CN113935093B - 基于页岩地质-工程参数内转向压裂暂堵剂用量设计方法 - Google Patents

基于页岩地质-工程参数内转向压裂暂堵剂用量设计方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开基于页岩地质‑工程参数内转向压裂暂堵剂用量设计方法，包括以下步骤：先在不同裂缝宽度、不同暂堵剂类型、不同暂堵剂用量条件下，对临界暂堵压力进行准确测量；再根据页岩地层岩石力学参数与压裂工程参数，计算水力裂缝开度变化情况，计算缝内临界转向压力；结合理论计算结果与实验测试数据，确定页岩气水平井缝内转向压裂暂堵剂用量。本发明提出了不同类型暂堵剂在不同宽度裂缝中临界暂堵压力的测量方法，并通过水力裂缝宽度与缝内临界转向压力计算，确定页岩气水平井缝内转向压裂注入暂堵剂的合理用量，实现裂缝转向，提升缝网复杂度，避免井口压力过高，保障施工安全，为现场压裂施工提供可靠指导。

Description

基于页岩地质-工程参数内转向压裂暂堵剂用量设计方法
技术领域
本发明涉及基于页岩地质-工程参数内转向压裂暂堵剂用量设计方法。
背景技术
页岩储层具有低孔、超低渗特性，渗透率仅为纳达西级别，极不利于油气运移。目前页岩气勘探与开发的大量经验表明，由于其自身脆性，页岩地层通常发育大量天然裂缝，需要通过水平井缝网压裂，才能在延伸水力裂缝的同时，激活天然裂缝，并相互交织形成复杂缝网，显著增加储层表观渗透率，大幅提高页岩气井产量，实现增产改造。
页岩气缝内转向压裂是通过水平井将暂堵剂混合压裂液注入井下，使暂堵剂在水力裂缝中临时桥堵，可有效提高缝内净压力，使与水力裂缝相交的天然裂缝发生破坏并起裂延伸，形成分支裂缝，有效提高压裂缝网复杂度。该技术不仅显著能够提高页岩气单井产量，而且可以大幅降低增产改造措施成本，从而提高页岩气开发效益。
页岩气水平井缝内转向压裂工艺中注入的暂堵剂类型多样，成本不同，封堵效果存在差异，而暂堵剂用量缺少科学系统的设计方法。此外，目前通常仅使用传统的支撑剂导流仪模拟地层不同闭合应力下的裂缝暂堵情况，但实际压裂过程中地下裂缝并未闭合，壁面不存在闭合应力，且裂缝具有一定宽度。因此，需要设计一种能够在裂缝开度恒定条件下，对不同类型暂堵剂在不同宽度裂缝中的临界暂堵压力进行准确测量的实验方法，再结合水力裂缝宽度与缝内临界转向压力计算模型，确定页岩气水平井缝内转向压裂注入暂堵剂的合理用量，实现裂缝转向，提升缝网复杂度，避免井口压力过高，保障施工安全，为现场压裂施工提供可靠指导。
发明内容
本发明主要是克服现有技术中的不足之处，提出基于页岩地质-工程参数内转向压裂暂堵剂用量设计方法；
本发明能够在不同裂缝宽度、不同暂堵剂类型、不同暂堵剂用量条件下，对临界暂堵压力进行准确测量的实验方法；根据页岩地层岩石力学参数与压裂工程参数，计算水力裂缝开度变化情况；根据页岩气地层应力条件与天然裂缝发育特征，计算缝内转向压裂工艺所需的(最低)临界转向压力；最终结合理论计算结果与实验测试数据，确定页岩气水平井缝内转向压裂暂堵剂最佳用量，为现场压裂施工提供可靠指导。
本发明解决上述技术问题所提供的技术方案是：基于页岩地质-工程参数内转向压裂暂堵剂用量设计方法，包括以下步骤：
步骤S10、获取目标页岩气储层的岩石力学参数、天然裂缝参数以及压裂参数；
步骤S20、制备实验测试岩板，再根据现场暂堵剂做暂堵压力测试实验并获得不同裂缝宽度下对应的暂堵剂与支撑剂用量数据、暂堵剂临界暂堵压力实验有效数据；
步骤S30、根据不同裂缝宽度下对应的暂堵剂与支撑剂用量数据、暂堵剂临界暂堵压力实验有效数据获得暂堵剂在不同裂缝宽度条件下的临界暂堵压力随暂堵剂用量变化曲线；
步骤S40、运用裂缝延伸理论，根据岩石力学参数和压裂参数计算页岩压裂水力裂缝最优暂堵位置的裂缝宽度；
