CN112832718B - 一种深层页岩气开发方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种深层页岩气开发方法，包括以下步骤：步骤(1)对页岩气的含气量进行评估，建立解析含气量与天然气赋存状态之间的关系；步骤(2)在远离水层、断裂带、钻三口水平井；步骤(3)，首先对三口水平井进行机械分段并完成段内射孔，然后利用酸液预处理射孔处的井筒；步骤(4)，利用水平段进行大规模压裂；步骤(5)，注入的流体类型顺序为中黏滑溜水、低黏酸液、中黏胶液，在支撑剂输送到位后，通过向地层传输电流的方式激发高能材料产生剧烈的氧化还原反应；步骤(6)，直井段、水平段采气井开采出高压混合气体净化分离后，可获得油燃料物质，根据产品需求，进一步深加工。该发明的应用，使深层页岩气的经济有效开发成为了可能，是页岩气方法技术领域的重要突破，对提高非常规油气藏的开发技术水平和经济效益具有重要意义。
Description
技术领域
本发明涉及油气藏开发领域，尤其涉及一种深层页岩气开发方法。
背景技术
目前，随着页岩气勘探开发进程的加深，深层复杂页岩气出现的概率越来越大。所谓“复杂页岩气”是指岩性上碳酸盐岩的含量超过20％，构造上伴随大量水平层理缝、纹理缝以及高角度天然裂缝(填充或未填充)的页岩气储层，其复杂性容易导致压裂裂缝的缝高失控，进而主裂缝净压力大幅降低，难以实现体积压裂的目标，此外，水平层理缝/纹理缝的沟通与延伸困难，裂缝的横向波及体积大幅受限。在三向应力特征上，受构造应力挤压作用，最小水平主应力可能出现与垂向应力接近的情况，此时，初始裂缝起裂和扩展依然是垂直裂缝，但随着裂缝宽度的不断增加，主裂缝净压力不断增加，主裂缝附近的诱导应力也逐渐增加，当诱导应力超过垂向应力与原始最小水平应力的差值后，可能在裂缝扩展的中后期出现“T”型裂缝的情况，即同时出现垂直裂缝和水平裂缝。由于垂向上页岩的厚度尤其是优质页岩的厚度只有几十米，垂向应力在缝高方向上相差不大。因此，一旦出现上述“T”型缝，则水平裂缝可能是多层的，出现多个层理缝/纹理缝同时张开的情况，此时，各种裂缝的宽度都相应降低，压裂砂堵的风险极高。
目前，深层页岩气压裂技术主要借鉴中浅层的做法，如低黏度滑溜水与高黏度胶液的混合压裂模式。但由于深层页岩气井与中浅层页岩气井不同，其两向水平应力及上覆地层压力都大幅度增加，水平层理/纹理及人工裂缝的尺度都相应降低，原先适用于中浅层的滑溜水造缝和沟通小尺度裂缝系统的能力都大幅度降低。即原先的滑溜水黏度应较大幅度降低。单纯降低稠化剂浓度，会降低深层页岩气压裂的降阻效果，而降阻效果又是至关重要的参数，不能轻易降低，否则，压裂施工的注入排量就会大幅度降低，无法实现复杂裂缝。而改为乳液型滑溜水，现场上两种滑溜水的应用，对应的注入设备及配套流程又有较大的差别，现场实施的可操作性存在问题，这样也会给深层页岩气压裂带来施工的风险及不确定性。更为重要的是，乳液型滑溜水的黏度也高达2-3mPas，对深层页岩气压裂而言，可能仍偏大，难以进一步沟通延伸更多的小微尺度裂缝系统。因此目前粉剂型和乳液型滑溜水均不适用于深层页岩气井压裂。。
因此，急需研究一种新的适应复杂页岩气特征的体积压裂技术，降低施工风险和难度，提高体积压裂施工成功率。
发明内容
针对现有技术中提到的技术问题，本发明提出了一种深层页岩气开发方法，具体是通过如下步骤实现的：
