1.本发明涉及页岩、砂岩和碳酸盐岩油气藏压裂改造技术领域，进一步地说，是涉及一种深层油气藏定向压裂方法及应用。
背景技术：2.目前，随着勘探开发进程的不断加深，不管是页岩、砂岩还是碳酸盐岩，都面临着埋深更大，应力更大，温度更高的储层改造挑战，在压裂过程中都面临着一系列技术难题：(1)随着埋深的增加，施工过程中井筒摩阻和施工压力增加，使得施工排量低，无法进行大排量体积压裂作业；(2)随着埋深的增加，储层岩石杨氏模量增加，温度的增加导致塑性特征增强，使得裂缝起裂压力大，造缝宽度窄，加砂困难，且砂液比难以提高；(3)构造应力增加，两向水平应力差增加，裂缝的复杂性及改造体积相对受限；(4)裂缝的导流能力在高闭合应力及塑性嵌入的双重影响，会快速降低甚至降低到零，使有限的裂缝改造体积也快速降低。因此，深层油气藏的压后产量低且递减快，一般很难有经济开发效益。
3.因此，需在原有常规压裂基础上，增大裂缝改造体积和导流能力，并使裂缝朝着需要的方向延伸。尤其是碳酸盐岩油气藏，有时需要水力裂缝向某个特定方向延伸，以沟通高含油气的缝洞体；对砂岩油气藏而言，如水力裂缝的自然延伸方向向砂体变薄或含油气变差的方向延伸，也需要改变水力裂缝的延伸方向，以最大限度地增加压后油气产量；对页岩而言，除了水力裂缝的自然延伸方向外，还需要别的延伸方向的水力裂缝，以增加裂缝的改造体积。因此，不管是砂岩、碳酸盐岩，还是页岩，都需要裂缝延伸方向的定向设计技术。
4.中国专利cn105041287a公开了一种提高低渗致密砂岩油气井产能的纤维暂堵转向压裂方法，其中提出了通过加入纤维进行暂堵转向的压裂方法，采用清洁压裂液作为工作流体，在携砂液阶段加注纤维暂堵剂进行裂缝端部封堵，待裂缝成功转向压裂阶段施工，并实时监测施工压力，根据施工压力变化判断裂缝是否发生率转向裂缝。若压力快速上涨，且上涨压力大于最大水平主应力与最小水平主应力的应力差，则判断原裂缝实现了封堵，产生了新的转向裂缝，可以进行下一步施工，否则继续混合注入纤维和支撑剂，进行再次封堵。本专利只是提出了一种纤维暂堵剂，对于如何应用诱导应力，如何进行多次暂堵转向，如何控制应力转向区和转向角使裂缝进行定向延伸没有涉及。
5.中国专利cn107100607a公开了一种暂堵转向压裂方法。通过向地层中泵注高强度水溶性(油溶性)暂堵剂，封堵以往裂缝，迫使流体转向，压开新裂缝，使裂缝形态复杂化，主要通过先注入短纤维网，再注入大颗粒暂堵剂及粉末状暂堵剂。该专利相较其他专利也是采用不同粒径的暂堵剂进行裂缝转向，没有涉及如何利用诱导应力、应力转向区和转向角等使裂缝进行定向延伸。
6.中国专利cn109458168a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。提供了一种不同于纤维暂堵剂和化学暂堵剂不同的复合暂堵剂，主要有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
‰
，该暂堵方法要求最大水平主应力与最小水平主应力的应力差为6～10mpa，储层微裂缝发育，岩石脆性系数为
0.33～0.42，且储隔层应力差大于6mpa。该专利依然只提到了采用暂堵剂进行暂堵转向，依然没有涉及如何利用诱导应力、应力转向区和转向角等使裂缝进行定向延伸。
7.中国专利cn109826607a公开了一种新型暂堵转向压裂方法。采用等孔径弹进行密集射孔，获得均匀孔径。然后对同一射孔段分三次进行暂堵剂的注入，首先通过低排量低粘度的压裂液携带注入小粒径暂堵剂，在小粒径暂堵剂注入结束后开始通过大排量高粘度的压裂液携带注入大粒径暂堵剂，最后通过大排量低粘度的压裂液携带小粒径暂堵剂，该方法将新式射孔方式与不同粒径暂堵剂以及不同压裂液黏度和排量之间相结合，同时不同粒径暂堵剂的加入方式和时机又与压裂液进行配合，形成一个有机整体。该专利依然没有涉及如何利用诱导应力、应力转向区和转向角等使裂缝进行定向延伸。
