CN112343569A - 一种多次注酸及暂堵以促进多簇起裂的水平井压裂方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种多次注酸及暂堵以促进多簇起裂的水平井压裂方法，包括以下步骤：(1)任选地注入压裂液造主缝；(2)注入携带混合粒径碳酸盐岩颗粒的压裂液；(3)注入压裂液造新缝；(4)重复步骤2～3多次，直至所有射孔簇均破裂并已封堵成功；(5)注入变粘度酸液；(6)压裂施工；(7)下入桥塞；(8)重复步骤1～7，直至所有段施工完成，压后钻塞、返排、测试及求产。本发明采用多次循环使用混合粒径碳酸盐岩颗粒封堵已压开射孔簇，促进了多簇裂缝均衡起裂并同步扩展，极大地提高了压裂改造效率；并采用变粘度稠化酸解堵，有利于实现对所有射孔簇裂缝缝口处碳酸盐岩颗粒同步溶解，避免了单独停泵等待作业，从而大幅度提高了施工效率。
Description
技术领域
本发明涉及压裂领域，特别涉及一种水平井分段多簇压裂技术，具体地，涉及一种水平井分段多簇压裂条件下促进多簇压裂裂缝起裂的储层改造方法。
背景技术
目前，水平井分段多簇压裂已广泛应用于致密油气、碳酸盐岩储层、页岩油气及煤层气的开发中，相对直井压裂效果显著，可极大地提高难采油气藏的经济开发效益。
但是，室内岩心物理模拟实验及现场监测结果表明，受储层非均质性及各向异性的影响，水平井分段多簇压裂条件下各射孔簇起裂压力及延伸压力差别较大，各射孔簇难以实现同时起裂。此时，压裂液及支撑剂流入先起裂的压裂裂缝中，未破裂的射孔簇由于进液困难而未得到充分改造，导致甜点区未得到均匀且有效的改造，在一定程度上制约了储层改造效率。
以北美致密油气压裂后生产测试数据统计为例，在储层高应力区域约有一半的射孔簇对产量贡献极小。值得注意的是，目前，国内单段射孔簇数呈增加的趋势，单段簇数可达6簇甚至9簇。因此，亟需一种新的能大幅度提高多簇裂缝同步压开比例的新压裂方法。
发明内容
为解决现有的水平井分段多簇压裂时射孔簇难以同步压开的问题，本发明提出了一种水平井分段压裂时促进多簇起裂的压裂方法，该方法可以大幅度提高多射孔簇裂缝同步压开的比例，降低段内多簇同时起裂的难度，进而有利于实现对甜点区均匀且充分的改造，提高水平井分段多簇压裂效率，大幅度提升单井产能。
本发明的目的是提供一种多次注酸及暂堵以促进多簇起裂的水平井压裂方法，包括以下步骤：
步骤1、任选地注入压裂液造主缝。
采用常规方法进行造主缝施工。在步骤1中优选压裂液为高粘胶液，粘度为30～50mPa.s。
考虑到先发生射孔簇裂缝破裂的时间相对较短，可在现场施工时根据井口压力曲线动态调整压裂液液量，如井口有明显的破裂压力特征，即压力有峰值后突然有不同程度的降低，则转入步骤2，进行碳酸盐岩颗粒的暂堵施工；否则，则持续注入压裂液50～100m3。
步骤2、注入携带混合粒径碳酸盐岩颗粒的压裂液。
根据本发明一种优选的实施方式，在步骤2中，
选用可酸溶的碳酸盐岩颗粒制成支撑剂，在暂堵后可以酸溶后进行正常压裂。
在进一步优选的实施方式中，在步骤2中，所述碳酸盐颗粒为具有为30-50目及70-140目混合粒径的碳酸盐岩颗粒。
其中，选取岩性较纯的石灰岩颗粒，按成熟的造粒工艺，分别制造粒径70-140目和30-50目的碳酸盐岩颗粒。每种粒径的筛选标准及相关参数，参照支撑剂的现有标准执行。
在更进一步优选的实施方式中，30-50目碳酸盐岩颗粒和70-140目碳酸盐岩颗粒的用量为1：(0.8～1.2)，优选1:1。
其中，施工前将70-140目和30-50目碳酸盐岩颗粒分别储存在两个混砂车中，施工时按相同的搅笼转速进行施工，从而将按比例(优选1:1)对70-140目和30-50目碳酸盐岩颗粒进行混合。
在本发明中，在压裂初期，裂缝在部分射孔簇位置起裂并开始延伸，此时，将碳酸盐岩颗粒以适当高的颗粒浓度注入至地层中，由于仅有已压开的裂缝可提供进液通道，所注入的碳酸盐岩颗粒进入已压开的裂缝中并起到封堵甚至砂堵效应，从而迫使井底压力持续增加，促进高破裂压力的射孔簇起裂。