一种深层油页岩气开发方法，包括以下步骤：步骤(1)、对页岩气的含气量进行评估，建立解析含气量与天然气赋存状态之间的关系；步骤(2)、首先在远离水层、断裂带、钻三口水平井；步骤(3)、利用酸液预处理射孔处的井筒；步骤(4)、利用水平段进行大规模压裂；步骤(5)、注入的流体类型顺序为中黏滑溜水+低黏酸液+中黏胶液，所述的中黏滑溜水、低黏酸液、中黏胶液中均含有高能材料，三种液体压入后，挤入含有液体高能材料的压裂液携带支撑剂，高能材料是在高温和摩擦情况下都是性能稳定的，因此，在支撑剂输送到位后，通过向地层传输电流的方式激发高能材料产生剧烈的氧化还原反应(也就是说储层改造用的是在地层内用高能气体压裂的化学方法)；步骤(6)、直井段、水平段采气井开采出高压混合气体净化分离后，可获得油燃料物质，根据产品需求，进一步深加工，其特征在于：所述的步骤(4)中，增大粉陶比例，强化主缝打磨，暂堵转向，所述的步骤(5)中，采用缝端脱砂方法及中后期泵入胶液进行顶替；所述的步骤(4)中，在压裂实施过程中采用孔径为14mm、46孔射孔方式，单段2—3簇，簇间距为20—25m；平均单段液量为1912m3、砂量为61m3，排量为12—14m3/min；前置液量占总液量的19％；总体上低黏滑溜水的粘度为1—3mPas，重量份数为40％—50％；中黏滑溜水的粘度为9—12mPas，重量份数为30％—45％；胶液的粘度为40—60mPas，重量份数为15％—20％；70/140目陶粒重量份数为32％，40/70目陶粒重量份数为58％，30/50目陶粒重量份数为10％。
作为较佳实施例，优选地，关于游吸比，采用三段式分解法进行计算求取，具体为：分别视损失气量、解吸气量及残余气量为3个独立过程。
根据现场解析过程和原理，易于建立解析含气量与天然气赋存状态之间的关系。在页岩气解析过程中，游离气总是首先逃逸而构成损失气，同时也可有条件地成为解吸气的主要贡献者；吸附气则随时间延长和温度升高而逐渐成为逃逸天然气的主要贡献者，除一部分成为解吸气之外，它还是残余气的构成主体。由此，易于获得表征页岩中游离气与吸附气相对比值的参数或者游吸比。游吸比表征了页岩气的赋存状态特征，该值越高，页岩气越容易采出。因此总含气量较高但以游吸比较低的页岩气目标未必是有利目标，总含气量较低但游吸比较高的目标未必不是有利目标。同时满足总含气量和游吸比双高目标的页岩对象，是页岩气的甜点或者有利区。对于游吸比，采用三段式分解法进行计算求取(图4)。若分别视损失气量(a，m3)、解吸气量(b，m3)及残余气量(c，m3)为3个独立过程(大三段法)，则游吸比k1或k2通过如下公式获得：
式中:k1为损失气量(a)和残余气量(c)计算所得游离气量与吸附气量比例，无量纲；k2为损失气量(a)、解吸气量(b)和残余气量(c)计算所得游离气量与吸附气量比例。由于损失气量a的准确获取常较为困难，故可采用解吸气进行计算。若根据温度区间对解吸气进行分解，则可得对应的三段解吸气(小三段法)。假设b1，b2，b3分别对应室温(T0或T1)、地温(T2)以及高温(T3)条件下的解吸气量，则游吸比k3或k4通过如下公式获得：