8.中国专利cn101498210a公开了一种煤层气小井眼水力喷射定向压裂增产方法。在定向小井眼水力喷射的基础上，用活性水加砂压裂，喷射方向控制在与最大水平应力方向每个一定夹角30
°
～45
°
的位置上喷射直接在1英寸一定长度50～100m的水平孔，然后配合常规煤层气井活性水加砂压裂；根据地质测量，获取当地较大水平应力方向，进行施工设计；按照要求准备好水力喷射所用器具，材料后进行水力喷射作业。该方法解决了现有技术中裂缝走向不可控，储层改造体积小，增产效果差的问题。该专利主要是通过径向水平井水力喷射钻孔来实现初始裂缝的起裂方向问题，但裂缝在延伸一段距离后最终会沿着平行最大水平主应力方向发展，如何控制后续裂缝延伸，该专利没有涉及。
9.中国专利cn102777162a公开了水平井定向压裂装置。提供了一种水平井定向压裂装置，实现水平井定向压裂，有针对性选择压裂改造的方位及方向，能规避水层方向或注水水线的延伸方向，提高驱油面积，延长水平井见水周期。避免常规压裂改造裂缝岩井筒四周均匀布置的问题。对于如何形成复杂裂缝和暂堵转向没有涉及。
10.上述专利都介绍了通过暂堵剂或者纤维暂堵的方法进行裂缝转向，以提高裂缝复杂性，也取得了一定的效果，相关专利不同点主要体现在暂堵剂类型上，但对于如何达到裂缝定向延伸，在所有文献和专利中都没有涉及。
11.而定向压裂专利和文献主要是集中在定向发生装置上，没有涉及到定向压裂方法及工艺。因此，需要研究提出一种新的水力裂缝定向设计技术，以解决上述局限性。
技术实现要素：12.深层油气藏往往因埋藏深、应力高、温度高等使得形成的裂缝为单一主裂缝，改造体积有限，使得压后初期产量低，稳产期短，大部分深层油气藏很难得到经济有效开发。为解决现有技术中出现的问题，本发明提供了一种深层油气藏定向压裂方法及应用。通过多次暂堵转向，利用已形成裂缝的诱导应力场及相互叠加原理，改变应力方向，再通过控制转向角，使得裂缝朝着所需方向延伸，提高裂缝复杂性，扩大裂缝的改造体积。该方法简单易行，不需复杂工具和材料，达到体积压裂的目的，提高压后效果。
13.本发明的目的之一是提供一种深层油气藏定向压裂方法。
14.通过多次暂堵转向，利用已形成裂缝的诱导应力场及相互叠加原理，改变应力方向，再通过控制转向角，使得裂缝朝着所需方向延伸，提高裂缝复杂性，扩大裂缝的改造体积。
15.所述方法包括：
16.1)关键储层参数的评估
17.2)地质甜点与工程甜点计算以及射孔位置确定
18.3)裂缝参数的优化
19.4)压裂施工参数优化
20.5)射孔作业
21.6)酸预处理作业
22.7)第一条裂缝压裂施工
23.8)第一条裂缝暂堵施工
24.9)第二条裂缝转向角的计算
25.10)第二条裂缝压裂施工
26.11)第二条裂缝暂堵施工
27.12)第三条裂缝转向角的计算
28.13)第三条裂缝至倒数第二条裂缝的压裂施工及暂堵，参照步骤7)～步骤
29.12)
30.14)最后一条裂缝施工前计算停泵时间
31.15)最后一条主裂缝压裂施工
32.16)顶替作业。
33.本发明的一种优选的实施方式中，
34.步骤5)，直井单层射孔3～5m以内，水平段单段射孔长度为2～4m，每簇射孔长度为0.5～1m。
35.本发明的一种优选的实施方式中，
36.步骤6)，
37.酸预处理：直井的用酸强度1～2m3/m储层，水平井的用酸强度为0.1～0.3m3/m储层。
38.酸的排量为1-2m3/min。
39.本发明的一种优选的实施方式中，
40.步骤7)，
41.第一条裂缝压裂施工，滑溜水的黏度为2～3mpa.s；和/或，
42.液量取步骤4)总液量的3～5％，排量取步骤4)优化的最高排量。
43.本发明的一种优选的实施方式中，
44.步骤8)，
45.暂堵剂的粒径为裂缝宽度平均值的30％～60％，和/或，
46.施工砂液比为2～3～4％，每个阶段的携砂液体积为5～10m3；保持井底压力的上升速度在2～3mpa/min范围内；
