CN115217456B - 一种提高页岩气水平井产量的渗流体积压裂方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种提高页岩气水平井产量的渗流体积压裂方法，所述方法包括步骤：根据目标井地质资料确定压裂改造需要达到的目标产能，根据目标产能确定压裂改造体积和储层综合渗透率；根据所述压裂改造体积确定压裂改造需要的人工裂缝长度和裂缝导流能力；根据储层综合渗透率和单条人工裂缝长度确定压裂改造段数、以及每一段的段长、簇间距和簇数；以压裂时裂缝扩展均匀为目标确定暂堵剂的类型和投放量；以支撑剂能够在裂缝中长距离运移和能够进行高浓度加砂为目标确定支撑剂的类型；确定压裂总簇数、射孔总孔数、总砂量、总液量和暂堵总次数，进行压裂改造作业。本发明具有能够同时提高压裂改造体积和储层综合渗透率、提高页岩气单井产量等优点。
Description
技术领域
本发明涉及页岩储层压裂技术领域，具体来讲，涉及一种提高页岩气水平井产量的渗流体积压裂方法。
背景技术
常规页岩气体积压裂设计中，通常将储层改造体积大小即SRV(stimulatedreservoir volume)作为改造目标，微地震监测显示，通常压裂液能波及的地方，就会有微地震监测事件点的响应，液量越多、波及范围越远，SRV越大，但实际SRV与产量并无直接联系。发明人经过研究发现改造后SRV必须具有足够的综合渗透率，才能充分解放储层，达到显著提高单井产量的目的。因此发明人提出“渗流改造体积”的概念，用来定量计算页岩气单井产能。
CN20131057A公开了一种低渗透油藏均衡驱替方法，该低渗透油藏均衡驱替方法包括：步骤1，基于测井资料、室内测定的储层岩石力学参数和渗流力学参数等资料，建立三维精细地质模型，利用油藏数值模拟和地应力预测软件，明确储层渗透率、剩余油饱和度、压力和地应力分布规律；步骤2，计算纵向不同层的极限井距；步骤3，进行变密度射孔和活性剂化学增注；以及步骤4，计算合理注采井距,设计合理的压裂裂缝长度。但该方法主要应用于进一步挖掘老油田潜力，增加经济可采储量，强化开发资源基础，提高原油采收率，并没有定义渗流改造体积，其技术构思和采用的方案均与本申请不同。
发明内容
本发明的目的在于解决现有技术存在的上述不足中的至少一项。例如，本发明的目的在于提供一种能够同时提高压裂改造体积和储层综合渗透率的提高页岩气水平井产量的渗流体积压裂方法。
为了实现上述目的，本发明提供了一种提高页岩气水平井产量的渗流体积压裂方法。所述方法包括步骤：
根据目标井地质资料确定压裂改造需要达到的目标产能，根据所述目标产能确定压裂改造体积和储层综合渗透率；
根据所述压裂改造体积确定压裂改造需要的人工裂缝长度和裂缝导流能力；
根据储层综合渗透率和单条人工裂缝长度确定压裂改造段数、以及每一段的段长、簇间距和簇数；
以压裂时裂缝扩展均匀为目标确定暂堵剂的类型和投放量；
以支撑剂能够在裂缝中长距离运移和能够进行高浓度加砂为目标确定支撑剂的类型；
确定压裂总簇数、射孔总孔数、总砂量、总液量和暂堵总次数，进行压裂改造作业；
其中，所述目标产能通过式1计算，
式1为：
其中，qg为目标产能，m3/d；KS为储层综合渗透率，×10-3μm2；h为储层厚度，m；μg为地下天然气的粘度，mPa.s；Zg为天然气压缩因子；T为储层温度，°R；Pi为油藏原始地层压力，MPa；pwf为井底流动压力，MPa；t为生产时间，h；为孔隙度，％；ct为储层综合压缩系数，MPa-1；rw为井眼半径， m；s为表皮系数；Sf为视表皮系数，视表皮系数通过式2计算，
式2为：
其中，u＝ln(FCD)；FCD为无因次裂缝导流能力；xf为裂缝半长，m。
