CN112647914A

CN112647914A - 一种防止套管变形的压裂方法及其应用

Info

Publication number: CN112647914A
Application number: CN201910969878.9A
Authority: CN
Inventors: 蒋廷学; 肖博; 路保平; 王海涛; 卞晓冰; 卫然; 苏瑗; 左罗; 张志昂; 仲冠宇
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: 2019-10-12
Filing date: 2019-10-12
Publication date: 2021-04-13
Anticipated expiration: 2039-10-12
Also published as: CN112647914B

Abstract

本发明涉及一种防止套管变形的压裂新方法，属于石油开采领域，适用于页岩油气藏。所述方法综合采用钻完井及压裂一体化设计技术，优化水平井筒穿行方向，采用平面射孔技术，合理优化预处理酸的类型、配方及注入工艺参数等，配合超临界CO₂压裂液破岩，全程应用70‑140目自悬浮支撑剂等工艺技术，防止套管压裂变形，充分提高压裂裂缝改造体积。本发明极大增加了压裂改造效果，优化结果可有效指导压裂施工、极大增加改造体积、明显改善施工效果，从而获得最大的经济效益。

Description

一种防止套管变形的压裂方法及其应用

技术领域

本发明属于石油开采领域，具体涉及一种深层页岩气压裂防止套管变形的新方法。

背景技术

目前，深层页岩气压裂技术的应用越来越多，但由于埋深的大幅度增加，三向应力也相应大幅度增加，钻井时水平井筒及射孔带来的应力集中效应明显，加上水力压裂施工过程中井筒中的高施工压力的综合作用，以及经常采用的变排量施工中产生的压力脉冲效应等，都对套管的强度破坏作用加剧，严重时甚至发生套管变形的被动局面，使得后续下桥塞射孔联作及压后钻塞等都带来许多负面影响，严重时甚至可能中断压裂施工及压后钻塞等工作，甚至可能造成全井工程报废，进而带来重大的经济损失。

目前，常用的防止套管变形的技术措施主要有：1)应用高强度的套管；2)增加每簇射孔的长度，由原先的0.5-1.0m增加到1.5-2.5m。但这些措施有时仍未见明显的效果。上述第一个措施非常得当，但第二个措施，即单纯增加每簇射孔的长度，可能开始时多孔进液，有利于降低破裂压力和初期的裂缝延伸压力。但当裂缝延伸到一定程度后，由于页岩的强非均质性，总有一部分裂缝延伸得更充分，且因单簇射孔长度长，可能最终的裂缝延伸条数要适当增加，最终使得每条裂缝的延伸排量降低，因此，裂缝宽度等也相应降低，可能诱发早期砂堵现象，导致施工压力的持续快速上升，反而不利于保护套管。

因此，有必要研究提出一种深层页岩气压裂时的防止套管变形技术，以解决生产亟需解决的难题。

发明内容

为了解决现有技术存在的问题，本发明提供了一种防止套管变形的压裂方法，所述方法综合采用钻完井及压裂一体化设计技术，优化水平井筒穿行方向，采用平面射孔技术，合理优化预处理酸的类型、配方及注入工艺参数等，配合超临界CO₂压裂液破岩，全程应用70-140目自悬浮支撑剂等工艺技术，防止套管压裂变形，充分提高压裂裂缝改造体积。

本发明的总体思路是：

(1)钻完井及压裂一体化设计技术

按钻完井流程反向设计、正向施工。包括水平井筒的方位、套管的强度及壁厚等要完全满足后续压裂作业的井底压力要求。此外，所有的入井液(钻井液、固井液、完井液、压裂液等)要进行相互间的配伍性研究。以往只考虑各自与储层岩石及流体的配伍性，没有考虑相互间的配伍性。虽然在施工作业中是各种独立注入地层的，但在遇到天然裂缝发育的位置，钻井液的滤失加大，与压裂时的压裂液就有机会接触甚至发生不配伍反应，影响页岩气井的正常返排及求产等工作。

(2)采用平面射孔技术

应用连续油管水力喷射技术，将所有的射孔眼都定位在一个平面内，该平面的方位与水力裂缝的方位一致。通过对套管破坏强度的ABAQUS分析，只要平面内的射孔总数小于10孔，与常规的螺旋式16孔/米的射孔方式相比，就不降低套管的强度。为保险起见，可将每个平面内的射孔总数控制在6孔之内。

