油气井超临界二氧化碳非密闭加砂压裂系统及方法与流程

本发明涉及一种油气井超临界二氧化碳非密闭加砂压裂系统及方法，属于油气井压裂技术领域。

背景技术：

我国油气资源储量丰富，但由于其多为低渗甚至特低渗储层，自然产能较低甚至基本没有自然产能，油气井一般必须经过增产改造后才可进行经济开发。目前，在页岩气和致密油气等油气资源开发中使用最多的增产改造措施是水力压裂，其多以水基压裂液作为压裂介质进行压裂。然而，水基压裂液往往由于地下残渣滞留、水锁、水敏矿物膨胀等原因会对储层造成伤害、影响储层有效的渗流能力，且其破岩能力和作用范围有限，从而导致油气井压裂改造效果和产能收益受到影响。除此之外，大量的返排液会带来巨大的环保压力和处理成本。

超临界二氧化碳加砂压裂工艺兴起于20世纪80年代。相比于传统的以水基压裂液为主的压裂工艺，超临界二氧化碳压裂具备如下优点：1)压裂液体系无水相，完全消除水敏、水锁伤害，尤其适用于强水敏、强水锁储层；2)超临界二氧化碳具有极低的界面张力，受热气化后能够从储层中完全、迅速返出；3)压裂液无残渣，对支撑裂缝、支撑导流床有较好的清洁作用，有利于保持较高的裂缝导流能力和较长的有效裂缝长度；4)二氧化碳在地层原油中具有较高的溶解度，能够降低地层原油黏度，改善原油流动性；5)超临界二氧化碳具有极低的界面张力，理论上对天然气储层中吸附气的解析具有促进作用。这些优势使得超临界二氧化碳干法压裂成为一项非常有前景的油气井增产改造技术。

然而，在油气井超临界二氧化碳加砂压裂施工中，需要对二氧化碳相态变化过程进行严格控制才能充分发挥其在改造效果上的优势。图1为在二氧化碳加砂过程中，二氧化碳相态变化的过程图。由于二氧化碳受温度、压力影响，相态变化极其剧烈、相态控制难度大，故通常采用密闭设备进行实施，但也面临着密闭设备资源紧缺、施工成本高、密闭设备施工风险高等问题。

基于上述需求和所面临的问题，亟需设计出一种能够不需要密闭设备即可以进行的、在保证施工效果的同时又可以进行规模推广的超临界二氧化碳压裂的工艺方法，以满足对油气资源大规模经济开发的需要。

技术实现要素：

为了解决上述的缺点和不足，本发明的目的在于提供一种油气井超临界二氧化碳非密闭式加砂压裂方法。

为达到上述目的，本发明提供一种油气井超临界二氧化碳非密闭式加砂压裂方法，其包括相互独立的液态二氧化碳泵注地面流程、增稠剂加砂的地面流程，及入井混合后的加砂压裂作业；其中，

所述液态二氧化碳泵注地面流程包括以下具体操作：

将液态二氧化碳通过二氧化碳增压泵增压后经低压管线输入二氧化碳压裂泵车中，再经高压管线后将其泵入井中；同时在泵注液态二氧化碳的过程中，通过在二氧化碳增压泵上安装比例泵按设计比例抽吸泵注增稠减阻剂，并保证该增稠减阻剂在进入二氧化碳压裂泵车前与液态二氧化碳溶解均匀；

所述增稠剂加砂的地面流程包括以下具体操作：

将加砂增稠剂与压裂砂在混砂车中混合后，经低压管线输入压裂泵车中，再经高压管线将所得混合物泵入井中；

由液态二氧化碳泵注地面流程及增稠剂加砂的地面流程分别泵入井中的流体经混合后进行加砂压裂作业。

优选地，所述二氧化碳压裂泵车为配备丁基橡胶密封件或金属密封件的二氧化碳压裂泵车。

优选地，所述液态二氧化碳泵注地面流程采用的高压管线的接口使用密封脂进行密封。

优选地，在所述液态二氧化碳泵注地面流程中需实时监测排量、泵压、温度，以确保在泵送过程中液态二氧化碳相态连续、稳定，避免液态二氧化碳发生气化。

优选地，在所述增稠剂加砂的地面流程中需通过混砂车不定时对加砂增稠剂进行取样检测，以避免压裂施工过程存在表面抽空、供液不足及悬砂能力不足的风险。进一步优选地，所述取样检测包括对所述加砂增稠剂进行粘度、流动性及悬砂能力的检测。