在本发明的一个示例性实施例中，所述地质资料可包括三维地震数据、钻井数据、录井数据、测井数据和岩心试验数据中至少一种。
在本发明的一个示例性实施例中，所述压裂改造体积＝水平段长段×井间距×储层厚度。
在本发明的一个示例性实施例中，所述以压裂时裂缝扩展均匀为目标确定暂堵剂的类型和投放量可包括步骤：
以10年内储量动用程度达到90％为目标，确定簇间距及储层内人工裂缝间距保持在5～15m；
根据段长、单簇射孔数以及水平段地应力确定暂堵剂的类型，根据暂堵剂在不同缝宽条件的承压封堵能力确定暂堵剂的投放量。
在本发明的一个示例性实施例中，所述以支撑剂能够在裂缝中长距离运移和能够进行高浓度加砂为目标确定支撑剂的类型可包括步骤：
根据不同类型的支撑剂在不同闭合压力、铺置浓度下的导流能力实验，选取满足导流能力需要的支撑剂类型及组合，达到在69MPa下裂缝导流能力 >0.1D.cm。
在本发明的一个示例性实施例中，所述压裂改造后储层的综合渗透率可通过式3计算，
式3为：KS＝k×FCD×n，
其中，KS为储层综合渗透率，×10-3μm2；k为储层渗透率，×10-3μm2；FCD为无因次裂缝导流能力；n为裂缝条数。
在本发明的一个示例性实施例中，所述方法还可包括确定渗流改造体积的步骤，所述渗流改造体积可通过式4计算，
式4为：KV＝SRV×KS，
其中，KV为渗流改造体积，×10-3μm2.m3；SRV为压裂改造体积，m3； KS为储层综合渗透率，×10-3μm2。
在本发明的一个示例性实施例中，所述方法还可包括确定压裂改造后的实际产能的步骤。
在本发明的一个示例性实施例中，所述储层综合渗透率可为0.5×10-3μm2以上。
在本发明的一个示例性实施例中，所述确定支撑剂在不同粘度压裂液中的运移距离可通过砂浆综合指数确定，所述砂浆综合指数通过式5计算，
式5为：
其中，ISP为砂浆综合指数，无因次；dprop为支撑剂粒径，mm；μfluid为压裂液粘度，mPa.s；SGprop为支撑剂密度，g/cm3；SGfluid为压裂液密度，g/cm3。
本发明另一方面提供了一种提高页岩气水平井油气产量的工艺。所述工艺包括如上任意一项所述的提高页岩气水平井产量的渗流体积压裂方法。
本发明再一方面提供了一种提高页岩气水平井油气产量的确定性工艺。所述确定性工艺包括如上任意一项所述的提高页岩气水平井产量的渗流体积压裂方法。
与现有技术相比，本发明的有益效果可包括以下内容：
通过在压裂设计中引入页岩气圈闭储量概念，表征和量化页岩气在基质中的渗流程度，以同时提高有效改造体积及其渗流能力的方式达到对储层的充分动用，并相应采取一系列的支撑剂、液体和暂堵技术以实现此目的，避免传统压裂设计中施工参数和入井材料选择上的盲目性和压后产量的不确定性。
附图说明
图1示出了根据本发明一个示例性实施例的渗透率为50nD储层形成的圈闭储量(地层压力下降云图/psi，生产时间10年)示意图；
图2示出了根据本发明一个示例性实施例的渗透率为50nD储层完全改造后形成的圈闭储量(地层压力下降云图/psi，生产时间10年)示意图；
图3示出了根据本发明一个示例性实施例的不同类型的支撑剂在不同闭合压力、铺置浓度下的导流能力实验；
图4示出了根据本发明一个示例性实施例的不同粒径支撑剂在不同粘度滑溜水中的最大运移距离；
图5示出了根据本发明一个示例性实施例的不同含量暂堵剂在3mm和4mm裂缝中承压能力随时间变化趋势；
图6示出了根据本发明一个示例性实施例的基于渗流体积压裂方法对应不同储层渗透率条件下的页岩气井产能随时间变化趋势；
图7示出了根据本发明一个示例性实施例的WY某井第17段压裂施工曲线图；
