本发明涉及石油钻井技术领域，进一步地说，是涉及一种实现水力裂缝端部有效封堵的方法。本发明可用于致密砂岩、页岩等油气藏，即可用于直井，也可用于水平井水力压裂。
背景技术：
目前，不管是深层页岩气，还是常压页岩气，以及致密砂岩油气藏，在水力压裂中都需要在裂缝端部进行有效封堵，以大幅度提高裂缝内净压力，促使分支裂缝的起裂和延伸。当然，要实现裂缝端部的有效封堵，有个重要的前提是裂缝高度的有效控制，尤其在致密砂岩或块状碳酸盐岩油气藏中，裂缝高度的控制更为重要。而在页岩油气藏中，由于大量发育水平层理缝及纹理缝，对裂缝高度延伸起到了重要的屏蔽作用，可以只考虑裂缝端部的有效封堵即可。
目前常用的裂缝端部封堵方法主要采用了70-140目小粒径支撑剂，有时常用可溶性的缝内暂堵剂，但在裂缝内部暂堵存在暂堵位置的不确定性，且由于缝内暂堵后可容纳压裂液的裂缝体积相对较小，换言之，暂堵后可能注入不了多少压裂液及支撑剂，压力上升幅度就可能超过设计的施工限压，致使即使裂缝有转向，但其延伸的范围也相对有限。此外，暂堵之前的裂缝难以有压裂液和支撑剂的持续注入，因此，暂堵压裂形成的复杂裂缝只存在于中井或近井裂缝地带，难以在远井形成复杂裂缝，而这对提高裂缝改造体积的影响更是致命的。
中国专利cn105863595a提出一种全程暂堵压裂方法及其应用，在压裂的过程中加入缝内暂堵材料进行充分改造，在压裂完成后，注入近井带暂堵段塞实现暂堵，利用缝内暂堵和近井带暂堵材料实现全程暂堵压裂。此方法适用于水力喷射压裂改造和薄互层多段合压、限流压裂，能简化压裂工艺及钻具，保障施工成功率，降低作业风险，并提高改造效果，为水平井多段改造提供新思路与手段。该专利通过加入缝内暂堵材料和近井带暂堵段塞来实现暂堵，相比于本专利并未结合缝高控制技术、支撑剂优化等压裂工艺优化对裂缝端部的有效封堵提出针对性措施技术，有一定技术局限性。
《五里湾长6储层暂堵压裂工艺优化研究与应用》(钻采工艺2016年11月)该文献针对五里湾长6油藏面临常规改造措施针对性和有效性逐年变差，且含水上升快等技术难题，开展暂堵压裂工艺优化研究，对压裂工艺思路及参数进行优化，完成转向压裂缝长、砂量、暂堵剂加入速度等参数优化，同时完善形成配套压裂液体系,形成五里湾长6油藏暂堵压裂优化技术。现场应用实践表明,优化后的暂堵压裂技术具有较强的针对性和适用性,取得良好的控水增油效果。该文献针对五里湾长6油藏特点形成了暂堵压裂技术，相比于本专利并未结合缝高控制技术、支撑剂优化等压裂工艺优化对裂缝端部的有效封堵提出针对性措施技术，有一定技术局限性。
因此，如何在裂缝端部实施有效的封堵，对提高主裂缝全长度范围内的复杂性及改造体积，非常关键。有必要研究提出一种新的裂缝端部有效封堵的新技术，以解决上述技术局限性。
技术实现要素：
为解决现有技术中出现的问题，本发明提供了一种实现水力裂缝端部有效封堵的方法。针对目前水力压裂裂缝端部封堵技术造成的复杂裂缝主要存在于中井或近井裂缝地带问题，通过裂缝端部缝高控制技术、支撑剂类型及粒径优化、支撑剂注入时机及注入程序优化等综合优化技术，提高水力裂缝端部封堵的有效性，使暂堵后裂缝能有效转向且向远井地带延伸，提高主裂缝全长度范围内的复杂性和改造体积，以解决目前技术的局限性，实现储层增产效果的最大化。
本发明的总体技术思路：
(1)裂缝端部缝高剖面的有效控制。
由于裂缝刚起裂与延伸时，裂缝的体积相对较小，同样的压裂液体积及排量，缝高的延伸程度最高。此外，在裂缝延伸过程中，由于压裂液的滤失，裂缝端部的压裂液流动线速度逐渐降低，其造缝能力包括在缝高上的延伸能力逐渐降低。换言之，从井筒到裂缝的端部位置，缝高会逐渐降低，极端情况下，到裂缝端部的高度甚至会降低到0m，因此，如何在整体缝高控制的前提下，尽最大可能，延伸靠近缝端的裂缝高度，对提高裂缝有效改造体积，显得尤其重要。
