CN112253066B

CN112253066B - 一种深层页岩气提高裂缝复杂性和改造体积的方法

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Publication number: CN112253066B
Application number: CN201910592014.XA
Authority: CN
Inventors: 蒋廷学; 周珺; 路保平; 卞晓冰; 吴峙颖; 苏瑗; 李奎为
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Priority date: 2019-07-03
Filing date: 2019-07-03
Publication date: 2023-03-24
Anticipated expiration: 2039-07-03
Also published as: CN112253066A

Abstract

本发明公开了一种深层页岩气提高裂缝复杂性和改造体积的方法。包括：(1)参数评估及优化(2)桥塞及簇射孔联作施工；(3)酸预处理作业；(4)快速破胶高黏度压裂液造主缝施工；(5)超临界二氧化碳注入施工；(6)低黏度滑溜水携带超低密度支撑剂施工；(7)变黏度滑溜水段塞式加砂施工；(8)高黏度胶液高砂液比施工；(9)顶替作业。本发明在常规的储层评价基础上，采用高黏度胶液进行造主缝施工，利用超临界二氧化碳超低粘度的特性，从而使其轻易进入各种小尺度的裂缝系统，进而大幅度降低多尺度裂缝的破裂压力和延伸压力，并促使裂缝复杂性程度的大幅度提升。

Description

一种深层页岩气提高裂缝复杂性和改造体积的方法

技术领域

本发明涉及石油开采技术领域，具体是涉及一种深层页岩气提高裂缝复杂性和改造体积的方法。

背景技术

目前，深层页岩气体积压裂还存在诸多难题，压裂施工上主要表现为施工压力高，砂液比低，加砂量小，甚至有早期砂堵现象；压后表现为单井产量低，递减快，无经济开采价值。导致这种结果的主要原因是裂缝形态单一，复杂性程度不够，主裂缝导流能力低，且递减快，支裂缝及微裂缝系统发育程度低，导流能力更无从谈起。因此，裂缝改造体积小，且随着导流能力降低乃至失效，上述裂缝改造体积进一步降低。因此，压后产量低且递减快，就完全可以理解。

与中浅层相比，深层页岩气的地质特征由于深度的增加，带来了一系列对压裂不利的影响因素，主要表现为：

1)井深带来了压裂液井筒摩阻的增加，注入排量因此降低，造缝能力降低，因此，砂液比低，加砂困难。

2)三向应力同时增加，其中，垂向应力的增加，增加了水平层理缝/纹理缝沟通和延伸的难度，影响了水力裂缝的横向波及范围；两向水平应力差的增加，裂缝转向的难度增加，裂缝复杂性程度会因此降低；最小水平主应力的增加，同样条件下的主裂缝净压力降低，各种尺度的裂缝起裂和延伸难度增加。同时，压后支撑剂承受的闭合应力增加，支撑剂的破碎率增加，使已形成的裂缝导流能力低且递减快。

3)温度及地层压力增加，岩石的塑形特征增加，裂缝起裂难度大，像脆性地层那样的多点破裂和多尺度裂缝延伸的情况难以出现；且支撑剂的嵌入现象严重，无论对多尺度裂缝的改造体积还是裂缝导流能力，都造成诸多不利影响。

中国专利CN103244095A公开了一种用于开采页岩气的超临界二氧化碳压裂及方法，主要包含储罐、空压机、增压泵等系统，压裂方法为纯液体二氧化碳压裂，并没有涉及如何在深层页岩压裂施工中提高裂缝的复杂程度和改造体积。

中国专利CN205117321U提出一种超临界二氧化碳、氮气、水力复合压裂系统，可以根据不同压裂液的黏度的时效性差异，判断合理注入压裂液的时机是否已达到最佳效果。该专利适用于页岩气的采集与气体回收技术领域，并没有涉及如何在深层页岩压裂施工中提高裂缝的复杂程度和改造体积。

文献《二氧化碳无水压裂增产机理研究》(钻井液与完井液2017年)通过室内实验和现场应用研究了CO₂压裂对提高地层能量，降低原油粘度的影响，在致密油藏中取得一定的效果，并没有涉及如何在深层页岩压裂施工中提高裂缝的复杂程度和改造体积。

