本發(fā)明涉及油氣藏水力壓裂增產(chǎn)改造技術(shù)領(lǐng)域，更具體地涉及一種適用于頁巖油藏儲(chǔ)層壓裂中裂縫有效導(dǎo)流的方法。

背景技術(shù)：

我國頁巖油有很大資源潛力，據(jù)統(tǒng)計(jì)，中國主要盆地可采頁巖油資源量大約為30×10⁸-60×10⁸t，主要分布在渤海灣、松遼、鄂爾多斯、江漢、準(zhǔn)噶爾、南襄等盆地，并已在泌陽凹陷、遼河坳陷、濟(jì)陽坳陷、東濮凹陷等地質(zhì)單元中獲得了頁巖工業(yè)油流，揭示了我國陸相盆地泥頁巖層系頁巖油的資源潛力，隨著世界范圍內(nèi)常規(guī)油氣產(chǎn)量的不斷下降，頁巖油開發(fā)已成為石油勘探的前沿及油田增儲(chǔ)的熱點(diǎn)領(lǐng)域。

頁巖油儲(chǔ)層具有機(jī)質(zhì)含量高、礦物組成復(fù)雜、紋層結(jié)構(gòu)發(fā)育、儲(chǔ)集空間細(xì)小、多微米-納米級孔喉、低孔超低滲等基本特點(diǎn)。頁巖油藏的有效壓裂是國際性的難題，目前國內(nèi)外頁巖油儲(chǔ)層改造技術(shù)剛起步，即使在北美地區(qū)也在逐步探索應(yīng)用，而我我國更多地借鑒了國外頁巖氣體積壓裂改造的相關(guān)技術(shù)思路。

壓裂改造技術(shù)作為非常規(guī)頁巖儲(chǔ)層有效開發(fā)的核心技術(shù)之一，是頁巖油藏儲(chǔ)層增產(chǎn)的最重要手段之一。

專利CN 103306660 A公開了一種頁巖氣藏水力壓裂增產(chǎn)的方法，主要技術(shù)特征：將滑溜水或降阻水在高于頁巖層破裂應(yīng)力條件下注入，起裂地層；多段塞注入-暫堵-縫內(nèi)憋壓-誘導(dǎo)轉(zhuǎn)向-后期支撐劑單層鋪置；以低砂比、高泵注排量注入混有短纖維的超低密度支撐劑；悶井后再返排。該專利方法針對頁巖氣藏，利用滑溜水或降阻水以不同的施工泵注程序?qū)δ康膶蛹訅?，同時(shí)輔以暫堵、縫內(nèi)憋壓、超低密度支撐劑單層充填技術(shù)，促使層內(nèi)產(chǎn)生多點(diǎn)誘導(dǎo)應(yīng)力場的疊加，以形成大面積剪切滑移人工網(wǎng)狀裂縫，擴(kuò)大氣體泄流面積，提高單井產(chǎn)量。

頁巖氣儲(chǔ)層壓裂裂縫以剪切縫為主，支撐縫為輔。與頁巖氣不同，頁巖油藏由于其特殊的地質(zhì)及滲流特征，壓裂改造與頁巖氣相比有一定的差異，其儲(chǔ)層壓裂裂縫以支撐縫為主，剪切縫為輔，對導(dǎo)流能力的要求較高，其壓裂改造核心是提高裂縫的“有效改造體積”，且“有效改造體積”中的“有效”著重強(qiáng)調(diào)裂縫導(dǎo)流能力的大幅度提高。頁巖油藏壓裂要求體積壓裂改造后，主裂縫的以及與主裂縫連通的支裂縫、微裂縫的導(dǎo)流能力也同 樣需要提高，壓裂工藝需要滿足確保主力縫長的同時(shí)，對砂比設(shè)計(jì)的要求更高，盡可能提高砂比，增加裂縫導(dǎo)流能力。因此，頁巖油壓裂在壓裂工藝思路、液體選擇、支撐劑選擇、施工注入?yún)?shù)優(yōu)選等方面，與頁巖氣都有一定的差異性。

