CN115434659B - 高渗储层封堵剂深部定点投放的工艺方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种高渗储层封堵剂深部定点投放的工艺方法。高渗储层封堵剂深部定点投放的工艺方法，包括：步骤S1：地层被压裂形成人工裂缝；步骤S2：人工裂缝中被注入上浮剂形成上层封堵隔板；步骤S3：人工裂缝中被注入下沉剂形成下层封堵隔板；步骤S4：判断人工裂缝是否延伸到封堵剂投放区，若人工裂缝延伸到封堵剂投放区，则执行步骤S5；若人工裂缝延未伸到封堵剂投放区，则执行步骤S6；步骤S5：向人工裂缝中投放封堵剂，并结束；步骤S6，压裂人工裂缝前方的地层，使人工裂缝增长，重复步骤S2至步骤S4。本发明解决了现有技术中高渗储层封堵剂不能实现精准投放的问题。
Description
技术领域
本发明涉及高渗储层深部压裂设备技术领域，具体而言，涉及一种高渗储层封堵剂深部定点投放的工艺方法。
背景技术
高渗透性油藏在各大油田分布中占很大比重，但由于其具有“亲水、高渗、非均质强、高饱和度、稠油及胶结疏松”等特征，导致该类油藏开采难度较大。目前该类油藏二次采油的主要手段是注水开发，通过注水井向地层注水，一方面可增加地层能量，另一方面将注入水作为驱替流体促使原油从地层驱出，达到提高油藏采收率的目的。当前国内大部分高渗油藏已进入注水开发中后期，这是由于地层自身非均质性及注入水的长期冲刷影响，储层孔隙结构已发生明显变化。通过油井水流优势通道注入封堵剂封堵是解决该类问题的有效措施之一。但笼统注入工艺存在多个弊端：1、封堵剂用量大：封堵剂进入地层是以井筒为圆心径向渗流，不能精准投放；2、污染油藏：部分封堵剂会进入到低渗透层，造成污染；3、进入地层深部困难：油井附近地层压力梯度大，导致封堵剂注入压力大。
油井堵水一直是油田开发过程中需要解决的难点，但目前常规堵水工艺采用的封堵剂注入方式均为笼统注入，依靠封堵剂自身选择性及地层非均质性对水流优势通道进行封堵。大多数研究集中在堵水剂的研发和优化上，或是机械堵水和化学堵水，而针对封堵剂注入工艺相关研究少且单一，尤其是封堵剂的定向投放，相关研究鲜有报道。
也就是说，现有技术中存在高渗储层封堵剂不能实现精准投放的问题。
发明内容
本发明的主要目的在于提供一种高渗储层封堵剂深部定点投放的工艺方法，以解决现有技术中高渗储层封堵剂不能实现精准投放的问题。
为了实现上述目的，根据本发明的一个方面，提供了一种高渗储层封堵剂深部定点投放的工艺方法，包括：步骤S1：地层被压裂形成人工裂缝；步骤S2：人工裂缝中被注入上浮剂形成上层封堵隔板；步骤S3：人工裂缝中被注入下沉剂形成下层封堵隔板；步骤S4：判断人工裂缝是否延伸到封堵剂投放区，若人工裂缝延伸到封堵剂投放区，则执行步骤S5；若人工裂缝未延伸到封堵剂投放区，则执行步骤S6；步骤S5：向人工裂缝中投放封堵剂，并结束；步骤S6，压裂人工裂缝前方的地层，使人工裂缝增长，重复步骤S2至步骤S4。
进一步地，步骤S1还包括：步骤S11：判断堵剂投放点是否位于地层的最大水平主应力方向，若堵剂投放点位于地层的最大水平主应力方向，则执行步骤S12；若堵剂投放点偏离地层的最大水平主应力方向，则执行步骤S13；步骤S12：对地层进行水力压裂，形成人工裂缝；步骤S13：在井筒上沿堵剂投放方向钻取井排，引导水力压裂形成的裂缝沿井排的延伸方向延伸。
进一步地，在步骤S2中，上浮剂的材料为漂珠；和/或在步骤S3中，下沉剂的材料为粉陶。
进一步地，在步骤S2中，上浮剂的上浮剂排量大于等于5m3·min-1且小于等于7m3·min-1；和/或在步骤S3中，下沉剂的下沉剂排量大于等于4m3·min-1且小于等于6m3·min-1。
进一步地，在步骤S2中，上浮剂的上浮剂体积浓度大于等于4％且小于等于8％；和/或在步骤S3中，下沉剂的下沉剂体积浓度大于等于4％且小于等于8％。
