CN112727426A - 一种深层页岩气压裂过程实时决策方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种深层页岩气压裂过程实时决策方法，所述方法针对垂深达3500m以上，孔隙度为2～6％，优质页岩厚度小于30m，脆性指数值为50～75％，最大水平主应力与最小水平主应力为20MPa以上，水力裂缝缝宽小于2mm的深层页岩气压裂过程，所述方法包括步骤：根据压裂施工过程中安全施工泵压和实时泵压的差值将压裂过程划分为一级压裂、二级压裂和三级压裂；根据一级压裂、二级压裂和三级压裂分别对应的第一净压力、第二净压力和第三净压力变化幅度范围判定井下发生的复杂情况，调整施工参数以避免所述复杂情况的发生。本发明具有能够实现加砂压裂泵注参数的快速反应、快速处理，有效降低施工风险等优点。
Description
技术领域
本发明涉及页岩储层压裂技术领域，具体来讲，涉及一种深层页岩气压裂过程实时决策方法。
背景技术
随着页岩气藏逐步向垂深3500m以深的开发，深层页岩气藏压裂改造以高压、大排量为特点的大规模压裂施工日益增多。由于深层页岩气应力绝对值增大，造成压裂过程中泵注压力高、裂缝宽度相对较窄、加砂难度增大。大部分深层页岩气井压裂难度大，加砂常常发生压力突然增加而导致砂堵的状况。同时深层页岩气井由于井深较深(普遍超过5000m)，连续油管下入难度和风险大，砂堵后，连续油管处理难度随之增大。因此，在加砂压裂设计和实施过程中，需要结合施工压力的实时分析处理进行液体粘度、加砂浓度、排量等泵注参数的实时决策与调整。现场上除常规的滑溜水以外，常常配备线性胶和胶联液以应对随时发生的特殊状况。目前，深层页岩气开始使用一体化变粘压裂液体系，实现了现场即配即用。但液体粘度与加砂压裂泵注参数的结合目前尚未形成，大部分井段一旦发生超压等现象，极易砂堵造成施工复杂，不仅严重降低施工效率，也带来了安全风险。
现有相关技术都是单一泵注参数判定和调整，或者强调加砂参数实时调整，或者强调液体性能参数实时调整。并未将液体携砂参数与支撑剂泵注参数结合进行综合评判与调整，单个参数调整对预防砂堵的作用不大。目前如果液体体系如果不是一体化变粘压裂液体系，则需要在多种液体之间切换改变粘度且粘度变化数值较固定，难以达到精确变粘调整携砂能力的条件。此外，由于深层页岩气应力高、缝宽相对较窄，一旦发生砂堵，反应时间极短(一般情况仅60～120s)，目前的调整方式由于需要在不同液体之间切换进行变粘，反应时间较长。
发明内容
本发明的目的在于解决现有技术存在的上述不足中的至少一项。例如，本发明的目的之一在于提供一种能够将压裂液体携砂参数与粘度参数结合进行综合评判与调整深层页岩气压裂过程实时决策方法。
为了实现上述目的，本发明提供了一种深层页岩气压裂过程实时决策方法。所述方法针对垂深达3500m以上，孔隙度为2～6％，优质页岩厚度小于30m，泊松比为0.15～0.3，脆性指数值为50～75％，最大水平主应力与最小水平主应力为20MPa以上，断层及伴生的微构造/天然裂缝发育，水力裂缝缝宽小于2mm，施工压力为80～100MPa的深层页岩气的压裂改造施工过程，所述方法包括步骤：根据压裂施工过程中安全施工泵压和实时泵压的差值范围将压裂过程划分为一级压裂、二级压裂和三级压裂三个等级；在压裂过程处于一级压裂的情况下，实时计算第一净压力并根据第一净压力变化幅度范围判定井下发生的复杂情况的类型以及发生的概率，调整施工参数以避免所述复杂情况的发生；在压裂过程处于二级压裂的情况下，实时计算第二净压力并根据第二净压力变化幅度范围判定井下发生的复杂情况的类型以及发生的概率，调整施工参数以避免所述复杂情况的发生；在压裂过程三级压裂的情况下，实时计算第三净压力并根据第三净压力变化幅度范围判定井下发生的复杂情况的类型以及发生的概率，调整施工参数以避免所述复杂情况的发生；其中，所述一级压裂为安全施工泵压和实时泵压差值大于20Mpa，所述二级压裂为安全施工泵压和实时泵压差值大于等于10Mpa且小于等于20Mpa，所述三级压裂为安全施工泵压和实时泵压差值小于10Mpa，所述第一净压力、第二净压力和第三净压力为产生新裂缝的净延伸压力。
