CN115199249A - 一种页岩油压裂形成复杂缝网的方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种页岩油压裂形成复杂缝网的方法，在页岩油储层压裂施工前置液和初期携砂液阶段通过泵注3～5段的“高粘压裂液”段塞，形成较宽的“主缝+支缝”复杂通道缝网***，提高储层渗透能力，有效增加泄油面积，提高压裂效果。本发明通过在前置液及携砂液阶段，通过大排量泵注高粘压裂液段塞携砂，增加主通道裂缝宽度，为后续高砂比支撑剂压裂施工创造条件，提高压裂加砂施工成功率；同时本发明还能够起暂堵作用，提高裂缝内的净压力，促使裂缝进一步复杂化，形成复杂裂缝网络，提高压裂效果。

Description

一种页岩油压裂形成复杂缝网的方法
技术领域
本发明属于非常规油气藏水力压裂技术领域，尤其涉及一种页岩油压裂形成复杂缝网的方法。
背景技术
页岩油是指储存于富有机质、纳米级孔径为主的页岩地层中，以吸附态和游离态形式存在的石油；具有源储一体，分布范围广、单层厚度大、有机碳含量高、粘土矿物含量高等特征。中国页岩(致密)油主要分布在松辽、四川等盆地，其中松辽盆地是一个陆相深湖-半深湖相沉积盆地，青山口组一段是主力生油层系，埋深1800～2500m，渗透率0.01～0.5md，孔隙度4.6％～8.5％，有机碳含量为0.4％～2.6％，热解S1为12.5～18.45mg/g，粘土矿物含量46.03％～51.65％，含油饱和度41.57％～68.80％。
国内页岩油经过多年的勘探开发，采用多种工艺技术进行压裂施工，但压后效果均不理想。早期采用常规压裂技术，即交联胶液携砂技术进行储层改造，但该技术只能在地层中形成两翼主缝，形成的裂缝复杂程度低，压裂效果差，因此，常规压裂技术不适用于页岩油储层改造。为了能够在页岩储层中形成复杂裂缝，后来借鉴页岩气压裂技术模式对页岩油储层进行储层改造，即采用滑溜水携砂技术模式，先泵注前置液滑溜水造缝，利用滑溜水良好的沟通造缝能力，促使裂缝复杂化，再使用大排量滑溜水携砂，支撑裂缝提高地层导流能力；但该技术经过在现场应用，由于地层对支撑剂嵌入程度较高，加砂过程中容易出现砂堵，压裂施工成功率不高，因此，该技术也不适合页岩油储层压裂改造。现场尝试过采用高能气体进行压裂，该压裂方式采用火箭推进剂作为燃料，点燃已注入的推进剂能够产生高能气体，在瞬时高压条件下储层中会形成多裂缝；但是上述高能气体压裂的方式对压裂设备的要求很高，危险性也较大，因此现场很少应用。
发明内容
有鉴于此，本发明的目的在于提供一种页岩油压裂形成复杂缝网的方法，本发明提供的方法既可降低砂堵风险，提高压裂施工成功率，同时又可通过压裂液黏度的变化，加砂规模及施工排量等参数的优化，实现最佳的压裂增产效果。
本发明提供了一种页岩油压裂形成复杂缝网的方法，包括：
泵注滑溜水造支缝及网状缝；
泵注羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液进入地层造主通道裂缝，然后泵注滑溜水进入地层造网状复杂缝；
交替泵粉砂加砂段塞和液体段塞；所述粉砂的粒度为70～140目；
交替泵注中砂加砂段塞和液体段塞；所述中砂的粒度为40～70目。
优选的，所述泵注滑溜水造缝泵注2～3个井筒容积的滑溜水近井地带造缝。
优选的，所述泵注羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液进入地层造主通道裂缝为泵注5～7个井筒容积的羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液。
优选的，所述泵注滑溜水进入地层造网状复杂缝为泵注0.8～1.5个井筒容积的滑溜水。
优选的，所述交替泵注粉砂加砂段塞和液体段塞的方法包括：
交替泵注三个粉砂加砂段塞和液体段塞；所述粉砂加砂段塞的携砂压裂液为滑溜水；所述液体段塞的液体为滑溜水；
交替泵注第四个粉砂加砂段塞和液体段塞；所述粉砂加砂段塞的携砂压裂液为羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液；所述液体段塞的液体为滑溜水；
