本发明涉及一种非常规油气增产改造技术，具体地说是一种页岩油定向井拟水平井压裂工艺，属于石油开采。
背景技术：
1、目前，中国陆相页岩油开发理论和技术均处在起步阶段，尚无成熟的开发模式。苏北盆地溱潼凹陷东西两翼为构造复杂区，断层发育、地层倾角较大，断块长不超过2km，宽不超过1km，面积普遍小于2km2，小断层及天然裂缝发育，不具备1000m以上水平井实施条件。顺着断层走向进行布井，因与最大水平主应力方向平行，压裂缝网效果难以保证；穿断层布井甜点存在钻遇率低，且压裂段需避开断层位置，影响经济效益。水平井开发钻完井周期长、投资大，压裂缝高在30m左右，纵向资源动用率不高，水平井开发效益不理想，基于断块型页岩油藏的“地层产状陡、断块窄、纹层及裂缝发育，应力差异系数小，脆性指数高”等特征，陆相页岩油断块型页岩油藏效益开发更面临诸多难点。该类尚无成熟的开发方式，如何开创一种页岩油定向井拟水平井压裂工艺技术，具有重要意义。
技术实现思路
1、本发明要解决的技术问题是提供一种能够有效提升压裂缝长，提升缝网支撑效果及缝网质量，提高页岩油生产效果的页岩油定向井拟水平井压裂工艺。
2、为了解决上述技术问题，本发明的页岩油定向井拟水平井压裂工艺，包括以下步骤：
3、s1：根据断块型页岩油藏的地质和工程数据，结合区块前期压裂裂缝参数，确定定向井的立体分层分簇及压裂工艺主体参数；
4、进一步地，该步骤中，依据区域已有的储层物性和工程参数的基础上，结合已压裂井监测的缝高数据，确定定向井立体分层分簇参数；
5、再进一步地，所述该步骤中，定向井优选单层射孔3-4簇。
6、s2：向储层大排量注入酸液进行酸预处理；
7、进一步地，该步骤中，每层用酸量20-30m3，泵注排量3-5m3/min；
8、再进一步地，该步骤中的酸液包括盐酸、高温缓蚀剂、助排剂、粘土稳定剂、铁离子稳定剂；
9、s3：切换低黏压裂液注入，并快提排量；
10、再进一步地，该步骤中，切换低黏压裂液注入，在施工限压下快速提排量方式，形成高破裂压力，促使多个射孔簇同步破裂进液；
11、s4：逆向设计，以不同施工压力窗口为核心，采用三段式控制施工压力、调节排量稳压加砂模式，完成单层压裂加砂；
12、该步骤中，第一阶段模式：
13、调节泵注排量，控制压力窗口4-5mpa；
14、a、泵入低黏度的压裂液携带小粒径支撑剂填充微裂缝，同时段塞式伴注添加低浓度0.1%的增效剂，砂液比2%-10%；
15、b、泵入中黏度的压裂液携带中粒径支撑剂填充分支裂缝，，砂液比2%-10%；
16、c、泵注过程中，投入自动稳压泵注系统，设置压力波动幅度,当压力波动达到上下限值，触发排量的阶梯调节，保持压力平稳；
17、d、完成总液量的1/3；
18、第二阶段模式：
19、调节泵注排量，降低施工压力，控制压力窗口10-14mpa；
20、a、泵入中黏度的压裂液携带中粒径支撑剂填充微裂缝，砂液比7%-10%；
21、b、泵入中-高黏度的压裂液携带中-大粒径支撑剂填充主裂缝，砂液比2%-5%；
22、c、泵注过程中，投入自动稳压泵注系统，设置压力波动幅度,当压力波动达到上下限值，触发排量的阶梯调节，保持压力平稳；
23、d、完成总液量的2/3；
24、第三阶段模式：
25、调节泵注排量，降低施工压力，控制压力窗口17-20mpa；