頁巖油藏壓裂也面臨著壓后有效性差、“有效”支撐難、長期導(dǎo)流能力保持較差、壓后穩(wěn)產(chǎn)期短等難點(diǎn)，國內(nèi)外多數(shù)頁巖油儲(chǔ)層由于技術(shù)瓶頸問題，影響了該類儲(chǔ)層的有效開發(fā)及儲(chǔ)量的有效動(dòng)用。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：

為解決頁巖油藏壓裂面臨的諸多問題，實(shí)現(xiàn)對該類儲(chǔ)層的有效改造，本發(fā)明提出一種提高頁巖油體積壓裂裂縫有效導(dǎo)流能力的方法，從而提高裂縫的“有效改造體積”及支撐劑的“支撐效率”，以及提高頁巖油藏壓裂的有效性及壓裂改造效果，同時(shí)降低儲(chǔ)層有效動(dòng)用下限，最大限度地提高儲(chǔ)層動(dòng)用率。

本發(fā)明提供了一種頁巖油藏體積壓裂裂縫有效導(dǎo)流的方法，其包括如下步驟：

步驟A：利用酸液預(yù)處理儲(chǔ)層；

步驟B：利用低黏度壓裂液造主裂縫，得到主裂縫系統(tǒng)，其中，所述低黏度壓裂液的黏度為30mPa·s-50mPa·s；

步驟C：注入低黏度滑溜水開啟并擴(kuò)展微裂縫和分支裂縫，并進(jìn)行擴(kuò)縫，得到微裂縫系統(tǒng)和分支裂縫系統(tǒng)，其中，所述低黏度滑溜水的黏度為1mPa·s-10mPa·s，優(yōu)選所述低黏度滑溜水的黏度為1mPa·s-3mPa·s；

步驟D：交替注入所述低黏度酸液和所述低黏度滑溜水段塞N個(gè)循環(huán)，進(jìn)一步溶縫和擴(kuò)縫，其中N為正整數(shù)，優(yōu)選N為1-5的正整數(shù)；也就是說，以依次注入低黏度酸液和所述低黏度滑溜水為一個(gè)循環(huán)，例如，當(dāng)N為1時(shí)，首先注入低黏度酸液，然后所述低黏度滑溜水；當(dāng)N為2時(shí)，首先注入低黏度酸液，然后所述低黏度滑溜水；之后循環(huán)前面的步驟，即注入低黏度酸液，然后注入所述低黏度滑溜水；

步驟E：依次注入攜帶第一支撐劑的所述低黏度滑溜水和攜帶第二支撐劑的所述低黏度壓裂液以支撐所述微裂縫系統(tǒng)及所述分支裂縫系統(tǒng)，其中所述第一支撐劑與第二支撐劑不相同；

步驟F：主裂縫的“有效支撐”對壓裂液、支撐劑類型、加砂濃度、加砂量要求都較高，因此為了進(jìn)一步提高提高主裂縫的導(dǎo)流能力及遠(yuǎn)井地帶的改造效果，分M個(gè)階段依次分別注入攜帶第三支撐劑和第四支撐劑的中黏度壓裂液以支撐所述主裂縫系統(tǒng)，其中，所述中黏度壓裂液的黏度為100mPa·s-130mPa·s，例如，所述中黏度壓裂液的黏度可優(yōu)選地為110mPa·s-120mPa·s；所述第三支撐劑、所述第四支撐劑、所述第一支撐劑和第二支撐 劑各不相同；M為正整數(shù)，優(yōu)選M為4-10的正整數(shù)；

步驟G：利用所述低黏度滑溜水將井筒內(nèi)的所述第四支撐劑完全頂替到裂縫縫口處，所述低黏度滑溜水的用量為井筒容積與地面管線容積之和。

其中，在所述步驟A中，預(yù)處理的酸液的用量一般根據(jù)壓裂模擬及施工經(jīng)驗(yàn)，一般酸液用量10.0-15.0m³即可。并且酸液配方要充分考慮儲(chǔ)層的礦物組分，對鹽酸敏儲(chǔ)層要優(yōu)化酸液配方，防止發(fā)生酸敏。

因此，在一個(gè)具體實(shí)施例中，在所述步驟A中，根據(jù)所述儲(chǔ)層的條件選擇所述酸液的種類和注入?yún)?shù)；優(yōu)選所述儲(chǔ)層的條件包括所述儲(chǔ)層的礦物組分；優(yōu)選所述酸液包括鹽酸和/或土酸；優(yōu)選所述注入?yún)?shù)包括所述酸液的排量和用量，更優(yōu)選所述酸液的排量為0.5m³/min-1.0m³/min，酸液的用量為10.0m³-15.0m³。

