确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法

摘要

本发明涉及非常规油气储层重复压裂技术的新工艺设计方法，具体为一种确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法。该方法对压裂缝尖端注入暂堵剂，压裂液进入主裂缝内部后，主裂缝内的压裂液压力在其周围形成应力阴影效应；原始主裂缝周围应力状态受应力阴影效应影响，产生的诱导应力与原始地应力叠加，原始地应力状态发生改变；裂缝尖端完全被封堵，在封堵段端部产生与原始裂缝方向不同的新裂缝。进一步地，在暂堵剂自由表面处，暂堵压裂的新裂缝垂直于原始裂缝方向扩展，至诱导应力差值与水平地应力差值相等处，通过给定实际水平地应力差值，在该位置标定新裂缝的转向距离。从而，合理开采主裂缝面两侧页岩气潜在资源。

权利要求

1.一种确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法，属于非常规油气储层重复压裂技术的新工艺设计方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：(a)综合分析前期压裂开采的产层出力动态数据，重点计算原始压裂主裂缝侧向剩余可采油气储量以及地层压力系数，完成页岩裂缝尖端暂堵压裂井层优选工作；

(b)对于候选产层的初始压裂主裂缝，建立一种考虑应力阴影效应的页岩储层裂缝尖端暂堵压裂力学模型，其属于重复压裂力学模型，对压裂缝尖端泵注暂堵剂封堵并钝化原始主裂缝尖端；

(c)调整所述步骤(b)中的模型影响参数，得到关于封堵段长度和新裂缝转向距离的一系列理论结果，根据实际重复压裂的目标，确定所述的一种确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法中所有工艺参数；

(d)根据所述步骤(c)中的工艺参数，在原始压裂主裂缝内泵注暂堵剂至裂缝尖端被暂堵剂完全封堵，注入的压裂液在裂缝内运移，压裂液在裂缝内最远作用到封堵段自由表面后，在裂缝内封堵段自由表面附近产生与原始裂缝方向不同的新裂缝，沟通初次压裂未能有效动用的页岩储层，完成重复压裂；

步骤(c)中，对于原始压裂主裂缝区段，将裂缝宽度均匀化处理后，将裂缝内压裂液平均流体压力表示为：式中： 为压裂液平均流体压力，Pa；Pw为井底压力，Pa；Q为压裂液排量，m3/s；μ为压裂液的动力粘性系数，Pa·s；W为裂缝宽度，m；L为井筒轴线纵剖面边界到原始裂缝尖端的距离，m；Ld为封堵段长度，m；Rw为直井井筒半径，m；裂缝尖端被暂堵剂封堵后，封堵区域内的流体压力发生变化；理论上，当裂缝尖端达到完全封堵时，裂缝尖端的流体压力降为零，压裂液在暂堵剂中流动服从达西渗透定律；

通过封堵段长度的计算来确定裂缝尖端暂堵剂的用量，封堵段长度Ld的计算方法为：

式中：Ld为封堵段长度，m；kd为暂堵剂渗透率，m2；W为裂缝宽度，m；h为裂缝高度，m；Pw为井底压力，Pa；μ为压裂液的动力粘性系数，Pa·s；Q为压裂液排量，m3/s；L为井筒轴线纵剖面边界到原始裂缝尖端的距离，m；Rw为直井井筒半径，m；

为了便于综合联系压裂工艺参数：将井底压力进一步细分为地面实测泵压PE、井筒静液柱压力PH、以及压裂液井筒沿程摩阻损失PF的组合，即：Pw＝PH+PE-PF，则封堵段长度更进一步表示成：式中：Ld为封堵段长度，m；kd为暂堵剂渗透率，m2；W为裂缝宽度，m；h为裂缝高度，m；Pw为井底压力，Pa；PE为地面实测泵压，Pa；PH为井筒静液柱压力，Pa；PF为压裂液井筒沿程摩阻损3

失，Pa；μ为压裂液的动力粘性系数，Pa·s；Q为压裂液排量，m /s；L为井筒轴线纵剖面边界到原始裂缝尖端的距离，m；Rw为直井井筒半径，m；

裂缝尖端完全封堵时，得到井底压力与封堵段长度关系式，即所提出暂堵压裂的理论憋压的计算式，裂缝内平均压力 与封堵段长度Ld关系为：式中： 为压裂液平均流体压力，Pa；μ为压裂液的动力粘性系数，Pa·s；Q为压裂液排量，m3/s；h为裂缝高度，m；W为裂缝宽度，m；kd为暂堵剂渗透率，m2；Ld为封堵段长度，m；L为井筒轴线纵剖面边界到原始裂缝尖端的距离，m；Rw为直井井筒半径，m；