当射孔簇数较多时，在压开新裂缝后，可循环注入所述碳酸盐岩颗粒，继续封堵新压开的裂缝，此时，因先压开裂缝已成功封堵，所注入的碳酸盐岩颗粒全部或绝大部分进入新压开的裂缝中而封堵裂缝，进而憋压并促进未压开射孔簇起裂。
根据本发明一种优选的实施方式，在步骤2中，按照2～4～6％的砂液比连续式加入携带有支撑剂的压裂液。
在进一步优选的实施方式中，在步骤2中，压裂液的液量10-20m3。
在更进一步优选的实施方式中，在步骤2中，每个砂液比下的压裂液液量按段塞量进行均分。
其中，在步骤2中，由于地层刚破裂，如砂液比太高，则大部分碳酸盐岩颗粒滞留于水平井筒中而达不到先压开裂缝缝口进行暂堵。
可根据井口压力的上升情况判断，若出现井口压力的快速上升(上升速度大于1.5MPa/min)，说明砂液比合理；若上升趋势不明显(上升速度为0.5～1.5MPa/min)，则再进行一次碳酸盐岩颗粒的暂堵作业，砂液比可再调低25～50％，；如井口压力上升趋势仍不明显(上升速度小于0.5MPa/min)，则再进行一次碳酸盐岩颗粒的暂堵作业，砂液比应比第一次提高0.5～1倍。若经过三次暂堵后井口压力未出现显著上升趋势，则说明射孔簇压开比例较高，可再进行一次碳酸盐岩颗粒的暂堵作业，段塞规模适度增加20～30％。
步骤3、注入压裂液造新缝。
根据本发明一种优选的实施方式，在步骤3中，所述压裂液选用常规压裂液，例如低粘度滑溜水。
在进一步优选的实施方式中，在步骤3中，注入20～30m3压裂液观察井口压力曲线。
在更进一步优选的实施方式中，如没有破裂显示，则注入30～40m3压裂液后停止注入。
其中，按压裂设计施工排量注入20～30m3的常规粘度压裂液，并观察井口压力曲线，若出现新的破裂压力点，且破裂压力高于第一次的破裂压力点，表明由于没有流动通道，井底压力进一步升高，迫使之前未压开的射孔簇发生裂缝起裂。如没有破裂显示，则注入30～40m3压裂液后停止注入。
在本发明中，所述低粘度滑溜水的粘度为2～3mPa.s。
步骤4、重复步骤2～步骤3两次以上，直至所有射孔簇均破裂并已封堵成功。
其中，当井口压力直线上升时，表明所有射孔簇均已压开并封堵住。
步骤5、注入变粘度酸液。
根据本发明一种优选的实施方式，在步骤5中，所述变粘度酸液包括30～40mPa.s的高粘酸液、9-12mPa.s的中粘酸液和2-3mPa.s的低粘酸液。
其中，酸液的粘度为目的层温度条件下采用1701/s的剪切速率剪切2小时后的测量结果。
在进一步优选的实施方式中，在步骤5中，先注入粘度30～40mPa.s的高粘酸液，然后注入9-12mPa.s的中粘酸液，最后注入2-3mPa.s的低粘酸液。
在更进一步优选的实施方式中，在步骤5中，注酸完成后，采用压裂液按3-5m3/min排量进行替酸。
在所有簇裂缝都被碳酸盐岩颗粒多次封堵压开后，为确保同步溶解封堵的碳酸盐岩颗粒，本发明采用变粘度稠化酸的注入模式，即：随着酸液注入的进行，酸液粘度逐步降低。
其主要目的是先采用高粘度酸液封堵靠近A靶点裂缝，后续注入的低粘度酸液由于其流动性较好，在高粘度酸液的封堵作用下易流入靠近B靶点的裂缝中，从而促进了多簇均匀进酸；后期低粘酸液注入过程中，近A靶点裂缝中的高粘度酸液在地层温度作用下逐步降粘，一方面，可实现所有簇缝口处碳酸盐岩颗粒同步溶解，另一方面，避免了单独停泵等待，因而大幅度提高了施工效率。
根据本发明一种优选的实施方式，在步骤5中，酸液体积为30～45m3。
在进一步优选的实施方式中，在步骤5中，注酸排量1～1.5m3/min，三种粘度的酸液体积按总酸量均分。
在本发明中，考虑到每种粘度的稠化酸体积相对较小，三种粘度的稠化酸可在相互独立的三个40m3容积的酸罐中储存及施工。每个罐底可单独接入连通井口的高压注入管汇。考虑施工中酸罐闸门的频繁切换，为保证施工的平稳及连续性，可派专人在每个酸罐罐底闸门处操作，即，当粘度变化的酸液开始注入前，要慢慢降低原粘度酸液所在酸罐的闸门开度，同时，要慢慢增加待注入酸液所在酸罐的闸门开度，确保总的注酸排量基本保持稳定。