为此，可采取在前置液造缝期间逐渐增加施工排量的策略，同时在造缝的前期，采取低黏度压裂液及高密度小粒径支撑剂混合注入的方法，控制靠近井筒的缝高的过度延伸，以防止在提排量过程中近井裂缝缝高的过快延伸而影响到裂缝端部的充分延伸。
上述施工策略主要在致密砂岩油气藏及块状碳酸盐岩油气藏中，更为适用。在页岩中可不予考虑。
(2)裂缝端部混合粒径超低密度支撑剂及可溶纤维混合注入。
拟采用超低密度的混合粒径支撑剂。支撑剂的视密度一般在1.05-1.25g/cm3之间，采用超低密度支撑剂的原因，一是其与压裂液的密度接近，跟随性较好，而是在裂缝高度上的悬浮性较好，一旦在裂缝端部产生有效封堵效应，在整个缝高上的封堵效应就会大幅度提升。如支撑剂密度较高，即使在裂缝端部封堵，但在缝高的顶部可能难有支撑剂的分布，这样只能实现缝端的部分封堵，这样裂缝内压力也难以真正有效建立起来。此外，采用超低密度支撑剂后，虽然在高闭合应力下易被压碎，但压碎的支撑剂碎块，在裂缝端部的封堵效果反而更好，更有利于端部封堵效应的有效实现。
之所以拟采用140-230目和70-140目的混合粒径支撑剂，主要利用不同粒径支撑剂间的颗粒架桥效应，如粒径单一，则渗透性会较好，则在裂缝端部的有效封堵效应就会大打折扣。混合粒径支撑剂的采用，也是为防止万一高闭合应力下支撑剂不破碎或破碎率低时的应急预防措施。
但为了增加支撑剂经过孔眼的高剪切后，仍能抱团，这样才可能最大限度地形成有效的封堵。为此，特采用长度在1-2cm范围的可溶纤维进行混合，以增加支撑剂的在裂缝端部的封堵效应。经室内实验研究，纤维与支撑剂的质量比应在1:10～1:20之间。
(3)支撑剂注入时机及注入程序优化。理想的情况是当支撑剂前缘到达裂缝端部时的长度正好是设计的支撑缝长。支撑剂的加入时机非常关键，如加早了，支撑缝长达不到设计预期；反之，加晚了，支撑缝长又超过设计预期。为此，可应用成熟的裂缝扩展模拟商业化软件，如fracpropt,stimplan,gofher等，模拟支撑剂在裂缝长度及高度上的浓度分布剖面，调节支撑剂的加入时机、起始砂液比、砂液比台阶式增幅、最高砂液比及每段砂液比的体积与对应的注入排量，优化的目标函数是支撑剂铺置前缘长度与造缝相等，且支撑剂的铺置从缝端开始向及近井方向的长度应在10-15m，支撑剂的铺置浓度折算的支撑缝宽与对应长度上的造缝宽度相当或误差在10％以内(此时最好是造缝宽度大于支撑宽度)。
上述要求的裂缝端部的支撑长度及支撑剂浓度要求，都是考虑到裂缝端部封堵的可靠性及稳定性，否则，万一后续随压裂液的持续注入，缝内净压力大幅度提升了，如裂缝端部封堵的不牢靠，甚至再次发生裂缝端部封堵位置处的支撑剂运移，则会使净压力的上升过程嘎然而止，造成施工目的反预期甚至导致整个压裂施工的失败。
本发明的目的是提供一种实现水力裂缝端部有效封堵的方法。
裂缝端部混合粒径超低密度支撑剂及可溶纤维混合注入；
支撑剂的视密度为1.05-1.25g/cm3；采用140-230目和70-140目的混合粒径支撑剂；纤维长度为1～2cm；
纤维与支撑剂的质量比为1:10～1:20。
支撑剂铺置前缘长度与造缝相等，且支撑剂的铺置从缝端开始向及近井方向的长度在10-15m，造缝宽度大于等于支撑宽度，支撑缝宽与对应长度上的造缝宽度误差在10％以内。
所述方法包括：
(1)关键储层参数的评估；
(2)地质工程综合甜点评价及簇射孔位置确定；
(3)裂缝参数系统的优化；
(4)压裂施工参数的优化；
(5)射孔作业；
(6)酸预处理作业；
(7)低黏度压裂液变排量造缝施工；
(8)140-230目及70-140目混合支撑剂注入施工；