图8示出了根据本发明一个示例性实施例的WY某井第17段微地震监测结果俯视图；
图9示出了根据本发明一个示例性实施例的WY某井排液测试产量图。
具体实施方式
在下文中，将结合附图和示例性实施例来详细说明本发明的提高页岩气水平井产量的渗流体积压裂方法。
图1示出了根据本发明一个示例性实施例的渗透率为50nD储层形成的圈闭储量(地层压力下降云图/psi，生产时间10年)示意图；图2示出了根据本发明一个示例性实施例的渗透率为50nD储层完全改造后形成的圈闭储量(地层压力下降云图/psi，生产时间10年)示意图；图3示出了根据本发明一个示例性实施例的不同类型的支撑剂在不同闭合压力、铺置浓度下的导流能力实验；图4示出了根据本发明一个示例性实施例的不同粒径支撑剂在不同粘度滑溜水中的最大运移距离；图5示出了根据本发明一个示例性实施例的不同含量暂堵剂在3mm和4mm裂缝中承压能力随时间变化趋势；图6 示出了根据本发明一个示例性实施例的基于渗流体积压裂方法对应不同储层综合渗透率条件下的页岩气井产能随时间变化趋势；图7示出了根据本发明一个示例性实施例的WY某井第17段压裂施工曲线图；图8示出了根据本发明一个示例性实施例的WY某井第17段微地震监测结果俯视图；图9示出了根据本发明一个示例性实施例的WY某井排液测试产量图。
在本发明的第一示例性实施例中，提高页岩气水平井产量的渗流体积压裂方法可包括步骤：
根据目标井地质资料确定压裂改造需要达到的目标产能，根据所述目标产能确定压裂改造体积和储层综合渗透率。例如，所述地质资料可包括三维地震数据、钻井数据、录井数据、测井数据和岩心试验数据中至少一种。所述压裂改造体积＝水平段长段×井间距×储层厚度。具体来讲，在进行渗流体积压裂设计时，首先收集目标井的地质资料，包括但不限于三维地震数据、钻井数据、录井数据、测井数据、岩心试验数据等。根据目标井地质资料获得诸如目标井水平段长、平均总有机碳(TOC)含量、平均孔隙度、平均每吨含气量、平均脆性指数、储层水平段埋深、水平段地层倾角、地层压力系数、井间距、储层渗透率、页岩气在基质中的有效渗流距离等参数。通过这些参数确定目标井的压裂改造需要的目标产能(即压裂改造后目标井所能达到的最大油气产能或者最优油气产能)，根据目标产能进一步确定压裂改造的具体参数即压裂改造体积和储层综合渗透率。
在本实施例中，所述方法还可包括确定渗流改造体积的步骤，所述渗流改造体积可通过式4计算，
式4为：KV＝SRV×KS，
其中，KV为渗流改造体积，×10-3μm2.m3；SRV为压裂改造体积，m3； KS为储层综合渗透率，×10-3μm2。
这里，确定目标产能的过程也即是确定渗流改造体积的过程。根据发明人的研究发现，压裂改造后的储层必须具有足够的综合渗透率才能充分释放储层的产能，显著提高单井油气产量。例如，通常储层综合渗透率可为 0.5×10-3μm2以上。
在本实施例中，页岩储层的超低渗透率限制了岩石纳米孔隙内的天然气的流动，使得仅在压裂裂缝附近区域的天然气可以参与有效流动，即在压裂裂缝周周形成一个“圈闭”的储量，且渗透率越低，“圈闭储量”越小。表1 中给出了不同储层渗透率对应10年天然气的有效渗流距离。页岩气基质渗透率通常在为10～100纳达西范围内，由表1可知，对应的10年天然气的有效渗透距离在20～100m。
表1不同储层渗透率对应10年天然气有效渗流距离
| 储层渗透率/nD | 10 | 30 | 50 | 100 | 200 | 300 | 400 | 500 |
| 10年天然气有效渗流距离/m | 20 | 30 | 50 | 100 | 200 | 300 | 400 | 500 |