步骤S50、运用岩石力学理论，根据天然裂缝参数计算分支裂缝起裂压力，即缝内临界转向压力；
步骤S60、根据页岩压裂水力裂缝最优暂堵位置的裂缝宽度与缝内临界转向压力计算结果，结合暂堵剂在不同裂缝宽度条件下的临界暂堵压力随暂堵剂用量变化曲线，确定页岩压裂现场暂堵剂用量。
进一步的技术方案是，所述岩石力学参数包括页岩储层厚度、杨氏模量、泊松比；所述天然裂缝参数包括页岩地层天然裂缝倾角、逼近角、内聚力、摩擦系数；所述压裂参数包括压裂暂堵时间、压裂排量、压裂液粘度、射孔簇数。
进一步的技术方案是，所述暂堵压力测试实验包括以下步骤：
步骤S21、将API标准导流室上下部分装上橡胶圈以密封导流室并将各部分按照要求组装好；
步骤S22、实验测试用的导流室内不装填任何样品，使用游标卡尺分别测量空导流室四角厚度，取其平均值为w1；
步骤S23、将称量好的暂堵剂和支撑剂填入导流室内，暂堵剂铺置在导流室中间，支撑剂铺置在暂堵剂两侧，暂堵剂铺置厚度与石英砂厚度相同，后压入上盖板并对导流室进行密封处理，以保证导流室密封性；
步骤S24、将导流室移至实验测试平台，调整液压阀，压紧导流室，使用游标卡尺测量导流室四角厚度，取其平均值为w2，从而获得暂堵剂裂缝宽度为w2-w1；
步骤S25、将安装好的导流室放入承压台并连接好相应管线，抽真空检测导流室密闭性；
步骤S26、调整压差表归零，装好位移计；
步骤S27、打开导流室温控开关及预热器加热导流室，待导流室温度升至地层温度时，关闭预热器；
步骤S28、打开驱替泵，调整泵注流量；记录驱替泵压力数据，测量暂堵剂的临界暂堵压力。
进一步的技术方案是，所述步骤S40的具体过程为：
步骤S41、根据岩石力学参数与压裂参数，利用下式计算水力裂缝沿缝长方向的宽度剖面；
Figure BDA0003317737130000041
其中，
Figure BDA0003317737130000042
Figure BDA0003317737130000043
Figure BDA0003317737130000044
Figure BDA0003317737130000045
式中：whf为水力裂缝开度，m；x为水力裂缝长度方向坐标，m；t为压裂时间，s；Lhf为水力裂缝长度，m；Q为水力裂缝缝口流量，m3/s；QT为压裂总排量，m3/s；ncl为射孔簇数，簇；G为地层岩石剪切模量，Pa；υ为地层岩石泊松比，无量纲；μ为压裂液黏度，Pa·s；hhf为水力裂缝高度，m；E为地层岩石杨氏模量，Pa；
步骤S42、再根据水力裂缝沿缝长方向的宽度剖面和下式计算水力裂缝最优暂堵位置的裂缝宽度；
wpg＝whf(0.5Lhf,t)
式中：wpg为水力裂缝最优暂堵位置的裂缝宽度，m。
进一步的技术方案是，所述步骤S50的具体过程为：
步骤S51、运用裂缝延伸理论，根据天然裂缝参数，利用下式计算页岩地层天然裂缝壁面法向应力和切向应力；
pn＝σxxnxnx+σyynyny+σzznznz
pτ＝[(σxxnx)2+(σyyny)2+(σzznz)2-(σxxnxnx+σyynyny+σzznznz)2]1/2
其中，
Figure BDA0003317737130000051
式中：pn为天然裂缝壁面法向应力，Pa；pτ为天然裂缝壁面切向应力，Pa；σxx为页岩地层最小水平主应力，Pa；σyy为页岩地层最大水平主应力，Pa；σzz为页岩地层垂向应力，Pa；nx、ny、nz为页岩地层天然裂缝单位法向向量分量，m；
Figure BDA0003317737130000053
为天然裂缝倾角，°；θ为天然裂缝逼近角，°；
步骤S52、计算天然裂缝张性破坏和剪切破坏临界压力；
pn,crit＝pn+St
Figure BDA0003317737130000052
式中：pn,crit为天然裂缝张性破坏临界压力，Pa；pτ,crit为天然裂缝剪切破坏临界压力，Pa；St为天然裂缝抗张强度，Pa；τ0为天然裂缝内聚力，Pa；Kf为天然裂缝摩擦系数，无量纲；