(9)不同粒径支撑剂压裂注入施工；
(10)顶替作业。
其中，优选：
步骤(6)，注酸排量为1-1.5m3/min，液量为10-20m3。
待设计酸液量的30-40％的酸进入靠近跟部第一簇射孔位置后，分1次或2次以上，逐步提高替酸排量；每次排量提高的幅度在30％以上，但不超过步骤(4)设计优化的最高排量。
步骤(7)，采用黏度2-12mpa.s的低黏度滑溜水，分别取最高排量的50％、75％及100％进行变排量施工；
每个排量施工时间，根据步骤(4)优化的前置液体积，各阶段注入量为前置液总量的30-35％。
施工开始液量达到前置液的20％后开始加70-140目视密度在3.3g/cm3以上的高密度支撑剂，高密度支撑剂的体积为3-5m3；砂液比为1-3-5-7％；每个砂液比按剩余前置液均分原则进行。指每个砂液阶段对应的前置液注入液量，如开始加砂时剩余前置液注入量为200m3，则砂液比为1-3-5-7％对应的注入量分别为50m3。
步骤(8)，
裂缝端部混合粒径超低密度支撑剂及可溶纤维混合注入；
支撑剂的视密度为1.05-1.25g/cm3；采用140-230目和70-140目的混合粒径支撑剂；纤维长度为1～2cm；
纤维与支撑剂的质量比为1:10～1:20；
140-230目及70-140目支撑剂的体积比为(1.5～2):1；
井口压力上升速度井口压力上升速度为0.8～1.2mpa/min。
步骤(9)，分别加70-140目、40-70目和30-50目支撑剂；直到最后完成所有设计支撑剂的正常注入施工。
支撑剂铺置前缘长度与造缝相等，且支撑剂的铺置从缝端开始向及近井方向的长度在10-15m，造缝宽度大于等于支撑宽度，支撑缝宽与对应长度上的造缝宽度误差在10％以内。
步骤(10)，按当段井筒容积的105-110％注入顶替液；排量采用步骤(4)优化的最高值。
本发明具体可采用以下技术方案：
(1)关键储层参数的评估
包括储层的纵横向展布、岩性及全岩矿物组分、五敏性、物性、含油含气性、岩石力学及三向地应力特征及其在纵向和横向上的分布场、水平层理缝和高角度天然裂缝特征及分布，以及温度压力及地下流体特性参数等。
可综合采用地震、测井、录井、随钻分析、测试及导眼井或邻井岩心室内测试分析等手段，综合权衡确定。要考虑到各种相关参数的动静态转换关系，一般压裂用的参数，都是静态参数，因压裂本身是个准静态过程。可由导眼井或邻井上建立各种参数的动静态转换关系。水平井段由于难以取到岩心，需要对比水平段与导眼井或邻井的测井参数对比及上述已建立的相应动静态转换关系，确定水平段各有关静态参数沿水平井筒上的分布剖面。
(2)地质工程综合甜点评价及簇射孔位置确定
在步骤(1)的基础上，应用常规的方法，分别计算地质甜点及工程甜点指标，然后按等权重分配方法，计算综合的地质工程甜点沿水平段分布的连续曲线。然后，结合步骤3)确定的裂缝总条数(对应簇间距)，再结合水平井筒的固井质量测井结果，及考虑到避开短套管接箍位置，综合确定总的分段数。段内簇射孔位置的优化，要考虑到目前采用的段内2-4簇射孔的限定条件，并尽量要求各预定射孔位置处的综合甜点指标相当或差异在20％以内，尤其是工程甜点的在段内的相当或接近，更为重要，它关系到段内多簇射孔处的裂缝均匀起裂和同步延伸问题。
(3)裂缝参数系统的优化
在步骤(1)的基础上，应用常用的地质建模软件petrol，建立目标井沿水平井筒及垂直其方向全缝长(一般全缝长可考虑到700m内)范围内的精细地质模型。然后将此地质模型参数整体导入到压裂产量预测常用的商业软件eclipse中，作为压裂产量预测需要输入的原始地质参数。然后，按照等效导流能力方法(为减少模拟工作量，将裂缝宽度放大一定的倍数后，按比例缩小裂缝内支撑剂的渗透率，使它们的乘积，即裂缝的导流能力保持不变)，然后，按正交设计方法设计模拟的方案参数，模拟不同的裂缝长度、导流能力、缝间距及裂缝长度布局(等缝长分布、两头长中间短的u型分布、长短交互的w型分布和纺锤形分布等)。