交替泵注第五个粉砂加砂段塞和液体段塞；所述粉砂加砂段塞的携砂压裂液为滑溜水；所述液体段塞的液体为滑溜水。
优选的，所述交替泵注三个粉砂加砂段塞和液体段塞过程中粉砂加砂段塞的携砂液量为1～2个井筒容积；液体段塞的液量为1～2个井筒容积。
优选的，所述交替泵注第四个粉砂加砂段塞和液体段塞过程中粉砂加砂段塞的携砂液量为1～2个井筒容积。
优选的，所述交替泵注中砂加砂段塞和液体段塞的方法包括：
交替泵注第一个中砂加砂段塞和液体段塞；所述中砂加砂段塞的携砂液为滑溜水；所述液体段塞的液体为滑溜水；
交替泵注第二个中砂加砂段塞和液体段塞；所述中砂加砂段塞的携砂液为羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液；所述液体段塞的液体为滑溜水。
优选的，所述滑溜水的施工排量为10～14m3/min；所述羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液的施工排量为10～12m3/min。
优选的，所述粉砂加砂段塞的砂比为3～10％；所述中砂加砂段塞的砂比为4～18％。
页岩油储层具有粘土矿物含量高(伊利石占70％～80％)，加砂压裂支撑剂嵌入程度高，水平缝和层理缝发育，水平应力差异大、难以形成体积缝网等特点。针对储层特点，为提高页岩油压裂施工成功率以及压裂效果，本发明将大通道压裂技术和暂堵转向压裂技术有机的结合为一体，适用于致密砂岩、页岩等非常规储层、可实现直井和水平井更大范围内的体积改造，增强地层导流能力，提高压后效果。
页岩油与页岩气储层特征存在差异，储层内流体不同，在进行储层改造时，应有所区别，页岩油储层压裂改造时应以大通道复杂裂缝为主，减小流体的渗流阻力，提高压裂效果。本发明相比传统段塞加砂工艺，不同之处主要是在前期加砂段塞阶段泵注2～3个高粘冻胶液段塞，其作用主要是提高压裂施工成功率，并形成页岩油储层复杂缝网，进一步扩大储层改造体积，提高压裂效果(如图1和图2所示，图1为本发明页岩油压裂形成的复杂缝网示意图，图2为现有技术页岩油压裂缝网示意图)。
附图说明
图1为本发明页岩油压裂形成的较宽通道的复杂缝网示意图；
图2为现有技术形成的页岩油藏压裂缝网示意图。
具体实施方式
下面将对本发明实施例中的技术方案进行清楚、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经改进或润饰的所有其它实例，都属于本发明保护的范围。应理解，本发明实施例仅用于说明本发明的技术效果，而非用于限制本发明的保护范围。实施例中，所用方法如无特别说明，均为常规方法。
本发明提供了一种页岩油压裂形成复杂缝网的方法，包括：
泵注滑溜水造缝；
泵注羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液进入地层造主通道裂缝及拓展缝宽，然后泵注滑溜水进入地层造网状复杂缝；
交替泵注粉砂加砂段塞和液体隔离顶替段塞；所述粉砂的粒度为70～140目，粒径为φ212～106μm。
交替泵注中砂加砂段塞和液体隔离顶替段塞；所述中砂的粒度为40～70目，粒径为φ425～212μm。
在本发明中，优选采用地面高压泵注设备进行上述泵注施工。
在本发明中，优选泵注2～3个井筒容积的滑溜水作为前置液近井地带造缝；优选泵注2个段塞。
在本发明中，泵注羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液进入地层造主通道裂缝同时扩展缝宽，然后泵注滑溜水，顶替羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液进入地层，进入地层造网状复杂缝。
在本发明中，泵注羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液的体积优选为5～7个井筒容积，更优选为6个井筒体积。
在本发明中，造网状复杂缝过程中泵注滑溜水的体积优选为0.8～1.5个井筒容积，更优选为1～1.2个井筒容积。