通過酸液預(yù)處理，可以降低儲(chǔ)層壓裂的破裂壓力及整體施工壓力，避免了初始壓裂施工壓力高而造成的縫高縱向過度延伸甚至失控現(xiàn)象，為后期加入支撐劑的階段提高裂縫的支撐效率(所述裂縫的支撐效率是指在儲(chǔ)層范圍內(nèi)起支撐作用的支撐劑量與入井總支撐劑量的比值的百分?jǐn)?shù))打好基礎(chǔ)。

在一個(gè)具體實(shí)施例中，在所述步驟B中，所述低黏度壓裂液采用與上下隔層能配伍的液體體系。例如所述低黏度壓裂液為防水敏性能較好的液體體系。

在所述步驟B中，造主裂縫采用低黏壓裂液，有四方面優(yōu)點(diǎn)：其一，液體黏度相對較低，利于對造縫過程中的縫高進(jìn)行控制，防止縫高過度縱向延伸，因此，縫高控制好；其二，若縫高控制較好，裂縫主體上將在儲(chǔ)層內(nèi)延伸，而不會(huì)突破上下泥巖隔層或在隔層內(nèi)過度縱向延伸，有利于抑制隔層泥巖的膨脹傷害效應(yīng)，防止隔層泥巖水化膨脹后泥餅等回流影響目的層導(dǎo)流能力；其三，采用同樣規(guī)模的液體，低黏度壓裂液比起中高黏度壓裂液所造出的裂縫縫長更長；其四，后期加入支撐劑階段有利于把主體支撐劑加入儲(chǔ)層，提高裂縫的支撐效率。

在一個(gè)具體實(shí)施例中，在所述步驟B中，采用的所述低黏度壓裂液的排量為階梯式升高的排量，優(yōu)選所述排量基于分層地應(yīng)力剖面解釋及裂縫模擬軟件模擬結(jié)果，通過模擬不同排量下的裂縫縫高的延伸情況，以此確定所述排量；優(yōu)選所述階梯式升高的排量的初始排量為3m³/min-4m³/min，特別優(yōu)選所述排量進(jìn)行2-3次的階梯式升高，所述階梯式升高的排量依次以2m³/min-2.5m³/min的量遞增。例如將所述階梯式升高的排量依次設(shè)置為4.0m³/min、6.0m³/min和8.0m³/min。因?yàn)?，若排量過大，會(huì)直接引起裂縫中壓力的快速積聚上升而將上下隔層壓開，不利于控縫高施工；此外，通過排量變化來控制施工過程中裂縫延伸的凈壓力，避免天然裂縫過早張開，防止近井地帶形成復(fù)雜裂縫。當(dāng)上升至第一目標(biāo)排量時(shí)，以第一目標(biāo)排量進(jìn)行低黏度壓裂液注入。

在一個(gè)具體實(shí)施例中，在所述步驟C中，采用的所述低黏度滑溜水的排量為階梯式升高的排量；所述階梯式升高的排量的初始排量為7m³/min-8m³/min；特別優(yōu)選所述排量進(jìn)行2-3次的階梯式升高，所述階梯式升高的排量依次以2m³/min-2.5m³/min的量遞增。當(dāng)上升至目標(biāo)排量時(shí)，以目標(biāo)排量進(jìn)行低黏度滑溜水注入。

在一個(gè)具體實(shí)施例中，在所述步驟C中，通過階梯式升高所述低黏度滑溜水的排量的方式注入所述低黏度滑溜水，優(yōu)選所述低黏度滑溜水?dāng)y帶3％-8％(體積百分比)的砂比的所述第一支撐劑以段塞式加入第一支撐劑的方式注入；特別優(yōu)選所述第一支撐劑為70/140目的支撐劑，最優(yōu)選地第一支撐劑為70/140目的粉陶支撐劑。通過逐漸提高排量來提高裂縫延伸的凈壓力，當(dāng)裂縫延伸凈壓力大于儲(chǔ)層某些弱面(天然裂縫或者膠結(jié)弱面)張開所需的臨界壓力時(shí)，逐漸開啟天然裂縫張開后形成的縫寬較窄的分支裂縫的裂縫系統(tǒng)及細(xì)裂縫張開后形成的縫寬更窄的微裂縫系統(tǒng)。此外，滑溜水由于黏度低，微裂縫及分支裂縫開啟后，更容易進(jìn)入已開啟的支縫系統(tǒng)及與支縫連通的微裂縫系統(tǒng)，隨著滑溜水的不斷跟進(jìn)注入，進(jìn)一步實(shí)現(xiàn)溝通、擴(kuò)展天然微裂縫及分支裂縫系統(tǒng)的目的。