根据本发明所述油气井超临界二氧化碳非密闭式加砂压裂方法，在通过二氧化碳泵注地面流程泵注液态二氧化碳时，需全程拌注适用于超临界二氧化碳压裂的高效增稠减阻剂；其中所用二氧化碳高效增稠减阻剂需要满足在液态二氧化碳和超临界二氧化碳中速溶、快速增稠减阻、抗剪切、抗高温等要求，并且其增稠减阻性能满足施工条件要求。

根据本发明所述油气井超临界二氧化碳非密闭式加砂压裂方法，增稠剂加砂地面流程采用常规混砂车，利用加砂增稠剂进行地面混砂和悬砂；所用加砂增稠剂需具有足够的粘度和动态悬砂性能，并且与二氧化碳混合后需要保证其悬砂性能依然可以保证加砂要求。

本发明方法的技术方案如下。

第一方面，考虑到液态二氧化碳的相态受温度、压力影响而发生气化，进而本发明采用液态二氧化碳储罐/罐车→二氧化碳增压泵→配备丁基橡胶或金属密封件的二氧化碳压裂泵车→用密封脂密封接口的高压管线按顺序连接井口地面流程，从而保证液态二氧化碳在入井前保持其液相稳定。

第二方面，考虑到液态二氧化碳的摩阻较大(如图2所示)，本发明采用适用于超临界二氧化碳压裂的增稠减阻剂对二氧化碳进行增粘减阻。在泵注液态二氧化碳同时，通过在二氧化碳增压泵上安装比例泵按设计比例抽吸泵注增稠减阻剂，并确保二者在进入二氧化碳压裂泵车前实现均匀溶解。利用增稠减阻剂在二氧化碳中速溶和快速增粘、减阻的效果来降低液态二氧化碳在泵注过程中的沿程摩阻，从而实现较高的二氧化碳泵注排量和缝内净压力，增强地下压裂流体的造缝能力。

第三方面，考虑到密闭二氧化碳压裂施工所用的密闭设备资源短缺、施工风险大和施工成本高，本发明利用适用于超临界二氧化碳压裂的加砂增稠剂并通过常规混砂车进行加砂施工。加砂增稠剂沿储罐→常规混砂车→常规压裂泵车→高压管线顺序连接至井口的地面流程进行泵送。利用加砂增稠剂的粘度和优良的悬砂能力进行地面混砂和泵送，并利用其对二氧化碳的增稠性能进一步保证携砂液与二氧化碳混合后有足够的悬砂能力，以降低沉砂、砂堵风险。

第四方面，考虑到超临界二氧化碳压裂施工工程风险大，本发明采用相互独立的二氧化碳注入地面流程与增稠剂加砂的地面流程，这两套独立的地面流程分别泵注的流体入井后进行混合。其中，一旦其中一套地面流程在施工过程中出现风险，可在不影响另一套地面流程的情况下进行风险处理。

本发明还提供了一种用于实现上述油气井超临界二氧化碳非密闭加砂压裂方法的系统，包括相互独立的液态二氧化碳泵注地面设备及增稠剂加砂的地面设备；

所述液态二氧化碳泵注地面设备包括多个液态二氧化碳储罐、增稠减阻剂储罐、二氧化碳增压泵及多个二氧化碳压裂泵车；

所述多个液态二氧化碳储罐分别通过管线与所述二氧化碳增压泵的入口相连，该二氧化碳增压泵的出口通过低压管线分别与多个二氧化碳压裂泵车的入口相连，该多个二氧化碳压裂泵车的出口分别通过高压管线与井口相连；

所述二氧化碳增压泵上设置有比例泵，该比例泵为用于抽吸泵注增稠减阻剂储罐中的增稠减阻剂的比例泵；

所述增稠剂加砂的地面设备包括多个加砂增稠剂储罐、砂罐、混砂车及多个压裂泵车；

所述砂罐通过管线与所述混砂车的入口相连；

所述多个加砂增稠剂储罐通过管线与所述混砂车的入口相连，该混砂车的出口通过低压管线分别与所述多个压裂泵车的入口相连，该多个压裂泵车的出口分别通过高压管线与井口相连。