进一步地，在步骤S2中，上浮剂的携带液的粘度小于等于10mPa·s；和/或在步骤S3中，下沉剂的携带液的粘度小于等于20mPa·s。
进一步地，在步骤S1中，选用的压裂液的粘度大于等于400mPa·s且小于等于800mPa·s。
进一步地，在步骤S1中，压裂液的压裂液排量大于等于3m3·min-1且小于等于7m3·min-1。
进一步地，在步骤S5，封堵剂为PEG颗粒。
进一步地，在步骤S5，封堵剂的携带液的粘度小于等于20mPa·s；和/或封堵剂的封堵剂体积浓度大于等于4％且小于等于8％；和/或封堵剂的泵入速率大于等于1.0m·s-1。
应用本发明的技术方案，高渗储层封堵剂深部定点投放的工艺方法包括：步骤S1：地层被压裂形成人工裂缝；步骤S2：人工裂缝中被注入上浮剂形成上层封堵隔板；步骤S3：人工裂缝中被注入下沉剂形成下层封堵隔板；步骤S4：判断人工裂缝是否延伸到封堵剂投放区，若人工裂缝延伸到封堵剂投放区，则执行步骤S5；若人工裂缝延伸到封堵剂投放区，则执行步骤S6；步骤S5：向人工裂缝中投放封堵剂，并结束；步骤S6，压裂人工裂缝前方的地层，使人工裂缝增长，重复步骤S2至步骤S4。
先将地层压裂形成人工裂缝，便于向人工裂缝中注入上浮剂，以使得上浮剂移动到人工裂缝的上方形成上层封堵隔板，避免后续注入的封堵剂向上流动。向人工裂缝中注入下沉剂，使得下沉积移动到人工裂缝的下方形成下层封堵隔板，避免后续注入的封堵剂向下流动。通过在人工裂缝中形成了上层封堵隔板和下层封堵隔板，以使得后续注入的封堵剂只能沿人工裂缝的水平方向进行延伸了，使得封堵剂在人工裂缝中向封堵剂投放区的方向流动，减少了封堵剂向其他方向流动，实现了精准投放，同时还减少了封堵剂的用量，减少了封堵剂的浪费。此外，由于封堵剂向封堵剂投放区的方向流动，避免了封堵剂进入到低渗透层，避免对低渗层造成污染。在对地层进行压裂时采用缝高控制压裂方法，上层封堵隔板和下层封堵隔板的设置，能够抑制裂缝在纵向上的延伸，增大裂缝长度，达到封堵剂投放区，最后通过建立的人工裂缝可以进行封堵剂投放，完成油井增产目的。
附图说明
构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：
图1示出了本发明的一个可选实施例的径向井的结构示意图；以及
图2示出了本发明的压裂液排量为1m3·min-1的裂缝形态；
图3示出了本发明的压裂液排量为3m3·min-1的裂缝形态；
图4示出了本发明的压裂液排量为5m3·min-1的裂缝形态；
图5示出了本发明的压裂液排量为7m3·min-1的裂缝形态；
图6示出了本发明的压裂液排量与裂缝扩展的关系图；
图7示出了本发明的压裂液粘度为50mP·s的裂缝形态；
图8示出了本发明的压裂液粘度为100mP·s的裂缝形态；
图9示出了本发明的压裂液粘度为400mP·s的裂缝形态；
图10示出了本发明的压裂液粘度为800mP·s的裂缝形态；
图11示出了本发明的压裂液粘度与裂缝扩展的关系图；
图12示出了本发明的封堵剂的携带液的粘度为1mP·s的封堵剂的沉积形态；
图13示出了本发明的封堵剂的携带液的粘度为10mP·s的封堵剂的沉积形态；
图14示出了本发明的封堵剂的携带液的粘度为20mP·s的封堵剂的沉积形态；
图15示出了本发明的封堵剂的携带液的粘度为50mP·s的封堵剂的沉积形态；
图16示出了本发明的封堵剂的携带液的粘度与封堵剂的沉积参数的关系图；
图17示出了本发明的封堵剂的体积浓度为2％时的沉积形态；
图18示出了本发明的封堵剂的体积浓度为5％时的沉积形态；
图19示出了本发明的封堵剂的体积浓度为10％时的沉积形态；
图20示出了本发明的封堵剂的体积浓度为15％时的沉积形态；
图21示出了本发明的封堵剂的体积浓度与封堵剂的沉积参数的关系图；
图22示出了本发明的封堵剂的泵入速率为0.5m·s-1时封堵剂的沉积形态；
图23示出了本发明的封堵剂的泵入速率为1.0m·s-1时封堵剂的沉积形态；
