本发明提供了一种水平井分段压裂方法，所述方法包括依次实施N个携砂液注入阶段，其中，第N个携砂液注入阶段使用支撑剂的体积密度小于之前N‑1个携砂液注入阶段使用的支撑剂的体积密度，所述N为大于1的自然数。进一步地，第N个携砂液注入阶段使用的压裂液选用储能模量与耗能模量之比在(2.0‑5.0):1的压裂液。本发明方法通过提高支撑剂和/或压裂液的悬浮性能，确保每簇裂缝的均匀顶替效果，保证每簇裂缝均匀进液和进砂，以达到全段簇裂缝内压裂液同步破胶返排，从而减少水平井分段压裂中发生过顶替现象，提高压后效果及实现稳产期的最大化。
1.一种水平井分段压裂方法，其特征在于，所述方法包括依次实施N个携砂液注入阶段，其中，第N个携砂液注入阶段使用的支撑剂的体积密度小于之前N-1个携砂液注入阶段使用的支撑剂的体积密度，并且第N个携砂液注入阶段使用的压裂液的储能模量与耗能模量之比大于之前N-1个携砂液注入阶段使用的压裂液的储能模量与耗能模量之比，所述N为大于1的自然数。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，第N个携砂液注入阶段使用的支撑剂的体积密度在1.2g/cm3以下。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，第N个携砂液注入阶段使用的支撑剂的体积密度为0.8-1.2g/cm3。
4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，第N个携砂液注入阶段使用的支撑剂选自体积密度1.05-1.5g/cm3的低密度支撑剂、体积密度小于1.05g/cm3的超低密度支撑剂和自悬浮支撑剂中的一种或多种。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，第N个携砂液注入阶段使用的压裂液的储能模量与耗能模量之比在(2.0-5.0):1。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，第N个携砂液注入阶段使用的压裂液的储能模量与耗能模量之比在(2.5-3.0):1。
7.根据权利要求1到6中任一项所述的方法，其特征在于，在压裂施工过程中，对每段射孔簇都进行端部脱砂压裂。
8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，同步实施基于滤失量的端部脱砂压裂和基于裂缝尺寸的端部脱砂压裂。
9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，所述基于裂缝尺寸的端部脱砂压裂的施工砂液比通过试错法依据井口压力变化速率筛选使井口压力上升速率在6-25MPa/min的施工砂液比。
10.根据权利要求1到6中任一项所述的方法，其特征在于，在压裂施工过程中，采用非均匀同步破胶法进行破胶。
11.根据权利要求10所述的方法，其特征在于，每段射孔簇压裂液使用的破胶剂含有重量比为3-1：1的非胶囊型过硫酸铵和胶囊型胶囊过硫酸铵，并设计非胶囊型过硫酸铵与胶囊型过硫酸铵交替注入施工参数，使得裂缝高度剖面上实现非胶囊型过硫酸铵和胶囊型过硫酸铵交替分布。
12.根据权利要求1到6中任一项所述的方法，其特征在于，所述方法包括在压裂施工之前进行压前储层评价。
13.根据权利要求12所述的方法，其特征在于，所述压前储层评价包括获取脆性指数、岩石力学参数、天然裂缝特征参数及综合滤失系数。
14.根据权利要求12所述的方法，其特征在于，基于压前储层评价的结果确定地质与工程双甜点位置，并设计射孔簇分布。
15.根据权利要求14所述的方法，其特征在于，所述射孔簇分布根据脆性指数来设计，且当脆性指数小于65％时，每段射孔段设计2-4簇射孔，当脆性指数大于65％时，每段射孔段设计4簇或以上的射孔。