47.暂堵剂加完后，加入1～2m3的2～3mpa.s滑溜水进行顶替。
48.本发明的一种优选的实施方式中，
49.步骤9)，
50.在应力转向区，第二条裂缝起裂位置与第一条裂缝垂直，穿过应力转向区后，非应力转向区的裂缝转向第一条裂缝的方向。
51.本发明的一种优选的实施方式中，
52.步骤10)，
53.第二条裂缝压裂施工，滑溜水的黏度为20～30mpa.s，和/或，
54.液量取步骤4)总液量的6～10％，排量取步骤4)优化的最高排量。
55.本发明的一种优选的实施方式中，
56.步骤11)，
57.暂堵剂的粒径为裂缝宽度平均值的30％～60％，和/或，
58.施工砂液比取3～5～7％，每个阶段的携砂液体积为5～10m3；
59.保持井底压力的上升速度在2～3mpa/min范围内；
60.暂堵剂加完后，加入1～2m3的20～30mpa.s滑溜水进行顶替。
61.本发明的一种优选的实施方式中，
62.步骤12)，
63.在应力转向区，第三条裂缝起裂位置与第二条裂缝垂直，穿过应力转向区后，非应力转向区的裂缝转向第二条裂缝的方向。
64.本发明的一种优选的实施方式中，
65.步骤13)，
66.第三条裂缝至倒数第二条裂缝的施工及暂堵，参照步骤7)～步骤12)；
67.其中，
68.滑溜水黏度为40-50mpa.s；液量取步骤4)总液量的10～15％；排量取步骤4)优化的最高排量；
69.施工砂液比为5～7～9％，每个阶段的每个阶段的携砂液体积为5～10m3；
70.暂堵施工过程保持井底压力的上升速度在2～3mpa/min范围内；
71.暂堵剂加完后，加入1～2m3的40～50mpa.s滑溜水进行顶替；
72.本发明的一种优选的实施方式中，
73.步骤14)，
74.计算不同裂缝诱导应力的叠加效应，然后计算最后一条裂缝的转向角，如转向角越过预期的定向方向，就计算不同停泵时间下的诱导应力的递减值，由此确定最后一条裂缝施工前的间歇时间。
75.停泵时间一般为20-30min；
76.本发明的一种优选的实施方式中，
77.步骤15)，
78.基于步骤4)优化的压裂施工参数进行其造缝及加砂施工。
79.本发明的一种优选的实施方式中，
80.步骤16)，
81.直井，按井筒容积的100％进行顶替，用黏度2～3mpa.s的度滑溜水进行顶替；
82.水平井，按井筒容积的105～110％进行顶替，前40％用黏度为40～60mpa.s的滑溜水顶替，之后换用黏度为2～3mpa.s的滑溜水继续顶替；
83.排量均为取步骤4)优化的最高排量。
84.本发明的目的之二是提供一种所述的方法在采油中的应用。
85.本发明的思路如下：
86.1)先利用单一裂缝压裂中存在的诱导应力效应形成诱导应力场。虽然是深层，塑性强导致的诱导应力传播距离小，且因深层，造缝宽度窄，诱导应力本来就相对较小。因此，即使采用缝内暂堵的方法提高缝内净压力及相应的诱导应力，但由于井口限压，压力窗口(设计的井口限压与施工压力的差值)相对较小，因此，单一裂缝压裂产生的诱导应力相对较小，且传播距离也相对较小，对裂缝转向的影响不大，但它为后期的诱导应力叠加提供了最初的诱导应力值。
87.尤其值得指出的是，如要实现裂缝转向，诱导应力区中，只有那些诱导应力的差值(最小水平主应力上的诱导应力与最大水平主应力的诱导应力的差值。一般而言，最小水平主应力的诱导应力远大于最大水平主应力的诱导应力)大于或等于原始水平应力差时(可称之为应力转向区，其它虽有诱导应力作用但还达不到转向效果的，为非应力转向区)，才能对后续裂缝的转向有意义。否则，只有等后续多个裂缝的非应力转向区的多个诱导应力叠加后，方可能实现应力转向。
