本发明涉及一种 “增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，属于石油天然气压裂改造。
背景技术：
1、浅层致密油藏的储层压力系数＜0.8、气油比＜20m3/m3，地层能量严重不足，渗透率低，目前对浅层致密油藏储层的增产改造主要是采用高黏度压裂液，通过该体系的高黏度来达到降低滤失、憋压造缝、增强携砂力，通过人工裂缝沟通天然裂缝，从而形成渗流通道来获得增产效果；但高黏度压裂液体系也正是由于其黏度高，分子束直径大，在地层中流动阻力大，因此将其应用在致密油藏改造时极难进入小孔道和基质，存在虽初产高，但递减快和采收率低的问题。
2、中国专利cn113528113a提供了一种高黏度压裂液，主要采用2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸合成的纳米稠化剂和支撑剂，虽然稠化剂的分子尺寸是纳米级，但是在现场应用时，因为压裂液的弹性模量很大，进入纳米级孔喉的阻力远大于主裂缝，这样，该压裂液就大量流向主裂缝，导致储层改造后的裂缝长度达不到设计要求,难以形成复杂的改造裂缝达到增产的目的。
3、中国专利cn113583653a提供的新型压裂流体，其中包含在水溶液中的支撑剂、缔合两性聚合物和表面活性剂，该新型压裂流体中加入了表面活性剂，以增强两性聚合物分子链间作用力，比常规聚合物压裂液具有更好的耐剪切、悬浮和携砂能力；但是在压裂后通过加入表面活性剂破胶，破胶液的黏度很难达到行业要求，而且两性聚合物本身就容易吸附在地层上，会对支撑剂的填充层和地层的渗透通道产生堵塞。
4、如何扬长避短，通过低黏度压裂液克服高黏度压裂液应用于改造致密油藏时暴露的缺陷，是一个亟待解决的问题。因此非常有必要研发提供一种通过在低黏度压裂液体系中分段添加生物驱油剂和不同粒径石英砂，并通过大液量、高排量、脉冲分段递进加砂，首次实现压裂与吞吐、渗吸和驱替的综合效能，成功保障微裂缝、支裂缝、主裂缝的分级填充支撑形成稳定连续的渗流通道，大大提高重复压裂或开采后的低压致密油藏储层采收率的“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法。
技术实现思路
1、本发明的发明目的是，针对上述现有技术的不足，提供一种 “增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，该方法基于低黏度压裂液体系，首次将压裂与吞吐、渗吸和驱替相结合，有效提高致密油藏储层能量和增加泄油面积，降低对致密油藏储层的伤害，利于形成稳定连续的渗流通道，极大提高致密油藏储层采收率。
2、本发明是通过如下的技术方案来实现上述目的的
3、一种 “增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，基于低黏度压裂液体系；其特征在于：该“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法是通过包括如下步骤实现的：
4、步骤一、进行模拟实验，评价目标致密油藏储层的可压性，确认所述目标致密油藏储层的可压性系数在0.32以上，即可对所述目标致密油藏储层进行压裂层段划分；
5、步骤二、完成所述压裂层段划分后，根据对目标致密油藏储层的预定增产倍数，设计确认压裂用液量及排量；所述纳米滑溜水压裂液的施工排量为8~15m3/min，单井段的液量为大于1000m3；
6、步骤三、确定所述压裂层段簇射孔的位置以及射孔参数，并向所述簇射孔内注入清孔液进行酸化预处理；
7、步骤四、酸化预处理后向所述压裂层段交替注入驱油滑溜水压裂液和纳米滑溜水压裂液，并间隔性地向压裂液中添加支撑剂，以实现造缝和填砂；
8、步骤五、造缝和填砂完成后,向所述目标致密油藏压裂层段注入顶替液，以将井筒中的携砂液压入裂缝中；