16.根据权利要求14所述的方法，其特征在于，射孔簇的射孔密度沿井筒方向递减，且在8-24孔/米的范围。
17.根据权利要求16所述的方法，其特征在于，每段射孔段的射孔总数在45-75孔。
18.根据权利要求17所述的方法，其特征在于，每段射孔段的射孔总数在50-70孔。
19.根据权利要求18所述的方法，其特征在于，在压裂液排量超过15m3/min情况下，每段射孔段的射孔总数在60-70孔。
20.根据权利要求1到6中任一项所述的方法，其特征在于，所述第N个携砂液注入阶段使用的压裂液为表面活性剂压裂液、清洁聚合物压裂液或纤维压裂液。
21.根据权利要求1到6中任一项所述的方法，其特征在于，在所述之前N-1个携砂液注入阶段中，对于低渗与致密砂岩、碳酸盐岩和煤岩压裂，压裂液的黏度在50-100mPa.s；对于页岩油气压裂，压裂液黏度在2-40mPa.s；和/或在所述之前N-1个携砂液注入阶段中，对于低渗与致密砂岩、碳酸盐岩和煤岩压裂，使用70-140目和20-40目支撑剂；对于页岩气压裂，使用70-140目、40-70目和30-50目三种支撑剂。
1)获得脆性指数、岩石力学参数、天然裂缝特征参数及综合滤失系数；
2)基于步骤1)，确定地质与工程双甜点位置，并设计射孔簇分布，然后射孔，其中，当脆性指数小于65％时，每段射孔段设计2-4簇射孔，当脆性指数大于65％时，每段射孔段设计4-6簇射孔，射孔簇的射孔密度沿井筒方向递减，且在8-24孔/米的范围，
3)泵注前置液造缝并依次施行N个携砂液注入阶段，其中，
在之前的N-1个携砂液注入阶段中，对于低渗与致密砂岩、碳酸盐岩和煤岩压裂，压裂液的黏度在50-100mPa.s，对于页岩油气压裂，压裂液黏度在2-40mPa.s；并且在第N个携砂液注入阶段，使用储能模量与耗能模量之比在2.0-5.0:1的压裂液；
在之前的N-1个携砂液注入阶段中，对于低渗与致密砂岩、碳酸盐岩和煤岩压裂，使用
70-140目和20-40目支撑剂，对于页岩气压裂，使用70-140目、40-70目和30-50目三种支撑剂；并且在第N个携砂液注入阶段，使用选自体积密度1.05-1.5g/cm3的低密度支撑剂、体积密度小于1.05g/cm3的超低密度支撑剂和自悬浮支撑剂的一种或多种支撑剂；
对每段射孔簇都进行端部脱砂压裂，同步实施基于滤失量的端部脱砂压裂和基于裂缝尺寸的端部脱砂压裂，其中，所述基于裂缝尺寸的端部脱砂压裂的施工砂液比通过试错法依据压力变化速率进行筛选，且选择使压力上升速率在6-25MPa/min的施工砂液比；
采用非均匀同步破胶法进行破胶，每段射孔簇压裂液使用的破胶剂含有重量比为3-1：
1的非胶囊型过硫酸铵和胶囊型过硫酸铵；并设计非胶囊型过硫酸铵与胶囊型过硫酸铵交替注入施工参数，使得裂缝高度剖面上实现非胶囊型过硫酸铵和胶囊型过硫酸铵交替分布。
23.根据权利要求1到21中任一项所述的方法或根据权利要求22所述的方法在低渗与致密砂岩、碳酸盐岩、页岩或煤岩水平井压裂中的应用。
一种水平井分段压裂方法
技术领域
[0001] 本发明涉及水平井分段压裂技术领域，具体涉及一种减少过顶替的水平井分段压裂方法，尤其涉及低渗与致密砂岩、碳酸盐岩、页岩和煤岩水平井压裂领域中减少过顶替的水平井分段压裂方法。
背景技术
[0002] 目前，水平井分段压裂技术已成为低渗与致密砂岩、碳酸盐岩、页岩甚至煤岩的主体开发技术，并在生产实践中发挥了巨大的经济效益和社会效益。该技术施工过程中必须使用高黏胶液顶替，但与直井压裂不同，水平井分段压裂技术都存在着过顶替现象，有的过顶替量可达正常值的2倍以上。无论是裸眼滑套还是桥塞射孔联作技术，为防止水平井筒沉砂对投球座封或桥塞座封的不利影响，有时甚至要用高黏度胶液过量顶替。这对水平井分段压裂的裂缝支撑剖面的保护是极其不利的，也会严重影响压后效果。矿场经常发现水平井的实际压裂效果并非达到预期的模拟预测结果，主要原因可能正是来源于此。