在本发明的一个示例性实施例中，所述井下复杂情况可包括超压、砂堵和施工压力异常波动中至少一种。
在本发明的一个示例性实施例中，所述施工参数可包括压裂液砂浓度、压裂液泵注排量、压裂液的粘度、加砂方式、顶替液量和顶替液体粘度中至少一种。
在本发明的一个示例性实施例中，所述实时计算第一净压力并根据第一净压力变化幅度范围判定井下发生的复杂情况的类型以及发生的概率可包括步骤：
记所述第一净压力变化幅度为△K1，则，在所述△K1＜2Mpa时，判定井下发生复杂情况的概率小于5％；在所述2Mpa≤△K1＜5Mpa时，判定井下复杂情况为砂堵，发生砂堵的概率为5～25％；在所述5Mpa≤△K1≤8Mpa时，判定井下复杂情况为砂堵，发生砂堵的概率为25～55％；在所述△K1＞8Mpa时，判定井下复杂情况为砂堵和超压，砂堵发生的概率大于55％，超压发生的概率小于10％。
在本发明的一个示例性实施例中，所述调整施工参数以避免所述复杂情况的发生可包括步骤：
在所述△K1＜2Mpa时，维持当前施工参数，持续监控△K1值的变化；在所述2Mpa≤△K1＜5Mpa时，将压裂液粘度调升4～6mpa.s；在所述5Mpa≤△K1≤8Mpa时，将压裂液砂浓度调降20～30％和/或将压裂液粘度调升5～30mpa.s；在所述△K1＞8Mpa时，将压裂液砂浓度调降30～60％和/或将压裂液粘度调升30～70mpa.s。
在本发明的一个示例性实施例中，所述实时计算第二净压力并根据第二净压力变化幅度范围判定井下发生的复杂情况的类型以及发生的概率可包括步骤：
记所述第二净压力变化幅度为△K2，则，在所述△K2＜2Mpa时，判定井下发生复杂情况的概率小于10％；在所述2Mpa≤△K2＜5Mpa时，判定井下复杂情况为砂堵和超压，发生砂堵的概率为10～40％，发生超压的概率为20～50％；在所述5Mpa≤△K2≤8Mpa时，判定井下复杂情况为砂堵和超压，发生砂堵的概率为40～70％，发生超压的概率为20～50％；在所述△K2＞8Mpa时，判定井下复杂情况为砂堵和超压，发生砂堵的概率大于70％，发生超压的概率为50～70％。
在本发明的一个示例性实施例中，所述调整施工参数以避免所述复杂情况的发生可包括步骤：
在所述△K2＜2Mpa时，维持当前施工参数，持续监控△K2值的变化；在所述2Mpa≤△K2＜5Mpa时，将压裂液砂浓度调降15～25％和/或将压裂液粘度调升3～12mpa.s；在所述5Mpa≤△K2≤8Mpa时，将压裂液砂浓度调降30～65％和/或将压裂液粘度调升15～70mpa.s；在所述△K2＞8Mpa时，停止加砂，将压裂液粘度调升50～95mpa.s且压裂液的泵注量小于一个井筒容积。
在本发明的一个示例性实施例中，所述实时计算第三净压力并根据第三净压力变化幅度范围判定井下发生的复杂情况的类型以及发生的概率可包括步骤：
记所述第三净压力变化幅度为△K3，则，在所述△K3＜2Mpa时，判定井下发生复杂情况的概率小于20％；在所述2Mpa≤△K3＜5Mpa时，判定井下复杂情况为砂堵和超压，发生砂堵的概率为20～50％，发生超压的概率小于40％；在所述5Mpa≤△K3≤8Mpa时，判定井下复杂情况为砂堵和超压，发生砂堵的概率为50～80％，发生超压的概率为40～60％；在所述△K3＞8Mpa时，判定井下复杂情况为砂堵和超压，发生砂堵的概率为80～90％，发生超压的概率为60～90％。
在本发明的一个示例性实施例中，所述调整施工参数以避免所述复杂情况的发生可包括步骤：