在一個(gè)具體實(shí)施例中，在所述步驟D中，所述低黏度酸液的黏度和所述低黏度滑溜水的黏度相差不超過10％，優(yōu)選所述低黏度酸液的黏度和所述低黏度滑溜水的黏度相差不超過5％，最優(yōu)選所述低黏度酸液的黏度和所述低黏度滑溜水的黏度相等。

通過N個(gè)循環(huán)交替注入黏度相當(dāng)?shù)乃龅宛ざ人嵋汉退龅宛ざ然锼梢岳玫宛ざ人嵋簩搸r儲(chǔ)層的酸蝕作用，人為的溝通并進(jìn)一步開啟側(cè)翼方向的潛在的天然裂縫，后續(xù)跟進(jìn)注入的低黏度滑溜水可以繼續(xù)擴(kuò)充延伸已酸蝕的微裂縫，使側(cè)翼方向的支縫系統(tǒng)更為發(fā)育，提高裂縫復(fù)雜程度。

通過N個(gè)循環(huán)交替注入的方式形成的支縫及微裂縫系統(tǒng)越多，沿主裂縫方向的應(yīng)力釋放作用就越明顯，有效避免了地應(yīng)力作用于單一主裂縫而對導(dǎo)流能力的快速降低效應(yīng)，可使主裂縫導(dǎo)流能力維持更長的時(shí)間。

在一個(gè)具體實(shí)施例中，在所述步驟D中，在所述低黏度酸液和所述低黏度滑溜水的交替注入的每個(gè)循環(huán)中均以1m³/min-1.5m³/min的排量擠入一個(gè)井筒容積的所述低黏度酸液，并且在所述低黏度酸液擠入完畢后，在交替注入的首個(gè)循環(huán)中，以4m³/min-6m³/min的排量注入所述低黏度滑溜水，然后在之后的交替注入的循環(huán)中，依次以2m³/min-2.5m³/min遞增的排量注入所述低黏度滑溜水。比如，在N為3的循環(huán)下，低黏度酸液注入排量均為1m³/min-1.5m³/min，而低黏度滑溜水注入排量在每個(gè)循環(huán)下是逐漸提高的，例如可依次為：6m³/min、8m³/min、10m³/min；通過這種變排量注入模式，依次將低黏度酸液推向近井地帶、中遠(yuǎn)井地帶，讓低黏度酸液盡可能多地均勻酸蝕酸液經(jīng)過之處的裂縫，有效防止酸液過多的消耗在近井地帶的裂縫面，又兼顧將酸液盡可能快速地向裂縫遠(yuǎn)端推進(jìn)，避 免酸液在近井地帶和巖石過度反應(yīng)破壞巖石結(jié)構(gòu)，造成坍塌效應(yīng)，從而造成裂縫導(dǎo)流能力的極大損失。

在一個(gè)具體實(shí)施例中，在所述步驟E中，所述低黏度滑溜水?dāng)y帶8％-10％(體積百分比)的砂比的所述第一支撐劑，所述第一支撐劑優(yōu)選自70/140目的支撐劑，所述第一支撐劑優(yōu)選70/140目的陶粒支撐劑；所述低黏度壓裂液攜帶4％-10％(體積百分比)的砂比的所述第二支撐劑，優(yōu)選低黏度壓裂液攜帶5％-8％(體積百分比)的所述第二支撐劑；所述第二支撐劑優(yōu)選包括40/70目的支撐劑；所述第二支撐劑優(yōu)選包括陶粒支撐劑和/或覆膜砂支撐劑；例如所述第二支撐劑包括40/70目的陶粒支撐劑或40/70目的覆膜砂支撐劑。