式中:k3为解吸实验中常温解吸气量(b1)和高温解吸气量(b3)计算所得游离气量与吸附气量比例，无量纲；k4为解吸实验中常温解吸气量(b1)、地温解吸气量(b2)和高温解吸气量(b3)计算所得游离气量与吸附气量比例，无量纲；T0为常温段解吸起始温度，℃；T1为常温段解吸结束时温度，与T0相等，℃；T2为地温温度，℃；T3为高温温度，℃；b1，b2和b3分别为常温(T0或T1)解吸阶段、地温(T2)解吸阶段和高温(T3)解吸阶段的解吸气量，m3。根据上述分解，易于获得页岩气的可采系数(L)式中:L1为损失气量(a)、解吸气量(b)和残余气量(c)计算所得的页岩气可采系数，无量纲；L2为解吸实验中常温解吸气量(b1)、地温解吸气量(b2)和高温解吸气量(b3)计算所得的页岩气可采系数，无量纲。对于损失气的获得，目前多采用煤层气方法，即以解吸气数据为基础，求得解吸气量与时间平方根之间关系，在一系列理论假设和一定的限定条件下，对解吸气量进行反向拟合，从而获得线性或多项式拟合的损失气量。大量钻探结果表明，并不是所有的页岩均可计算损失气量。当岩心在高于地温条件或高温阶段时见解吸气，甚至仍未见解吸气时，不可计算损失气，因为此时计算的损失气实际上是不存在的；当岩心在加热至地温条件下见解吸气时，可计算损失气；当岩心在室温条件下可见解吸气时，表明页岩游离气含量高。由于损失气含量可以某种程度上反应出页岩中游离气的含量，近年来针对页岩损失气获取和计算的新方法一直是页岩含气量研究的重点之一。目前页岩损失气量的获得多采用回归计算的方法，即以解吸气数据为基础，求得解吸气量与时间平方根之间关系。在一系列理论假设和一定的限定条件下，对解吸气量进行反向拟合，从而获得线性或多项式拟合的损失气量。大量钻探结果表明，并不是所有的页岩均可计算损失气量。当岩心在高于地温条件或高温阶段时见解吸气，甚至仍未见解吸气时，不可计算损失气，因为此时计算的损失气实际上是不存在的；当岩心在加热至地温条件下见解吸气时，可计算损失气；当岩心在室温条件下可见解吸气时，表明页岩游离气含量高。游吸比是一个不同于含气量的页岩含气结构参数。在有游离气存在的前提下，游吸比与页岩总含气量呈正相关关系，含气量越大，游吸比越大，页岩气的可采能力越强。在页岩气生成初期或者保存条件较差情况下，页岩中的吸附气占比较高。页岩气保存条件越差，游离气逸散越多，页岩气的可采能力越差，直至仅有吸附气存在，此时的游吸比可能为零。对于游吸比的计算，可以在现场解析过程中，通过对不同阶段逃逸天然气量比值的计算，近似或等效折算为不同相态赋存天然气的比值，从而获得页岩游吸比。在测井解释过程中，亦可在对游离气和吸附气分别计算基础上，实现对游吸比的求取。进一步，还可以通过储层物性和等温吸附实验测试等方法进行计算。需要说明的是，页岩含气结构评价参数类型多样，但其中的游吸比直接反映了页岩气的可采能力。与总含气量相结合，易于对页岩气的资源/储量及其可采能力进行直接判断，是页岩气甜点预测的重要指标。
作为较佳实施例，脱砂方法：前期注入低密度支撑剂，促使主缝缝端脱砂，迫使主缝净压力增大，在主缝净压力提升过程中，可以相对容易地打开并沟通微缝及天然裂缝等，从而增加裂缝复杂程度。由图1可见：缝端脱砂净压力提升幅度较缝内暂堵慢，但缝内暂堵净压力过快增加容易引起缝高失控，同时将导致施工压力急剧增加，影响后续施工并带来施工风险。
有益效果：
本发明解决了常压深层页岩气压裂中随着垂深的增加，三向应力、最小水平主应力均增加，主裂缝的净压力降低，支撑剂承受的有效闭合应力增加，页岩岩石的塑形特征显著增强的问题，不仅能够有效的压开储层、还能够大大提高储层改造体积，充分挖掘储层的生产潜力。该发明的应用，使深层页岩气的经济有效开发成为了可能，是页岩气方法技术领域的重要突破，对提高非常规油气藏的开发技术水平和经济效益具有重要意义。