在所述△K3＜2Mpa时，维持当前施工参数，持续监控△K3值的变化；在所述2Mpa≤△K3＜5Mpa时，将压裂液砂浓度调降35～65％，将压裂液粘度调升35～75mpa.s，段塞加砂且砂段塞量≤1.5倍井筒内容积；在所述5Mpa≤△K3≤8Mpa时，将压裂液砂浓度调降40～85％，将压裂液粘度调升30～95mpa.s，全程胶液携砂，段塞加砂且砂段塞量≤1.0倍井筒内容积；在所述△K3＞8Mpa时，停止加砂，将压裂液粘度调升60～100mpa.s且压裂液的泵注量不超过1倍井筒内容积，逐步降低压裂液排量。
与现有技术相比，本发明的有益效果可包括：
通过压裂施工过程中加砂压裂泵注参数(支撑剂浓度、排量)与液体粘度快速选择与切换实时调整加砂压裂泵注程序，实现加砂压裂泵注参数的快速反应、快速处理，降低施工复杂发生率，提高施工效率，降低安全风险与作业成本，达到减少或避免超压、砂堵等现象。
附图说明
图1示出了根据本发明的一个示例性实施例的深层页岩气压裂过程实时决策方法处于一级压裂状态流程示意图；
图2示出了根据本发明的一个示例性实施例的深层页岩气压裂过程实时决策方法处于二级压裂状态流程示意图；
图3示出了根据本发明的一个示例性实施例的深层页岩气压裂过程实时决策方法处于三级压裂状态流程示意图。
具体实施方式
在下文中，将结合附图和示例性实施例来详细说明本发明的深层页岩气压裂过程实时决策方法。
图1示出了根据本发明的一个示例性实施例的深层页岩气压裂过程实时决策方法处于一级压裂状态流程示意图；图2示出了根据本发明的一个示例性实施例的深层页岩气压裂过程实时决策方法处于二级压裂状态流程示意图；图3示出了根据本发明的一个示例性实施例的深层页岩气压裂过程实时决策方法处于三级压裂状态流程示意图。
在本发明的一个示例性实施例中，深层页岩气压裂过程实时决策方法针对垂深达3500m以上(普遍超过5000m)，孔隙度为2～6％，优质页岩厚度小于30m，泊松比为0.15～0.3，脆性指数值为50～75％，最大水平主应力与最小水平主应力为20MPa以上，断层及伴生的微构造/天然裂缝发育，水力裂缝缝宽小于2mm，施工压力为80～100MPa的深层页岩气的压裂改造施工过程。
如图1～3中所示，深层页岩气压裂过程实时决策方法可包括步骤：
根据压裂施工过程中安全施工泵压和实时泵压的差值范围将压裂过程划分为一级压裂、二级压裂和三级压裂三个等级。其中，所述一级压裂为安全施工泵压和实时泵压差值大于20Mpa，所述二级压裂为安全施工泵压和实时泵压差值大于等于10Mpa且小于等于20Mpa，所述三级压裂为安全施工泵压和实时泵压差值小于10Mpa，所述第一净压力、第二净压力和第三净压力为产生新裂缝的净延伸压力，也即井底压力减去裂缝闭合压力的差值，根据实时检测到的井底压力和裂缝闭合压力计算得到。根据每一级压裂计算出的净压力变化幅度对应范围判断当前井下可能发生的复杂情况，调整对应的施工参数以避免复杂情况的发生。具体来讲，首先将深层页岩气施工过程中最高安全施工压力与实时泵注压力的差值范围划分为一级压裂、二级压裂和三级压裂三个等级。在三个不同等级下分别根据每一压裂等级对应的井底压力和裂缝闭合压力的差值判断井下是否有复杂情况发生，以及发生复杂情况的种类和对应的概率，并采取相应的调整措施，预防砂堵，降低施工风险。例如，所述一级压裂可为安全施工泵压和实时泵压差值△P＞20Mpa，所述二级压裂可为安全施工泵压和实时泵压差值10Mpa≤△P≤20Mpa所述三级压裂可为安全施工泵压和实时泵压差值△P＜10Mpa。所述井下复杂情况可包括超压、砂堵和施工压力异常波动中至少一种。所述施工参数可包括压裂液砂浓度、压裂液泵注排量、压裂液的粘度、加砂方式(段塞式加砂、长短塞加砂、连续加砂等)、顶替液量和顶替液体粘度中至少一种。
