一种提高砂岩储层气井产能的复合暂堵转向压裂方法与流程

本发明属于气井压裂技术领域，具体涉及一种提高砂岩储层气井产能的复合暂堵转向压裂方法。

背景技术：

压裂是低渗油气藏储层改造、实现效益开发的重要途径，暂堵转向压裂技术可封堵原裂缝，实现裂缝转向，形成新的裂缝，从而形成复杂缝网体系，增加气井泄流面积，实现气井增产目的。

常规的暂堵转向压裂方法是通过在压裂过程中注入化学暂堵剂，进行裂缝内的暂堵，迫使裂缝转向延伸。目前应用较多的暂堵剂为化学暂堵剂和纤维暂堵剂。采用的化学暂堵剂主要分为两种，一种是水溶性暂堵剂，另一种是采用油溶性暂堵剂。暂堵剂主要是利用一定的粒径进行孔内的堆积，或者通过成胶作业形成滤饼，从而形成渗透率极低、抗压程度高的暂堵阻挡层，实现裂缝封堵，使裂缝转向延伸。纤维暂堵剂在压裂施工中随支撑剂一起泵入地层裂缝中，通过纤维网络与支撑剂在裂缝中形成稳定复合体，同时较短纤维在裂缝壁面弯曲暂时防止后续流体通过。提高缝内静压力，以达到转向的目的，施工完成后纤维逐渐溶解，裂缝又逐渐恢复原支持缝导流能力。

现有的压裂方法存在以下两点问题：

1、化学暂堵剂和纤维暂堵剂都存在可控性弱，使裂缝延伸压力升高幅度不大，裂缝转向延伸不明显，不易形成转向裂缝；

2、化学暂堵材料不能彻底降解，容易对地层造成较大的伤害，不能大幅提高裂缝导流能力；

3、纤维暂堵剂存在封堵能力差，裂缝易突破，提高压裂改造增产效果不明显。

技术实现要素：

本发明的目的在于克服上述现有技术的不足，提供一种提高砂岩储层气井产能的复合暂堵转向压裂方法，克服了现有技术中1：化学暂堵剂和纤维暂堵剂都存在可控性弱，裂缝延伸压力升高幅度不大，裂缝转向延伸不明显，不易形成转向裂缝，2：化学暂堵材料不能彻底降解，容易对地层造成较大的伤害，不能大幅提高裂缝导流能力，3：纤维暂堵剂存在封堵能力差，裂缝易突破，提高压裂改造增产效果不明显等问题。

为了解决技术问题，本发明的技术方案是：一种提高砂岩储层气井产能的复合暂堵转向压裂方法，包括以下步骤：

步骤1)选取可实施暂堵转向压裂的改造砂岩储层气井和改造砂岩储层；

步骤2)根据步骤1)所述改造砂岩储层气井和改造砂岩储层的地质资料及邻井生产动态资料，其中改造砂岩储层气井和改造砂岩储层的地质资料包括储层有效厚度、砂体厚度、测井及录井解释的储层物性参数，其中邻井生产动态资料包括地质条件相似的邻井产量和压力变化曲线，结合压裂分析软件模拟计算，输入改造砂岩储层气井和改造砂岩储层的地质资料及邻井生产动态资料，输出裂缝形态参数及裂缝导流能力，根据裂缝形态参数及裂缝导流能力确定压裂施工参数；

