本发明涉及页岩开发技术领域，进一步地说，是涉及一种深层页岩气提高多尺度裂缝破裂的压裂方法。可用于深层页岩气水平井压裂。
背景技术：
目前，深层页岩气压裂的井数越来越多，但效果却少有获得经济性突破的，主要原因在于，主要借鉴中浅层的模式及参数，最终主要形成了单一的裂缝形态，即主裂缝占据主导，分支缝及其它微裂隙占比很小或几乎没有形成，因此，压后只有主裂缝的渗流能力，对压后稳产影响较大。
《四川富顺页岩气藏压裂改造模式及返排工艺分析》(钻采工艺2016年3月)该文献针对四川富顺地区页岩气气藏特点，分析了该区块压裂改造的技术特点、砂堵和压后返排工作制度，以及返排速率、压裂液破胶时间、意外关井和气液两相流动对返排的影响。借鉴北美页岩气开发的压裂模式，结合该区块自由特点，形成了以速钻桥塞分级压裂技术为主导的页岩气分段压裂改造技术，并制定了相应的返排制度。该文献只是分析了四川富顺地区页岩气藏压裂改造的技术特点及返排工艺特点，并未研究针对页岩气储层如何提高主裂缝、分支缝及微裂缝等不同尺度裂缝破裂及沟通，亦未对如何优化压裂施工参数、制定施工方案等作详细分析。有一定局限性。
《丁页2hf井分段压裂配套技术的研究与应用》(钻采工艺2014年7月)该文献针对丁页2hf井压裂施工情况，重点介绍了深井电缆泵送射孔-桥塞分段压裂技术方面取得的一些关键配套技术，包括水平井电缆输送射孔-桥塞分段封堵技术、分段压裂优化设计技术等。该技术在丁页2hf井压裂施工中应用成功。该文献重点介绍了电缆泵送射孔-桥塞分段压裂技术在丁页2hf井压裂施工中的应用及改进，并未研究针对页岩气储层如何提高主裂缝、分支缝及微裂缝等不同尺度裂缝破裂及沟通，亦未对如何优化压裂施工参数、制定施工方案等作详细分析。有一定局限性。
随着深度的增加，三向应力增加，各种高角度天然裂缝及水平层理缝/纹理缝的原始缝宽窄，破裂难度大幅度增加，而人工主裂缝的破裂难度也很大。因此，要实现多尺度裂缝，如何对多尺度裂缝进行有效和充分的破裂，是重中之重。
因此，有必要研究提出深层页岩气破裂的新技术，以解决上升局限性。
技术实现要素：
为解决现有技术中出现的问题，本发明提供了一种深层页岩气提高多尺度裂缝破裂的压裂方法。针对深层页岩气储层，通过射孔作业优化、酸预处理、施工参数优化等综合优化手段，分阶段对主裂缝、分支缝及微裂缝进行破裂，并把不同尺度裂缝充分沟通，实现主裂缝、分支缝和微裂缝等多尺度裂缝的充分破裂和延伸，最大程度形成网状缝，以解决目前深层页岩气压裂的技术局限性，实现储层增产效果的最大化。
本发明的总体思路：
1)主裂缝的充分破裂和充分延伸
主裂缝和分支缝及微裂缝的破裂，应分阶段进行，在同一时间内要同时破裂多种尺度的裂缝，难度更大。因为，井底净压力建立的速度慢，利于小尺度裂缝的破裂。反之，如井底净压力建立的速度快，要么是采用高黏度压裂液，要么是采用高排量，要么是同时采用高黏度和高排量，显然利于主裂缝的破裂，而小尺度裂缝因难以吸纳高黏度液体或高排量液体难以有充分的时间进入，因而破裂的可能性降低。因此，必须采用分阶段破裂不同尺度裂缝的策略。
具体思路是在进行完常规的酸预处理作业后，如高角度天然裂缝不发育，为了劈开垂向上的多个水平层理缝/纹理缝，有必要采用高黏度胶液和快速提排量的措施，促使主裂缝充分破裂和延伸；如高角度裂缝发育，应采用低黏度(黏度1-2mpa.s)滑溜水中高排量(设计最高排量的50-60％)和超低密度(视密度1.05g/cm3)小粒径支撑剂(140-230目)，以抑制向上的缝高过度增长。其中，也可夹杂50％的高密度支撑剂(视密度3g/cm3以上)140-230目支撑剂，以抑制向下的缝高过度增长。
