CN113685164B - 一种常压页岩气预增压实现体积压裂的方法与应用 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种常压页岩气预增压实现体积压裂的方法，所述方法综合采用段内多簇射孔增加诱导压力、注入超临界二氧化碳和低黏度滑溜水提升地层压力，变黏度变排量注入工艺促使主裂缝及支缝复杂化，合理选择预处理酸的类型等，配合注入液体量、注入工艺参数优化等工艺技术，有效改造常压页岩气藏，提高改造体积。本发明极大增加了常压页岩气压裂改造效果，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

一种常压页岩气预增压实现体积压裂的方法与应用

技术领域

本发明属于石油开采领域，涉及常压页岩气体积压裂的新技术。

背景技术

目前，常压页岩气资源量巨大，仅在中国石化矿权内的四川盆地内就有约8亿方资源量。但与高压页岩气相比，常压页岩气的地质特点如下：1)一般位于构造的边缘位置，各种构造运动频繁。由此造成游离气的大量逸散，因此，含气量偏低，且吸附气的占比较高；2)由于压力低，各种裂隙的原始开度小，因此，压裂过程中张开及延伸难度大，导致多尺度裂缝发育程度不够；3)由于压力低，压裂过程中的滤失压差大，因此，主裂缝净压力降低，裂缝复杂性也随之降低；4)目的层的岩石中，石英等脆性矿物的含量相对较高，因此，岩石的断裂韧性低，裂缝内较小的净压力即可导致主裂缝的快速延伸。换言之，主裂缝内的净压力难以大幅度提升，因此，裂缝的复杂性程度难以有效提升。

而目前的常压页岩气的压裂模式及参数一般参照常规的高压页岩气，即滑溜水与胶液混合压裂模式，一般滑溜水占比80-90％，黏度9-12mPa.s，胶液黏度30-40mPa.s。单段长度一般70-80m，常采用螺旋射孔方式，单段射孔簇数一般2-3簇。排量一般14-16m³/min，单段液量一般1600-1800m³，支撑剂量一般60-70m³，平均砂液比3-6％。

但由于常压页岩气的上述特殊性，有必要研究提出一种新的体积压裂技术，以解决上述局限性。

中国专利CN106351814A涉及一种井下增压器、采用该井下增压器的井下增压压裂工具及采用该井下增压压裂工具进行井下增压压裂的方法，该井下增压器包括壳体，壳体包括自上而下依次布置的活塞缸段和柱塞缸段，活塞缸段内的活塞与柱塞缸段内的柱塞连接构成一上宽下窄的台阶轴结构；壳体内设有向活塞上方输送压裂流体的活塞压缩主流道机构和向活塞下方输送压裂流通的活塞复位主流道机构；壳体上还设有向柱塞缸段内腔中输送压裂流体的流体补充流道机构。通过压裂流体作用于活塞，借由活塞与柱塞的两级增压作用及柱塞的高效增压效果，使压裂流体得到增压，本井下增压器及井下增压压裂工具结构简单，可有效降低能耗，同时减少了相关电气设备的使用，设备安全性高。本发明研究的增压压裂工具，不涉及工艺技术。

文献《超临界CO₂喷射压裂孔内增压机理》利用计算流体力学方法模拟了超临界CO₂喷射压裂过程中的孔内流场，对比和分析了超临界CO₂喷射压裂与水力喷射压裂的增压效果，并研究了各参数对超临界CO₂喷射压裂增压效果的影响。研究结果表明：超临界CO₂喷射压裂在相同条件下具有比水力喷射压裂更强的孔内增压效果，在喷嘴压降为30MPa时，其增压值比水力喷射压裂高2.4MPa；超临界CO₂喷射压裂的孔内增压值随着喷嘴压降和喷嘴直径的增大而增大，随着套管孔径的增大而减小，且不受环空压力和超临界CO₂流体温度的影响。该文主要从机理上研究了CO₂喷射增压机理，并没有涉及具体的压裂工艺方法。

发明内容

为了克服现有技术中存在的问题，本发明提供了一种常压页岩气预增压实现体积压裂的方法，为压裂施工设计提供可靠的依据。所述方法综合采用段内多簇射孔增加诱导压力、注入超临界二氧化碳和低黏度滑溜水提升地层压力，变黏度变排量注入工艺促使主裂缝及支缝复杂化，合理选择预处理酸的类型等，配合注入液体量、注入工艺参数优化等工艺技术，有效改造常压页岩气藏，提高改造体积。本发明极大增加了常压页岩气压裂改造效果，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。

