CN107503729B

CN107503729B - 一种提高压裂稳定期的微支撑压裂方法

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Publication number: CN107503729B
Application number: CN201610416448.0A
Authority: CN
Inventors: 蒋廷学; 刘建坤; 安生; 吴春方; 眭世元; 吴峙颖; 王天驹; 周晓冬
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Priority date: 2016-06-14
Filing date: 2016-06-14
Publication date: 2019-08-09
Anticipated expiration: 2036-06-14
Also published as: CN107503729A

Abstract

本发明公开了一种提高压裂稳定期的微支撑压裂方法。包括：1)评价储层岩石微观结构；2)第1级注入阶段：(1)超低黏度压裂液携带微细粒径支撑剂注入沟通与延伸微细尺度的天然裂隙系统；低黏度压裂液携带小粒径支撑剂注入沟通与延伸尺度稍大的天然裂缝系统；中黏度压裂液携带中粒径支撑剂注入延伸较大尺度的裂缝系统；(4)高黏度压裂液携带大粒径支撑剂注入延伸最大尺度的裂缝系统3)第2～3级注入阶段；本发明通过储层岩石微观结构的精细评价、多级交替注入方法、利用多种不同黏度液体的粘滞指进效应、多尺度加砂等方法，实现主裂缝的全缝长范围内各种尺度的裂缝系统充分扩展延伸及支撑，提高压裂得“有效改造体积”及裂缝的“支撑效率”。

Description

一种提高压裂稳定期的微支撑压裂方法

技术领域

本发明涉及油气藏水力压裂增产改造技术领域，进一步地说，是涉及一种提高压裂稳定期的微支撑压裂方法。

背景技术

在低渗及致密砂岩油气藏的压裂增产中，普遍面临着是压后初产低、产量递减快、稳产周期短等问题，压裂改造后也难以达到经济有效开发的目标。虽然有时在低渗或致密砂岩油气藏压裂改造中也借鉴页岩气体积压裂的技术思路，采用大液量、大砂量、高排量、低砂液比等工艺参数，但压后效果仍不尽人意。目前在低渗及致密砂岩油气藏的压裂改造中，主要面临以下几方面问题：

1)砂岩油气藏一般层理缝/纹理缝不发育，缝高延伸的遮挡性差，采用大液量、大砂量、高排量的压裂工艺方法非但不能迅速提升裂缝净压力促使复杂裂缝形态的形成，反而可能引起压裂缝高的失控及缝高在纵向上的过度延伸，致使平面上的转向效果远未实现，还可能因为缝高的失控及过度延伸而浪费大量的压裂液与支撑剂，甚至因缝高纵向延伸过大引发早期砂堵现象；现场实施井压后评价发现，很多井压后只有10％～20％的支撑剂在有效的砂岩储层中起到支撑作用，支撑效率极低，裂缝的缝长也因此大大缩短。

2)压裂液的类型及黏度选择不当。目前，在常规砂岩油气藏的压裂改造中，通常采用一种压裂液类型及近乎恒定的黏度，且压裂液的黏度还相对较高(一般都在100mPa.s以上)。这种高黏度压裂液对提高造缝效率是非常有利的，但缺点是难以进入较小尺度的微裂缝并延伸。一般而言，压裂液的黏度越小，其流动性越好，也越易沟通缝宽越小的微裂隙体系；反之，压裂液的黏度越大，其流动性越差，容易沟通缝宽相对较大的主裂缝体系；故以往采用统一压裂液黏度的压裂液设计思路，严重制约了天然裂缝甚至微裂隙的有效张开及支撑剂有效充填，甚至有的天然裂缝及微裂隙根本就未张开过；压后生产过程中由于井底流压的不断降低，无支撑的天然裂缝及微裂隙就会快速闭合，致使压裂效果及稳产期大打折扣。有时即使采取变黏度压裂液，但由于采用的压裂液之间黏度差异较小(如线性胶和冻胶的组合压裂液，线性胶的黏度一般30～40mPa.s，交联冻胶黏度一般100～120mPa.s)，也只能张开较大尺度的裂缝系统，尺度较小的微裂隙、分支缝体系仍难以张开。

