1.本发明涉及油气田开发工程-油藏增产措施技术领域，具体涉及一种适用于疏松砂岩的综合控制裂缝高度的压裂方法。
背景技术：
2.渤海主力油田属于疏松砂岩油藏，经过多年的高速开采，井筒附近存在较复杂的堵塞伤害问题，油井维持高产液能力生产的难度越来越大。水力压裂改造形成具有一定导流能力的人工裂缝，能够穿透近井筒附近的堵塞伤害带，从而实现油井增产。渤海主力油田属于疏松砂岩油藏，具有大孔、高渗和弱胶结性的物理特性。该类储层在压裂过程中压裂液的滤失量较大。同时，主力产层薄，且底部存在水层，需严格控制裂缝规模，防止水体突破。因此，渤海疏松砂岩的增产关键在于有效控制裂缝滤失和裂缝高度。
3.压裂施工过程中降低酸液滤失的措施包括提高压裂液粘度、降低施工排量和使用降滤失剂。较高的压裂液粘度能够降低酸液的滤失的同时使裂缝沿缝高方向失控，对于产层薄和底水油藏并不适用。降低施工排量能够控制裂缝高度，但会降低裂缝的扩展规模，导致改造效果不理想。中国发明专利“一种在水基胍胶压裂液中能快速分散的油溶性降滤失剂及其制备方法”(申请号：201210167374.3)公布了一种能够在压裂液中快速分散的油溶性降滤失剂及制备方法。该发明提供了一种由石油树脂、水、润湿剂，在充分搅拌制得黄色或褐色粉状产品。中国发明专利“缝洞型油藏降滤失剂组合物与缝洞型油藏降滤失方法”(申请号：201410616883.9)公布了一种用于缝洞型油藏的降滤失剂组合物和降滤失方法。该发明涉及酸压降滤失领域中一种降滤失剂组合和降滤失方法。暂堵降滤失剂是一种暂堵材料，能够在裂缝壁面形成致密的滤饼和堵塞裂缝周围储层基质的孔喉，降低压裂液的滤失。但目前对于压裂中使用的暂堵降滤失剂还没有一套评价方法来评价这些暂堵降滤失剂的性能。
4.常规的裂缝高度的控制技术就是选择和利用产层上下的致密泥质隔层、施工排量、压裂液粘度来控制裂缝高度。但当产层很薄或隔层应力较弱时，水力裂缝能够穿透产层进入隔层，导致缝高失控，从而突破水层，影响压裂效果。低粘压裂液能够一定程度控制裂缝高度，但对于疏松砂岩压裂而言具有极高的滤失，难以形成有效的水力裂缝。除此之外，相对大排量而言，小排量泵注能够一定程度降低裂缝内的净压力，从而降低裂缝高度。控制裂缝高度的方法还有人工遮挡层技术。该技术是在加砂压裂前，在裂缝上部、下部或者上部和下部同时使用遮挡剂，以限制裂缝纵向延伸。但是由于上浮/下沉遮挡剂的上浮/沉降速度和用量等因素，往往存在砂堵和人工隔层厚度不够、不能形成有效的应力遮挡，导致缝高失控的风险。
5.现有技术主要针对油气藏降滤失技术、裂缝高度控制方法和裂缝高度控制工艺。但是疏松砂岩具有大孔、高渗和弱胶结性的特点，需要降低压裂液滤失形成有效裂缝的同时，控制裂缝高度，防止裂缝突破进入水层。因此现有技术中所公开的降滤失技术和控制缝高的压裂方法和工艺并不适用于疏松砂岩的控制缝高的压裂改造。
6.因此，急需一种适用于疏松砂岩的综合控制裂缝高度的压裂方法。
技术实现要素：
7.针对上述技术问题，提供了一种适用于疏松砂岩的综合控制裂缝高度的压裂方法，该方法包括疏松砂岩油藏暂堵降滤失剂的评价方法、遮挡剂用量和遮挡剂上浮/沉降速度的优化方法，以及疏松砂岩油藏缝高控制的施工方法，能够有效实现疏松砂岩储层裂缝起裂的同时，有效控制裂缝高度，并形成优秀的压后导流能力。
8.为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：
9.一种适用于疏松砂岩的综合控制裂缝高度的压裂方法，包括如下步骤：
10.选择降解率指标、粒径值指标、沉降速度指标与降滤失性能指标中的不少于两个，以评价暂堵降滤失剂，获得符合疏松砂岩油藏的压裂要求的暂堵降滤失剂；
11.考虑地质因素以及工程因素，优化遮挡剂用量以及遮挡剂的上浮/下沉速度的施工参数；
12.利用评价后的暂堵降滤失剂、遮挡剂用量以及遮挡剂的上浮/下沉速度的施工参数进行压裂施工，以实现控制疏松砂岩油藏裂缝高度及形成优秀的压后导流能力。
13.所述的适用于疏松砂岩的综合控制裂缝高度的压裂方法，优选地，所述降解率的预定值范围为95-100％。