本发明采用滑溜水和羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液为压裂液体系。
在本发明中，所述滑溜水的成分优选为：
0.05～0.09wt％的降阻剂；
0.08～0.12wt％的助排剂；
0.1～0.3wt％的防膨剂；
0.03～0.07wt％的破乳剂；
余量为水。
在本发明中，所述降阻剂的质量含量优选为0.06～0.08％，更优选为0.07％。在本发明中，所述降阻剂优选为聚丙烯酰胺类物质。在本发明中，所述助排剂(滑溜水中的助排剂)的质量含量优选为0.09～0.11％，更优选为0.1％；所述助排剂(滑溜水中的助排剂)优选为聚氧乙烯胺醚类和氟碳表面活性剂复配物。
在本发明中，所述防膨剂(滑溜水中的防膨剂)的质量含量优选为0.15～0.25％，更优选为0.18～0.22％，最优选为0.2％；所述防膨剂(滑溜水中的防膨剂)优选为复合防膨剂，更优选为聚N-羟甲基丙烯酰胺类物质。
在本发明中，所述破乳剂(滑溜水中的破乳剂)的质量含量优选为0.04～0.06％，更优选为0.05％；所述破乳剂(滑溜水中的破乳剂)优选为烷基磷酸酯和烷氧基羧酸酯的一种或两种。
在本发明中，所述水优选为清水。
在本发明中，所述滑溜水的密度优选为0.8～1.2g/cm3，更优选为0.9～1.1g/cm3，最优选为1g/cm3；所述滑溜水的表观粘度(25℃)优选为1～3mPa.s，更优选为1.5～2.5mPa.s，最优选为2mPa.s；所述滑溜水的pH值优选为6～8，更优选为7；所述滑溜水的防膨率优选≥70％，更优选为72～76％，最优选为75％；所述滑溜水的降阻率优选为70～75％，更优选为71～74％，更优选为72～73％，最优选为72.3％。
在本发明中，所述羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液的成分优选为：
0.2～0.4wt％的稠化剂；
0.4～0.6wt％的防膨剂；
0.03～0.007wt％的破乳剂；
0.08～0.12wt％的助排剂；
0.08～0.12wt％的杀菌剂；
0.4～0.6wt％的交联剂；
0.008～0.012wt％的破胶剂；
余量为水。
在本发明中，所述稠化剂的质量含量优选为0.25～0.35％，更优选为0.3％；所述稠化剂优选选为羧甲基羟丙基胍胶；在本发明中，所述防膨剂(压裂液中的防膨剂)的质量含量优选为0.45～0.55％，更优选为0.5％；所述防膨剂(压裂液中的防膨剂)优选为聚N-羟甲基丙烯酰胺类物质。在本发明中，所述破乳剂(压裂液中的破乳剂)的质量含量优选为0.04～0.06％，更优选为0.05％；所述破乳剂(压裂液中的破乳剂)优选为烷基磷酸酯和烷氧基羧酸酯的一种或两种。在本发明中，所述助排剂(压裂液中的助排剂)的质量含量优选为0.09～0.11％，更优选为0.1％；所述助排剂(压裂液中的助排剂)优选为聚氧乙烯胺醚类和氟碳表面活性剂复配物。在本发明中，所述杀菌剂的质量含量优选为0.09～0.11％，更优选为0.1％；所述杀菌剂优选为甲醛、戊二醛和季铵盐中的一种或几种。在本发明中，所述交联剂的质量含量优选为0.45～0.55％，更优选为0.5％；所述交联剂优选选为有机锆盐类物质。在本发明中，所述破胶剂的质量含量优选为0.009～0.011％，更优选为0.01％；所述破胶剂优选为过硫酸铵类物质。
在本发明中，所述羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液的密度优选为1～1.04g/cm3，更优选为1.01～1.03g/cm3，最优选为1.02g/cm3；粘度(3wt％水溶液浓度)优选为23～27mPa.s，更优选为24～26mPa.s，最优选为25mPa.s；pH值优选为4～6，更优选为5；耐温耐剪切性能(90℃，90min)优选≥100mPa.s，更优选为100mPa.s～120mPa.s，最优选为115mPa.s；残渣含量优选为140～150mg/L，更优选为142～148mg/L，更优选为144～146mg/L，最优选为145mg/L。
