CN113445976B - 一种高塑性地层的压裂方法与应用 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种高塑性地层压裂方法，包括：采用同离子酸性滑溜水和酸性清洁压裂液交替注入，然后再依次注入150‑180目小粒径支撑剂和30‑50目树脂包裹支撑剂，其中，所述酸性清洁压裂液的黏度为所述同离子酸性滑溜水黏度的10倍以上。所述方法充分发挥酸性同离子压裂液的优势，配合使用酸性清洁压裂液，形成黏性指进效应，提高裂缝复杂性；同时优化不同粒径支撑剂的注入比例和时机，缓解支撑剂在塑性地层的嵌入及壁面压实效应，提高压裂改造的有效性。本发明优化结果可有效指导压裂施工、增加改造体积、改善施工效果，从而获得最大的经济效益。

Description

一种高塑性地层的压裂方法与应用

技术领域

本发明属于石油开采领域，适用于砂泥岩及泥页岩油气藏，尤其涉及高塑性地层压裂新技术。

背景技术

湖相页岩气等地层的黏土含量相对较高，一般在40％以上，且黏土矿物成分中水敏性矿物含量相对较高，给水力压裂造成以下困难：1)裂缝起裂与延伸难度大。压裂时没有明显的破裂压力显示，即使起裂，裂缝扩展速度慢且很容易在延伸过程中部分闭合；2)主裂缝诱导应力小且传播范围有限。地层塑性大，段内多簇射孔形成诱导应力干扰在很大程度上弱化了，导致复杂支裂缝形成有限；3)支撑剂的嵌入程度大。由于塑性强，岩石硬度和抗压强度大幅度降低，造成支撑剂嵌入严重，裂缝导流能力大幅度降低，且在压后生产过程中，塑性引起泥饼局部流动，造成支撑剂的导流能力进一步递减；4)缝壁压实效应强。由于塑性造成的抗压强度降低，在压裂过程中，大排量或快提排量，都会造成井筒内水力压力集聚，大幅度增强裂缝壁面压实效应。缝壁压实造成缝壁的孔渗性大幅度降低，因此，即使裂缝长度及导流能力都很大，但因缝壁压实阻碍了垂直裂缝方向的岩石基质向裂缝内的供油气能力，因此，压后产量低及递减快就难以避免。这也是许多塑性强的储层压后效果差的主要原因。

中国专利CN106372325A提供了一种弹塑性地层井周应力场的获得方法及装置，涉及石油钻井及压裂技术。该方法包括：获得井周的岩石力学参数；井周弹性区在孔隙流体压力、弹性区内边界应力和地应力的作用下，建立井周弹性区应力场模型；井周塑性区在孔隙流体压力、井底流体压力的作用下，建立井周塑性区应力场模型；根据井周弹性区和井周塑性区的交界面处应力连续，求得塑性区范围；根据塑性区范围和井周弹性区应力场模型和井周塑性区应力场模型，获得井周弹性区和井周塑性区的径向应力分布和周向应力分布。该方法考虑了孔隙流体压力、井底流体压力和地应力共同作用下的井周岩石弹性、非线性塑性硬化和软化变形，是钻井液安全密度窗口预测和压裂破裂压力预测的基础。

文献《弹塑性地层水力压裂起裂模式及起裂压力研究》运用塑性全量理论，建立了弹塑性地层井周应力场模型；结合“井壁”应力场模型和弹塑性岩石破坏准则，建立了弹塑性地层的起裂压力预测模型。结果表明：岩石产生塑性屈服，“井眼”应力集中效应会减弱，“周向张应力会减小”，甚至无法产生。屈服后的起裂压力比线弹性理论预测值大，起裂模式存在拉张和剪切两种方式，剪切起裂存在破坏角。屈服后，幂硬化指数小于等于0.5的岩石只可能产生剪切起裂；幂硬化指数大于0.5的岩石，屈服应力、幂硬化指数、内摩擦角和凝聚力越小，越容易产生剪切起裂，反之越容易产生拉张起裂。

