CN114909118A

CN114909118A - 一种深层裂缝性储层逆复合改造方法以及由该方法形成的缝网系统

Info

Publication number: CN114909118A
Application number: CN202210693305.XA
Authority: CN
Inventors: 孙永鹏; 杨战伟; 翁定为; 王丽伟; 王辽; 高莹; 马泽元; 陈铭
Original assignee: Petrochina Co Ltd; China University of Petroleum East China
Current assignee: Petrochina Co Ltd; China University of Petroleum East China
Priority date: 2022-06-17
Filing date: 2022-06-17
Publication date: 2022-08-16
Anticipated expiration: 2042-06-17
Also published as: CN114909118B

Abstract

本发明涉及油气田开发深层裂缝性储层改造技术领域，公开了一种深层裂缝性储层逆复合改造方法。该方法包括：泵注冻胶压裂液，压开储层，在近井筒形成I级主裂缝；泵注混砂液，支撑I级主裂缝，形成II级次生裂缝，混砂液含有滑溜水和20～40目陶粒；泵注混砂液，支撑I级主裂缝和II级次生裂缝，形成III级次生裂缝，混砂液含有滑溜水和30～50目陶粒；泵注混砂液，支撑II级次生裂缝和III级次生裂缝，形成IV级次生裂缝，混砂液含有滑溜水和40～70目陶粒；泵注混砂液，支撑III级次生裂缝和IV级次生裂缝，混砂液含有滑溜水和70～140目粉陶。该方法在井底目的层改造段形成复杂缝网，还能提高有效改造体积。

Description

一种深层裂缝性储层逆复合改造方法以及由该方法形成的缝网系统

技术领域

本发明涉及油气田开发深层裂缝性储层改造技术领域，具体涉及一种深层裂缝性储层逆复合改造方法以及由该方法形成的缝网系统。

背景技术

深层油气资源丰富，截止2020年，国内深层石油储量约3500亿吨，天然气储量约300万亿方，其中，石油探明储量约120亿吨、天然气探明储量约10万亿方，动用率均不足4％，具有较大的勘探开发潜力。

深层油气储层，由于强烈的压实作用，储层较致密，基质孔隙度主要分布在3.5～7.5％，不经过储层改造很难获得较高产量与经济效益。由于“三超”特征明显面临超深(6500～9000m)、高温(150～200℃)、高压(105～150MPa)的世界级难题，给储层改造研究及技术应用带来诸多难题。深层油气一般天然裂缝较发育，以库车山前主力层段白垩系巴什基奇克组为例，在燕山期至喜马拉雅晚期剧烈造山影响下，储层具有构造油气藏特征，在强烈构造挤压作用下，天然裂缝较发育，胶结状态复杂多样，区域分布非均质性较强。因此，如何利用天然裂缝实施更好的储层改造，是深层裂缝性储层提产提效的关键。

针对深层裂缝性储层改造及复合压裂等技术，公开报道文献较多。

中国专利申请CN111985669A提供了一种裂缝性储层的改造方式选择方法、装置和设备，该方法包括：确定储层中M条裂缝中,每条裂缝被激活时需要的第一最小加压压力；根据每条裂缝对应的第一最小加压压力,确定N条裂缝被激活时需要的第二最小加压压力；根据该第二最小加压压力和该第二最小加压压力对应的裂缝的水平最小主应力，确定第二最小加压压力对应的裂缝的激活净压力值；根据该激活净压力值选择储层的改造方式；该改造方式包括酸化改造、酸压改造或加砂压裂改造。本发明提供的裂缝性储层的改造方式选择方法、装置和设备,提高了储层改造的成功率和准确性。

中国专利申请CN110761765A公开了一种大范围激活天然裂缝的体积压裂方法。包括：步骤(1)参数评估及优化；步骤(2)下桥塞射孔联作作业；步骤(3)酸预处理作业；步骤(4)低粘度滑溜水或酸性滑溜水造缝施工；步骤(5)混合支撑剂加砂封堵主裂缝施工；步骤(6)台阶式升排量施工；步骤(7)140～210目与70～140目支撑剂混合注入施工；步骤(8)高粘压裂液不加砂冲洗主裂缝施工；步骤(9)第二及第三个主裂缝封堵及后续施工；重复步骤5)～步骤8)；然后,重复步骤5)～7)；步骤(10)主裂缝高粘度压裂液加砂施工；步骤(11)顶替作业。本发明可以提高储层改造时裂缝的复杂程度及改造体积,从而实现页岩气井的高效增产。