附图说明
图1为缝端脱砂与缝内暂堵的净压力变化示意图；
图2a为净压力增加比例随缝宽变化趋势图；
图2b为不同脱砂模式下净压力随缝宽变化趋势图；
图3a为缝宽随排量变化之间的关系图；
图3b为SRV随排量变化关系图；
图4为页岩气解吸过程与赋存方式关系。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明中的技术方案进行进出、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例，基于本发明中的实施例，本领域技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得所有其它实施例，都属于本发明的保护范围。
一种深层油页岩气开发方法，包括以下步骤：步骤(2)、首先在远离水层、断裂带、钻三口水平井；步骤(3)、利用酸液预处理射孔处的井筒；步骤(4)、利用水平段进行大规模压裂；步骤(5)、注入的流体类型顺序为中黏滑溜水+低黏酸液+中黏胶液，所述的中黏滑溜水、低黏酸液、中黏胶液中均含有高能材料，在支撑剂输送到位后，通过向地层传输电流的方式激发高能材料产生剧烈的氧化还原反应；步骤(6)、直井段、水平段采气井开采出高压混合气体净化分离后，可获得油燃料物质，根据产品需求，进一步深加工，其特征在于：所述的步骤(4)中，增大粉陶比例，强化主缝打磨，暂堵转向，所述的步骤(5)中，采用缝端脱砂方法及中后期泵入胶液进行顶替；
所述的步骤(5)中采用交替注酸和不同黏度液体交替注入；
所述的步骤(2)中，采用大孔径射孔，提高预处理酸用量，降低施工压力；
步骤(4)中，主加砂阶段采用中黏滑溜水，低砂比长段塞，后期采用胶液提高砂比及加砂规模，以增强裂缝支撑效果；
所述的中黏滑溜水的黏度为9-12mPas；
步骤(4)中，采用缝端脱砂方法：前期注入低密度支撑剂，促使主缝缝端脱砂，迫使主缝净压力增大，在主缝净压力提升过程中，便于打开并沟通微缝及天然裂缝，从而增加裂缝复杂程度；
在所述的步骤(1)中，关于游吸比，采用三段式分解法进行计算求取，具体为：分别视损失气量、解吸气量及残余气量为3个独立过程。
根据游吸比，获得页岩气的可采系数L，所述的可采系数通过如下公式获得：
式中，L1为损失气量(a)、解吸气量(b)和残余气量(c)计算所得的页岩气可采系数，无量纲；L2为解吸实验中常温解吸气量(b1)、地温解吸气量(b2)和高温解吸气量(b3)计算所得的页岩气可采系数，无量纲；
根据现场解析过程和原理，易于建立解析含气量与天然气赋存状态之间的关系。在页岩气解析过程中，游离气总是首先逃逸而构成损失气，同时也可有条件地成为解吸气的主要贡献者；吸附气则随时间延长和温度升高而逐渐成为逃逸天然气的主要贡献者，除一部分成为解吸气之外，它还是残余气的构成主体。由此，易于获得表征页岩中游离气与吸附气相对比值的参数或者游吸比。游吸比表征了页岩气的赋存状态特征，该值越高，页岩气越容易采出。因此总含气量较高但以游吸比较低的页岩气目标未必是有利目标，总含气量较低但游吸比较高的目标未必不是有利目标。同时满足总含气量和游吸比双高目标的页岩对象，是页岩气的甜点或者有利区。对于游吸比，采用三段式分解法进行计算求取(图4)。若分别视损失气量(a，m3)、解吸气量(b，m3)及残余气量(c，m3)为3个独立过程(大三段法)，则游吸比k1或k2通过如下公式获得：