[0003] 从技术角度而言，目前发现的存在过顶替的主要原因有：1)水平井筒直径只有200多毫米，允许支撑剂的沉降距离受限；2)支撑剂的密度相对于压裂液而言偏大，如一般的体积密度都在1.7g/cm3以上，远大于压裂液的1.03g/cm3；3)压裂前置液设计量偏大，停泵后裂缝仍继续延伸，尤其是石英等脆性矿物含量高时更是如此。
[0004] 过顶替对压裂效果的不利影响，主要有：1)严重降低压后初期近井筒裂缝的导流能力，导致近井裂缝导流能力完全丧失，产生的所谓“包饺子”效应；2)如同步破胶控制不好，先压裂段的压裂液先期水化破胶，滤失大造成裂缝过早闭合，给近井裂缝导流能力的补救措施带来致命的影响；3)以往采取每簇均匀射孔的方法，致使同一段压裂时不同簇的裂缝过顶替效应不同，越靠近井筒的过顶替量越多，没有均衡发挥每簇射孔对产量的贡献。
[0005] 综上所述，开发一种能较大幅度降低过顶替量的水平井分段压裂新技术以实现压后效果及稳产期的最大化将具有显著的现实意义。
发明内容
[0006] 本发明的目的在于提供一种能够减少或防止过顶替的水平井分段压裂新技术，尤其是低渗与致密砂岩、碳酸盐岩、页岩和煤岩水平井压裂领域中减少过顶替的水平井分段压裂方法，以提高压后效果及实现稳产期的最大化。
[0007] 本发明的基本设计思路和目标在于，在水平井压裂过程中，通过提高支撑剂的悬浮性能，减少水平井分段压裂中发生过顶替现象。进一步地，还可通过提高压裂液的悬浮性能、优化簇射孔密度或端部脱砂等，保证每簇裂缝均匀进液和进砂，以达到全段簇裂缝内压裂液同步破胶返排，从而进一步减少水平井分段压裂中发生过顶替现象。
[0008] 根据本发明，提供了一种水平井分段压裂方法，包括依次实施N个携砂液注入阶段，其中，第N个携砂液注入阶段使用的支撑剂的体积密度小于之前N-1个携砂液注入阶段使用的支撑剂的体积密度；所述N为大于1的自然数。即在本发明提供的压裂方法中，在最后一个砂比阶段使用低密度支撑剂。
[0009] N代表压裂施工过程中先后进行的N个携砂液注入操作阶段。根据本发明，N的取值可根据油井的岩性、储层参数、施工要求等实际施工情况来选择。例如，N可以是2-7中的自然数；具体地，N可以是2、3、4、或5等。
[0010] 在施工中，第N个携砂液注入阶段通常是指携砂液注入量与正常顶替量相当，即携砂液注入量与井筒体积相当的携砂液注入操作阶段。
[0011] 优选地，第N个携砂液注入阶段使用的支撑剂的体积密度在1.2g/cm3以下，优选3 3
1.2-0.8g/cm，例如1.05-1.15g/cm。
[0012] 进一步优选地，第N个携砂液注入阶段使用的支撑剂选自体积密度为1.05-1.5g/cm3的低密度支撑剂、体积密度小于1.05g/cm3的(如1.05-0.80g/cm3)超低密度支撑剂和自悬浮支撑剂的一种或多种。支撑剂的用量优选为全部替换与顶替量等量的混砂浆中的支撑剂数量，可根据井筒总容积(每段射孔段的中部位置点计算)与最后施工砂液比高低进行计算获得。
[0013] 所述自悬浮支撑剂也称为自悬浮压裂支撑剂，在本发明中对其没有特别限定，本领域中常用的自悬浮支撑剂都可适用于本发明。
[0014] 在本发明提供的方法中，从支撑剂角度，在加砂的最后阶段尾追低密度/超低密度支撑剂及新型的自悬浮支撑剂，可提高支撑剂的悬浮性能，进而有助于减少或避免在后续的顶替施工中发生过顶替现象。
[0015] 根据本发明的优选实施方式，所述第N个携砂液注入阶段使用的压裂液的储能模量与耗能模量之比在(2.0-5.0):1，优选(2.1-4.0):1，优选(2.5-3.0):1。压裂液的储能模量与耗能模量由本领域技术人员通过常规方法测定和调节，在此不再赘述。