本发明目的在于提供一种常压页岩气预增压实现体积压裂的方法，包括：低黏度滑溜水和高黏度胶液交替注入造主裂缝及支缝与微缝施工，然后，超临界二氧化碳和低黏度滑溜水交替注入增压施工。

其中，所述低黏度滑溜水的黏度为1-2mPa.s，所述高黏度胶液的黏度为60-80mPa.s，所述超临界二氧化碳的黏度为0.002～0.2mPa.s。

在本发明中，以低排量注入超低黏度的超临界二氧化碳和低黏度滑溜水，目的是其沿主缝长范围内大量渗滤，大幅度增加主裂缝附近较大区域内的孔隙压力，从而达到恢复或超过常规高压页岩气的孔隙压力(中途低速泵注超临界二氧化碳和低黏度滑溜水，利用其渗滤增加常压地层压力，而非压裂液的作用)。

另外，考虑到虽然滑溜水的黏度较低，也不一定能被顺利注入到页岩的极低孔喉介质中，因此，可采取超低黏度二氧化碳和低黏度滑溜水交替注入的方法，以增加注入页岩基质中的总液体量。

在一种优选的实施方式中，所述方法包括以下步骤：

步骤1、关键页岩参数的评估。

其中，所述参数包括岩性及全岩矿物组分、物性、岩石力学、三向地应力、水平层理缝/纹理缝及高角度天然裂缝发育情况等。可依据地震、测井、录井及室内岩心分析等手段。由于压裂是一个准静态过程，因此，需要静态参数，需要将测井等解释的动态参数转化为岩心的静态参数。可利用导眼井的测井结果及岩心结果间的转换关系，并将水平段的测井结果与直导眼井的测井结果进行类比，由此推算水平段的各静态参数。

步骤2、水平段地质工程双甜点评价及射孔位置确定。

在步骤1的基础上，按常规方法先分别计算地质甜点及工程甜点，然后按等权重方法计算综合的地质工程双甜点指标沿水平井筒的连续分布曲线。再结合步骤3优化的缝间距(对应裂缝总条数)及套管接箍位置，按综合的地质工程双甜点相当或接近的原则确定分段。考虑到段内多簇的设计需要，更需要考虑段内各簇的综合甜点相当或接近，或者段内更多考虑工程甜点相当或接近，以增加段内多簇裂缝同步起裂和延伸的可能性。

步骤3、裂缝参数的优化。

在步骤1的基础上，利用常用的地质建模软件PETROL，建立精细的地质模型。然后，应用页岩气压裂产量预测的常用商业软件ECLIPSE，按等效导流能力(为减少计算工作量，又不影响模拟精度，将裂缝的宽度放大一定倍数后，按比例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)方法，设置不同尺度的人工裂缝。考虑到不同尺度裂缝长度及宽度都不同，为简化起见，主裂缝与支裂缝，支裂缝与微裂缝之间，长度比及导流能力比都是10:1。

同样为减少模拟工作量，采用正交设计方法，模拟不同尺度的裂缝系统下的压后产量动态，从中优选压后产量相对最大或经济净现值最大的裂缝参数结果为优化的裂缝参数系统。

步骤4、压裂施工参数的优化。

为了获得步骤3中优化的裂缝参数系统，应用页岩气裂缝扩展模拟软件MEYER，模拟不同的压裂施工参数下(滑溜水及胶液的黏度、比例，排量，压裂液总量，支撑剂量及施工砂液比等)的裂缝参数变化，从中优选出对应的压裂施工参数。

针对主裂缝、支裂缝及微裂缝的优化参数，按上述方法分别获得对应的压裂施工参数。最后总的压裂施工参数，就是上述三种压裂施工参数的和。主要是排量、液量及支撑剂量等的和。

步骤5、射孔作业。

按常规的桥塞射孔联作技术进行射孔作业。第一段采用连续油管携带射孔枪，不带桥塞。其它段采用泵送方式携带桥塞射孔联作工具串。桥塞座封后，丢手，逐级上提射孔枪到达各簇射孔预定位置后，逐级点火射孔。然后，上提所有管串，准备后续注入。

