一种分层重复压裂方法与流程

本发明涉及油气藏压裂增产改造技术领域，具体涉及一种分层重复压裂方法，尤其是适用于多薄层砂岩油气藏的分层重复压裂方法。

背景技术：

目前，多薄层(薄互层)储层在国内松辽盆地、鄂尔多斯盆地、江汉盆地等地区广泛分布，可采储量较为可观。随着油田勘探开发的深入及诸多油气田产量递减的加剧，多薄层储层已成为国内油气田增储上产及挖潜稳产的主要接替区块。多薄层储层压裂一般需要采用分层压裂技术，如封隔器机械分层、填砂分层、投球分层等压裂手段。分层压裂之后随着产量的逐渐递减，当储层产能低于经济开采极限产量后，绝大多数井为了挖潜增效，都将面临分层重复压裂的问题。

然而，目前多薄层分层重复压裂方面面临诸多技术挑战及瓶颈，比起单独的实施分层压裂和单独的实施重复压裂，分层重复压裂将会面临以下几方面的技术难题。

首次分层压裂中裂缝支撑剖面不合理。多薄层首次分层压裂中，目前诸多工艺采用了多层封隔器管柱实现分层的压裂方式；这种压裂工艺为了防止在压裂过程中砂卡管柱，往往在顶替阶段采取过顶替的策略，从而导致近井裂缝地带导流能力损失严重，甚至会出现导流能力为接近于零的现象，严重影响了压后产量及递减率，致使油气井的压裂效果过早失效。

分层重复压裂方式选择难。在多薄层首次分层压裂中，若未进行缝高监测或采用的压裂工艺无法进行缝高监测(多层封隔器管柱压裂方式由于难以在封隔器内腔下测井仪器，故无法进行井温测井等相关作业)，则压裂裂缝缝高的延伸情况是不确定的。这种情况下，进行此类多薄层的重复压裂，若存在裂缝失控现象，会造成多薄层裂缝在纵向上相互贯通，即使下多层封隔器也难以保证层间的有效封隔，重复压裂过程中易引发层间支撑剂的窜流导致的砂卡管柱情况，给施工作业带来极大的风险。

重复压裂的裂缝起裂与延伸规律复杂，主要表现在以下两个方面。(1)重复压裂裂缝延伸主要基于压前复杂应力场(首次压裂裂缝引起的诱导应力场和压后长期生产引起的诱导应力场的叠加应力场)的作用；若两个诱导应力场的叠加未改变或未太多改变原始的应力场，则重复压裂时裂缝会沿着首次压裂的老裂缝继续延伸，尤其是在首次分层压裂中存在裂缝高度失控现象的话，重复压裂要取得理想的预期效果是非常困难的。(2)即使在分层重复压裂中，同时考虑裂缝诱导应力和生产引起的诱导应力的耦合模型，重复压裂时裂缝的起裂和延伸也具有较大的不确定性，也很难保证压后能取得理想的增产效果。

目前，国内对于多薄层分层重复压裂方面的相关文献报道较少，也缺少相关成功实施先例。因此，对多薄层类储层的压裂改造方法亟待开发。

技术实现要素：

在目前多薄层压裂面临诸多难题的背景下，本发明提出一种新的分层重复压裂方法及工艺，尤其适用于多薄层储层，以提高对该类储层的压裂改造效果及有效性。

根据本发明，提供了一种分层重复压裂方法，包括以下步骤：

s1：获得储层特性参数和初始裂缝特性参数，(根据评估结果)选择分层重复压裂方式、压裂液(类型和配方等)、分层重复压裂施工参数；

s2：任选地，对初始裂缝进行修复；

s3：重复压裂压开新裂缝；和

s4：平衡顶替。

所谓“初始裂缝”是指在重复压裂前已存在的裂缝，可以是第一次分层压裂形成的裂缝，也可以是已实施过压裂改造的裂缝，因此也可以称为“前一次分层压裂裂缝”或“首次分层压裂裂缝”。步骤s3中的“新裂缝”相对于“初始裂缝”或“老裂缝”而言，即在原有裂缝基础上经过重复压裂后压开的裂缝。

