CN113833447A - 一种实现压裂中复杂裂缝有效支撑的方法及其应用 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种实现压裂中复杂裂缝有效支撑的方法及其应用，包括在造主缝之后进行如下处理：步骤1、三级天然裂缝的封堵施工；步骤2、注入携带有小粒径支撑剂的压裂液；步骤3、注入携带有中等粒径支撑剂的压裂液；步骤4、注入携带有大粒径支撑剂的压裂液。所述方法可以应用与压裂施工中。本发明所述方法采用分级暂堵方式，在主裂缝延伸过程中，利用暂堵剂分级封堵已沟通的天然裂缝，避免压裂液滤失对缝内净压力的影响，从而保证缝内净压力，避免压裂液大量滤失而导致主裂缝延伸过早终止；并最终实现全缝长内次级缝有效沟通及封堵。
Description
技术领域
本发明属于压裂领域，涉及水平井分段多簇压裂技术，具体来说，涉及一种实现压裂中复杂裂缝有效支撑的方法及其应用。
背景技术
我国页岩气资源潜力十分巨大，可采资源量约为26×1012m3，与美国大致相当。仅四川盆地寒武系和志留系两套页岩，其资源量就相当于该盆地常规天然气资源量的1.5～2.5倍。但是，页岩气储层低孔低渗，需通过水力压裂作业，在页岩气储层中建立复杂的天然裂缝网络才可以实现商业性气流。由此可见，能否形成有效的复杂裂缝网络，是对页岩气井压裂效果至关重要。
目前，为大面积激活天然裂隙，现场常通过大排量泵注低粘滑溜水的方式，在形成主裂缝的同时有效沟通天然裂隙，形成天然缝与人工主裂缝相互交错的复杂裂缝网络。但是，当人工裂缝与天然裂隙沟通后，压裂液大量滤失，缝内压力下降，一方面，降低了主裂缝延伸能力；另一方面，增大了远井天然裂缝的开启难度，不利于远缝口处天然裂缝的打开，极大的制约了改造体积的增大。因此，如何形成有效复杂裂缝网络，进一步增大有效改造体积，成为了页岩气井水力压裂亟需解决的技术难题。
中国专利CN 103244097A涉及油田采油的一种工艺方法，特别是一种用于煤层井下作业的中深煤层控制多裂缝压裂方法，它包括1)制备降滤失压裂液；2)用高压泵组，3)用高压泵组，4)用高压泵组，5)前置液阶段利用；6)工作结束六个步骤。通过理论分析和现场验证，改变以往常规活性水加砂压裂方法，采用降滤失压裂液、前置液变排量技术、多级粒径段塞技术、合理砂比提升技术等，克服了常规活性水压裂滤失量大，携砂能力差，天然裂缝开启存在压裂液过量滤失、施工压力高等困难。通过降滤失压裂液、前置液变排量技术及多级粒径段塞技术这些手段有效预防和治理多裂缝，从而降低施工压力，确保支撑剂顺利加入，提高压裂施工成功率。但是该专利主要是针对煤层气。
中国专利CN 106567701A提供了一种基于表面改性后聚乙烯醇纤维的暂堵转向压裂方法，包括如下步骤：1)表面改性水溶性聚乙烯醇纤维；2)压裂工作液的准备；3)使用活性水替挤出井筒内液体；4)坐封压裂封隔器；5)注入前置液，形成主裂缝；6)对形成的主裂缝阶梯式注入水溶性可降解纤维暂堵压裂液，注入地层形成新分支缝；7)对形成的新分支缝注入前置液，扩大缝长；8)对形成的新分支缝阶梯式注入携砂液；9)用活性水替出井筒内携砂液。该发明通过将老裂缝或已填砂裂缝暂堵，在与原有裂缝呈一定角度方向上造新缝，沟通更多的天然裂缝以及初次裂缝未动用区域，形成新的裂缝泄流体系，提高油气产量和油气田最终采收率，解决了恢复老井产量以及实现新井压裂增产的难题。但是在该专利所述方法下，受缝内压力分布限制，天然裂缝打开范围有限。