在一种优选的实施方式中，射孔簇数为4-6簇，每簇射孔长度0.3～1m左右，射孔密度16-20孔/米，相位30～90度，射孔孔径9.5mm以上。

在本发明中，段内多簇射孔，比常规簇数提高50％-100％。通过提高簇数，促进段内更多条裂缝同步延伸，带来的诱导应力叠加效应，促使裂缝复杂性程度大幅度提升。由于脆性较好，段内增加簇数，裂缝宽度降低幅度不大或基本不降低，因此，射孔簇数增加后，不影响压裂加砂及砂液比等参数。簇数增加后，段内的总液量及支撑剂量不必按比例增加。考虑到裂缝扩展速度在初期快，中晚期慢，可以借助于裂缝几何尺寸在不同液量及支撑剂量下的动态扩展模拟结果，去掉中后期尤其是后期裂缝几何尺寸增长较慢的液量及支撑剂量，最终保持总的段内液量及支撑剂量可以不变或略有增加。

步骤6、酸预处理作业。

采用步骤1中的目的层直导眼岩心，根据酸岩溶蚀率及配伍性等实验，优选酸类型及配方。

在一种优选的实施方式中，每段酸用量10-20m³，注酸排量为1-1.5m³/min，酸注完后的替酸排量提高到4-6m³/min。

在进一步优选的实施方式中，等酸到达靠近井筒的第一簇裂缝后(依据其井筒容积确定)，将排量降低到起始注酸排量，以增加酸岩反应接触时间和酸压降效果。

在更进一步优选的实施方式中，等酸进入地层20％后，每次都将排量提高1-2m³/min，分2-3次将剩余的酸量均匀分配，但不能超过步骤4优化的最高排量，目的是为增加各簇裂缝进酸及均匀起裂延伸的概率。

步骤7、低黏度滑溜水与高黏度胶液交替注入造主裂缝及支缝与微缝施工。

在一种优选的实施方式中，在步骤7中，交替注入2～5次，优选3次。

在进一步优选的实施方式中，在步骤7中，每次注入量取步骤4优化结果的2％～5％。

在一种优选的实施方式中，在步骤7中，低黏度滑溜水的排量取步骤4中优化的最高排量，高黏度胶液的排量取低黏度滑溜水排量的50％～70％。

在进一步优选的实施方式中，在步骤7中，所述高黏度胶液的排量为8～16m³/min，所述低黏度滑溜水的排量为16～20m³/min。

在本发明中，变黏度变排量生成主裂缝及近井、中井及远井的支缝。先用低黏度滑溜水和高排量施工，产生近井的复杂多尺度裂缝系统。由于黏度低，可以沟通与延伸各种小微尺度的裂缝系统，再配合高排量，近井裂缝内压力可以快速建立起来，进一步促进各种尺度裂缝的快速延伸。由于排量高，压力消耗大，主裂缝在中远端的传导压力不足。为此，再换用较高黏度的胶液和中等排量，使其不再滞留于近井裂缝，继续向中井裂缝延伸。由于液体黏度高，近井的多尺度裂缝难以进入，只能沿阻力最小的主裂缝方向延伸，且排量中等，压力损耗小，进一步促进了中井裂缝的延伸。

重复上述交替注入过程。下一级注入时，又是先注入低黏度滑溜水，与第一级的胶液由于黏度差异大形成的黏滞指进效应，使得第二级注入的低黏度滑溜水会快速指进到高黏度胶液的前部，再次与高排量配合，形成中井主裂缝处的多尺度裂缝系统。如此重复交替注入，最终实现既有主裂缝又有不同位置支裂缝的复杂裂缝系统。