根据本发明提供的方法，借鉴首次分层压裂的经验教训，在对初始裂缝性能参数的评估基础上，选择新的分层重复压裂方式，优化重复压裂的工艺参数以实现与储层的最佳匹配并造新缝，且根据需要，在重复压裂之前首先对初始裂缝进行修复。

首先，对首次分层压裂后进行评估分析，包括对储层特性参数的评价和认识，以及对首次压裂裂缝特性的评估，获得相关参数。

在步骤s1中，所述储层特性参数包括有效渗透率、地应力、水平主应力差及天然裂缝发育情况等；所述首次分层压裂裂缝特性包括裂缝形态和裂缝几何等。

优选地，所述有效渗透率通过压后产量历史拟合评估方法，在模拟软件例如成熟的压后产量模拟软件eclipse中进行模拟，输入实际施工参数拟合的裂缝尺寸并建立模型模拟，选择与压后实际生产动态吻合的渗透率(即为储层有效渗透率)来获得。

优选地，所述地应力由压后停泵时的井底压力减去裂缝净压力获得，或者对压后压力递减曲线进行g函数分析来获得。

优选地，所述水平主应力差通过岩心实验测试或测井解释获得最大、最小水平主应力值，进而得出两向水平主应力差来获得。为获得较精确的值，将最小水平主应力通过压裂测试情况进行校核后进行修正，在此基础上，对岩心实验测试或测井解释获得的两向水平应力差进行校核。

优选地，所述天然裂缝发育情况从破裂压力曲线、压裂液液性及排量稳定情况下裂缝延伸过程中的压力变化曲线进行判断。若破裂压力不明显，以及在后续压裂施工中压力呈现锯齿状或正弦波式波动，说明储层天然裂缝发育；若施工压力波动幅度较大，说明天然裂缝程度及宽度相对较大；若施工压力波动的频率较快，说明天然裂缝发育密度相对较大。以这些情况为参考，指导对重复压裂方式和压裂施工方式等的选择和优化。

根据本发明的优选实施方式，所述首次压裂裂缝特性(形态和裂缝几何尺寸)基于实际压裂施工数据，应用裂缝模拟软件gohfer等进行裂缝拟合分析获得。若通过拟合分析，判断裂缝不是单一裂缝形态，则可采用近似当量裂缝条数的方法，进行多裂缝的净压力拟合确定。

然后，选择合适的分层重复压裂方式。目前的分层压裂方式主要有多层封隔器机械式、常规投球式、填砂式、前置液投球式(层间应力差异相对较大)、限流量式(层间应力差异相对较小)等。

多层封隔器分压方式存在过顶替现象且难以克服的问题，常规投球分压方式存在支撑剖面无法有效控制的问题，故本申请不推荐采用这两种方式进行分层重复压裂。

在本发明提供的方法中，分层重复压裂方式选自填砂式、前置液投球式和限流量式中的任意一种。

优选地，对于多薄层目的层跨度小于50m的储层，采用前置液投球式或限流量式分层重复压裂方式；对于多薄层目的层跨度大于50m的储层，采用填砂式分层重复压裂方式。

具体地，对于多薄层目的层跨度小于50m的储层，若多薄层内单层间应力差异大于2mpa，则采用前置液投球式分层重复压裂方式；若多薄层内单层间应力差异小于2mpa，则采用限流量式分层重复压裂方式。

上述对分层重复压裂方式的选择是本发明的发明人经过长期的施工试验而得以发现，如此选择分层重复压裂方式能够提高压裂效率和施工成功率，提高压后增产效果。

对于多薄层目的层跨度大于50m的储层，在填砂前及填砂后，若要进行重复压裂，则采用前置液投球式或限流量式分层重复压裂方式。

根据本发明，在步骤s1中通常还包括除压裂液外的其他入井液的选择。所述“入井液”是指将注入井内的流体，例如包括预前置液、前置液、压裂液、携砂液等。

根据本发明，在步骤s2之前，向首次压裂裂缝中注入预前置液进行预处理。即主压裂前注入预前置液，对首次压裂形成的裂缝进行预处理，处理初始裂缝内的未破胶压裂液残渣或溶蚀裂缝壁的孔隙吼道，增大油气向初始裂缝中的渗流能力，从而在一定程度上增加油气产量。