步骤S53、计算缝内临界转向压力：
pdivet,crit＝min(pn,crit,pτ,crit)-σh
式中：pn,crit为缝内临界转向压力，Pa；σh为页岩地层最小水平主应力，Pa。
进一步的技术方案是，所述步骤S60的具体过程为：
步骤S61、根据缝内临界转向压力确定缝内临界转向压力的1.2倍为临界暂堵压力；
步骤S62、根据临界暂堵压力以及页岩压裂水力裂缝最优暂堵位置的裂缝宽度在暂堵剂在不同裂缝宽度条件下的临界暂堵压力随暂堵剂用量变化曲线中确定实验室内暂堵剂用量；
步骤S63、根据实验室内暂堵剂用量与压裂射孔布簇参数，计算页岩气缝内转向压裂现场暂堵剂用量。
进一步的技术方案是，所述页岩气缝内转向压裂现场暂堵剂用量的计算公式为：
Figure BDA0003317737130000061
式中：Mdivert为页岩气缝内转向压裂现场暂堵剂用量，kg；mdivert为实验室内暂堵剂用量，kg；hhf为水力裂缝高度，m；hsample为实验测试岩板高度。
本发明具有以下有益效果：本发明提出了不同类型暂堵剂在不同宽度裂缝中临界暂堵压力的测量方法，并通过水力裂缝宽度与缝内临界转向压力计算，确定页岩气水平井缝内转向压裂注入暂堵剂的合理用量，实现裂缝转向，提升缝网复杂度，避免井口压力过高，保障施工安全，为现场压裂施工提供可靠指导。
附图说明
图1为实施例中实施例暂堵剂A在不同裂缝宽度条件下的临界暂堵压力随暂堵剂用量比例变化图；
图2为实施例中实施例暂堵剂B在不同裂缝宽度条件下的临界暂堵压力随暂堵剂用量比例变化图；
图3为实施例中实施例暂堵剂C在不同裂缝宽度条件下的临界暂堵压力随暂堵剂用量比例变化图；
图4为实施例缝内暂堵转向压裂现场暂堵剂A用量设计图；
图5为实施例缝内暂堵转向压裂现场暂堵剂B用量设计图；
图6为实施例缝内暂堵转向压裂现场暂堵剂C用量设计图。
具体实施方式
下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例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，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明提供的基于页岩地质-工程参数内转向压裂暂堵剂用量设计方法，包括如下步骤：
步骤S01、获取目标页岩气储层的岩石力学参数、天然裂缝参数以及压裂参数，并制备实验测试岩板；
步骤S02、将API标准导流室上下部分装上橡胶圈以密封导流室并将各部分按照要求组装好；
根据API标准要求，导流室腔室规格为中间矩形长13.9cm×3.9cm，两头为1.95cm半圆形；装置橡胶圈时在橡胶圈上缠绕一层胶带并涂抹适量凡士林起润滑作用；
步骤S03、实验测试用的导流室内不装填任何样品，使用游标卡尺分别测量空导流室四角厚度，取其平均值为w1；
其中空导流室即实验测试用的导流室内不装填任何样品，使用游标卡尺分别测量空导流室四角厚度并取平均值；
步骤S04、将称量好的暂堵剂和支撑剂填入导流室内，暂堵剂铺置在导流室中间，支撑剂铺置在暂堵剂两侧，暂堵剂铺置厚度与石英砂厚度相同，后压入上盖板并对导流室进行密封处理，以保证导流室密封性；
其中支撑剂一般可选用石英砂，通过对照不同暂堵剂类型的测试临界暂堵压力来评价与优选暂堵剂；铺置时注意尽量避免暂堵剂与支撑剂相互混合，同时保证两者厚度基本一致；压入上盖板时使盖板受力均匀、缓慢推进，保证盖板及橡胶圈未倾斜或翻转，密封良好；
步骤S05、将导流室移至实验测试平台，调整液压阀，压紧导流室，使用游标卡尺测量导流室四角厚度，取其平均值为w2，用获得厚度平均值w2与步骤S02中厚度平均值w1作差，即获得暂堵剂裂缝宽度为w2-w1；