由裂缝模拟结果可知，裂缝的扩展速度在施工的前期相对更快，因开始的裂缝尺寸小，一定量的压裂液，在一定的排量作用下，缝内压力易于提高，迫使裂缝延伸，等后期裂缝尺寸增大后，同样的液量及排量下，缝内压力提升速度已相应下降，因此，裂缝的延伸速度肯定降低。模拟结果证明，当胶液用量达到总液量的20％左右时，裂缝的扩展尺寸已达最终裂缝尺寸的70％左右。因此，可以总液量的20％作为主裂缝造缝和延伸的液量。
2)支缝和微裂缝等多尺度裂缝的充分破裂
等主裂缝充分破裂和延伸后，先注入低黏度酸液，胶液与酸液的黏度比应在10倍以上，排量取最高施工设计排量的50％，以增加黏滞指进效应，促使酸液快速进入到主裂缝的前缘。具体酸液类型和配方应预先配置，要求对前期胶液的破胶性好，且破胶时间应控制在10分钟之内，破胶后的黏度在2mpa.s以下。目的是尽快缩短施工中间的等待时间。
然后逐步增加酸液的黏度，黏滞指进效应降低后，可逐步将主裂缝内更高比例的高黏度胶液推向裂缝端部，但最高酸液黏度应保持在5mpa.s以下。该阶段酸液用量30-40m3。然后，换用黏度(黏度1-2mpa.s)更低的酸液，用量按体积平衡原则，为主裂缝体积的2倍左右，当酸液用量进入主裂缝50％左右时，排量取最高排量的100％，目的是尽可能高地沟通各种尺度的裂缝系统。剩余的50％酸液，排量取设计最高排量的30％左右，目的是使酸液有更多的时间接触已产生的各级尺度的裂缝系统，大幅度降低酸液浸泡处岩石的岩石强度，便于后期岩石的多尺度裂缝破裂之后，停泵10-15分钟，然后，注入低黏度滑溜水，黏度在1mpa.s左右，排量以设计的最高排量进行注入，以促使不同尺度的裂缝充分破裂。
本发明的目的是提供一种深层页岩气提高多尺度裂缝破裂的压裂方法。
包括：
1)关键储层参数的评估；
2)射孔位置确定；
3)裂缝参数的优化；
4)压裂施工参数优化；
5)射孔作业；
6)酸预处理作业；
7)主裂缝造缝施工；
如高角度天然裂缝不发育，取步骤4)的总液量的18％-22％为胶液用量，胶液黏度为50-60mpa.s，排量取步骤4)设计的最高排量进行施工；
如高角度天然裂缝发育，采用低黏度滑溜水，用量为30-40m3/min；排量取步骤4)最高排量的50-60％；等滑溜水注入45％-55％，开始加两种密度的支撑剂，每种支撑剂各加45％-55％，视密度分别为1.05g/cm3和3.3g/cm3，两种支撑剂总量为1.8-2.2m3；
8)低黏度酸黏滞指进施工
酸黏度为2-5mpa.s，与步骤7)的胶液黏度比在10倍以上；
9)停泵等待
在步骤8)施工结束后，停泵至井口压力稳定；
10)低黏度滑溜水高排量注入
采用100-150m3低黏度滑溜水，排量取步骤4)设计的最高排量。
其中，优选：
步骤5)每簇射孔长度1-1.5m,孔眼直径9.5mm以上。
步骤6)，注入排量为1.5-2m3/min；等酸注完后，将排量提高到4-6m3/min，等酸进入孔眼后，再将排量降低到1.5-2m3/min，等酸进入孔眼45％-55％后，将替酸排量再提高到4-6m3/min。
步骤7)低黏度滑溜水的黏度为1-2mpa.s；
施工砂液比5％-8％-11％-13％。
步骤8)，采用酸溶蚀率20％以上的酸配方。
三种酸液的总液量为30-40m3，先注入黏度为2-3mpa.s的低黏度酸液，然后注入黏度为3-5mpa.s的酸液，最后注入黏度为5-7mpa.s酸液，每种黏度的酸液用量比例分别取38-42％，28-32％，28-32％，排量都取步骤4)优化的最高排量的45％-55％；
然后，换用黏度为1-2mpa.s的低黏度酸液，酸液量取步骤7)中主裂缝体积的1.8-2.2倍，前45％-55％液量注入的排量取步骤4)中的最高排量，剩余酸液的注入排量取步骤4)中设计的最高排量的27％-33％，按此要求完成注入施工。