分析公开文献报道可知，针对裂缝性储层改造，学者多是以研究如何开启天然裂缝为主，天然裂缝对产量起到决定性作用的基本认识，得到大家一致认可，从而开展了大量天然裂缝开启的机理研究。工艺方法方面，以进行改造前预处理为主，提前泵注酸液，分析认为，改造施工前，优选泵注一定量酸液体系，可溶蚀天然裂缝内胶结物，更有利于后期泵注压裂液促使天然裂缝开启。部分学者认为，改造施工前期泵注滑溜水有利于促使天然裂缝开启。目前学者研究，主要聚焦如何开启利用天然裂缝。但未深入分析，储层改造过程中，如近井筒天然裂缝开启过多，则在近井筒难以形成主裂缝，近井筒多裂缝状态下，加砂敏感性显著提高，尤其深层/超深储层改造，难以实施高排量施工，近井筒多裂缝，造成单缝缝宽较窄，单缝流量低，加砂风险极高，难以实施安全高效施工。

复合改造技术方面，目前公开报道文献中，复合压裂的技术种类多样，大致可分为：低粘压裂液(滑溜水)与高粘压裂液(线性胶、冻胶)复合，主要做法为，前期泵注低粘压裂液当做前置液或部分前置液，后期采用高粘压裂液携砂；酸液与压裂液复合，优先泵注不同酸液体系，后期泵注不同类型压裂液，仍然是以低粘液体(酸液、压裂液)优先泵注，后期泵注高粘压裂液；不同气体(CO₂、N₂)等与液体(酸液、压裂液)进行复合改造，同样是优先泵注低粘流体-气体，后期泵注高粘改造液(压裂液、酸液等)。因此，总结目前的复合改造技术，显著体征为低粘流体与高粘流体复合，泵注顺序为优选泵注低粘流体(滑溜水、酸液、气体等)，流体粘度一般小于10mpa.s，改造中后期泵注高粘流体(线性胶、冻胶压裂液)，液体粘度最高达到200mpa.s。

总结公开文献，针对深层/超深层裂缝性储层改造，目前尚未有逆复合改造工艺方法的报道。已有深层/超深层裂缝性储层复合改造主要包括酸液与压裂液、滑溜水与冻胶的复合改造，采用酸液及滑溜水激活天然裂缝，然后泵注冻胶携砂，支撑裂缝。这种复合方式，存在很大缺陷，包括两个方面：首先，加砂前酸液及滑溜水比较容易激活天然裂缝，则激活的天然裂缝与人工裂缝容易在近井筒形成多裂缝，分散了改造液进液通道，降低单缝流量，且单缝缝宽也较窄。尤其对于6000m以上的深井/超深井，施工排量一般低于7m3/min，这种情况更严重，造成加砂敏感，施工风险较高。其次，后期采用冻胶携砂，冻胶压裂液携砂性能比较好，但其粘度较高，一般大于150mpa.s，高粘液体加砂顺序为先泵注小粒径、再泵注中粒径、后期尾追大粒径陶粒。高粘液体穿越微细天然裂缝时，很难进入其中，不利于在远井带激活天然裂缝和携带支撑剂支撑部分半充填-半开启的天然裂缝，导致难以在远井带借助天然裂缝形成缝网系统，难以提高有效改造体积。

综上所述，现有深层裂缝性储层改造工艺，难以满足提高有效改造体积的技术需求，需发明一种既满足安全高效施工，同时可提高有效改造体积的工艺方法，实现增产增效双目标。

发明内容

本发明的目的是为了克服现有技术存在的现有深层裂缝性储层改造工艺，难以满足提高有效改造体积的技术需求，难以实现增产增效双目标的问题，提供一种深层裂缝性储层逆复合改造方法以及由该方法形成的缝网系统，该方法采用与常规改造相反的逆复合改造工艺，实现在井底目的层改造段形成复杂缝网的同时，还能使不同粒径支撑剂与不同尺度需要支撑的裂缝合理匹配，提高有效改造体积及改造效果，改造增产效果显著。