优选地，所述二氧化碳压裂泵车为配备丁基橡胶密封件或金属密封件的二氧化碳压裂泵车。

优选地，所述液态二氧化碳泵注地面流程采用的高压管线的接口使用密封脂进行密封。

优选地，所述液态二氧化碳泵注地面设备中的所有二氧化碳吸入管线上任意两个阀门间安装有一个安全阀和一个泄压阀。

本发明提供的所述油气井超临界二氧化碳非密闭式加砂压裂系统及方法，具有以下优势：利用相互独立的二氧化碳地面泵注流程与地面混砂携砂流程(增稠剂加砂的地面流程)，配合适用于超临界二氧化碳加砂压裂的高效增稠减阻剂和加砂增稠剂，实现了利用常规压裂设备进行超临界二氧化碳加砂压裂施工的目的，在满足超临界二氧化碳加砂压裂各项技术需求的同时，克服了现有超临界二氧化碳加砂压裂施工必需依赖密闭设备、施工控制难度大、施工技术风险大、施工成本高的劣势，提供了一种能够通过常规压裂设备即可实现的、施工风险可控、施工难度小且施工成本较低的超临界二氧化碳加砂压裂施工，与此同时，提高了超临界二氧化碳加砂压裂技术的可推广性。

此外，在施工二氧化碳液量相当的情况下，与采用传统全密闭式、应用传统增稠剂的超临界二氧化碳干法压裂施工相比，采用本发明提供的油气井超临界二氧化碳非密闭式加砂压裂工艺方法进行压裂施工，可以支持更高的排量、加砂量及砂比；同时，本发明的油气井超临界二氧化碳非密闭式加砂压裂工艺方法可以显著提高产能。

附图说明

图1为现有超临界二氧化碳加砂压裂过程中二氧化碳相态的变化示意图。

图2为现有液态二氧化碳管柱流动摩阻测试曲线图。

图3为本发明提供的油气井超临界二氧化碳非密闭式加砂压裂工艺方法整体流程图。

图4为本发明提供的油气井超临界二氧化碳非密闭式加砂压裂系统示意图；其中，图4中各项为：1为液态二氧化碳储罐；2为二氧化碳增稠减阻剂储罐；3为加砂增稠剂储罐；4为液态二氧化碳连增加泵低压软管线；5为二氧化碳增稠减阻剂连比例泵低压管线；6为加砂增稠剂连混砂车上水低压管线；7为二氧化碳增稠减阻剂比例泵；8为液态二氧化碳增压泵；9为常规加砂压裂用混砂车；10为砂罐；11为液态二氧化碳泵注低压管线；12为密封压裂泵车；13为液态二氧化碳泵注高压管线；14为加砂增稠剂携砂液泵注高压管线；15为常规压裂泵车；16为加砂增稠剂携砂液泵注低压管线；17为液态二氧化碳泵注流程地面放喷管线；18为加砂增稠剂携砂液泵注流程地面放喷管线；19为放喷阀；20为压裂井口；21为仪表车；22为鼓风机；23为救护车；24为消防车；25为风向标。

图5为本发明应用实例1中C低渗砂岩气田5口不同层位的致密砂岩气井压前压后产能对比图。

图6为本发明应用实例3中O气田15口不同层位的致密砂岩气井压前压后产能对比图。

图7为本发明应用实例4中分别对A气田CL致密砂岩井应用本发明工艺方法与密闭超临界二氧化碳加砂压裂法进行压裂施工的相应压裂参数对比图。

图8为本发明应用实例4中分别对A气田CL致密砂岩井应用本发明工艺方法与密闭超临界二氧化碳加砂压裂法进行压裂施工，压裂后产能对比图。

图9为本发明应用实例5中对EF油田25区AC致密油储层应用本发明工艺方法与对EF油田38区相同层位储层应用传统密闭超临界二氧化碳法进行压裂施工的相应压裂参数对比图。

图10本发明应用实例5中对EF油田25区AC致密油储层应用本发明工艺方法与对EF油田38区相同层位储层应用传统密闭超临界二氧化碳法进行压裂施工，压裂后产能对比图。

图11为本发明应用实例6中对SC气田WY-2区LM页岩气储层应用本发明工艺方法与对FL气田相同层位页岩气储层应用传统密闭超临界二氧化碳加砂压裂法进行压裂施工的相应压裂参数对比图。

图12为本发明应用实例6中对SC气田WY-2区LM页岩气储层应用本发明工艺方法与对FL气田相同层位页岩气储层应用传统密闭超临界二氧化碳加砂压裂法进行压裂施工，压裂后产能对比图。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现结合以下具体实施例及说明书附图对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。

