本发明涉及特低渗和致密砂岩油气储层改造技术领域，进一步地说，是涉及一种适用于致密砂岩储层层内有效改造的选择性压裂的新方法一种。
背景技术：
目前的特低渗和致密砂岩油气藏分布越来越多，如胜利的滩坝砂、鄂尔多斯的红河油田等。目前一般采取直井分层压裂和水平井分段压裂技术，且单层和单段的压裂加砂规模越来越大。虽然也取得了一定的效果，但从技术而言，仍存在以下的问题：
(1)特低渗和致密油气藏的含油气性与物性一般具有正相关关系，物性越好，即储层孔隙度和渗透率等越好，含油气也越好。物性差的地方，油气富集性也一般变差。对于特低渗和致密油气藏，现有的压裂理念是进行大型压裂，即大的施工排量和施工规模，但由于大型压裂形成的裂缝缝高及缝长都相对较大，使得所有富含油气及油气贫瘠区都一次被压开了，而出油气的裂缝面积可能仅占总面积的很小比例，甚至只占有效储层的10％甚至更低，造成压裂液、支撑剂和设备功率的极大浪费。
(2)压裂液配方的配伍及防膨性等指标，更多地仅考虑了储层的矿物组分及敏感性进行优化或优选，对大型压裂沟通的泥岩或含泥岩成分高的砂泥岩互层，则上述压裂液配方就不一定适用。一方面，单一的压裂液配方由于大型压裂将储层和泥岩隔层都同时压开，容易造成泥岩水化和粘土的大面积膨胀运移，形成无效裂缝，甚至此膨胀的泥饼类物质会向流动性好的砂岩或砂岩含量高的区域流动，造成对有效裂缝导流能力的极大伤害，且难以缓解或消除。
(3)由于泥质含量高的区域，岩石塑性增强，裂缝起裂和延伸困难，也会造成早期砂堵等被动局面。即使有支撑剂支撑，由于嵌入等问题更为突出，最终形成的裂缝导流能力会大幅度降低。
文献《水平井裸眼选择性分段压裂完井技术及工具》(石油机械，2011年)介绍了一种利用油管作为完井和压裂管串一趟下入裸眼水平段中,不需要下套管固井、射孔等作业,实现裸眼水平段选择性分段压裂工艺技术,并详细介绍了这种技术的管串结构、工艺原理、技术特点、配套工具以及现场的应用情况。该技术主要是针对水平井筒范围内段与段之间的选择性压裂，对于纵向上储层范围内的充分改造没有涉及。
文献《滑套固井选择性压裂技术研究》(东北石油大学硕士论文，2015年)研究了一种全通径机械式可开关滑套固井分层压裂工艺技术，该工艺针对苏里格气田81/2″井眼下51/2″套管的直井设计了滑套固井分层完井压裂工艺。重点针对机械式可开关滑套多次开关的高压密封件寿命,滑套内筒的可靠锁定进行了设计和试验,通过组合密封和弯曲梁锁定机构解决了滑套密封和锁定难题。针对可开关滑套开展了开、关工艺研究,设计了机械式开关工具和液压式开关工具。针对滑套固井,设计了配套固井胶塞。围绕直井滑套固井分层压裂,开展了滑套校深,开关作业等工艺研究,形成了一套81/2″井眼的滑套固井分层压裂技术。进行了一口井的现场试验和分析总结。该文献只涉及了一种分层压裂工具，能够解决纵向上多层的压裂要求。但对于如何实现一个储层内如何进行充分的压裂改造没有涉及。
技术实现要素：
为解决现有技术中出现的问题，本发明提供了一种层内选择性压裂方法。对于特低渗和致密砂岩油气藏，按此方法进行压裂施工，在节约压裂材料、降低施工成本的同时能够充分的改造有效储层。
本发明的目的是将所有或大部分油气富集区进行选择性改造，油气含量少的区域尽量不改造或少部分改造，提高压裂效率，降低压裂成本。