在一個(gè)具體實(shí)施例中，在所述步驟E中，所述低黏度滑溜水的排量為10m³/min-12m³/min；所述低黏度壓裂液的排量為10m³/min-12m³/min。

在一個(gè)具體實(shí)施例中，在所述步驟F中，所述中黏度壓裂液的排量為10m³/min-12m³/min。

其中，注入攜帶第一支撐劑的低黏度滑溜水的目的是進(jìn)一步充分支撐與其匹配的微裂縫系統(tǒng)及分支裂縫系統(tǒng)。注入攜帶第二支撐劑的低黏度壓裂液的目的是充分支撐與其匹配的分支裂縫系統(tǒng)。

在開啟、擴(kuò)展微裂縫和分支裂縫基礎(chǔ)上，通過低黏度滑溜水與低黏壓裂液分別攜帶較小粒徑的支撐劑注入，不同尺度的微裂縫、分支裂縫系統(tǒng)最終將被與其縫寬相適應(yīng)的不同粒徑的支撐劑充填，不但實(shí)現(xiàn)并擴(kuò)大了“網(wǎng)絡(luò)裂縫”系統(tǒng)的范圍，提高了“改造體積”，而且充分支撐了與主裂縫聯(lián)通的微裂縫系統(tǒng)及分支裂縫系統(tǒng)，提高了微裂縫系統(tǒng)、分支裂縫系統(tǒng)的導(dǎo)流能力，從而保證壓后微裂縫系統(tǒng)及分支裂縫系統(tǒng)不至于過早閉合而失去的滲流能力。

在所述步驟F中，中黏度壓裂液相對于低黏液體，因其黏度相對較高，難以進(jìn)入先前已形成的縫寬相對較窄的“網(wǎng)絡(luò)裂縫”系統(tǒng)，尤其是支裂縫及與支裂縫連通的微裂縫系統(tǒng)，此時(shí)裂縫主要是沿著最大主應(yīng)力方向繼續(xù)向遠(yuǎn)井方向延伸，可而實(shí)現(xiàn)對主裂縫的有效延伸及遠(yuǎn)井端裂縫的延伸擴(kuò)展。

主裂縫的“有效支撐”及主加砂階段，尤其是加砂后期的高砂比階段，對壓裂液攜砂能力要求較高。中黏度壓裂液比起低黏壓裂液攜砂能力更強(qiáng)，更有利于攜砂。

在一個(gè)具體實(shí)施例中，在所述步驟F中，在第1個(gè)階段到第M-2或M-3個(gè)階段，所述中黏度壓裂液攜帶10-30％砂比的所述第三支撐劑，更優(yōu)選地所述第三支撐劑包括30/50目的陶粒支撐劑或30/50目的覆膜砂支撐劑，在第M-1或M-2個(gè)階段到第M個(gè)階段，所述中黏度壓裂液攜帶25-35％砂比的所述第四支撐劑，更優(yōu)選地所述第四支撐劑包括20/40目的陶粒支撐劑或20/40目的覆膜砂支撐劑。

在一個(gè)具體實(shí)施例中，在所述步驟F中，所述中黏度壓裂液可以包括胍膠壓裂液和聚合物壓裂液等液體。

在一個(gè)具體實(shí)施例中，在所述步驟G中，所述低黏度壓裂液的注入速度為12m³/min-14m³/min。

由于在本發(fā)明中涉及的參數(shù)眾多，而且具體油田的特性非常復(fù)雜，因此，需要根據(jù)現(xiàn)場情況合理確定本發(fā)明中方法中的參數(shù)，但其實(shí)施的步驟以及原則不脫離本發(fā)明的構(gòu)思和范圍。