与常规的螺旋式射孔相比，最终的裂缝延伸排量等都获得大幅度增加，因此，裂缝砂堵的概率大幅度降低，也极大地降低了套管变形的风险。

(3)尽量降低近井裂缝弯曲摩阻效应

主要是水平井筒方位与水力裂缝方位间的夹角，二者间起码要大于60°，否则，近井裂缝弯曲摩阻的增加，会大幅度增加压裂施工时的破裂压力和前期的延伸压力，给套管变形创造了可能性。

(4)合理优化预处理酸的类型及配方、注入工艺参数等

深层页岩气压裂的技术关键是酸预处理技术是否优化及实施控制得当。该措施应用得好，可大幅度降低页岩的破裂压力，现场有时甚至可降低施工压力20MPa以上。一般用常规盐酸就可以，但如要降低近井裂缝弯曲摩阻，则必须与页岩的岩矿特征相适应，通过导眼井的相应层位取心及不同酸类型及配方的酸岩溶蚀率及导流能力等实验结果，从中优选合适的酸类型及配方。等酸到达井底射孔位置后，再将排量逐渐提高，以增加每簇射孔均匀进酸的概率，同时，逐步提高排量也具有清孔的作用。

(5)采用超临界CO₂压裂液破岩

超临界CO₂压裂液具有极低的黏度，一般只有0.02mPa.s左右，比常规的滑溜水压裂液的9-12mPa.s降低了三个数量级，因此，其破岩作用大大提高，可在一定程度上降低页岩的破裂压力及套管变形的风险。

(6)全程应用70-140目自悬浮支撑剂

一般不推荐超低密度支撑剂，因深层页岩的闭合压力太高，而超低密度支撑剂的抗压强度难以满足深层页岩气压裂的需要。应用具体同样自悬浮功能的支撑剂后，其支撑剂的密度没有降低，因此，在深层页岩气中抗压性能可以满足要求。且在加砂过程中不容易发生砂堵现象，也在很大程度上避免了因砂堵或出现砂堵迹象后的井筒压力快速上升现象而导致套管变形。

之所以全程应用70-140目小粒径支撑剂，主要在于小粒径支撑剂更易进入深层页岩的窄裂缝中去，且页岩深度越大，70-140目支撑剂的导流能力与40-70目甚至30-50目等大粒径支撑剂的导流能力的差异性越小。且小粒径支撑剂在同等的施工条件下可加入更多的量，因此支撑剂的铺砂浓度更高，因此，很有可能的是，小粒径支撑剂提供的裂缝导流能力反而更高。

之所以不用70-140目及40-70目两种支撑剂，主要因为，万一70-140目支撑剂占比设计不当，尤其当70-140目支撑剂的设计量偏高时，剩余的70-140目支撑剂势必会在大尺度的裂缝系统中运移，堵塞40-70目支撑剂的导流能力，反而起反作用。

根据本发明的第一方面，所述防止套管变形的压裂方法，包括：

(1).对关键储层参数进行评价；

(2).确定裂缝参数、压裂参数及套管性能参数；

(3).根据入井液的配伍性确定入井配方体系；

(4).根据(1)的评价结果确定水平井筒方位，所述水平井筒方位与水力裂缝方位的夹角大于60°；

(5).射孔作业。

根据本发明的一些实施方式，所述关键储层参数包括岩性、物性、含气性、岩石力学、三向地应力和天然裂缝发育情况。

根据本发明的一些实施方式，利用测井、录井及岩心实验对所述关键储层参数评价。

根据本发明的一些实施方式，采用模拟软件根据(1)中储层特性参数评价结果来确定所述裂缝参数，其中所述裂缝参数包括缝长、裂缝布局、缝间距和裂缝导流能力。

根据本发明的一些实施方式，利用模拟软件根据所述裂缝参数确定所述压裂参数，其中所述压裂参数包括压裂液的排量、压裂液的粘度、压裂液的液量、支撑剂量、支撑剂粒径和砂液比。