步骤3)计算复合暂堵剂用量，其中复合暂堵剂由泡沫暂堵剂和纤维暂堵剂组成，其中纤维暂堵剂用量为泡沫暂堵剂质量分数的3‰；

步骤4)设置泵注施工步骤，设计压裂施工泵序；

步骤5)配置泡沫暂堵剂工作液；

步骤6)主压裂施工，利用复合暂堵剂对砂岩储层气井的原裂缝进行封堵，使裂缝产生转向后，进行转向压裂阶段施工。

优选的，所述步骤1)中选取可实施暂堵转向压裂的改造砂岩储层包括以下条件：

(1)改造砂岩储层的水平最大主应力和最小主应力的应力差为6～10mpa；

(2)改造砂岩储层的微裂缝较为发育，平均微裂缝条数大于每米储层厚度1.2条；

(3)改造砂岩储层具有较高的脆性系数，脆性系数为0.33～0.42；

(4)改造砂岩储层纵向上与泥岩遮挡层的应力差大于6mpa，且泥岩遮挡层厚度大于5m。

优选的，所述步骤中2)中结合压裂分析软件模拟计算，确定改造砂岩储层段的支撑剂用量、平均支撑剂加入浓度、施工排量和压裂液用量，其中加复合暂堵剂前支撑剂用量，转向裂缝加入支撑剂用量，应用压裂分析软件模拟计算裂缝参数，暂堵转向前裂缝的导流能力、裂缝长度、裂缝高度和裂缝宽度，暂堵转向后裂缝的导流能力、裂缝长度、裂缝高度和裂缝宽度，其中支撑剂为20～40目的陶粒。

优选的，所述步骤3)中泡沫暂堵剂用量和纤维暂堵剂用量的计算步骤如下：

(1)单层改造砂岩储层所需的泡沫暂堵剂为裂缝封堵的暂堵剂、裂缝滤失的暂堵剂和近井筒滤失的暂堵剂的合计用量：

v泡沫＝v裂缝封堵+v裂缝滤失+v近井筒滤失＝(hi×li×wi×1/2)×2+(hi×li×xi×1/2)×2+π(r2²-r1²)×hi×φi(m³)；

(2)改造砂岩储层气井的单井多层压裂所需的泡沫暂堵剂为：

(3)单层改造砂岩储层所需纤维暂堵剂加量为：m纤维＝v泡沫×1000×3/1000

(kg)；

(4)改造砂岩储层气井的单井纤维暂堵剂加量为：

以上公式中：

hi—裂缝高度，单位：m；

li—裂缝长度，单位：m；

wi—裂缝宽度，单位：10^-3m；

r2—近井筒暂堵剂滤失深度，单位：m；

r1—气井井筒半径，单位：m；

xi—裂缝滤失深度，单位：m；

hi—储层厚度，单位：m；

—储层孔隙度，单位：％。

优选的，所述步骤4)中设计压裂施工泵序：复合暂堵剂注入前，泵注压裂液比例为30～35％，压裂施工砂比按照10％-15％-19％-21％，泵注支撑剂量为3m³-5m³-6m³-4m³，泡沫暂堵剂以4m³/min的排量泵注，封堵后，泵注压裂液比例为35～40％，转向压裂阶段施工砂比按照11％-16％-20％，泵注支撑剂量为4m³-5m³-3m³。

优选的，所述步骤3)和步骤5)中的泡沫暂堵剂由1.80％～2.50％的囊层剂、0.80％～1.50％的绒毛剂、0.20％～0.50％的囊核剂、0.60％～1.20％的囊膜剂组成，加水至100％。

优选的，所述囊层剂由羧甲基淀粉钠与聚阴离子纤维素组成，其中羧甲基淀粉钠与聚阴离子纤维素的质量比为3：5；所述绒毛剂由黄原胶、羟丙基胍胶和亚硫酸钠组成，其中黄原胶、羟丙基胍胶与亚硫酸钠的质量比为9：2：4；所述囊核剂由十二烷基磺酸钠、聚氧乙烯辛基苯酚醚、十二烷基二甲基氧化胺和十二烷基硫酸三乙醇胺组成，其中十二烷基磺酸钠、聚氧乙烯辛基苯酚醚、十二烷基二甲基氧化胺与十二烷基硫酸三乙醇胺的质量比为2：4：2：5；所述的囊膜剂由三乙醇胺、乙醇和十二醇组成，其中三乙醇胺、乙醇和十二醇的质量比为3：5：3。

优选的，其特征在于，所述步骤5)中的泡沫暂堵剂工作液的配置方法如下：

(1)现场准备配置泡沫暂堵剂工作液的清水，保证配浆罐剩余体积约5m³，防止配液中循环液体导致液体溢罐；

(2)利用流体泵循环配浆罐内清水，使用加料漏斗依次加入质量分数为1.80％～2.50％的囊层剂、0.80％～1.50％的绒毛剂、0.20％～0.50％的囊核剂、0.60％～1.20％的囊膜剂；加料结束后，继续循环1～2h，保证配浆罐中泡沫暂堵剂充分溶解；