在本發(fā)明中，所述的“黏度”為“表觀黏度”。

本發(fā)明的主裂縫、分支裂縫和微裂縫等術(shù)語屬于本領(lǐng)域技術(shù)人員公知的范圍。

本發(fā)明的有益效果：

本發(fā)明通過對壓裂施工工藝的優(yōu)化以及壓裂液體體系的優(yōu)化及合理配合應(yīng)用，在對主裂縫、分支裂縫、微裂縫的充分溝通及擴(kuò)展基礎(chǔ)上，通過對主裂縫以及與主裂縫連通的支裂縫、微裂縫的“有效支撐”，提高了壓裂改造體積及裂縫復(fù)雜性程度，提高了頁巖油藏儲(chǔ)層壓裂的整個(gè)裂縫系統(tǒng)“有效導(dǎo)流能力”，可有效解決非常規(guī)頁巖油藏儲(chǔ)層壓裂中面臨的改造體積有限、裂縫系統(tǒng)“有效”支撐難、長期導(dǎo)流能力保持較差、壓后有效性差和壓后穩(wěn)產(chǎn)期短等難點(diǎn)，從而實(shí)現(xiàn)對該類儲(chǔ)層的有效改造，提高壓后改造效果及穩(wěn)產(chǎn)期。

本發(fā)明所涉及方法和工藝思路簡潔，現(xiàn)場便于操作實(shí)施，比起目前頁巖壓裂工藝及方法，無需增加額外配套裝置，整個(gè)施工工藝成本小于或接近目前主流工藝，降本增效效果明顯。本發(fā)明所述及方法和工藝思路已成功應(yīng)用在國內(nèi)頁巖油藏試驗(yàn)區(qū)的壓裂改造方案優(yōu)化設(shè)計(jì)及現(xiàn)場試驗(yàn)中，現(xiàn)場試驗(yàn)應(yīng)用效果良好，適合于頁巖油藏儲(chǔ)層的高效改造。

附圖說明

圖1顯示的是A井壓裂泵注程序圖。該圖中的支撐劑濃度(縱坐標(biāo))的單位是Kg/m³，其意義是單位體積的液體所含的支撐劑的質(zhì)量。而砂比是體積比，無單位，是支撐劑的體積除以攜帶支撐劑之前的純液體的體積(例如低黏度壓裂液的體積或中黏度壓裂液的體積)。砂比和砂濃度的對應(yīng)換算公式：砂濃度(Kg/m³)＝砂比×支撐劑的體積密度(g/cm³)×1000。

圖2顯示的是在施工整個(gè)過程中A井壓裂某一簇裂縫剖面圖。

圖3顯示的是在施工整個(gè)過程中A井壓裂某一簇的壓裂裂縫中酸液分布剖面圖。

具體實(shí)施方式

下面結(jié)合實(shí)施例對本發(fā)明作進(jìn)一步說明，但本發(fā)明的保護(hù)范圍并不局限于下述實(shí)施例。

本發(fā)明中使用的減阻劑、黏土穩(wěn)定劑、助排劑、增稠劑、交聯(lián)劑、防膨劑和破乳劑均購自中國石油化工股份有限公司石油工程技術(shù)研究院；支撐劑，例如陶粒支撐劑購自市售產(chǎn)品。

本發(fā)明中的酸液、低黏度酸液、低黏度壓裂液、中高粘度壓裂液和低黏度滑溜水的黏度利用市售旋轉(zhuǎn)式粘度計(jì)或流變儀測得。

實(shí)施例1

A井為某油田某區(qū)塊的一口頁巖油先導(dǎo)試驗(yàn)水平井，該井施工目的層段1516.0-1916.0.0m，A水平段長400m；目的層段巖性為白云質(zhì)頁巖，天然裂縫比較發(fā)育；目的層溫度為68℃，楊氏模量24-27Gpa，泊松比0.23-0.25，最小水平主應(yīng)力26-29Mpa，最大水平主應(yīng)力32-35Mpa，上覆地層壓力34-37MPa，水平應(yīng)力差異系數(shù)：0.03-0.15，脆性指數(shù)73％。

采用本專利提出的提高頁巖油體積壓裂裂縫有效導(dǎo)流能力的方法，對該井分5段、每段4簇射孔、單簇0.75m、簇間距15-20m，進(jìn)行了該井的壓裂改造方案優(yōu)化設(shè)計(jì)及現(xiàn)場先導(dǎo)試驗(yàn)，壓裂管柱采用光套管壓裂方式，具體實(shí)施方法為：