根据本发明的一些实施方式，利用模拟软件根据压裂施工井底压力确定所述套管性能参数，其中所述套管性能参数包括套管的钢级和壁厚。

根据本发明的一些实施方式，所述模拟软件包括ECLIPSE、MEYER和Frac Pro PT中的一种或多种。

根据本发明的一些实施方式，所述入井液包括钻井液、固井液、完井液和压裂液中的一种或多种。

根据本发明的一些实施方式，通过观察钻井液、固井液、完井液和压裂液等进行接触后是否会出现沉淀、絮凝等现象来判断所述入井液的配伍性，从中优选最佳的入井配方体系。

根据本发明的一些实施方式，在所述射孔作业之前确定射孔位置，所述射孔位置的确定包括：根据(1)中关键储层参数的评价结果和(2)中模拟确定的裂缝参数优选缝间距确定总射孔簇，按地质甜点及工程甜点的可压性指数评价结果与总射孔簇确定射孔位置。

根据本发明的一些实施方式，用平面射孔优选水利喷射的平面射孔进行射孔作业。

根据本发明的一些实施方式，所述平面内的射孔总数小于10孔，更优选小于7孔，进一步优选为4-6孔，所述孔径为8-30mm。

根据本发明的一些实施方式，所述方法还包括酸液预处理作业、超临界CO₂破岩作业和压裂施工作业。

根据本发明的一些实施方式，所述酸液预处理作业中的酸液选自盐酸、土酸和氧化剂中的一种或多种。

根据本发明的一些实施方式，所述氧化剂选自过硫酸铵和/或双氧水。

根据本发明的一些实施方式，根据酸液与取自导眼井的相应层位页岩的酸岩溶蚀率及导流能力的评价结果确定所述酸液的类型和组成，所述酸液的注入量为10-20m³，排量为1.5-6.0m³/min。

根据本发明的一些实施方式，根据地层岩石的矿物成分分析确定所采用的酸的类型，如果碳酸盐成分多，可采用盐酸；石英和黏土含量高，可选用土酸；也可根据地层情况采用氧化剂产生弱酸进而进行预处理。

根据本发明的一些实施方式，所述酸液的排量在进入射孔位置之前为1.5-2.0m³/min，在进入射孔位置之后为5.0-6.0m³/min。

根据本发明的一些实施方式，所述超临界CO₂破岩作业中，超临界CO₂的注入量为50-100m³，排量为(2)中确定的压裂液的最高排量的40％-60％。

根据本发明的一些实施方式，所述压裂施工作业包括采用滑溜水压裂液和支撑剂进行压裂。

根据本发明的一些实施方式，所述滑溜水压裂液的粘度、排量和所述支撑剂的排量为(2)中确定的压裂液的粘度、排量和支撑剂的排量。

根据本发明的一些实施方式，所述支撑剂包括自悬浮支撑剂，所述支撑剂的粒径为70-140目。

根据本发明的一些实施方式，所述自悬浮支撑剂采用甲基丙酸树脂(10-50％)和改性碳纳米颗粒(10-60％)及金属氧化物(0.1％-5％)，通过悬浮-聚合方法制得。

根据本发明的一些实施方式，所述自悬浮支撑剂包括甲基丙酸树脂、改性碳纳米颗粒以及金属氧化物的反应产物。

根据本发明的一些实施方式，所述自悬浮支撑剂采用甲基丙酸树脂和改性碳纳米颗粒及金属氧化物，通过悬浮-聚合方法制得。

根据本发明的一些实施方式，以反应原料总重计，甲基丙酸树脂的质量分数为10-50％，改性碳纳米颗粒为10-60％，金属氧化物为0.1％-5％。

根据本发明的一些实施方式，所述金属氧化物选自TiO₂、Fe₂O₃和MnO₂中的一种或多种。

本发明的第二方面提供了上述方法在深层页岩压裂中的应用，尤其是用在深层页岩压裂中防止套管变形。

本发明设计合理、方法明晰、简便高效、可一次性获得深层页岩防套变压裂施工参数及工艺流程设计。优化结果可有效指导深层页岩气压裂施工、极大增加改造体积、明显改善施工效果，从而获得最大的经济效益。

具体实施方式

下面将通过具体实施例对本发明做进一步地说明，但应理解，本发明的范围并不限于此。

本发明的具体的措施如下：

(1)关键储层参数的评价

包括岩性、物性、含气性、岩石力学、三向地应力、天然裂缝发育情况等，可采用常规的测井、录井及岩心实验等方法进行评价。

(2)裂缝参数系统及压裂施工参数优化

应用成熟的压后产量预测软件ECLIPSE，采用“等效导流能力”的方法设置人工裂缝。所谓“等效导流能力”，就是将裂缝的宽度放大一定的倍数后，相应地缩小裂缝内支撑剂的渗透率，使它们的乘积，即裂缝的导流能力保持不变。实践证明，不但可大幅度降低模拟工作量，还不降低最终的模拟精度。