中国专利CN 106593389A公开了一种采用永久性堵剂实现高角度天然裂缝油藏的压裂方法，先使用通井规通井，再清洗井筒内的机械杂质；然后试压；对井筒内计划压裂段进行射孔；然后下压裂管柱进行压裂施工；然后泵注前置液：以段塞方式对前置液阶段多轮次挤注不同比例的大粒径暂堵剂，初步封堵高角度天然裂缝；再泵注携砂液：以小粒径堵剂和螺旋式段塞加砂方式充填高角度天然微裂缝，确保裂缝有效扩展；最后放喷、求产和完井。本发明提供的方法有效封堵了储层上下高角度天然裂缝，防止压裂过程中裂缝窜层，控制了缝高，实现长缝改造，保证储层的充分改造，形成适合高角度天然裂缝储层的压裂技术模式，初期产量提高20％以上。但是在该专利所述方法下，天然裂缝打开范围受限。
发明内容
为了解决现有页岩气井压裂时天然裂缝激活范围受限的问题，本发明提出了一种通过控制天然裂缝开启实现复杂裂缝有效支撑的方法，该方法通过暂堵剂暂堵近井分支缝的方法，引导携砂压裂液流入远井分支缝中，从而有利于在远井地区形成复杂分支缝并饱和充填，减少乃至避免近井天然裂缝过早打开，提高主裂缝延伸能力，最终增大有效改造体积。
与岩石基质相比，天然裂缝的渗透率较大，在压裂过程中易成为压裂液滤失通道，降低主裂缝缝内压力，影响主裂缝延伸能力。因此，在天然裂缝发育地层中，应尽量避免天然裂缝过早打开以保证主裂缝的延伸能力。目前，页岩气井压裂时常采用两种方法实现此目的，即：提高排量和控制净压力。前者虽然通过高排量减小了天然裂缝滤失对主裂缝进液量的影响，但是，高排量作用下压裂液滤失量进一步增加，主裂缝内进液量增长幅度受限，而且，受井口装置限压和成本的影响，施工排量受到了极大限制；后者虽然通过低净压力减小压裂液滤失量，但是，当地层压力低于施工压力时，压裂液易渗滤至天然裂隙中，引起主裂缝与天然裂缝沟通，导致压裂液滤失，这在天然裂缝发生张开时尤为严重。
针对此，本发明采用分级暂堵方式，在主裂缝延伸过程中，利用暂堵剂分级封堵已沟通的天然裂缝，避免压裂液滤失对缝内净压力的影响，从而保证缝内净压力，避免压裂液大量滤失而导致主裂缝延伸过早终止。
本发明的目的之一在于提供一种实现压裂中复杂裂缝有效支撑的方法，包括在造主缝之后进行如下处理：
步骤1、三级天然裂缝的封堵施工。
在一种优选的实施方式中，在步骤1中，采用可溶性暂堵剂进行封堵施工，优选所述可溶性暂堵剂的溶解时间为10～40min。
在进一步优选的实施方式中，所述可溶性暂堵剂为150-200目可溶性暂堵剂和70-140目可溶性暂堵剂的混合，优选其中150-200目可溶性暂堵剂占比40～60％，例如50％。
在更进一步优选的实施方式中，优选所述可溶性封堵剂的视密度为1.02～1.05g/cm3。
其中，考虑到天然裂缝的预测难度较大，为保证暂堵成功，采用两种小粒径规格混合的低密度暂堵剂，一方面，小粒径暂堵剂尺寸较小，有利于在天然裂缝与主裂缝的交界处形成封堵“架桥”效应，而且，小粒径暂堵剂可充填大粒径支撑剂的孔隙，可强化暂堵剂的快速封堵作用；另一方面，所采用暂堵剂的视密度在1.02～1.05g/cm3，基本与压裂液的密度相当(1.013g/cm3左右)，基本上可实现暂堵剂在压裂液中的全悬浮效果，保证暂堵剂的封堵作用。
在一种优选的实施方式中，在步骤1中，按照不同剂液比A1％～B1％～C1％～D1％连续注入携带有所述可溶性暂堵剂的压裂液，其中，A1＝1～2％，B1＝2～4％，C1＝4～6％，D1＝6～8％；优选地，A1％～B1％～C1％～D1％为1～3～5～7％。
在本发明中，在A1％和B1％剂液比下注入携带可溶性封堵剂的压裂液为第一级暂堵，在C1％剂液比下注入携带可溶性封堵剂的压裂液为第二级暂堵，在D1％剂液比下注入携带可溶性封堵剂的压裂液为第三级暂堵。
在进一步优选的实施方式中，在步骤1中，在A1％、B1％、C1％和D1％不同剂液比下，采用的可溶性暂堵剂的溶解时间为：tA1＝tB1＜tC1＜tD1；优选地，在A1％和B1％的剂液比下，采用的可溶性暂堵剂的溶解时间为10～16min，优选15min；在C1％的剂液比下，采用的可溶性暂堵剂的溶解时间为18～25min，优选20min；在D1％的剂液比下，采用的可溶性暂堵剂的溶解时间为28～40min，优选30min。