3)支撑剂类型及粒径选择不当。目前，在常规砂岩油气藏的压裂改造中，常采用一种粒径支撑剂(如30/50目或20/40目)，虽然有时也采用70/140目的粉砂或粉陶支撑剂，但往往作为前置液段塞来打磨近井裂缝弯曲摩阻，且使用量较少(一般只有2～3m³)；而且有时采用70/140目的粉砂或粉陶支撑剂是为了封堵微裂缝以提高压裂液造缝效率，这与目前提高裂缝复杂性的压裂设计思路正好背道而驰。这种采用单一大粒径支撑剂的思路，通常只能支持裂缝宽度较大的主裂缝系统，即使产生了缝宽相对较小的支裂缝及微裂缝系统，也难以使其获得有效支撑。

发明内容

目前，在低渗及致密砂岩油气藏的压裂增产中，普遍存在压后初产低、产量递减快、稳产周期短等问题，国内多数储层开发效果普遍较差或面临放弃，难以达到预期的经济有效开发目标，影响了该类储层的有效开发及储量的有效动用。为提高对该类储层的压裂改造效果及有效性，本发明提出一种提高压裂稳产期的微支撑压裂方法，通过储层岩石微观结构的精细评价、多级交替注入方法、利用多种不同黏度液体的粘滞指进效应、多尺度加砂等方法，实现主裂缝的全缝长范围内各种尺度的裂缝系统充分扩展延伸及支撑，提高压裂得“有效改造体积”及裂缝的“支撑效率”，以解决目前制约低渗、特低渗砂岩油气藏压裂效果差及稳产期短的被动局面。