估算实施暂堵压裂后，新裂缝的转向距离为：

式中，Rd为新裂缝转向距离，m；μ为压裂液的动力粘性系数，Pa·s；Q为压裂液排量，m3/s；W为裂缝宽度，m；kd为暂堵剂渗透率，m2；h为裂缝高度，m；Ld为封堵段长度，m；L为井筒轴线纵剖面边界到原始裂缝尖端的距离，m；Rw为直井井筒半径，m；a、b、c为常数，且均与水平地应力差值有关。

2.根据权利要求1所述的确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法，其特征在于，暂堵剂是由多种材料配比而成的复合剂，暂堵剂配方为：宜兴陶粒、金刚砂、热敏材料、预交联凝胶以及破胶剂，按照质量配比为：宜兴陶粒1份，金刚砂0.4-0.6份，热敏材料15-35份，预交联凝胶80-100份，破胶剂10-20份。

3.根据权利要求1所述的确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法，其特征在于，在原始压裂主裂缝内泵注暂堵剂直至裂缝尖端被暂堵剂完全封堵，并在后续注入压裂液中加入稠化剂和交联剂，按照质量配比为：压裂液1份，稠化剂和交联剂配比分别为0.001-0.04份和0.0005-0.02份。

4.根据权利要求3所述的确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法，其特征在于，稠化剂为植物胶，用以增大流体粘度、减小滤失；交联剂采用两性金属或非金属含氧酸的盐组成，用以连接压裂液中聚合物线型大分子链活性基团。

说明书

确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离

的方法

技术领域

[0001] 本发明涉及油气储层重复压裂技术的新工艺设计方法，具体为一种确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法，属于一种新型的重复压裂工艺，主要侧重于页岩、致密油层等非常规储层中油气资源的二次高效开采。

背景技术

[0002] 我国页岩气资源非常丰富，有望成为新的油气增长点。目前，水力压裂和水平钻井技术是国内外页岩气开采中运用的主要增产手段。然而，页岩气藏渗透率和孔隙度极低，需通过储层体积压裂，使压裂裂缝沟通储层天然裂缝，形成复杂的裂隙网络，进而提高页岩气井单井产量，实现商业化开采。

[0003] 在水力压裂生产过程中，因诸多原因导致大部分水力裂缝失效，侧向储层无法动用，导致低产低效式开发。此外，生产实践表明，水平井初次压裂后有效产气段仅约30％，大部分压裂段无法对页岩气井产量做出贡献，而初次压裂增产改造不足亦是页岩气单井产量较低的主要原因。因此，为控制主裂缝延伸，增加裂缝侧向动用程度，向主裂缝尖端注入暂堵剂，裂缝尖端完全封堵，迫使缝内二次转向压裂，进而达到增产的目的。

[0004] 传统的重复压裂方法多采用1)无暂堵剂的二次压裂以及2)暂堵剂封堵孔吼的二次压裂等，前者实施重复压裂后由于新裂缝偏转量很小导致产量提高不显著；后者由于后续压裂液易突破原始孔吼，实现完全封孔难度较大。且井筒周围地应力转向不明显导致的新裂缝转向扩展距离受限。缝内流体压力和地层压力对地应力转向均具有显著作用，裂缝尖端是地层压力降低差异性最显著区域，也是缝内流体引起裂缝周围应力阴影效应的显著区域，在裂缝尖端泵注暂堵剂施工难度较小，且新裂缝转向距离较为可观，但目前尚缺乏有利于指导工程的确定合理暂堵剂用量以及评估新裂缝转向距离的方法。

[0005] 因此，为分析应力阴影作用下裂缝尖端暂堵重复压裂页岩储层的技术机理，作为常规暂堵转向压裂的改进与补充，基于暂堵剂作用于裂缝尖端的KGD裂缝模型，综合考虑压裂液粘度、流体平均压力、裂缝几何形态等多项力学参数，确定合理的封堵段长度，预估暂堵压裂后新裂缝的转向距离。