[0016] 优选地，第N个携砂液注入阶段使用的压裂液的储能模量与耗能模量之比大于之前N-1个携砂液注入阶段使用的压裂液的储能模量与耗能模量之比。现有技术中，在整个携砂液注入操作阶段，使用的压裂液的储能模量与耗能模量之比一般在2:1以下。因此，在本发明一些实施方式中，之前N-1个携砂液注入阶段使用的压裂液的储能模量与耗能模量之比在2:1以下。
[0017] 进一步地说，第N个携砂液注入阶段使用的压裂液的黏弹系数大于之前N-1个携砂液注入阶段使用的压裂液的黏弹系数。即在最后一个砂比阶段使用尾追的黏弹性增加的压裂液。
[0018] 根据本发明，在第N个携砂液注入阶段后实施顶替施工。
[0019] 根据本发明的优选实施方式，第N个携砂液注入阶段使用的压裂液(即尾追压裂液)优选为表面活性剂压裂液、清洁聚合物压裂液或纤维压裂液。
[0020] 根据本发明，在之前的N-1个携砂液注入阶段中，对于低渗与致密砂岩、碳酸盐岩和煤岩压裂，压裂液的黏度在50-100mPa.s；对于页岩油气压裂，压裂液黏度在2-40mPa.s，优选地，若压裂液为滑溜水则在2-10mPa.s，若压裂液为胶液则在20-40mPa.s。
[0021] 在满足压裂液造缝及悬砂性能的基础上，压裂液的黏度越低，越利于每段的簇裂缝间的均匀进液和进砂。一般而言，在压裂初期采用如上黏度范围的压裂液。在此基础上，在与正常顶替量相当的最后携砂液阶段，换用黏弹性好的表活剂压裂液、清洁聚合物压裂液或纤维压裂液。一般而言，储能模量与耗能模量之比应维持在2倍以上，以进一步提高压裂液的悬砂性，防止水平井筒的沉砂效应。
[0022] 上述尾追压裂液的具体配方及加量的优化方案，可结合实际岩心数据及室内综合性能评价结果确定。
[0023] 根据本发明，在之前的N-1个携砂液注入阶段中，对于常规岩性(一般指低渗与致密砂岩、碳酸盐岩和煤岩)压裂，支撑剂使用70-140目和20-40目支撑剂；对于页岩气压裂，支撑剂使用70-140目、40-70目和30-50目三种支撑剂。在之前的N-1个携砂液注入阶段中使用的支撑剂为本领域现有技术中常规使用的支撑剂，体积密度较大，一般在1.5g/cm3以上。
[0024] 常规岩性压裂的支撑剂可选用少量的70-140目支撑剂，用以打磨近井裂缝弯曲摩阻；页岩气压裂支撑剂一般选用70-140目支撑剂，此类支撑剂用量大，其除了打磨近井裂缝弯曲摩阻，还有支撑微裂缝功效。
[0025] 支撑剂的具体的优选性能要求可结合室内综合性能评价结果确定。
[0026] 根据本发明的优选实施方式，在压裂施工过程中，对每段射孔簇都进行端部脱砂压裂，优选同步实施基于滤失量的端部脱砂压裂和基于裂缝尺寸的端部脱砂压裂。
[0027] 优选地，所述基于裂缝尺寸的端部脱砂压裂的施工砂液比通过试错法依据井口压力变化速率进行筛选，优选使井口压力上升速率在6MPa/min以上、优选6-25MPa/min、更优选8-20MPa/min的施工砂液比。在一些具体实施例中，所述砂液比例如可以是16-26％。
[0028] 从工艺参数优化角度，要保证每簇裂缝均匀进液与进砂，适当低的黏度与适当低的排量组合措施，容易实现此目标，而高黏度及高排量组合，可能使靠近井筒的簇的裂缝失去充分的进液与进砂机会。采取每段都进行端部脱砂压裂的设计及施工技术，可防止停泵后裂缝继续延伸长度过大而造成的不可控效应；此时，裂缝端部已停止延伸，即使部分过顶替，因进缝阻力大幅度提升，只能带来裂缝宽度的继续增加，支撑剂向缝长方向延伸的机会则大幅度降低。在精确评价每段簇储层的综合滤失系数的基础上，采取两种端部脱砂的机理同步实施可增加端部脱砂实现的概率；一是靠滤失大产生的端部脱砂效果，二是靠缝宽窄产生的端部脱砂效果。