本发明的目的是提供一种提高压裂稳定期的微支撑压裂方法。

包括：

1)评价储层岩石微观结构：包括孔吼大小、天然裂缝及微裂隙发育及分布特征、岩石力学及地应力特征；

2)第1级注入阶段：

(1)超低黏度压裂液携带微细粒径支撑剂注入沟通与延伸微细尺度的天然裂隙系统；

压裂液采用低黏度滑溜水体系；

压裂液用量：该段压裂液体积占第1级注入阶段总压裂液注入总体积的35％～40％；

压裂施工排量：以第1级注入阶段的最高排量为基准，取最高排量的40-50％作为该步排量进行施工；

支撑剂类型：采用小尺度的支撑剂，支撑剂颗粒小于等于210目；

支撑剂用量：支撑剂体积占第1级注入阶段总支撑剂体积的20-25％；

加砂方式：段塞式加砂方式；

砂液比：1％～10％；

(2)低黏度压裂液携带小粒径支撑剂注入沟通与延伸尺度稍大的天然裂缝系统

压裂液类型：采用滑溜水或清洁压裂液体系；

压裂液用量：该段压裂液体积占该级注入总体积的20～25％；

压裂施工排量：以第1级注入阶段的最高排量为基准，取最高排量的60-70％作为该步排量进行施工；

支撑剂的粒径为70～140目；

支撑剂用量：支撑剂体积占第1级注入阶段总支撑剂体积的15-20％；

加砂方式：段塞式加砂方式；

砂液比：1％～12％；

(3)中黏度压裂液携带中粒径支撑剂注入延伸较大尺度的裂缝系统

压裂液采用线性胶压裂液或聚合物压裂液体系；

压裂液用量：该步压裂液体积占该级注入总体积的20-25％；

压裂施工排量：以第1级注入阶段的最高排量为基准，取最高排量的70-80％作为该步排量进行施工；

支撑剂的粒径为40～70目；

加砂方式：段塞式加砂方式；

砂液比：5％～15％；

(4)高黏度压裂液携带大粒径支撑剂注入延伸最大尺度的裂缝系统压裂液采用胍胶交联压裂液或聚合物交联压裂液体系；

压裂液用量：该步压裂液体积占该级注入总体积的20-25％；

压裂施工排量：以第1级注入阶段的最高排量为基准，取最高排量进行该步施工；

支撑剂类型的粒径为30～50目或20～40目；

支撑剂用量：支撑剂体积占第1级注入阶段总支撑剂体积的30-40％；

加砂方式：段塞式加砂方式或连续性加砂方式；

砂液比：砂液比在15％～40％。

3)第2～3级注入阶段

①若压裂交替注入级数为2～3级；则要继续重复2)中(1)～(4)步骤，直到达到设计的交替注入的级数；

②若为2级交替注入，则在第2级注入过程，四个注入阶段的排量都为第1级最高排量基础上增加1m³/min-2m³/min，；

③若为3级交替注入，第3级注入过程，四个注入阶段排量都为第2级最高排量基础上再增加1m³/min-2m³/min，；

④若交替注入级数为2级/3级，则在第2级/第3级高黏度压裂液携带大粒径支撑剂注入延伸最大尺度的裂缝系统的阶段，在加砂后期，快速提高施工砂液比，实现端部脱砂的压裂效果；

4)低黏度压裂液顶替阶段

顶替阶段采用等量顶替，采用低黏度压裂液将井筒内的支撑剂完全顶替到裂缝缝口处，压裂液用量为井筒体积与地面管线容积之和。

5)同步破胶技术

交替注入阶段中，在每一级的中高黏压裂液阶段，根据每段压裂施工时间的先后，分段设计压裂液的配方及破胶剂追加剖面，确保压裂后规定的时间内每一级的中高黏压裂液实现同步彻底破胶。

优选：

超低黏度压裂液的黏度范围为1～3mPa·s；

低黏度压裂液的黏度范围为10～15mPa·s；

中黏度压裂液的黏度范围为30～50mPa·s；

高黏度压裂液的黏度范围为100～120mPa·s。

如果交替注入级数为1级，在该步加砂后期，探快速提高施工砂液比，比设计最高值提高8～10个百分点以上，，实现端部脱砂的压裂效果；

如果是水平井分段压裂的施工，则要在水平井压裂的最后一段端部脱砂压裂，以实现最佳的裂缝支撑剖面

本发明的具体可采用以下技术方案：

1)储层岩石微观结构的精细评价

(1)主要包括孔吼大小(指岩石的孔隙和喉道大小)、天然裂缝及微裂隙发育及分布特征、岩石力学及地应力特征等，评价手段主要基于恒速压汞实验、薄片实验、电镜扫描实验、岩心测试实验及测井评价等方法。

(2)储层的天然裂缝及微裂隙的发育特征，可在现场试验中基于压裂施工压力曲线进行实时分析判断，以作为现场施工参数调整的重要依据。具体方法是：应用超低黏或低黏压裂液体系，当主裂缝沟通微裂隙或尺度稍大的天然裂缝时，地面压力会呈现锯齿状压力波动特征，压力波动越剧烈，则表明主裂缝沟通的天然裂缝或微裂隙尺度越大，反之，则天然裂缝或微裂隙尺度越小；由压力曲线波动的次数，再基于成熟的裂缝扩展商业模拟软件(如FracPro、Stimplan、GOHFER等)计算，可以计算天然裂缝或微裂隙发育密度等参数。

2)第1级注入阶段

(1)超低黏度压裂液携带微细粒径支撑剂注入沟通与延伸微细尺度的天然裂隙系统

①压裂液类型：采用低黏度滑溜水体系，优选黏度在1～3mPa·s，易于沟通微细尺度的天然裂隙系统；

②压裂液用量：该段压裂液体积占第1级注入阶段总压裂液注入总体积的35％，若步骤1)中判断目标储层微裂隙系统非常发育，该比例可以适当提高1％～3％；

③压裂施工排量：以第1级注入阶段的最高排量为基准，取最高排量的50％作为该步排量进行施工，以在井底实现慢慢憋压，沟通不同尺度的天然裂隙系统；

④支撑剂类型：此段支撑剂的粒径可根据1)中储层岩石原始微观结构的精细评价结果及超低黏压裂液在储层中的造缝宽度模拟结果进行综合权衡确定，要求微裂缝被延伸后的缝宽应是支撑剂平均粒径的3倍以上；该段可采用小尺度的支撑剂，如210目的支撑剂甚至更小的纳米支撑剂(1000目左右)；