其中，tA1、tB1、tC1和tD1分别表示A1％、B1％、C1％和D1％剂液比下采用的暂堵剂的溶解时间。
本发明对所述暂堵剂的来源没有严格限制，一般是采用常规暂堵剂，可以直接购买市售产品，也可以采用现有技术公开的方法进行制备，只要能符合溶解时间即可。例如，可以采用无机盐、可溶有机物、水溶性高聚物、活性剂等为原料，经过表面处理和加工制成。
在本发明中，将主裂缝延伸全缝长范围内的天然裂缝暂堵分为3个施工子阶段，并在每个子阶段施工中采用相同混合粒径但不同溶解时间的暂堵剂。
在一种优选的实施方式中，在步骤1中，不同剂液比下压裂液体积为井筒容积的0.5～1.5倍。
在进一步优选的实施方式中，在步骤1中，压裂液粘度为2～3mPa.s，排量取井口限压下的最大值。
在一种优选的实施方式中，在步骤1中，在所述可溶性暂堵剂进入地层后，当地面压力的增幅达到0.5～1MPa/min，注入50～100m3的压裂液。
其中，如果地面压力的增幅为0.5～1MPa/min，说明暂堵剂的浓度偏大，需要接着注入50～100m3的压裂液，以冲散主裂缝端部的暂堵剂，避免主裂缝封堵。
步骤2、注入携带有小粒径支撑剂的压裂液。
其中，在第一级暂堵剂(溶解时间最短的)接近完全溶解时，注入携带有小粒径支撑剂的压裂液，可在天然裂缝内进液速度相对较大时充填小粒径支撑剂，从而确保天然裂缝有效支撑。
在一种优选的实施方式中，在步骤2中，采用段塞式注入携带70-140目支撑剂的压裂液，优选2～4个段塞，例如3个段塞。
在进一步优选的实施方式中，在步骤2中，每个段塞的砂液比为A2％～B2％～C2％～D2％，其中，A2＝2～3％，B2＝4～5％，C2＝6～7％，D2＝8～10％；优选地，A2％～B2％～C2％～D2％＝2％～4％～6％～8％。
在更进一步优选的实施方式中，在步骤2中，各砂液比条件下携砂液液量为30～40m3，每个段塞之间的隔离液液量为40～60m3。
步骤3、注入携带有中等粒径支撑剂的压裂液。
其中，在第二级暂堵剂(溶解时间tC1为18～25min)接近完全溶解时注入携带中粒径支撑剂的压裂液。
在一种优选的实施方式中，在步骤3中，采用连续加砂的方式注入携带有40-70目支撑剂的压裂液。
在进一步优选的实施方式中，在步骤3中，砂液比为A3％～B3％～C3％～D3％～E3％～F3％，其中，A3＝4～6％，B3＝7～9％，C3＝10～12％，D3＝13～15％，E3＝16～18％，F3＝19～20％；优选砂液比为5％～8％～11％～14％～17％～20％。
在更进一步优选的实施方式中，在步骤3中，各砂液比条件下携砂液液量为40～50m3，压裂液粘度为15～20mPa.s。
步骤4、注入携带有大粒径支撑剂的压裂液。
其中，在第三级暂堵剂(溶解时间tD1为28～40min)接近完全溶解时注入携带大粒径支撑剂的压裂液。
在一种优选的实施方式中，在步骤4中，采用连续加砂的方式注入携带有30-50目和/或20-40目支撑剂的压裂液。
在进一步优选的实施方式中，在步骤4中，砂液比为A4％～B4％～C4％～D4％～E4％～F4％，其中，A4＝12～16％，B4＝18～22％，C4＝23～26％，D4＝28～32％，E4＝34～36％，F4＝38～42％；优选砂液比为15％～20％～25％～30％～35％～40％。
在更进一步优选的实施方式中，在步骤4中，各砂液比条件下携砂液液量为8～10m3，压裂液粘度为50～60mPa.s。
在本发明中，受缝内摩阻及压裂液滤失影响，远缝口处缝内压力低，天然裂缝激活范围受限，缝内压裂液流速低，携砂能力弱，因此，小粒径支撑剂更容易进入近井口天然裂缝内，远缝口处裂缝支撑能力受限。针对此，为保证施工顺利，本发明将主裂缝延伸全缝长范围内的天然裂缝暂堵分为3个施工子阶段，并在每个子阶段施工中采用相同粒径的暂堵剂类型、用量但不同的可溶时间。