图24示出了本发明的封堵剂的泵入速率为1.5m·s-1时封堵剂的沉积形态；
图25示出了本发明的封堵剂的泵入速率为2.0m·s-1时封堵剂的沉积形态；
图26示出了本发明的封堵剂的泵入速率与封堵剂的沉积参数的关系图。
其中，上述附图包括以下附图标记：
10、径向井。
具体实施方式
需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。
需要指出的是，除非另有指明，本申请使用的所有技术和科学术语具有与本申请所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
在本发明中，在未作相反说明的情况下，使用的方位词如“上、下、顶、底”通常是针对附图所示的方向而言的，或者是针对部件本身在竖直、垂直或重力方向上而言的；同样地，为便于理解和描述，“内、外”是指相对于各部件本身的轮廓的内、外，但上述方位词并不用于限制本发明。
为了解决现有技术中高渗储层封堵剂不能实现精准投放的问题，本发明提供了一种高渗储层封堵剂深部定点投放的工艺方法。
如图1至图26所示，高渗储层封堵剂深部定点投放的工艺方法包括：步骤S1：地层被压裂形成人工裂缝；步骤S2：人工裂缝中被注入上浮剂形成上层封堵隔板；步骤S3：人工裂缝中被注入下沉剂形成下层封堵隔板；步骤S4：判断人工裂缝是否延伸到封堵剂投放区，若人工裂缝延伸到封堵剂投放区，则执行步骤S5；若人工裂缝未延伸到封堵剂投放区，则执行步骤S6；步骤S5：向人工裂缝中投放封堵剂，并结束；步骤S6，压裂人工裂缝前方的地层，使人工裂缝增长，重复步骤S2至步骤S4。
先将地层压裂形成人工裂缝，便于向人工裂缝中注入上浮剂，以使得上浮剂移动到人工裂缝的上方形成上层封堵隔板，避免后续注入的封堵剂向上流动。向人工裂缝中注入下沉剂，使得下沉积移动到人工裂缝的下方形成下层封堵隔板，避免后续注入的封堵剂向下流动。通过在人工裂缝中形成了上层封堵隔板和下层封堵隔板，以使得后续注入的封堵剂只能沿人工裂缝的水平方向进行延伸了，使得封堵剂在人工裂缝中向封堵剂投放区的方向流动，减少了封堵剂向其他方向流动，实现了精准投放，同时还减少了封堵剂的用量，减少了封堵剂的浪费。此外，由于封堵剂向封堵剂投放区的方向流动，避免了封堵剂进入到低渗透层，避免对低渗层造成污染。在对地层进行压裂时采用缝高控制压裂方法，上层封堵隔板和下层封堵隔板的设置，能够抑制裂缝在纵向上的延伸，增大裂缝长度，达到封堵剂投放区，最后通过建立的人工裂缝可以进行封堵剂投放，完成油井增产目的。
具体的，步骤S1还包括：步骤S11：判断堵剂投放点是否位于地层的最大水平主应力方向，若堵剂投放点位于地层的最大水平主应力方向，则执行步骤S12；若堵剂投放点偏离地层的最大水平主应力方向，则执行步骤S13；步骤S12：对地层进行水力压裂，形成人工裂缝；步骤S13：在井筒上沿堵剂投放方向钻取井排，引导水力压裂形成的裂缝沿井排的延伸方向延伸。若堵剂投放点位于地层的最大水平应力的方向则对地层记性水力压力就会形成水平方向的人工裂缝。若堵剂投放点不是位于地层的最大水平应力方向，若直接对地层压力则不能得到水平方向的人工裂缝，在井筒上钻取井排，井排沿水平方向延伸，然后再对地层进行压裂，就会使得压裂形成的裂缝沿经排的延伸方向延伸，也就是得到了沿水平方向延伸的人工裂缝。
具体的，在步骤S2中，上浮剂的材料为漂珠。将漂珠注入人工裂缝中，漂珠会上浮到人工裂缝的上方形成上层封隔板，以减少封堵剂向上渗透。
具体的，在步骤S3中，下沉剂的材料为粉陶。将粉陶注入人工裂缝中，粉陶会下沉到人工裂缝的下方形成下层封隔板，以减少封堵剂向下渗透，使得封堵剂向预设方向渗透。
