CN108952654A - 一种油气井压裂方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于石油开采领域，具体涉及一种油气井压裂方法，包括采用不同黏度的压裂液、酸液和液体载体等液体多级注入的方法实现压裂改造体积的最大化。根据本发明提供的方法不使用或少用支撑剂，而是通过分级注入的压裂液和酸液的物理及化学综合作用，在裂缝中形成岩石自支撑效应，并实现复杂裂缝在主裂缝范围内的全覆盖及有效连通，从而明显增加压裂裂缝的导流能力，提高压裂施工效果。

Description

一种油气井压裂方法

技术领域

本发明涉及一种油气井压裂方法，特别涉及一种尤其适用于页岩油气井的压裂方法，属于石油开采领域。

背景技术

目前，页岩气水平井体积压裂技术主要采用低黏度滑溜水和中高黏度胶液的混合压裂方法。首先利用滑溜水造缝，沟通和延伸众多的微裂缝系统，同时携带70-140目小粒径支撑剂和/或40-70目支撑剂，然后利用中高黏度的胶液造主缝，并携带40-70目和30-50目大粒径支撑剂。这种压裂技术在现场应用已获得较大的成功，并在涪陵、长宁和威远等地区实现了页岩气的商业性开发。

但是，上述压裂技术也存在一些局限性。例如，经过压裂后，只在近井裂缝带形成了复杂裂缝系统，远井地带裂缝的复杂程度偏低，裂缝的改造体积有进一步提升的空间。压裂施工的综合砂液比一般在5％以下，在深层页岩气压裂时更低，一般在3％左右。因此，不管是主缝还是支缝，或是与支缝连通的微缝，导流能力都相对不足，随着生产时间的延长，有效闭合压力不断加大，裂缝导流能力递减较快，由此导致裂缝失效的可能性增大，压裂的有效周期缩短，尤其是在深层高闭合压力时更是如此。

因此，需要研究并提出一种新的体积压裂技术，以提高储层改造体积，避免裂缝导流能力快速递减，延长压裂的有效周期，提高页岩压裂效果。

发明内容

针对现有压裂技术中储层改造体积不足、裂缝导流能力递减较快以及压裂的有效周期较短等缺陷，本发明旨在提供一种新的油气井压裂方法，尤其是特别适用于页岩油气井的压裂方法，以充分造缝并沟通主裂缝、支裂缝及与支裂缝连通的微裂缝，最大限度地提高储层改造体积(SRV)。

根据本发明提供的油气井压裂方法，包括以下步骤：

1)测定地层参数；

2)基于步骤1)所测定的地层参数，确定射孔位置，并选择压裂施工参数；

3)实施射孔作业，并对目标地层进行预处理；

4)向目标地层注入第一压裂液，任选地，在注入过程中，在所述第一压裂液中加入支撑剂；

5)向地层注入第二压裂液，其中，所述第二压裂液的黏度大于所述第一压裂液的黏度；

任选地，6)向地层先后注入所述第一压裂液和所述第二压裂液，

7)向地层先后注入所述第一压裂液和第三压裂液，其中，所述第三压裂液的黏度大于或等于所述第二压裂液的黏度；

8)向地层注入酸液；和

9)破胶返排。

在本发明提供的压裂方法中，通过压裂液、酸液和多级交替注入，使其在地层裂缝产生物理、化学作用，进而一方面可利用裂缝面的自支撑作用，另一方面利用酸岩反应形成的渗流通道，在裂缝中形成类似高通道压裂的无限裂缝导流能力，从而大幅提高压裂的有效周期，实现复杂裂缝在主裂缝范围内的全覆盖及有效连通，最终达到最大限度的提高页岩气井压裂效果的目的。

如前文所述，在本领域现有技术中，通常首先利用滑溜水造缝，沟通和延伸众多的微裂缝系统，同时携带70-140目小粒径支撑剂和/或40-70目支撑剂，然后利用中高黏度的胶液造主缝，并携带40-70目和30-50目大粒径支撑剂。目前采用压裂技术中，压裂裂缝内的支撑剂是在岩石闭合裂缝面上进行支撑，在闭合压力的作用下会快速破碎。