(3)利用六速旋转黏度计测量泡沫暂堵剂粘度，使用密度秤测量泡沫暂堵剂密度，并调节泡沫暂堵剂黏度至40～75mpa·s，密度0.75～0.95g/cm³；

(4)利用ph试纸测量泡沫暂堵剂的ph值，若ph值<9，加入质量分数为0.01％～0.10％的碱性物质，调节ph值至9～11。

优选的，所述步骤6)主压裂施工采用油套管环空注入压裂，按照压裂分析软件确定的压裂液量进行造缝，加入支撑剂阶段根据压裂施工泵序执行，加入支撑剂，进行暂堵施工，以3～5m³/min的排量泵入泡沫暂堵剂，同时加入纤维暂堵剂。

优选的，所述步骤6)主压裂施工中判断裂缝是否产生转向的方法为：在复合暂堵剂泵注完毕后，泵注顶替液，观察施工压力是否上涨，如果施工压力上涨超过4mpa，则判断原裂缝实现了封堵，产生了新的转向裂缝，则继续实施转向压裂施工；否则，再次泵注复合暂堵剂，进行二次封堵。

相对于现有技术，本发明的优点在于：

(1)本发明可广泛用于各类砂岩储层气井的压裂改造，通过泡沫暂堵剂和纤维暂堵剂组成的复合暂堵剂，实现改造裂缝的有效封堵，形成转向裂缝，提高储层改造体积和改造效果，比现有的砂岩体积压裂技术，具有施工成本低，现场施工简单，封堵可靠，压后效果显著的特点，可控性高；

(2)本发明特别适合已压裂生产砂岩储层气井的重复压裂改造，使用泡沫暂堵剂和纤维暂堵剂组成的复合暂堵剂封堵初次改造裂缝，二次改造形成新的转向裂缝，裂缝延伸压力升高幅度大，裂缝转向延伸明显，达到重复压裂形成新的改造效果的目的。

附图说明

图1、本发明实施例5苏c井石盒子组复合暂堵转向压裂施工曲线图；

图2、本发明实施例5压裂单缝裂缝形态示意图。

具体实施方式

下面结合附图及实施例描述本发明具体实施方式：

需要说明的是，本说明书所附图中示意的结构、比例、大小等，均仅用以配合说明书所揭示的内容，以供熟悉此技术的人士了解与阅读，并非用以限定本发明可实施的限定条件，任何结构的修饰、比例关系的改变或大小的调整，在不影响本发明所能产生的功效及所能达成的目的下，均应仍落在本发明所揭示的技术内容能涵盖的范围内。

同时，本说明书中所引用的如“上”、“下”、“左”、“右”、“中间”及“一”等的用语，亦仅为便于叙述的明了，而非用以限定本发明可实施的范围，其相对关系的改变或调整，在无实质变更技术内容下，当亦视为本发明可实施的范畴。

实施例1

本发明公开了一种提高砂岩储层气井产能的复合暂堵转向压裂方法，包括以下步骤：

步骤1)选取可实施暂堵转向压裂的改造砂岩储层气井和改造砂岩储层；

步骤2)根据步骤1)所述改造砂岩储层气井和改造砂岩储层的地质资料及邻井生产动态资料，其中改造砂岩储层气井和改造砂岩储层的地质资料包括储层有效厚度、砂体厚度、测井及录井解释的储层物性参数，其中邻井生产动态资料包括地质条件相似的邻井产量和压力变化曲线，结合压裂分析软件模拟计算，输入改造砂岩储层气井和改造砂岩储层的地质资料及邻井生产动态资料，输出裂缝形态参数及裂缝导流能力，根据裂缝形态参数及裂缝导流能力确定压裂施工参数；