88.2)通过暂堵形成诱导应力的叠加效应，实现不同方向的多个裂缝，将新裂缝的方向引导到预期的特定方向上。要想上述多个裂缝的诱导应力有那么大的效应，则每个裂缝的诱导应力还应传播得相对较远才行。为此，每个裂缝施工时应考虑缝内暂堵或端部暂堵效应，即使每个裂缝因暂堵而提高井底2～3mpa，这样，多个裂缝增加的诱导应力的叠加效应就相当可观了。关于缝内或端部暂堵的方法已相对成熟，可用可溶性暂堵剂，但暂堵剂的颗粒直径与施工浓度要与每个裂缝的造缝宽度相匹配。
89.为确保后续裂缝能持续从不同方向上起裂和延伸，每次暂堵剂加入结束后进行1-2m3的滑溜水顶替，确保暂堵剂最大颗粒的距离孔眼有一定的距离，如1～2m，这样，在后续多个裂缝转向时，基本在相同的孔眼位置处起裂和延伸新裂缝。
90.3)应力转向区裂缝起裂角度的计算及控制技术是至关重要的。诱导应力的叠加效应由两部分组成，一部分为同一裂缝内缝端暂堵形成的净压力增加而形成的诱导应力，另一部分为不同裂缝起裂和延伸时形成的诱导应力。在应力转向区，新形成的转向裂缝的转向角要精确控制，可使转向裂缝缝长更长，增加裂缝的复杂性，应力转向区裂缝起裂角度主要由诱导应力的大小进行控制。
91.在上述应力转向区，由于转向区内每个点的诱导应力是不同的，尤其是最小水平主应力方向及最大水平主应力方向上的诱导应力是不同的。导致最终的每个点上叠加后的新的最小水平主应力和最大水平主应力都各不相同。因此，转向区内每个点的最大主应力方向是实时变化且各不相同。
92.这种变化的最大主应力方向可精确计算。但为了增加转向裂缝的延伸范围以及精确控制转向角度，早期各个裂缝的诱导应力可适当低些。因此在转向区内新转向裂缝的转向角度可相对较低些，以利于在转向区内更多地延伸裂缝，否则，如早期的转向角相对较大，一是定向角度不易精准控制，二是转向裂缝会快速穿过转向区，然后裂缝方向又快速回到原始的最大水平主应力方向。
93.如最后压裂前的裂缝转向角度超过预期值，则应适当等候一段时间，以利用裂缝闭合时因宽度降低对诱导应力的减缓效应。至于具体等待时间的优化，可基于常用的商业模拟软件abaqus进行模拟确定。
94.值得指出的是，在一条或多条裂缝诱导应力的计算中，隐含的前提条件是每条裂缝的造缝高度相当，且都穿过储层的有效厚度。否则，即使实现了所谓的定向压裂，裂缝高度可能只覆盖部分储层厚度，而在缝高未沟通的储层里，仍未真正实现定向改造的目的。
95.本发明具体可采用以下技术方案：
96.1)关键储层参数的评估
97.与裂缝扩展及应力模拟相关的参数，主要包括岩性、物性、岩石力学参数、三向地应力参数、天然裂缝及水平层理缝特征等。
98.综合应用录井、测井、试井及目的层岩心室内测试分析等手段。上述参数都可用目的层岩心测试分析求取。但考虑到取心费用相对较高，一般通过测录井也可求取上述参数，可通过目的层岩心室内测试参数与测录井参数间建立动静态参数间的转换关系，非取心段的静态参数(一般目的层岩心测试结果)可由对应段的测录井解释结果及上述建立的转换关系求取。
99.2)地质甜点与工程甜点计算以及射孔位置确定
100.在步骤1)的基础上，按常规方法分别计算地质甜点及工程甜点，可进而由等权重方法求取最终的综合甜点指标。可以1～2m为一个计算点，将目的层各综合甜点指标按从高到低进行排序。对直井而言，单个射孔层的厚度在50m以内，对水平井而言，单段长度一般在50～100m(具体优化结果，可参照步骤3)的缝间距优化结果)。一般段内各综合甜点的指标最高与最低的差异应在20％以内。具体各射孔位置可考虑在段内均匀分布为主。另外，要综合目的层段固井质量及套管接箍位置综合权衡确定。
101.3)裂缝参数的优化
102.基于步骤1)的参数，应用常用的地质建模软件petrel，建立目的井层精细地质模型，然后将结果导入压裂井产量预测常用的eclipse软件，应用正交设计方法，模拟不同缝长、导流能力、缝间距下的产量动态，由此优选压后产量相对最大或经济净现值最大的裂缝参数，即为最佳的裂缝参数系统。
103.上述优化的裂缝的方向是预期的定向方向。
104.4)压裂施工参数优化