14.所述的适用于疏松砂岩的综合控制裂缝高度的压裂方法，优选地，所述粒径值的粒径范围为90-150μm。
15.所述的适用于疏松砂岩的综合控制裂缝高度的压裂方法，优选地，所述高暂堵降滤失剂用量以及上浮/下沉速度的施工参数的优化方法具体包括如下步骤：
16.结合地层断裂韧性、施工压力和裂缝设计规模，根据线弹性断裂力学理论，优化暂堵降滤失剂的施工用量；
17.根据暂堵降滤失剂的强度、密度、直径和裂缝设计规模，优化暂堵降滤失剂的上浮/下沉速度。
18.所述的适用于疏松砂岩的综合控制裂缝高度的压裂方法，优选地，所述优化暂堵降滤失剂的上浮/下沉速度为0.2m/min。
19.所述的适用于疏松砂岩的综合控制裂缝高度的压裂方法，优选地，所述压裂施工的方法具体包括如下步骤：
20.采用携带暂堵降滤失剂的低粘压裂液作为前置液，对地层进行造缝完成压裂初期施工；
21.在前置液造缝成功后，使用低排量平衡注入的方式注入上浮和下沉遮挡剂，使裂缝维持一定的开度的同时，将遮挡剂运输至裂缝上端和下端形成所需要的人工隔层；
22.采用高粘压裂液作为携砂液以及不同粒径支撑剂组合，利用携砂液把不同粒径支撑剂组合泵送至储层的水力裂缝中，支撑压后的裂缝，从而形成高渗的油气通道，完成压裂施工。
23.所述的适用于疏松砂岩的综合控制裂缝高度的压裂方法，优选地，所述压裂施工的方法还包括如下步骤：
24.通过地层最小水平主应力计算，确定改造目的层与上下隔层的应力差以及产层与
水层的距离，根据钻井液污染半径与压裂软件设计的裂缝规模，判断是否需要加入暂堵降滤失剂。
25.所述的适用于疏松砂岩的综合控制裂缝高度的压裂方法，优选地，所述压裂施工的方法还包括如下步骤：
26.通过试井分析和油井生产模拟确定污染程度和污染半径，使用压裂软件模拟，确定施工规模、排量和泵注程序。
27.所述的适用于疏松砂岩的综合控制裂缝高度的压裂方法，优选地，所述判断是否使用暂堵降滤失剂的具体条件为：隔层与产层最小主应力的应力差为5mpa。
28.所述的适用于疏松砂岩的综合控制裂缝高度的压裂方法，优选地，所述低粘压裂液在80℃时粘度为10mpa
·
s。
29.所述的适用于疏松砂岩的综合控制裂缝高度的压裂方法，优选地，所述低粘压裂液以质量百分比浓度计具体包括：
[0030][0031]
所述的适用于疏松砂岩的综合控制裂缝高度的压裂方法，优选地，所述高粘压裂液在80℃时粘度为40mpa
·
s。
[0032]
所述的适用于疏松砂岩的综合控制裂缝高度的压裂方法，优选地，所述高粘压裂液以质量百分比浓度计具体包括：
[0033]
稠化剂
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
0.4％；
[0034]
降阻剂
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
0.2％；
[0035]
水
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
剩余。
[0036]
所述的适用于疏松砂岩的综合控制裂缝高度的压裂方法，优选地，所述不同粒径支撑剂组合为不同粒径石英砂的混合物，所述石英砂的粒径包括20目-40目中任一种粒径与40目-70目中任一种粒径的混合，并且混合的两种所述石英砂的粒径不相同。
[0037]
所述的适用于疏松砂岩的综合控制裂缝高度的压裂方法，优选地，所述低排量平衡注入上浮和下沉暂堵降滤失剂时的泵注排量为3m3/min。
[0038]
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：
[0039]
针对疏松砂岩滤失大特点，提供暂堵降滤失剂的评价方法能够为工作人员提供暂堵降滤失剂的性能评价标准，优化暂堵降滤失剂的材料；
[0040]
针对疏松砂岩裂缝高度控制难的特点，提供了一种疏松砂岩油藏控缝高遮挡剂用量与上浮/下沉速度的优化方法。该优化方法充分考虑了地层厚度、地应力分布等地质因素，以及裂缝高度、裂缝长度、施工压力等工程因素，能够为现场工作人员提供一种较为科学的用量标准，优化上浮和下沉遮挡剂的施工参数；