在一种优选的实施方式中，在所述高黏度胶液中加入破胶剂，优选所述破胶剂选自过硫酸铵和过硫酸铵的胶囊。

在进一步优选的实施方式中，所述破胶剂的浓度为0.002％～0.1％，过硫酸铵和过硫酸铵的胶囊用量比为(1～2):1。

其中，为确保在上述施工结束后能立即破胶水化，所述破胶剂的黏度与所述低黏度滑溜水黏度相当，也是1-2mPa.s。

步骤8、超临界二氧化碳和低黏度滑溜水交替注入增压施工。

本发明是针对常压气藏的预增压技术，通过在施工中途，低排量注入超临界CO₂和低黏度滑溜水液体，利用其扩散及快速渗透作用，起到升高地层压力的作用。此处的CO₂和滑溜水注入与现有技术中注入超临界二氧化碳的作用不一样，现有技术可能是压裂地层，而本发明主要是渗滤进地层，起到增压的目的。因此，在本发明中，需要先以步骤7造主裂缝及支缝与微缝施工后，再采用超临界CO₂和低黏度滑溜水进行快速渗透作用，实现增压，而不是一开始就利用超临界滑溜水开启裂缝。

基于上述分析，本发明是采用步骤7和步骤8的结合，只有在两个步骤共同作用时才能够起到本发明的技术效果。

在一种优选的实施方式中，在步骤8中，所述超临界二氧化碳与所述低黏度滑溜水体积比(1～3):1，优选为(1～2):1，例如1:1。

在进一步优选的实施方式中，在步骤8中，所述超临界二氧化碳的总注入量为160～240m³，优选180～220m³。

在步骤7的基础上，依据步骤3中模拟的平均地层压力从原始压力系数1.0到1.3时所需要的总注入液量。或简单地根据渗流力学中平均地层压力的计算公式，计算提高压力系数0.3后需要的总注入液量。

在进一步优选的实施方式中，在步骤8中，交替注入次数为2-3次，每次注入的液量在总注入量不变的前提下按均分原则进行，先注入超临界二氧化碳，然后注入低黏度滑溜水。

在一种优选的实施方式中，所述低黏度滑溜水的排量取步骤4优化的最大排量，所述超临界二氧化碳的排量取所述低黏度滑溜水的30-40％。

在进一步优选的实施方式中，在步骤8中，所述超临界二氧化碳的排量为3～8m³/min，优选为4～6m³/min；所述低黏度滑溜水的排量为12～20m³/min，优选为14～18m³/min。

需要强调的是，在本发明中主要是利用超临界二氧化碳的渗透作用，因此采用低排量注入超临界二氧化碳，这一点完全不同于现有技术中采油高排量二氧化碳压裂地层的技术方案。首先，本发明中采用低排量超临界二氧化碳，另外，本发明中超临界二氧化碳的用量与现有技术也不一样，本发明需要根据地层压力恢复的情况确定，而现有技术主要是根据目标造缝参数确定；三是本发明采用超临界二氧化碳和滑溜水交替注入。

在本发明中，(1)以低排量注入超低黏度的超临界二氧化碳和低黏度滑溜水，目的是其沿主缝长范围内大量渗滤，大幅度增加主裂缝附近较大区域内的孔隙压力，从而达到恢复或超过常规高压页岩气的孔隙压力(中途低速泵注超临界二氧化碳和低黏度滑溜水，利用其渗滤增加常压地层压力，而非压裂液的作用)。(2)上述措施，可促使孔隙压力的大幅度增加，因此可籍此提高各种裂隙的开度，从而在后续压裂施工过程中，裂隙更易于被延伸，最终形成宽度更大的多尺度裂缝系统，也便于支撑剂进入和有效充填。(3)为了实现增加孔隙压力的预期目标，将压力系数由常规的1.0左右提高到1.3以上。应用渗流力学上平均地层压力的计算公式，反推需要注入的液体体积。(4)考虑到虽然滑溜水的黏度较低，也不一定能被顺利注入到页岩的极低孔喉介质中，因此，可采取超低黏度二氧化碳和低黏度滑溜水交替注入的方法，以增加注入页岩基质中的总液体量。

步骤9、加砂作业。

其中，在预增压作用后进行加砂作业，其参照常规流程及参数执行。直到完成该段的施工。

步骤10、顶替作业。

在一种优选的实施方式中，在步骤10中，按当段井筒容积的110-120％作为当段的顶替液量。

在进一步优选的实施方式中，顶替开始的20-30m³采用黏度为60-80mPa.s的高黏度胶液，其余采用黏度为1-2mPa.s的低黏度滑溜水，排量取步骤4优化的最大排量。