式中:k1为损失气量(a)和残余气量(c)计算所得游离气量与吸附气量比例，无量纲；k2为损失气量(a)、解吸气量(b)和残余气量(c)计算所得游离气量与吸附气量比例。由于损失气量a的准确获取常较为困难，故可采用解吸气进行计算。若根据温度区间对解吸气进行分解，则可得对应的三段解吸气(小三段法)。假设b1，b2，b3分别对应室温(T0或T1)、地温(T2)以及高温(T3)条件下的解吸气量，则游吸比k3或k4通过如下公式获得：
式中:k3为解吸实验中常温解吸气量(b1)和高温解吸气量(b3)计算所得游离气量与吸附气量比例，无量纲；k4为解吸实验中常温解吸气量(b1)、地温解吸气量(b2)和高温解吸气量(b3)计算所得游离气量与吸附气量比例，无量纲；T0为常温段解吸起始温度，℃；T1为常温段解吸结束时温度，与T0相等，℃；T2为地温温度，℃；T3为高温温度，℃；b1，b2和b3分别为常温(T0或T1)解吸阶段、地温(T2)解吸阶段和高温(T3)解吸阶段的解吸气量，m3。根据上述分解，易于获得页岩气的可采系数(L)式中:L1为损失气量(a)、解吸气量(b)和残余气量(c)计算所得的页岩气可采系数，无量纲；L2为解吸实验中常温解吸气量(b1)、地温解吸气量(b2)和高温解吸气量(b3)计算所得的页岩气可采系数，无量纲。对于损失气的获得，目前多采用煤层气方法，即以解吸气数据为基础，求得解吸气量与时间平方根之间关系，在一系列理论假设和一定的限定条件下，对解吸气量进行反向拟合，从而获得线性或多项式拟合的损失气量。大量钻探结果表明，并不是所有的页岩均可计算损失气量。当岩心在高于地温条件或高温阶段时见解吸气，甚至仍未见解吸气时，不可计算损失气，因为此时计算的损失气实际上是不存在的；当岩心在加热至地温条件下见解吸气时，可计算损失气；当岩心在室温条件下可见解吸气时，表明页岩游离气含量高。由于损失气含量可以某种程度上反应出页岩中游离气的含量，近年来针对页岩损失气获取和计算的新方法一直是页岩含气量研究的重点之一。目前页岩损失气量的获得多采用回归计算的方法，即以解吸气数据为基础，求得解吸气量与时间平方根之间关系。在一系列理论假设和一定的限定条件下，对解吸气量进行反向拟合，从而获得线性或多项式拟合的损失气量。大量钻探结果表明，并不是所有的页岩均可计算损失气量。当岩心在高于地温条件或高温阶段时见解吸气，甚至仍未见解吸气时，不可计算损失气，因为此时计算的损失气实际上是不存在的；当岩心在加热至地温条件下见解吸气时，可计算损失气；当岩心在室温条件下可见解吸气时，表明页岩游离气含量高。游吸比是一个不同于含气量的页岩含气结构参数。在有游离气存在的前提下，游吸比与页岩总含气量呈正相关关系，含气量越大，游吸比越大，页岩气的可采能力越强。在页岩气生成初期或者保存条件较差情况下，页岩中的吸附气占比较高。页岩气保存条件越差，游离气逸散越多，页岩气的可采能力越差，直至仅有吸附气存在，此时的游吸比可能为零。对于游吸比的计算，可以在现场解析过程中，通过对不同阶段逃逸天然气量比值的计算，近似或等效折算为不同相态赋存天然气的比值，从而获得页岩游吸比。在测井解释过程中，亦可在对游离气和吸附气分别计算基础上，实现对游吸比的求取。