发明内容

[0006] 本发明的目的是提供一种确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法。该设计方法能够确定经济合理的暂堵剂用量以得到封堵段长度，预估暂堵压裂后新裂缝的转向距离，进而估计新裂缝能够沟通原始未能有效开采的页岩气储层的范围，为实际页岩储层重复压裂工程提供应用指导，较大幅度地提高油气资源的二次产量。

[0007] 为实现上述目的，本发明提供如下方案：

[0008] 一种确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法，该方法包括以下步骤：

[0009] (a)综合分析前期压裂开采的产层出力动态数据，重点计算原始压裂主裂缝侧向剩余可采油气储量以及地层压力系数，完成页岩裂缝尖端暂堵压裂井层优选工作；

[0010] (b)对于候选产层的初始压裂主裂缝，建立一种考虑应力阴影效应的页岩储层裂缝尖端暂堵压裂力学模型，其属于重复压裂力学模型，对压裂缝尖端泵注暂堵剂封堵并钝化原始主裂缝尖端；

[0011] (c)调整所述步骤(b)中的模型影响参数，得到关于封堵段长度和新裂缝转向距离的一系列理论结果，根据实际重复压裂的目标，确定所述的一种确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法中所有工艺参数；

[0012] (d)根据所述步骤(c)中的工艺参数，在原始压裂主裂缝内泵注暂堵剂至裂缝尖端被暂堵剂完全封堵，注入的压裂液在裂缝内运移，压裂液在裂缝内最远作用到封堵段自由表面后，在裂缝内封堵段自由表面附近可产生与原始裂缝方向不同的新裂缝，沟通初次压裂未能有效动用的页岩储层，完成重复压裂。

[0013] 所述的确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法，步骤(c)中，对于原始压裂主裂缝区段，将裂缝宽度均匀化处理后，将裂缝内压裂液平均流体压力表示为：

[0014]

[0015] 式中： 为压裂液平均流体压力，Pa；Pw为井底压力，Pa；Q为压裂液排量，m3/s；μ为压裂液的动力粘性系数，Pa·s；W为裂缝宽度，m；L为井筒轴线纵剖面边界到原始裂缝尖端的距离，m；Ld为封堵段长度，m；Rw为直井井筒半径，m；裂缝尖端被暂堵剂封堵后，封堵区域内的流体压力发生变化；理论上，当裂缝尖端达到完全封堵时，裂缝尖端的流体压力降为零，压裂液在暂堵剂中流动服从达西渗透定律。

[0016] 所述的确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法，通过封堵段长度的计算来确定裂缝尖端暂堵剂的用量，封堵段长度Ld的计算方法为：

[0017]

[0018] 式中：Ld为封堵段长度，m；kd为暂堵剂渗透率，m2；W为裂缝宽度，m；h为裂缝高度，m；Pw为井底压力，Pa；μ为压裂液的动力粘性系数，Pa·s；Q为压裂液排量，m3/s；L为井筒轴线纵剖面边界到原始裂缝尖端的距离，m；Rw为直井井筒半径，m。

[0019] 所述的确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法，为了便于综合联系压裂工艺参数：可将井底压力进一步细分为地面实测泵压PE、井筒静液柱压力PH、以及压裂液井筒沿程摩阻损失PF的组合，即：Pw＝PH+PE-PF，则封堵段长度更进一步表示成：

[0020]

[0021] 式中：Ld为封堵段长度，m；kd为暂堵剂渗透率，m2；W为裂缝宽度，m；h为裂缝高度，m；Pw为井底压力，Pa；PE为地面实测泵压，Pa；PH为井筒静液柱压力，Pa；PF为压裂液井筒沿程摩阻损失，Pa；μ为压裂液的动力粘性系数，Pa·s；Q为压裂液排量，m3/s；L为井筒轴线纵剖面边界到原始裂缝尖端的距离，m；Rw为直井井筒半径，m。

[0022] 所述的确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法，裂缝尖端完全封堵时，得到井底压力与封堵段长度关系式，即所提出暂堵压裂的理论憋压的计算式，裂缝内平均压力 与封堵段长度Ld关系为：

[0023]