这样，可以防止水平井筒内的沉砂效应。

步骤11、其它段的施工，重复步骤5～步骤10，直到将所有段施工完为止。

最后进行钻塞、返排、求产及正常生产，参照常规流程及参数执行，在此不赘。

在本发明中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本发明中具体公开。

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、可一次性获得常压页岩体积压裂施工参数及工艺流程设计。优化结果可有效指导常压页岩气压裂施工、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。

附图说明

图1示出本发明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1】

中国重庆涪陵某常压页岩气井A井垂深2830m，水平段长1250m，以A井压裂地1段为例，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，基于地质、工程双甜点评价，确定射孔簇位置。每段射孔簇数5簇，每簇射孔长度1m左右，射孔密度20孔/米，相位60度，射孔孔径9.5mm。

步骤3，利用地质建模软件PETROL建立精细的地质模型，应用软件ECLIPSE模拟不同缝长及导流能力下的产量动态，优化最佳半缝长200m，高度35m，导流能力2D·cm。基于软件Meyer反演最佳的压裂施工参数组合。优化结果每段压裂液2100m³，砂量75m³，最高排量16m³/min。

步骤4，进行射孔作业，根据酸岩溶蚀率及配伍性等实验，采用盐酸进行酸预处理作业，酸用量15m³，注酸排量一般1.5m³/min，10min后的替酸排量提高到6m³/min。2min后排量降至1.5m³/min，

步骤5，注入黏度为1mPa.s的低黏度滑溜水60m³，排量16m³/min，然后注入黏度为60mPa.s的胶液50m³，排量12m³/min。重复以上泵序2次。

步骤6，注入超临界二氧化碳100m³，排量5m³/min。注入1mPa.s低黏度滑溜水100m³，排量16m³/min。重复以上泵序1次。

步骤7，进行段塞式加砂。共泵注3mPa.s滑溜水1715m³，加砂65m³。段塞液量30-60m³，砂比3％-15％。

步骤8，顶替压裂液65m³。前13m³用黏度60mPa.s的高黏度胶液，后52m³采用黏度1mPa.s的滑溜水，排量取16m³/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17段压裂施工，累计注入地层总液量42500m³，累计加砂1105m³，经过数值模拟压后无阻流量达20×10⁴m³/d，取得了显著的经济效益。

【实施例2】

中国重庆涪陵某常压页岩气井B井垂深2800m，水平段长1300m，以B井压裂地1段为例，对本发明进一步详细说明。

步骤1，对B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，基于地质、工程双甜点评价，确定射孔簇位置。每段射孔簇数6簇，每簇射孔长度1m左右，射孔密度16孔/米，相位60度，射孔孔径9.5mm。

步骤3，利用地质建模软件PETROL建立精细的地质模型，应用软件ECLIPSE模拟不同缝长及导流能力下的产量动态，优化最佳半缝长200m，高度35m，导流能力2D·cm。基于软件Meyer反演最佳的压裂施工参数组合。优化结果每段压裂液2100m³，砂量75m³，最高排量16m³/min。

步骤4，进行射孔作业，根据酸岩溶蚀率及配伍性等实验，采用盐酸进行酸预处理作业，酸用量10m³，注酸排量一般1m³/min，10min后的替酸排量提高到4m³/min。酸注完后排量降至1m³/min。

步骤5，注入黏度为2mPa.s的低黏度滑溜水55m³，排量16m³/min，然后注入黏度为80mPa.s的胶液45m³，排量12m³/min。重复以上泵序3次。

步骤6，注入超临界二氧化碳100m³，排量6m³/min。注入2mPa.s低黏度滑溜水100m³，排量16m³/min。重复以上泵序2次。

步骤7，进行段塞式加砂。共泵注3mPa.s滑溜水1640m³，加砂55m³。段塞液量30-60m³，砂比3％-15％。

步骤8，顶替压裂液60m³。前20m³用黏度80mPa.s的高黏度胶液，后40m³采用黏度2mPa.s的滑溜水，排量取16m³/min。

步骤9，其他段施工，重复步骤4～步骤8。

通过本发明设计，B井经过数值模拟压后无阻流量达22×10⁴m³/d，取得了显著的经济效益。

【对比例1】

中国重庆涪陵某常压页岩气井C井垂深2790m，水平段长1350m。

重复实施例1的过程，区别在于：在步骤5中，注入黏度为1mPa.s的低黏度滑溜水1200m³，排量16m³/min，然后注入黏度为60mPa.s的胶液900m³，排量12m³/min(即一次性泵注不是交替泵注)。