步骤9)，停泵时间为10～15分钟。
步骤10)，低黏度滑溜水的黏度为1-3mpa.s。
本发明具体可采用以下技术方案：
1)关键储层参数的评估
包括岩性及岩矿特征、敏感、物性、岩石力学、地应力、天然裂缝特征及层理缝/纹理缝特征等。可综合应用地震、地质、测井、录井及岩心测试分析等方法进行。
2)射孔位置确定
在步骤1)关键储层参数评价的基础上，沿水平井筒方向，评价地质甜点及工程甜点，为简便起见，地质甜点与工程甜点权重各取0.5，以此计算最终的综合甜点指标，结合步骤3)确定的总裂缝条数，确定最终射孔位置。
3)裂缝参数的优化
应用页岩气压裂产量预测成熟的商业模拟软件eclipse，按正交设计方法，模拟不同的裂缝间距、缝长、导流能力及裂缝布局(等缝长分布、两头长中间短的u型分布和长短缝交替分布的w型分布等)等的压后产量动态，优选压后产量相对最高的裂缝参数为最佳的裂缝参数系统。
4)压裂施工参数优化
有了3)中优化的裂缝参数，如何通过施工参数实现之，可通过页岩气压裂裂缝扩展模拟的通用商业化软件meyer，模拟不同的压裂注入排量、液量、支撑剂量、施工砂液比及注入程序、压裂液黏度等参数组合下的裂缝参数变化，从中优选能获得上述优化的裂缝参数下的压裂施工参数组合及压裂液黏度。
值得指出的是，上述压裂液黏度不是单一值，有时用到2-3种压裂液，对此，每种压裂液黏度及液量等，按照不同的比例进行对应的模拟。
5)射孔作业
根据步骤2)确定的射孔位置，进行射孔作业。一般每簇射孔长度1-1.5m,射孔相位角一般60。，射孔密度16孔/米，孔眼直径一般9.5mm以上。
第一段连续油管带射孔枪，以后段采用泵送桥塞及射孔联作方法进行。
6)酸预处理作业
一般采用稀盐酸或稀土酸进行。注入排量一般1.5-2m3/min，为了缩短施工时间，等酸注完后，将排量提高到4-6m3/min，等酸进入孔眼后，再将排量降低到1.5-2m3/min，以增加酸岩接触时间，增加酸压降数值。等酸进入孔眼50％左右后，将替酸排量再提高到4-6m3/min,以增加各簇射孔位置处裂缝均匀起裂的概率。
7)主裂缝造缝施工
如高角度天然裂缝不发育，取步骤4)优化的总液量的20％为胶液用量，胶液黏度取50-60mpa.s，排量取步骤4)设计的最高排量进行施工。
如高角度天然裂缝发育，则改用低黏度滑溜水(黏度1-2mpa.s)，用量30-40m3/min,排量取步骤4)最高排量的50-60％，等滑溜水注入50％左右时，开始加两种密度的支撑剂，每种支撑剂各加50％，视密度分别为1.05g/cm3和3.3g/cm3，两种支撑剂总量2m3，施工砂液比5％-8％-11％-13％。
8)低黏度酸黏滞指进施工
应用步骤1)中的岩心，优选酸溶蚀率至少20％以上的酸配方，且酸溶蚀率越高越好。酸黏度在2-5mpa.s范围，与步骤7)的胶液黏度比都在10倍以上，以利于实现黏滞指进效果。酸的其它参数要求，参照思路2)的要求。
按思路2)的要求，进行变黏度酸液黏滞指进施工，液量30-40m3，先低黏度酸液(2mpa.s)，然后注入3mpa.s酸液，最后注入5mpa.s酸液，每种黏度的酸液用量比例分别取40％，30％，30％，排量都取步骤4)优化的最高排量的50％。
然后，换用低黏度酸液(黏度1-2mpa.s)，酸液量取步骤7)中主裂缝体积的2倍，前50％液量注入的排量取步骤4)中的最高排量，剩余酸液的注入排量取步骤4)中设计的最高排量的30％，按此要求完成注入施工。
9)停泵等待