相比于特低渗和致密砂岩油气藏常规压裂改造工艺，采取比常规压裂更小的排量、比常规压裂液更低的黏度，在井底慢慢积聚压力，优先将物性好的区域压开。排量和黏度都要求相对较低，否则又可能产生较大面积的无效裂缝。为配合较小排量和较低黏度的支撑剂携带和运移，支撑剂体积密度可以在1.05g/cm3-1.2g/cm3，视密度可以在0.6g/cm3-0.8g/cm3。(适合60mpa以上闭合压力的地层需要)，此支撑剂密度与水相当，基本上压裂液运移到哪里，支撑剂也相应运移到哪里，且纵向上的支撑剂悬浮能力也最强，基本在不同的垂向位置上都有支撑剂的分布；在泵注程序设计上，设计不均匀铺砂模式，可采取段塞式加砂模式、螺旋式加砂模式或上述两种加砂模式的混合模式。上述泵注程序设计比连续的加砂模式形成的裂缝导流能力还要高。此外，在总体砂液比设计上追求部分单层铺置模式，即要应用相对较低的砂液比进行施工。
本发明的目的是提供一种层内选择性压裂方法。
包括：
(1)酸预处理
酸强度为1-1.5m3/m，酸排量为1-1.5m3/min；
酸液初始注入排量低于2m3/min；
(2)前置液阶段采用低排量注入，为2-3m3/min；压裂液选用黏度1-2mpa.s的滑溜水和黏度10-20mpa.s低粘度压裂液混合注入；
先采用滑溜水，再加入低黏压裂液，滑溜水所占体积比例为50％-60％，低黏压裂液所占比例为40％-50％；
(3)起步砂液比为2-3％，砂液比的台阶式增幅设定为2-4％，最高砂液比为20％；
(4)顶替：比井筒容积少1-2m3液体欠顶替，排量逐级降低直至0；
(5)压后放喷：关井1-2小时等裂缝闭合，闭合后放喷速度参照常规压裂的放喷速度，加快20-30％。
其中，优选：
如果地层厚度超过20m，采取投球压裂方法，投球的数量设计为总射孔数量的50％；然后按上述的(1)-(3)重复进行。
步骤(1)中，酸液初始注入排量为1-1.5m3/min。
步骤(2)中，前置液比例为10-50％。
步骤(3)中，平均砂液比为5-10％。
步骤(3)中，支撑剂体积密度为1.05g/cm3-1.2g/cm3，视密度为0.6g/cm3-0.8g/cm3。
具体可采用以下主要步骤：
(1)酸预处理(防止破裂压力太高，难以控制初始的裂缝高度)。酸配方综合考虑井筒污染堵塞物和岩石的矿物组分。一般可采取稀土酸，配方为：1.5％hf+12％hcl+其它的添加剂(缓蚀剂、防膨剂等)酸的用量按地层厚度，用酸强度一般取1-1.5m3/m，排量一般1-1.5m3/min。
(2)酸液初始注入排量可设计为1-1.5m3/min，可依据储层厚度适当调整，但总的原则是初始排量应低于2m3/min。
(3)前置液阶段采用低排量注入，一般为2-3m3/min,压裂液可选用黏度1-2mpa.s的滑溜水和黏度10-20mpa.s低粘度压裂液混合注入。如井深不深，因为排量较小，甚至可用活性水。活性水的配方相对成熟，一般加些防膨剂和助排剂即可，可根据具体岩石的矿物组分适当调整配方。
(4)前置液比例可设计为10-50％，如天然裂缝相对发育，取上述范围内的高限，反之取低限。考虑到应用易于携带的超低密度高强度支撑剂，上述前置液比例可参照对应区块或邻近区块的可对比井资料，适当降低5-10个百分点。
(5)砂液比的设计，起步砂液比可定为2％，砂液比的台阶式增幅设定为2％，最高
砂液比可定为20％，平均砂液比在5-10％即可。