这样，随着主裂缝的进一步延伸，近缝口、近裂缝中部、近缝端的三个不同位置处的天然裂缝先后被沟通与封堵，从而可以确保上一级天然裂缝缝口处暂堵剂溶解后，本级天然裂缝缝口处暂堵剂溶解前，上一级天然裂缝有足够的时间开启并延伸。此时可注入携带有小粒径支撑剂的压裂液，可在天然裂缝内进液速度相对较大时及时充填小粒径支撑剂。
当上一级天然裂缝已充分延伸并饱和充填，本级天然裂缝缝口处暂堵剂已溶解时，即使注入高排量压裂液，压裂液及支撑剂等已难以再次进入上一级天然裂缝中了，而是流入主裂缝内并渗滤至本级天然裂缝中，从而有利于沟通并封堵本级天然裂缝。最终实现全缝长内次级缝有效沟通及封堵。
本发明目的之二在于提供一种压裂方法，包括以下步骤：
(1)压裂目的层脆性、三向地应力及天然裂缝特征评估；
(2)裂缝参数及压裂施工参数的优化；
(3)暂堵剂注入参数优化；
(4)桥塞、射孔联作作业；
(5)酸预处理作业；
(6)前置液预造缝施工；
(7)采用本发明目的之一所述方法进行施工处理；
(8)顶替作业，下入桥塞；
(9)重复步骤(4)～步骤(8)，直至所有段施工完成；
(10)压后钻塞、返排、测试及求产。
在一种优选的实施方式中，在步骤(1)中，可根据导眼井测井数据及取心岩心的力学实验评估目的层脆性，可结合导眼井测井数据及取心岩心的声发射力学实验评估目的层三向地应力，可根据X射线衍射分析、偶极子声波测井、FMI成像测井、岩心地面观测等多种方法确定天然裂缝特征。
在一种优选的实施方式中，在步骤(2)中，应用常规的压裂井产量预测模拟软件(如ECLIPSE等)及压裂设计模拟优化软件(如Stimplan、Gohfer、Meyer等)，模拟不同裂缝参数及压裂施工参数条件下的产能及裂缝形态，从而优选裂缝形态参数及施工参数。
在本发明中，桥塞、射孔联作和酸预处理作业按照现有技术公开的常规流程进行。
在一种优选的实施方式中，在步骤(6)中，采用粘度为2～3mPa.s的低粘度压裂液，排量取井口限压下的最大值，液量为井筒容积的1～2倍。
在一种优选的实施方式中，在步骤(8)中，顶替液液量为井筒容积的1.1～1.2倍；优选地，前20～30％为50～60mPa.s的高黏度压裂液，主要作用是清洗井筒内沉沙；后70～80％为粘度为2～3mPa.s的低粘压裂液；更优选地，排量取井口限压下的最大值。
本发明目的之三在于提供本发明目的之一所述方法在压裂施工中的应用。
与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：
(1)本发明所述方法采用分级暂堵方式，在主裂缝延伸过程中，利用暂堵剂分级封堵已沟通的天然裂缝，避免压裂液滤失对缝内净压力的影响，从而保证缝内净压力，避免压裂液大量滤失而导致主裂缝延伸过早终止；
(2)采用两种小粒径规格的低密度暂堵剂，可以保证成功实行暂堵；
(3)本发明通过分级暂堵最终实现全缝长内次级缝有效沟通及封堵。
附图说明
图1示出本发明所述压裂方法的流程示意图。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明进行具体的描述，有必要在此指出的是以下实施例只用于对本发明的进一步说明，不能理解为对本发明保护范围的限制，本领域技术人员根据本发明内容对本发明做出的一些非本质的改进和调整仍属本发明的保护范围。
实施例与对比例中采用的原料，如果没有特别限定，那么均是现有技术公开的，例如可直接购买获得或者根据现有技术公开的制备方法制得。
实施例中采用的暂堵剂可以直接市面购买。
【实施例1】
川西南地区某页岩气井垂深2180m，测深3980m，水平段长1512m。按照以下步骤进行改造：
(1)采用连续油管携带射孔枪完成第1段射孔作业。其中，射孔长度为3m，孔密为16孔/m，共3簇。