[0041]
本发明还提供了一种疏松砂岩油藏综合控制裂缝高度的压裂施工方法，该方法采用暂堵降滤低粘前置液、平衡注入遮挡剂、高粘复合携砂的施工方式，能够有效实现疏松砂岩储层裂缝起裂的同时，有效控制裂缝高度，并形成较高的压后导流能力。该方法无需添加
专用交联剂，极大降低了施工难度和环境污染程度；而且，暂堵降滤失剂能够有效降低压裂液的滤失，避免了水相侵入油气层的伤害，对储层基本无伤害，能最大限度地发挥压裂改造效果。
附图说明
[0042]
图1为本发明的疏松砂岩油藏暂堵降滤失剂的评价方法的示意图；
[0043]
图2为本发明的加有人工遮挡剂的裂缝剖面示意图。
具体实施方式
[0044]
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述。显然，所描述的实施例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。
[0045]
本发明提供一种适用于疏松砂岩的综合控制裂缝高度的压裂方法，包括如下步骤：选择降解率指标、粒径值指标、沉降速度指标与降滤失性能指标中的不少于两个，以评价暂堵降滤失剂，获得符合疏松砂岩油藏的压裂要求的暂堵降滤失剂；考虑地质因素以及工程因素，优化遮挡剂用量以及遮挡剂的上浮/下沉速度的施工参数；利用评价后的暂堵降滤失剂、遮挡剂用量以及遮挡剂的上浮/下沉速度的施工参数进行压裂施工，以实现控制疏松砂岩油藏裂缝高度及形成优秀的压后导流能力。
[0046]
本发明针对疏松砂岩滤失大特点，提供暂堵降滤失剂的评价方法能够为工作人员提供暂堵降滤失剂的性能评价标准，优化暂堵降滤失剂的材料；针对疏松砂岩裂缝高度控制难的特点，提供了一种疏松砂岩油藏控缝高遮挡剂用量与上浮/下沉速度的优化方法。该优化方法充分考虑了地层厚度、地应力分布等地质因素，以及裂缝高度、裂缝长度、施工压力等工程因素，能够为现场工作人员提供一种较为科学的用量标准，优化上浮和下沉遮挡剂的施工参数；本发明能够有效实现疏松砂岩储层裂缝起裂的同时，有效控制裂缝高度，并形成优秀的压后导流能力。
[0047]
一种适用于疏松砂岩的综合控制裂缝高度的压裂方法，包括如下步骤：
[0048]
s1：选择降解率指标、粒径值指标、沉降速度指标与降滤失性能指标中的不少于两个，以评价暂堵降滤失剂，获得符合疏松砂岩油藏的压裂要求的暂堵降滤失剂。
[0049]
需要说明的是，评价暂堵降滤失剂的降解率指标、粒径值指标、沉降速度指标与降滤失性能指标各个步骤之间并无明显的执行顺序。可以并列进行，也可以顺次进行，按照实际评价需求进行各个步骤的执行即可。
[0050]
其中，评价暂堵降滤失剂的降解率指标具体包括如下步骤：
[0051]
s111：将暂堵降滤失剂放入40℃的烘箱中进行烘干，烘干时间为12小时；
[0052]
s112：对暂堵降滤失剂进行称重得到第一重量值；
[0053]
s113：将暂堵降滤失剂加入疏松砂岩的地层水中，保持暂堵降滤失剂和地层水的质量比为1:50；
[0054]
s114：使用恒温水浴锅加热混合后混合液，加热时间为24小时；
[0055]
s115：使用100目的滤纸对恒温加热后的混合液进行过滤；
[0056]
s116：将过滤后的暂堵降滤失剂放入烘箱中烘干，烘干时间为12小时；工作人员可以按照实际需求选择所需的温度，优选的，温度为40℃。
[0057]
s117：对降解后的暂堵降滤失剂进行称重得到第二重量值；
[0058]
s118：根据所述第一重量值和所述第二重量值得到暂堵降滤失剂的降解率。
[0059]
当所述降解率处于预定值时，评价所述暂堵降滤失剂的降解率指标性能符合疏松砂岩的压裂要求，其中，所述降解率的预定值范围在95-100％。
[0060]
其中，步骤s118中根据按照所述第一重量值和所述第二重量值得到暂堵降滤失剂的降解率的步骤利用以下公式(1)计算：
[0061][0062]
其中，
[0063]
r为暂堵降滤失剂的降解率；