根据本发明一种优选的实施方式，以3～4m3/min的排量注入低粘度滑溜水替酸。
在进一步优选的实施方式中，以4m3/min的排量注入滑溜水替酸，液量为井筒容积的0.8～1.2倍。
步骤6、压裂施工。
根据本发明一种优选的实施方式，步骤6包括以下子步骤：
步骤6.1、注入压裂液；
步骤6.2、以12～16m3/min的排量注入含有70-140目支撑剂的压裂液；
在步骤6.2中，将支撑剂按照3～5～7～9％的砂液比段塞式加入，各砂液比下携砂液的体积为井筒容积0.8～1.2倍，隔离液的液量为井筒容积0.8～1.2倍；步骤6.3、以12～16m3/min的排量注入含有40-70目支撑剂的压裂液；
在步骤6.3中，将40-70目支撑剂按砂液比为3％～4％～5％～5％～6％～7％段塞式加入，共分为2个携砂液段塞，前3个砂液比为第1个携砂液段塞，后3个砂液比为第2个携砂液段塞。各砂液比下携砂液的体积为井筒容积0.5～1倍，隔离液的液量为井筒容积0.8～1.2倍；
步骤6.4、以14～18/min的排量注入含有40-70目支撑剂的压裂液；
其中，在步骤6.4中，将40-70目支撑剂按砂液比为7％～8％～8％～9％～10％～11％～12％段塞式加入，共分为6个携砂液段塞，前2个砂液比为第1个携砂液段塞，后5个砂液比为5个携砂液段塞。各砂液比下携砂液的体积为井筒容积0.5～1倍，隔离液液量为井筒容积的0.8～1.2倍；
步骤6.5、以16～20m3/min的排量注入含有40-70目支撑剂的压裂液；
在步骤6.5中，将40-70目支撑剂按砂液比为12％～13％～13％～14％～14％～14％～15％段塞式加入，共分为4个携砂液段塞，前2个砂液比为第1个携砂液段塞，第3至4个砂液比为第2个携砂液段塞，第5个砂液比为第3个携砂液段塞，最后2个砂液比为4个携砂液段塞。各砂液比下携砂液的体积为井筒容积0.5～1倍，隔离液液量为井筒容积的0.8～1.2倍；
步骤6.6、以18～22m3/min的排量注入含有30-50目支撑剂的压裂液；
在步骤6.6中，将40-70目支撑剂按砂液比为13％～14％连续式加入。各砂液比下携砂液的体积为井筒容积的0.2～0.5倍。
步骤6.7、注入顶替液。
在步骤6.7中，所述顶替液包括中粘度滑溜水和低粘度滑溜水。
根据本发明一种优选的实施方式，在步骤6.1中，所述压裂液为高粘度胶液，粘度为40～60mPa.s。
在进一步优选的实施方式中，在步骤6.2中，所述压裂液为低粘度滑溜水，粘度为2～3mPa.s。
在更进一步优选的实施方式中，在步骤6.3～步骤6.6中，所述压裂液为中粘度滑溜水，粘度为7～12mPa.s。
步骤7、下入桥塞。
步骤8、重复步骤1～7，直至所有段施工完成，压后钻塞、返排、测试及求产。
在本发明中，在步骤1之前还进行碳酸盐颗粒的制备以及变粘度稠化酸的制备。
在本发明中，所述高粘度胶液的粘度为30～50mPa.s；所述中粘度滑溜水的粘度为7～12mPa.s；所述低粘度滑溜水的粘度为2～3mPa.s。
与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：
(1)本发明通过多次循环使用30-50目及70-140目混合粒径的碳酸盐岩颗粒，封堵部分已压开的射孔簇，迫使未压开射孔簇在高井底压力作用下发生压裂裂缝起裂并延伸，促进了多簇裂缝均衡起裂并同步扩展，有利于实现对甜点区的均匀改造，极大地提高了压裂改造效率；
(2)同时，通过碳酸盐岩颗粒暂堵与变粘度稠化酸解堵的方法，有利于实现对所有射孔簇裂缝缝口处碳酸盐岩颗粒同步溶解，避免了单独停泵等待作业，从而大幅度提高了施工效率。
附图说明
图1示出本发明所述方法的流程示意图。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明进行具体的描述，有必要在此指出的是以下实施例只用于对本发明的进一步说明，不能理解为对本发明保护范围的限制，本领域技术人员根据本发明内容对本发明做出的一些非本质的改进和调整仍属本发明的保护范围。