为了实现上述目的，本发明一方面提供一种深层裂缝性储层逆复合改造方法，该方法包括以下步骤：

(1)泵注冻胶压裂液，压开储层，并在储层射孔段近井筒形成I级主裂缝；

(2)泵注第一混砂液，支撑I级主裂缝，并形成II级次生裂缝，其中，所述第一混砂液含有第一滑溜水和20～40目的高强度陶粒；

(3)泵注第二混砂液，支撑I级主裂缝和II级次生裂缝，并形成III级次生裂缝，其中，所述第二混砂液含有第二滑溜水和30～50目的高强度陶粒；

(4)泵注第三混砂液，支撑II级次生裂缝和III级次生裂缝，并形成IV级次生裂缝，其中，所述第三混砂液含有第三滑溜水和40～70目的高强度陶粒；

(5)泵注第四混砂液，支撑III级次生裂缝和IV级次生裂缝，其中，所述第四混砂液含有第四滑溜水和70～140目的粉陶；

所述第一滑溜水的粘度≥所述第二滑溜水的粘度≥所述第三滑溜水的粘度≥所述第四滑溜水的粘度，所述第一滑溜水的粘度≤25mPa·s。

优选地，所述冻胶压裂液在170S^-1高速剪切120min条件下的粘度≥150mPa·s。

优选地，以所述冻胶压裂液、所述第一混砂液、所述第二混砂液、所述第三混砂液和所述第四混砂液的总液量为基准，所述冻胶压裂液用量为总液量的28～32体积％。

优选地，所述冻胶压裂液的配制过程包括：向胍胶粉中加水配制成胍胶压裂液基液，然后与含有锆离子的交联剂混合得到。

优选地，所述第一滑溜水、所述所述第二滑溜水、所述第三滑溜水和所述第四滑溜水的配制过程包括：向滑溜水压裂的配液水中加入降阻剂，其中，所述第一滑溜水、所述第二滑溜水、所述第三滑溜水和所述第四滑溜水中降阻剂的浓度为0.1～0.3质量％。

优选地，所述第一滑溜水的粘度为20～25mPa·s。

优选地，所述第二滑溜水的粘度为15～20mPa·s。

优选地，所述第三滑溜水的粘度为10～15mPa·s。

优选地，所述第四滑溜水的粘度为5～10mPa·s。

本发明第二方面提供一种由前文所述的方法形成的深层裂缝性储层缝网系统，所述缝网系统包括I级主裂缝、II级次生裂缝、III级次生裂缝和IV级次生裂缝，所述I级主裂缝从近井筒延伸至中井筒和远井筒，所述II级次生裂缝、III级次生裂缝和IV级次生裂缝位于中井筒和远井筒。

本发明所述方法调整低粘液体(滑溜水)与高粘液体(冻胶)泵注顺序，且在后期滑溜水加砂阶段，采用与常规改造泵注不同粒径陶粒的顺序相反的顺序，即逆复合改造工艺。在具体操作中，优先泵注高粘冻胶，在近井筒形成主缝，避免开启更多的天然裂缝形成多裂缝的形态，且在冻胶压裂液中不携带任何支撑剂，然后泵注不同粘度的滑溜水，优先泵注含有20～40目支撑剂的较高粘度滑溜水混砂液，该类型滑溜水携砂液可在冻胶液体中形成指进现象，其中携带的支撑剂沉降于近井筒人工主裂缝为主，施工中段泵注含中粘度滑溜水和30～50目高强度陶粒的混砂液以及含中粘度滑溜水和40～70目高强度陶粒的混砂液，后期泵注含低粘度滑溜水和70～40目粉陶的混砂液，在近井筒形成人工主裂缝为主，大粒径支撑剂支撑；中远井筒形成II级到IV级次生裂缝为主，中小粒径支撑，实现井底目的层改造段形成复杂缝网的同时，不同粒径支撑剂与不同尺度需要支撑的裂缝合理匹配，提高有效改造体积及改造效果。

本发明所述方法形成的缝网系统更为复杂，能够形成III-IV级及以上的裂缝系统，且I级主裂缝从近井筒延伸至中井筒和远井筒，而常规方法形成的人工裂缝可能只有I-II级裂缝系统，且在进井筒内形成多裂缝形态，因此本发明所述方法形成的缝网系统有效改造体积及改造效果明显提升，改造增产效果更加显著。