上述为主裂缝模拟方案设计。支裂缝及微裂缝也按上述同样的方法设置，但为简便起见，支裂缝的长度、导流能力及缝间距取主裂缝的1/10，裂缝布局取简单的等缝长分布模式，微裂缝取值又是支裂缝的1/10。模拟方法同支裂缝。
将上述三级裂缝放置进地质模型中，然后运算不同时间的压后产量动态，从中优选压后产量相对最大或经济净现值最大对应的三级裂缝参数系统，即为优化结果。
(4)压裂施工参数的优化
为了获得步骤(3)中优化的裂缝参数系统，应用上述fracpropt、stimplan、gofher等成熟的商业模拟软件，仍按正交设计方法，模拟不同的压裂施工参数(液量及不同类型压裂液的液量体积占比，支撑剂体积及不同类型和粒径支撑剂的体积占比，不同类型压裂液的黏度、注入排量及不同类型压裂液对应的注入排量、砂液比及其注入程序设计等)，从中观察上述不同压裂施工参数下的裂缝动态变化规律，与步骤(3)中优化裂缝参数对应的压裂施工参数，即为压裂施工参数的优化结果。
对支裂缝及微裂缝对应的压裂施工参数优化，也同样按上述方法执行。考虑到上述主裂缝、支裂缝及微裂缝，可能是同时存在的，因此，除了压裂液黏度不能累加外，其它施工参数都可累加。
(5)射孔作业
一步应用常规的桥塞射孔联作方法进行射孔作业。第一段射孔采用连续油管携带射孔枪进行，且不用桥塞。其它段采用泵送方法运移桥塞及射孔联作工具串。桥塞到达预定位置后座封，丢手，然后，逐级上提射孔枪到步骤(2)确定的簇射孔位置，点火，射孔。所有簇射孔完成后，上提射孔工具串。倒注酸注入流程，同时连接好主压裂注入流程。
(6)酸预处理作业
按步骤(1)的导眼井岩心，取不同酸类型及配方，进行酸岩配伍性及酸溶蚀率实验，取配伍性好且酸溶蚀率最高的酸类型及配方。
注酸排量一般1-1.5m3/min，液量一般10-20m3，酸注完后，倒压裂液注入流程，一般为黏度2-12mpa.s的低黏度滑溜水，替酸排量一般为4-5m3/min，但当酸快进入靠近跟部的第一簇射孔位置后，将替酸排量再降低到先前的注酸低排量水平，以增加酸岩反应时间和酸压降效果。
为了增加酸均匀进入各簇射孔的机率，待酸进入靠近跟部第一簇射孔位置后30-40％时，依据各段射孔簇数的多少，分1次或2次以上，逐步提高替酸排量。每次排量提高的幅度应在30％以上，但不会超过步骤(4)设计优化的最高排量。
(7)低黏度压裂液变排量造缝施工
按照思路(1)要求，采用黏度2-12mpa.s的低黏度滑溜水，并根据步骤(4)优化的最高排量，分别取其50％、75％及100％进行变排量施工。每个排量施工时间，可根据步骤(4)优化的前置液体积，按三等分原则进行注入。为增加缝高向下延伸的遏制力，需要在前置液全程(施工开始液量达到前置液的20％后开始加70-140目视密度在3.3g/cm3以上的高密度支撑剂，该支撑剂的体积可为3-5m3。可连续加砂，砂液比按1-3-5-7％执行，每个砂液比按剩余前置液均分原则进行。
但如果是页岩地层，且最小水平主应力与上覆应力相对接近时，为避免水平层理缝的张开对垂向缝高的遏制作用，需要采用黏度达60-80mpa.s的高黏度压裂液，且不采用变排量策略，而直接采用尽快提升排量到设计最大值的方法，将起始缝高尽可能高的延伸。也不用加高密度70-140目小粒径支撑剂。
(8)140-230目、70-140目混合支撑剂及可溶性纤维混合注入施工