实施例1
某页岩气井垂深2198m、测深4385m、水平段长1565m。按照以下步骤进行改造：
(1)采用连续油管携带射孔枪完成第一段射孔作业。其中，按螺旋方式布孔，射孔长度共3m，射孔密度为16孔/m，射孔簇数为6簇，射孔孔眼共48个；
第一段射孔作业后，以1m3/min的排量共注入预处理酸10m3。然后以4m3/min的排量注入低粘度滑溜水45m3替酸。随后将排量下降至1m3/min注入低粘度滑溜水5m3替酸以增加酸岩反应时间。
最终注入50m3高粘度胶液40mPa.s造主缝。
(2)注入含有70-140目和30-50目混合粒径(1:1)碳酸盐岩颗粒的低粘度滑溜水，将砂液比按照2～4～6％的砂液比连续加入0.6m3，各砂液比下携砂液液量为5m3。随后注入低粘度滑溜水2mPa.s50m3后发现井口压力开始快速增加，达到1.8MPa/min，表明碳酸钙颗粒已成功封堵孔眼。
(3)注入25m3低粘度滑溜水2mPa.s后发现井口呈现破裂特征，考虑到先压开的射孔簇已封堵成功，说明有新的射孔簇发生裂缝起裂，此时，停止注低粘度滑溜水。
(4)重复步骤(2)～(3)两次后发现，井口压力直线上升时，表明所有射孔簇均已压开并封堵住。
(5)以1m3/min的排量注入高粘度酸液10m3，粘度为30mPa.s。随后以1m3/min的排量注入中粘度酸液10m3，粘度为9mPa.s。接着以1m3/min的排量注入低粘度酸液10m3，粘度为2mPa.s。最后以4m3/min的排量注入低粘度滑溜水(粘度为4mPa.s)50m3替酸。
(6)正常压裂施工；
(6.1)注入高粘度胶液，粘度为40mPa.s，压裂液液量为150m3。
(6.2)以14m3/min的排量注入含有70-140目支撑剂的低粘度滑溜水，滑溜水粘度为2mPa.s。将支撑剂按照3～5～7～9％的砂液比段塞式加入10.95m3，各砂液比下携砂液的液量分别为35m3、45m3、45m3、50m3，隔离液的液量分别为30m3、40m3、50m3、55m3。
(6.3)以14m3/min的排量注入含有40-70目支撑剂的中粘度滑溜水，滑溜水粘度为5mPa.s。将40-70目支撑剂按砂液比为3％～4％～5％～5％～6％～7％段塞式加入支撑剂8.6m3。其中，各砂液比下携砂液液量为40m3、30m3、20m3、40m3、30m3、20m3，共分为2个携砂液段塞，前3个砂液比为第1个携砂液段塞，后3个砂液比为第2个携砂液段塞，隔离液液量为60m3。
(6.4)以16m3/min的排量注入含有40-70目支撑剂的中粘度滑溜水，滑溜水粘度为5mPa.s。将40-70目支撑剂按砂液比为7％～8％～8％～9％～10％～11％～12％段塞式加入支撑剂26.7m3。其中，各砂液比下携砂液液量为40m3、20m3、60m3、55m3、50m3、50m3、50m3，共分为6个携砂液段塞，前2个砂液比为第1个携砂液段塞，后5个砂液比为5个携砂液段塞，隔离液液量为60m3。
(6.5)以18m3/min的排量注入含有40-70目支撑剂的中粘度滑溜水，滑溜水粘度为5mPa.s。将40-70目支撑剂按砂液比为12％～13％～13％～14％～14％～14％～15％段塞式加入支撑剂26.95m3。其中，各砂液比下携砂液液量为35m3、15m3、35m3、15m3、50m3、35m3、15m3，共分为4个携砂液段塞，前2个砂液比为第1个携砂液段塞，第3至4个砂液比为第2个携砂液段塞，第5个砂液比为第3个携砂液段塞，最后2个砂液比为4个携砂液段塞，隔离液液量为60m3。
(6.6)以20m3/min的排量注入含有30-50目支撑剂的中粘度滑溜水，滑溜水粘度为5mPa.s。将40-70目支撑剂按砂液比为13％～14％连续式加入支撑剂6.6m3。其中，各砂液比下携砂液液量为40m3、10m3。