实施例1

一种油气井超临界二氧化碳非密闭加砂压裂系统，包括相互独立的液态二氧化碳泵注地面设备及增稠剂加砂的地面设备；

所述液态二氧化碳泵注地面设备包括多个液态二氧化碳储罐、增稠减阻剂储罐、二氧化碳增压泵及多个二氧化碳压裂泵车；

所述多个液态二氧化碳储罐分别通过管线与所述二氧化碳增压泵的入口相连，该二氧化碳增压泵的出口通过低压管线分别与多个二氧化碳压裂泵车的入口相连，该多个二氧化碳压裂泵车的出口分别通过高压管线与井口相连；

所述二氧化碳增压泵上设置有比例泵，该比例泵为用于抽吸泵注增稠减阻剂储罐中的增稠减阻剂的比例泵；

所述增稠剂加砂的地面设备包括多个加砂增稠剂储罐、砂罐、混砂车及多个压裂泵车；

所述砂罐通过管线与所述混砂车的入口相连；

所述多个加砂增稠剂储罐通过管线与所述混砂车的入口相连，该混砂车的出口通过低压管线分别与所述多个压裂泵车的入口相连，该多个压裂泵车的出口分别通过高压管线与井口相连。

所述二氧化碳压裂泵车为配备丁基橡胶密封件或金属密封件的二氧化碳压裂泵车。

所述液态二氧化碳泵注地面流程采用的高压管线的接口使用密封脂进行密封。

所述液态二氧化碳泵注地面设备中的所有二氧化碳吸入管线上任意两个阀门间安装有一个安全阀和一个泄压阀。

实施例2

本发明提供了一种油气井超临界二氧化碳非密闭加砂压裂方法，该方是由压裂设备材料准备、地面设备连接、地面高压管线试压、泵注施工、停泵关井、控制返排放喷试气六个步骤组成(如图3所示)。其中：

(1)压裂设备材料准备：将施工所用的设备及化工材料按照设计进行准备，运送至井场并按设计摆放；检查压裂设备，若设备存在故障隐患，则需及时修理或更换，检验压裂用化工材料性能，若性能不符合设计要求，需及时调整或更换，待设备材料检验通过后，进入流程下一步；

(2)地面管线和设备连接：按照图4所示将压裂设备与地面高低压管线进行连接，并检查连接方式是否正确，接口处是否严实，在液态二氧化碳通过的地面管线流程中的接口处利用密封脂进行密封，防止在施工过程中造成液态二氧化碳刺漏，待地面管线和设备连接确认正确后，进入流程下一步；

(3)地面高压管线试压：对地面高压管线进行试压，若试压符合标准，则进入流程下一步，否则需要对地面高压管线进行整改或更换，再次进行试压直至符合试压标准；

(4)泵注施工：按照泵注程序进行泵注，实时监测动态施工参数并不定时的检测二氧化碳增稠减阻剂和加砂增稠剂性能，确保压裂泵注施工安全、顺利地进行，施工过程中若出现地面管线刺漏、砂堵等情况，则需立即停止施工进行处理；

(5)停泵关井：在泵注执行结束后，需停泵关井5-7天，予以地下超临界二氧化碳在地下充分扩散的时间；

(6)控制返排放喷试气：拆卸压裂地面管线，移除压裂设备，拆卸压裂井口，换以采气树，并通过由小到大、严格控制的放喷返排制度控制压后返排，防止返排过程中由于二氧化碳气化剧烈造成损伤井筒或支撑剂回流，并在适当的时机进行点火试气。

上述步骤(1)具体包括：

101.现场配备满足设计液态二氧化碳、二氧化碳增稠减阻剂和加砂增稠剂用量的储罐，并确保储罐的温压条件满足保存需要；

102.二氧化碳泵注地面流程中的压裂泵车需改换丁基橡胶或金属密封件，水马力配备需满足设计排量要求；

103.二氧化碳泵注地面流程中的高压管线满足承压和抗低温要求，并用密封脂对连接处进行密封；

104.二氧化碳泵注地面流程中配备二氧化碳增压泵和比例泵，排量满足设计需求；

105.二氧化碳泵注地面流程中的低压管线满足抗低温要求，承压必须与增压泵匹配；

106.二氧化碳泵注流程中的所有二氧化碳吸入管线上任意两个阀门间必须安装一个安全阀和一个泄压阀。

上述步骤(3)具体包括：

301.二氧化碳泵注地面流程使用液态二氧化碳、液氮或专用防冻液进行试压若试压过程中监测到压力泄露，则进行管线整修或更换；

302.增稠剂加砂泵注地面流程使用清水或滑溜水进行试压，若试压过程中监测到压力泄露，则进行管线整修或更换。

上述步骤(4)具体包括：

401.按照泵注程序进行液态二氧化碳泵注，在泵注过程中实时监测排量、泵压、温度，确保在泵送过程中液态二氧化碳相态连续、稳定，若发现液态二氧化碳发生气化，需及时调整；