[0029] 基于滤失量的端部脱砂压裂参考滤失系数来设计，端部脱砂压裂依靠滤失系数已有成熟的工艺设计流程，在此不赘。至于缝宽窄引起的端部脱砂技术，可采取试错的方法，先用某一较高的施工砂液比进行施工，待该砂液比混砂浆进入地层后观察压力响应特征，如单位时间(min)内压力上升速率小于1MPa/min，说明该砂液比没有达到端部脱砂效果；但如某一施工砂液比下的压力上升速率远大于1MPa/min，则说明在近井筒裂缝内发生了砂堵，也不符合端部脱砂的设计理念。如此通过多次试探性加砂试验，可获得最佳的能达到端部脱砂效果的施工砂液比。
[0030] 同步破胶技术是弥补过顶替效应的最佳措施。通过优化每段裂缝压裂液的破胶剂浓度剖面，最终目标是确保所有段簇裂缝内压裂液在压后返排瞬间彻底破胶返排，可由此弥补过顶替造成的被动局面。
[0031] 在本发明中，非均匀同步技术又进了一步。根据本发明的优选实施方式，在压裂施工过程中，采用非均匀同步破胶法进行破胶，优选每段射孔簇压裂液使用的破胶剂含有重量比为3-1：1，优选1:1的非胶囊型过硫酸铵和胶囊型过硫酸铵；并设计非胶囊型过硫酸铵与胶囊型过硫酸铵交替注入施工参数，使得裂缝高度剖面上实现过胶囊型过硫酸铵和非胶囊型过硫酸铵交替分布。即使非胶囊型过硫酸铵破胶了，支撑剂沉降了，但胶囊型过硫酸铵并没有同步破胶，因此，支撑剂在纵向上的支撑剖面得以进一步改善。
[0032] 在本发明中，所述非胶囊型过硫酸铵是指包含过硫酸铵的胶囊破胶剂，对其没有特别限制，本领域中常用的过硫酸铵胶囊破胶剂都可适用。所述胶囊型过硫酸铵还可以是过硫酸铵微胶囊破胶剂。
[0033] 根据本发明的优选实施方式，所述方法包括在压裂施工之前进行压前储层评价，优选所述压前储层评价包括获取脆性指数、岩石力学参数、天然裂缝特征参数及综合滤失系数。
[0034] 压前储层评价以可压性评价为核心，尤其是综合滤失系数的确定尤为重要，其关系到后续的端部脱砂压裂技术能否真正实现。综合滤失系数可依据常规的地质、测井、录井、岩心实验及小型测试压裂(尤其是压降数据的分析)等方法获取，都是常规方法，在此不赘。优选的是，所有数据尽量要现场实测数据校核再进行应用，如甜点预测，最好结合一次或多次的压后产气(液)剖面结果进行对比验证。
[0035] 基于压前储层评价的结果确定地质与工程双甜点位置，并设计射孔簇位置和分布。一般而言，脆性越好，簇数应越多。优选所述射孔簇分布根据脆性指数来设计，且当脆性指数小于65％时，每段射孔段设计2-4簇射孔，当脆性指数大于65％时，每段射孔段设计4簇或以上(例如4-6簇)的射孔；优选簇间距25～30m。
[0036] 从簇射孔优化角度，为保证每簇裂缝的均匀顶替效果，设计变射孔密度。根据本发明的优选实施方式，射孔簇的射孔密度沿井筒方向递减，且在8-24孔/米的范围；优选每段射孔段的射孔总数在45-75孔，优选50-70孔。即越靠近井筒的簇，射孔密度越低(如10孔/米)，反之越高，如16-20孔/米。在压裂液排量超过15m3/min情况下，每段射孔段的射孔总数在60-70孔。
[0037] 至于从靠近井筒算，每簇的孔眼密度的设计，要综合根据该段平均的黏度、排量及簇间距等进行调节，射孔密度范围可设计为8-24孔/米。平均黏度及排量越高，簇间距越大，可适当放大靠近井筒的簇的射孔密度。
[0038] 根据本发明提供的方法可能涉及的其它流程，包括后续的排液及求产过程，参照常规水平井分段压裂的规程进行。
[0039] 在本发明的一些具体实施方式中，提供了一种水平井分段压裂(优化)方法，包括以下步骤：
[0040] 1)进行压前储层评价，获得脆性指数、岩石力学参数、天然裂缝特征参数及综合滤失系数；
[0041] 2)基于1)的评价结果，确定地质与工程双甜点位置，并设计射孔簇分布，然后射孔，其中
[0042] 当脆性指数大于65％时，每段射孔段设计4簇或以上的射孔，
[0043] 射孔簇的射孔密度沿井筒方向递减，且在8-24孔/米的范围，