⑤支撑剂用量：支撑剂体积占第1级注入阶段总支撑剂体积的25％；

⑥加砂方式：段塞式加砂方式；

⑦砂液比：最高砂液比可通过现场施工情况进行综合权衡确定，具体方法为：在排量及压裂液性质保持不变的前提下，通过小段塞式方式进行试探式加砂，观察某粒径支撑剂在某一砂液比条件下进入地层后的施工压力变化，若压力平稳，则可继续提高砂比观察压力变化情况，通过小段塞连续多次试探性加砂后，可把最高允许的施工砂液比确定下来；若压力有明显升高和波动情况，则此时砂液比可定为该粒径支撑剂的最高砂液比。一般情况下该段砂液比优选为1％～10％为宜。

①压裂液类型：采用滑溜水或清洁压裂液体系，优选黏度在10～15mPa·s；

②压裂液用量：该段压裂液体积占该级注入总体积的20％；如步骤1)测试中压力曲线表现为波动剧烈，且压力波动幅度比步骤2)的(1)中注入超低黏度压裂液过程中的大，则提高该段压裂液的比例3％～5％；。

③压裂施工排量：以第1级注入阶段的最高排量为基准，取最高排量的70％作为该步排量进行施工；

④支撑剂类型：选择粒径为70～140目的陶粒支撑剂或同级别产品。

⑤支撑剂用量：支撑剂体积占第1级注入阶段总支撑剂体积的15％；

⑥加砂方式：段塞式加砂方式；

⑦砂液比：最高砂液比可通过步骤2)的(1)中⑦所述的小段塞多次试探加砂的方式进行综合权衡确定，一般情况下砂液比的在1％～12％为宜。

①压裂液类型：可采用常规的线性胶压裂液或聚合物压裂液体系等，优选黏度在30～50mPa·s；

②压裂液用量：该步压裂液体积占该级注入总体积的20％；

③压裂施工排量：以第1级注入阶段的最高排量为基准，取最高排量的80％作为该步排量进行施工；

④支撑剂类型：选择粒径为40～70目的陶粒支撑剂或同级别产品；

⑤支撑剂用量：该步支撑剂主要在裂缝宽度较大的裂缝中起支撑作用，支撑剂体积占第1级注入阶段总支撑剂体积的20％；

⑥加砂方式：段塞式加砂方式；

⑦砂液比：最高砂液比可通过2)的(1)中⑦所述的小段塞多次试探加砂的方式进行综合权衡确定，一般情况下砂液比在5％～15％为宜。

(4)高黏度压裂液携带大粒径支撑剂注入延伸最大尺度的裂缝系统

①压裂液类型：可采用胍胶交联压裂液或聚合物交联压裂液体系，优选黏度在100～120mPa·s；

②压裂液用量：该步压裂液体积占该级注入总体积的25％；

③压裂施工排量：以第1级注入阶段的最高排量为基准，取最高排量进行该步施工；

④支撑剂类型：选择粒径为30～50目或20～40目的陶粒支撑剂或同级别产品；

⑤支撑剂用量：该步支撑剂主要在裂缝宽度最大的主裂缝中起支撑作用，支撑剂体积占第1级注入阶段总支撑剂体积的40％；

⑥加砂方式：段塞式加砂方式或连续性加砂方式；

⑦砂液比：最高砂液比可通过2)的(1)中⑦所述的小段塞多次试探加砂的方式进行综合权衡确定，一般情况下砂液比在15％～40％为宜。

⑧若交替注入级数只有1级，为了防止压裂停泵后裂缝继续延伸造成支撑剖面不合理的情况发生，在该步加砂后期(支撑剂还剩余2～3m³时)，试探快速提高施工砂液比(可比设计最高值再提高8～10个百分点以上)，实现端部脱砂的压裂效果；若是针对水平井分段压裂的施工，则要在水平井压裂的最后一段尝试端部脱砂压裂，以实现最佳的裂缝支撑剖面。