在本实施例中，如图1所示，在安全施工泵压和实时泵压的差值处于一级压裂的情况下，实时计算第一净压力并根据第一净压力变化幅度范围判定井下发生的复杂情况的类型以及发生的概率，调整施工参数以避免所述复杂情况的发生。所述实时计算第一净压力并根据第一净压力变化幅度范围判定井下发生的复杂情况的类型以及发生的概率可包括步骤：
记所述第一净压力变化幅度为△K1，则，
在所述△K1＜2Mpa时，判定井下发生复杂情况的概率小于5％，说明井下没有复杂情况发生或发生复杂情况的概率极低。
在所述2Mpa≤△K1＜5Mpa时，判定井下发生的复杂情况为砂堵，发生砂堵的概率为5～25％；
在所述5Mpa≤△K1≤8Mpa时，判定井下发生的复杂情况为砂堵，发生砂堵的概率为25～55％；
在所述△K1＞8Mpa时，判定井下发生的复杂情况为砂堵和超压，其中，砂堵发生的概率大于55％，超压发生的概率小于10％。
所述调整施工参数以避免所述复杂情况的发生可包括步骤：
在所述△K1＜2Mpa时，维持当前施工参数，并持续监控△K1值的变化；
在所述2Mpa≤△K1＜5Mpa时，保持压裂液砂浓度不变，将压裂液粘度调升4～6mpa.s；
在所述5Mpa≤△K1≤8Mpa时，将压裂液砂浓度调降20～30％和/或将压裂液粘度调升5～30mpa.s；
在所述△K1＞8Mpa时，将压裂液砂浓度调降30～60％和/或将压裂液粘度调升30～70mpa.s。这里，可以同时调整压裂液砂浓度和压裂液粘度，也可以只调其中一个参数。
在本实施例中，如图2所示，在安全施工泵压和实时泵压的差值处于二级压裂的情况下，实时计算第二净压力并根据第二净压力变化幅度范围判定井下发生的复杂情况的类型以及发生的概率，调整施工参数以避免所述复杂情况的发生。所述实时计算第二净压力并根据第二净压力变化幅度范围判定井下发生的复杂情况的类型以及发生的概率可包括步骤：
记所述第二净压力变化幅度为△K2，则，
在所述△K2＜2Mpa时，判定井下发生复杂情况的概率小于10％，说明井下没有复杂情况发生或发生复杂情况的概率较低；
在所述2Mpa≤△K2＜5Mpa时，判定井下发生的复杂情况为砂堵和超压，其中，发生砂堵的概率为10～40％，发生超压的概率为20～50％；
在所述5Mpa≤△K2≤8Mpa时，判定井下发生的复杂情况为砂堵和超压，其中，发生砂堵的概率为40～70％，发生超压的概率为20～50％；
在所述△K2＞8Mpa时，判定井下发生的复杂情况为砂堵和超压，其中，发生砂堵的概率大于70％，发生超压的概率为50～70％。
所述调整施工参数以避免所述复杂情况的发生可包括步骤：
在所述△K2＜2Mpa时，维持当前施工参数，持续监控△K2值的变化；
在所述2Mpa≤△K2＜5Mpa时，将压裂液砂浓度调降15～25％和/或将压裂液粘度调升3～12mpa.s；
在所述5Mpa≤△K2≤8Mpa时，将压裂液砂浓度调降30～65％和/或将压裂液粘度调升15～70mpa.s；
在所述△K2＞8Mpa时，先停止加砂，再将压裂液粘度调升50～95mpa.s并且控制压裂液的泵注量小于一个井筒容积。
在本实施例中，如图3所示，在安全施工泵压和实时泵压的差值处于三级压裂的情况下，实时计算第三净压力并根据第三净压力变化幅度范围判定井下发生的复杂情况的类型以及发生的概率。所述实时计算第三净压力并根据第三净压力变化幅度范围判定井下发生的复杂情况的类型以及发生的概率可包括步骤：
记所述第三净压力变化幅度为△K3，则，
在所述△K3＜2Mpa时，判定井下发生复杂情况的概率小于20％，说明井下没有复杂情况发生或发生复杂情况的概率低；
在所述2Mpa≤△K3＜5Mpa时，判定井下发生的复杂情况为砂堵和超压，其中，发生砂堵的概率为20～50％，发生超压的概率小于40％；
在所述5Mpa≤△K3≤8Mpa时，判定井下发生的复杂情况为砂堵和超压，其中，发生砂堵的概率为50～80％，发生超压的概率为40～60％；
在所述△K3＞8Mpa时，判定井下发生的复杂情况为砂堵和超压，其中，发生砂堵的概率为80～90％，发生超压的概率为60～90％。