如图1所示，页岩气储层未被压裂到的地方成为“死域”，水平井分段压裂每段改造的非均匀性以及因为套变等井筒复杂原因造成丢段，在井间存在圈闭储量动用区或弱动用区、未动用区。如图1所示，其中，闭合曲线之内即为裂缝附近可动用的圈闭储量，而闭合曲线之外的为非动用储量。
根据所述压裂改造体积确定压裂改造需要的人工裂缝长度和裂缝导流能力。具体来讲，以达到设定的压裂改造体积为依据设计压裂施工需要的人工裂缝长度(或称人工裂缝控制半径)、裂缝导流能力。具体来讲，如图1所示，人工裂缝长度和导流能力的不足会影响圈闭储量及其采出程度，人工裂缝半长影响圈闭储量大小。人工裂缝长度范围通常为50～200m，当人工裂缝导流能力低于0.1D.cm，将影响圈闭储量的采出程度。如图2所示，经渗流体积压裂改造过后的储层相较图1中可动用的储量(即圈闭储量)大大增加，且簇间距和人工裂缝之间不存在“死域”。
根据储层综合渗透率和单条人工裂缝长度确定压裂改造段数、以及每一段的段长、簇间距和簇数。具体来讲，根据目标井储层渗透率及页岩气在基质中的有效渗流距离设计簇间距，以孔眼摩阻及压裂时有效孔眼数设计单段孔数，从而确定裂缝条数和储层综合渗透率。这里，压裂改造设计时设计的簇数越多、则簇间距越小，压裂后的综合渗透率就越高。例如，所述压裂改造后储层的综合渗透率可通过式3计算，
式3为：KS＝k×FCD×n，
其中，KS为储层综合渗透率，×10-3μm2；k为储层渗透率，×10-3μm2；FCD为无因次裂缝导流能力；n为裂缝条数。
在本实施例中，以压裂时裂缝扩展均匀为目标确定暂堵剂的类型和投放量。所述以压裂时裂缝扩展均匀为目标确定暂堵剂的类型和投放量包括步骤：以10年内储量动用程度达到90％为目标，确定簇间距及储层内人工裂缝间距保持在5～15m。根据段长、单簇射孔数以及水平段地应力确定暂堵剂的类型，根据暂堵剂在不同缝宽条件的承压封堵能力确定暂堵剂的投放量。具体来讲，如图3中所示，基于10年内储量动用程度达到90％考虑，簇间距及储层内人工裂缝间距应尽量保持在5～15m范围内。
如图5和表2所示，不同类型的支撑剂在不同闭合压力、铺置浓度下的导流能力实验结果。其中，图5a为3mm裂缝-缝口压裂变化曲线；图5b为 4mm裂缝-缝口压裂变化曲线。根据图5和表2可确定段内暂堵实施时暂堵剂种类和投放量。
在本实施例中，以支撑剂能够在裂缝中长距离运移和能够进行高浓度加砂为目标确定支撑剂的类型。例如，所述以支撑剂能够在裂缝中长距离运移和能够进行高浓度加砂为目标确定支撑剂的类型可包括步骤：根据不同类型的支撑剂在不同闭合压力、铺置浓度下的导流能力实验，选取满足导流能力需要的支撑剂类型及组合，达到在69MPa下裂缝导流能力>0.1D.cm。图3示出了组合支撑剂(石英砂与陶粒按不同比例混合)在不同闭合压力、铺置浓度下的导流能力实验结果。如图3中所示，所有支撑剂组合均满足69MPa下裂缝导流能力>0.1D.cm的要求。
表2不同类型的支撑剂在不同闭合压力、铺置浓度下的导流能力实验结果及推荐浓度用量
图4为不同粒径支撑剂在不同粘度滑溜水中的最大运移距离，其中， 1CP、2CP、3CP、4CP、5CP分别表示对应粘度为1～5mPa.s。如图4所示，最终确定暂堵剂为70/140目石英砂和40/70目陶粒。这里，70/140目指直径为0.15mm左右的未经烧制的天然石英砂的支撑剂，40/70目为直径为0.25mm 的烧制后的陶制支撑剂。通过定义砂浆综合指数确定支撑剂在不同粘度压裂液中的运移距离，确定需要达到支撑缝长的压裂液粘度3～5mPa.s，在粘度为 3～5mPa.s的压裂液中70/140目石英砂最大运移距离为170～220m，40/70目陶粒最大运移距离为90～110m。这里，所述确定支撑剂在不同粘度压裂液中的运移距离通过砂浆综合指数确定，所述砂浆综合指数通过式5计算，