402.在泵注施工过程中，通过混砂车不定时对加砂增稠剂进行取样检测，该检测包括对加砂增稠剂进行粘度、流动性、悬砂能力等的检测，避免表面抽空、供液不足、悬砂能力不足等风险；

403.实时检测排量及泵压，施工过程中严格控制施工排量和压力，避免出现超压。

本实施例提供的所述油气井超临界二氧化碳非密闭加砂压裂方法的效果评价如下。.

该发明工艺方法现场应用实例1

在C低渗砂岩气田5口不同层位的致密砂岩气井上应用本发明提供的方法及实施例1提供的系统进行压裂施工，单井二氧化碳用量为87.1-336.9m³，单井支撑剂规模为5.67-54.4吨，主体施工排量为1.27-6.36m³/min，施工过程中最高井口压力为86.20MPa，最高砂浓度为300-480Kg/m³。对比压前及压后产能效果，如图5所示：经本发明工艺方法进行压裂改造后单井天然气产能提高4-24倍，另有个别井从无产量经压裂改造后产量激增至100-400Mcf/d，增产效果明显。

该发明工艺方法现场应用实例2

在F低渗气田F1层4口和F2层2口致密砂岩井上应用本发明提供的方法及实施例1提供的系统进行压裂施工，并对比采用本发明工艺方法进行压裂的井与同层位其他所有井的天然气产能。F1层其他井的单井平均产能为3.9×10⁴m³/d，采用本发明工艺方法进行压裂的井，压后平均产能为7.05×10⁴m³/d，增产幅度为80.7％；F2层其他井的单井平均产能为1.4×10⁴m³/d，采用本发明工艺方法进行压裂的井，压后平均产能为9.25×10⁴m³/d，增产幅度为5.6倍。

该发明工艺方法现场应用实例3

在O气田15口不同层位的致密砂岩气井上应用本发明提供的方法及实施例1提供的系统进行压裂施工，其井深为705-4073m，单井二氧化碳用量为94.6-435.3m³，单井支撑剂规模为5.78-73.9吨，主体施工排量为5.30-6.40m³/min，，最高砂浓度为300-520Kg/m³。对比压前及压后产能效果，如图6所示：经本发明工艺方法进行压裂改造后单井天然气产能平均提高8倍，另有个别井从无产量经压裂改造后产量激增至0.8×10⁴-1.6×10⁴m³/d，增产效果明显。

该发明工艺方法现场应用实例4

在A气田CL致密砂岩储层应用本发明提供的方法及实施例1提供的系统进行压裂施工。该储层平均深度为2836m，平均储层压力为37MPa，平均裂缝压力梯度为0.0018MPa/m。选取2口相同层位的井采用传统全密闭式、应用传统增稠剂的超临界二氧化碳干法压裂的井与4口应用本发明工艺方法进行压裂的井，分别对其施工参数(图7)和压后产能效果(图8)进行对比。

从施工参数角度来看：在施工二氧化碳液量相当的情况下(平均261.5-271.5m³)，采用传统全密闭式、应用传统增稠剂的超临界二氧化碳干法压裂的井主体施工排量只可以达到4.0m³/min，而采用本发明工艺方法压裂的井主体施工排量可达到7.5-9.0m³/min；采用传统全密闭式、应用传统增稠剂的超临界二氧化碳干法压裂的井加砂量只可以达到3.2-6.2m³，而采用本发明工艺方法压裂的井加砂量可达到14.9-30.6m³；采用传统全密闭式、应用传统增稠剂的超临界二氧化碳干法压裂的井最高砂比只可以达到10.0％左右，而采用本发明工艺方法压裂的井最高砂比可达到16.0-24.0％。可见，利用本发明工艺方法进行超临界二氧化碳干法压裂的井，由于高效减阻增粘剂的添加和独立的流程，在致密砂岩气井的压裂过施工中可以支持更高的排量、加砂量和砂比。