3)第2～3级注入阶段

①若压裂交替注入级数为2～3级；则要继续重复1)中(1)～(4)步骤，直到达到设计的交替注入的级数。

②若为2级交替注入，则在第2级注入过程，四个注入阶段(超低黏度压裂液携带微细粒径支撑剂注入阶段、低黏度压裂液携带小粒径支撑剂注入阶段、中黏度压裂液携带中粒径支撑剂注入阶段、高黏度压裂液携带大粒径支撑剂注入阶段)的排量都为第1级最高排量基础上增加1m³/min-2m³/min，其他项目及参数(压裂液类型、压裂液用量、支撑剂类型、支撑剂用量、加砂方式、砂液比)可根据可参照第1级交替注入阶段实际施工情况进行优化调整；

③若为3级交替注入，第3级注入过程，四个注入阶段(超低黏度压裂液携带微细粒径支撑剂注入阶段、低黏度压裂液携带小粒径支撑剂注入阶段、中黏度压裂液携带中粒径支撑剂注入阶段、高黏度压裂液携带大粒径支撑剂注入阶段)排量都为第2级最高排量基础上再增加1m³/min-2m³/min，其他项目及参数(压裂液类型、压裂液用量、支撑剂类型、支撑剂用量、加砂方式、砂液比)可根据可参照第1级和第2级交替注入阶段实际施工情况进行优化调整；

④若交替注入阶段为2级/3级，则在第2级/第3级高黏度压裂液携带大粒径支撑剂注入延伸最大尺度的裂缝系统的阶段，可按1)的(4)中⑧所述方法，在加砂后期(支撑剂还剩余2m³～3m³时)，试探快速提高施工砂液比，实现端部脱砂的压裂效果。

4)低黏度压裂液顶替阶段

顶替阶段采用等量顶替技术，采用低黏度压裂液将井筒内的支撑剂完全顶替到裂缝缝口处，压裂液用量为井筒体积与地面管线容积之和。

5)同步破胶技术

①交替注入阶段中，在每一级的中高黏压裂液阶段，根据每段压裂施工时间的先后，分段设计压裂液的配方及破胶剂追加剖面，确保压裂后规定的时间内每一级的中高黏压裂液实现同步彻底破胶。

②压裂液的配方优化及破胶剂追加剖面，可基于裂缝内压裂液的温度场为基础，具体可基于上述成熟压裂模拟软件(如FracPro、Stimplan、GOHFER等)计算得到。

本发明所提出的提高压裂稳产期的微支撑压裂技术的方法，思路简洁，现场便于操作实施。通过对压裂工艺的优化以及压裂液体体系的优化及合理配合应用，在对微裂缝、分支裂、主裂缝的充分沟通及扩展基础上，实现对主裂缝以及与主裂缝连通的微裂缝、支裂缝的充分扩展及“有效支撑”，提高了整个裂缝系统的支撑效率及裂缝“有效导流能力”。按此方法进行低渗或致密砂岩气藏储层的压裂方案的设计及施工，可有效解决低渗及致密砂岩油气藏压裂改造中压裂造缝高难控、裂缝系统“有效”支撑难、长期导流能力保持较差等问题，缓解或解决压后初产低、产量递减快、稳产周期短等问题，提高该类储层的压裂改造效果及储层动用程度。

具体实施方式

下面结合实施例，进一步说明本发明。

以下实施例仅用于进一步说明本发明，但不限制本发明。

实施例：

A井，目的层压裂井段为3250.7～3261.5m，10.8m/1层；目的层段岩性为灰色含砾细砂岩，岩心孔隙度4.2％～12.9％，平均9.73％，渗透率0.1mD～8.85mD，平均3.73mD，属低孔特低渗储层；目的层压力系数为1.0，地层温度120℃，属于常温常压气藏。根据应力剖面解释情况，本井目的层最小主应力均值44.1MPa，目的层上部隔层最小主应力数均值47.5MPa，下部隔层最小主应力均值49.7MPa。