(1)滑溜水配方：0.10％減阻劑+0.3％黏土穩(wěn)定劑+0.1％助排劑+清水，黏度在1.1mPa·s-2.0mPa·s，密度0.99-1.02g/cm³(25℃)，pH值6.5-7.5，減阻率65％-70％；在此采用等黏度的滑溜水與鹽酸，通過調(diào)整滑溜水配方，把滑溜水黏度調(diào)整到1.28mPa·s左右，與15％鹽酸黏度(25℃，1.28mPa·s)保持一致。

(2)低黏度壓裂液配方：0.3％增稠劑+0.3％防膨劑+0.1％助排劑，pH值6-7，液體黏度30mP·s-50mP·s左右。

(3)中黏度壓裂液配方：0.5％增稠劑+0.2％交聯(lián)劑+0.3％防膨劑+0.1％助排劑+0.1％破乳劑，基液密度1.10g/cm³左右，pH值6-7，黏度100mP·s-130mP·s左右。

(4)以1.0m³/min的排量向井筒內(nèi)擠入15m³濃度為15％的鹽酸。

(5)快速啟動(dòng)壓裂車組，以4m³/min的排量起步、以2m³/min增長兩個(gè)階梯升高排量(即，共分為三個(gè)階段：第一個(gè)階段4.0m³/min、第二個(gè)階段6.0m³/min和第三個(gè)階段8.0m³/min)方式進(jìn)行施工，用4.0m³/min排量注入40m³低黏度壓裂液，用6.0m³/min排量注入70m³低黏度壓裂液，用8.0m³/min排量注入90m³低黏度壓裂液，共注入200m³低黏度壓裂液。

(6)快速階梯提升排量(即，共分為三個(gè)階段：第一個(gè)階段8.0m³/min、第二個(gè)階段 10.0m³/min和第三個(gè)階段12.0m³/min)，8.0m³/min排量持續(xù)1-2分鐘，10.0m³/min排量持續(xù)1-2分鐘；當(dāng)上升至12.0m³/min時(shí)，以12.0m³/min排量進(jìn)行低黏度滑溜水注入施工，共注入低黏度滑溜水185m³；并在注入低黏度滑溜水過程中，以段塞式加砂方式攜帶3％-8％的砂比的70/140目的粉陶支撐劑。

(7)交替注入低黏度滑溜水和15％鹽酸的3級段塞(3個(gè)循環(huán)的段塞)：第1級段塞：注入21m³鹽酸，然后注入40m³低黏度滑溜水；第2級段塞：注入21m³鹽酸，然后70m³低黏度滑溜水；第3級段塞：注入21m³鹽酸，然后100m³低黏度滑溜水。3級交替注入過程中，鹽酸的注入排量均為1m³/min，注入體積為一個(gè)井筒體積(21m³)，第1級段塞中低黏度滑溜水排量為6m³/min，第2級段塞中低黏度滑溜水排量為8m³/min，第一級段塞中低黏度滑溜水排量為12m³/min。

(8)以12m³/min的排量注入60m³的低黏度滑溜水，且在注入過程中攜帶一個(gè)10％砂比(體積百分比)的70/140目的粉陶支撐劑；然后以12m³/min的排量注入120m³中黏度壓裂液，且在注入過程低黏度壓裂液攜帶4％、6％和8％砂比(體積百分比)的40/70目的陶粒支撐劑，40/70目的陶粒支撐劑以段塞式加砂或連續(xù)性加砂方式加入。

(9)以12m³/min的排量注入200m³中黏度壓裂液，黏度在120mP·s左右，且在注入過程中黏壓裂液攜帶10％-30％砂比(體積百分比)的30/50目的陶粒支撐劑，30/50目的陶粒支撐劑以連續(xù)性加砂方式加入；以14m³/min的排量注入50m³中黏度壓裂液，且在注入過程中黏度壓裂液攜帶25％-40％砂比(體積百分比)的20/40目的陶粒支撐劑，20/40目的陶粒支撐劑以連續(xù)性加砂方式加入。

(10)以14m³/min的排量注入22m³低黏度滑溜水，然后停泵測壓降，測壓降后結(jié)束壓裂施工。

按上述步驟對該試驗(yàn)井及某試驗(yàn)若干口井進(jìn)行了壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)，現(xiàn)場施工工藝均取得成功，壓后均取得良好的增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)效果，壓后產(chǎn)量遞減速率明顯減緩，取得了顯著的增油效果，提高了該類儲(chǔ)層的壓裂改造效果。