主体参数按思路(2)及思路(3)及步骤(4)优化的结果执行。为增加裂缝端部的有效封堵效应，140-230目及70-140目支撑剂的体积比在1.5:1和2:1之间执行。纤维质量与支撑剂质量比为1:10～1:20之间。
上述施工参数是按模拟来的，还需要结合现场施工压力的变化进行实时调整，一般要求井口压力上升速度1mpa/min，上下差异幅度不能超过10-20％，否则，要及时调整砂液比及注入程序，直到井口压力的上升幅度达到上述要求为止。
(9)不同粒径支撑剂压裂注入施工
在步骤(8)达到预期要求的基础上，根据井口限压要求，可留有5-10mpa的压力窗口，在此前提下，可一直注入保持裂缝净压力的持续增加。
然后，按正常的加砂程序，分别加70-140目、40-70目和30-50目支撑剂。直到最后完成所有设计支撑剂的正常注入施工。
支撑剂铺置前缘长度与造缝相等，且支撑剂的铺置从缝端开始向及近井方向的长度在10-15m，造缝宽度大于等于支撑宽度，支撑缝宽与对应长度上的造缝宽度误差在10％以内。
(10)顶替作业
按当段井筒容积的105-110％注入顶替液。排量采用步骤(4)优化的最高值。前期的30-40％顶替液为黏度60-80mpa.s，以增加压裂液对水平井筒支撑剂的携带效果，防止后续段下桥塞遇阻。然后换用黏度1-3mpa.s的低黏度滑溜水，直到将所有顶替液注完为止。
(11)其它段的作业，重复步骤(5)～步骤(10)，直到将所有段施工完为止。
(12)钻塞、返排、测试及正常生产等环节，参照常规流程及标准执行，在此不赘。
发明的效果
与现有的常规水力压裂技术相比，本发明所述提出了一种全新的压裂裂缝端部有效封堵技术，压裂过程中不再采用单一小粒径支撑剂或可溶性缝内暂堵剂进行封堵，而是在储层参数评价基础上，通过裂缝端部缝高控制技术、支撑剂类型及粒径优化、支撑剂注入时机及注入程序优化等综合优化技术，提高水力裂缝端部封堵的有效性。
本发明可有效提高水力裂缝端部封堵的有效性，使暂堵后裂缝能有效转向且向远井地带延伸，提高主裂缝全长度范围内的复杂性和改造体积，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，压裂液、支撑剂等提前备好，不同施工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，目的层段岩性为长石砂岩，天然裂缝较发育。目的层压裂井段为3537.2-4142.0m，储层平均杨氏模量33.4gpa，平均泊松比0.24；目的层温度为132℃。为了解该目的层的含油性及产能，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，目的层段岩性为长石砂岩，粘土矿物含量12.6～38.7％，平均25.3％；硅质矿物含量18.9～54.3％，平均38.4％；碳酸盐矿物含量7.2～34.6％，平均12.7％。含油气性为含气，裂缝主要发育在泥岩中，砂岩中裂缝发育程度相对较低；高角度天然裂缝欠发育，见水平层理缝；储层具弱速敏、弱-中酸敏、弱-中水敏、弱-中应力敏感性特征；储层平均杨氏模量33.4gpa，平均泊松比0.24，抗拉强度11.3-17.6mpa；最大水平主应力96.4-98.5mpa，最小水平主应力：77.9-79.2mpa，目的层温度为132℃。
(2)地质工程综合甜点评价及簇射孔位置确定：根据(1)中参数评价，结合邻井资料和petrel地质建模软件，计算得出地质甜点和工程甜点沿水平段及其横向上水力裂缝波及范围，进而得出综合甜点，以此确定每段每簇射孔位置。本井分4段压裂，每段分2-3簇。
(3)裂缝参数系统优化：通过正交方法模拟计算，确定采用等缝长分布，半缝长220-240m，导流能力3-5dc.cm；分4段压裂，1-2段每段2簇，3-4段每段3簇，簇间距15-20m。