步骤S06、将安装好的导流室放入承压台并连接好相应管线，抽真空检测导流室密闭性；
步骤S07、调整压差表归零，装好位移计；
步骤S08、打开导流室温控开关及预热器加热导流室，待导流室温度升至65℃左右即可关闭预热器，使用预热器余温继续加热至温度85℃左右；
步骤S09、打开驱替泵，调整泵注流量；记录驱替泵压力数据，测量暂堵剂的临界暂堵压力，获得不同裂缝宽度下对应的暂堵剂与支撑剂用量数据、暂堵剂临界暂堵压力实验有效数据；
其中打开驱替泵，调整泵注流量，当驱替泵压力升高至最高点后降低且出口端有液体流出时，说明暂堵剂已突破，此时测试的最高压力即为暂堵剂的临界暂堵压力；
步骤S10、根据不同裂缝宽度下对应的暂堵剂与支撑剂用量数据、暂堵剂临界暂堵压力实验有效数据获得暂堵剂在不同裂缝宽度条件下的临界暂堵压力随暂堵剂用量变化曲线；
步骤S11、运用裂缝延伸理论，根据页岩储层厚度、杨氏模量、泊松比，结合压裂暂堵时间、压裂排量、压裂液粘度、射孔簇数等岩石力学参数与压裂参数，计算页岩压裂水力裂缝最优暂堵位置的裂缝宽度；
页岩压裂水力裂缝宽度计算过程包括以下公式：
根据裂缝延伸理论，水力裂缝沿缝长方向的宽度剖面为：
Figure BDA0003317737130000091
其中：
Figure BDA0003317737130000092
Figure BDA0003317737130000093
Figure BDA0003317737130000094
Figure BDA0003317737130000095
式中：whf为水力裂缝开度，m；x为水力裂缝长度方向坐标，m；t为压裂时间，s；Lhf为水力裂缝长度，m；Q为水力裂缝缝口流量，m3/s；QT为压裂总排量，m3/s；ncl为射孔簇数，簇；G为地层岩石剪切模量，Pa；υ为地层岩石泊松比，无量纲；μ为压裂液黏度，Pa·s；hhf为水力裂缝高度，m；E为地层岩石杨氏模量，Pa。
缝内转向压裂时，水力裂缝最优暂堵位置的裂缝宽度为：
wpg＝whf(0.5Lhf,t) (6)
式中：wpg为水力裂缝最优暂堵位置的裂缝宽度，m；
步骤S12、运用岩石力学理论，根据页岩地层天然裂缝倾角、逼近角、内聚力、摩擦系数等天然裂缝参数，计算分支裂缝起裂压力，即缝内临界转向压力；
缝内临界转向压力计算过程包括以下公式：
运用岩石力学理论，页岩地层天然裂缝壁面法向应力和切向应力：
pn＝σxxnxnx+σyynyny+σzznznz (7)
pτ＝[(σxxnx)2+(σyyny)2+(σzznz)2-(σxxnxnx+σyynyny+σzznznz)2]1/2 (8)
其中：
Figure BDA0003317737130000101
式中：pn为天然裂缝壁面法向应力，Pa；pτ为天然裂缝壁面切向应力，Pa；σxx为页岩地层最小水平主应力，Pa；σyy为页岩地层最大水平主应力，Pa；σzz为页岩地层垂向应力，Pa；nx、ny、nz为页岩地层天然裂缝单位法向向量分量，m；
Figure BDA0003317737130000103
为天然裂缝倾角，°；θ为天然裂缝逼近角，°。
天然裂缝张性破坏和剪切破坏临界压力：
pn,crit＝pn+St (10)
Figure BDA0003317737130000102
式中：pn,crit为天然裂缝张性破坏临界压力，Pa；pτ,crit为天然裂缝剪切破坏临界压力，Pa；St为天然裂缝抗张强度，Pa；τ0为天然裂缝内聚力，Pa；Kf为天然裂缝摩擦系数，无量纲。
缝内临界转向压力：
pdivet,crit＝min(pn,crit,pτ,crit)-σh (12)
式中：pn,crit为缝内临界转向压力，Pa；σh为页岩地层最小水平主应力，Pa；
步骤S13、根据页岩压裂水力裂缝最优暂堵位置的裂缝宽度与缝内临界转向压力计算结果，结合暂堵剂的临界暂堵压力实验测试结果，确定页岩压裂现场暂堵剂用量，实现缝内转向压裂工艺目标。