[0024] 式中： 为压裂液平均流体压力，Pa；μ为压裂液的动力粘性系数，Pa·s；Q为压裂液排量，m3/s；h为裂缝高度，m；W为裂缝宽度，m；kd为暂堵剂渗透率，m2；Ld为封堵段长度，m；L为井筒轴线纵剖面边界到原始裂缝尖端的距离，m；Rw为直井井筒半径，m。

[0025] 所述的确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法，估算实施暂堵压裂后，新裂缝的转向距离为：

[0026]

[0027] 式中，Rd为新裂缝转向距离，m；μ为压裂液的动力粘性系数，Pa·s；Q为压裂液排量，m3/s；W为裂缝宽度，m；kd为暂堵剂渗透率，m2；h为裂缝高度，m；Ld为封堵段长度，m；L为井筒轴线纵剖面边界到原始裂缝尖端的距离，m；Rw为直井井筒半径，m；a、b、c为常数，且均与水平地应力差值有关。

[0028] 所述的确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法，暂堵剂是由多种材料配比而成的复合剂，暂堵剂配方为：宜兴陶粒、金刚砂、热敏材料、预交联凝胶以及破胶剂，按照质量配比为：宜兴陶粒1份，金刚砂0.4-0.6份，热敏材料15-35份，预交联凝胶80-100份，破胶剂10-20份。

[0029] 所述的确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法，在原始压裂主裂缝内泵注暂堵剂直至裂缝尖端被暂堵剂完全封堵，并在后续注入压裂液中加入稠化剂和交联剂，按照质量配比为：压裂液1份，稠化剂和交联剂配比分别为0.001-0.04份和0.0005-0.02份。

[0030] 所述的确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法，稠化剂为植物胶，用以增大流体粘度、减小滤失；交联剂采用两性金属或非金属含氧酸的盐组成，用以连接压裂液中聚合物线型大分子链活性基团。

[0031] 本发明的设计思想是：

[0032] 本发明所提出的暂堵压裂工艺方法是一种面向非常规油气资源二次高效开发的新型重复压裂工艺。所述暂堵压裂方法中，在前期压裂的原始主裂缝尖端泵注暂堵剂，封堵、钝化裂缝尖端。随后压裂液进入该裂缝内部后形成憋压，该压力在原始主裂缝周围形成诱导应力，并与初始地应力叠加后为总地应力，这种叠加效应称之为应力阴影效应，有助于复杂裂缝网络的形成；总地应力即为最终地应力，与原始地应力大小及方位差异显著，总地应力控制着人工压裂裂缝的扩展方向。原始裂缝尖端被暂堵剂封堵、钝化作用后，其自由表面与裂缝表面的接触处附近是应力集中区域，而且是裂缝周围地层压力不均匀降低的最显著区域，重复压裂可在该位置产生与原始裂缝方向不同的新裂缝，以沟通初次压裂未能动用的页岩储层。在减少钻井成本的前提下，能实现页岩储层的更高效开采，并实现侧向天然微裂缝的开启以获得更大的储层改造体积Stimulated Reservoir Volume(SRV)。本发明方法主要是通过考虑应力阴影效应进行裂缝尖端的暂堵压裂，确定科学合理的封堵段设计长度以得到经济有效的暂堵剂用量；预估暂堵压裂后新裂缝的转向距离。本发明的提出，可估计新裂缝能沟通前期压裂未能有效动用页岩气储层的范围，为实际页岩储层压裂工程提供应用指导，进而大幅度提高页岩气采收率。

[0033] 本发明相对于现有常规重复压裂技术，取得以下优点及有益技术效果：

[0034] 1、本发明提供的一种确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法，可基于暂堵剂渗透率、压裂液粘度、施工排量、井底压力、原始裂缝高度、原始裂缝长度、原始裂缝实际支撑宽度等多重现场工艺参数，分析封堵段长度的变化规律，进而对暂堵剂种类选择、以及其经济合理的用量的计算提供方法。

[0035] 2、本发明提供的一种确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法，提供各种压裂参数变化时裂缝憋压的理论计算式。

[0036] 3、本发明提供的一种确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法，在考虑应力阴影效应的前提下，利用诱导应力差值与原始水平地应力差值相等的极限状态，以标定暂堵压裂新裂缝的转向距离，为实际预估新裂缝沟通原始未开采页岩气范围提供参考。

[0037] 4、本发明提供的一种确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法，结合上述措施和效果，可提高重复压裂非常规油气储层的二次产量，较大限度开发页岩气能源。