(4)压裂施工参数优化：根据gofher软件正交模拟计算，确定每段施工参数。其中单段施工液量1000-1200m3，支撑剂量50-60m3，施工排量2-10m3/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50-60mpa·s，低黏滑溜水黏度2-5mpa·s高黏滑溜水黏度30mpa·s左右，支撑剂为140-230目、70-140目、40-70目和30-50目支撑剂。射孔孔径初步选用13.9mm，孔密为16孔/m。
(5)射孔作业：第一段射孔采用连续油管携带射孔枪进行，且不用桥塞。其它段采用泵送方法运移桥塞及射孔联作工具串。
(6)酸预处理作业：根据配伍性及酸溶蚀率实验，选用盐酸作为预处理液，配方为15％hcl+2.0％高温缓蚀剂+1.0％助排剂+1.0％铁离子稳定剂，每段用量15m3。第1、2段先以1.5m3/min排量注入15m3酸液，倒压裂液注入流程，先以5m3/min排量注入5m3压裂液，再以7m3/min排量注入10m3压裂液；第3、4段先以1.5m3/min排量注入15m3酸液，倒压裂液注入流程，先以5m3/min排量注入5m3压裂液，再以7m3/min排量注入5m3压裂液，再以9m3/min排量注入5m3压裂液。
(7)低黏度压裂液变排量造逢施工：第1、2段低粘度压裂液用量为210m3，分别以排量5m3/min、7.5m3/min、10m3/min注入70m3低黏压裂液；第3、4段低粘度压裂液用量为240m3，分别以排量5m3/min、7.5m3/min、10m3/min注入80m3低黏压裂液。
施工开始液量达到前置液的20％后开始加70-140目视密度为3.4g/cm3的高密度支撑剂4m3；砂液比为1-3-5-7％；每个砂液比按剩余前置液均分原则进行。
(8)140-230目及70-140目混合支撑剂及可溶性纤维混合注入施工
该步骤140-230目及70-140目支撑剂用量分别为5m3、3m3，砂液比为3％，注入排量为5m3/min。纤维长度1.5cm，加入量为640kg。
支撑剂的视密度1.2g/cm3；纤维与支撑剂的质量比是1:15
(9)不同粒径支撑剂压裂注入施工
该步骤70-140目、40-70目和30-50目支撑剂用量分别为5m3、22m3、25m3，70-140目支撑剂阶段砂液比为5-7-9-11％，注入排量为5m3/min；40-70目支撑剂阶段砂液比为8-12-16-20％，注入排量为5-8m3/min；30-50目支撑剂阶段砂液比为16-20-24％，注入排量为8-10m3/min。
支撑剂铺置前缘长度与造缝相等，且支撑剂的铺置从缝端开始向及近井方向的长度在12.2m，造缝宽度大于等于支撑宽度，支撑缝宽与对应长度上的造缝宽度误差为8.6％。
(10)顶替作业：顶替液总液量为150m3，先以10m3/min顶替50m3高黏滑溜水，剩下的换低黏滑溜水至顶替完成。
(11)钻塞、返排、测试及正常生产等环节，参照常规流程及标准执行，在此不赘。
按上述步骤对该井进行了压裂施工，现场施工工艺取得成功。结合该井压后产气剖面测试结果，证实该井压后裂缝相比于邻井同规模压裂产生裂缝的缝长更长，裂缝复杂性及改造体积更大。该井压后取得了较好的效果，压后初期日产油气为6.5*104m3/d，半年后日产量稳定在3.0*104m3/d左右，优于邻井同层效果。
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，且压后产量递减明显慢于邻井或邻区块，压后稳产及有效期明显增长，取得了显著的增油效果，提高该类储层的压裂改造效果。