105.应用压裂设计常用的商业模拟软件，如frac propt，stimplan，gohfer等，按正交设计方法，模拟不同的压裂施工参数条件下(排量、黏度、压裂液量及不同黏度对应的压裂液量、支撑剂量及不同粒径支撑剂的占比、砂液比及不同砂液比注入程序等)的裂缝几何尺寸及导流能力动态变化规律。由此确定能获得步骤3)中优化裂缝参数系统的压裂施工参数组合。
106.上述压裂施工参数是对应步骤3)中优化的裂缝参数系统的。实际上，在这个施工之前，还有多个施工，是对应于前期的多个裂缝系统。但前期的裂缝一般不加支撑剂，且造缝也并非长度达到最后一条裂缝设计值的100％，如有的造缝长度只达到上述设计值的20％，有的40％，有的60％等。一般100％造缝的压裂液量占据总量的20～30％作业，60％造缝的压裂液量比例约10～15％，40％造缝的压裂液量比例约6～10％，20％造缝的压裂液量比例约3～5％。造缝长度越小，造缝的压裂液量比例越小，因早期压裂时裂缝的延伸速度快，越往后越慢。同样的压裂液量，在早期造缝的长度可能是中后期造缝长度的2～3倍以上。
107.5)射孔作业
108.直井一般单层射孔3～5m以内，水平段单段射孔长度一般2～4m，每簇射孔长度0.5～1m。其它参数参照常规参数执行即可，如螺旋式射孔，孔密12～20孔/米，孔径一般9.5mm以上。
109.6)酸预处理作业
110.酸类型及配方应用步骤1)的目的层岩心，基于配伍性及酸岩溶蚀率实验结果，综合权衡确定。酸预处理的酸强度一般为直井的用酸强度1～2m3/m，水平井的用酸强度为0.1～0.3m3/m。
111.7)第一条裂缝压裂施工
112.第一条裂缝施工，黏度最低，一般2～3mpa.s，液量一般取步骤4)总液量的3～5％，排量取步骤4)优化的最高排量，提排量的时间可以慢些，如3～4min。
113.8)第一条裂缝暂堵施工
114.在步骤7)的基础上，基于步骤4)提及的压裂设计软件，模拟第一条裂缝的长、宽、高等参数，尤其是裂缝高度一定要贯穿整个储层厚度。然后，由缝宽的模拟结果，取其平均值30～60％作为暂堵剂的粒径，施工砂液比取2～3～4％，每个阶段的携砂液体积一般为5～10m3。具体砂液比及每段砂液比的体积，可根据井底压力的上升速度2～3mpa/min为界实时调整，此时暂堵剂的暂堵位置应在近井筒相对较近的位置。
115.最后暂堵剂加完后，加入1～2m3的2～3mpa.s滑溜水进行顶替。
116.9)第二条裂缝转向角的计算
117.基于思路3)计算方法，计算第一条裂缝产生的应力转向区与非转向区范围。在应力转向区，第二条裂缝起裂位置应与第一条裂缝垂直，穿过应力转向区后，非应力转向区的裂缝也是慢慢转向第一条裂缝的方向。
118.10)第二条裂缝压裂施工
119.第二条裂缝施工，黏度适当增加，一般20～30mpa.s，液量一般取步骤4)总液量的6～10％，排量取步骤4)优化的最高排量。提排量的时间可相对短些，如2～3min。
120.11)第二条裂缝暂堵施工
121.在步骤10)的基础上，基于步骤4)提及的压裂设计软件，模拟第二条裂缝的长、宽、高等参数，尤其是裂缝高度一定要贯穿整个储层厚度。然后，由缝宽的模拟结果，取其平均值30～60％作为暂堵剂的粒径，施工砂液比取3～5～7％，每个阶段的携砂液体积一般为5～10m3。具体砂液比及每段砂液比的体积，可根据井底压力的上升速度2～3mpa/min为界实时调整，此时暂堵剂的暂堵位置应在近井筒相对较近的位置。
122.最后暂堵剂加完后，加入1～2m3的20～30mpa.s滑溜水进行顶替。
123.12)第三条裂缝转向角的计算
124.基于思路3)计算方法，计算第二条裂缝产生的应力转向区与非转向区范围。在应力转向区，第三条裂缝起裂位置应与第二条裂缝垂直，穿过应力转向区后，非应力转向区的裂缝也是慢慢转向第二条裂缝的方向。
125.13)第三条裂缝至倒数第二条裂缝的压裂施工及暂堵，参照步骤7)～步骤12)
126.14)最后一条裂缝施工前间歇时间的计算