(2)第1段射孔作业结束后，第一段射孔作业后，以1m3/min的排量共注入预处理酸10m3。随后将排量提高至6m3/min注入低粘度滑溜水45m3替酸，最后将排量降低至2m3/min注入低粘度滑溜水5m3替酸，从而确保酸液充分与岩石反应。
(3)采用的低粘度滑溜水造主缝，快提排量至16m3/min，压裂液粘度为2mPa.s，压裂液液量为70m3。
(4)注入携带暂堵剂(150-200目和70-140目重量为1:1，视密度为1.05g/cm3)的低粘滑溜水，将剂液比按照1～3～5～7％的比例连续注入7.55m3，各剂液比条件下的压裂液液量分别为40m3、50m3、50m3、45m3。其中，前2个剂液比条件下暂堵剂的溶解时间为15min，第3个剂液比条件下暂堵剂的溶解时间为20min，第4个剂液比条件下暂堵剂的溶解时间为30min。随后注入低粘滑溜水60m3。
(5)注入携带70-140目低密度陶粒的2mPa.s低粘滑溜水，将砂液比按照2～4～6～8％的比例连续注入6.9m3，各砂液比条件下的压裂液液量分别为40m3、40m3、35m3、30m3。随后注入2mPa.s低粘滑溜水60m3。
(6)注入携带70-140目低密度陶粒(密度为1.40g/cm3)的2mPa.s低粘滑溜水，将砂液比按照2～4～6～8％的比例连续注入6.9m3，各砂液比条件下的压裂液液量分别为40m3、40m3、35m3、30m3。随后注入2mPa.s低粘滑溜水40m3。
(7)注入携带70-140目低密度陶粒的2mPa.s低粘滑溜水，将砂液比按照2～4～6～8％的比例连续注入6.9m3，各砂液比条件下的压裂液液量分别为40m3、40m3、35m3、30m3。随后注入2mPa.s低粘滑溜水50m3。
(8)注入携带70-140目低密度陶粒的2mPa.s低粘滑溜水，将砂液比按照2～4～6～8％的比例连续注入6.9m3，各砂液比条件下的压裂液液量分别为40m3、40m3、35m3、30m3。随后注入2mPa.s低粘滑溜水60m3。
(9)注入携带40-70目低密度陶粒的高粘滑溜水，粘度为18mPa.s，将砂液比按照5～8～11～14～17～20％的比例连续注入32.55m3，各砂液比条件下的压裂液液量分别为50m3、50m3、45m3、45m3、40m3、40m3。随后注入2mPa.s的低粘滑溜水60m3。
(10)注入携带30-50目低密度陶粒的高粘胶液，粘度为50mPa.s，将砂液比按照15～20～25～30～35～40％的比例连续注入14.45m3，各砂液比条件下的压裂液液量分别为10m3、10m3、9m3、9m3、8m3、8m3。
(11)注入顶替液，包括：15m3的高粘胶液(粘度为50mPa.s)和40m3的低粘度滑溜水(粘度为2mPa.s)。随后下入桥塞。
(12)采用相似方法进行剩余段的压裂作业。
(13)处理返排液，排采求产。
该井投产后，与同一平台其余页岩气井相比，测试产气量及稳产时间均明显提升，提高26％，说明本方法通过在纵向上提高储层动用程度可显著增加了改造体积，证明了本方法的有效性及可靠性。
【实施例2】
川西南地区某页岩气井垂深2080m，测深4380m，水平段长1512m。按照以下步骤进行改造：
(1)采用连续油管携带射孔枪完成第1段射孔作业。其中，射孔长度为3m，孔密为16孔/m，共3簇。
(2)第1段射孔作业结束后，第一段射孔作业后，以1m3/min的排量共注入预处理酸10m3。随后将排量提高至6m3/min注入低粘度滑溜水45m3替酸，最后将排量降低至2m3/min注入低粘度滑溜水5m3替酸，从而确保酸液充分与岩石反应。
(3)采用的低粘度滑溜水造主缝，快提排量至16m3/min，压裂液粘度为3mPa.s，压裂液液量为70m3。