文献《地层塑性对水力压裂裂缝扩展影响的数值模拟》研究指出在具有塑性特征的地层中，岩石的塑性变形对水力压裂裂缝形态的影响显著。考虑地层岩石弹塑性变形、黏性压裂液流动与裂缝扩展的非线性耦合，建立了弹塑性地层中压裂裂缝扩展的数值计算模型，对弹塑性地层中压裂裂缝扩展行为进行了数值模拟研究。结果表明弹塑性地层裂缝扩展过程中裂缝尖端附近会产生显著的塑性变形，与仅考虑弹性的计算结果相比，压裂地层所需的裂缝扩展压力更高，且形成的裂缝相对更短、更宽。地层强度对裂缝扩展行为影响显著，强度越低，塑性变形程度越大，裂缝扩展压力越高，同时裂缝长度越短，宽度越宽。压裂液黏度对裂缝扩展影响相对较小，而在总注入流量相同的情况下，压裂液注入速率对裂缝扩展的影响不明显。

目前，主要针对脆性地层的常规压裂策略，基本无法考虑上述问题或考虑的因素非常单一，导致压后效果差，无法取得经济开发效益。因此，需要研究提出一种新的压裂技术，以解决上述局限性。

发明内容

当前，陆相页岩气已成为海相页岩气资源接替的重要阵地，但是与海相页岩相比，陆相页岩石英含量低，黏土矿物含量高，表现出较强的塑性。常规针对脆性地层的压裂技术已明显不太适用。为了克服现有技术中存在的问题，本发明提供了一种新的高塑性地层压裂方法，为压裂现场施工设计提供依据。本发明所述方法可有效解决塑性地层嵌入大、裂缝壁面压实作用强的问题，具有广阔的应用前景。

本发明的目的在于提供一种高塑性地层的压裂方法，包括：采用同离子酸性滑溜水和酸性清洁压裂液交替注入，然后再依次注入150-180目小粒径支撑剂和30-50目树脂包裹支撑剂，其中，所述酸性清洁压裂液的黏度为所述同离子酸性滑溜水黏度的10倍以上。

在一种优选的实施方式中，所述方法包括以下步骤：

步骤1、关键储层参数的评价。

主要包括岩性、全岩矿物组分、岩石力学参数、三向地应力参数及天然裂缝发育情况等。采用导眼井目的层取心，模拟实际储层温度、应力及孔隙压力等情况进行室内测试分析等。水平段的上述各关键参数分布，依据测井参数类比及导眼井建立的测井解释参数与岩心实验参数间的关系，综合权衡确定。

步骤2、同离子酸性滑溜水和酸性清洁压裂液的准备。

在一种优选的实施方式中，在步骤2中，所述同离子酸性滑溜水的黏度为1-3mPa.s。

在进一步优选的实施方式中，在所述同离子酸性滑溜水内添加有所述高塑性地层对应的离子成分。

其中，针对黏土矿物中膨胀及运移矿物含有的离子类型，应用同离子效应的原理，在对应的压裂液配方中添加对应的离子成分，离子成分添加的浓度由全岩矿物分析结果确定，应基本与全岩矿物中的占比相当。由此确定的压裂液进入地层，就不会发生膨胀及运移效应。在此原理指导下，可研发具有同离子效应的酸性滑溜水体系(即所述同离子酸性滑溜水)，在抑制黏土膨胀及运移作用的同时，可溶蚀矿物并增加裂缝壁面的孔隙度，快速增加滤失带的孔隙压力，缓解缝壁压实效应。同时，同离子酸性滑溜水还可较大幅度地降低岩石强度，促进复杂裂缝的形成。

在一种优选的实施方式中，所述酸性清洁压裂液在目的层温度下170s^-1剪切速率下，2小时后尾黏达70mPa.s以上。

基于步骤1导眼井岩心配伍性结果，优化酸性清洁压裂液配方，稠化剂一般采用低分子酸性稠化剂，在目的层温度下170s^-1剪切速率下，2小时后尾黏达70mPa.s以上。

步骤3、下桥塞及射孔联作作业。

压裂第一段连续油管携带射孔枪射孔，其余段采用泵送方式注入桥塞及射孔联作管串。桥塞座封后丢手，逐簇上提射孔枪到预定位置射孔。所有簇射孔完成后，上提射孔枪，倒注酸流程。

步骤4、依次注入酸液和同离子酸性滑溜水。

在一种优选的实施方式中，在步骤4中，起始15-20m³液体采用浓度为15％-20％的盐酸，注酸排量为1.5-2m³/min。

在进一步优选的实施方式中，之后注入2～3个井筒容积的同离子酸性滑溜水，排量为4-8m³/min；优选地，当所述酸液前缘进入第一簇射孔后，同离子酸性滑溜水排量再降为1-2m³/min，以增加酸岩接触时间，提高酸压效果；更优选地，当所述酸液前缘进入第一簇射孔处5～10m³后，逐级上提排量，上提幅度为3-4m³/min。