在步骤8)施工结束后，停泵10-15分钟，以增加酸岩接触时间，大幅度降低酸浸泡处的岩石强度。如施工井口压力基本无变化，可以提前结束施工，如压力一直降低，可以停泵时间大于15分钟。
10)低黏度滑溜水高排量注入
在步骤9)基础上，可以用100-150m3低黏度(1mpa.s左右)滑溜水，高排量注入，排量取步骤4)设计的最高排量，根据井口压力及限压情况，也可取更高的排量进行注入。
11)该段其它阶段的施工及顶替等，参照常规流程执行。
12)其它段的施工，重复步骤5)～步骤11)。
13)压后钻塞、返排、测试及求产等环节，参照常规流程执行，在此不赘。发明的效果：
与现有的页岩气压裂技术相比，本发明所述采用了全新的处理技术，分阶段对主裂缝和分支缝及微裂缝进行破裂，在关键储层参数的基础上，通过射孔作业优化、酸预处理、施工参数优化等综合优化手段，分阶段对主裂缝、分支缝及微裂缝进行破裂，并把不同尺度裂缝充分沟通，实现主裂缝、分支缝和微裂缝等多尺度裂缝的充分破裂和延伸。
本发明可有效增强深层页岩气储层中不同尺度裂缝充分沟通，提高裂缝复杂性，最大程度形成网状缝，增强裂缝对油气渗流通道的供给能力，最大限度地挖掘储层的增产能力。
现场施工也具备可操作性，施工前配置好酸液，不同排量一般能满足要求
具体实施方式
下面结合实施例，进一步说明本发明。
实施例：
a井是一口探井，目的层段岩性为灰黑色碳质泥岩，天然裂缝较发育。目的层压裂井段为3807-3840.5m，储层平均杨氏模量47.8gpa，平均泊松比0.24；目的层与上部隔层的应力差约为5mpa，与下部隔层应力差约为9mpa；目的层温度为140℃。为了解该目的层的含气性及产能，并对该区块开展下步勘探评价工作，借鉴本专利提出的工艺方法，结合本井实际情况，进行了该井的压裂方案设计及现场先导试验，具体实施方法及效果如下：
(1)储层参数评价：根据地震、地质、测井及岩心测试资料，目的层段岩性为灰黑色碳质泥岩，纳米级孔隙、有机质孔隙较发育，也存在矿物基质孔隙和微裂缝等类型的孔隙；有机碳含量在0.4-5.5％之间，平均为2.0％；大部分井段toc在3～6％，平均4.7％；粘土矿物含量平均29.6％；硅质矿物含量平均39.6％；碳酸盐矿物含量平均12.8％，主力层脆性矿物含量平均67％，计算脆性指数：0.56；储层平均杨氏模量43.8gpa，平均泊松比0.24，平均抗拉强度10.26mpa；最大水平主应力111-110mpa，
最小水平主应力：91-89mpa，上覆岩层压力：94-92.5mpa，目的层温度为140℃。
(2)裂缝参数优化：通过正交方法模拟计算，确定采用等缝长分布，半缝长280-300m，导流能力3-6dc.cm；分15段压裂，其中第8、14段每段分4簇，其他每段3簇，平均簇间距15m。
(3)射孔位置确定：结合地质甜点、工程甜点和裂缝参数，确定每段簇射孔位置。
(4)压裂施工参数优化：根据meyer软件正交模拟计算，确定每段施工参数。其中第一段施工液量1815m3，支撑剂量50.8m3，施工排量5-15m3/min；第二段施工液量1890m3，支撑剂量53.2m3，施工排量5-15m3/min；第三段施工液量1843m3，支撑剂量51.6m3，施工排量5-15m3/min；第四段施工液量2021m3，支撑剂量60.3m3，施工排量5-15m3/min；第五段施工液量1947m3，支撑剂量58.3m3，施工排量5-15m3/min；第六段施工液量2046m3，支撑剂量63.7m3，施工排量5-15m3/min；第七段施工液量1968m3，支撑剂量59.6m3，施工排量5-15m3/min；第八段施工液量2125m3，支撑剂量64.7m3，施工排量5-15m3/min；第九段施工液量2142m3，支撑剂量65.