在本发明中，针对页岩储层改造，羟丙基瓜尔胶压裂液体系具有粘度高，耐温耐剪切能力强的特点，有较高的造缝和携砂能力，但是只能在碱性条件下交联，而且返排阶段破胶不彻底，残渣含量较高；本发明采用羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液具有高弹性、高悬砂性及低稠化剂的使用浓度、低基液黏度、低伤害和低摩阻的“二高四低”性能，可有效抑制因黏土表面的负电性而引起的黏土矿物膨胀运移，起到稳定黏土的作用；有效降低压裂液对储层的伤害，达到充分改造储层的目的。
在本发明中，泵注粉砂加砂段塞能够充填微裂缝，打磨缝口，降低滤失和施工。在本发明中，所述粉砂加砂段塞中粉砂的粒度优选为70～140目，更优选为80～130目，更优选为90～120目，最优选为100～110目。在本发明中，所述粉砂的粒径优选为212～106μm，更优选为120～180μm，更优选为140～160μm，最优选为150μm；体积密度优选为1.5～1.6g/cm3，更优选为1.52～1.55g/cm3，最优选为1.53g/cm3；破碎率优选≤10％(86MPa)，更优选为8％～10％，最优选为8％；球度优选为0.8～1，更优选为0.9；圆度优选为0.8～1，更优选为0.9。
在本发明中，所述交替泵注粉砂加砂段塞和液体隔离顶替段塞的方法优选包括：
交替泵注三个粉砂加砂段塞和液体隔离段塞；所述粉砂加砂段塞的携砂压裂液为滑溜水；所述液体段塞的液体为滑溜水；
交替泵注第四个粉砂加砂段塞和液体隔离段塞；所述粉砂加砂段塞的携砂压裂液为羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液；所述液体段塞的液体为滑溜水；
交替泵注第五个粉砂加砂段塞和液体隔离段塞；所述粉砂加砂段塞的携砂压裂液为滑溜水；所述液体段塞的液体为滑溜水。
在本发明中，所述交替泵注三个粉砂加砂段塞和液体隔离段塞过程中，粉砂加砂段塞的砂比优选为3～6％，更优选为4～5％；携砂压裂液的液量优选为1～2个井筒容积，更优选为1.5个井筒容积；液体段塞的液量优选为1～2个井筒容积，更优选为1.5个井筒容积。
在本发明中，所述交替泵注第四个粉砂加砂段塞和液体段塞的过程中，粉砂加砂段塞的砂比优选为6～8％，更优选为7％；携砂压裂液的液量优选为1～2个井筒容积，更优选为1.5个井筒容积；液体段塞的液量优选为1.0～1.5个井筒容积，更优选为1.2～1.3个井筒容积。
在本发明中，交替泵注第五个粉砂加砂段塞和液体隔离段塞过程中，粉砂加砂段塞的砂比优选为8～10％，更优选为9％；携砂压裂液的液量优选为1.0～2.0个井筒容积，更优选为1.5个井筒容积；液体段塞的液量优选为1～1.5个井筒容积，更优选为1.2～1.3个井筒容积。
在本发明中，所述交替泵注粉砂加砂段塞和液体隔离段塞的方法更优选包括：
泵注一个(70～40目)粉砂加砂段塞，携砂压裂液为滑溜水，液量约为1.5个井筒容积；泵注完一个粉砂加砂段塞后，接着泵注一个液体顶替段塞，液量约为1～2个井筒容积，顶替井筒内携砂段塞进入地层；
重复进行上述过程，完成后续2个交替泵注的粉砂加砂段塞和液体段塞，携砂压裂液和顶替液体均为滑溜水；
泵注第四个粉砂加砂段塞和液体隔离段塞，携砂压裂液倒换为羧甲基羟丙基瓜儿胶压裂液，以1～2个井筒容积的羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液携一定量的砂比加砂段塞进入地层，顶替液体为滑溜水，其作用为进一步拓展缝宽，为后续加砂创造条件，并且起到暂堵作用，促使人工裂缝进一步复杂化，增大有效改造体积，同时观察井口压力变化情况，是否按设计提高下一阶段的砂比加砂段塞或者重复上一个阶段的砂比加砂段塞；
泵注第五个及后续粉砂加砂段塞和顶替液体段塞，压裂液为滑溜水。