具体的，在步骤S2中，上浮剂的上浮剂排量大于等于5m3·min-1且小于等于7m3·min-1。若上浮剂排量小于5m3·min-1就使得上浮剂进入到人工裂缝中的速度较小，不利于上浮剂向前流动，容易造成上浮剂封堵在人工裂缝的开口处。若上浮剂的排量大于7m3·min-1就使得上浮剂进入到人工裂缝中的速度过大，不利于上浮剂均匀分布。将上浮剂排量限制在5m3·min-1至7m3·min-1的范围内，能够保证上浮剂均匀分布在人工裂缝的上方。
具体的，在步骤S3中，下沉剂的下沉剂排量大于等于4m3·min-1且小于等于6m3·min-1。若下沉剂排量小于4m3·min-1就使得下沉剂进入到人工裂缝中的速度较小，不利于下沉剂向前流动，容易造成下沉剂封堵在人工裂缝的开口处。若下沉剂的排量大于6m3·min-1就使得下沉剂进入到人工裂缝中的速度过大，不利于下沉剂均匀分布。将下沉剂排量限制在4m3·min-1至6m3·min-1的范围内，能够保证下沉剂均匀分布在人工裂缝的下方。
具体的，在步骤S2中，上浮剂的上浮剂体积浓度大于等于4％且小于等于8％。若上浮剂体积浓度小于4％，就使得上浮剂体积浓度过小使得上浮剂不易均匀分布在人工裂缝的上方，若上浮剂体积浓度大于8％，就使得上浮剂体积浓度过大，不利于上浮剂流动。
具体的，在步骤S3中，下沉剂的下沉剂体积浓度大于等于4％且小于等于8％。若下沉剂体积浓度小于4％，就使得下沉剂体积浓度过小使得下沉剂不易均匀分布在人工裂缝的上方，若下沉剂体积浓度大于8％，就使得下沉剂体积浓度过大，不利于下沉剂流动。
具体的，在步骤S2中，上浮剂的携带液的粘度小于等于10mPa·s。若上浮剂携带粘液浓度大于10mPa·s，就使得上浮剂不易流动，同时不易向人工裂缝的上方渗透。
具体的，在步骤S3中，下沉剂的携带液的粘度小于等于20mPa·s。若下沉剂携带粘液浓度大于20mPa·s，就使得下沉剂不易流动，同时不易向人工裂缝的上方渗透。
具体的，在步骤S1中，选用的压裂液的粘度大于等于400mPa·s且小于等于800mPa·s。在造长缝阶段，由于地层为高渗储层，压裂液进入地层后，会有很大一部分被滤失掉，起不到裂缝扩展的作用，而高粘度的压裂液能够克服滤失量大的问题，促进裂缝扩展。在高渗地层压裂时适宜选用高粘度压裂液，建议粘度为400mPa·s-800mPa·s。
在本实施例中，在步骤S1中，压裂液的压裂液排量大于等于3m3·min-1且小于等于7m3·min-1。压裂液排量的增加有利于裂缝长度和裂缝高度的增加，缝宽减小。这是由于当压裂液排量较大时，压裂液在地层中快速向前流动，有利于裂缝扩展，促使缝长缝高的增加，同时滤失量也相应增加，缝宽变小。建议压裂液排量在排量3-7m3·min-1，即线性速率为0.48-1.39m·s-1。
在本实施例中，封堵剂为PEG颗粒。PEG颗粒作为封堵地层的封堵剂。
具体的，在步骤S5，封堵剂的携带液的粘度小于等于20mPa·s；封堵剂的封堵剂体积浓度大于等于4％且小于等于8％；封堵剂的泵入速率大于等于1.0m·s-1。由于封堵剂投放区离井口的距离较远，将封堵剂的参数进行上述限制，能够保证封堵剂能够顺利被注入到封堵剂投放区，同时还有效减少封堵剂在人工裂缝中的浪费。
本发明提出的径向井引导水力压裂实现高渗储层封堵剂深部定点投放的工艺方法。高渗储层压裂过程压裂液滤失严重，压裂出的人工裂缝一般不会太长，这也是限制高渗储层封堵剂深部定点投放的难点，本发明涉及的工艺方法可以压出50米以上的长缝，能够对地层深部进行封堵，减少对近井地带的影响。该方法还有以下优势：可以极大的减少封堵剂用量，减轻封堵剂对地层的污染；可实现封堵剂的定点投放，不受最大水平主应力方向的限制；由于裂缝导流能力很大，相比于地层渗流，能大幅降低注入压力，起到降压增注的效果。
上述的井排为径向井10，径向井10是指曲率半径远比常规钻井曲率半径更小的一种水平井，多以水力喷射或钻孔形成井眼，长度通常为10m-100m，井眼半径为25mm-50mm。径向井联合水力压裂改造技术目前已成有效开发低渗透油层、薄油层、裂缝性油气层、注水后“死油区”以及岩性圈闭油藏的新工艺技术。径向井10的主要作用是引导水力压裂裂缝方向和促使裂缝深穿透。