式5为：
其中，ISP为砂浆综合指数，无因次；dprop为支撑剂粒径，mm；μfluid为压裂液粘度，mPa.s；SGprop为支撑剂密度，g/cm3；SGfluid为压裂液密度，g/cm3。确定压裂总簇数、射孔总孔数、总砂量、总液量和暂堵总次数，进行压裂改造作业。具体来讲，根据单簇裂缝长度确定单簇砂量和单段总砂量，生成压裂泵注程序，包括前置液、提砂浓度台阶、最高砂浓度、顶替液。通常，单簇缝长控制150～200m，单簇砂量控制在40～50吨，单段7～9簇，单段段长控制在90～100m，每米用砂强度3.0～3.5t/m，每米用液量控制在7.7～ 8.5m3/m，砂浓度控制在80～300kg/m3。在本实施例中，所述目标井的产能可通过式1计算，
式1为：
其中，qg为目标井产能，m3/d；KS为储层渗透率，×10-3μm2；h为储层厚度，m；μg为地下天然气的粘度，mPa.s；Zg为天然气压缩因子；T为储层温度，°R(1K＝5/9°R)；Pi为油藏原始地层压力，MPa；pwf为井底流动压力，MPa； t为生产时间，h；为孔隙度，％；ct为储层综合压缩系数，MPa-1；rw为井眼半径，m；s为表皮系数；Sf为视表皮系数，视表皮系数通过式2计算得到，
式2为：
其中，u＝ln(FCD)；FCD为无因次裂缝导流能力；xf为裂缝半长，m。
具体来讲，对于同一口井，在压裂改造体积一定的情况下，压裂改造后的油气产能与改造方式有关(即与改造后储层的综合渗透率有关)。这里，通过建立储层模型，向储层模型植入人工裂缝参数即可确立渗流体积下的页岩气生产能力。图6示出了当压裂裂缝半长为150m、导流能力为1.5mD.m时，增加裂缝条数(Q1～Q6)及提高储层综合渗透率可以获得页岩气井不同的初始产量。其中，Q1对应150条裂缝下的产量，Q2对应130条裂缝下的产量， Q3对应110条裂缝下的产量，Q4对应90条裂缝下的产量，Q5对应70条裂缝下的产量，Q6对应50条裂缝下的产量。由图6可知，在渗流改造体积一定的情况下(裂缝半长为150m，裂缝导流能力为1.5mD.m)，设计压裂改造参数，改变改造后的储层综合渗透率，通过式1得到的油气产能也不同。设计的储层综合渗透率越大，则目标井压裂改造后的产能也越大，二者呈正比关系。
在本示例性实施例中，所述渗流体积压裂方法还可包括生成压裂泵注程序，所述压裂泵注程序包括前置液、提砂浓度台阶、最高砂浓度和顶替液。
在本示例性实施例中，所述方法还包括确定压裂改造后的实际产能的步骤。具体来讲，进行压裂改造后，排液测试产量获得目标井的实际油气产量，和设计值进行对比，验证准确性。
本发明的第二示例性实施例提供了一种提高页岩气水平井油气产量的工艺。所述工艺可包括第一示例性实施例所述的提高页岩气水平井产量的渗流体积压裂方法。
本发明的第三提供了一种提高页岩气水平井油气产量的确定性工艺。所述确定性工艺可包括第一示例性实施例所述的提高页岩气水平井产量的渗流体积压裂方法。
下面结合具体示例对本发明的示例性实施例及其效果做进一步说明和阐述。
以某水平井WY井为例，通过收集和评估该井三维地震数据、钻井数据、录井数据、测井数据、岩心试验数据等地质资料，得到该井水平段长2000m，平均总有机碳(TOC)含量5.1，平均孔隙度7.4％，平均每吨含气量7.8m3/t，平均脆性指数74.2％，储层水平段埋深3140m～3465m，水平段地层倾角6～ 8°下倾，地层压力系数约1.83～1.90，井间距300m。