文献《陆相页岩气层的CO₂压裂技术应用探讨》(天然气工业2014年)在鄂尔多斯盆地中生界延长组长7段页岩气层开展了液态CO₂压裂以及CO₂增能压裂应用试验。文中从液体返排的角度分析了CO₂压裂的影响，且页岩压裂深度仅为1700米，并没有涉及如何在深层页岩压裂施工中提高裂缝的复杂程度和改造体积。

文献《页岩气CO₂泡沫压裂技术》(天然气工业2016年)分析了CO₂泡沫压裂液物理特性，研究了CO₂泡沫压裂施工设备及工艺技术，认为在施工设备、分段工艺、施工步骤、安全保障方面，增加了液态CO₂泵注流程，需考虑CO₂的特殊性，制定相应的施工保障、安全预防措施。综合地分析了页岩气CO₂泡沫压裂的可行性，并没有涉及如何在深层页岩压裂施工中提高裂缝的复杂程度和改造体积。

目前的深层页岩气压裂技术，针对上述页岩特性的变化，采取的针对性措施不够，大多仍采用中浅层页岩气压裂的常规做法，如滑溜水为主的大排量、大液量、低砂液比施工模式，参数也在很大程度上借鉴了中浅层页岩气压裂的施工参数。因此，压后效果不尽人意，就在情理之中。因此，很有必要研究提出一种新的深层页岩气体积压裂技术，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，本发明提供了一种深层页岩气提高裂缝复杂性和改造体积的方法。适用于深层页岩气储层。本发明在常规的储层评价基础上，采用高黏度胶液进行造主缝施工，利用超临界二氧化碳超低粘度的特性，从而使其轻易进入各种小尺度的裂缝系统，进而大幅度降低多尺度裂缝的破裂压力和延伸压力，并促使裂缝复杂性程度的大幅度提升。

本发明的目的是提供一种深层页岩气提高裂缝复杂性和改造体积的方法。

所述方法包括：

步骤(1)参数评估及优化

包括：关键页岩参数的评估、簇射孔位置的确定、裂缝参数系统的优化和压裂施工参数的优化；

步骤(2)桥塞及簇射孔联作施工；

步骤(3)酸预处理作业；

步骤(4)快速破胶高黏度压裂液造主缝施工；

步骤(5)超临界二氧化碳注入施工；

步骤(6)低黏度滑溜水携带超低密度支撑剂施工；

步骤(7)变黏度滑溜水段塞式加砂施工；

步骤(8)高黏度胶液高砂液比施工；

步骤(9)顶替作业。

其中，

所述步骤(2)中，每簇射孔长度1-1.5m，孔密10-20孔/米，孔径9.5mm以上。

所述步骤(3)中，每段酸用量为10-20m³，排量为1-1.5m³/min，等酸注完后，用黏度为1-3mPa.s的低黏度滑溜水替酸施工，替酸排量为4-6m³/min；当酸到达最靠近A靶点的射孔位置后，将替酸排量降为1-1.5m³/min；当酸进入第一簇位置30-40％后，将替酸排量提高到4-6m³/min。

所述步骤(4)中，

所述高黏度压裂液剪切后黏度为40-50mPa.s，在造主缝施工结束后，破胶水化，黏度降为1-3mPa.s；

当裂缝长度达到200-250m时对应的液量，占全部施工的总液量的20-30％；排量取优化的最大排量。

所述步骤(5)中，等主裂缝压裂液造缝结束并确保水化后，注入主裂缝体积110-120％的超临界二氧化碳，排量取优化的最大排量；

注入结束后，停泵20-30min。

所述步骤(6)中，采用黏度为1-3mPa.s的低黏度滑溜水，排量取优化排量的70％～80％，液量取优化的滑溜水量的20％～30％；

在注入20～30m³的滑溜水后开始超低密度支撑剂施工；支撑剂的视密度0.9～1.05g/cm³，粒径为70-140目与40-70目混合，前者占比60-70％，后者占比30-40％，砂液比为2-4-6-8-10％，采用2-3个砂液比连续加砂模式，低砂液比段为半个井筒容积，高砂液比段为1个井筒容积。(低砂液比段此时为2-6％，高砂液比段为8-10％，井筒容易指一个井筒容量，大约为30-40m³)