其中根据缝内临界转向压力确定缝内临界转向压力的1.2倍为临界暂堵压力；
根据临界暂堵压力以及页岩压裂水力裂缝最优暂堵位置的裂缝宽度在暂堵剂在不同裂缝宽度条件下的临界暂堵压力随暂堵剂用量变化曲线中确定实验室内暂堵剂用量；
根据实验室内暂堵剂用量与压裂射孔布簇参数，计算页岩气缝内转向压裂现场暂堵剂用量；
Figure BDA0003317737130000111
式中：Mdivert为页岩气缝内转向压裂现场暂堵剂用量，kg；mdivert为实验室内暂堵剂用量，kg；hhf为水力裂缝高度，m；hsample为实验测试岩板高度。
实施例
本发明在标准“支撑剂充填层导流能力测试仪”的基础上通过调整改进装置的伺服机制，设计“缝内转向压裂暂堵剂性能测试仪”，实现在裂缝开度恒定条件下，对暂堵临界压力进行准确测量，并根据相关地质与工程参数，计算缝内转向压裂水力裂缝开度与临界转向压力，最后结合理论计算结果与实验测试数据，确定页岩气水平井缝内转向压裂暂堵剂最佳用量。
在步骤S02中，根据API标准要求，导流室腔室规格为中间矩形长13.9cm×3.9cm，两头为1.95cm半圆形。装置橡胶圈时在橡胶圈上缠绕一层胶带并涂抹适量凡士林起润滑作用。
在步骤S03中，空导流室即实验测试用的导流室内不装填任何样品，使用游标卡尺分别测量空导流室四角厚度并取平均值；其中实验测试岩板高度(即为岩板的宽度)为0.039m。
在步骤S04中，支撑剂选用目前矿场施工调整设计方案后使用的40/70目石英砂，体积密度为1.4g/cm3。暂堵剂为3种新型矿场暂堵剂，体积密度为1.1～1.35g/cm3。铺置时注意暂堵剂铺置在导流室中间，支撑剂铺置在暂堵剂两侧，暂堵剂铺置厚度与石英砂厚度相同。不同裂缝宽度下对应的3种暂堵剂与支撑剂用量数据如表1所示：
表1(a)粉末暂堵剂A实验方案
Figure BDA0003317737130000121
表1(b)粉末暂堵剂B实验方案
Figure BDA0003317737130000122
Figure BDA0003317737130000131
表1(c)颗粒暂堵剂C实验方案
Figure BDA0003317737130000132
Figure BDA0003317737130000141
在步骤S05中，压入上盖板时使盖板受力均匀、缓慢推进，保证盖板及橡胶圈未倾斜或翻转，密封良好。
在步骤S06中，用获得厚度平均值w2与步骤S03中厚度平均值w1作差，即获得暂堵剂裂缝宽度为w2-w1。
在步骤S08中，温度升至65℃左右即可关闭预热器，使用预热器余温继续加热至温度85℃左右。
在步骤S09中，当驱替泵压力升高至最高点后降低且出口端有液体流出时，说明暂堵剂已突破，此时测试的最高压力即为暂堵剂的临界暂堵压力。不同暂堵剂不同用量比实验后整理有效数据结果如表2所示：
表2暂堵剂临界暂堵压力实验有效数据
Figure BDA0003317737130000142
Figure BDA0003317737130000151
结合表1与表2内实验测试结果数据，可得到3种暂堵剂在不同裂缝宽度条件下的临界暂堵压力随暂堵剂用量变化，如附图1-3所示。
表3实施例井地质与压裂参数表
参数 数值 单位
地层杨氏模量 30 GPa
地层泊松比 0.2 无量纲
压裂暂堵时间 60 min
压裂排量 18 m<sup>3</sup>/min
压裂液粘度 15 mPa·s
射孔簇数 3 无量纲
在步骤S11中，根据表3中的实施例井地质与压裂参数，带入式(1)～(6)中计算得到水力裂缝最优暂堵位置的裂缝宽度为8mm。
表3实施例井地质与压裂参数表
Figure BDA0003317737130000152
Figure BDA0003317737130000161