然后，采用正交设计的方法，设置不同的缝长、裂缝布局(等缝长、两头长中间短的U型裂缝、长短缝交互的W型裂缝等)、缝间距、裂缝导流能力等，模拟上述不同参数组合下的压后产量动态及递减规律，从中优选压后产量相对最高而递减又相对最慢的参数组合为优化的裂缝参数系统。有了优化的裂缝参数，应用成熟的页岩气压裂的裂缝扩展模拟软件MEYER进行模拟，同样按正交设计的方法，模拟不同的压裂施工参数组合(排量、液量、支撑剂量、砂液比等)及压裂材料性质参数(压裂液黏度、支撑剂粒径等)下的裂缝参数变化及井底压力施工压力情况等，从中优选能获得上述优化的裂缝参数系统下的压裂施工参数组合及压裂材料性质参数。

(3)钻完井及压裂一体化设计

按思路(1)的要求进行钻完井及压裂的一体化设计。要取好邻井的岩心及地下流体资料，进行各种入井液的配伍性及相互间的配伍性实验研究，从中优选最佳的入井井配方体系。

然后由(2)模拟的压裂施工井底压力的要求，确定套管的钢级及壁厚等，以满足抗内压及外挤等参数满足后续水力压裂的要求。至于水平井筒的方位，要结合(1)的地质参数及地应力场方位的评价结果，为了获得横切裂缝的效果，需要水平井筒的方位与水力裂缝的方位垂直，但也要适当兼顾天然裂缝的方位，在满足水平井筒方位与水力裂缝方位夹角大于60°的前提下，水平井筒最好能穿越更多的天然裂缝，以实现复杂裂缝的改造效果。

(4)射孔位置确定及射孔作业

按照(1)的评价结果(水平段的评价结果要基于GR及密度等测井解释结果及其与直井导眼井的相应测井解释结果的对比分析)及(2)的缝间距的评价结果(由水平段长及缝间距的结果确定总的射孔簇数)，按地质甜点及工程甜点的可压性指数评价结果，取总簇数的排序结果进行射孔位置的优选，排序结果超过总簇数的就舍弃掉。

然后，应用连续油管带底部封隔器的成熟井下作业工具，按思路(2)平面射孔的技术要求，每个平面内射孔总数4-6个为宜。至于孔径大小及射孔排量确定等，参照每个孔眼的喷射速度至少达到130m/s以上来进行优化。射孔的砂液比应为6-8％，喷射时间约为5-10min。对埋深更深的页岩气而言，喷射时间可适当增加30％以上。

(5)酸预处理作业

酸类型及配方的确定，按思路(4)执行。至于注酸工艺参数，一般注酸1.5-2.0m³/min，注酸量10-20m³。等酸进入预定的射孔位置后，逐步将排量由2m³/min提高到6m³/min，以实现每簇射孔的均匀进酸及清孔效果。

为了保证酸岩有充足的反应时间，可在注酸作业完成后，适当停泵5-10min，然后在进行后续的施工作业。

(6)超临界CO₂破岩作业

基于思路(5)，用50-100m³超临界CO₂进行破岩作业。排量可取(2)中优化的最高排量的50％进行注入，以充分利用超低黏度的超临界CO₂高破岩效率的作用。

(7)常规滑溜水注入施工

基于(2)中优化的滑溜水黏度及液量的优化参数结果，在(6)作业结束后进行注入施工。

(8)70-140目全程小粒径自悬浮支撑剂输送施工，其中自悬浮支撑剂的制备方法如下：(1)制备聚合物。按照甲基丙酸树脂(33％)、碳纳米颗粒(20％)及少量金属氧化物Fe₂O₃(2％)和乙醇(45％)的比例，通过悬浮聚合法制成熔融态聚合物。(2)造粒及干燥。熔融态稳定的聚合物被泵送至造粒机。该聚合物经过换网器同时被过滤，经检验合格后，进入造粒机。然后，将小颗粒送至离心干燥机中，合格的颗粒由离心力和输送气干燥后送出。(3)筛分。从离心干燥机出来之后，颗粒进入震动分级器，同时通过筛子筛析出指定规格的支撑剂。