所述步骤(7)中，分为低黏度滑溜水阶段和中黏度滑溜水阶段；低黏度滑溜水的黏度为1-3mPa.s，液量占此步骤总液量的30-40％；中黏度滑溜水的黏度为9-12mPa.s；液量占此步骤总液量的60-70％；

按段塞式加砂模式，低黏度滑溜水携带70-140目支撑剂，砂液比为3-5-7-9-11-13-15％；中黏度滑溜水携带40-70目支撑剂，砂液比为6-8-10-12-14-16％；

排量均取优化的最大排量。井口压力上升速度控制0.5MPa/min以内。

所述步骤(8)中，

根据优化的胶液体积及最大排量，采用步骤4)中的40-50mPa.s黏度的高黏度压裂液，携带40-70目剩余的支撑剂，并在最后的3-5m³携带30-50目自悬浮支撑剂；

采用连续的加砂模式，携带40-70目支撑剂时砂液比为18-21-24％，携带30-50目支撑剂时砂液比为14-16-18％。

所述步骤(9)中，

取每段井筒容积的102-105％进行顶替；顶替液量的前20-30％体积采用的步骤(4)的高黏度压裂液，之后换用黏度1-3mPa.s的低黏度滑溜水进行顶替，排量取优化的最大排量；等剩余10-20m³的滑溜水后，采用逐步降排量的方式，直到顶替完成

本发明的总体技术思路：

1)采用超临界二氧化碳进行预处理

研究表明当二氧化碳温度达31℃和压力6.7MPa后，就进入超临界状态。此时，它的黏度与气体接近，即0.01-0.03mPa.s，而密度与液体接近，即0.6-0.7g/cm³。这种超低黏度可以促使超临界二氧化碳轻易进入各种小尺度的裂缝系统，进而大幅度降低多尺度裂缝的破裂压力和延伸压力，并促使裂缝复杂性程度的大幅度提升。超临界二氧化碳还具有置换甲烷气的功能，可促使吸附气的大量解吸附。

此外，超临界二氧化碳还具有更重要的特性，即大幅度降低页岩岩石的泊松比，因此经过超临界二氧化碳浸泡一段时间(闷井30min左右)后的页岩岩石，脆性会大幅度提升。在此前提下，同样的主裂缝净压力，多尺度裂缝开启和延伸的程度会大幅度提高。

2)采用高黏度压裂液造主缝施工

上述超临界二氧化碳由于黏度太低，造主缝能力较弱。因此，必须先采用高黏度胶液进行造主缝施工。等造主缝功能完成后，胶液必须立即降黏，最好能达到1-2mPa.s。主要目的是让超临界二氧化碳能充分地在主裂缝内自由运移和分布。尤其在主裂缝的壁面，能最大深度地向垂直于主裂缝方向扩散。由于超临界二氧化碳的极低黏度，其向页岩深部运移的几率较大。该压裂液由于黏度高，还具有压开层理缝/纹理缝的目的。

本发明具体的措施如下：

(1)关键页岩参数的评估：通过地质资料分析岩性及全岩矿物分析、物性、岩石力学及三向地应力、水平层理缝/纹理缝及高角度天然裂缝发育情况等。

(2)簇射孔位置的确定：在步骤1)的基础上，计算水平段内连续的地质甜点及工程甜点指标，再进一步计算综合甜点指标，从而确定射孔位置。

(3)裂缝参数系统的优化：在步骤1)的基础上，建立相应的地质模型，

应用目前最常用的页岩气压后产量预测模拟软件ECLIPSE，按等效导流能力原理模拟不同的主裂缝长度、主裂缝导流能力、缝间距(裂缝条数)及缝长分布模式由模拟的压后产量相对最大的裂缝参数组合为优化结果。

(4)压裂施工参数的优化：应用目前成熟的裂缝扩展模拟软件MEYER，按正交设计方法，模拟不同的压裂施工参数(排量、总液量及滑溜水比例、支撑剂量及不同粒径支撑剂的占比、施工砂液比等)及压裂液黏度(滑溜水黏度及不同黏度的优化及胶液黏度等)。从中优化出最接近步骤3)中优化裂缝参数下的压裂施工参数及压裂液黏度。