在井间距300m及井控面积限制下，压裂改造体积＝水平段长段×井间距×储层厚度。以达到压裂改造体积即目标产能为依据设计人工裂缝长度、裂缝导流能力和压裂总规模。目标井设计人工裂缝半长为150m、裂缝导流能力为1D·cm，70/140目石英砂占比为80％，40/70目陶粒占比为20％，设计压裂总规模为7000t，压裂液为60000m3；
滑溜水体系：0.05％～0.2％复合降阻剂+0.1～0.2％复合增效剂 +0.01％～0.02％破胶剂，滑溜水粘度为3～10mPa.s；
根据目标井储层渗透率及单条人工裂缝控制半径设计段长、簇间距、簇数，目标井设计段长为90～100m、簇间距为10～14m、单段簇数为7～9簇，单井压裂段数为23段，实际施工入地砂量为7136.3t，入地液量为62286m3，平均单段砂量为310.3t，用砂强度为3.5t/m，40/70目陶粒比例为23.4％，70/140 目石英砂比例为76.6％；
每段压裂期间投入13mm暂堵球15颗、1～3mm暂堵剂25Kg，压力上涨3～5MPa，压裂施工曲线如图7所示，该段施工中途投了两次暂堵剂，第一次暂堵后施工压力上涨3MPa，第二次压力上涨5MPa。压裂过程中微地震监测结果如图8和表3中所示。图8为WY某井第17段微地震监测结果俯视图。其中，四条黑色竖线代表井眼的走向和方位，大小不同的圆球代表压裂时地下微地震监测到的事件点，圆球大小代表微地震的等级。
表3 WY井第17段微地震事件统计表
压裂改造体积设计值为276m3、压裂改造后储层综合渗透率0.000085mD、第17段渗流改造体积为53.9m3·mD，目标井的设计产能为75万立方米/天。
压裂改造后目标井的实际产能如图9所示。由图9可知，该井以渗流体积压裂方法设计并实施，获得70～80万方/天的初期产量，与设计的目标产能基本一致。该压裂改造方法推广应用于151口井，平均测试产量达到26.4 万方/天，较之前常规压裂改造方式的15.15万方/天，日产量提升74.2％，平均单井总产气量达到1.2亿立方米，较前期0.78亿立方米，单井总产量提升 53.8％。
本发明的渗流体积压裂方法建立了以产量为目标函数的页岩渗流体积压裂优化设计方法，可优化页岩气井井间距，优化施工参数，降低压裂成本，克服了当前页岩气平台井布局和压裂改造设计的盲目性。
综上所述，本发明的有益效果可包括以下内容：
(1)通过在压裂设计中引入页岩气圈闭储量和渗流改造体积概念，表征和量化页岩气在基质中的渗流程度，通过同时提高储层压裂的有效改造体积及其渗流能力的方式达到对储层的充分动用；
(2)为达到设定的渗流改造体积和综合渗透率，确定了相应使用的支撑剂、液体和暂堵的种类和用量以及压裂改造总规模等参数进行压裂改造，避免传统压裂设计中施工参数和入井材料选择上的盲目性；
(3)压裂改造后进行排产测试，确定目标井的实际产能，验证了该方法的准确性。
尽管上面已经结合示例性实施例描述了本发明，但是本领域普通技术人员应该清楚，在不脱离权利要求的精神和范围的情况下，可以对上述实施例进行各种修改。
Claims (12)
1.一种提高页岩气水平井产量的渗流体积压裂方法，其特征在于，所述方法包括步骤：
根据目标井地质资料确定压裂改造需要达到的目标产能，根据所述目标产能确定压裂改造体积和储层综合渗透率；
根据所述压裂改造体积确定压裂改造需要的人工裂缝长度和裂缝导流能力；
根据储层综合渗透率和单条人工裂缝长度确定压裂改造段数、以及每一段的段长、簇间距和簇数；
以压裂时裂缝扩展均匀为目标确定暂堵剂的类型和投放量；
以支撑剂能够在裂缝中长距离运移和能够进行高浓度加砂为目标确定支撑剂的类型；