26、a、泵入中-高黏度的压裂液携带中粒径支撑剂填充主裂缝，砂液比4%-5%；
27、b、泵入高黏度的压裂液尾追陶粒支撑剂建立缝口高导流通道，砂液比4%-5%；
28、c、泵注过程中，投入自动稳压泵注系统，设置压力波动幅度,当压力波动达到上下限值，触发排量的阶梯调节，保持压力平稳；
29、d、完成单层砂量、液量。
30、s5：参照上述步骤，完成单井剩余层段的压裂加砂。
31、进一步地，所述s4步骤中的支撑剂采用多级粒径支撑剂，有100/200目支撑剂、70/140目支撑剂、40/70目支撑剂、30/50目或更大粒径20/40目的支撑剂。
32、再进一步地，各粒径所述支撑剂占比，小粒径支撑剂体积:中粒径支撑剂体积：大粒径支撑剂体积=2:3:5。
33、再进一步地，所述低黏压裂液为浓度0.08-0.12%的减阻剂；中黏压裂液为浓度0.13-0.18%的减阻剂；中-高黏压裂液为浓度0.19-0.24%的减阻剂，高黏压裂液为浓度0.25-0.30%的减阻剂。
34、本发明的优点是：
35、通过多阶梯降压调排稳压改造、变粘度携带三级支撑剂高效携砂、配套全电动设备连续施工，形成一种全新的页岩油定向井“拟水平井”压裂工艺，其建立全程自动稳压泵注系统、段塞式伴注功能型压裂液、低砂比远运移支撑的思路有效提高了页岩油定向井压裂改造缝长，提升了缝网支撑效果及缝网质量，从而大幅提高了页岩油定向井的缝控储量，拟水平井缝网压裂后的测试产量高，实现构造复杂区定向井高效益开发，提高页岩油生产效果的目的。
1.一种页岩油定向井拟水平井压裂工艺，其特征在于，包括以下步骤：
2.按照权利要求1所述的页岩油定向井拟水平井压裂工艺：其特征在于：所述步骤s1中，依据断块区域已有的储层物性和工程参数的基础上，结合已压裂井监测的缝高数据，确定定向井立体分层分簇参数。
3.按照权利要求1或2所述的页岩油定向井拟水平井压裂工艺：其特征在于：所述步骤s1中，定向井优选单层射孔3-4簇。
4.按照权利要求1所述的页岩油定向井拟水平井压裂工艺：其特征在于：所述步骤s2中，每层用酸量20-30m3，泵注排量3-5m3/min。
5.按照权利要求1所述的页岩油定向井拟水平井压裂工艺：其特征在于：所述步骤s2中的酸液包括盐酸、高温缓蚀剂、助排剂、粘土稳定剂、铁离子稳定剂。
6.按照权利要求1或2所述的页岩油定向井拟水平井压裂工艺：其特征在于：所述步骤s3中，切换低黏压裂液注入，在施工限压下提排量方式，形成高破裂压力。
7.按照权利要求1所述的页岩油定向井拟水平井压裂工艺：其特征在于：所述步骤s4中，
8.按照权利要求7所述的页岩油定向井拟水平井压裂工艺：其特征在于：所述s4步骤中的支撑剂采用多级粒径支撑剂，有100/200目支撑剂、70/140目支撑剂、40/70目支撑剂、30/50目或更大粒径20/40目的支撑剂。
9.按照权利要求7所述的页岩油定向井拟水平井压裂工艺：其特征在于：各粒径所述支撑剂占比，小粒径支撑剂体积:中粒径支撑剂体积:大粒径支撑剂体积=2:3:5。
10.按照权利要求7所述的页岩油定向井拟水平井压裂工艺：其特征在于：所述低黏压裂液为浓度0.08-0.12%的减阻剂；中黏压裂液为浓度0.13-0.18%的减阻剂；中-高黏压裂液为浓度0.19-0.24%的减阻剂，高黏压裂液为浓度0.25-0.30%的减阻剂。