(5)桥塞及簇射孔联作施工：在步骤2)的基础上，进行常规的桥塞射孔联作施工。第一段采用连续油管携带射孔枪及桥塞，其它段采用被泵送方式进行桥塞和射孔联作施工。

一般第一段射孔1-2簇，其它段根据综合甜点计算排序结果，一般射孔2-4簇。综合甜点高的可多射1-2簇。一般每簇射孔长度1-1.5m，孔密10-20孔/米，孔径一般9.5mm以上。等桥塞到达预定位置后，座封，丢手，上提射孔枪到达各簇射孔预定位置，进行分级点火射孔。射孔结束后，上提全部射孔枪。

(6)酸预处理作业：一般每段酸用量10-20m³，排量1-1.5m³/min，等酸注完后，用低黏度滑溜水替酸施工，替酸排量4-6m³/min，当酸到达最靠近A靶点的射孔位置后，再将替酸排量降到原先的1-1.5m³/min，以增加酸岩接触时间和压降效果。

为增加酸进入其它簇的概率，酸进入第一簇位置30-40％后，再将替酸排量提高到4-6m³/min，根据情况，如射孔簇数较多，还可再次提高排量，不同排量下的酸量分配，可依据射孔簇数多少，进行及时调配，总的原则是保证每簇射孔处都获得接近均匀的酸量。逐步提高排量的增幅可为2-3m³/min，目的是防止酸只进入少数射孔簇。

(7)快速破胶高黏度压裂液造主缝施工：在配液前就提前在室内进行高黏度快破剂压裂液的配方优化。黏度应在预定的页岩温度下，在170s^-1，剪切2小时后，尾黏保持在40-50mPa.s以上。同时，在30分钟左右的造主缝施工结束后，能立即彻底破胶水化，黏度在1-3mPa.s以下。

该阶段的液量，应根据步骤4)的模拟结果，当裂缝长度达到预计目标缝长的80％左右(200-250m)对应的液量，一般占总液量的20-30％左右，排量取步骤4)优化的最大排量，以尽可能彻底地压开各种层理缝/纹理缝。

(8)超临界二氧化碳注入施工：在步骤7)的基础上，等主裂缝压裂液造缝结束并确保水化后，注入主裂缝体积110-120％的超临界二氧化碳体积，排量取步骤4)优化的最大排量。

注入结束后，停泵20-30min，目的是确保所有的二氧化碳能最大限度地浸泡主裂缝范围内的页岩岩石，大幅度降低其泊松比，增加压裂液经过处的岩石脆性和多尺度裂缝的发育程度。

(9)低黏度滑溜水携带超低密度支撑剂施工：采用黏度1-3mPa.s的低黏度滑溜水，排量取步骤4)优化排量的70％～80％，液量取步骤4)中优化的滑溜水量的20％～30％。在注入20m左右的滑溜水后即开始超低密度支撑剂施工。支撑剂的视密度1.05g/cm³，粒径为70-140目与40-70目混合，前者占比60-70％，后者占比30-40％，砂液比为2-4-6-8-10％，可采用2-3个砂液比连续加砂模式，低砂液比段可半个井筒容积，高砂液比段为1个井筒容积，以增加对裂缝上下缝顶底及裂缝端部的封堵效应。

(10)变黏度滑溜水段塞式加砂施工：在步骤9)的基础上，可分为低黏度(1-3mPa.s)和中黏度(9-12mPa.s)两个阶段，前者体积占比40％，后者体积占比60％。按段塞式加砂模式，其中低黏度滑溜水主要携带70-140目支撑剂，中黏度滑溜水主要携带40-70目支撑剂。排量取步骤4)优化的排量的最大值。

低黏度滑溜水的施工砂液比一般为3-5-7-9-11-13-15％，中黏度滑溜水的施工砂液比一般为6-8-10-12-14-16％。可根据段塞式加砂要求，可一段砂一段液模式，也可连续2-3个砂液比模式。核心是井口压力上升速度控制在0.5MPa/min以内，以确保施工安全。

(11)高黏度胶液高砂液比施工：在该施工阶段，可根据步骤4)优化的胶液体积及最大排量，采用步骤7)中的40-50mPa.s黏度，携带40-70目剩余的支撑剂，并在最后的3-5m³的30-50目自悬浮支撑剂(目的是提高水平段及近井裂缝高度上的悬砂效果，减少步骤12)中的顶替量，以最大限度地保护缝口处的裂缝导流能力和压后效果。