在步骤S12中，根据表4中的实施例井地应力与天然裂缝参数，带入式(7)～(12)中计算得到缝内临界转向压力为3.99MPa。
在步骤S13中，根据页岩气水平井缝内暂堵转向压裂过程中暂堵剂下入时刻水力裂缝宽度，并保证其临界暂堵压力为临界转向压力的1.2倍(即4.80MPa)，结合3种暂堵剂在裂缝宽度为8mm条件下的临界暂堵压力实验测试结果，确定实验室内A、B、C暂堵剂用量分别为15.2g、17.5g、36.3g，如附图4～6所示。
根据表1中的实施例井地质与压裂参数，结合实验室内A、B、C暂堵剂用量，带入式(13)中计算得到页岩压裂现场A、B、C暂堵剂用量分别为46.8kg、53.8kg、111.7kg。
本发明的有益效果在于，提出了不同类型暂堵剂在不同宽度裂缝中临界暂堵压力的测量方法，并通过水力裂缝宽度与缝内临界转向压力计算，确定页岩气水平井缝内转向压裂注入暂堵剂的合理用量，实现裂缝转向，提升缝网复杂度，避免井口压力过高，保障施工安全，为现场压裂施工提供可靠指导。
以上所述，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已通过上述实施例揭示，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些变动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (7)

1.基于页岩地质-工程参数内转向压裂暂堵剂用量设计方法，包括以下步骤：
步骤S10、获取目标页岩气储层的岩石力学参数、天然裂缝参数以及压裂参数；
步骤S20、制备实验测试岩板，再根据现场暂堵剂做暂堵压力测试实验并获得不同裂缝宽度下对应的暂堵剂与支撑剂用量数据、暂堵剂临界暂堵压力实验有效数据；
步骤S30、根据不同裂缝宽度下对应的暂堵剂与支撑剂用量数据、暂堵剂临界暂堵压力实验有效数据获得暂堵剂在不同裂缝宽度条件下的临界暂堵压力随暂堵剂用量变化曲线；
步骤S40、运用裂缝延伸理论，根据岩石力学参数和压裂参数计算页岩压裂水力裂缝最优暂堵位置的裂缝宽度；
步骤S50、运用岩石力学理论，根据天然裂缝参数计算分支裂缝起裂压力，即缝内临界转向压力；
步骤S60、根据页岩压裂水力裂缝最优暂堵位置的裂缝宽度与缝内临界转向压力计算结果，结合暂堵剂在不同裂缝宽度条件下的临界暂堵压力随暂堵剂用量变化曲线，确定页岩压裂现场暂堵剂用量。
2.根据权利要求1所述的基于页岩地质-工程参数内转向压裂暂堵剂用量设计方法，其特征在于，所述岩石力学参数包括页岩储层厚度、杨氏模量、泊松比；所述天然裂缝参数包括页岩地层天然裂缝倾角、逼近角、内聚力、摩擦系数；所述压裂参数包括压裂暂堵时间、压裂排量、压裂液粘度、射孔簇数。
3.根据权利要求1所述的基于页岩地质-工程参数内转向压裂暂堵剂用量设计方法，其特征在于，所述暂堵压力测试实验包括以下步骤：
步骤S21、将API标准导流室上下部分装上橡胶圈以密封导流室并将各部分按照要求组装好；
步骤S22、实验测试用的导流室内不装填任何样品，使用游标卡尺分别测量空导流室四角厚度，取其平均值为w1；
步骤S23、将称量好的暂堵剂和支撑剂填入导流室内，暂堵剂铺置在导流室中间，支撑剂铺置在暂堵剂两侧，暂堵剂铺置厚度与石英砂厚度相同，后压入上盖板并对导流室进行密封处理，以保证导流室密封性；
步骤S24、将导流室移至实验测试平台，调整液压阀，压紧导流室，使用游标卡尺测量导流室四角厚度，取其平均值为w2，从而获得暂堵剂裂缝宽度为w2-w1；
步骤S25、将安装好的导流室放入承压台并连接好相应管线，抽真空检测导流室密闭性；
步骤S26、调整压差表归零，装好位移计；
步骤S27、打开导流室温控开关及预热器加热导流室，待导流室温度升至地层温度时，关闭预热器；
步骤S28、打开驱替泵，调整泵注流量；记录驱替泵压力数据，测量暂堵剂的临界暂堵压力。