附图说明

图1是完成加砂后不同粒径支撑剂分布单翼缝示意图；

图2是本发明中逆复合改造泵注程序示意图；

图3是本发明所述方法形成的缝网系统平面示意图。

具体实施方式

以下结合附图对本发明的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。

在本文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文中具体公开。

在本发明中，在未作相反说明的情况下，所述“高强度陶粒”是指耐压86兆帕级别以上的陶粒；所述“粉陶”是指压裂用陶粒指使用铝土矿等黏土烧制而成的20-70目的圆球状固体颗粒，具有较强的抗压破碎的能力。

本发明第一方面提供了一种深层裂缝性储层逆复合改造方法，该方法包括以下步骤：

本发明所述方法对具有天然裂缝的深层或超深层裂缝性储层进行改造。天然裂缝较发育储层，胶结状态复杂多样，区域分布非均质性较强，在改造过程中极易在近井筒形成多裂缝状态，从而难以形成主裂缝，造成单缝缝宽较窄，影响后续改造施工。本发明以限压不限排量的方式施工，尽量减少近井筒冻胶滤失比例，在具体实施方式中，在对深层裂缝性储层进行改造前，根据现场实际情况调整限压值和最大排量。

本发明首先采用冻胶压裂液作为前置液。所述冻胶压裂液的主要作用是在近井筒压开储层，降低滤失，减少近井筒人工裂缝复杂程度，形成单一裂缝为主的流动通道；同时所述冻胶压裂液中不携带任何支撑剂，仅以造缝为主，主要形成I级主裂缝。

在优选实施方式中，为了降低近井筒冻胶滤失比例，提高造缝能力，所述冻胶压裂液在170S^-1高速剪切120min条件下的粘度≥150mPa·s。

进一步地，为了在近井筒形成较长的I级主裂缝，需要合理控制冻胶压裂液的用量。在优选实施方式中，以所述冻胶压裂液、所述第一混砂液、所述第二混砂液、所述第三混砂液和所述第四混砂液的总液量为基准，所述冻胶压裂液用量为总液量的28～32体积％。例如可以为28体积％、29体积％或30体积％。

在步骤(2)泵注第一混砂液过程中，采用具有一定粘度的滑溜水携带20～40目的高强度陶粒，在前期泵注的冻胶压裂液中发生指进现象。所述第一滑溜水携砂能力一般，无法长距离携砂，其携带的20～40目高强度陶粒首先在近井筒I级主裂缝发生沉降，铺置在近井筒I级主裂缝中，形成高导流支撑缝；同时所述第一滑溜水促进I级主裂缝继续扩展，其低粘的特性，可促进与I级主裂缝相交的天然裂缝开启，形成II级次生裂缝，II级次生裂缝与I级主裂缝初步构成简单的裂缝网络，并得到部分支撑，保证改造施工结束后，避免天然裂缝完全闭合，保持裂缝系统继续有效。

在优选实施方式中，所述第一滑溜水的粘度为20～25mPa·s，例如可以为20mPa·s、20mPa·s、21mPa·s、22mPa·s、23mPa·s、24mPa·s或20mPa·s。该粘度仅相当所述冻胶压裂液粘度的20％左右，粘度在该范围内的所述第一滑溜水更容易在前期泵注的冻胶中发生指进现象，与20～40目高强度陶粒更加匹配，促进I级主裂缝继续扩展，形成II级次生裂缝。

在步骤(3)泵注第二混砂液过程中，采用粘度进一步降低的第二滑溜水，在冻胶压裂液中继续指进前进，并从20～40目高强度陶粒形成的砂堤上部较小空间，进入储层深部，所述第二滑溜水携带30～50目的高强度陶粒支撑远端I级主裂缝及II级次生裂缝继续扩展I级主裂缝，本阶段第二滑溜水携带的陶粒在步骤(2)形成的砂堤前缘沉降，在I级主裂缝中与20～40目目的高强度陶粒沉降区紧密有序衔接，形成具有阶梯降导流能力的I级主裂缝，同时在II级次生裂缝中开始沉降支撑开启的天然裂缝，30～50目的高强度陶粒沉降后，所述第二滑溜水继续前进，则可促进与之相交的天然裂缝开启，形成II级次生裂缝，进一步增大改造裂缝的复杂程度。

在优选实施方式中，所述第二滑溜水的粘度为15～20mPa·s，例如可以为15mPa·s、16mPa·s、17mPa·s、18mPa·s、19mPa·s或20mPa·s。在本发明中，采用该粘度范围的第二滑溜水更容易在冻胶压裂液中继续指进前进，与30～50目高强度陶粒更加匹配，更能促进I级主裂缝继续扩展，形成III级次生裂缝。