该阶段可多个砂液比连续的加砂模式，如40-70目支撑剂时按18-21-24％，30-50目支撑剂时按14-16-18％。

(12)顶替作业：取每段井筒容积的102-105％进行顶替。顶替液量的前30％左右体积可采用黏度40-50mPa.s高黏压裂液，之后换用黏度1-3mPa.s的低黏滑溜水进行顶替，排量取步骤4)优化的最大排量。等剩余10m³左右的滑溜水后，采用逐步降排量的方式，直到顶替完成。

(13)其它段的施工：重复步骤5)～步骤12)，直至将所有段施工完为止。

(14)钻塞、返排、测试及生产，按各自常规的流程执行。

发明的效果

本发明专利提出了一种深层页岩气提高裂缝复杂性和改造体积的新技术，在形成主缝后注入超临界二氧化碳可以有效的提高深层页岩气的复杂程度和改造体积。

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

某深层页岩储层，KY-2HF井深3700米，可以通过本发明所提供的方法进行施工。

步骤(1)参数评估及优化

采用W布缝的方式，最优裂缝半长为200～220m，导流能力为2～5dc.cm，优化的最大施工排量是14m³/min，优化的高黏度压裂液665m³，低粘滑溜水量是1015m³，中粘滑溜水量是750m³。

步骤(2)桥塞及簇射孔联作施工；

每簇射孔长度1.5m，孔密16孔/米，孔径11mm。

步骤(3)酸预处理作业；

以1m³/min排量注入15m³的盐酸，等酸注完后，用黏度为3mPa.s的低黏度滑溜水替酸50m³施工，替酸排量为4m³/min；当酸到达最靠近A靶点的射孔位置后，将替酸排量降为1m³/min；当酸进入第一簇位置30-40％后，将替酸排量提高到4m³/min。

步骤(4)快速破胶高黏度压裂液造主缝施工；

以14m³/min的排量注入粘度50mPa.s的高黏度压裂液450m³，

所述高黏度压裂液剪切后黏度为50mPa.s，在造主缝施工结束后，破胶水化，黏度降为3mPa.s；

当裂缝长度达到200m时对应的液量，占全部施工的总液量的20％；排量取优化的最大排量14m³/min。

步骤(5)超临界二氧化碳注入施工；

等主裂缝压裂液造缝结束并确保水化后，然后以14m³/min的排量注入120m³超临界二氧化碳，注入结束后停泵30min。

步骤(6)低黏度滑溜水携带超低密度支撑剂施工；

采用黏度为1-3mPa.s的低黏度滑溜水，排量为12-13m³/min，液量取优化的滑溜水量的20％～30％；

加砂阶段，采用黏度3mPa.s的低黏度滑溜水以10m³/min的排量携带70-140目与40-70目混合支撑剂注入16m³，砂液比为2-4-6-8-10％。液量是480m^3，支撑剂视密度是1.05g/cm³。

采用2个砂液比连续加砂模式，低砂液比段的液量为半个井筒容积，高砂液比段的液量为1个井筒容积。

步骤(7)变黏度滑溜水段塞式加砂施工；

先采用黏度3mPa.s的低黏度滑溜水以14m³/min的排量携带70-140目支撑剂注入450m³，此阶段施工砂液比为3-5-7-9-11-13％。接着采用黏度12mPa.s的中黏度滑溜水以14m³/min的排量携带40-70目支撑剂注入750m³，此阶段施工砂液比为6-8-10-12-14-16％。井口压力上升速度控制0.5MPa/min以内；

步骤(8)高黏度胶液高砂液比施工；

采用50mPa.s黏度高粘度压裂液，以14m³/min的排量携带40-70目支撑剂注入200m³高粘度压裂液，此阶段施工砂液比为18-21-24％；然后再注入3m³30-50目自悬浮支撑剂，砂液比为14-16-18％。

步骤(9)顶替作业；

最后以14m³/min的排量注入15m³的高黏度压裂液，然后以14m³/min的排量注入黏度3mPa.s的低黏滑溜水15m³；接着以12-10-8-6-4-2-0m³/min的排量注入黏度3mPa.s的低黏滑溜水20m³。