对预前置液的优化主要包括以下几个方面。

预前置液配方优化，主要考虑首次压裂的压裂液配方及储层岩石的岩矿特征，可为常规的盐酸、土酸和滤饼溶解剂中的任意一种或多种；所述预前置液黏度优选<5mpa·s。

预前置液用量的设计，优选在首次压裂裂缝体积基础上，增加30％～50％(体积)，从而达到溶蚀沟通缝壁孔吼，增加油气进入裂缝的几率。

预处理液注入排量的设计，应以不张开初始裂缝为原则，注入过程中严格控制好排量，最大的排量设计不应使井口压力高于井口闭合压力界限。

在选定分层重复压裂方式之后，结合对储层特性参数、首次分层压裂裂缝特性的评估结果，结合压裂改造主体思路，通过压裂液的耐温、耐盐、流变、表面张力、悬砂、摩阻、乳化、破胶等评价实验，液体对储层的五敏及伤害实验等手段来选择合适的压裂液的类型、优化压裂液配方和性能等；通过压裂施工参数正交模拟结果等来选择或优化分层重复压裂施工参数。入井液和施工参数的选择的具体操作可由本领域技术人员根据具体情况来操作。

本发明的一个重要创新点在于，在根据首次压裂后进行评估和分析的基础上，在重复压裂前，根据需要对初始裂缝进行修复，具体如下：

1)若初始裂缝缝高向上延伸过度，先用低黏度压裂液(压裂液的黏度优选在1.0～10mpa.s)以低排量挤注地层，然后逐渐提高排量，使注入压力高于井口闭合压力临界值，以撑开原有缝高失控方向的初始裂缝，并使初始裂缝内的支撑剂充分回流到储层内，在有效储层内起支撑作用；

2)若初始裂缝缝高向下延伸过度，可采用中高黏压裂液(压裂液的黏度优选在100～120mpa.s)将初始裂缝内的支撑剂携带起来，并采用变排量施工策略，利用变排量产生的涡流效应，将支撑剂向有效储层的中上部运移；通过返排工作制度优化，加速初始裂缝的闭合，使运移后的支撑剂留在储层内，实现对初始裂缝的有效支撑。

所述“向上延伸过度”、“向下延伸过度”是本领域普通技术人员所能够进行判断的，通常指裂缝延伸进入储层的上隔层和/或下隔层的情况，即裂缝高度超出储层厚度的情况。

根据本发明，若初始裂缝缝高没有向上或向下过度延伸现象，即缝高未出现明显失控情况，可以不用进行修复。

在本发明的一些实施方式中，本发明所提供的压裂方法用于初始裂缝逢高向下和/或向下过度延伸的情况中。

上述低黏度压裂液可以选择滑溜水，例如配方如下的滑溜水：0.05-0.15wt％减阻剂，0.2-0.4wt％黏土稳定剂，0.05-0.15wt％助排剂和余量清水。

优选所述低黏度压裂液表观黏度在1.1-2.0mpa·s，密度0.99-1.02g/cm³(25℃)，ph值在6.5-7.5。

接下来，基于选择的重复压裂方法对储层进行重复压裂。

在步骤s3中，若重复压裂前通过裂缝诱导应力场分析，初始裂缝的诱导应力场能够改变原始水平应力差(即未进行任何压裂前储层的水平应力差)，则在初始裂缝修复过程中提升净压力，然后再使其回落，当实时水平应力差恢复到原始水平应力差±5％范围时进行重复压裂施工。例如，在初始裂缝修复过程中，尽量提升净压力(提高10～20％)，利用初始裂缝修复后停泵时机，使净压力有一定程度的回落；随着净压力回落，当实时水平应力差恢复到“原始”水平应力差时，进行重复压裂施工。此时，重复压裂相当于在应力各向同性地的层进行施工，新裂缝的起裂方向具有随机性，很大程度上会沿不同于初始裂缝的方位上起裂及延伸扩展。