在步骤(4)泵注第三混砂液过程中，采用粘度更进一步降低的第三滑溜水，可携带40～70目的较小粒径高强度陶粒在I级主裂缝中由前述步骤沉降的陶粒形成的砂堤上方继续前进，携带的40～70目高强度陶粒翻越已有的砂堤后，开始沉降，与前述步骤形成的砂堤有序衔接铺置；同时进入III级次生裂缝中，支撑部分III级次生裂缝，由于该阶段滑溜水粘度更低，在此过程与天然裂缝交叉促使IV级次生裂缝的开启，在距离井筒较远地带形成更多分支缝，进一步促进改造裂缝系统更加复杂，同时第三滑溜水携带的40～70目高强度陶粒，进入部分新开启的天然裂缝中，支撑新开启天然裂缝的同时，促进天然裂缝延伸，并逐步形成沿最大主应力方向延伸的微裂缝。

在优选实施方式中，所述第三滑溜水的粘度为10～15mPa·s，例如可以为10mPa·s、11mPa·s、12mPa·s、13mPa·s、14mPa·s或15mPa·s。在本发明中，采用该粘度范围内的所述第三滑溜水与40～70目的高强度陶粒更加匹配，更能促使IV级次生裂缝的开启。

在步骤(4)泵注第四混砂液过程中，采用粘度较小的第四滑溜水携带70～140目的粉陶进入远井筒III级次生裂缝末端及IV级次生裂缝中，并利用携带的粉陶，支撑IV级次生裂缝，显著提高远筒天然微裂缝的开启率，与前述步骤中压开的I级主裂缝及II级、III级、IV级次生裂缝共同构成水力裂缝+天然裂缝形成的缝网系统，并通过不同粒径的高强度陶粒、粉陶作为支撑剂，支撑裂缝系统，显著提高有效改造体积。改造后最终在地下储层中形成的缝网系统平面图如图3所示，其中Ⅰ级主裂缝中(附图3中Ⅰ级主裂缝)形成的支撑剂沉降铺置剖面图如图1所示。

在优选实施方式中，所述第四滑溜水的粘度为5～10mPa·s，例如可以为5mPa·s、6mPa·s、7mPa·s、8mPa·s、9mPa·s或10mPa·s。采用该粘度范围内的所述第四滑溜水可以更好的携带70～140目的粉陶。

在本发明中，所述冻胶压裂液可以为本领域的常规选择。在具体实施方式中，所述冻胶压裂液的的配制过程包括：向胍胶粉剂中加水配制成胍胶压裂液基液，然后与含有锆金属离子的交联剂混合，形成果冻状的交联冻胶携砂液。

在本发明中，所述第一滑溜水、所述所述第二滑溜水、所述第三滑溜水和所述第四滑溜水可以采用本领域常规使用的低粘压裂液。在具体实施方式中，所述第一滑溜水、所述第二滑溜水、所述第三滑溜水和所述第四滑溜水的配制过程包括：向滑溜水压裂的配液水中加入降阻剂，其中，所述第一滑溜水、所述第二滑溜水、所述第三滑溜水和所述第四滑溜水中降阻剂的浓度为0.1～0.3质量％。

本发明第二方面提供了一种由前文所述的方法形成的缝网系统，所述缝网系统包括I级主裂缝、II级次生裂缝、III级次生裂缝和IV级次生裂缝，所述I级主裂缝从近井筒延伸至中井筒和远井筒，所述II级次生裂缝、III级次生裂缝和IV级次生裂缝位于中井筒和远井筒。

以下将通过实施例对本发明进行详细描述，但本发明的保护范围并不仅限于此。

以下实施例中，所述冻胶压裂液的配制过程为：向胍胶粉剂中加水配制成胍胶压裂液基液，然后与含有锆金属离子的交联剂混合，形成果冻状的交联冻胶携砂液；所述第一滑溜水、所述所述第二滑溜水、所述第三滑溜水和所述第四滑溜水的配制过程包括：向滑溜水压裂的配液水中加入降阻剂，其中，所述第一滑溜水、所述第二滑溜水、所述第三滑溜水和所述第四滑溜水中降阻剂的浓度为0.2质量％。