其中，待第一段高浓度酸完全进入储层后，按正常设计排量注入，一般排量为井口限压下的最大值。提排量可采用分段提排量策略，以增加酸岩接触时间，提高滤失带地层压力，进而缓解缝壁压实的不利影响。

步骤5、注入酸性清洁压裂液。

在一种优选的实施方式中，注入1～1.5个井筒容积的步骤2所述酸性清洁压裂液，排量取井口限压下的最大值，且在1-2min内提到设计排量最大值。

在本发明中，应用酸性清洁压裂液造缝。酸性清洁压裂液由于滤失低，造缝效率高，在塑性强的地层可有效起裂与延伸裂缝，同时也可避免裂缝在延伸过程中的部分闭合效应。由于是酸性稠化剂形成的体系，与同离子酸性滑溜水配伍性好，有利于充分挖掘同离子滑溜水与酸性清洁压裂液的优势。

步骤6、重复进行步骤4～5多次，优选两次。

多次交替注入结束后，要求酸性清洁压裂液尽快立即破胶，以便于后续支撑剂的顺畅进入。

在本发明中，为了最大限度地发挥同离子酸性滑溜水与酸性清洁压裂液的潜力，采用二者交替注入的方式，且二者间的黏度差异应在10倍以上，以尽快形成黏滞指进效应，促使主裂缝的形成及近井、中井及远井处复杂裂缝的形成。为了降低缝壁压实效应，低黏度同离子酸性滑溜水的体积应占段内泵注总体积的50％～60％。

步骤7、注入携带150-180目小粒径支撑剂的压裂液。

在一种优选的实施方式中，在步骤7中，砂液比为3％-6％-9％-12％，每级砂液比体积为0.8～1个井筒容积。

其中，由于支撑剂粒径较小，可采用较高砂液比的连续加砂模式。

在一种优选的实施方式中，在步骤7中，所述压裂液采用步骤2所述酸性清洁压裂液，排量取井口限压下的最大值。

步骤8、注入携带30-50目树脂包裹支撑剂的压裂液。

在一种优选的实施方式中，在步骤8中，采用连续加砂模式，砂液比为6％-9％-12％-15％-18％-21％-24％-27％，每级砂液比体积为0.8～1个井筒容积。

在进一步优选的实施方式中，在步骤8中，所述压裂液的黏度为10～40mPa.s，随着砂液比增加，各砂液比下对应的压裂液黏度逐渐增大；优选地，随着砂液比增加，不同砂液比对应的压裂液黏度分别取10-10-20-20-30-30-40-40mPa.s，排量取井口限压下的最大值。

在一种优选的实施方式中，所述树脂包裹支撑剂的制备方法如下：

(1)先制备耐酸树脂：将10-70重量份的多元醇加入装入三口圆底烧瓶中，当温度达到50-80℃后加入5-30重量份异氰酸酯，搅拌均匀后升温至70-90℃反应1-3h。再加入1-20重量份的乌洛托品和1-20重量份丙酮，控制温度为45-65℃反应1-3h。反应结束后自然冷却至10-40℃，加入5-40重量份的三乙胺中和5-20min，后加入蒸馏水进行高速剪切10-50min；最后除去丙酮即可得到耐酸树酯；

(2)制备树脂包裹支撑剂：将石英砂加热至一定温度(优选90-150℃)，转入混砂机中，当温度降到覆膜温度(优选50-100℃)时倒入石英砂重量1％-5％的所述耐酸树酯，搅拌3-10min之后取出砂样使其自然冷却至室温即可。

在本发明中，为了降低支撑剂的嵌入效应，采用双重防嵌入技术。一是采用粒径相对集中的小粒径支撑剂(如步骤7)，由于小粒径支撑剂在裂缝壁面排布密实，支撑面积较大，整体上防嵌入功能较强；在此基础上，增加施工砂液比，在裂缝壁面铺置更多层的所述小粒径支撑剂，则上述整体防嵌入功能就会进一步增强，且小粒径支撑剂只要粒径相对集中，其提供的导流能力与大粒径支撑剂基本差别不大；理想情况下，等粒径支撑剂提供的支撑剂堆的孔隙度都是47.6％，而与粒径大小没有关系。二是施工中后期采用树脂包裹的大粒径支撑剂(如步骤8)，支撑剂承受的力遇到包裹树脂时会被大部分释放。因此，支撑剂压碎的概率会大幅度降低，即使被压碎，破碎的颗粒仍包裹在一起，小颗粒不会运移堵塞在支撑剂堆孔喉处，对导流能力造成不利影响。