[0064]
m1为第一重量值，其单位为g；
[0065]
m2为第二重量值，其单位为g。
[0066]
其中，评价暂堵降滤失剂的粒径值指标具体包括如下步骤：
[0067]
s121：利用粒径分析仪测量降滤失剂的粒径值；
[0068]
s122：在所述粒径值处于预定粒径范围时，评价所述暂堵降滤失剂的粒径值指标。其中，所述粒径值的预定粒径范围为90-150μm。
[0069]
其中，评价暂堵降滤失剂的沉降速度指标具体包括如下步骤：
[0070]
s131：用量筒量取500ml现场施工压裂液，向量筒里加入目标浓度的暂堵降滤失剂，并用玻璃棒搅拌均匀；
[0071]
s132：待搅拌均匀后静置，用秒表记录暂堵降滤失剂沉至底部的时间，同时记录运动距离，计算沉降速度。
[0072]
其中，评价暂堵降滤失剂的降滤失性能指标具体包括如下步骤：
[0073]
s141：根据储层物性选择岩心样品，并将岩心加工为岩心薄片；
[0074]
s142：用量筒量取500ml现场施工压裂液，装入高温高压滤失仪的测试筒中，并放置岩心薄片，装好测试筒并放入加热套内；
[0075]
s143：关闭出口处阀门，施加初始入口压力为0.05mpa，在30min内将高温高压滤失仪加热到实验温度；
[0076]
s144：高温高压滤失仪加热至实验温度后，设置入口压力为0.5mpa，恒压注入压裂液；
[0077]
s145：打开出口处阀门，将滤液收集到量筒，实时记录滤液的体积；
[0078]
s146：记录实验30分钟后滤液的体积，得到第一体积值；
[0079]
s147：将暂堵降滤失剂粉末加入现场施工压裂液中，配置目标浓度的含暂堵降滤失剂的压裂液；
[0080]
s148：将配置好含暂堵降滤失剂的压裂液重复步骤s41-s46，记录实验30分钟后滤液的体积，得到第二体积值；
[0081]
s149：根据所述第一体积值和所述第二体积值得到暂堵降滤失剂的降滤失性能。
[0082]
其中，步骤s149利用以下公式计算：
[0083][0084]
其中，
[0085]
t为暂堵降滤失剂的降滤失性能；
[0086]v1
为第一体积值，其单位为m3；
[0087]v2
为第二体积值，其单位为m3。
[0088]
当所述降滤失性能处于预定值时，评价所述暂堵降滤失剂的降滤失性能指标性能符合疏松砂岩的压裂要求。其中，所述降滤失性能的预定范围为50-100％。
[0089]
s2：考虑地质因素以及工程因素，优化遮挡剂用量以及遮挡剂的上浮/下沉速度的施工参数。
[0090]
优化遮挡剂用量以及遮挡剂的上浮/下沉速度的施工参数具体包括如下步骤：
[0091]
s21：结合地层断裂韧性、施工压力和裂缝设计规模，根据线弹性断裂力学理论，优化上浮/下沉遮挡剂的施工用量。
[0092]
s22：根据遮挡剂的强度、密度、直径和裂缝设计规模，优化上浮/下沉遮挡剂的上浮/下沉速度。
[0093]
其中，步骤s21具体包括：
[0094]
s211：当裂缝中心在产层内部，由线弹性断裂力学理论，裂缝壁面上张开应力在裂缝上下两端所产生的应力强度因子分别通过公式(3)和公式(4)计算：
[0095][0096][0097]
其中，
[0098]
f为裂缝半高度，其单位为m；
[0099]
p(y)为裂缝内净压力，其单位为mpa；
[0100]
y为沿裂缝高度方向的坐标，其单位为m；
[0101]ku
、kb分别为裂缝顶部、底部的应力强度因子，其单位为mpa
·m0.5
。
[0102]
s212：结合人工隔层条件下的张开裂缝净压力分布，并考虑i型裂缝延伸判据，即：
[0103]ku
＝k
icu
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(5)
[0104]
kb＝k
icb
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(6)
[0105]
s213：如图1所示，以裂缝下端点为坐标原点，水平向右为x轴正方向，垂直向上为y轴正方向，建立直角坐标系，井底压力为p