在本发明中，所述中砂加砂段塞中中砂的粒度优选为40～70目，更优选为50～60目，最优选为55目。在本发明中，所述中砂的粒径优选为425～212μm，更优选为250～400μm，最有选为300～350μm；所述中砂的体积密度优选为1.5～1.6g/cm3，更优选为1.56～1.58g/cm3，最优选为1.57g/cm3；破碎率优选≤10％(52MPa,)，更优选为8～10％，最优选为8％；球度≥0.8，优选为0.9～1.1，更优选为1.0；圆度≥0.8，优选为1.0。
在本发明中，所述交替泵注中砂加砂段塞和液体段塞的方法优选包括：
交替泵注第一个中砂加砂段塞和液体段塞；所述中砂加砂段塞的携砂液为滑溜水；所述液体段塞的液体为滑溜水；
交替泵注第二个中砂加砂段塞和液体段塞；所述中砂加砂段塞的携砂液为羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液；所述液体段塞的液体为滑溜水。
在本发明中，所述交替泵注第一个中砂加砂段塞和液体段塞的过程中，中砂加砂段塞的砂比优选为4～6％，更优选为5％；携砂压裂液的液量优选为1.0～2.0个井筒容积，更优选为1.5个井筒容积；液体段塞的液量优选为1.5～2.0个井筒容积。
在本发明中，所述交替泵注第二个中砂加砂段塞和液体段塞的过程中，中砂加砂段塞的砂比优选为6～8％，更优选为7％；携砂压裂液的液量优选为1.0～2.0个井筒容积，更优选为1.5个井筒容积；液体段塞的液量优选为1.5～2.0个井筒容积。
在本发明中，所述交替泵注中砂加砂段塞和液体段塞的方法优选还包括：
交替泵注第三个中砂加砂段塞和液体段塞；所述第三个中砂加砂段塞的携砂液为滑溜水；液体段塞的液体为滑溜水。
在本发明中，所述交替泵注第三个中砂加砂段塞和液体段塞的过程中，中砂加砂段塞的砂比优选为6～10％，更优选为8～10％，最优选为9％；携砂压裂液的液量优选为1.0～2.0个井筒容积，更优选为1.5个井筒容积；液体段塞的液量优选为1～2.0个井筒容积，更优选为1.5个井筒容积。
在本发明中，所述交替泵注中砂加砂段塞和液体段塞的方法更优选包括：
泵注完粉砂加砂段塞阶段后，开始泵注第一个中砂(40～70目)阶段加砂段塞，泵注完第一个中砂加砂段塞后，接着泵注一个顶替液体段塞，携砂压裂液为滑溜水；
泵注第二个中砂(40～70目)加砂段塞，携砂压裂液倒换为羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液，泵注完第二个中砂(40～70目)加砂段塞后，接着泵注顶替液体段塞，顶替液为滑溜水；
完成后续中砂阶段加砂量，依据设计完成设计全部加砂量。
本发明与现有技术段塞加砂工艺相比，不同之处主要在于在前期加砂段塞阶段泵注2～3个高粘冻胶液段塞，其作用主要是提高压裂施工成功率，形成页岩油储层复杂缝网，进一步扩大储层改造体积，提高压裂效果。
在本发明中，泵注滑溜水的过程中滑溜水的施工排量优选为10～14m3/min，更优选为11～13m3/min，最优选为12m3/min；泵注羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液的过程中羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液的施工排量优选为12～13m3/min。
在本发明中，完成交替泵注中砂加砂段塞和液体段塞后优选还包括：
泵注滑溜水，完成整个压裂施工任务。
页岩油储层具有粘土矿物含量高(伊利石占70％～80％)，加砂压裂支撑剂嵌入程度高，水平缝和层理缝发育，水平应力差异大、难以形成体积缝网等特点。针对储层特点，为提高页岩油压裂施工成功率以及压裂效果，本发明将大通道压裂技术和暂堵转向压裂技术有机的结合为一体，适用于致密砂岩、页岩等非常规储层、可实现直井和水平井更大范围内的体积改造，增强地层导流能力，提高压后效果。