127.基于思路3)的思路，计算不同裂缝诱导应力的叠加效应。然后计算最后一条裂缝
的转向角，如转向角越过预期的定向方向，就计算不同停泵时间下的诱导应力的递减值，由此确定最后一条裂缝施工前的间歇时间。
128.15)最后一条主裂缝压裂施工
129.基于步骤4)优化的压裂施工参数，包括造缝及携砂阶段的液量、支撑剂量、黏度及砂液比等，进行其造缝及加砂施工。
130.16)顶替作业
131.如是直井，按井筒容积的100％进行顶替，用黏度2～3mpa.s的低黏度滑溜水进行顶替。
132.如是水平井，按井筒容积的105～110％进行顶替，且前40％用黏度40～60mpa.s顶替，之后换用黏度2～3mpa.s继续顶替。排量都取步骤4)优化的最高排量。
133.17)如是水平井分段压裂，其它段压裂施工，重复步骤5)～步骤16)。
134.18)钻塞、返排、测试及生产等，参照常规流程及参数执行，在此不赘。
135.发明的效果
136.本发明所提出的用于深层油气藏定向压裂的设计方法，通过多次暂堵转向，利用已形成裂缝的诱导应力场及相互叠加原理，改变应力方向，并通过控制应力转变去和转向角，使得裂缝朝着平行于最大主应力方向延伸，多次暂堵转向后，形成复杂裂缝，扩大了裂缝的改造体积。对于深层油气藏形成复杂缝提供了一个简单易行，不需复杂工具和材料的方法。
具体实施方式
137.下面结合具体实施例对本发明进行具体的描述，有必要在此指出的是以下实施例只用于对本发明的进一步说明，不能理解为对本发明保护范围的限制，本领域技术人员根据本发明内容对本发明做出的一些非本质的改进和调整仍属本发明的保护范围。
138.实施例1
139.x井是一口侧钻水平井，斜深3336m，垂深2233.68m，水平段长966.32m。钻井完井采用壁厚12.34mm的套管完井，套管抗内压117.3mpa。该井共钻遇301m/22层不同级别的油气显示。综合预测志留统龙马溪组-上奥陶统五峰组压力系数1.25-1.40，储层中部地层温度在81℃左右。该井储层孔隙度最小1.22％，最大4.15％，平均值2.83％；渗透率最小0.004md，最大309.93md，平均值16.139md。粘土矿物含量最小15％，最大70％，平均值45.1％。脆性矿物含量最小21％，最大81％，平均值48.7％，以石英为主，占32.7％，其次是长石5.9％，方解石5.9％。
140.该井具体实施过程如下：
141.1)关键储层参数的评估
142.通过岩石力学实验，测录井解释，导眼井岩心实验等测试及计算，得到了包括岩性及岩矿特征、物性、敏感性、岩石力学参数及三向地应力参数、水平层理缝及高角度天然裂缝发育情况及温度、压力及地下油气水特征等。
143.2)地质甜点及工程甜点的计算及段簇位置的确定
144.按常规方法，分别计算地质甜点及工程甜点，然后按等权重方法计算综合的甜点指标。避开含气性不好的层段，有效页岩水平井段分12段压裂施工。每段射孔2～3簇，每簇
1.5m左右，射孔采用89mm枪102弹，孔密16孔/m，相位60
°
，射孔孔径12mm以上。射孔位置选择在每级段中部toc较高、裂缝发育、孔隙度和渗透率高、应力差异小、气测显示好等有利部位射孔。
145.3)裂缝参数的优化
146.在步骤1)的基础上，用petrel地质建模软件，然后将模型结果参数导入压裂井压后产量预测常用的商业模拟软件eclipse中。优化得到裂缝支撑半缝长在280m左右，会获得较好的生产效果。
147.4)压裂施工参数优化
148.采用meyer软件模拟了不同的压裂施工参数下的裂缝动态变化规律，优化得到本井采用w型布缝方式，平均每段液量为1600m3～1800m3，加砂规模60m3～80m3，施工排量12m3/min～16m3/min。
149.5)下桥塞及簇射孔作业
150.基于步骤2)优化的段簇位置，第一段不下桥塞，由油管或连续油管携带射孔枪进行射孔作业。
151.6)酸预处理作业