若重复压裂前通过裂缝诱导应力场分析，初始裂缝的诱导应力场不足以改变原始水平应力差，则采用固体暂堵剂混合纤维暂堵的重复压裂方法，封堵近井地带的初始裂缝。

根据本发明的优选实施方式，所述固体暂堵剂的粒径为初始裂缝缝口宽度的0.3-0.5倍。可以采用多粒径组合的固体暂堵剂，例如采用2或3种粒径规格的固体暂堵剂混合；每种粒径的比例可占30-50％。

根据本发明的优选实施方式，所述纤维为可溶解纤维，且溶解时间大于整个重复压裂施工时间；其长度为初始裂缝缝口宽度的1.0-1.5倍。

根据本发明的优选实施方式，所使用的固体暂堵剂与纤维的体积比为0.8-1.2:1，优选1:1。

固体暂堵剂的颗粒直径、各种粒径比例、纤维长度、纤维与固体颗粒比例等参数设计，可基于室内暂堵实验及压裂裂缝模拟，最终确定最佳参数组合。

在本发明的优选实施方式中，在重复压裂过程中，固体颗粒暂堵剂与纤维一起注入，且先注入暂堵剂中颗粒直径大的(与纤维混合)，再依次注入颗粒直径小的(与纤维混合)，以加速实现裂缝缝口处的尽快暂堵。

根据本发明的优选实施方式，在所述步骤s3中，基于步骤s1中对储层特性参数、首次压裂裂缝形态和裂缝几何尺寸的评估，以矫正后的储层特性参数为基础，通过模拟软件对裂缝参数和施工参数进行优化，以控制裂缝缝高和裂缝支撑剖面。即通过对第一次分层压裂或已实施过压裂改造的储层的特性参数进行重新评价及认识、对第一次分层压裂或已实施过压裂改造的初始裂缝形态及几何尺寸进行重新评估及认识，来矫正储层特性参数或初始裂缝特性参数，基于此矫正后的参数，通过通过模拟软件对裂缝参数和施工参数进行优化。例如，应用eclipse等产量预测软件及gohfer等裂缝模拟软件，重新进行裂缝参数及施工参数优化，对重复压裂的新裂缝参数、压裂工艺参数进行修正和完善，确保缝高的有效控制和裂缝支撑剖面的最佳化，达到重复压裂时裂缝与储层的较好匹配的目的。

本发明的又一个突出的特征在于，根据施工参数和净压力的敏感性关系，优化压裂液类型和配方，优化和调整重复压裂施工参数，以最大限度提高新缝的裂缝复杂性程度及有效改造体积。

以新裂缝的主裂缝净压力为目标函数，考察压裂施工参数与净压力间的敏感性关系。若通过施工参数的调整可以实现天然裂缝张开的临界压力要求，则进行以下操作：在新裂缝的主缝长未达到设计预期值之前，适当控制净压力，使裂缝内压力小于裂缝天然张开的临界压力；当主裂缝长度达到预期目标值后，调整压裂施工参数(尤其是敏感性强的施工参数)，大幅度地提高主裂缝的净压力，实现全缝长范围内的天然裂缝张开。

具体地，在步骤s3中，若通过压裂施工参数的调整可以实现天然裂缝张开的临界压力要求，则向裂缝系统中先后注入压裂液a，压裂液b和压裂液c进行压裂；所述压裂液a、压裂液b和压裂液c的黏度依次增大，优选压裂液a、压裂液b和压裂液c的排量和/或砂液比依次增大。若压裂施工参数的调整不能实现天然裂缝张开的临界压力要求，则采用固体暂堵剂混合纤维暂堵的重复压裂方法进行一次或多次裂缝转向压裂。

以上述方式注入压裂液，低黏度的压裂液a率先注入延伸尺度较小的微裂缝等天然裂缝系统，中黏度的压裂液b注入延伸较大尺度的微裂缝等天然裂缝系统及分支缝裂缝系统，而高黏度压裂液c则注入延伸主裂缝系统。根据本发明的优选实施方式，所述压裂液a的黏度在10～15mpa·s，排量在2.0～2.5m³/min，砂液比为3～12％，携带70/140目支撑剂。

根据本发明的优选实施方式，所述压裂液b的黏度在30～50mpa·s，排量在2.5～3.5m³/min，砂液比为10～18％，携带70/140目支撑剂和40/70目支撑剂中的一种或其混合。