附图说明

[0038] 为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍。显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

[0039] 图1为本发明建立的裂缝尖端暂堵压裂力学模型图，其中原始主裂缝力学模型参考KGD水力裂缝力学模型；

[0040] 图中：Rw为直井井筒半径；W为裂缝宽度；L为过井筒轴线的纵剖面边界到原始裂缝尖端的距离；x表示裂缝内部一点的坐标，x＝fL·L，其中，fL为无量纲比例系数，表示所研究位置到纵剖面的距离与总距离L的比值；h表示裂缝高度；

[0041] 图2为图1的平面应变力学模型(简化的三维KGD裂缝模型)；

[0042] 图中：Er为储层基岩的弹性模量；Ed为暂堵剂的弹性模量；υr为储层基岩的泊松比；υd为暂堵剂的泊松比；W为裂缝宽度；Pw为井底压力；Pf为裂缝内部流体的平均压力；σH为最大水平主应力；σh为最小水平主应力；A为暂堵剂自由表面；

[0043] 图3为裂缝尖端封堵区域放大示意图；

[0044] 图中：Ld为封堵段长度；P1为暂堵剂自由表面位置处流体平均压力；P2为裂缝尖端处流体平均压力；A为暂堵剂自由表面；B为暂堵剂内部任意位置，；

[0045] 图4为裂缝端部暂堵压裂致使新裂缝转向力学模型；

[0046] 图中：θ、θ1、θ2与r、r1、r2分别为裂缝面附近单元体与井筒截面中心、主裂缝两尖端连线形成的角度和距离(几何参数)；I、Ⅱ为应力阴影路径；σx诱导、σy诱导为x、y方向的诱导应力；L为过井筒轴线的纵剖面边界到原始裂缝尖端的距离；W为裂缝宽度；Pw为井底压力；σH为最大水平主应力；σh为最小水平主应力；Rd为新裂缝扩展距离(新裂缝转向半径)；

[0047] 图5为封堵段长度随施工排量和压裂液粘度变化规律；

[0048] 图6为暂堵压裂后新裂缝转向距离随施工排量和原始水平地应力差值变化规律。

具体实施方式

[0049] 下面将结合本发明实施例及附图，对本发明技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅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。

[0050] 为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。

[0051] 在具体实施过程中，本发明提供一种确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法，对压裂缝尖端注入暂堵剂，压裂液进入主裂缝内部后，主裂缝内的压裂液压力在其周围形成应力阴影效应；原始主裂缝周围应力状态受应力阴影效应影响，产生的诱导应力与原始地应力叠加，原始地应力状态发生改变；裂缝尖端完全被封堵，在封堵段端部产生与原始裂缝方向不同的新裂缝，进一步地，在暂堵剂自由表面处，暂堵压裂的新裂缝垂直于原始裂缝方向扩展，至诱导应力差值与水平地应力差值相等处(即等应力点位置)，通过给定实际水平地应力差值，可在该位置标定新裂缝的转向距离Rd，超过等应力点位置后，新裂缝逐渐转向为与原始裂缝平行方向继续扩展；通过沟通初次压裂未能有效动用的页岩储层，进而合理开采主裂缝面两侧页岩气潜在资源，以补充和改进现有常规重复压裂技术方法的不足。

[0052] 该方法具体包括以下步骤：

[0053] 1、综合考虑前期压裂开采的产层出力动态数据、原始压裂主裂缝侧向剩余可采油气储量(含油气饱和度)以及地层压力系数等，挑选出力不足、产量明显降低产层中的原始压裂主裂缝，并且垂直于该主裂缝方向应尚有可观产量的未动用油气储备，进行重复压裂井层的优选。

[0054] 2、如图1-图4所示，对于候选产层的初始压裂主裂缝，建立重复压裂力学模型，对压裂缝尖端泵注暂堵剂封堵并钝化原始主裂缝尖端，后续注入的高压压裂液(如：超临界CO2压裂液、水基压裂液等)进入原始主裂缝内部后，在主裂缝内部憋起高压，在裂缝附近区域产生诱导应力，其值与裂缝内泵压相关，诱导应力与原始地应力方向相反并且二者相互叠加形成总地应力，诱导应力对原始地应力的影响即为应力阴影效应。