9、步骤六、选择低黏度压裂液体系的纳米滑溜水压裂液，通过在纳米滑溜水压裂液中添加生物驱油剂构成驱油滑溜水压裂液；所述驱油滑溜水压裂液和纳米滑溜水压裂液的加入过程包括：前置液阶段、携砂液阶段和顶替液阶段；所述前置液阶段：先注入驱油滑溜水压裂液，并逐渐增加排量至其达到设计值，之后全部注入纳米滑溜水压裂液，当工作压力和排量平稳时，开始间隔性地加入支撑剂；所述携砂液阶段：分两次注入驱油滑溜水压裂液，一次在携砂液的最后阶段注入，一次根据现场施工情况判断注入，每一次注入驱油滑溜水压裂液的量占总携砂液的10~15%；所述顶替液阶段：加砂结束后，立即泵入纳米滑溜水压裂液，将地面管线及井筒中的携砂液全部顶替到裂缝中去，防止余砂沉积井底形成砂卡；泵入顶替液量≦地面管线+管柱的总容积。
10、一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，其特征在于：所述的纳米滑溜水压裂液由以下质量百分比的组分构成：0.1%jhfr减阻剂、0.2%jhfr多功能添加剂和99.7%水；jhfr减阻剂和jhfr多功能添加剂为湖北省荆州市现代石油有限公司产品。
11、一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，其特征在于：所述的驱油滑溜水压裂液由所述纳米滑溜水压裂液+0.5%的生物驱油剂构成；所述生物驱油剂为湖北省荆州市现代石油有限公司产品。
12、一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，其特征在于：所述的清孔液由以下质量百分比的组分构成：3%氢氟酸、12%氯化氢、0.5%助排剂、0.3%缓蚀剂和84.2%水；清孔液的排量为2m3/min,每次注入20m3。
13、一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，其特征在于：所述的支撑剂为40/70目、30/50目、20/40目的石英砂或陶粒，依次注入40/70目、30/50目、20/40目的支撑剂，砂比递进提高11-15%，但砂比不大于15%；在前置液阶段应间隔性地加入支撑剂，携砂液中阶段性的加入，每阶段4~5m3，其中每阶段间隔30m3~50m3的纳米滑溜水压裂液或驱油滑溜水压裂液。
14、一种“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，其特征在于：所述的前置液阶段的压裂液的注入量占所述压裂施工总体压裂液的注入量的40%～50%。
15、本发明与现有技术相比所提出的技术方案的有益效果是：
16、该“增能-驱油-吞吐-渗吸-驱替”协同作用的压裂方法，主要应用于致密油藏压裂施工中，使用分段多簇射孔、大液量和高排量的纳米滑溜水压裂液+所述驱油滑溜水压裂液，分别按照前置液阶段、携砂液阶段和顶替液阶段不同的加入过程加入，实现对致密油藏储层在长、宽、高三维方向的全面改造，在其主裂缝的侧向造出多个次生裂缝，形成复杂的裂缝形态，从而最大化次生裂缝与致密油藏储层的接触面积，使得压裂液的泄油面积比改造前大幅增加；同时缩短油气从任意方向基质向裂缝的渗流距离，极大提高了致密油藏储层的整体渗透率，有效降低了能量损失。通过步骤三和步骤四的脉冲分段递进加砂手段使支撑剂在裂缝中充分有效铺陈，既提高了纳米滑溜水压裂液的填砂效果，又避免了压裂时砂堵的发生。压裂过程中加入的驱油滑溜水压裂液，具备低界面张力和低表面张力的突出优点，有效提升进入低渗透率岩体中纳米滑溜水压裂液的流量，充分发挥纳米滑溜水压裂液的功能，同时防止滞留在地层的纳米滑溜水压裂液产生水相圈闭和润滑反转现象发生，大大提高压裂改造增产效果。本发明方法基于低黏度压裂液体系，首次将压裂与吞吐、渗吸和驱替相结合，有效提高致密油藏储层能量和增加泄油面积，降低对致密油藏储层的伤害，利于形成稳定连续的渗流通道，极大提高致密油藏储层采收率。解决了现有技术应用在致密油藏改造时极难进入小孔道和基质，导致储层改造后的裂缝长度达不到设计要求,难以形成复杂的改造裂缝，即形成稳定连续的渗流通道，使得改造后产量递减快和采收率低的问题。