根据本发明的优选实施方式，所述压裂液c的黏度在100～120mpa·s，排量在3.5～6.0m³/min，砂液比为18～35％，携带30/50目和20/40目支撑剂中的一种或其混合。

相对而言，压裂液a为低黏度压裂液(可采用滑溜水或清洁压裂液体系)，低砂比，携带小粒径支撑剂，低排量下注入延伸尺度较小的微裂缝等天然裂缝系统；压裂液b为中黏度压裂液(可采用常规的线性胶压裂液或聚合物压裂液体系等)，中砂比，携带中粒径支撑剂，中排量下注入延伸较大尺度的微裂缝等天然裂缝系统及分支缝裂缝系统；压裂液c为高黏度压裂液(可采用胍胶交联压裂液或聚合物交联压裂液体系)，高砂比，携带大粒径支撑剂，高排量下注入延伸尺度较大的主裂缝系统。

压裂液a、b和c的配方可以是包含不同含量的增稠剂、黏土稳定剂、助排剂和水。在施工中，优选以梯增方式进行加砂。例如，对于压裂液a，以4％～6％～8％～10％的方式加砂；对于压裂液b，以10％～13％～16％～18％的方式加砂；对于压裂液c，以20％～23％～26％～28％的方式加砂。

压裂液黏度、施工排量、支撑剂粒径、支撑剂量、施工砂液比等参数的优化，主要基于gohfer等商业化裂缝模拟软件进行精细优化得到，可在压裂施工过程中根据具体施工情况，适当做出参数调整。

根据本发明的如上优选实施方式，通过三种液体在不同排量下配合不同粒径支撑剂施工，实现不同造缝尺度的裂缝系统空间都有不同粒径的支撑剂有效充填，实现裂缝复杂性程度的最大化，从而最大限度地提高裂缝的有效改造体积和压后效果。

对于压裂施工参数变化对静压力间不敏感，即靠施工参数调整实现不了复杂裂缝的情况，则在重复压裂造新缝过程中，采用固体暂堵剂混合纤维暂堵的重复压裂方法，进行一次或多次裂缝转向。由于要在裂缝内不同位置进行暂堵，且不同裂缝位置裂缝的宽度是不同的；因此，暂堵剂的颗粒直径选择要依据裂缝宽度剖面模拟结果进行匹配调整，且越往后暂堵，固体颗粒直径应越大。

在进行重复压裂压出新裂缝并优化压裂施工参数等以提高新缝的裂缝复杂性程度及有效改造体积之后，进行平衡顶替施工操作。利用低黏度液体将井筒内的支撑剂完全顶替到裂缝缝口处，所述低黏度液体的用量为井筒容积与地面管线容积之和。

根据本发明的优选实施方式，所述方法还包括在步骤s4之后进行压后同步破胶及反排，优选应用裂缝模拟软件(例如gohfer)，对压裂过程中裂缝温度场及压后温度场恢复情况进行模拟，基于温度场模拟结果，对压裂液性能进行(分阶段)优化与控制，以确保施工结束后，实现重复压裂新裂缝和初始裂缝内的压裂液同步破胶并充分返排。

通过压后同步破胶及高效返排，避免了有的裂缝过早闭合带来的支撑剖面不合理及压裂破胶液的滤失伤害等不利局面。

本发明提供的分层重复压裂的方法及工艺，通过充分利用初始裂缝及其中的支撑剂，优化重复压裂的工艺参数以实现与储层的最佳匹配并造新缝，并在此基础上，提高每层的压开程度，控制好新裂缝的缝高延伸，合理优化与控制裂缝支撑剖面，提高新缝的裂缝复杂性程度及有效改造体积。本发明方法有效解决了目前多薄层分层重复压裂方面面临着首次分层压裂中裂缝支撑剖面不合理、分层重复压裂方式选择难、重复压裂的裂起裂与延伸规律复杂等方面的技术难题，提高了此类储层压裂改造效果。