[0055] 暂堵剂配方为：宜兴陶粒、金刚砂、热敏材料、预交联凝胶以及破胶剂，按照质量配比为：宜兴陶粒1份，金刚砂0.4-0.6份，热敏材料15-35份，预交联凝胶80-100份，破胶剂10-20份。其中：宜兴陶粒的尺寸规格是0.9-0.45mm(20/40目)，金刚砂的尺寸规格是0.9-
0.45mm(20/40目)。热敏材料主要由无机纳米复合材料构成，常温下可保持稳态悬浮，在300℃以下可保持稳定工作，提高暂堵剂在变温环境下的封堵强度和耐久力。无机纳米复合材料由连续相和分散相组成，连续相主要是由环氧树脂粉、橡胶粉形成的基体，二者按照质量配比分别为5份和10份；分散相是由热敏半导体粉和高强度水解纤维组成的改性剂，二者按照质量配比分别为15份和20份。预交联凝胶由体型聚合物组成，对孔隙吼道的堵塞作用明显，间接提高暂堵效果。体型聚合物是由碳酸钙、二氧化硅(白炭黑)、石墨、陶土、滑石粉、云母通过加聚反应、缩聚反应和交联反应制成，按照质量配比分别为：碳酸钙35份，二氧化硅(白炭黑)15份，石墨10份，陶土10份，滑石粉5份，云母15份。破胶剂主要由过硫酸钾和过硫酸铵按重量比例1：0.7组成。复合暂堵剂可承受120MPa的裂缝闭合压力，其常温条件下的干密度保持在3.0g/cm3以上，高于岩石密度。

[0056] 按照质量配比，后续泵注压裂液(如：超临界CO2压裂液、水基压裂液等)为混合压裂液，并加入稠化剂和交联剂。按照质量配比为：压裂液1份，稠化剂和交联剂配比分别为0.001-0.04份和0.0005-0.02份。稠化剂为植物胶，用以增大流体粘度、减小滤失；交联剂由丙烯酰胺和羧酸盐按照重量比例为1：1混合而成，交联剂主要用以连接压裂液中聚合物线型大分子链活性基团。根据暂堵剂渗透率、混合压裂液粘度需求值，调整配方的混合质量比。

[0057] 3、调整所述步骤2中的模型影响参数，可得到关于封堵段长度和新裂缝转向距离的一系列理论计算结果，根据重复压裂目标，即可确定所述的一种确定页岩裂缝尖端暂堵压裂时封堵段长度及新裂缝转向距离的方法中所有工艺参数。

[0058] 对于原始压裂主裂缝区段，将裂缝宽度均匀化处理后，将裂缝内压裂液平均流体压力 (MPa)表示为：

[0059]

[0060] 式中： 为压裂液平均流体压力，MPa；Pw为井底压力，MPa；Q表示流体流量，此处为压裂液排量，m3/s；μ为压裂液的动力粘性系数，mPa·s；W为裂缝宽度，m；L为井筒轴线纵剖面边界到原始裂缝尖端的距离(包括封堵段长度和直井井筒半径)，m；Ld为封堵段长度，m；Rw为直井井筒半径，m。裂缝尖端被暂堵剂封堵后，封堵区域内的流体压力发生变化。裂缝尖端达到完全封堵时，裂缝尖端无流体压力。通过封堵段长度的计算来确定裂缝尖端暂堵剂的用量，封堵段长度Ld的计算方法为：

[0061]

[0062] 式中：Ld为封堵段长度，m；kd为暂堵剂渗透率，m2；W为裂缝宽度，m；h为裂缝高度，m；Pw为井底压力，MPa；μ为压裂液的动力粘性系数，mPa·s；Q表示流体流量，此处为压裂液排量，m3/s；L为井筒轴线纵剖面边界到原始裂缝尖端的距离(包括封堵段长度和直井井筒半径)，m；Rw为直井井筒半径，m。

[0063] 如果将井底压力详细分为地面实测泵压PE、井筒静液柱压力PH、以及压裂液井筒沿程摩阻损失PF，即：Pw＝PH+PE-PF，确定暂堵剂用量以设计封堵段的长度，封堵段长度可更进一步表示成：

[0064]