通过对封堵剂在50-80℃环境下，PEG颗粒不同放置时间下的黏度进行评价，得到表1。由结果可看出，随着环境温度的升高，封堵剂黏度略有降低，当放置时间为30天，温度由50℃升至80℃，封堵剂黏度由100m Pa·s降至90m Pa·s。在不同的环境温度，放置时间固定为30天的环境条件下，50-80℃温度下的封堵剂黏度变化趋势一致，均为先出现黏度的大幅度下降随后黏度上升并保持稳定，说明其具有良好的耐温性能。
表1：PEG颗粒样品在不同温度环境下的黏度随时间变化
测试封堵剂在常温和90℃下膨胀性能，结果如表2所示。PEG颗粒在前2h内膨胀率一般，90℃恒温下才膨胀了2倍，膨胀倍率较小，能够满足施工时间，不会影响封堵剂在裂缝中的运移。2h至8h内膨胀速率较大，膨胀8h后，膨胀速度保持微小变化，5gPEG颗粒吸水膨胀后质量增大约为12倍，90℃下增大约14倍，吸水倍率均大于8倍。膨胀性能好。
表2：PEG样品在不同时间下膨胀质量
本发明，对三种常用粒径的PEG颗粒封堵剂的封堵性能进行了测试，结果如表3所示。对比三种粒径的PEG颗粒封堵剂实验结果，三种粒径的封堵率都在84％以上，说明PEG颗粒封堵剂具有较好的封堵性能，能够满足高渗地层堵调的要求。
表3：不同粒径PEG岩心(2.5μm2)驱替数据表
本发明通过进行了大型可视化颗粒运移实验装置进行物模实验，以及通过Meyer软件，选用二维椭圆形裂缝形态模型，通过参数输入以及控制变量法，开展水力压裂和上浮剂下沉剂运移数值模拟研究，分析不同压裂施工参数对上层封堵隔板和下层封堵隔板的形成和裂缝扩展的影响。以此来对包含上层封堵隔板和下层封堵隔板工艺的压裂施工参数进行了优化，具体参数为含上浮剂前置压裂液30-50m3、线性速率0.350-0.614m·s-1、体积浓度4％-8％；含下沉剂的前置压裂液30-50m3、线性流速0.160-0.433m·s-1、体积浓度4％-8％、颗粒粒径70-140目；压裂液100-150m3、线性流速0.48-1.39m·s-1、粘度为400-800mPa·s。
在控制缝高的基础上，改变压裂液排量，模拟排量分别为1m3·min-1、3m3·min-1、5m3·min-1、7m3·min-1。不同压裂液排量对裂缝在扩展的影响结果如图2至图6所示。
在控制缝高的基础上，改变压裂液粘度，根据高粘压裂液滤失量小，模拟粘度分别为50mP·s、100mP·s、400mP·s、800mP·s。不同压裂液粘度对裂缝扩展的影响结果如图7至图11所示。
本发明采用Fluent软件构建了封堵剂颗粒在裂缝运移沉积的仿真物理模型。将数值模拟结果与大型可视化颗粒运移实验结果进行对比，误差在可接受范围，且规律性一致，证明了本发明模拟的正确性。本发明通过Fluent软件模拟与物模实验，对封堵剂注入的泵注参数进行了优化，具体如下：
(1)携带液粘度越大，携带能力越强，封堵剂在裂缝中的运移距离越远，同时沉积量减少。建议施工时携带液粘度不超过20mPa·s。封堵剂运移沉积几何形态如图12至图15所示，沉积参数随携带液粘度的变化曲线如图16所示。
(2)封堵剂密度越大，颗粒沉降速度越快，沉降量越大，沉积平衡高度增加。运移距离减小，封堵剂越难运移至裂缝远端。现场施工时应根据需要选择适合密度的封堵剂，同时选择相匹配的携带液粘度。
(3)沉积高度和沉积面积与封堵剂颗粒粒径是正相关的关系。粒径越小，颗粒堆积越紧实；粒径越大，沉积越高，颗粒堆积越疏松，沉积面液越大。建议施工时选择小粒径封堵剂，或根据需要选择不同粒径组合。
(4)体积浓度越大，沉积高度和沉积面积越大；浓度较小时，达不到较好的封堵效果，体积浓度较大时，会造成浪费。建议施工时体积浓度4％-8％。封堵剂运移沉积几何形态如图17至图20所示，沉积参数随体积浓度的变化曲线如图21所示。