进一步，还可以通过储层物性和等温吸附实验测试等方法进行计算。需要说明的是，页岩含气结构评价参数类型多样，但其中的游吸比直接反映了页岩气的可采能力。与总含气量相结合，易于对页岩气的资源/储量及其可采能力进行直接判断，是页岩气甜点预测的重要指标；
前期注入低密度支撑剂，促使主缝缝端脱砂，迫使主缝净压力增大，在主缝净压力提升过程中，可以相对容易地打开并沟通微缝及天然裂缝等，从而增加裂缝复杂程度。由图1可见：缝端脱砂净压力提升幅度较缝内暂堵慢，但缝内暂堵净压力过快增加容易引起缝高失控，同时将导致施工压力急剧增加，影响后续施工并带来施工风险；
在Meyer压裂软件中建立压裂模拟模型，并加入脱砂方法模拟，调整模拟泵序及相关参数，促使裂缝端部脱砂，然后开始进行净压力模拟。由图2a-2b可见：裂缝端部脱砂开始后净压力会先迅速增长，随着缝宽的增大，净压力增加比例有所下降，但整体上会保持一个较高的增加比例，利于造复杂裂缝网络；
结合酸化的技术优势，采用多级交替注入方式，将酸液注入水力裂缝内，通过溶解天然裂缝内的碳酸盐矿物来增加孔隙度与渗透率及降低岩石强度，处理后更易多点破裂形成复杂裂缝；
基于压裂模拟模型，对不同黏度压裂液体造缝参数进行了模拟，由图3a-3b可知：10mPas时的缝宽为1mPas时的1.7倍；10mPas时的改造体积是1mPas时的83.9％；40mPas时的SRV是1mPas时的69.4％。因此，为充分利用各黏度液体的造缝效果，提高改造效果，采用低黏度滑溜水、中黏度滑溜水及胶液的液体组合。
通过模拟模型，优选簇数为2或3；当簇间距<25m时均产生有效的诱导应力干扰，结合该区域主流方法，簇间距定为20—25m；
通过模拟模型可知，当支撑剂规模达到1900m3(综合砂液比为3.5％)后，平均缝宽达到最大，缝高增长变缓；当支撑剂规模达到66.5—76.0m3(综合砂比为3.5％—4％)时，有效支撑的裂缝平均导流能力达到0.8—5.7Dc，优质页岩层获得有效支撑。因此，规模优化为1900m3液，63m3砂。
通过模拟模型可知，20％前置液及14m3/min排量条件下，前置液泵注完以后到整个泵注结束后缝高没有大幅增加，说明缝高控制良好，前置液比例在20％及以下不会出现缝高失控问题；
通过模拟模型可知，压裂液黏度对平均缝宽和SRV影响较大，可使平均缝宽增加2—3倍，考虑SRV与裂缝宽度的优势组合，优选黏度为100mPas以内的液体作为主体压裂液。
综上所述，根据上述方法参数优化结果，在压裂实施过程中采用孔径为14mm、46孔射孔方式，单段2—3簇，簇间距为20—25m；平均单段液量为1912m3、砂量为61m3，排量为12—14m3/min；前置液量占总液量的19％，总体上低黏滑溜水(1—3mPas)占40％—50％，中黏滑溜水(9—12mmPas)占30％—45％，胶液(40—60mPas)占15％—20％；70/140目陶粒占32％，40/70目陶粒占58％，30/50目陶粒占10％；泵注液量占总设计液量的50％—55％时，进行两级交替注酸；中后期采用两级胶液顶替，注入时机为注完胶液以后液量分别为总液量的62％和73％；同时在完成交替注酸后注入超低密度支撑剂，在支撑剂输送到位后，通过向地层传输电流的方式激发高能材料产生剧烈的氧化还原反应；全程采用低砂比长段塞方式注入。压后测试产量为26X104m3/d，与该区块内同深度、同品质页岩气井的产量相比，本发明产气量明显较高，从侧面说明上述技术思路及方法确实提高了裂缝复杂性及有效改造体积，利于增产。