如用段塞式：2％-0-3％-0％-5％-0……20％；
如用螺旋式：2％-4％-6％-8％-4％-6％-8％-10％........16％-18％-20％；
(6)如果地层厚度相对较大，如超过20m，为提高压开程度，可以采取投球压裂方法，投球的数量设计为总射孔数量的50％即可(少了不起作用，多了万一全压开就会在井底迅速憋压造成事故)。投球后施工步骤，按上述的(1)-(5)重复进行即可。
(7)顶替：由于不担心砂堵等问题，可适当比井筒容积少1-2m3液体欠顶替，排量可逐级降低直至0，以防止停泵后裂缝继续延伸，造成缝口处导流能力的损失。
(8)压后放喷：因不担心支撑剂的沉降问题，可适当关井1-2小时等裂缝闭合。闭合后放喷速度可适当加快，如每小时放喷10-20m3，也可参照常规压裂的放喷速度，适当加快20-30％即可。
本发明所提出的一种层内选择性压裂的新方法，对于特低渗和致密砂岩油气藏，按此方法进行压裂施工，在节约压裂材料、降低施工成本的同时能够充分的改造有效储层。
应用领域：本发明主要应用于特低渗和致密砂岩油气藏储层改造领域。
应用前景：在特低渗和致密砂岩油气藏储层改造所需加砂规模、施工排量、压裂液用量和砂液比等要求越来越大的背景下，本发明所述方法采取的加砂规模、施工排量压裂液用量和砂液比等都比现行常规压裂要求较低，在降低施工成本的同时，能够充分的改造有效油气储层，具有广阔的应用前景和经济价值。
具体实施方式
下面结合实施例，进一步说明本发明。
实施例
x井是位于鄂尔多斯盆地大牛地气田的一口致密砂岩气井，储层深度2692m，储层岩性为褐灰色细砂岩，储层厚度10.8m，渗透率0.84×10-3μm2，孔隙度9.8％，含气饱和度60.0％，杨氏模量为23292mpa，平均泊松比0.24，原始地层压力9.06mpa，地层压力系数0.89，地层温度83.4℃，温度梯度3.1℃/100m。该井进行了水平井分段压裂工艺，采用本发明所述方法，具体实施过程如下：
(1)酸预处理。以1.0m3/min排量注入10m3与储层配伍性较好的前置酸液，其中酸液配方为：1.5％hf+12％hcl+其它的添加剂(缓蚀剂、防膨剂等)；
(2)前置液阶段。以2.0m3/min排量注入80m3低黏滑溜水，随后以3m3/min注入65m3低黏压裂液，其中滑溜水黏度在1mpa·s-2mpa·s，基液黏度在10mpa·s-20.0mpa·s左右，使得地层慢慢憋开，避免裂缝纵向上过度延伸；
(3)携砂液阶段。以3.0m3/min注入携砂液198m3,初始砂液比为2％，最高砂液比为20％。支撑剂加入顺序为：2％-4％-6％-8％-........16％-18％-20％，其中所用支撑剂为70-100目超低密度支撑剂，支撑剂视密度为1.05g/cm3和体积密度为0.6g/cm3。
(4)顶替。加砂结束后，以3m3/min排量顶替滑溜水15m3后降低排量至2m3/min再顶替滑溜水3m3。其中所顶替滑溜水比整个井筒容积少1-2m3。目的是防止停泵后裂缝继续延伸，造成缝口处导流能力的损失。
(5)压后放喷。关井1-2小时等裂缝闭合后开始放喷。
通过本方法的实施，x井压后产量达到45000m3/天，明显高于邻井平均产量32000m3/天，增产40％。且通过压后温度测井得到平均裂缝高度为17.8m，裂缝在储层内延伸比例为60％，大大高于其他井的延伸比例。