[0044] 每段射孔段的射孔总数在45-75孔，优选50-70孔；
[0045] 3)泵注前置液造缝并依次施行N个携砂液注入阶段，其中，
[0046] N为2-5的自然数；
[0047] 在之前的N-1个携砂液注入阶段中，对于低渗与致密砂岩、碳酸盐岩和煤岩压裂，压裂液的黏度在50-100mPa.s；对于页岩油气压裂，压裂液黏度在2-40mPa.s，优选地，若压裂液为滑溜水则在2-10mPa.s，若压裂液为胶液则在20-40mPa.s；并且
[0048] 在第N个携砂液注入阶段，使用储能模量与耗能模量之比在2:1以上，优选2.0-5.0:1，更优选2.5-3.0:1的压裂液；
[0049] 在之前的N-1个携砂液注入阶段中，对于低渗与致密砂岩、碳酸盐岩和煤岩压裂的支撑剂使用70-140目和20-40目支撑剂，对于页岩气压裂的支撑剂使用70-140目、40-70目和30-50目三种支撑剂；并且
[0050] 在第N个携砂液注入阶段使用选自体积密度1.05-1.5g/cm3的低密度支撑剂、体积3
密度小于1.05g/cm的超低密度支撑剂和自悬浮支撑剂的一种或多种支撑剂；
[0051] 4)顶替施工；
[0052] 5)端部脱砂压裂对每段射孔簇都进行端部脱砂压裂，优选同步实施基于滤失量的端部脱砂压裂和基于裂缝尺寸的端部脱砂压裂；
[0053] 所述基于裂缝尺寸的端部脱砂压裂的施工砂液比通过试错法根据压力变化速率进行筛选，且选择使压力上升速率在6-25MPa/min的施工砂液比；
[0054] 6)实施非均匀同步破胶
[0055] 采用非均匀同步破胶法进行破胶，优选每段射孔簇压裂液使用的破胶剂含有重量比为3-1：1非胶囊型过硫酸铵和胶囊型过硫酸铵；并设计非胶囊型过硫酸铵与胶囊型过硫酸铵交替注入施工参数，使得裂缝高度剖面上实现非胶囊型过硫酸铵和胶囊型过硫酸铵交替分布。
[0056] 上述步骤1)-6)中的具体内容或解释可以参照前文所述。在可实施的情况下，上述步骤1)-6)并非必须严格按照某个次序进行，只要能实现本发明的目的，上述步骤的实施次序可以适当调整。
[0057] 本发明还提供了根据本发明提供的如上所述的水平井压裂方法在低渗与致密砂岩、碳酸盐岩、页岩或煤岩水平井压裂中的应用。
[0058] 本发明具有以下技术特点和优良效果
[0059] 本发明提供了一种防止过顶替的水平井分段压裂新技术，是主压裂的重要组成部分，通过开展以可压性评价为核心的压前储层评价、簇射孔方案设计、压裂液黏度及黏弹性设计、支撑剂优选、压裂注入参数优化、非均匀同步破胶技术等步骤，提高支撑剂和压裂液的悬浮性能、确保每簇裂缝的均匀顶替效果，保证每簇裂缝均匀进液和进砂，以达到全段簇裂缝内压裂液同步破胶返排，从而减少水平井分段压裂中发生过顶替现象，提高压后效果及实现稳产期的最大化。该方法设计合理、施工工艺简单、操作简便，在水平井压裂中具有广阔的应用前景。
具体实施方式
[0060] 上文已经对本发明进行了详细的说明，下面结合具体实施例对本发明做进一步说明，但应理解，本发明的范围并不限于此。在以下实施例中，未详细展开说明的步骤可由本领域技术人员根据实际情况来操作。实施例中使用的减阻剂、稠化剂等组分无特殊要求。
[0061] 实施例
[0062] 川东南地区某井垂深2298m，测深3623m，水平段长1060m。按照以下施工参数和步骤进行改造。
[0063] 根据该井测井数据解释结果得到杨氏模量、泊松比和地应力数据，由岩心实验结果校正以上数据，选择脆性高、含气性高、渗透性好的位置作为储层甜点。
[0064] 根据矿物组分及力学参数计算出甜点位置脆性指数为45％～55％，每段设计2簇(孔密10孔/m、16孔/m)～3簇(孔密10孔/m、16孔/m、22孔/m)射孔，且孔密度沿井筒方向递减；簇间距25～30m，共计16段。