(4)注入携带暂堵剂(150-200目和70-140目重量为4:6，视密度为1.05g/cm3)的低粘滑溜水，将剂液比按照2～4～6～8％的比例连续注入7.55m3，各剂液比条件下的压裂液液量分别为40m3、50m3、50m3、45m3。其中，前2个剂液比条件下暂堵剂的溶解时间为15min，第3个剂液比条件下暂堵剂的溶解时间为20min，第4个剂液比条件下暂堵剂的溶解时间为30min。随后注入3mPa.s的低粘滑溜水60m3。
(5)注入携带70-140目低密度陶粒的3mPa.s低粘滑溜水，将砂液比按照2～4～6～8％的比例连续注入6.9m3，各砂液比条件下的压裂液液量分别为40m3、40m3、35m3、30m3。随后注入3mPa.s低粘滑溜水80m3。
(6)注入携带70-140目低密度陶粒(密度为1.40g/cm3)的3mPa.s低粘滑溜水，将砂液比按照3～5～7～10％的比例连续注入6.9m3，各砂液比条件下的压裂液液量分别为40m3、40m3、35m3、30m3。随后注入3mPa.s低粘滑溜水40m3。
(7)注入携带70-140目低密度陶粒的低粘滑溜水，将砂液比按照3～5～7～10％的比例连续注入6.9m3，各砂液比条件下的压裂液液量分别为40m3、40m3、35m3、30m3。随后注入3mPa.s低粘滑溜水50m3。
(8)注入携带70-140目低密度陶粒(密度为1.40g/cm3)的3mPa.s低粘滑溜水，将砂液比按照3～5～7～10％的比例连续注入6.9m3，各砂液比条件下的压裂液液量分别为40m3、40m3、35m3、30m3。随后注入3mPa.s低粘滑溜水60m3。
(9)注入携带40-70目低密度陶粒(密度为1.46g/cm3)的高粘滑溜水，粘度为20mPa.s，将砂液比按照4～7～10～13～16～19％的比例连续注入32.55m3，各砂液比条件下的压裂液液量分别为50m3、50m3、45m3、45m3、40m3、40m3。随后注入3mPa.s低粘滑溜水60m3。
(10)注入携带20-40目低密度陶粒(密度为1.48g/cm3)的高粘胶液，粘度为60mPa.s，将砂液比按照15～20～25～30～35～40％的比例连续注入14.45m3，各砂液比条件下的压裂液液量分别为10m3、10m3、9m3、9m3、8m3、8m3。
(11)注入顶替液，包括：15m3的高粘胶液(粘度为50mPa.s)和40m3的低粘度滑溜水(粘度为3mPa.s)。随后下入桥塞。
(12)采用相似方法进行剩余段的压裂作业。
(13)处理返排液，排采求产。
该井投产后，与同一平台其余页岩气井相比，测试产气量及稳产时间均明显提升，提高21％，说明本方法通过在纵向上提高储层动用程度可显著增加了改造体积，证明了本方法的有效性及可靠性。
Claims (13)
1.一种实现压裂中复杂裂缝有效支撑的方法，包括在造主缝之后进行如下处理：
步骤1、三级天然裂缝的封堵施工；
步骤2、注入携带有小粒径支撑剂的压裂液；
步骤3、注入携带有中等粒径支撑剂的压裂液；
步骤4、注入携带有大粒径支撑剂的压裂液。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤1中，采用溶解时间为10～40min的可溶性暂堵剂进行封堵施工；
优选地，所述可溶性暂堵剂为150-200目可溶性暂堵剂和70-140目可溶性暂堵剂的混合，优选其中150-200目可溶性暂堵剂占比40～60％；
更优选地，所述可溶性封堵剂的视密度为1.02～1.05g/cm3。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤1中，按照不同剂液比A1％～B1％～C1％～D1％连续注入携带有所述可溶性暂堵剂的压裂液，其中，A1＝1～2％，B1＝2～4％，C1＝4～6％，D1＝6～8％。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，在步骤1中，在A1％、B1％、C1％和D1％不同剂液比下，采用的可溶性暂堵剂的溶解时间为：tA1＝tB1＜tC1＜tD1；