实施例1

本实施例采用的油井DB6-X为塔里木油田库车山前大北区块一口开发井，目的层为白垩系巴什基奇克组，垂深6200m，改造段储层基质较致密，孔隙度4.6％，基质渗透率0.04mD，天然裂缝较发育，综合测井解释与岩样取芯分析，天然裂缝发育密度达到0.62条/m，属天然裂缝较发育储层，天然裂缝以全充填裂缝为主，半充填及保持开启状态的天然裂缝较少。

依据区块储层改造认识，对于天然裂缝较发育储层，如果沟通激活天然裂缝，是实现改造后高产的关键。对于天然裂缝较发育储层，常规复合改造技术在近井筒易形成多裂缝，加砂敏感，易造成砂堵风险。根据储层天然裂缝较发育特征及已有改造井认识，对本井实施了逆复合改造施工。

实际施工步骤如图2所示，具体步骤包括：

1)快速提高排量至限压120MPa条件下的最高排量为6.3m³/min；

2)泵注粘度为150mPa·s的冻胶压裂液，压开储层，地层破裂后压力缓慢下降，证实近井筒未出现多裂缝形态，以单一的I级主裂缝为主，地层进液较为顺利，所述冻胶压裂液的用量为总液量的30体积％。

3)步骤2)施工30min后，泵注含第一滑溜水和20～40目高强度陶粒的第一混砂液，支撑I级主裂缝，并形成II级次生裂缝，其中，所述第一滑溜水的粘度为20mPa·s；

4)步骤3)施工结束后，泵注含第二滑溜水和30～50目高强度陶粒的第二混砂液，支撑I级主裂缝和II级次生裂缝，并形成III级次生裂缝，其中，所述第二滑溜水的粘度为15mPa·s；

5)步骤4)施工结束后，泵注含第三滑溜水和40～70目高强度陶粒的第三混砂液，支撑II级次生裂缝和III级次生裂缝，并形成IV级次生裂缝，其中，所述第三滑溜水的粘度为10mPa·s；

(6)步骤5)施工结束后，泵注含第四滑溜水和70～140目粉陶的第四混砂液，支撑III级次生裂缝和IV级次生裂缝，其中，所述第四滑溜水的粘度为5mPa·s。

实施例1所述加砂模式，通过室内实验验证，已在深层裂缝性气井改造中得到应用，大北6-X井，采用本发明逆复合改造工艺技术，改造增产效果显著，该井总液量为465立方米，总砂量为82吨，该井改造前测试产量11.6万立方米/天，改造后测试产量达到48.3万立方米/天。证实该发明必将显著提升裂缝性复杂储层改造技术水平。

深层裂缝性储层逆复合改造打破传统裂缝性储层复合改造的理念，本发明提出的“逆复合”改造工艺能够满足深层裂缝性储层冻胶造缝+滑溜水加砂压裂改造的实际需求，也才能实现不同粒径支撑剂在不同尺度裂缝及不同功能的裂缝系统中发挥最大作用。

以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。

Claims

1.一种深层裂缝性储层逆复合改造方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述冻胶压裂液在170S^-1高速剪切120min条件下的粘度≥150mPa·s。

3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，以所述冻胶压裂液、所述第一混砂液、所述第二混砂液、所述第三混砂液和所述第四混砂液的总液量为基准，所述冻胶压裂液用量为总液量的28～32体积％。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述冻胶压裂液的配制过程包括：向胍胶粉剂中加水配制成胍胶压裂液基液，然后与含有锆离子的交联剂混合得到。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第一滑溜水、所述第二滑溜水、所述第三滑溜水和所述第四滑溜水的配制过程包括：向滑溜水压裂的配液水中加入降阻剂，其中，所述第一滑溜水、所述第二滑溜水、所述第三滑溜水和所述第四滑溜水中降阻剂的浓度为0.1～0.3质量％。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第一滑溜水的粘度为20～25mPa·s。

7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第二滑溜水的粘度为15～20mPa·s。

8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第三滑溜水的粘度为10～15mPa·s。

9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第四滑溜水的粘度为5～10mPa·s。

10.由权利要求1-9中任意一项所述的方法形成的缝网系统，其特征在于，所述缝网系统包括I级主裂缝、II级次生裂缝、III级次生裂缝和IV级次生裂缝，所述I级主裂缝从近井筒延伸至中井筒和远井筒，所述II级次生裂缝、III级次生裂缝和IV级次生裂缝位于中井筒和远井筒。