本领域的技术人员可以对本发明进行各种改型和改变。因此，本发明覆盖了落入所附的权利要求书及其等同物的范围内的各种改型和改变。以上实施例仅供说明本发明之用，而非对本发明的限制，有关技术领域的技术人员，在不脱离本发明的精神和范围的情况下，还可以作出各种变换或变型，因此所有等同的技术方案也应该属于本发明的范畴，应由各权利要求所限定。
Claims (7)
1.一种深层页岩气体积压裂试验方法，包括以下步骤：
步骤(1)，对页岩气的含气量进行评估，建立解析含气量与天然气赋存状态之间的关系；
步骤(2)，远离水层、断裂带、钻三口水平井；
步骤(3)，首先对三口水平井进行机械分段并完成段内射孔，然后利用酸液预处理射孔处的井筒；
步骤(4)，利用水平段进行大规模压裂；
步骤(5)，注入的流体类型顺序为中黏滑溜水、低黏酸液、中黏胶液，所述的中黏滑溜水、低黏酸液、中黏胶液中均含有高能材料，此后在支撑剂输送到位后，通过向地层传输电流的方式激发高能材料产生剧烈的氧化还原反应；
步骤(6)，直井段、水平段采气井开采出高压混合气体净化分离后，可获得油燃料物质，根据产品需求，进一步深加工；
其特征在于：所述的步骤(4)中，增大粉陶比例，强化主缝打磨，暂堵转向，单段2—3簇，簇间距为20—25m；平均单段液量为1912m3、砂量为61m3，排量为12—14m3/min；前置液量占总液量的19％；低黏滑溜水的粘度为1—3mPas，重量份数为40％—50％；中黏滑溜水的重量份数为30％—45％；中黏胶液的粘度为40—60mPas，重量份数为15％—20％；70/140目陶粒重量份数为32％，40/70目陶粒重量份数为58％，30/50目陶粒重量份数为10％；所述的步骤(5)中，采用缝端脱砂方法及中后期泵入中黏胶液进行顶替。
2.如权利要求1所述的深层页岩气体积压裂试验方法，其特征在于，所述的步骤(2)中，在压裂实施过程中采用孔径为14mm、46孔射孔方式，采用大孔径射孔，提高预处理酸用量，降低施工压力。
3.如权利要求2所述的深层页岩气体积压裂试验方法，其特征在于，步骤(4)中，主加砂阶段采用中黏滑溜水，低砂比长段塞，后期采用中黏胶液提高砂比及加砂规模，以增强裂缝支撑效果。
4.如权利要求3所述的深层页岩气体积压裂试验方法，其特征在于，所述的中黏滑溜水的黏度为9-12mPas。
5.如权利要求4所述的深层页岩气体积压裂试验方法，其特征在于，步骤(4)中，采用缝端脱砂方法：前期注入低密度支撑剂，促使主缝缝端脱砂，迫使主缝净压力增大，在主缝净压力提升过程中，便于打开并沟通微缝及天然裂缝，从而增加裂缝复杂程度。
6.如权利要求5所述的深层页岩气体积压裂试验方法，其特征在于，在所述的步骤(1)中，关于游吸比，采用三段式分解法进行计算求取，具体为：分别视损失气量、解吸气量及残余气量为3个独立过程。
7.如权利要求6所述的深层页岩气体积压裂试验方法，其特征在于，根据游吸比，获得页岩气的可采系数L，所述的可采系数通过如下公式获得：
式中，L1为损失气量a、解吸气量b和残余气量c计算所得的页岩气可采系数，无量纲；L2为解吸实验中常温解吸气量b1、地温解吸气量b2和高温解吸气量b3计算所得的页岩气可采系数，无量纲。
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