KY-2HF井共施工20段，施工中超临界CO₂降低破裂压裂效果明显，之后的主施工阶段，加砂难度降低，施工较为顺利。测试产量14.8×10⁴m³/d，相比于临井KY-1HF井，产量提高了45％。

对比例

KY-1HF井，垂深3810m，采用现有深层页岩气压裂工艺，前置液采用胶液，排量为12m³/min，后期加砂阶段排量提高到16m³/min，平均单段液量1850m³，单段砂量62m³，其中100目陶粒为45m³，40/70目陶粒为17m³，压后测试产量10.2×10⁴m³/d。

实施例2

某深层页岩储层，井深3700米，可以通过本发明所提供的方法进行施工。

步骤(1)参数评估及优化

采用W布缝的方式，最优裂缝半长为220～250m，导流能力为2～6dc.cm，优化的最大施工排量是16m³/min，优化的高粘压裂液433m³，低粘滑溜水量是975m³，中粘滑溜水量是700m³。

步骤(2)桥塞及簇射孔联作施工；

每簇射孔长度1.2m，孔密13孔/米，孔径9.5mm。

步骤(3)酸预处理作业；

以1.5m³/min排量注入15m³的盐酸,等酸注完后，用黏度为1-3mPa.s的低黏度滑溜水替酸50m³施工，替酸排量为6m³/min；当酸到达最靠近A靶点的射孔位置后，将替酸排量降为1.5m³/min；当酸进入第一簇位置40％后，将替酸排量提高到6m³/min。

步骤(4)快速破胶高黏度压裂液造主缝施工；

以16m³/min的排量注入粘度40mPa.s的高黏度压裂液400m³，

所述高粘压裂液剪切后黏度为40mPa.s，在造主缝施工结束后，破胶水化，黏度降为1mPa.s；

当裂缝长度达到250m时对应的液量，占全部施工的总液量的30％；排量取优化的最大排量16m³/min。

步骤(5)超临界二氧化碳注入施工；

等主裂缝压裂液造缝结束并确保水化后，然后以16m³/min的排量注入150m³超临界二氧化碳，注入结束后停泵20min。

步骤(6)低黏度滑溜水携带超低密度支撑剂施工；

采用黏度为1mPa.s的低黏度滑溜水，排量为14m³/min，液量取优化的滑溜水量的20％～30％；

加砂阶段，采用黏度1mPa.s的低黏度滑溜水以12m³/min的排量携带70-140目与40-70目混合支撑剂注入16m³，砂液比为2-4-6-8-10％。液量是520m³，支撑剂视密度是0.9g/cm³；

步骤(7)变黏度滑溜水段塞式加砂施工；

先采用黏度1mPa.s的低黏度滑溜水以16m³/min的排量携带70-140目支撑剂注入420m³，此阶段施工砂液比为3-5-7-9-11-13％。接着采用黏度9-12mPa.s的中黏度滑溜水以16m³/min的排量携带40-70目支撑剂注入700m³，此阶段施工砂液比为6-8-10-12-14-16％。

步骤(8)高黏度胶液高砂液比施工；

采用40mPa.s黏度高粘度压裂液，以16m³/min的排量携带40-70目支撑剂注入220m³高粘度压裂液，此阶段施工砂液比为18-21-24％；然后再注入3m³30-50目自悬浮支撑剂，砂液比为14-16-18％。

步骤(9)顶替作业；

最后以16m³/min的排量注入10m³的高黏度压裂液，然后以16m³/min的排量注入黏度1mPa.s的低黏滑溜水15m³；接着以14-12-10-8-6-4-2-0m³/min的排量注入黏度1mPa.s的低黏滑溜水20m³；

共施工24段，相比邻近加入超临界CO₂后破裂压力降低了5-8个MPa，后期加砂阶段施工压力平稳，压后测试产量为22.4×10⁴m³/d，相比于临井，产量提高了52％。

Claims

1.一种深层页岩气提高裂缝复杂性和改造体积的方法，其特征在于所述方法包括：

步骤（1）参数评估及优化

步骤（2）桥塞及簇射孔联作施工；

步骤（3）酸预处理作业；

步骤（4）快速破胶高黏度压裂液造主缝施工；

当裂缝长度达到 200-250 m 时对应的液量，占全部施工的总液量的20-30%；排量取优化的最大排量；

步骤（5）超临界二氧化碳注入施工；

等主裂缝压裂液造缝结束并确保水化后，注入主裂缝体积110-120%的超临界二氧化碳，排量取优化的最大排量；

注入结束后，停泵20-30min；目的是确保所有的二氧化碳能最大限度地浸泡主裂缝范围内的页岩岩石，大幅度降低其泊松比，增加压裂液经过处的岩石脆性和多尺度裂缝的发育程度；