步骤3)计算复合暂堵剂用量，其中复合暂堵剂由泡沫暂堵剂和纤维暂堵剂组成，其中纤维暂堵剂用量为泡沫暂堵剂质量分数的3‰；

步骤4)设置泵注施工步骤，设计压裂施工泵序；

步骤5)配置泡沫暂堵剂工作液；

步骤6)主压裂施工，利用复合暂堵剂对砂岩储层气井的原裂缝进行封堵，使裂缝产生转向后，进行转向压裂阶段施工。

实施例2

本发明公开了一种提高砂岩储层气井产能的复合暂堵转向压裂方法，包括以下步骤：

步骤1)选取可实施暂堵转向压裂的改造砂岩储层气井和改造砂岩储层；

步骤2)根据步骤1)所述改造砂岩储层气井和改造砂岩储层的地质资料及邻井生产动态资料，其中改造砂岩储层气井和改造砂岩储层的地质资料包括储层有效厚度、砂体厚度、测井及录井解释的储层物性参数，其中邻井生产动态资料包括地质条件相似的邻井产量和压力变化曲线，结合压裂分析软件模拟计算，输入改造砂岩储层气井和改造砂岩储层的地质资料及邻井生产动态资料，输出裂缝形态参数及裂缝导流能力，根据裂缝形态参数及裂缝导流能力确定压裂施工参数；

步骤3)计算复合暂堵剂用量，其中复合暂堵剂由泡沫暂堵剂和纤维暂堵剂组成，其中纤维暂堵剂用量为泡沫暂堵剂质量分数的3‰；

步骤4)设置泵注施工步骤，设计压裂施工泵序；

步骤5)配置泡沫暂堵剂工作液；

步骤6)主压裂施工，利用复合暂堵剂对砂岩储层气井的原裂缝进行封堵，使裂缝产生转向后，进行转向压裂阶段施工。

优选的，所述步骤1)中选取可实施暂堵转向压裂的改造砂岩储层气井和改造砂岩储层包括以下条件：

(1)改造砂岩储层的水平最大主应力和最小主应力的应力差为6～10mpa；

(2)改造砂岩储层的微裂缝较为发育，平均微裂缝条数大于每米储层厚度1.2条；

(3)改造砂岩储层具有较高的脆性系数，脆性系数为0.33～0.42；

(4)改造砂岩储层纵向上与泥岩遮挡层的应力差大于6mpa，且泥岩遮挡层厚度大于5m。

优选的，所述步骤中2)中结合压裂分析软件模拟计算，确定改造砂岩储层段的支撑剂用量、平均支撑剂加入浓度、施工排量和压裂液用量，其中加复合暂堵剂前支撑剂用量，转向裂缝加入支撑剂用量，应用压裂分析软件模拟计算裂缝参数，暂堵转向前裂缝的导流能力、裂缝长度、裂缝高度和裂缝宽度，暂堵转向后裂缝的导流能力、裂缝长度、裂缝高度和裂缝宽度，其中支撑剂为20～40目的高强度低密度陶粒，其中压裂液为低伤害的可回收再利用清洁压裂液体系。

实施例3

本发明公开了一种提高砂岩储层气井产能的复合暂堵转向压裂方法，包括以下步骤：

步骤1)选取可实施暂堵转向压裂的改造砂岩储层气井和改造砂岩储层；

步骤2)根据步骤1)所述改造砂岩储层气井和改造砂岩储层的地质资料及邻井生产动态资料，其中改造砂岩储层气井和改造砂岩储层的地质资料包括储层有效厚度、砂体厚度、测井及录井解释的储层物性参数，其中邻井生产动态资料包括地质条件相似的邻井产量和压力变化曲线，结合压裂分析软件模拟计算，输入改造砂岩储层气井和改造砂岩储层的地质资料及邻井生产动态资料，输出裂缝形态参数及裂缝导流能力，根据裂缝形态参数及裂缝导流能力确定压裂施工参数；