为了实现上述小粒径支撑剂尽可能贴在裂缝壁面，携砂液采用先高黏度(如步骤7)，然后采用变黏度压裂液(如步骤8)。变黏度压裂液施工时，先是低黏度携带低砂液比进行施工，然后逐级增加黏度，以确保砂液比增加后的施工安全性。低黏度携砂液因黏度低，绝大部分应在裂缝的中间地带突进，如黏度差达到6倍以上形成黏滞指进效应更好。

步骤9、顶替作业。

在一种优选的实施方式中，在步骤9中，取当段井筒容积的110％-120％作为顶替量。

在进一步优选的实施方式中，在步骤9中，前30-40％采用黏度50-60mPa.s的瓜胶压裂液，之后换用黏度1-3mPa.s的滑溜水，排量取井口限压下的最大值。

步骤10、其它段施工，重复步骤3～9，直到将所有段施工完为止。

步骤11、钻塞、返排、测试及生产等，参照常规流程及参数执行。

本发明目的之二在于提供本发明目的之一所述压裂方法在高塑性地层压裂中的应用。

与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：本发明设计合理、方法明晰、简便高效，可以进行高塑性地层压裂工艺及参数设置。优化结果可有效指导高塑性地层压裂施工、极大增加改造体积、明显改善施工效果，从而取得最好的经济效益。

附图说明

图1示出本发明所述方法其中一种实施方式的流程示意图。

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。

实施例与对比例中采用的原料，如果没有特别限定，那么均是现有技术公开的，例如可直接购买获得或者根据现有技术公开的制备方法制得。

实施例中采用的树脂包裹支撑剂如下获得：

(1)先制备耐酸树脂：将20重量份的多元醇加入装入三口圆底烧瓶中，当温度达到65℃后加入10重量份异氰酸酯，搅拌均匀后升温至75℃反应2h。再加入5重量份的乌洛托品和10重量份的丙酮，控制温度为55℃反应2.5h。反应结束后自然冷却至35℃，加入7重量份的三乙胺反应15min，后加入蒸馏水进行高速剪切35min；最后除去丙酮即可得到耐酸树酯；

(2)制备树脂包裹支撑剂：将石英砂加热至120℃，转入混砂机中，当温度降到60℃时倒入石英砂重量14％的所述耐酸树酯，搅拌10min之后取出砂样，使其自然冷却至室温即可。

【实施例1】

对东北地区塑性地层A井实施本发明所述方法。该井垂深3200m，水平段长1000m。将井筒分成12段进行压裂。以第1段为例，通过本发明所提供的方法进行施工。具体步骤如下：

1)关键储层参数的评价

储层温度103℃，压力39MPa，最大水平应力63MPa，最小水平应力55MPa，弹性模量21GPa，泊松比0.3。石英含量25％，碳酸盐岩20％，黏土矿物40％。

2)同离子酸性滑溜水和酸性清洁压裂液的制备

根据导眼井岩心及全岩分析结果，按同离子效应原则，确定同离子酸性滑溜水配方：5％盐酸+0.5％表面活性剂+1％降阻剂+1％CaCl₂+1.5％AlCl₃+0.5％MgCl₂，黏度为1mPa.s。

优化酸性清洁压裂液配方，在目的层温度下170s^-1剪切速率下，2小时后尾黏达70mPa.s以上。所述酸性压裂液的配方为：15％盐酸+0.5％清洁增稠剂+0.18％交联剂+0.25％表面活性剂+0.03％破胶剂。

3)下桥塞及射孔联作作业

压裂第一段连续油管携带射孔枪射孔，其余段采用泵送方式注入桥塞及射孔联作管串。桥塞座封后丢手，逐簇上提射孔枪到预定位置射孔。所有簇射孔完成后，上提射孔枪，倒注酸流程。