本发明所涉及方法和工艺思路简洁，现场便于操作实施，比起目前压裂工艺，无需增加额外配套装置，整个施工工艺成本小于或接近目前主流工艺，降本增效效果明显。本发明所述及方法和工艺思路适用于多薄层储层油井压裂施工，尤其是在低渗及致密砂岩多薄层油气藏的压裂增产改造中；并已成功应用于国内江汉、青海、东北等多个多薄层试验井的重复压裂方案优化设计及试验中，经现场试验应用，证明该方法适应性与针对性强，具可操作性，适合于多薄层的高效重复压裂改造，对于重复压裂理论的完善和发展具有重要的理论意义。

附图说明

图1是实施例中a井压裂目的层地应力剖面图。

图2是实施例中a井重复压裂裂缝剖面分布图。

具体实施方式

下面通过具体实施例并结合附图对本发明做进一步说明，但应理解，本发明的范围并不限于此。

实施例

a井是位于江汉盆地某薄层区块的1口侧钻资料井，目的层段岩性为褐灰色油迹粉砂岩，天然裂缝-发育较好。目的层压裂井段为2281.0-2284.8m，3.8m/3层，储层平均杨氏模量28.0gpa，平均泊松比0.25。

a井的压裂目的层的地应力剖面图如图1所示，本井目的层的最小主应力数值在44mpa～48mpa，目的层上部隔层的最小主应力数值在50mpa～52mpa，措施层下部隔层最小主应力数值在57mpa～59mpa，目的层下部隔层遮挡条件优于目的层上部。

该井在首次压裂时，由于压裂施工不当，造成压裂施工(实际加入压裂液193m³，平均砂比4.4％，砂量6m³)未完成压裂方案设计要求(设计压裂液155m³，平均砂比20.4％，砂量20m³)。经压后评估解释，本井首次压裂由于前置液阶段缝高失控(向目的层上部方向严重失控，解释缝高25m)，造成造缝不充分(解释缝长35m)，缝宽窄，后期加砂困难，进而导致整个加砂压裂施工效果及压后增产效果不理想。

为了进一步评价目的油层的含油情况，落实目的层油气产能，进而为该区目的储层的进一步复查评价及下一步勘探评价工作打好基础，借鉴本申请提出的工艺方法，结合本井实际情况，对该目的层进行重复压裂，具体实施方法及效果如下。

(1)液体体系优选

①预测储层温度为113℃左右，优选耐温120℃的压裂液体系。

②预前置液土酸配方：12％hcl+3％hf+1％酸化缓蚀剂(srci-1)+0.2％铁离子稳定剂(srcf-1)+1％粘土稳定剂(srcs-1)。

③根据本井储层“三低两高”的致密低渗储层发育特征以及压裂的技术思路，要求选用低残渣、低破胶液黏度、低表面张力等优良性能的压裂液体系。压裂液体选择在满足储层温度条件下，尽可能降低稠化剂的使用浓度，既能减少伤害、又能降低成本。综合各方面考虑，液体采用srfp清洁压裂液体系，一方面在压裂不同阶段通过调节液体黏度，最大限度满足控制裂缝纵向延伸高度、全缝网高导流多尺度加砂压裂思路及主加砂阶段携砂要求，另一方面最大限度地降低对储层的伤害。

④初始裂缝修复用滑溜水配方：0.10wt％减阻剂srfr-2，0.3wt％黏土稳定剂srcs-2，0.1wt％助排剂srca-2，余量清水；表观黏度在1.1-2.0mpa·s，密度0.99-1.02g/cm³(25℃)，ph值在6.5-7.5，减阻率在65-70％。

⑤低黏度压裂液a配方：0.2wt％增稠剂srfp-1+0.3wt％黏土稳定剂srcs-1+0.1wt％助排剂srcu-1；液体黏度10mp·s～15mp·s，ph值6～7。

⑥中黏度压裂液b配方：0.35wt％增稠剂srfp-1+0.3wt％黏土稳定剂srcs-1+0.1wt％助排剂srcu-1；液体黏度30mp·s～50mp·s，ph值6～7。

⑦高黏度压裂液c配方：0.50wt％增稠剂srfp-1+0.2wt％交联剂srfc-1+0.3wt％黏土稳定剂srcs-1+0.1wt％助排剂srcu-1，液体黏度100mp·s～120mp·s，ph值6～7，破胶剂采用过硫酸铵(aps)和胶囊。