(7)注入顶替液，包括：10m3的中粘度滑溜水(粘度为10mPa.s)和65m3的低粘度滑溜水(粘度为4mPa.s)随后下入桥塞。
(8)采用相似方法进行剩余段的压裂作业。处理返排液，排采求产。
该井投产后，稳产时间及累计产气量均高于邻井，说明本方法通过提高单段射孔簇的压开比例，在一定程度上促进了甜点区的均匀改造，最终提高了储层改造效率。
实施例2
某页岩气井垂深2375m、测深4500m、水平段长1726m。按照以下步骤进行改造：
(1)采用连续油管携带射孔枪完成第一段射孔作业。其中，按螺旋方式布孔，射孔长度共3m，射孔密度为16孔/m，射孔簇数为6簇，射孔孔眼共48个；
第一段射孔作业后，以1m3/min的排量共注入预处理酸10m3。然后以4m3/min的排量注入低粘度滑溜水45m3替酸。随后将排量下降至1m3/min注入低粘度滑溜水5m3替酸以增加酸岩反应时间。
最终注入50m3高粘度胶液45mPa.s造主缝。
(2)注入含有70-140目和30-50目混合粒径(1:1)碳酸盐岩颗粒的低粘度滑溜水，将砂液比按照2～4～6％的砂液比连续加入0.6m3，各砂液比下携砂液液量为5m3。随后注入低粘度滑溜水3mPa.s50m3后发现井口压力开始快速增加，达到2.1MPa/min，表明碳酸钙颗粒已成功封堵孔眼。
(3)注入25m3低粘度滑溜水3mPa.s后发现井口呈现破裂特征，考虑到先压开的射孔簇已封堵成功，说明有新的射孔簇发生裂缝起裂，此时，停止注低粘度滑溜水。
(4)重复步骤(2)～(3)两次后发现，井口压力直线上升时，表明所有射孔簇均已压开并封堵住。
(5)以1.5m3/min的排量注入高粘度酸液10m3，粘度为40mPa.s。随后以1m3/min的排量注入中粘度酸液10m3，粘度为12mPa.s。接着以1.5m3/min的排量注入低粘度酸液10m3，粘度为3mPa.s。最后以3m3/min的排量注入低粘度滑溜水(粘度为3mPa.s)50m3替酸。
(6)正常压裂施工：
(6.1)注入高粘度胶液，粘度为60mPa.s，压裂液液量为150m3。
(6.2)以14m3/min的排量注入含有70-140目支撑剂的低粘度滑溜水，滑溜水粘度为3mPa.s。将支撑剂按照3～5～7～9％的砂液比段塞式加入10.95m3，各砂液比下携砂液的液量分别为35m3、45m3、45m3、50m3，隔离液的液量分别为30m3、40m3、50m3、55m3。
(6.3)以14m3/min的排量注入含有40-70目支撑剂的中粘度滑溜水，滑溜水粘度为7mPa.s。将40-70目支撑剂按砂液比为3％～4％～5％～5％～6％～7％段塞式加入支撑剂8.6m3。其中，各砂液比下携砂液液量为40m3、30m3、20m3、40m3、30m3、20m3，共分为2个携砂液段塞，前3个砂液比为第1个携砂液段塞，后3个砂液比为第2个携砂液段塞，隔离液液量为60m3。
(6.4)以16m3/min的排量注入含有40-70目支撑剂的中粘度滑溜水，滑溜水粘度为7mPa.s。将40-70目支撑剂按砂液比为7％～8％～8％～9％～10％～11％～12％段塞式加入支撑剂26.7m3。其中，各砂液比下携砂液液量为40m3、20m3、60m3、55m3、50m3、50m3、50m3，共分为6个携砂液段塞，前2个砂液比为第1个携砂液段塞，后5个砂液比为5个携砂液段塞，隔离液液量为60m3。
(6.5)以18m3/min的排量注入含有40-70目支撑剂的中粘度滑溜水，滑溜水粘度为7mPa.s。将40-70目支撑剂按砂液比为12％～13％～13％～14％～14％～14％～15％段塞式加入支撑剂26.95m3。其中，各砂液比下携砂液液量为35m3、15m3、35m3、15m3、50m3、35m3、15m3，共分为4个携砂液段塞，前2个砂液比为第1个携砂液段塞，第3至4个砂液比为第2个携砂液段塞，第5个砂液比为第3个携砂液段塞，最后2个砂液比为4个携砂液段塞，隔离液液量为60m3。