4)依次注入酸液和同离子酸性滑溜水

该阶段起始20m³液体采用盐酸浓度15％的高浓度酸，注酸排量一般2m³/min，之后换用步骤2)制备的同离子酸性滑溜水，体积为100m³。排量可取5m³/min。5min后排量再降为2m³/min，15min后逐级上提排量，上提幅度可为4m³/min。待第一段高浓度酸完全进入储层后，按正常设计排量注入，一般排量为井口限压下的最大值。

5)酸性清洁压裂液注入

取步骤2)制备的酸性清洁压裂液60m³进行注入，排量取井口限压下的最大值，且应在1min内提到设计排量最大值。

6)第二次交替注入

重复步骤4)～步骤5)。

第三次交替注入

重复步骤4)～步骤5)。

三次交替注入结束后，高黏度压裂液尽快立即破胶，以便于后续支撑剂的顺畅进入。

7)150-180目小粒径支撑剂注入

采用较高砂液比的连续加砂模式，砂液般3％-6％-9％-12％，每级砂液比体积一般为50m³。压裂液采用黏度70mPa.s以上的高黏度酸性清洁液，排量取井口限压下的最大值。

8)30-50目树脂包裹支撑剂注入施工

采用连续加砂模式，砂液比为6％-9％-12％-15％-18％-21％-24％-27％，每级砂液比体积一般取50m³，不同砂液比对应的酸性清洁压裂液黏度分别取10-10-20-20-30-30-40-40mPa.s。排量取井口限压下的最大值。

9)顶替作业。

采用适度过顶替策略，顶替量80m³，且前30m³采用黏度60mPa.s的常规瓜胶压裂液，后50m³换用黏度1mPa.s的常规滑溜水，排量取井口限压下的最大值。

10)其它段施工，重复步骤3)～步骤9)，直到将所有段施工完为止。

11)钻塞、返排、测试及生产等，参照常规流程及参数执行。

压后测试，日产气3-6万方，液体返排率13％。

【实施例2】

对东北地区塑性地层B井实施本发明所述方法。该井垂深2900m，水平段长1100m。将井筒分成13段进行压裂。以第1段为例，通过本发明所提供的方法进行施工。具体步骤如下：

1)关键储层参数的评价

储层温度100℃，压力34MPa，最大水平应力61MPa，最小水平应力55MPa，弹性模量20GPa，泊松比0.28。石英含量25％，碳酸盐岩20％，黏土矿物40％。

2)同离子酸性滑溜水和酸性清洁高黏压裂液的制备

根据导眼井岩心及全岩分析结果，按同离子效应原则，确定同离子酸性滑溜水配方：6％盐酸+1％表面活性剂+1.5％降阻剂+1％CaCl₂+1.5％AlCl₃+0.5％MgCl₂，黏度为3mPa.s。

优化酸性清洁压裂液配方，在目的层温度下170s^-1剪切速率下，2小时后尾黏达70mPa.s以上。15％盐酸+0.5％清洁增稠剂+0.18％交联剂+0.25％表面活性剂+0.03％破胶剂。

3)下桥塞及射孔联作作业

压裂第一段连续油管携带射孔枪射孔，其余段采用泵送方式注入桥塞及射孔联作管串。桥塞座封后丢手，逐簇上提射孔枪到预定位置射孔。所有簇射孔完成后，上提射孔枪，倒注酸流程。

4)依次注入酸液和同离子酸性滑溜水

该阶段起始15m³液体采用盐酸浓度20％的高浓度酸，注酸排量为1.5m³/min，之后换用步骤2)制备的同离子酸性滑溜水，体积为80m³。排量可取5m³/min。5min后排量再降为2m³/min，15min后逐级上提排量，上提幅度可为3m³/min。待第一段高浓度酸完全进入储层后，按正常设计排量注入，一般排量为井口限压下的最大值。

5)酸性清洁压裂液注入

取步骤2)制备的酸性清洁压裂液60m³进行注入，排量取井口限压下的最大值，且应在2min内提到设计排量最大值。

6)第二次交替注入

重复步骤4)～步骤5)。

第三次交替注入

重复步骤4)～步骤5)。

三次交替注入结束后，高黏度压裂液尽快立即破胶，以便于后续支撑剂的顺畅进入。

7)150-180目小粒径支撑剂注入

采用较高砂液比的连续加砂模式，砂液般3％-6％-9％-12％，每级砂液比体积一般为50m³。压裂液采用黏度70mPa.s以上的高黏度酸性清洁液，排量取井口限压下的最大值。