优选地，在A1％和B1％的剂液比下，采用的可溶性暂堵剂的溶解时间为10～16min；在C1％的剂液比下，采用的可溶性暂堵剂的溶解时间为18～25min；在D1％的剂液比下，采用的可溶性暂堵剂的溶解时间为28～40min。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，在步骤1中，
不同剂液比下压裂液体积为井筒容积的0.5～1.5倍；和/或
压裂液粘度为2～3mPa.s，排量取井口限压下的最大值；和/或
在所述可溶性暂堵剂进入地层后，当地面压力的增幅达到0.5～1MPa/min，注入50～100m3的压裂液。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤2中，采用段塞式注入携带70-140目支撑剂的压裂液，优选2～4个段塞；
优选地，每个段塞的砂液比为A2％～B2％～C2％～D2％，其中，A2＝2～3％，B2＝4～5％，C2＝6～7％，D2＝8～10％。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，在步骤2中，
各砂液比条件下携砂液液量为30～40m3；
每个段塞之间的隔离液液量为40～60m3。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤3中，采用连续加砂的方式注入携带有40-70目支撑剂的压裂液；
优选地，砂液比为A3％～B3％～C3％～D3％～E3％～F3％，其中，A3＝4～6％，B3＝7～9％，C3＝10～12％，D3＝13～15％，E3＝16～18％，F3＝19～20％；
更优选地，各砂液比条件下携砂液液量为40～50m3，压裂液粘度为15～20mPa.s。
9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤4中，采用连续加砂的方式注入携带有30-50目和/或20-40目支撑剂的压裂液；优选地，砂液比为A4％～B4％～C4％～D4％～E4％～F4％，其中，A4＝12～16％，B4＝18～22％，C4＝23～26％，D4＝28～32％，E4＝34～36％，F4＝38～42％；优选地，各砂液比条件下携砂液液量为8～10m3，压裂液粘度为50～60mPa.s。
10.一种压裂方法，包括以下步骤：
(1)压裂目的层脆性、三向地应力及天然裂缝特征评估；
(2)裂缝参数及压裂施工参数的优化；
(3)暂堵剂注入参数优化；
(4)桥塞、射孔联作作业；
(5)酸预处理作业；
(6)前置液预造缝施工；
(7)采用权利要求1～9之一所述方法进行施工处理；
(8)顶替作业，下入桥塞；
(9)重复步骤(4)～步骤(8)，直至所有段施工完成；
(10)压后钻塞、返排、测试及求产。
11.根据权利要求10所述的压裂方法，其特征在于，在步骤6中，采用粘度为2～3mPa.s的低粘度压裂液，排量取井口限压下的最大值，液量为井筒容积的1～2倍。
12.根据权利要求10或11所述的压裂方法，其特征在于，在步骤8中，顶替液液量为井筒容积的1.1～1.2倍；优选地，前20～30％为50～60mPa.s的高黏度压裂液；后70～80％为粘度为2～3mPa.s的低粘压裂液；更优选地，排量取井口限压下的最大值。
13.一种权利要求1～9之一所述方法在压裂施工中的应用。
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