(5)泵入速率越大，封堵剂运移距离越远，相同体积浓度下运移到裂缝前端的封堵剂量越多。建议施工泵入速率不小于1.0m·s-1。不同泵入速率下裂缝中的封堵剂运移沉积形态如图22至图25所示，沉积参数随泵入速率的变化曲线如图26所示。
显然，上述所描述的实施例仅仅是本发明一部分的实施例，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，都应当属于本发明保护的范围。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、工作、器件、组件和/或它们的组合。
需要说明的是，本申请的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本申请的实施方式能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (7)
1.一种高渗储层封堵剂深部定点投放的工艺方法，其特征在于，包括：
步骤S1：地层被压裂形成人工裂缝；
步骤S2：所述人工裂缝中被注入上浮剂形成上层封堵隔板；
步骤S3：所述人工裂缝中被注入下沉剂形成下层封堵隔板；
步骤S4：判断所述人工裂缝是否延伸到封堵剂投放区，若所述人工裂缝延伸到所述封堵剂投放区，则执行步骤S5；若所述人工裂缝未延伸到所述封堵剂投放区，则执行步骤S6；
所述步骤S5：向所述人工裂缝中投放封堵剂，并结束；
所述步骤S6，压裂所述人工裂缝前方的所述地层，使所述人工裂缝增长，重复所述步骤S2至所述步骤S4；
所述步骤S1还包括：
步骤S11：判断堵剂投放点是否位于所述地层的最大水平主应力方向，若所述堵剂投放点位于所述地层的最大水平主应力方向，则执行步骤S12；若所述堵剂投放点偏离所述地层的最大水平主应力方向，则执行步骤S13；
所述步骤S12：对所述地层进行水力压裂，形成所述人工裂缝；
所述步骤S13：在井筒上沿所述堵剂投放方向钻取井排，引导所述水力压裂形成的裂缝沿所述井排的延伸方向延伸；
在所述步骤S5，所述封堵剂为PEG颗粒；
在所述步骤S5，
所述封堵剂的携带液的粘度小于等于20mPa·s；
所述封堵剂的封堵剂体积浓度大于等于4％且小于等于8％；
所述封堵剂的泵入速率大于等于1.0m·s-1；
所述高渗储层封堵剂深部定点投放的工艺方法可以压出50米以上的长缝，能够对地层深部进行封堵，减少对近井地带的影响。
2.根据权利要求1所述的高渗储层封堵剂深部定点投放的工艺方法，其特征在于，
在所述步骤S2中，所述上浮剂的材料为漂珠；和/或
在所述步骤S3中，所述下沉剂的材料为粉陶。
3.根据权利要求1所述的高渗储层封堵剂深部定点投放的工艺方法，其特征在于，
在所述步骤S2中，所述上浮剂的上浮剂排量大于等于5m3·min-1且小于等于7m3·min-1；和/或
在所述步骤S3中，所述下沉剂的下沉剂排量大于等于4m3·min-1且小于等于6m3·min-1。
4.根据权利要求1所述的高渗储层封堵剂深部定点投放的工艺方法，其特征在于，
在所述步骤S2中，所述上浮剂的上浮剂体积浓度大于等于4％且小于等于8％；和/或
在所述步骤S3中，所述下沉剂的下沉剂体积浓度大于等于4％且小于等于8％。
5.根据权利要求1所述的高渗储层封堵剂深部定点投放的工艺方法，其特征在于，
在所述步骤S2中，所述上浮剂的携带液的粘度小于等于10mPa·s；和/或
在所述步骤S3中，所述下沉剂的携带液的粘度小于等于20mPa·s。
6.根据权利要求1至5中任一项所述的高渗储层封堵剂深部定点投放的工艺方法，其特征在于，在所述步骤S1中，选用的压裂液的粘度大于等于400mPa·s且小于等于800mPa·s。
7.根据权利要求6所述的高渗储层封堵剂深部定点投放的工艺方法，其特征在于，在所述步骤S1中，所述压裂液的压裂液排量大于等于3m3·min-1且小于等于7m3·min-1。
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