8)30-50目树脂包裹支撑剂注入施工

采用连续加砂模式，砂液比为6％-9％-12％-15％-18％-21％-24％-27％，每级砂液比体积一般取50m³，不同砂液比对应的酸性清洁压裂液黏度分别取10-10-20-20-30-30-40-40mPa.s。排量取井口限压下的最大值。

9)顶替作业。

采用适度过顶替策略，顶替量80m³，且前25m³采用黏度50mPa.s的常规瓜胶压裂液，后55m³换用黏度3mPa.s的常规滑溜水，排量取井口限压下的最大值。

10)其它段施工，重复步骤3)～步骤9)，直到将所有段施工完为止。

11)钻塞、返排、测试及生产等，参照常规流程及参数执行。

压后测试，日产气3-5万方，液体返排率10％。

【对比例1】

重复实施例1的过程，区别在于，在步骤4)中采用酸性滑溜水替换所述同离子酸性滑溜水。

压后测试，日产气2-3万方，液体返排率3.5％。

【对比例2】

重复实施例1的过程，区别在于：1、采用的30-50目支撑剂(未包裹树脂)；2、在步骤8)中采用的不是变黏度压裂液，而采用的是30mPa.s压裂液。

压后测试，日产气1-2万方，液体返排率3％。

Claims (12)

1.一种陆相页岩高塑性地层的压裂方法，所述方法包括以下步骤：

步骤1、关键储层参数的评价；

步骤2、所述同离子酸性滑溜水和所述酸性清洁压裂液的准备，在所述同离子酸性滑溜水内添加有所述高塑性地层对应的离子成分；所述同离子酸性滑溜水的黏度为1-3mPa.s；所述酸性清洁压裂液在目的层温度下170s^-1剪切速率下，2小时后尾黏达70mPa.s以上；

步骤3、下桥塞及射孔联作作业；

步骤4、依次注入酸液和同离子酸性滑溜水；

步骤5、注入酸性清洁压裂液；

步骤6、重复进行步骤4～5多次；

步骤7、注入携带150-180目小粒径支撑剂的压裂液；在步骤7中，所述压裂液采用步骤2所述酸性清洁压裂液；

步骤8、注入携带30-50目树脂包裹支撑剂的压裂液；在步骤8中，所述压裂液的黏度为10～40mPa.s，随着砂液比增加，各砂液比下对应的压裂液黏度逐渐增大；

步骤9、顶替作业；

步骤10、其它段施工，重复步骤3～步骤9，直到将所有段施工完为止。

2.根据权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，在步骤4中，起始15-20m³液体采用盐酸浓度为15％-20％的酸液，注酸排量为1.5-2m³/min。

3.根据权利要求2所述的压裂方法，其特征在于，在步骤4中，之后注入2～3个井筒容积的同离子酸性滑溜水，排量为4-8m³/min。

4.根据权利要求3所述的压裂方法，其特征在于，在步骤4中，当所述酸液前缘进入第一簇射孔后，同离子酸性滑溜水排量再降为1-2m³/min，以增加酸岩接触时间，提高酸压效果。

5.根据权利要求4所述的压裂方法，其特征在于，在步骤4中，当所述酸液前缘进入第一簇射孔处5～10m³后，逐级上提排量，上提幅度为3-4m³/min。

6.根据权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，在步骤5中，注入1～1.5个井筒容积的步骤2所述酸性清洁压裂液，排量取井口限压下的最大值，且在1-2min内提到设计排量最大值。

7.根据权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，在步骤7中，砂液比为3％-6％-9％-12％，每级砂液比体积为0.8～1个井筒容积。

8.根据权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，在步骤8中，采用连续加砂模式，砂液比为6％-9％-12％-15％-18％-21％-24％-27％，每级砂液比体积为0.8～1个井筒容积。

9.根据权利要求1所述的压裂方法，其特征在于，随着砂液比增加，不同砂液比对应的压裂液黏度分别取10-10-20-20-30-30-40-40mPa.s，排量取井口限压下的最大值。

10.根据权利要求1～9之一所述的压裂方法，其特征在于，在步骤9中，取当段井筒容积的110％-120％作为顶替量。

11.根据权利要求10所述的压裂方法，其特征在于，在步骤9中，前30-40％采用黏度50-60mPa.s的瓜胶压裂液，之后换用黏度1-3mPa.s的滑溜水，排量取井口限压下的最大值。

12.根据权利要求1～11之一所述方法在陆相页岩高塑性地层压裂中的应用。