为了评价目的层砂组的含气性及其产能，并对该区块开展下步勘探评价工作，借鉴本专利提出的工艺方法，结合本井实际情况，进行了该井的压裂方案设计及现场先导试验，具体实施方法及效果如下：

(1)液体体系优选：预测储层温度为120℃左右，优选耐温120～130℃的压裂液体系。

①超低黏度压裂液配方：0.1％SRFR-1减阻剂+0.3％SRCS-1黏土稳定剂+0.1％SRCU-1助排剂；液体黏度1mP·s～2mP·s，pH值6.5～7.5；

②低黏度压裂液配方：0.2％SRFP-1增稠剂+0.3％SRCS-1黏土稳定剂+0.1％SRCU-1助排剂；液体黏度10mP·s～15mP·s，pH值6～7；

③中黏度压裂液配方：0.35％SRFP-1增稠剂+0.3％SRCS-1黏土稳定剂+0.1％SRCU-1助排剂；液体黏度30mP·s～50mP·s，pH值6～7；

④高黏度压裂液配方：0.50％SRFP-1增稠剂+0.2％SRFC-1交联剂+0.3％SRCS-1黏土稳定剂+0.1％SRCU-1助排剂，液体黏度100mP·s～120mP·s，pH值6～7，破胶剂采用过硫酸铵(APS)和胶囊；

以上压裂液配方是本单位的自制配方，若采用市场上产品，需要黏度在规定范围内；

(2)第1级注入阶段

①以2.5m³/min排量注入220m³超低黏度压裂液，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入210目的支撑剂，段塞式加砂中以2％的砂比起步砂比，以阶梯增方式(2％～4％～6％～8％)共加入210目的支撑剂9.2m³；

②以3.5m³/min排量注入120m³低黏度压裂液，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入70/140目的支撑剂，段塞式加砂中以5％的砂比起步砂比，以阶梯增方式(5％～8％～10％)共加入70/140目的支撑剂5.3m³；

③以4.0m³/min排量注入110m³中黏度压裂液，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入40/70目的支撑剂，段塞式加砂中以8％的砂比起步砂比，以阶梯增方式(8％～10％～12％)共加入40/70目的支撑剂7.1m³；

④以5.0m³/min排量注入155m³中黏度压裂液，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入30/50目的支撑剂，段塞式加砂中以15％的砂比起步砂比，以阶梯增方式(15％～18％～21％～24％)共加入30/50目的支撑剂15.8m³；

(2)第2级注入阶段

①以6.0m³/min排量注入220m³超低黏度压裂液，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入210目的支撑剂，段塞式加砂中以2％的砂比起步砂比，以阶梯增方式(2％～4％～6％～8％)共加入210目的支撑剂9.2m³；

②以6.0m³/min排量注入120m³低黏度压裂液，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入70/140目的支撑剂，段塞式加砂中以5％的砂比起步砂比，以阶梯增方式(5％～8％～10％)共加入70/140目的支撑剂5.3m³；

③以6.0m³/min排量注入110m³中黏度压裂液，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入40/70目的支撑剂，段塞式加砂中以8％的砂比起步砂比，以阶梯增方式(8％～10％～12％)共加入40/70目的支撑剂7.1m³；

④以6.5m³/min排量注入145m³中黏度压裂液，并在注入过程中以段塞式加砂方式加入30/50目的支撑剂，段塞式加砂中以15％的砂比起步砂比，以阶梯增方式(22％～24％～26％～28％)共加入30/50目的支撑剂16.8m³；

(4)顶替阶段：以6.5m³/min排量泵入15.0m³低黏度压裂液进行平衡顶替，顶替结束后停泵测压降2小时，然后结束该井施工。

按上述步骤对该试验井及该实验区若干口井进行了压裂先导试验，现场施工工艺均取得成功，通过该区几口井的先导试验证明：借鉴本专利提出的工艺方法，压后该区试验井初期日气量平均达到40000m³/d，稳产后日气量稳定在25000～30000m³/d，是邻井常规压裂工艺实施井产量的2～4倍左右，压后初产明显高于邻井，压后产量递减速率明显慢于邻井，有效期明显增长，取得了显著的增产稳产效果，提高该类储层的压裂改造效果。