确定压裂总簇数、射孔总孔数、总砂量、总液量和暂堵总次数，进行压裂改造作业；
其中，所述目标产能通过式1计算，
式1为：
其中，qg为目标产能，m3/d；KS为储层综合渗透率，×10-3μm2；h为储层厚度，m；μg为地下天然气的粘度，mPa.s；Zg为天然气压缩因子；T为储层温度，°R；Pi为油藏原始地层压力，MPa；pwf为井底流动压力，MPa；t为生产时间，h；为孔隙度，％；ct为储层综合压缩系数，MPa-1；rw为井眼半径，m；s为表皮系数；Sf为视表皮系数，视表皮系数通过式2计算，
式2为：
其中，u＝ln(FCD)；FCD为无因次裂缝导流能力；xf为裂缝半长，m。
2.根据权利要求1所述的提高页岩气水平井产量的渗流体积压裂方法，其特征在于，所述地质资料包括三维地震数据、钻井数据、录井数据、测井数据和岩心试验数据中至少一种。
3.根据权利要求1所述的提高页岩气水平井产量的渗流体积压裂方法，其特征在于，所述压裂改造体积＝水平段长段×井间距×储层厚度。
4.根据权利要求1所述的提高页岩气水平井产量的渗流体积压裂方法，其特征在于，所述以压裂时裂缝扩展均匀为目标确定暂堵剂的类型和投放量包括步骤：
以10年内储量动用程度达到90％为目标，确定簇间距及储层内人工裂缝间距保持在5～15m；
根据段长、单簇射孔数以及水平段地应力确定暂堵剂的类型，根据暂堵剂在不同缝宽条件的承压封堵能力确定暂堵剂的投放量。
5.根据权利要求1所述的提高页岩气水平井产量的渗流体积压裂方法，其特征在于，所述以支撑剂能够在裂缝中长距离运移和能够进行高浓度加砂为目标确定支撑剂的类型包括步骤：
根据不同类型的支撑剂在不同闭合压力、铺置浓度下的导流能力实验，选取满足导流能力需要的支撑剂类型及组合，达到在69MPa下裂缝导流能力>0.1D.cm。
6.根据权利要求1所述的提高页岩气水平井产量的渗流体积压裂方法，其特征在于，所述压裂改造后储层的综合渗透率通过式3计算，
式3为：KS＝k×FCD×n，
其中，KS为储层综合渗透率，×10-3μm2；k为储层渗透率，×10-3μm2；FCD为无因次裂缝导流能力；n为裂缝条数。
7.根据权利要求1所述的提高页岩气水平井产量的渗流体积压裂方法，其特征在于，所述方法还包括确定渗流改造体积的步骤，所述渗流改造体积通过式4计算，
式4为：KV＝SRV×KS，
其中，KV为渗流改造体积，×10-3μm2.m3；SRV为压裂改造体积，m3；KS为储层综合渗透率，×10-3μm2。
8.根据权利要求1所述的提高页岩气水平井产量的渗流体积压裂方法，其特征在于，所述方法还包括确定压裂改造后的实际产能的步骤。
9.根据权利要求1所述的提高页岩气水平井产量的渗流体积压裂方法，其特征在于，所述储层综合渗透率为0.5×10-3μm2以上。
10.根据权利要求5所述的提高页岩气水平井产量的渗流体积压裂方法，其特征在于，所述确定支撑剂在不同粘度压裂液中的运移距离通过砂浆综合指数确定，所述砂浆综合指数通过式5计算，
式5为：
其中，ISP为砂浆综合指数，无因次；dprop为支撑剂粒径，mm；μfluid为压裂液粘度，mPa.s；SGprop为支撑剂密度，g/cm3；SGfluid为压裂液密度，g/cm3。
11.一种提高页岩气水平井油气产量的工艺，其特征在于，所述工艺包括如权利要求1～10任意一项所述的提高页岩气水平井产量的渗流体积压裂方法。
12.一种提高页岩气水平井油气产量的确定性工艺，其特征在于，所述确定性工艺包括如权利要求1～10任意一项所述的提高页岩气水平井产量的渗流体积压裂方法。
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