(6.6)以20m3/min的排量注入含有30-50目支撑剂的中粘度滑溜水，滑溜水粘度为7mPa.s。将40-70目支撑剂按砂液比为13％～14％连续式加入支撑剂6.6m3。其中，各砂液比下携砂液液量为40m3、10m3。
(7)注入顶替液，包括：10m3的中粘度滑溜水(粘度为7mPa.s)和65m3的低粘度滑溜水(粘度为3mPa.s)。随后下入桥塞。
(8)采用相似方法进行剩余段的压裂作业。处理返排液，排采求产。
该井投产后，稳产时间及累计产气量均高于邻井，说明本方法通过提高单段射孔簇的压开比例，在一定程度上促进了甜点区的均匀改造，最终提高了储层改造效率。
Claims (10)
1.一种多次注酸及暂堵以促进多簇起裂的水平井压裂方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：
步骤1、任选地注入压裂液造主缝；
步骤2、注入携带混合粒径碳酸盐岩颗粒的压裂液；
步骤3、注入压裂液造新缝；
步骤4、重复步骤2～步骤3两次以上，直至所有射孔簇均破裂并已封堵成功；
步骤5、注入变粘度酸液；
步骤6、压裂施工；
步骤7、下入桥塞；
步骤8、重复步骤1～7，直至所有段施工完成，压后钻塞、返排、测试及求产。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，
在步骤1中，所述压裂液为高粘度胶液，优选粘度为30～50mPa.s。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤2中，所述碳酸盐岩颗粒为30-50目及70-140目混合粒径的碳酸盐岩颗粒，更优选地，30-50目碳酸盐岩颗粒和70-140目碳酸盐岩颗粒的用量为1：(0.8～1.2)。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤3中，所述压裂液为低粘度滑溜水，优选粘度为2～3mPa.s。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤2中，
以2～4～6％的砂液比连续式加入携带有混合粒径碳酸盐岩颗粒的压裂液；
压裂液的液量10-20m3；
每个砂液比下的压裂液液量按段塞量进行均分。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤2中，根据井口压力的上升情况判断：
如井口压力的上升速度大于1.5MPa/min，则砂液比合理；
如井口压力的上升速度为0.5～1.5MPa/min，则再进行一次碳酸盐岩颗粒的暂堵作业，砂液比调低25～50％；
如井口压力的上升速度小于0.5MPa/min，则再进行一次碳酸盐岩颗粒的暂堵作业，砂液比比第一次提高0.5～1倍。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤3中，注入20～30m3压裂液观察井口压力曲线，如没有破裂显示，则注入30～40m3压裂液后停止注入。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤5中，所述变粘度酸液包括30～40mPa.s的高粘酸液、9-12mPa.s的中粘酸液和2-3mPa.s的低粘酸液。
9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，在步骤5中，先注入30～40mPa.s的高粘酸液，然后注入9-12mPa.s的中粘酸液，最后注入2-3mPa.s的低粘酸液；
注酸完成后，采用压裂液按3-5m3/min排量进行替酸。
10.根据权利要求1～10之一所述的方法，其特征在于，在步骤5中，酸液体积为30～45m3，注酸排量1～1.5m3/min，三种粘度的酸液体积按总酸量均分；
注酸完成后，以3～4m3/min的排量注入低粘度滑溜水替酸。
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