按思路(6)的要求，在(7)注入一定量后(基于(2)的注入程序设计要求)，开始按段塞式方式注入70-140目全程小粒径自悬浮支撑剂，排量取(2)中优化的最高排量。

考虑到自悬浮支撑剂的悬砂效果非常好，在施工的最后阶段，可不用高黏度的胶液，而全程采用滑溜水压裂液体系。考虑到深层页岩气的三向应力高，各种天然裂隙的原始尺度小，即使压裂过程中的滤失也不会太大，因此，滑溜水的造缝效率仍足以满足造主缝的要求。考虑到自悬浮支撑剂的易于携带性，在主裂缝的加砂阶段可采用连续加砂模式，一来不担心砂堵的出现，二来可大幅度提高主裂缝的导流能力。

(8)顶替作业

在(7)完成注入后，按井筒容积的110-130％设计总的顶替量。其中，顶替液的30-40％采用高黏度的胶液顶替，以防止水平井筒的沉砂效应影响后续的下桥塞作业。剩余的顶替量用低黏度的滑溜水，即使有些过顶替，因粘滞指进效应，也不能形成活塞式的顶替效应，从而较大幅度地降低了近井裂缝导流能力的损失。

(9)下一段作业，重复(4)～(8)的过程，直至将所有段压裂作业完毕为止。

(10)钻塞、返排及求产等流程，参照常规作业流程。

实施例1

中国重庆涪陵某页岩气井A井垂深3630m，水平段长1400m，以A井压裂为例，对本发明进一步详细说明。

步骤1，对A井进行储层评价。包括岩性、物性、含气性、岩石力学、三向地应力、天然裂缝发育情况等，采用常规的测井、录井及岩心实验等方法进行评价，用于施工方案的设计；

步骤2，应用压裂井产量预测常用的商业模拟软件ECLIPSE，模拟不同缝长及导流能力下的产量动态，基于目前成熟的压裂优化设计商业软件，如Frac Pro PT反演最佳的压裂施工参数组合。优化结果每段压裂液1800m³，砂量75m³，最高排量14m³/min。

步骤3，钻完井及压裂一体化设计。取好邻井的岩心及地下流体资料，进行各种入井液的配伍性及相互间的配伍性实验研究，从中优选最佳的入井井配方体系。模拟压裂施工井底压力，确定套管的钢级TP110，壁厚12.34mm。基于地质参数及地应力场方位的评价结果，确定水平井筒方位垂直于最大水平主应力方向。

步骤4，按地质甜点及工程甜点的可压性指数评价结果，确定平面射孔段簇分布，每簇6孔，孔径12mm。

步骤5，采用盐酸进行酸预处理作业，注酸2.0m³/min，注酸量10-20m³。注酸作业完成后，停泵10min。

步骤6，超临界CO₂破岩作业。用80m³超临界CO₂进行破岩作业。排量7m³/min。

步骤7，基于软件施工参数优化结果，进行A井的压裂施工加砂程序设计。以第1段压裂为例，先注入200m³常规滑溜水，然后进行70-140目全程小粒径自悬浮支撑剂输送施工，砂液比取2-4-6-8-10％，每个砂液比体积一般50m³。排量取14m³/min。共泵注滑溜水1540m³，加入支撑剂70m³，

其中自悬浮支撑剂的制备方法如下：(1)制备聚合物。按照甲基丙酸树脂(33％)、碳纳米颗粒(20％)及少量金属氧化物Fe₂O₃(2％)和乙醇(45％)的比例，通过悬浮聚合法制成熔融态聚合物。(2)造粒及干燥。熔融态稳定的聚合物被泵送至造粒机。该聚合物经过换网器同时被过滤，经检验合格后，进入造粒机。然后，将小颗粒送至离心干燥机中，合格的颗粒由离心力和输送气干燥后送出。(3)筛分。从离心干燥机出来之后，颗粒进入震动分级器，同时通过筛子筛析出指定规格的支撑剂。

步骤8，顶替压裂液60m³。排量取14m³/min。

步骤9，其他段施工，重复步骤4)～步骤8)。

通过本发明设计，A井一共完成20段压裂施工，累计注入地层总液量36000m³，累计加砂1400m³，经过数值模拟压后无阻流量达35×104m³/d，取得了显著的经济效益。