从产能效果角度来看：采用传统全密闭式、应用传统增稠剂的超临界二氧化碳干法压裂的2口井压后天然气产能为3.995×10⁴-4.740×10⁴m³/d，平均为4.368×10⁴m³/d；而采用本发明工艺方法压裂的4口井压后天然气产能可达到9.602×10⁴-15.202×10⁴m³/d，平均为11.635×10⁴m³/d；本发明工艺方法相对于传统方法提高产能1.66倍。

该发明工艺方法现场应用实例5

在EF油田25区AC致密油储层行应用本发明提供的方法及实施例1提供的系统进行压裂施工。该储层平均深度为3133m，平均储层压力为40.2MPa，平均裂缝压力梯度为0.002MPa/m。选取EF油田38区3口相同层位的井采用传统全密闭式、应用传统增稠剂的超临界二氧化碳干法进行压裂与3口应用本发明工艺方法进行压裂的井，分别对施工参数(图9)和压后产能效果(图10)进行对比。

从施工参数角度来看：在施工二氧化碳液量相当的情况下(平均为262.4-274.6m³)，采用传统全密闭式、应用传统增稠剂的超临界二氧化碳干法压裂的井主体施工排量只可以达到3.0-3.5m³/min，而采用本发明工艺方法压裂的井主体施工排量可达到6.0-6.5m³/min；采用传统全密闭式、应用传统增稠剂的超临界二氧化碳干法压裂的井加砂量只可以达到5.36-9.24m³，而采用本发明工艺方法压裂的井加砂量可达到19.5-29.3m³；采用传统全密闭式、应用传统增稠剂的超临界二氧化碳干法压裂的井最高砂比只可以达到5.0-7.5％左右，而采用本发明工艺方法压裂的井最高砂比可达到15.0-21.0％。可见，利用本发明工艺方法进行超临界二氧化碳干法压裂的井，由于高效减阻增粘剂的添加和独立的流程，在致密油井的压裂施工中可以支持更高的排量、加砂量和砂比。

从产能效果角度来看：采用传统全密闭式、应用传统增稠剂的超临界二氧化碳干法压裂的3口井，压后原油产能为5.889-16.321吨/天，平均为10.616吨/天；而采用本发明工艺方法压裂的3口井，压后产能可达到22.983-37.291吨/天，平均为31.812吨/天；本发明工艺方法相对于传统方法提高产能接近2倍。

该发明工艺方法现场应用实例6

在SC气田WY-2区LM页岩气储层应用本发明提供的方法及实施例1提供的系统进行压裂施工。该储层平均深度为3300m，平均储层压力为56.7MPa，平均地层温度超过100摄氏度。选取FL气田4口相同层位采用传统全密闭式、应用传统增稠剂的超临界二氧化碳干法压裂的水平井(储层平均深度为2780m，储层平均压力为39.8MPa，平均地层温度为99摄氏度，且孔隙度、天然裂缝发育程度、含气丰度均好于SC气田WY-2区同层位储层)与4口应用本发明工艺方法进行压裂的水平井，分别对施工参数(图11)和压后产能效果(图12)进行对比。

从施工参数角度来看：在单井(段数19-22段)二氧化碳施工液量相当的情况下(单井液量为3586.1-4033.9m³，单段平均液量为183.9-192.1m³)，采用传统全密闭式、应用传统增稠剂的超临界二氧化碳干法压裂的4口页岩气水平井主体施工排量只可以达到2.8-4.0m³/min，平均为3.0m³/min，单井加砂量只可以达到78.3-126.0m³，平均为98.5m³，单段加砂量为3.6-6.0m³，平均为4.7m³，最高施工砂比为7.0-10.5％；而采用本发明工艺方法压裂的4口页岩气水平井主体施工排量可以达到6.2-6.5m³/min，平均为6.3m³/min，单井加砂量可以达到370.0-522.5m³，平均为433.2m³，单段加砂量为18.5-27.5m³，平均为22.3m³，最高施工砂比为18.0-24.0％。可见，利用本发明工艺方法进行超临界二氧化碳干法压裂的页岩气井，由于高效减阻增粘剂的添加和独立的流程，可支撑的施工排量更高、全井/单段加砂量更大，可支撑的砂比更高。

从产能效果角度来看：采用传统全密闭式、应用传统增稠剂的超临界二氧化碳干法压裂的4口页岩气井，压后天然气产能为4.652×10⁴-8.738×10⁴m³/d，平均为6.381×10⁴m³/d；而采用本发明工艺方法压裂的4口页岩气井，压后产能可达到10.324×10⁴-18.723×10⁴m³/d，平均为14.396×10⁴m³/d；本发明工艺方法相对于传统方法提高产能1.26倍。