152.基于步骤1)导眼井岩心，室内进行了不同酸类型及配方下的配伍性及酸溶蚀率实验，优选了配伍好及酸溶蚀率相对最高的酸类型及配方。
153.第一段压裂共注酸20m3，注酸排量1.5m3/min，酸注完后，替酸排量提高至3m3/min。待酸液进入靠近跟部的第一簇裂缝40％时，提高排量至6m3/min，直至将所有酸液注完。
154.7)第一条裂缝压裂施工及暂堵
155.采用黏度3mpa.的滑溜水进行施工，施工排量在3-4分钟内提到最高排量：8m3/min～10m3/min～12m3/min～16m3/min；共用滑溜水80m3，然后注入暂堵剂，粒径为140～200目，施工砂液比为2％～3％～4％，每个阶段的携砂液体积为50m3左右，用滑溜水150m3。保持井底压力的上升速度在2～3mpa/min范围内，暂堵剂加完后采用2m3黏度3mpa.s的滑溜水进行顶替。
156.8)第二条裂缝施工
157.第一条裂缝压裂施工顶替后，接着采用黏度为28mpa.s的高粘度滑溜水进行施工，施工排量16m3/min。共用滑溜水150m3；
158.然后注入暂堵剂，粒径为140～200目，施工砂液比为3％～5％～7％，此处每个阶段的携砂液体积为50m3左右，用滑溜水150m3，保持井底压力的上升速度在2～3mpa/min范围内；暂堵剂加完后采用黏度为28mpa.s滑溜水2m3进行顶替。
159.9)最后一条裂缝施工前停泵时间的计算
160.基于思路3)的思路，计算不同裂缝诱导应力的叠加效应。然后计算最后一条裂缝的转向角，如转向角越过预期的定向方向，就计算不同停泵时间下的诱导应力的递减值，由此确定最后一条裂缝施工前的停泵时间20min。
161.10)最后一条主裂缝压裂施工
162.在前述两条裂缝转向施工完成后，进行最后一条主裂缝的施工，根据步骤4)优化的压裂施工参数，包括造缝及携砂阶段的液量、支撑剂量、黏度及砂液比等，进行其造缝及加砂施工。本阶段采用黏度55mpa.s滑溜水进行施工，施工排量为16m3/min，施工砂液比为
5％～7％～9％～11％～13％～15％，每阶段砂液比滑溜水用量为200m3，共用滑溜水1200m3,加入70～100目陶粒48m3,加入40-70目陶粒30m3，共加砂78m3。
163.11)顶替作业
164.按第1段井筒容积110％顶替黏度为55mpa.s高黏度滑溜水10m3。之后换用黏度为3mpa.s的低黏度滑溜水继续顶替33m3至施工结束，顶替施工排量为16m3/min。
165.12)其它段压裂施工，重复步骤5)～步骤11)。
166.13)钻塞、返排、测试及生产等，参照常规流程及参数执行，在此不赘。
167.按照本发明对该井进行的压裂施工，压后取得了良好的压后效果，本井压后初产气量达到15万方/天，与邻井相比，产量提高33％。
168.实施例2
169.y井是鄂尔多斯盆地的一口致密砂岩水平井，斜深2732m，垂深1833.68m，水平段长921.4m。钻井完井采用壁厚6.354mm的套管完井，套管抗内压73.7mpa。该井共钻遇608.2m/3层不同级别的含气显示。综合预测上石盒子组压力系数0.98-1.05，储层中部地层温度在51℃左右。该井储层孔隙度最小3.22％，最大12.15％，平均值7.83％；渗透率最小0.1md，最大12.4md，平均值3.22md。粘土矿物含量最小3.9％，最大78％，平均值25.1％。脆性矿物含量最小21％，最大89％，平均值58.7％，以石英为主，占62.7％，其次是长石5.9％，方解石7.2％。
170.该井具体实施过程如下：
171.1)关键储层参数的评估
172.通过岩石力学实验，测录井解释，导眼井岩心实验等测试及计算，得到了包括岩性及岩矿特征、物性、敏感性、岩石力学参数及三向地应力参数、水平层理缝及高角度天然裂缝发育情况及温度、压力及地下油气水特征等。
173.2)地质甜点及工程甜点的计算及段簇位置的确定