应当注意的是，以上所述的实施例仅用于解释本发明，并不对本发明构成任何限制。通过参照典型实施例对本发明进行了描述，但应当理解为其中所用的词语为描述性和解释性词汇，而不是限定性的词汇。可以按规定在本发明权利要求的范围内对本发明作出修改，以及在不背离本发明的范围和精神内对本发明进行修订。尽管其中描述的本发明涉及特定的方法、材料和实施例，但是并不意味着本发明限于其中公开的特定例，相反，本发明可以扩展至其它所有具有相同功能的方法和应用。

Claims

1.一种防止套管变形的压裂方法，包括：

(1).对关键储层参数进行评价；

(2).确定裂缝参数、压裂参数及套管性能参数；

(3).根据入井液的配伍性确定入井配方体系；

(5).射孔作业。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述关键储层参数包括岩性、物性、含气性、岩石力学、三向地应力和天然裂缝发育情况，优选地，利用测井、录井及岩心实验对所述关键储层参数评价；

和/或采用模拟软件根据(1)中储层特性参数评价结果来确定所述裂缝参数，其中所述裂缝参数包括缝长、裂缝布局、缝间距和裂缝导流能力，

采用模拟软件根据所述裂缝参数确定所述压裂参数，其中所述压裂参数包括压裂液的排量、压裂液的粘度、压裂液的液量、支撑剂量、支撑剂粒径和砂液比；

和/或利用模拟软件根据压裂施工井底压力确定所述套管性能参数，其中所述套管性能参数包括套管的钢级和壁厚；

优选地，所述模拟软件包括ECLIPSE、MEYER和Frac Pro PT中的一种或多种。

3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述入井液包括钻井液、固井液、完井液和压裂液中的一种或多种。

4.根据权利要求1-3中任一项所述的方法，其特征在于，在所述射孔作业之前确定射孔位置，所述射孔位置的确定包括：根据(1)中关键储层参数的评价结果和(2)中确定的裂缝参数优选缝间距确定总射孔簇，按地质甜点及工程甜点的可压性指数评价结果与总射孔簇确定射孔位置；

和/或采用平面射孔优选水利喷射的平面射孔进行射孔作业，优选所述平面内的射孔总数小于10孔，更优选小于7孔，进一步优选为4-6孔；所述孔径为8-30mm。

5.根据权利要求1-4中任一项所述的方法，其特征在于，所述方法还包括酸液预处理作业、超临界CO₂破岩作业和压裂施工作业。

6.根据权利要求1-5中任一项所述的方法，其特征在于，所述酸液预处理作业中的酸液选自盐酸、土酸和氧化剂中的一种或多种，所述氧化剂选自过硫酸铵和/或双氧水，优选地，根据酸液与取自导眼井的相应层位页岩的酸岩溶蚀率及导流能力的评价结果确定所述酸液的类型和组成，所述酸液的注入量为10-20m³，排量为1.5-6.0m³/min，更优选地，所述酸液的排量在进入射孔位置之前为1.5-2.0m³/min，在进入射孔位置之后为5.0-6.0m³/min。

7.根据权利要求1-6中任一项所述的方法，其特征在于，所述超临界CO₂破岩作业中，超临界CO₂的注入量为50-100m³，排量为(2)中确定的压裂液的最高排量的40％-60％。

8.根据权利要求1-7中任一项所述的方法，其特征在于，所述压裂施工作业包括采用滑溜水压裂液和支撑剂进行压裂，优选地，所述滑溜水压裂液的粘度、排量和所述支撑剂的排量为(2)中确定的压裂液的粘度、排量和支撑剂的排量；和/或所述支撑剂包括自悬浮支撑剂，所述支撑剂的粒径为70-140目。

9.根据权利要求1-8中任一项所述的方法，其特征在于，所述自悬浮支撑剂包括甲基丙酸树脂、改性碳纳米颗粒以及金属氧化物的反应产物，优选地所述金属氧化物选自TiO₂、Fe₂O₃和MnO₂中的一种或多种，和/或以反应原料总重计，甲基丙酸树脂的质量分数为10-50％，改性碳纳米颗粒为10-60％，金属氧化物为0.1％-5％。

10.根据权利要求1-9中任意一项所述的方法在深层页岩压裂中的应用，尤其是用在深层页岩压裂中防止套管变形。