经过数值模拟压后无阻流量达4×10⁴m³/d。

【对比例2】

重复实施例1的过程，区别在于：在步骤6中，注入超临界二氧化碳200m³，排量5m³/min。注入1mPa.s低黏度滑溜水200m³，排量16m³/min(即一次性泵注不是交替泵注)。

经过数值模拟压后无阻流量达11×10⁴m³/d。

Claims (18)

1.一种常压页岩气预增压实现体积压裂的方法，包括：低黏度滑溜水和高黏度胶液交替注入造主裂缝及支缝与微缝施工，然后，超临界二氧化碳和低黏度滑溜水交替注入增压施工；

其中，所述低黏度滑溜水的黏度为1-2mPa.s，所述高黏度胶液的黏度为60-80mPa.s，所述超临界二氧化碳的黏度为0.002～0.2mPa.s；

所述方法包括以下步骤：

步骤1、关键页岩参数的评估；

步骤2、水平段地质工程双甜点评价及射孔位置确定；

步骤3、裂缝参数的优化；

步骤4、压裂施工参数的优化；

步骤5、射孔作业；

步骤6、酸预处理作业；

步骤7、低黏度滑溜水与高黏度胶液交替注入造主裂缝及支缝与微缝施工；在步骤7中，低黏度滑溜水的排量取步骤4中优化的最高排量，高黏度胶液的排量取低黏度滑溜水排量的50％～70％；

步骤8、超临界二氧化碳和低黏度滑溜水交替注入增压施工；在步骤8中，所述超临界二氧化碳的排量为3～8m³/min，所述低黏度滑溜水的排量为12～20m³/min；

步骤9、加砂作业；

步骤10、顶替作业；

步骤11、其它段的施工，重复步骤5～步骤10，直到将所有段施工完为止。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤5中，射孔簇数为4-6簇。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，在步骤5中，每簇射孔长度0.3～1m，射孔密度16-20孔/米，相位30～90度，射孔孔径9.5mm以上。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤6中，每段酸用量10-20m³，注酸排量为1-1.5m³/min，酸注完后的替酸排量提高到4-6m³/min。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，在步骤6中，等酸到达靠近井筒的第一簇裂缝后，将排量降低到起始注酸排量，以增加酸岩反应接触时间和酸压降效果。

6.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，在步骤6中，等酸进入地层20％后，每次都将排量提高1-2m³/min，分2-3次将剩余的酸量均匀分配，但不超过步骤4优化的最高排量。

7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤7中，交替注入2～5次。

8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，在步骤7中，交替注入3次。

9.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，在步骤7中，每次注入量取步骤4优化结果的2％～5％。

10.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤7中，在所述高黏度胶液中加入破胶剂，其浓度为0.002％～0.1％。

11.根据权利要求10所述的方法，其特征在于，所述破胶剂选自过硫酸铵和过硫酸铵的胶囊。

12.根据权利要求11所述的方法，其特征在于，过硫酸铵和过硫酸铵的胶囊用量比为(1～2):1。

13.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤8中，所述超临界二氧化碳与所述低黏度滑溜水体积比(1～3):1。

14.根据权利要求13所述的方法，其特征在于，交替注入次数为2-3次，每次注入的液量在总注入量不变的前提下按均分原则进行，先注入超临界二氧化碳，然后注入低黏度滑溜水。

15.根据权利要求13所述的方法，其特征在于，所述低黏度滑溜水的排量取步骤4优化的最大排量，所述超临界二氧化碳的排量取所述低黏度滑溜水的30％-40％。

16.根据权利要求1～10之一所述的方法，其特征在于，在步骤10中，按当段井筒容积的110％-120％作为当段的顶替液量。

17.根据权利要求16所述的方法，其特征在于，在步骤10中，顶替开始的20-30m³采用黏度为60-80mPa.s的高黏度胶液，其余采用黏度为1-2mPa.s的低黏度滑溜水，排量取步骤4优化的最大排量。

18.根据权利要求1～17之一所述方法在常压页岩气预增压中的应用。

Images