为6倍井筒容积，即330m³中黏滑溜水，累计加入约12.65m³的40-70目陶粒；

(6)待步骤(5)完成后，提升排量至17m³/min，持续注入1.2倍井筒容积的中黏滑溜水隔离液完成之前首段40-70目陶粒携砂液的顶替，之后进行粉陶跟随式混合支撑剂加砂施工。在加入40-70目低密度陶粒之前先加入一定量的70-140目粉陶，混合支撑剂段塞中的70-140目粉陶起始砂液比为5％，注入1.4倍井筒容积(即77m³)粉陶携砂液(粉陶量约3.85m³)，保持17m³/min排量和5％砂液比不变，将支撑剂改为40-70目低密度陶粒，紧跟在70-140目粉陶之后加入，注入0.6倍井筒容积(即33m³)40-70目陶粒携砂液(40-70目陶粒量约1.65m³)，之后以1％砂液比台阶增量提升砂液比，按照5％-6％-7％将砂液比提升至最高7％，整个阶段加砂程序为“5％砂液比的70-140目粉陶携砂液(1.4倍井筒容积)+5％砂液比的40-70目陶粒携砂液(0.6倍井筒容积)+6％砂液比的40-70目陶粒携砂液(2倍井筒容积)+7％砂液比的40-70目陶粒携砂液(1倍井筒容积)”，此阶段累计加入70-140目粉陶3.85m³和40-70目陶粒12.1m³；

(7)待步骤(6)完成后，提升排量至17.5m³/min，持续注入1.2倍井筒容积的中黏滑溜水隔离液完成前一段混合支撑剂段塞顶替，继续设计70-140目粉陶起始砂液比为6％，其后保持与粉陶携砂液一致的排量和砂液比值，跟随式加入40-70目低密度陶粒，按照1％的砂液比台阶增量逐步提升40-70目支撑剂砂液比，按照6％-7％-8％将砂液比提升至最高8％，整个阶段加砂程序为“6％砂液比的70-140目粉陶携砂液(1.2倍井筒容积)+6％砂液比的40-70目陶粒携砂液(0.8倍井筒容积)+7％砂液比的40-70目陶粒携砂液(1.6倍井筒容积)+8％砂液比的40-70目陶粒携砂液(0.8倍井筒容积)”，此阶段累计加入70-140目粉陶3.96m³和40-70目陶粒12.32m³；

泵注1.2倍井筒容积的滑溜水进行中间顶替隔离，提升排量至18m³/min，设计70-140目粉陶起始砂液比为8％，其后保持与粉陶携砂液一致的排量和砂液比值，跟随式加入40-70目低密度陶粒，按照1％的砂液比台阶增量逐步提升40-70目支撑剂砂液比，按照8％-8％-9％将砂液比提升至最高9％，整个阶段加砂程序为“8％砂液比的70-140目粉陶携砂液(1倍井筒容积)+8％砂液比的40-70目陶粒携砂液(0.8倍井筒容积)+9％砂液比的40-70目陶粒携砂液(1.2倍井筒容积)”，此阶段累计加入70-140目粉陶4.4m³和40-70目陶粒9.46m³；

(8)待步骤(7)完成后，提升排量至18.5m³/min，倒换黏度为16mPa·s的高黏滑溜水泵注1.2倍井筒容积的滑溜水进行中间顶替隔离，加入30-50目低密度陶粒携砂液，起始砂液比设计为9％，以1％砂液比增量逐步提升砂液比，即按照9％(1倍井筒容积)-10％(0.6倍井筒容积)-11％(0.4倍井筒容积)完成大粒径支撑剂加砂，此步骤累计注入约110m³的携砂液，累计加入10.67m³的30-50目低密度陶粒；

(9)步骤(8)完成后，提升排量至最高设计排量20m3/min，顶替88m³高黏滑溜水，结束施工。

按照实施例各压裂阶段施工参数设计，采用裂缝扩展模拟软件MEYER对裂缝参数进行了反演。本发明在首个40-70目支撑剂长段塞之后，每个携砂液段塞前先加入一定量的70-140目粉陶，之后再以相同砂液比跟随加入40-70目低密度陶粒并逐步提升砂液比的混合粒径加砂方式，相较传统深层页岩气压裂采用的单一粒径加砂方式，整体DFN裂缝网络导流能力提高了34.6％，其中支缝导流能力提高了32.7％；平均缝宽相较提高了24.3％；净压力相较提高了42％。通过本发明的实施，该井共完成25段压裂，施工成功率100％，平均综合砂液比达4.2％(即总砂量与总液量之比)，加砂强度达1.38m³/m，相比邻区近断层复杂深层页岩气井压裂加砂规模提升46.7％，加砂强度提高47.2％。

Claims (8)