Claims

1.一种提高压裂稳定期的微支撑压裂方法，其特征在于所述方法包括：

1)评价储层岩石微观结构：包括孔喉大小、天然裂缝及微裂隙发育及分布特征、岩石力学及地应力特征；

2)第1级注入阶段：

压裂液采用低黏度滑溜水体系；

压裂液用量：该第一阶段压裂液体积占第1级注入阶段总压裂液注入总体积的35％～40％；

压裂施工排量：以第1级注入阶段的最高排量为基准，取最高排量的40-50％作为该第一阶段排量进行施工；

加砂方式：段塞式加砂方式；

砂液比：1％～10％；

压裂液类型：采用滑溜水或清洁压裂液体系；

压裂液用量：该第二阶段段压裂液体积占该级注入总体积的20～25％；

压裂施工排量：以第1级注入阶段的最高排量为基准，取最高排量的60-70％作为该第二阶段排量进行施工；

支撑剂的粒径为70～140目；

加砂方式：段塞式加砂方式；

砂液比：1％～12％；

压裂液采用线性胶压裂液或聚合物压裂液体系；

压裂液用量：该第三阶段压裂液体积占该级注入总体积的20-25％；

压裂施工排量：以第1级注入阶段的最高排量为基准，取最高排量的70-80％作为该第三阶段排量进行施工；

支撑剂的粒径为40～70目；

加砂方式：段塞式加砂方式；

砂液比：5％～15％；

压裂液采用胍胶交联压裂液或聚合物交联压裂液体系；

压裂液用量：该第四阶段压裂液体积占该级注入总体积的20-25％；

压裂施工排量：以第1级注入阶段的最高排量为基准，取最高排量进行该第四阶段施工；

支撑剂类型的粒径为30～50目或20～40目；

加砂方式：段塞式加砂方式或连续性加砂方式；

砂液比：砂液比在15％～40％；

3)第2～3级注入阶段

①若压裂注入级数为2～3级；则要继续重复2)中(1)～(4)步骤，直到达到设计的注入的级数；

②若为2级交替注入，则在第2级注入过程，四个注入阶段的排量都为第1级最高排量基础上增加1m³/min-2m³/min；

③若为3级注入，第3级注入过程，四个注入阶段排量都为第2级最高排量基础上再增加1m³/min-2m³/min；

④若注入级数为2级/3级，则在第2级/第3级高黏度压裂液携带大粒径支撑剂注入延伸最大尺度的裂缝系统的阶段，在加砂后期，快速提高施工砂液比，实现端部脱砂的压裂效果。

2.如权利要求1所述的提高压裂稳定期的微支撑压裂方法，其特征在于所述方法包括：

4)低黏度压裂液顶替阶段

3.如权利要求2所述的提高压裂稳定期的微支撑压裂方法，其特征在于所述方法包括：

5)同步破胶技术

4.如权利要求1所述的提高压裂稳定期的微支撑压裂方法，其特征在于：

超低黏度压裂液的黏度范围为1～3mPa·s；

低黏度压裂液的黏度范围为10～15mPa·s；

中黏度压裂液的黏度范围为30～50mPa·s；

高黏度压裂液的黏度范围为100～120mPa·s。

5.如权利要求1所述的提高压裂稳定期的微支撑压裂方法，其特征在于：

如果注入级数为1级，在该第1级加砂后期，试探快速提高施工砂液比，比设计最高值提高8～10个百分点以上，实现端部脱砂的压裂效果。

6.如权利要求5所述的提高压裂稳定期的微支撑压裂方法，其特征在于：

如果是水平井分段压裂的施工，则在水平井压裂的最后一段端部脱砂压裂，以实现最佳的裂缝支撑剖面。