6m3，施工排量5-15m3/min；第十段施工液量1987m3，支撑剂量62.1m3，施工排量5-15m3/min；第十一段施工液量2084m3，支撑剂量63.4m3，施工排量5-15m3/min；第十二段施工液量2154m3，支撑剂量67.3m3，施工排量5-15m3/min；第十三段施工液量2103m3，支撑剂量60.6m3，施工排量5-15m3/min；第十四段施工液量2180m3，支撑剂量68.9m3，施工排量5-15m3/min；第十五段施工液量2214m3，支撑剂量72.3m3，施工排量5-15m3/min。压裂液选用胶液、低黏滑溜水和高黏滑溜水，其中胶液黏度60mpa·s左右，低黏滑溜水黏度3mpa·s左右，高黏滑溜水黏度30mpa·s左右。
(5)射孔作业：每簇射孔长度1m，相位角60°，孔密16孔/m，每段3m，射孔48孔，孔径>13.9mm，。第一段连续油管带射孔枪，以后段采用泵送桥塞射孔联作工艺。
(6)酸预处理作业：结合储层情况，选用15％hcl，注入排量2m3/min，待酸注完后改用5m3/min排量注入高黏滑溜水；待酸进入孔眼后，将排量降低到2m3/min；待酸进入孔眼50％左右后，将替酸排量提高到5m3/min。
(7)主裂缝造缝：目的层高角度裂缝不发育，每段胶液液量为该段总液量20％，胶液黏度为60mpa·s，施工排量为15m3/min。
(8)低黏度酸黏滞指进施工：选用15％hcl，低粘度酸液配方为：15％hcl+0.1％srfp-1增稠剂+2.0％高温缓蚀剂+1.0％助排剂+1.0％铁离子稳定剂；中粘度酸液配方为：15％hcl+0.12％srfp-1增稠剂+2.0％高温缓蚀剂+1.0％助排剂+1.0％铁离子稳定剂；低粘度酸液配方为：15％hcl+0.15％srfp-1增稠剂+2.0％高温缓蚀剂+1.0％助排剂+1.0％铁离子稳定剂；每段酸液总量为步骤(7)中主裂缝体积的2倍，前50％酸液注入排量为7.5m3/min，剩余酸液注入排量为4.5m3/min。三种酸液的黏度分别为2,3,5mpa.s。酸溶蚀率是95％。
三种酸液的总液量第一段为30m3，第二段为30m3，第三段为30m3，第四段为35m3，第五段为35m3，第六段为35m3，第七段为30m3，第八段为40m3，第九段为40m3，第十段为30m3，第十一段为40m3，第十二段为40m3，第十三段为40m3，第十四段为40m3；第十五段为40m3。先注入黏度为2mpa.s的低黏度酸液，然后注入黏度为3mpa.s的酸液，最后注入黏度为5mpa.s酸液，每种黏度的酸液用量比例分别取40％，30％，30％，排量都为7m3/min；
然后，换用黏度为2mpa.s的低黏度酸液，酸液量取步骤7)中主裂缝体积的2倍，前50％液量注入的排量为15m3/min，剩余酸液的注入排量为4.5m3/min，按此要求完成注入施工。
(9)低黏度滑溜水高排量注入：步骤(8)施工结束后等待10分钟，以15m3/min排量注入150m3低黏滑溜水。
(10)其他阶段施工及顶替作业等，按常规流程执行。
按上述步骤对该试验井进行了压裂施工，现场施工工艺取得成功。结合该井压后井温测井解释结果及压后裂缝模拟结果，证实该井主裂缝、分支缝及微裂缝均有破裂显示，且不同尺度裂缝显示沟通，实现了多尺度裂缝破裂。该井压后取得了较好的效果，压后初期日产气量为22×104m3/d，半年后日产量稳定在15×104m3/d左右。
通过该井的先导试验证明：借鉴本专利提出的工艺方法，压后初期日产气量达到邻井的2倍左右，且压后产量递减慢于邻井或邻区块，压后稳产及有效期增长，取得了显著的增油效果，提高该类储层的压裂改造效果。