步骤3)计算复合暂堵剂用量，其中复合暂堵剂由泡沫暂堵剂和纤维暂堵剂组成，其中纤维暂堵剂用量为泡沫暂堵剂质量分数的3‰；

步骤4)设置泵注施工步骤，设计压裂施工泵序；

步骤5)配置泡沫暂堵剂工作液；

步骤6)主压裂施工，利用复合暂堵剂对砂岩储层气井的原裂缝进行封堵，使裂缝产生转向后，进行转向压裂阶段施工。

优选的，所述步骤1)中选取可实施暂堵转向压裂的改造砂岩储层气井和改造砂岩储层包括以下条件：

(1)改造砂岩储层的水平最大主应力和最小主应力的应力差为6～10mpa；

(2)改造砂岩储层的微裂缝较为发育，平均微裂缝条数大于每米储层厚度1.2条；

(3)改造砂岩储层具有较高的脆性系数，脆性系数为0.33～0.42；

(4)改造砂岩储层纵向上与泥岩遮挡层的应力差大于6mpa，且泥岩遮挡层厚度大于5m。

优选的，所述步骤中2)中结合压裂分析软件模拟计算，确定改造砂岩储层段的支撑剂用量、平均支撑剂加入浓度、施工排量和压裂液用量，其中加复合暂堵剂前支撑剂用量，转向裂缝加入支撑剂用量，应用压裂分析软件模拟计算裂缝参数，暂堵转向前裂缝的导流能力、裂缝长度、裂缝高度和裂缝宽度，暂堵转向后裂缝的导流能力、裂缝长度、裂缝高度和裂缝宽度，其中支撑剂为20～40目的高强度低密度陶粒，其中压裂液为低伤害的可回收再利用清洁压裂液体系。

优选的，所述步骤3)中泡沫暂堵剂用量和纤维暂堵剂用量的计算步骤如下：

(1)单层改造砂岩储层所需的泡沫暂堵剂为裂缝封堵的暂堵剂、裂缝滤失的暂堵剂和近井筒滤失的暂堵剂的合计用量：

v泡沫＝v裂缝封堵+v裂缝滤失+v近井筒滤失＝(hi×li×wi×1/2)×2+(hi×li×xi×1/2)×2+π(r2²-r1²)×hi×φi(m³)；

(2)改造砂岩储层气井的单井多层压裂所需的泡沫暂堵剂为：

(3)单层改造砂岩储层所需纤维暂堵剂加量为：m纤维＝v泡沫×1000×3/1000

(kg)；

(4)改造砂岩储层气井的单井纤维暂堵剂加量为：

以上公式中：

hi—裂缝高度，单位：m；

li—裂缝长度，单位：m；

wi—裂缝宽度，单位：10^-3m；

r2—近井筒暂堵剂滤失深度，单位：m；

r1—气井井筒半径，单位：m；

xi—裂缝滤失深度，单位：m；

hi—储层厚度，单位：m；

—储层孔隙度，单位：％。

优选的，所述步骤4)中设计压裂施工泵序：复合暂堵剂注入前，泵注压裂液比例为30～35％，压裂施工砂比按照10％-15％-19％-21％，泵注支撑剂量为3m³-5m³-6m³-4m³，泡沫暂堵剂以4m³/min的排量泵注，封堵后，泵注压裂液比例为35～40％，转向压裂阶段施工砂比按照11％-16％-20％，泵注支撑剂量为4m³-5m³-3m³。

实施例4

本发明公开了一种提高砂岩储层气井产能的复合暂堵转向压裂方法，包括以下步骤：

步骤1)选取可实施暂堵转向压裂的改造砂岩储层气井和改造砂岩储层；

步骤2)根据步骤1)所述改造砂岩储层气井和改造砂岩储层的地质资料及邻井生产动态资料，其中改造砂岩储层气井和改造砂岩储层的地质资料包括储层有效厚度、砂体厚度、测井及录井解释的储层物性参数，其中邻井生产动态资料包括地质条件相似的邻井产量和压力变化曲线，结合压裂分析软件模拟计算，输入改造砂岩储层气井和改造砂岩储层的地质资料及邻井生产动态资料，输出裂缝形态参数及裂缝导流能力，根据裂缝形态参数及裂缝导流能力确定压裂施工参数；

步骤3)计算复合暂堵剂用量，其中复合暂堵剂由泡沫暂堵剂和纤维暂堵剂组成，其中纤维暂堵剂用量为泡沫暂堵剂质量分数的3‰；

步骤4)设置泵注施工步骤，设计压裂施工泵序；

步骤5)配置泡沫暂堵剂工作液；

步骤6)主压裂施工，利用复合暂堵剂对砂岩储层气井的原裂缝进行封堵，使裂缝产生转向后，进行转向压裂阶段施工。

所述压裂分析软件通过输入改造砂岩储层气井和改造砂岩储层的地质资料及邻井生产动态资料，输出裂缝形态参数及裂缝导流能力，根据裂缝形态参数及裂缝导流能力确定压裂施工参数，确定改造砂岩储层段的支撑剂用量、平均支撑剂加入浓度、施工排量和压裂液用量，其中加复合暂堵剂前支撑剂用量，转向裂缝加入支撑剂用量，应用压裂分析软件模拟计算裂缝参数，暂堵转向前裂缝的导流能力、裂缝长度、裂缝高度和裂缝宽度，暂堵转向后裂缝的导流能力、裂缝长度、裂缝高度和裂缝宽度，本发明所述压裂分析软件作为一种工具使用。