[0065] 采用裂缝扩展软件Meyer优化滑溜水粘度3～6mPa·s，胶液压裂液粘度30mPa·s，储能模量与耗能模量之比为2.8，其中，滑溜水主剂为0.05～0.1％的减阻剂，胶液压裂液主剂为0.3％的稠化剂。
[0066] 结合裂缝扩展软件及室内实验，综合优化支撑剂用量及粒径分别为：在前面3个携砂液注入阶段使用38m370-140目、20m340-70目和8m330-50目三种支撑剂(体积密度为1.63～1.78g/cm3)，在最后一个携砂液注入阶段(第4个携砂液注入阶段)使用5m3超低密度支撑3 3
剂(体积密度1.02g/cm)。支撑剂总量则为71m。
[0067] 压裂施工的第一阶段为前置液造缝阶段，采取粘度3mPa·s的滑溜水。结合裂缝扩展软件及室内实验，综合优化施工程序如下：以2m3/min的排量注入15m3盐酸预处理井筒；然后以2-14m3/min的排量注入100m3粘度3mPa·s的滑溜水。
[0068] 压裂施工的第二阶段为小粒径支撑剂低砂比扩缝阶段(第一个携砂液注入阶段)，采取粘度4～5mPa·s的滑溜水和70-140目支撑剂(体积密度为1.63～1.78g/cm3)。结合裂缝扩展软件及室内实验，综合优化施工程序如下：排量稳定在14m3/min，段塞式注入70-140目支撑剂，支撑剂砂比为2-12％，隔离段塞为35m3。此阶段共注入5～6mPa·s的滑溜水1310m3，70-140目支撑剂38m3。
[0069] 压裂施工的第三阶段为中等尺寸支撑剂高砂比填缝阶段(第二个携砂液注入阶段)，采取粘度6mPa·s的滑溜水和40-70目支撑剂(体积密度为1.63～1.78g/cm3)。结合裂缝扩展软件及室内实验，综合优化施工程序如下：排量稳定在14m3/min，段塞式注入40-70目支撑剂，支撑剂砂比依次为14-16-18％，隔离段塞为40m3。此阶段共注入6mPa·s的滑溜水190m3，40-70目支撑剂20m3。
[0070] 压裂施工的第四阶段为大尺寸支撑剂高砂比填缝阶段(第三个携砂液注入阶段)，采取粘度30mPa·s的胶液和30-50目支撑剂(体积密度为1.63～1.78g/cm3)。结合裂缝扩展软件及室内实验，综合优化施工程序如下：排量稳定在14m3/min，注入砂比为20％的30-50目支撑剂段塞。此阶段共注入30mPa·s的胶液40m3，30-50目支撑剂8m3。
[0071] 压裂施工的第五阶段为超低密度支撑剂封堵缝口阶段(第四个携砂液注入阶段)，采取粘度30mPa·s的胶液和30-50目超低密度支撑剂(体积密度1.02g/cm3)。施工过程中，多次现场实践显示，22％的砂比进入地层后单位时间内压力上升速率为8～15MPa/min，施3
工末期采用该砂比作为最后一个加砂阶段，之后进行顶替。施工排量稳定在14m/min，注入砂比为22％的30-50目的超低密度支撑剂段塞。此阶段共注入30mPa·s的胶液23m3，30-50目超低密度支撑剂5m3。
[0072] 破胶施工，每段簇压裂液的破胶剂中，常规过硫酸铵和胶囊型过硫酸铵破胶剂的比例为1:1，第1级破胶剂加量0.02％，后续逐级增加0.004％。
[0073] 进行返排求产。
[0074] 通过本发明方法的实施，将过顶替现象降到了最低，提高了压后效果及实现稳产期的最大化。该井压后无阻流量为22.5×104m3，比同平台邻井产量提高12％。
[0075] 虽然本发明已作了详细描述，但对本领域技术人员来说，在本发明精神和范围内的修改将是显而易见的。此外，应当理解的是，本发明记载的各方面、不同具体实施方式的各部分、和列举的各种特征可被组合或全部或部分互换。在上述的各个具体实施方式中，那些参考另一个具体实施方式的实施方式可适当地与其它实施方式组合，这是将由本领域技术人员所能理解的。此外，本领域技术人员将会理解，前面的描述仅是示例的方式，并不旨在限制本发明。