[0065] 式中：Ld为封堵段长度，m；kd为暂堵剂渗透率，m2；W为裂缝宽度，m；h为裂缝高度，m；Pw为井底压力，MPa；PE为地面实测泵压，MPa；PH为井筒静液柱压力，MPa；PF为压裂液井筒沿程摩阻损失，MPa；μ为压裂液的动力粘性系数，mPa·s；Q表示流体流量，此处为压裂液排量，m3/s；L为井筒轴线纵剖面边界到原始裂缝尖端的距离(包括封堵段长度和直井井筒半径，即原始主裂缝长度)，m；Rw为直井井筒半径，m。

[0066] 设定混合压裂液粘度μ分别为5、10、15、20mPa·s，井底压力Pw＝60MPa，原始主裂缝长度L＝50m，裂缝高度h＝50m，裂缝宽度W＝1cm，直井井筒半径Rw＝10cm，暂堵剂渗透率kd＝500mD，得到重复压裂工艺参数对封堵段长度的影响见图5，可根据实际压裂工艺参数确定封堵段长度，进而得到暂堵剂用量。

[0067] 裂缝尖端完全封堵时，可以得到井底压力与封堵段长度关系式，即所提出暂堵压裂的理论憋压的计算式，裂缝内压裂液平均流体压力 与封堵段长度Ld关系为：

[0068]

[0069] 式中： 为压裂液平均流体压力，MPa；μ为压裂液的动力粘性系数，mPa·s；Q表示流体流量，此处为压裂液排量，m3/s；h为裂缝高度，m；W为裂缝宽度，m；kd为暂堵剂渗透率，m2；Ld为封堵段长度，m；L为井筒轴线纵剖面边界到原始裂缝尖端的距离(包括封堵段长度和直井井筒半径，即原始主裂缝长度)，m；Rw为直井井筒半径，m。

[0070] 获得设计封堵段长度后，即可在原始主裂缝内部施加暂堵剂。在封堵段自由表面与裂缝面接触的应力集中处，新裂缝垂直于原始裂缝方向扩展，至诱导应力差值与水平地应力差值相等处，即新裂缝扩展到等应力点位置，并通过在该位置给定原始水平地应力差值以标定实施暂堵压裂后新裂缝的转向距离Rd。超过等应力点，新裂缝渐转为与原始主裂缝平行方向继续扩展，新裂缝的转向距离计算式为：

[0071]

[0072] 式中，Rd为新裂缝转向距离，m；μ为压裂液的动力粘性系数，mPa·s；Q表示流体流量，此处为压裂液排量，m3/s；W为裂缝宽度，m；kd为暂堵剂渗透率，m2；h为裂缝高度，m；Ld为封堵段长度，m；L为井筒轴线纵剖面边界到原始裂缝尖端的距离(包括封堵段长度和直井井筒半径，即原始主裂缝长度)，m；Rw为直井井筒半径，m；a、b、c为常数，且均与水平地应力差值有关，对于油田常规水平地应力差值工况，其取值参照表1；

[0073]

[0074] 表1基本涵盖实际储层较为常见的水平地应力差值，表中以外的数值可以很方便地通过Lagrange插值方法计算得到。

[0075] 4、根据所述步骤3中的工艺参数，在原始压裂主裂缝内泵注暂堵剂至裂缝尖端被暂堵剂完全封堵，注入的压裂液在裂缝内运移，最远作用到封堵段自由表面后，在裂缝内封堵段自由表面附近可产生与原始裂缝方向不同的新裂缝，沟通初次压裂未能有效动用的页岩储层，记录泵压-排量-砂比-时间曲线，完成储层重复压裂的改造。

[0076] 提高暂堵剂用量，可形成较长的封堵区域，裂缝内憋压显著提升。应力阴影效应作用范围明显增大，即在更大范围内改变原地应力状态，使裂缝转向扩展距离更长，从而沟通未动用储层的区域更广，进而提高页岩气单井产量，较大限度开采页岩气能源。

[0077] 如图6所示，从暂堵压裂后新裂缝转向距离随施工排量和原始水平地应力差值变化规律可以看出，压裂液流量增大后，裂缝转向距离也明显增大，原因在于提高压裂液流量相当于增加压裂的加载速率，缩短压裂过程，减小缝内流体渗透通过封堵区域的几率，显著提高缝内憋压，进而增大裂缝转向距离。

[0078] 本发明应用裂缝尖端暂堵压裂的具体实例对本发明的原理及实施方式进行阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。