优选的，所述步骤1)中选取可实施暂堵转向压裂的改造砂岩储层气井和改造砂岩储层包括以下条件：

(1)改造砂岩储层的水平最大主应力和最小主应力的应力差为6～10mpa；

(2)改造砂岩储层的微裂缝较为发育，平均微裂缝条数大于每米储层厚度1.2条；

(3)改造砂岩储层具有较高的脆性系数，脆性系数为0.33～0.42；

(4)改造砂岩储层纵向上与泥岩遮挡层的应力差大于6mpa，且泥岩遮挡层厚度大于5m。

优选的，所述步骤中2)中结合压裂分析软件模拟计算，确定改造砂岩储层段的支撑剂用量、平均支撑剂加入浓度、施工排量和压裂液用量，其中加复合暂堵剂前支撑剂用量，转向裂缝加入支撑剂用量，应用压裂分析软件模拟计算裂缝参数，暂堵转向前裂缝的导流能力、裂缝长度、裂缝高度和裂缝宽度，暂堵转向后裂缝的导流能力、裂缝长度、裂缝高度和裂缝宽度，其中支撑剂为20～40目的高强度低密度陶粒，其中压裂液为低伤害的可回收再利用清洁压裂液体系。

优选的，所述步骤3)中泡沫暂堵剂用量和纤维暂堵剂用量的计算步骤如下：

(1)单层改造砂岩储层所需的泡沫暂堵剂为裂缝封堵的暂堵剂、裂缝滤失的暂堵剂和近井筒滤失的暂堵剂的合计用量：

v泡沫＝v裂缝封堵+v裂缝滤失+v近井筒滤失＝(hi×li×wi×1/2)×2+(hi×li×xi×1/2)×2+π(r2²-r1²)×hi×φi(m³)；

(2)改造砂岩储层气井的单井多层压裂所需的泡沫暂堵剂为：

(3)单层改造砂岩储层所需纤维暂堵剂加量为：m纤维＝v泡沫×1000×3/1000

(kg)；

(4)改造砂岩储层气井的单井纤维暂堵剂加量为：

以上公式中：

hi—裂缝高度，单位：m；

li—裂缝长度，单位：m；

wi—裂缝宽度，单位：10^-3m；

r2—近井筒暂堵剂滤失深度，单位：m；

r1—气井井筒半径，单位：m；

xi—裂缝滤失深度，单位：m；

hi—储层厚度，单位：m；

—储层孔隙度，单位：％。

优选的，所述步骤4)中设计压裂施工泵序：复合暂堵剂注入前，泵注压裂液比例为30～35％，压裂施工砂比按照10％-15％-19％-21％，泵注支撑剂量为3m³-5m³-6m³-4m³，泡沫暂堵剂以4m³/min的排量泵注，封堵后，泵注压裂液比例为35～40％，转向压裂阶段施工砂比按照11％-16％-20％，泵注支撑剂量为4m³-5m³-3m³。

优选的，所述步骤3)和步骤5)中的泡沫暂堵剂由1.80％～2.50％的囊层剂、0.80％～1.50％的绒毛剂、0.20％～0.50％的囊核剂、0.60％～1.20％的囊膜剂组成，加水至100％。

所述纤维暂堵剂采用采油(气)专用可降解转向暂堵剂。

优选的，所述囊层剂由羧甲基淀粉钠与聚阴离子纤维素组成，其中羧甲基淀粉钠与聚阴离子纤维素的质量比为3：5；所述绒毛剂由黄原胶、羟丙基胍胶和亚硫酸钠组成，其中黄原胶、羟丙基胍胶与亚硫酸钠的质量比为9：2：4；所述囊核剂由十二烷基磺酸钠、聚氧乙烯辛基苯酚醚、十二烷基二甲基氧化胺和十二烷基硫酸三乙醇胺组成，其中十二烷基磺酸钠、聚氧乙烯辛基苯酚醚、十二烷基二甲基氧化胺与十二烷基硫酸三乙醇胺的质量比为2：4：2：5；所述的囊膜剂由三乙醇胺、乙醇和十二醇组成，其中三乙醇胺、乙醇和十二醇的质量比为3：5：3。

