本发明涉及油气开采技术领域，进一步地说，是涉及一种全尺度裂缝支撑方法。
背景技术：
目前，水平井体积压裂技术是研究与应用的热点和难点问题。但真正的体积裂缝形成条件是非常苛刻的，取决于适宜的储层条件和适应性强的压裂工艺参数的匹配。即使形成了体积裂缝，由于体积裂缝的尺度是不同的，有最大尺度的主裂缝，一般的造缝宽度在10mm以上；有与主裂缝连通的分支缝，造缝宽度一般在3mm以上；有与分支裂缝连通的次级裂缝系统，缝宽一般在1mm以上；此外，还有宽度在1mm以下的天然缝等微小裂缝，以上可基本划分为四种尺度的裂缝系统。
多尺度的造缝技术目前相对成熟，但全尺度裂缝支撑技术几乎一片空白。目前，常规的砂岩油气藏压裂，支撑剂基本是单一粒径的，且一般为20-40目的大粒径支撑剂。即使是页岩气压裂采用的多种粒径支撑剂，如70-140目、40-70目和30-50目的，其粒径大小及各种粒径的支撑剂占比是否与多尺度的裂缝缝宽匹配也是未知的。此外，小粒径支撑剂的加入时机问题也非常关键。目前的压裂注入程序基本未考虑各种粒径支撑剂的正确注入时机问题。室内多尺度裂缝的支撑剂输送机理模拟发现，小粒径支撑剂进入小尺度裂缝的时间较长，在小尺度裂缝中达到支撑剂平衡砂堤高度的平衡时间则更长。一般而言，小粒径支撑剂不但要能有机会进入小尺度裂缝系统，也应当有相当较长的至少超过其平衡砂堤时间的注入时间，以确保小尺度裂缝的充分有效充填。但目前的支撑剂注入模式及加砂泵注程序则基本没有考虑这些影响因素。
文献《深层页岩气水平井体积压裂技术》提出了针对性与现场可操作性均强的深层页岩气水平井体积压裂技术方案,即以平面射孔、多尺度造缝、全尺度裂缝充填及高角度天然裂缝延伸控制为核心,配套形成了多级交替注入模式(酸、滑溜水、胶液)以及以变黏度、变排量、混合粒径及小粒径支撑剂为主体的工艺方法,最大限度地提高了深层页岩气的有效改造体积(esrv)。该文献主要阐述技术思路,没有具体的实施方案。
因此，需要研究提出一种新的全尺度裂缝有效充填技术，以解决上述局限性，并提升压裂的增产效果和稳产期。
技术实现要素：
为解决现有技术中出现的体积压裂裂缝支撑效率低，有效改造体积低的问题，本发明提供了一种全尺度裂缝支撑方法。采用不同粘度液体配合不同粒径和浓度的支撑剂，变排量交替注入的方式，填充不同尺度裂缝的方法，力争实现主缝、支缝以及微缝等全尺度裂缝的支撑剂充填，从而提高体积压裂的有效改造体积，提高增产和稳产效果。
本发明的目的是提供一种全尺度裂缝支撑方法。
包括：
(1)压前储层评价；
(2)地应力剖面校核；
(3)模拟不同黏度、总液量及排量条件下的裂缝扩展规律及几何尺寸；
(4)在(3)的基础上，获得不同尺度裂缝的支撑剂粒径要求，支撑剂粒径不超过1/6裂缝缝宽；
(5)注入模式及注入参数的确定
压裂液造缝后注入相匹配的支撑剂，且低黏压裂液与高黏压裂液要多级交替注入；
(6)顶替、返排及求产流程。
优选：
步骤(3)，采用正交设计的方法，在软件模拟过程中，得到不同的裂缝长度及宽度数据。
步骤(5)，每段液量控制在50m3以下，交替注入的级数不超过5级。
步骤(5)，低黏压裂液与高黏压裂液的黏度比在6倍及以上。
低黏度压裂液的黏度为1～5mpa.s。
高黏度压裂液的黏度大于等于30mpa.s。
步骤(5)，施工的最后阶段是高黏度压裂液携带最大粒径的支撑剂
本发明具体可采用以下方案：
具体流程和步骤如下：
(1)压前储层评价
包括常规的岩性、物性、电性、含油气性、五敏特征、岩石力学、地应力特征及天然裂缝特征等。可依据常规的测井、录井、岩心实验分析等方法进行综合分析。
(2)地应力剖面校核
采用常规方法确定纵向各储隔层的地应力，并与测井解释的地应力剖面进行修正。
(3)模拟不同黏度、总液量及排量条件下的裂缝扩展规律及几何尺寸
可采用正交设计的方法，考察压裂液黏度、排量、及总液量等三参数五水平的裂缝扩展规律。压裂液的黏度可取1mpa·s、10mpa·s、50mpa·s、100mpa·s、200mpa·s；注入排量可分别取1m3/min、3m3/min、5m3/min、7m3/min、9m3/min，并可依据储层有效厚度进行适当的调整；液量分别取10m3、50m3、100m3、200m3、500m3，并可根据储层厚度及缝长设计要求等进行必要的调整，在软件模拟过程中，得到不同的裂缝长度及宽度数据。
(4)在(3)的基础上，获得不同尺度裂缝的支撑剂粒径要求，支撑剂粒径按照不超过1/6裂缝缝宽来进行选择匹配，并由既定的液量、排量组合下的缝长、缝高等数据，模拟需要的既定粒径支撑剂的用量。采用常规手段,根据裂缝尺度算体积,根据液量排量砂浓度等算支撑剂体积,两者相等即可。
(5)注入模式及注入参数的确定
根据上述分析，压裂液造缝后接着就注入相匹配的支撑剂，且低黏压裂液与高黏压裂液要多级交替注入。根据(3)的模拟结果，液量小时裂缝尺度也小，支撑剂用量也小。因此，兼顾现场压裂施工的便捷及可操作性，一般每段液量控制在50m3以下为宜，一般交替注入的级数不要超过5级。