所述调整施工参数以避免所述复杂情况的发生可包括步骤：
在所述△K3＜2Mpa时，维持当前施工参数，持续监控△K3值的变化；
在所述2Mpa≤△K3＜5Mpa时，将压裂液砂浓度调降35～65％，将压裂液粘度调升35～75mpa.s，采用段塞加砂方式加砂且控制砂段塞量≤1.5倍井筒内容积。这里，通过控制砂段塞量的大小，可以避免支撑剂沉降量增加，避免缝宽的减小，维持缝宽，同时增加了顶替量与顶替频率，降低砂堵风险。
在所述5Mpa≤△K3≤8Mpa时，将压裂液砂浓度调降40～85％，将压裂液粘度调升30～95mpa.s，全程采用胶液携砂，采用段塞加砂方式加砂且控制砂段塞量≤1.0倍井筒内容积。
在所述△K3＞8Mpa时，停止加砂，将压裂液粘度调升60～100mpa.s且控制压裂液的泵注量不超过1倍井筒内容积，逐步降低压裂液排量。
综上所述，本发明的有益效果可包括：
根据压裂施工过程中安全施工泵压和实时泵压的差值范围将压裂过程划分为一级压裂、二级压裂和三级压裂三个等级，根据每一压裂等级的井底压力与裂缝闭合压力的差值的对应的范围判断当前井下是否有复杂情发生以及发生复杂情况的类型及其相应的概率，通过调整加砂压裂泵注参数(加砂浓度、排量)与液体粘度快速选择与切换实时调整加砂压裂泵注程序，实现加砂压裂泵注参数的快速反应、快速处理，降低施工复杂发生率，提高施工效率，降低安全风险与作业成本，达到减少或避免超压、砂堵等现象。
尽管上面已经结合示例性实施例及附图描述了本发明，但是本领域普通技术人员应该清楚，在不脱离权利要求的精神和范围的情况下，可以对上述实施例进行各种修改。
Claims (9)
1.一种深层页岩气压裂过程实时决策方法，所述方法针对垂深达3500m以上，孔隙度为2～6％，优质页岩厚度小于30m，泊松比为0.15～0.3，脆性指数值为50～75％，最大水平主应力与最小水平主应力为20MPa以上，断层及伴生的微构造/天然裂缝发育，水力裂缝缝宽小于2mm，施工压力为80～100MPa的深层页岩气的压裂改造施工过程，其特征在于，所述方法包括步骤：
根据压裂施工过程中安全施工泵压和实时泵压的差值范围将压裂过程划分为一级压裂、二级压裂和三级压裂三个等级；
在压裂过程处于一级压裂的情况下，实时计算第一净压力并根据第一净压力变化幅度范围判定井下发生的复杂情况的类型以及发生的概率，调整施工参数以避免所述复杂情况的发生；
在压裂过程处于二级压裂的情况下，实时计算第二净压力并根据第二净压力变化幅度范围判定井下发生的复杂情况的类型以及发生的概率，调整施工参数以避免所述复杂情况的发生；
在压裂过程三级压裂的情况下，实时计算第三净压力并根据第三净压力变化幅度范围判定井下发生的复杂情况的类型以及发生的概率，调整施工参数以避免所述复杂情况的发生；
其中，所述一级压裂为安全施工泵压和实时泵压差值大于20Mpa，所述二级压裂为安全施工泵压和实时泵压差值大于等于10Mpa且小于等于20Mpa，所述三级压裂为安全施工泵压和实时泵压差值小于10Mpa，所述第一净压力、第二净压力和第三净压力为产生新裂缝的净延伸压力。
2.根据权利要求1所述的深层页岩气压裂过程实时决策方法，其特征在于，所述井下复杂情况包括超压、砂堵、施工压力异常波动中至少一种。
3.根据权利要求1所述的深层页岩气压裂过程实时决策方法，其特征在于，所述施工参数包括压裂液砂浓度、压裂液泵注排量、压裂液的粘度、加砂方式、顶替液量和顶替液体粘度中至少一种。
4.根据权利要求1所述的深层页岩气压裂过程实时决策方法，其特征在于，所述实时计算第一净压力并根据第一净压力变化幅度范围判定井下发生的复杂情况的类型以及发生的概率包括步骤：
记所述第一净压力变化幅度为△K1，则，
在所述△K1＜2Mpa时，判定井下发生复杂情况的概率小于5％；