优选的，所述步骤5)中的泡沫暂堵剂工作液的配置方法如下：

(1)现场准备配置泡沫暂堵剂工作液的清水，保证配浆罐剩余体积约5m³，防止配液中循环液体导致液体溢罐；

(2)利用流体泵循环配浆罐内清水，使用加料漏斗依次加入质量分数为1.80％～2.50％的囊层剂、0.80％～1.50％的绒毛剂、0.20％～0.50％的囊核剂、0.60％～1.20％的囊膜剂；加料结束后，继续循环1～2h，保证配浆罐中泡沫暂堵剂充分溶解；

(3)利用六速旋转黏度计测量泡沫暂堵剂粘度，使用密度秤测量泡沫暂堵剂密度，并调节泡沫暂堵剂黏度至40～75mpa·s，密度0.75～0.95g/cm³；

(4)利用ph试纸测量泡沫暂堵剂的ph值，若ph值<9，加入质量分数为0.01％～0.10％的碱性物质，调节ph值至9～11。

优选的，所述步骤6)主压裂施工采用油套管环空注入压裂，按照压裂分析软件确定的压裂液量进行造缝，加入支撑剂阶段根据压裂施工泵序执行，加入支撑剂，进行暂堵施工，以3～5m³/min的排量泵入泡沫暂堵剂，同时加入纤维暂堵剂。

优选的，所述步骤6)主压裂施工中判断裂缝是否产生转向的方法为：在复合暂堵剂泵注完毕后，泵注顶替液，观察施工压力是否上涨，如果施工压力上涨超过4mpa，则判断原裂缝实现了封堵，产生了新的转向裂缝，则继续实施转向压裂施工；否则，再次泵注复合暂堵剂，进行二次封堵。

实施例5

如图1～2所示，本实施例以苏c井为例，该井是一口低渗致密砂岩储层气井，单独改造石盒子组1个气层段，井筒直径为215.9mm，采用5¹/2套管固井，压裂采用2³/8″油管，从油套管环空注入压裂，为了对该井储层进行充分改造，实现复杂缝网，设计采用复合暂堵转向压裂方法，具体步骤如下：

步骤1)根据砂岩储层气井储层应力资料、微裂缝发育情况、储层脆性数据，评价该井石盒子组气层是否适合复合暂堵转向压裂，该井石盒子组水平最大主应力和最小主应力的应力差为7.4mpa，满足水平最大主应力和最小主应力的应力差为6～10mpa的条件；区块微裂缝较为发育，平均微裂缝条数为1.4条/m，满足储层平均微裂缝条数大于每米储层厚度1.2条的条件；砂岩储层脆性系数为0.38，满足脆性系数为0.33～0.42的条件；该砂岩储层与泥岩遮挡层的应力差9～11mpa，满足改造砂岩储层与泥岩遮挡层的应力差大于6mpa的条件，且泥岩遮挡层的厚度为6米；综合评价认为，该井石盒子组可采用复合暂堵转向压裂技术进行油套管环空注入压裂。

步骤2)根据砂岩储层气井地质资料及邻井生产动态资料，结合压裂分析软件模拟计算，优化确定压裂施工参数：压裂采用2³/8″油套管环空注入压裂，结合压裂分析软件模拟计算，确定改造层段的支撑剂用量为30m³、平均支撑剂加入浓度为16.1％、施工排量为4.0m³/min，压裂液量56m³，加暂堵剂前支撑剂用量为18m³，转向裂缝加入支撑剂为12m³，应用压裂分析软件模拟计算裂缝参数，暂堵转向前裂缝的导流能力为32dc.cm、裂缝长度(如图2所示l)为150m、裂缝高度(如图2所示h)为18m、裂缝宽度(如图2所示w)为5mm，暂堵转向后裂缝的导流能力为30dc.cm、裂缝长度为120m、裂缝高度为16m、裂缝宽度为6mm，满足该井压裂改造需要。