4.根据权利要求1所述的基于页岩地质-工程参数内转向压裂暂堵剂用量设计方法，其特征在于，所述步骤S40的具体过程为：
步骤S41、根据岩石力学参数与压裂参数，利用下式计算水力裂缝沿缝长方向的宽度剖面；
Figure FDA0003317737120000021
其中，
Figure FDA0003317737120000031
Figure FDA0003317737120000032
Figure FDA0003317737120000033
Figure FDA0003317737120000034
式中：whf为水力裂缝开度，m；x为水力裂缝长度方向坐标，m；t为压裂时间，s；Lhf为水力裂缝长度，m；Q为水力裂缝缝口流量，m3/s；QT为压裂总排量，m3/s；ncl为射孔簇数，簇；G为地层岩石剪切模量，Pa；υ为地层岩石泊松比，无量纲；μ为压裂液黏度，Pa·s；hhf为水力裂缝高度，m；E为地层岩石杨氏模量，Pa；
步骤S42、再根据水力裂缝沿缝长方向的宽度剖面和下式计算水力裂缝最优暂堵位置的裂缝宽度；
wpg＝whf(0.5Lhf,t)
式中：wpg为水力裂缝最优暂堵位置的裂缝宽度，m。
5.根据权利要求1所述的基于页岩地质-工程参数内转向压裂暂堵剂用量设计方法，其特征在于，所述步骤S50的具体过程为：
步骤S51、运用裂缝延伸理论，根据天然裂缝参数，利用下式计算页岩地层天然裂缝壁面法向应力和切向应力；
pn＝σxxnxnx+σyynyny+σzznznz
pτ＝[(σxxnx)2+(σyyny)2+(σzznz)2-(σxxnxnx+σyynyny+σzznznz)2]1/2
其中，
Figure FDA0003317737120000041
式中：pn为天然裂缝壁面法向应力，Pa；pτ为天然裂缝壁面切向应力，Pa；σxx为页岩地层最小水平主应力，Pa；σyy为页岩地层最大水平主应力，Pa；σzz为页岩地层垂向应力，Pa；nx、ny、nz为页岩地层天然裂缝单位法向向量分量，m；
Figure FDA0003317737120000043
为天然裂缝倾角，°；θ为天然裂缝逼近角，°；
步骤S52、计算天然裂缝张性破坏和剪切破坏临界压力；
pn,crit＝pn+St
Figure FDA0003317737120000042
式中：pn,crit为天然裂缝张性破坏临界压力，Pa；pτ,crit为天然裂缝剪切破坏临界压力，Pa；St为天然裂缝抗张强度，Pa；τ0为天然裂缝内聚力，Pa；Kf为天然裂缝摩擦系数，无量纲；
步骤S53、计算缝内临界转向压力：
pdivet,crit＝min(pn,crit,pτ,crit)-σh
式中：pn,crit为缝内临界转向压力，Pa；σh为页岩地层最小水平主应力，Pa。
6.根据权利要求1所述的基于页岩地质-工程参数内转向压裂暂堵剂用量设计方法，其特征在于，所述步骤S60的具体过程为：
步骤S61、根据缝内临界转向压力确定缝内临界转向压力的1.2倍为临界暂堵压力；
步骤S62、根据临界暂堵压力以及页岩压裂水力裂缝最优暂堵位置的裂缝宽度在暂堵剂在不同裂缝宽度条件下的临界暂堵压力随暂堵剂用量变化曲线中确定实验室内暂堵剂用量；
步骤S63、根据实验室内暂堵剂用量与压裂射孔布簇参数，计算页岩气缝内转向压裂现场暂堵剂用量。
7.根据权利要求6所述的基于页岩地质-工程参数内转向压裂暂堵剂用量设计方法，其特征在于，所述页岩气缝内转向压裂现场暂堵剂用量的计算公式为：
Figure FDA0003317737120000051
式中：Mdivert为页岩气缝内转向压裂现场暂堵剂用量，kg；mdivert为实验室内暂堵剂用量，kg；hhf为水力裂缝高度，m；hsample为实验测试岩板高度。
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