174.按常规方法，分别计算地质甜点及工程甜点，然后按等权重方法计算综合的甜点指标。避开含气性不好的层段，有效砂岩水平井段分9段压裂施工。每段射孔2～3簇，每簇1.0m，射孔采用73mm枪89弹，孔密16孔/m，相位60
°
，射孔孔径12mm以上。射孔位置选择在每级段中部toc较高、裂缝发育、孔隙度和渗透率高、应力差异小、气测显示好等有利部位射孔。
175.3)裂缝参数的优化
176.在步骤1)的基础上，用petrel地质建模软件，然后将模型结果参数导入压裂井压后产量预测常用的商业模拟软件eclipse中。优化得到裂缝支撑半缝长在180m左右，会获得较好的生产效果。
177.4)压裂施工参数优化
178.采用meyer软件模拟了不同的压裂施工参数下的裂缝动态变化规律，优化得到本井采用w型布缝方式，平均每段液量为600m3～800m3，加砂规模50m3～70m3，施工排量8m3/min～12m3/min。
179.5)下桥塞及簇射孔作业
180.基于步骤2)优化的段簇位置，第一段不下桥塞，由连续油管携带射孔枪进行射孔作业。
181.6)酸预处理作业
182.基于步骤1)导眼井岩心，室内进行了不同酸类型及配方下的配伍性及酸溶蚀率实验，优选了配伍好及酸溶蚀率相对最高的酸类型及配方。
183.第一段压裂共注酸10m3，注酸排量1.0m3/min，酸注完后，替酸排量提高至2m3/min。待酸液进入靠近跟部的第一簇裂缝50％时，提高排量至8m3/min，直至将所有酸液注完。
184.7)第一条裂缝压裂施工及暂堵
185.采用黏度2mpa.s的滑溜水进行施工，施工排量在2-3分钟内提到最高排量：8m3/min～10m3/min～12m3/min；共用滑溜水120m3，然后注入暂堵剂，粒径为140～200目，施工砂液比为2％～3％～4％，每个阶段的携砂液体积为30m3，用滑溜水90m3。保持井底压力的上升速度在2～3mpa/min范围内，暂堵剂加完后采用2m3黏度2mpa.s的滑溜水进行顶替。
186.8)第二条裂缝施工
187.第一条裂缝压裂施工顶替后，接着采用黏度为24mpa.s的高粘度滑溜水进行施工，施工排量12m3/min。共用滑溜水80m3；
188.然后注入暂堵剂，粒径为140～200目，施工砂液比为3％～5％～7％，此处每个阶段的携砂液体积为30m3左右，用滑溜水90m3，保持井底压力的上升速度在2～3mpa/min范围内；暂堵剂加完后采用黏度为24mpa.s滑溜水2m3进行顶替。
189.9)最后一条裂缝施工前停泵时间的计算
190.基于思路3)的思路，计算不同裂缝诱导应力的叠加效应。然后计算最后一条裂缝的转向角，如转向角越过预期的定向方向，就计算不同停泵时间下的诱导应力的递减值，由此确定最后一条裂缝施工前的停泵时间25min。
191.10)最后一条主裂缝压裂施工
192.在前述两条裂缝转向施工完成后，进行最后一条主裂缝的施工，根据步骤4)优化的压裂施工参数，包括造缝及携砂阶段的液量、支撑剂量、黏度及砂液比等，进行其造缝及加砂施工。本阶段采用黏度45mpa.s线性胶进行施工，施工排量为12m3/min，施工砂液比为8％～12％～16％～20％～24％～28％，每阶段砂液比线性胶用量为50m3，共用线性胶300m3,加入70～100目陶粒18m3,加入40-70目陶粒34m3，共加砂52m3。
193.11)顶替作业
194.按第1段井筒容积110％顶替黏度为45mpa.s线性胶10m3。之后换用黏度为3mpa.s的低黏度滑溜水继续顶替13m3至施工结束，顶替施工排量为12m3/min。
195.12)其它段压裂施工，重复步骤5)～步骤11)。
196.13)钻塞、返排、测试及生产等，参照常规流程及参数执行，在此不赘。
197.按照本发明对该井进行的压裂施工，压后取得了良好的压后效果，本井压后初产气量达到17万方/天，与邻井相比，产量提高67％。