值得指出的是，在进行交替注入时，为了实现“黏滞指进”效应，低黏压裂液与高黏压裂液的黏度比应在6倍及以上，在注入混合粒径时，压裂液的黏度应尽量低些，确保支撑剂在压裂液中克服粘滞力顺利进入与其粒径匹配的裂缝中。
施工的最后阶段是高黏度压裂液携带最大粒径的支撑剂。考虑到此时裂缝中的温度已大幅降低，经过模拟发现，大部分裂缝中的温度仅50℃-60℃。因此，在前期可以采用高黏度压裂液快速延伸主裂缝到预期的裂缝端部，然后，后期的携砂段可以适当降低黏度，提高压裂液的流动速度最快，确保其携砂性能不受影响。
(6)顶替、返排及求产流程，按常规技术步骤执行，在此不赘。
本发明具有以下技术特点和优良效果：
本发明思路新颖、方法系统、步骤清晰、切实可行，针对体积压裂裂缝支撑效率低的问题，提出了一种全尺度裂缝支撑技术，采用不同粘度液体配合不同粒径和浓度的支撑剂，变排量交替注入的方式，填充不同尺度裂缝的方法，提高主缝、支缝和微缝等全尺度裂缝的填充效率，提高了有效改造体积，改善了压后增产和稳产效果。
具体实施方式
下面结合实施例，进一步说明本发明。
实施例1：
某致密气a井，
(1)压前储层评价
包括常规的岩性、物性、电性、含油气性、五敏特征、岩石力学、地应力特征及天然裂缝特征等。可依据常规的测井、录井、岩心实验分析等方法进行综合分析。
(2)地应力剖面校核
采用常规方法确定纵向各储隔层的地应力，并与测井解释的地应力剖面进行修正。
(3)模拟不同黏度、总液量及排量条件下的裂缝扩展规律及几何尺寸
采用成熟商业软件模拟压裂液粘度、排量以及总液量等泵注参数，优选得到，该井采用1mpa·s、10mpa·s和50mpa·s三种粘度液体组合，对应排量分别为3m3/min、5m3/min和9m3/min，总液量分别为40m3、350m3和690m3，软件模拟得到主裂缝平均缝宽12mm，支缝缝宽7mm，次级支缝3mm，因此，对应选用30/50目支撑剂15m3，40/70目支撑剂30m3,100目支撑剂10m3。
(4)注入模式及注入参数的确定
在(3)的基础上制定泵注程序表，其中，每段液量选取45m3，在该井施工工程中，在加砂的前期和中期均有小粒径的注入，前期小粒径单独加入，中期小粒径与中粒径支撑剂交替混合加入，后期以大粒径支撑剂为主，其中，前期小粒径混砂浓度为3％-5％，中期保持不变，中期中粒径混砂浓度为7％-12％，后期大粒径混砂浓度为20％-25％。
低黏度压裂液黏度是1mpa·s；高黏度压裂液黏度是50mpa·s；进行三级交替注入,先注入中黏压裂液10mpa·s携砂,后期注入高黏压裂液50mpa·s,最后注入低黏压裂液1mpa·s在高黏压裂液中形成指进；
(5)顶替、返排及求产流程，按常规技术步骤执行，在此不赘。
该井采用新的全尺度裂缝支撑剂体积压裂技术完成作业，通过优化注入模式和程序，提高了压裂改造效果，该井压后日产气79000m3，较同区块其他探井产量提高41％以上。
实施例2：
某页岩气b井
(1)压前储层评价
包括常规的岩性、物性、电性、含油气性、五敏特征、岩石力学、地应力特征及天然裂缝特征等。可依据常规的测井、录井、岩心实验分析等方法进行综合分析。
(2)地应力剖面校核
采用常规方法确定纵向各储隔层的地应力，并与测井解释的地应力剖面进行修正。
(3)模拟不同黏度、总液量及排量条件下的裂缝扩展规律及几何尺寸
采用成熟商业软件模拟压裂液粘度、排量以及总液量等泵注参数，优选得到，该井采用3mpa·s、7mpa·s和45mpa·s三种粘度液体组合，对应排量分别为3m3/min、7m3/min和15m3/min，总液量分别为80m3、550m3和490m3，软件模拟得到主裂缝平均缝宽9mm，支缝缝宽3mm，次级支缝1mm，因此，对应选用30/50目支撑剂15m3，40/70目支撑剂25m3,100目支撑剂21m3。
(4)注入模式及注入参数的确定
在(3)的基础上制定泵注程序表，其中，每段液量选取50m3，在该井施工工程中，按照小粒径、中粒径和大粒径的顺序依次加入，其中，小粒径混砂浓度为3％-5％，中粒径混砂浓度为5％-10％，大粒径混砂浓度为15％-20％。
低黏度压裂液黏度是3mpa·s；高黏度压裂液黏度是45mpa·s；进行三级交替注入,先注入中黏压裂液7mpa·s携砂,后期注入高黏压裂液45mpa·s,最后注入低黏压裂液3mpa·s在高黏压裂液中形成指进；
(5)顶替、返排及求产流程，按常规技术步骤执行，在此不赘。
该井采用新的全尺度裂缝支撑剂体积压裂技术完成作业，通过优化注入模式和程序，提高了压裂改造效果，该井压后日产气63000m3，较同区块其他探井产量提高39％以上。
对比例：
以中国某页岩气x井为例，采用常规设计方法进行压裂施工改造，压后日产气32000m3，产量较低，且递减较快，改造效果明显低于实施新技术改造的页岩气井。