wf
，裂缝内的净压力p
net
分布为：
[0106]
p
net
＝p
wf-(σb gbdb)，0≤y＜dbꢀꢀꢀ
(7)
[0107]
p
net
＝p
wf-σb，db≤y＜hbꢀꢀꢀ
(8)
[0108]
p
net
＝p
wf-σr，hb≤y＜hb h
ꢀꢀꢀ
(9)
[0109]
p
ncl
＝p
wf-σu，hb h≤y＜hb h h
u-duꢀꢀꢀ
(10)
[0110]
p
net
＝p
wf-(σu g
udu
)，hb h h
u-du≤y＜hb h huꢀꢀꢀ
(11)
[0111]
其中，
[0112]
h为产层厚度，其单位为m；
[0113]hu
为裂缝进入盖层的距离，其单位为m；
[0114]
hb为裂缝穿入底层的距离，其单位为m；
[0115]
db为下沉剂隔层厚度，其单位为m；
[0116]du
为上浮剂隔层厚度，其单位为m；
[0117]
gb为下沉剂隔层阻抗梯度，其单位为mpa/m；
[0118]gu
为上浮剂隔层阻抗梯度，其单位为mpa/m；
[0119]
σr为产层最小水平主应力，其单位为mpa；
[0120]
σu为顶层最小水平主应力，其单位为mpa；
[0121]
σb为底层最小水平主应力，其单位为mpa；
[0122]
p
wf
为井底压力，其单位为mpa；
[0123]
y为沿裂缝高度方向的坐标，其单位为m；。
[0124]
令
[0125]
a＝(hb h hu)/2
[0126]
b＝(hb h-hu)/2
[0127]
c＝(hu h-hb)/2
[0128]
则可以得到：
[0129][0130][0131]
联立后可得到关于hu和hb的二元非线性方程组，应用拟牛顿算法来求解非线性方程组，可以求出上述方程组的数值解。
[0132]
根据储层、隔层的应力分布和厚度，加入上浮和下沉遮挡剂各100～400kg。
[0133]
其中，步骤s22具体包括：
[0134]
直径为d的上浮/下沉遮挡剂颗粒在流体向上/向下运动时受到重力g、摩擦阻力ff和浮力ff这3个力的共同作用，得到上浮/下沉遮挡剂的上浮/下沉速率，通过公式(14)计算。
[0135][0136]
其中，
[0137]
v为上浮/下沉遮挡剂上浮/下沉速率，其单位为m/min；
[0138]
ρ
￠
、ρ分别为携带液和上浮/下沉遮挡剂密度，其单位为g/cm3；
[0139]
d为tba上浮遮挡剂直径，其单位为mm；
[0140]
g为重力加速度，其单位为m/s2；
[0141]
μ为携带液黏度，其单位为mpa
·
s。
[0142]
根据设计的裂缝长度、施工排量和遮挡剂用量，遮挡剂的上浮和下沉速度为0.2m/
min。
[0143]
s3：利用评价后的暂堵降滤失剂、遮挡剂用量以及遮挡剂的上浮/下沉速度的施工参数进行压裂施工，以实现控制疏松砂岩油藏裂缝高度及形成优秀的压后导流能力。
[0144]
所述的适用于疏松砂岩的综合控制裂缝高度的压裂方法，优选地，所述压裂施工的方法具体包括如下步骤：
[0145]
s31：采用携带暂堵降滤失剂的低粘压裂液作为前置液，对地层进行造缝完成压裂初期施工；
[0146]
s32：在前置液造缝成功后，使用低排量平衡注入的方式注入上浮和下沉遮挡剂，使裂缝维持一定的开度的同时，将遮挡剂运输至裂缝上端和下端形成所需要的人工隔层；
[0147]
s33：采用高粘压裂液作为携砂液以及不同粒径支撑剂组合，利用携砂液把不同粒径支撑剂组合泵送至储层的水力裂缝中，支撑压后的裂缝，从而形成高渗的油气通道，完成压裂施工。
[0148]
所述压裂施工的方法还包括如下步骤：
[0149]
s34：通过地层最小水平主应力计算，确定改造目的层与上下隔层的应力差以及产层与水层的距离，根据钻井液污染半径与压裂软件设计的裂缝规模，判断是否需要加入暂堵降滤失剂。
[0150]
s35：通过试井分析和油井生产模拟确定污染程度和污染半径，使用压裂软件模拟，确定施工规模、排量和泵注程序。
[0151]