步骤（6）低黏度滑溜水携带超低密度支撑剂施工；

在注入20-30m³的滑溜水后开始超低密度支撑剂施工；支撑剂的视密度为0.9-1.05 g/cm³，粒径为70-140目与40-70目混合，前者占比60-70%，后者占比30-40%；

步骤（7）变黏度滑溜水段塞式加砂施工；

按段塞式加砂模式，低黏度滑溜水携带70-140目支撑剂，中黏度滑溜水携带40-70目支撑剂；

步骤（8）高黏度胶液高砂液比施工；

根据优化的胶液体积及最大排量，采用步骤（ 4）中的40-50mPa.s黏度的高黏度压裂液，携带40-70目剩余的支撑剂，并在最后的3-5m³携带30-50目自悬浮支撑剂;

步骤（9）顶替作业。

2.如权利要求1所述的深层页岩气提高裂缝复杂性和改造体积的方法，其特征在于：

所述步骤（2）中，每簇射孔长度1-1.5m，孔密10-20孔/米，孔径9.5mm以上。

3.如权利要求1所述的深层页岩气提高裂缝复杂性和改造体积的方法，其特征在于：

所述步骤（3）中，每段酸用量为10-20m³，排量为1-1.5m³/min，等酸注完后，用黏度为1-3mPa.s的低黏度滑溜水替酸施工，替酸排量为4-6m³/min；当酸到达最靠近A靶点的射孔位置后，将替酸排量降为1-1.5m³/min；当酸进入第一簇位置30-40%后，将替酸排量提高到4-6m³/min。

4.如权利要求1所述的深层页岩气提高裂缝复杂性和改造体积的方法，其特征在于：

所述步骤（4）中，

所述高黏度压裂液剪切后黏度为40-50 mPa.s，在造主缝施工结束后，破胶水化，黏度降为1-3mPa.s。

5.如权利要求1所述的深层页岩气提高裂缝复杂性和改造体积的方法，其特征在于：

所述步骤（6）中，采用黏度为1-3mPa.s的低黏度滑溜水，排量取优化排量的70%~80% ，液量取优化的滑溜水量的20%~30%；

砂液比为2-4-6-8-10%，采用2-3个砂液比连续加砂模式，低砂液比段为半个井筒容积，高砂液比段为1个井筒容积。

6.如权利要求1所述的深层页岩气提高裂缝复杂性和改造体积的方法，其特征在于：

所述步骤（7）中，分为低黏度滑溜水阶段和中黏度滑溜水阶段；低黏度滑溜水的黏度为1-3mPa.s，液量占此步骤总液量的30-40%；中黏度滑溜水的黏度为9-12mPa.s；液量占此步骤总液量的60-70% ；按段塞式加砂模式，低黏度滑溜水携带70-140目支撑剂，砂液比为3-5-7-9-11-13-15%；中黏度滑溜水携带40-70目支撑剂，砂液比为6-8-10-12-14-16%；

排量均取优化的最大排量。

7.如权利要求6所述的深层页岩气提高裂缝复杂性和改造体积的方法，其特征在于：

步骤（7）中，井口压力上升速度控制0.5MPa/min以内。

8.如权利要求1所述的深层页岩气提高裂缝复杂性和改造体积的方法，其特征在于：

所述步骤（8）中，

采用连续的加砂模式，携带40-70目支撑剂时砂液比为18-21-24%，携带30-50目支撑剂时砂液比为14-16-18%。

9.如权利要求1所述的深层页岩气提高裂缝复杂性和改造体积的方法，其特征在于：

所述步骤（9）中，

取每段井筒容积的102-105%进行顶替；顶替液量的前20-30%体积采用的步骤（4）的高黏度压裂液，之后换用黏度1-3mPa.s的低黏度滑溜水进行顶替，排量取优化的最大排量；等剩余10-20m³的滑溜水后，采用逐步降排量的方式，直到顶替完成。