本发明以下实施例所采用的滑溜水的成分为：0.07wt％的降阻剂(聚丙烯酰胺类物质)+0.1wt％的助排剂(聚氧乙烯胺醚类和氟碳表面活性剂复配物)+0.2wt％复合防膨剂(聚N-羟甲基丙烯酰胺类物质)+0.05wt％的破乳剂(烷基磷酸酯和烷氧基羧酸酯)+余量清水；所采用的降阻剂、助排剂、复合防膨剂、破乳剂为北京BFC公司提供的。采用的羧甲基羟丙基瓜儿胶压裂液的成分为：0.3wt％的稠化剂(羧甲基羟丙基胍胶)+0.5wt％的防膨剂(聚N-羟甲基丙烯酰胺类物质)+0.05wt％的破乳剂(烷基磷酸酯和烷氧基羧酸酯)+0.1wt％的助排剂(聚氧乙烯胺醚类和氟碳表面活性剂复配物)+0.1wt％的杀菌剂(甲醛)+0.5wt％的交联剂(有机锆盐类物质)+0.01wt％的破胶剂(过硫酸铵类物质)+余量清水；所采用的稠化剂、防膨剂、破乳剂、助排剂、杀菌剂、交联剂和破胶剂为北京BFC公司提供的。所采用的不同粒径的支撑剂(粉砂和中砂)均为阳泉市长青石油压裂支撑剂有限公司提供的。
实施例1
以某口页岩油井压裂泵注程序做具体说明，具体实施步骤如下：
(1)利用地面高压泵注设备，泵注60m3滑溜水前置液量，接着泵注120m3冻胶液；
(2)泵注30m3滑溜水液体段塞；
(3)开始泵注第一个(70～140目)加砂段塞，携砂液为40m3的滑溜水，砂比为3％；
(4)泵注30m3的滑溜水隔离液段塞，顶替井筒内携砂液段塞进入地层；
(5)重复步骤(3)和(4)，完成后续2个粉砂加砂段塞，携砂液为滑溜水；
(6)泵注第四个粉砂加砂段塞，携砂液倒换为50m3的高粘胶液(冻胶液)，砂比为8％，然后泵注35m3滑溜水隔离液段塞；
(7)重复步骤(3)和(4)，完成后续粉砂加砂段塞及砂量；
(8)泵注完粉砂阶段砂量后，开始利用滑溜水(液量为2个井筒容积)泵注第一个中砂(40～70目)加砂段塞，砂比为4％，然后泵注1.0～1.5个井筒容积的(滑溜水)隔离液段塞；
(9)开始泵注第二个中砂段塞，携砂液倒换为冻胶液(液量为1.5个井筒容积)，砂比为6％，泵注完第二个中砂加砂砂比段塞后，然后泵注1.0～2.0个井筒容积的滑溜水隔离液段塞；
(10)泵注第三个中砂段塞，冻胶液更换为滑溜水(液量为1.5个井筒容积)，砂比为8％，滑溜水的液量为1.0～2.0个井筒容积，泵注完第三个中砂段塞后，泵注1.0～2.0个井筒容积的滑溜水隔离液；
(11)按照不同的设计砂比，重复步骤(10)，完成后续加砂工作量，最后顶替1.2～1.8个井筒容积滑溜水液体，完成整个压裂施工任务。
该井为松辽盆地北部某凹陷的一口页岩油参数井，在现场通过应用本发明实施例1中的工艺方法(复杂缝网压裂技术)进行压裂施工，不但顺利完成了设计加砂任务，各项指标参数达到设计要求，而且在试油期间获得了工业油流，日产油量3.5吨，实现了该地区页岩油产量的突破，取得了很好的压裂改造效果。
实施例2
以某口页岩油井压裂泵注程序做具体说明，具体实施步骤如下：
(1)利用地面高压泵注设备，泵注60m3滑溜水前置液量，接着泵注120m3冻胶液；
(2)泵注40m3滑溜水液体段塞；
(3)开始泵注第一个(70～140目)粉砂段塞，携砂液为40m3的滑溜水，砂比为3％；
(4)泵注30m3的滑溜水隔离液段塞，顶替井筒内携砂液段塞进入地层；
(5)重复步骤(3)和(4)，完成后续2个粉砂加砂段塞，携砂液为滑溜水；
(6)泵注第四个粉砂加砂段塞，携砂液倒换为40m3的高粘胶液(冻胶液)，砂比为8％，然后泵注30m3滑溜水隔离液段塞；
(7)重复步骤(3)和(4)，完成后续粉砂加砂段塞及砂量，将砂比提至10％；
(8)泵注完粉砂阶段砂量后，开始进入加中砂阶段，泵注第一个中砂(40～70目)加砂段塞，砂比为4％，然后泵注1.5个井筒容积的(滑溜水)隔离液段塞；
(9)开始泵注第二个中砂段塞，携砂液倒换为冻胶液(液量为2个井筒容积)，砂比为6％，泵注完第二个中砂加砂砂比段塞后，然后泵注1.5个井筒容积的滑溜水隔离液段塞；
(10)泵注第三个中砂段塞，冻胶液更换为滑溜水，砂比为6％，滑溜水的液量为1.5个井筒容积，泵注完第三个中砂段塞后，泵注1.5个井筒容积的滑溜水隔离液；
(11)按照不同的设计砂比，重复步骤(10)，完成后续加砂工作量；
(12)最后顶替2个井筒容积滑溜水液体，完成整个压裂施工任务。
该井为松辽盆地北部的一口页岩油水平井，现场采用本发明实施例2提供的复杂裂缝技术，完成该井压裂施工，压后试油阶段自喷，日产油量11.4吨，压裂改造效果很好。