其中，步骤s34中，产层受到的力按照垂向应力、最小水平主应力和最大水平主应力，主要通过两种方法获取：一是通过室内力学性能测试实验；二是通过利用测井参数计算获得数值。
[0152]
水平应力差是确定遮挡剂的关键参数，当隔层与产层的最小水平主应力的应力差较大时，隔层对产层裂缝扩展的阻力较大，裂缝高度能够得到有效控制。当隔层与产层的最小水平主应力的应力差较小时，由于隔层对裂缝扩展的阻力较小，因此需要加入遮挡剂控制裂缝高度。隔层与产层最小主应力的应力差为5mpa。
[0153]
其中，步骤s35中，疏松砂岩压裂改造的主要目的为穿透由于钻井液滤失造成的污染区域，形成油气渗流的高渗通道，最终实现提高产量的目的。结合储层的地质模型和污染程度，首先利用压裂软件优化裂缝长度、裂缝高度和导流能力。在确定压裂长度后，再利用压裂软件优化施工规模，所述压裂软件是本技术领域现有的压裂模拟软件。
[0154]
排量是地面压裂车在压裂施工中泵注的排量，和地质因素和施工规模有关，如5m3/min；
[0155]
泵注程序是指水力压裂过程中往施工井内泵注流体的顺序、排量和液量等。
[0156]
其中，步骤s31前置液阶段采用携带暂堵降滤失剂的低粘压裂液作为前置液。步骤s31的目的是对底层进行造缝、降温底层，为后续控缝和加砂提供条件；在压裂施工初期对地层进行造缝的液体为前置液。由于高粘前置液的造缝能力较强，因此压裂中前置液一般为高粘压裂液。但高粘压裂液在压裂施工中缝高难以控制，且疏松砂岩压裂过程中的滤失较大，固使用携带暂堵降滤失剂的低粘压裂液作为前置液。可采用现有技术中公开的各种低粘压裂液。
[0157]
其中，步骤s31中所述低粘压裂液在80℃时粘度为10mpa
·
s。
[0158]
所述低粘压裂液以质量百分比浓度计具体包括：
[0159][0160]
其中，水可以使用工业用水进行配置，对现场具有较好的适用性。所述稠化剂和降阻剂均采用本技术领域现有的稠化剂和降阻剂。
[0161]
其中，步骤s32在前置液造缝成功后，使用低排量平衡注入上浮和下沉遮挡剂的方式，使裂缝维持一定的开度的同时，将遮挡剂运输至裂缝上端和下端形成所需要的人工隔层。
[0162]
低排量平衡注入：低排量是一个相对的概念，例如在压裂软件模拟中在4m3/min排量注入的情况下，水力裂缝持续扩展，而3m3/min排量注入的情况下，裂缝能够保持撑开的同时不再持续扩展，那么3m3/min排量就为低排量。
[0163]
优选地，步骤s32低排量平衡注入上浮和下沉遮挡剂时的泵注排量为3m3/min。
[0164]
其中，步骤s33中高粘压裂液，高粘是携砂液相对低粘的前置液为高粘液体，例如前置液的粘度为10mpa
·
s，携砂液粘度为20mpa
·
s，那么相对于10mpa
·
s粘度，20mpa
·
s粘度就是高粘。
[0165]
此处的高粘压裂液作为支撑剂的载体，可采用现有技术中公开的各种高粘压裂液。
[0166]
不同粒径的支撑剂组合是在前期支撑剂加入较小粒径的支撑剂，后期加入粒径较大的支撑剂。前期较小粒径的支撑剂能够增强主裂缝周围微裂缝的支撑，后期较大粒径的支撑剂能够提高近井地带的导流能力。
[0167]
其中，步骤s33中所述高粘压裂液在80℃时粘度为40mpa
·
s。
[0168]
所述高粘压裂液以质量百分比浓度计具体包括：
[0169]
稠化剂
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
0.4％；
[0170]
降阻剂
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
0.2％；
[0171]
水
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
剩余。
[0172]
步骤33中，所述不同粒径支撑剂组合包括20目-40目石英砂和40目-70目石英砂，两种不同粒径的石英砂进行混合形成所述不同粒径支撑剂组合。
[0173]
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。