在所述2Mpa≤△K1＜5Mpa时，判定井下复杂情况为砂堵，发生砂堵的概率为5～25％；
在所述5Mpa≤△K1≤8Mpa时，判定井下复杂情况为砂堵，发生砂堵的概率为25～55％；
在所述△K1＞8Mpa时，判定井下复杂情况为砂堵和超压，砂堵发生的概率大于55％，超压发生的概率小于10％。
5.根据权利要求4所述的深层页岩气压裂过程实时决策方法，其特征在于，所述调整施工参数以避免所述复杂情况的发生包括步骤：
在所述△K1＜2Mpa时，维持当前施工参数，持续监控△K1值的变化；
在所述2Mpa≤△K1＜5Mpa时，将压裂液粘度调升4～6mpa.s；
在所述5Mpa≤△K1≤8Mpa时，将压裂液砂浓度调降20～30％和/或将压裂液粘度调升5～30mpa.s；
在所述△K1＞8Mpa时，将压裂液砂浓度调降30～60％和/或将压裂液粘度调升30～70mpa.s。
6.根据权利要求1所述的深层页岩气压裂过程实时决策方法，其特征在于，所述实时计算第二净压力并根据第二净压力变化幅度范围判定井下发生的复杂情况的类型以及发生的概率包括步骤：
记所述第二净压力变化幅度为△K2，则，
在所述△K2＜2Mpa时，判定井下发生复杂情况的概率小于10％；
在所述2Mpa≤△K2＜5Mpa时，判定井下复杂情况为砂堵和超压，发生砂堵的概率为10～40％，发生超压的概率为20～50％；
在所述5Mpa≤△K2≤8Mpa时，判定井下复杂情况为砂堵和超压，发生砂堵的概率为40～70％，发生超压的概率为20～50％；
在所述△K2＞8Mpa时，判定井下复杂情况为砂堵和超压，发生砂堵的概率大于70％，发生超压的概率为50～70％。
7.根据权利要求6所述的深层页岩气压裂过程实时决策方法，其特征在于，所述调整施工参数以避免所述复杂情况的发生包括步骤：
在所述△K2＜2Mpa时，维持当前施工参数，持续监控△K2值的变化；
在所述2Mpa≤△K2＜5Mpa时，将压裂液砂浓度调降15～25％和/或将压裂液粘度调升3～12mpa.s；
在所述5Mpa≤△K2≤8Mpa时，将压裂液砂浓度调降30～65％和/或将压裂液粘度调升15～70mpa.s；
在所述△K2＞8Mpa时，停止加砂，将压裂液粘度调升50～95mpa.s且压裂液的泵注量小于一个井筒容积。
8.根据权利要求1所述的深层页岩气压裂过程实时决策方法，其特征在于，所述实时计算第三净压力并根据第三净压力变化幅度范围判定井下发生的复杂情况的类型以及发生的概率包括步骤：
记所述第三净压力变化幅度为△K3，则，
在所述△K3＜2Mpa时，判定井下发生复杂情况的概率小于20％；
在所述2Mpa≤△K3＜5Mpa时，判定井下复杂情况为砂堵和超压，发生砂堵的概率为20～50％，发生超压的概率小于40％；
在所述5Mpa≤△K3≤8Mpa时，判定井下复杂情况为砂堵和超压，发生砂堵的概率为50～80％，发生超压的概率为40～60％；
在所述△K3＞8Mpa时，判定井下复杂情况为砂堵和超压，发生砂堵的概率为80～90％，发生超压的概率为60～90％。
9.根据权利要求8所述的深层页岩气压裂过程实时决策方法，其特征在于，所述调整施工参数以避免所述复杂情况的发生包括步骤：
在所述△K3＜2Mpa时，维持当前施工参数，持续监控△K3值的变化；
在所述2Mpa≤△K3＜5Mpa时，将压裂液砂浓度调降35～65％，将压裂液粘度调升35～75mpa.s，段塞加砂且砂段塞量≤1.5倍井筒内容积；
在所述5Mpa≤△K3≤8Mpa时，将压裂液砂浓度调降40～85％，将压裂液粘度调升30～95mpa.s，全程胶液携砂，段塞加砂且砂段塞量≤1.0倍井筒内容积；
在所述△K3＞8Mpa时，停止加砂，将压裂液粘度调升60～100mpa.s且压裂液的泵注量不超过1倍井筒内容积，逐步降低压裂液排量。
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