1.一种页岩气压裂加砂方法，其特征在于所述方法包括：

步骤(1)裂缝参数及压裂施工参数优化；

步骤(2)簇射孔参数优化；

压裂段长为60-80m，段内2-6簇射孔，簇间距为8-25m；射孔孔眼直径大于14mm，靠近水平井筒B靶点方向的射孔簇采用20-24孔/m的孔密，靠近水平井筒A靶点方向的射孔簇采用12-16孔/m的孔密；

步骤(3)酸预处理；

步骤(4)变黏度变排量前置液造缝；

注入酸后，分别泵注高黏度胶液和中黏滑溜水进行压裂造缝和扩缝；

步骤(5)小粒径支撑剂段塞式加砂；

待缝长延伸至设计缝长的60-70％，进行中黏滑溜水携70-140目小粒径粉陶加砂压裂；

步骤(6)首段40-70目支撑剂低砂液比长段塞加砂压裂；

步骤(7)粉陶跟随式混合40-70目支撑剂长段塞加砂压裂；

在加入40-70目粒径支撑剂之前，先按照相同的起始砂液比加入1-1.5倍井筒容积的粉陶携砂液，之后保持砂液比不变，加入40-70目支撑剂，两种粒径支撑剂段塞液量不超过2倍井筒容积，携砂液采用中黏滑溜水；

之后按照1％的砂液比台阶提升40-70目支撑剂砂液比，连续2-3个砂液比台阶后即完成第二段以40-70目中等粒径支撑剂为主的阶段性加砂，此阶段携砂液段塞量为4-6倍井筒容积；

每阶段加砂完成后中间顶替1-1.5倍井筒容积中黏滑溜水作为隔离液，且隔离液阶段按照0.2-0.5m³/min的排量增量逐段提升排量，提排量仅在中间隔离液阶段进行；

步骤(8)高砂液比大粒径支撑剂压裂充填；

步骤(9)井口限压下大排量顶替。

2.如权利要求1所述的页岩气压裂加砂方法，其特征在于：

所述步骤(3)中，酸用量为10-30m³，酸排量为1-2m³/min；

替酸液采用60-80mPa·s的高黏度胶液，直到所有设计酸量完全被替入地层。

3.如权利要求1所述的页岩气压裂加砂方法，其特征在于：

所述步骤(4)中，

高黏度胶液用量为3-5倍井筒容积，中黏滑溜水用量为2-4倍井筒容积；

高黏度胶液造缝过程中在半分钟时间内提排量至设计最高排量的50-60％，换中黏滑溜水后提排量至设计最高排量的70-80％；

所述高黏度胶液的黏度为60-80mPa·s；中黏滑溜水的黏度为6-9mPa·s。

4.如权利要求1所述的页岩气压裂加砂方法，其特征在于：

所述步骤(5)中，

排量保持设计最高排量的70-80％；此阶段粉陶起始砂液比为3％，携砂液段塞液量为0.8-1.2倍井筒容积，之后以相同排量注入0.6-1倍井筒容积的中黏滑溜水作为隔离液，分段加入粉陶，并逐步提升砂液比，砂液比台阶增量为1-2％。

5.如权利要求1所述的页岩气压裂加砂方法，其特征在于：

所述步骤(6)中，将中黏滑溜水隔离液泵注排量提高0.2-0.5m³/min，顶替1-1.5倍井筒容积的隔离液后进行40-70目粒径支撑剂加砂施工；第一段40-70目粒径支撑剂加砂起始砂液比设计与粉陶起始砂液比一致，按照1％的砂液比增量提升砂液比，砂液比最高提升至不超过5％，携砂液段塞量为4-6倍井筒容积。

6.如权利要求1所述的页岩气压裂加砂方法，其特征在于：

所述步骤(7)，

第一段40-70目粒径支撑剂加砂结束后，顶替1-1.5倍井筒容积中黏滑溜水，进行第二段40-70目粒径支撑剂长段塞加砂，第二段长段塞携砂液的起始砂液比为第一段携砂液段塞的最高值。

7.如权利要求1所述的页岩气压裂加砂方法，其特征在于：

所述步骤(7)中，

40-70目支撑剂砂液比超过9％，换黏度为12-18mPa·s高黏滑溜水进行后续加砂施工；每阶段起始70-140目粉陶用量也逐段减少至0.6-1倍井筒容积，携砂液段塞随砂液比增加逐段减少至2-3倍井筒容积。

8.如权利要求1所述的页岩气压裂加砂方法，其特征在于：

所述步骤(8)中，待40-70目粒径支撑剂注入完成后，以40-70目支撑剂阶段最高砂液比为起始值，进行高黏滑溜水携30-50目粒径支撑剂加砂，按照1％的砂液比增量，提升砂液比至设计最高值，至此完成压裂加砂施工；30-50目粒径携砂液段塞量为1.5-2倍井筒容积；

所述步骤(9)，泵注1.5-2倍井筒容积高黏滑溜水进行过顶替作业。

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