由以上实施例可知，页岩油储层具有粘土矿物含量高(伊利石占70％～80％)，支撑剂嵌入程度高，水平缝和层理缝发育，水平应力差异大、难以形成体积缝网等特点。针对储层特点，为提高页岩油压裂施工成功率以及压裂效果，本发明将大通道复杂缝网压裂技术和暂堵转向压裂技术有机的结合为一体，适用于致密砂岩、页岩等非常规储层、可实现直井和水平井更大范围内的体积改造，增强地层导流能力，提高压后效果。
以上所述的仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims (10)

1.一种页岩油压裂形成复杂缝网的方法，包括：
泵注滑溜水造缝；
泵注羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液进入地层造主通道裂缝，然后泵注滑溜水进入底层造网状复杂缝；
交替泵粉砂加砂段塞和液体段塞；所述粉砂的粒度为70～140目；
交替泵注中砂加砂段塞和液体段塞；所述中砂的粒度为40～70目。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述泵注滑溜水造缝为泵注2～3个井筒容积的滑溜水近井地带造缝。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述泵注羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液进入地层造主通道裂缝为泵注5～7个井筒容积的羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述泵注滑溜水进入地层造网状复杂缝为泵注0.8～1.5个井筒容积的滑溜水。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述交替泵注粉砂加砂段塞和液体段塞的方法包括：
交替泵注三个粉砂加砂段塞和液体段塞；所述粉砂加砂段塞的携砂压裂液为滑溜水；所述液体段塞的液体为滑溜水；
交替泵注第四个粉砂加砂段塞和液体段塞；所述粉砂加砂段塞的携砂压裂液为羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液；所述液体段塞的液体为滑溜水；
交替泵注第五个粉砂加砂段塞和液体段塞；所述粉砂加砂段塞的携砂压裂液为滑溜水；所述液体段塞的液体为滑溜水。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述交替泵注三个粉砂加砂段塞和液体段塞过程中粉砂加砂段塞的携砂液量为1～2个井筒容积；液体段塞的液量为1～2个井筒容积。
7.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述交替泵注第四个粉砂加砂段塞和液体段塞过程中粉砂加砂段塞的携砂液量为1～2个井筒容积。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述交替泵注中砂加砂段塞和液体段塞的方法包括：
交替泵注第一个中砂加砂段塞和液体段塞；所述中砂加砂段塞的携砂液为滑溜水；所述液体段塞的液体为滑溜水；
交替泵注第二个中砂加砂段塞和液体段塞；所述中砂加砂段塞的携砂液为羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液；所述液体段塞的液体为滑溜水。
9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述滑溜水的施工排量为10～14m3/min；所述羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液的施工排量为10～12m3/min。
10.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述粉砂加砂段塞的砂比为3～10％；所述中砂加砂段塞的砂比为4～18％。
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