本实施例中支撑剂类型为20～40目的高强度低密度陶粒，压裂液为低伤害的可回收再利用清洁压裂液体系。

步骤3)计算泡沫暂堵剂用量和纤维暂堵剂用量：通过软件模拟本井封堵前裂缝高度hi为18m，裂缝长度li为150m，裂缝宽度wi为5×10^-3m，近井筒滤失深度r2(如图2所示)为1.2m，裂缝滤失深度x(如图2所示)为0.01m，气井井筒外径r1为0.108m，储层厚度hi为8m，储层孔隙度为为7.3％，则单层改造砂岩储层所需的泡沫暂堵剂为裂缝封堵暂堵剂、裂缝滤失暂堵剂和近井筒暂堵剂的合计用量：

v泡沫＝v裂缝封堵+v裂缝滤失+v近井筒滤失＝(hi×li×wi×1/2)×2+(hi×li×xi×1/2)×2+π(r2²-r1²)×hi×φi

＝(18×150×5×10^-3×1/2)×2+(18×150×0.01×1/2)×2+3.14×(1.2²-0.108²)×8×0.073＝13.5+27.0+2.6＝43.1(m³)；

纤维暂堵剂的加量按照泡沫暂堵剂质量分数的3‰加入，单层改造砂岩储层纤维暂堵剂的加量为：m纤维＝v泡沫×1000×3/1000＝43.1×1000×3/1000＝129.3(kg)；

步骤4)优化设计压裂施工泵序：复合暂堵剂注入前，泵注压裂液比例为38.5％，压裂施工砂比按照10％-15％-19％-21％，泵注支撑剂量为3m³-5m³-6m³-4m³，泡沫暂堵剂以4m³/min的排量泵注，封堵后，泵注压裂液比例为36％，转向压裂阶段施工砂比按照11％-16％-20％，泵注支撑剂量为4m³-5m³-3m³。

步骤5)配置泡沫暂堵剂工作液：该井现场利用流体泵循环配浆罐内清水，使用加料漏斗依次加入质量分数为2.1％的囊层剂、1.2％的绒毛剂、0.3％的囊核剂、0.9％的囊膜剂；继续循环1小时，测得泡沫暂堵剂黏度64mpa·s，密度0.89g/cm³，ph值为10，满足该暂堵剂施工性能参数要求。

步骤6)主压裂施工曲线(如图1所示)，按照压裂测试确定的压裂液量56m³进行造缝，加入支撑剂阶段根据压裂施工泵序执行，压裂施工砂比按照10％-15％-19％-21％，泵注支撑剂量为3m³-5m³-6m³-4m³，支撑剂加入18m³，进行暂堵施工，以4m³/min的排量泵入43.1m³泡沫暂堵剂，同时加入纤维暂堵剂129.3kg，暂堵后，施工压力上升5.3mpa，涨幅超过了4.0mpa，暂堵成功，转向压裂阶段施工砂比按照11％-16％-20％，泵注支撑剂量为4m³-5m³-3m³，转向裂缝支撑剂加入12m³，该井复合暂堵转向压裂施工获得成功，累计加入支撑剂30m³。

其中图1中e为套管排量(m³/min)，f为套管压力(mpa)，g为油管压力(mpa)，h为砂比(％)。

该井压裂后，压裂液返排较好，返排率达到72％，测试无阻流量为19.2×10⁴m³/d，是邻井产量的2倍。本发明目前现场应用2口气井，试气产量均在17万方以上，压裂改造增产效果显著，下一步将继续推广应用。

本发明可广泛用于各类砂岩储层气井的压裂改造，通过泡沫暂堵剂和纤维暂堵剂组成的复合暂堵剂，实现改造裂缝的有效封堵，形成转向裂缝，提高储层改造体积和改造效果，比现有的砂岩体积压裂技术，具有施工成本低，现场施工简单，封堵可靠，压后效果显著的特点，可控性高。

本发明特别适合已压裂生产砂岩储层气井的重复压裂改造，使用泡沫暂堵剂和纤维暂堵剂组成的复合暂堵剂封堵初次改造裂缝，二次改造形成新的转向裂缝，裂缝延伸压力升高幅度大，裂缝转向延伸明显，达到重复压裂形成新的改造效果的目的。

上面结合附图对本发明优选实施方式作了详细说明，但是本发明不限于上述实施方式，在本领域普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下做出各种变化。

不脱离本发明的构思和范围可以做出许多其他改变和改型。应当理解，本发明不限于特定的实施方式，本发明的范围由所附权利要求限定。