上述液体体系的组分均为申请人自制并已商业化，可通过公共渠道向申请人购买，其也可以以其他普通可购商品代替。

(2)分层重复压裂方式的优选

目的层压裂井段为2281.0-2284.8m，3.8m/3层，3个小层之间最小主应力差异小于2mpa，采用限流法分层重复压裂方式，即在射孔时，每个小层采用不同的射孔密度，实现3个小层同时起裂。

(3)酸液预处理阶段

以1.0m³/min排量挤入15m³与储层配伍性较好的土酸对首次压裂形成的裂缝进行预处理。

(4)初始裂缝的修复

以1.0m³/min排量注入50m³的滑溜水，然后提高排量，以2.0m³/min排量注入30m³的滑溜水，滑溜水注入结束后停泵30min。

(5)重复压裂压开新裂缝

①压裂施工参数优化：采用正交模拟设计方法，系统研究高黏度胍胶压裂液、中黏度胍胶压裂液及低黏度胍胶压裂液三种压裂液体系在不同的压裂施工参数下(施工排量、注入液量)对裂缝延伸参数(缝高、缝长、缝宽、造缝效率等)的影响规律，得出影响裂缝参数的主控工程因素，并优化出最佳施工参数及裂缝剖面。

②以2.0～2.5m³/min排量注入220m³上述低黏度压裂液a(注入140m³中黏度压裂液后施工排量提高到2.5m³/min)，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入70/140目的陶粒支撑剂，段塞式加砂中以4％的砂比起步砂比，以阶梯增方式(4％～6％～8％～10％)共加入混合粒径的支撑剂7.8m³。

③以2.5～3.0m³/min排量注入240m³上述中黏度压裂液b(注入80m³中黏度压裂液后施工排量提高到3.0m³/min)，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入70/140目和40/70目的混合粒径的陶粒支撑剂(70/140目支撑剂所占比例在30wt％，40/70目支撑剂所占比例在70wt％)，段塞式加砂中以10％的砂比起步，以阶梯增方式(10％～13％～16％～18％)共加入混合粒径的支撑剂20.8m³；其中，70/140目支撑剂6.2m³，40/70目支撑剂14.6m³。

④以3.5m³/min排量注入125m³上述高黏度压裂液c，并在注入过程中以连续式加砂方式加入30/50目的陶粒支撑剂，段塞式加砂中以20％的砂比起步，以阶梯增方式(20％～23％～26％～28％)共加入30/50目的支撑剂26.2m³。

(6)平衡顶替阶段

以3.5m³/min排量泵入13.4m³低黏度压裂液进行平衡顶替，顶替结束后停泵测压降2小时，然后结束该井施工。

(7)同步破胶

根据裂缝温度场及压后温度场其恢复情况进行模拟结果，压后关井60分钟，以实现每个小层中压裂液的充分及同步破胶；

按上述步骤采用了本发明提供的方法对改试验井进行了重复压裂改造试验，现场施工工艺均取得成功。根据压后评估解释，新裂缝缝高控制良好，支撑剂在储层内“有效支撑”效率高。如图2所示的a井重复压裂施工后裂缝剖面分布图，重复压裂裂缝缝高未出现过度延伸乃至缝高失控，且支撑剂在储层内铺置均匀，裂缝支撑剖面较好。压后该试验井初期日产气量达到6～8m³/d，稳产后日气量稳定在4.5～5.0m³/d，是该井重复压裂改造前产量的3倍左右，且该井压后初产明显高于该区的邻井，压后产量递减速率低于该区平均递减速率，压后产油有效期增长，取得了显著的增产稳产效果。

虽然本发明已作了详细描述，但对本领域技术人员来说，在本发明精神和范围内的修改将是显而易见的。此外，应当理解的是，本发明记载的各方面、不同具体实施方式的各部分、和列举的各种特征可被组合或全部或部分互换。在上述的各个具体实施方式中，那些参考另一个具体实施方式的实施方式可适当地与其它实施方式组合，这是将由本领域技术人员所能理解的。此外，本领域技术人员将会理解，前面的描述仅是示例的方式，并不旨在限制本发明。