然而，考虑到支撑剂的导流能力在闭合压力作用下递减迅速，尤其是在深层高闭合压力条件下，递减更快，为了增加裂缝的导流能力，本发明引入并采用了岩石自支撑的效应，即有部分岩石压开后自然闭合，不管闭合压力有多大，都不会把岩石的骨架破坏。在本发明中，在整个压裂过程中均无需使用支撑剂，或者可仅在泵注压裂液前期加入支撑剂。本发明的方法不依靠支撑剂支撑裂缝，通过采用步骤4)-步骤8)所述的施工步骤，在裂缝面上产生岩石自支撑作用，同时步骤8)注入的酸液与岩石发生化学作用，形成低于自支撑的岩石壁面的裂缝通道面，且相互连通，由此无支撑剂支撑也可获得类似高通道压裂的无限裂缝导流能力。此时，不管闭合压力有多高，形成的裂缝几乎不受任何闭合压力的影响，因此，裂缝导流能力不但接近无限大，而且导流能力递减相当慢，压裂的有效周期也可大幅度延长，从而大大提高压裂增产的效果。

在本发明的一些实施方案中，作为主要步骤，步骤4)-步骤8)中均不使用支撑剂。另外，可选择地，本发明方法的步骤4)可以使用或不使用支撑剂。在本发明的一些实施方案中，步骤4)中使用支撑剂。在一些进一步的实施方案中，步骤4)中使用支撑剂，而步骤5)-步骤8)不使用支撑剂。如上所分析的，本发明的方法中，即便不使用支撑剂，或者仅仅在步骤4)中使用小粒径的支撑剂，也能在裂缝中产生自支撑的作用，避免了支撑剂破碎导致的导流能力的快速递减问题，从而可大幅度提高压裂的有效周期。

根据本发明的一些优选实施方式，在步骤8)中，所述酸液被包裹在胶囊中，所述胶囊被液体载体携带输送至地层中。将酸液包裹在胶囊中，可以起到防止酸液与先前注入的高黏胶液反应而降低胶液的黏度的作用。当包裹有酸液的胶囊达到预定位置后，随着地层温度的恢复，胶液黏度慢慢降低，裂缝慢慢闭合，这种闭合压力的挤压以及地层温度的双重作用，会破坏胶囊，胶囊内的酸液会与接触的岩石发生化学反应，形成多个类似蚓孔酸蚀通道，进而有助于产生类似高通道压裂的无限裂缝导流能力。

优选地，所述液体载体的黏度在0.5mPa.s～4mPa.s，优选1mPa.s～3mPa.s，以产生明显的“粘滞指进”效应，即后续注入的低粘液体在之前注入的相对高粘液体中优先突破，形成流动通道。

优选地，所述酸液对目标地层的岩心的溶蚀率(测定温度为地层条件对应的温度)在25％以上，更优选30-40％，以提高形成的酸蚀裂缝导流能力效果。进一步优选地，延伸与溶蚀天然裂缝中的碳酸盐矿物可选用盐酸，溶蚀地层中的复杂岩性可选用土酸体系。具体的盐酸和土酸的配方，可在岩心矿物组分分析的基础上，结合天然裂缝中充填物的成分分析、岩心酸溶蚀及酸液配伍性等实验结果来选择和优化。例如，如果天然裂缝中充填成分为碳酸盐矿物，或者岩心中的碳酸盐矿物含量较高(如大于12％)，可在施工的前期考虑盐酸。在本发明的优选实施方案中，施工后期均优选地采用土酸。由于土酸中的HF和HCl成份可分别溶蚀不同的岩石成分，因此更容易在岩石表面形成刻蚀。

在本发明的一些优选实施方案中，所述酸液包括先后注入的第一酸液和第二酸液，所述第一酸液被第一液体载体携带输送，所述第二酸液被第二液体载体携带输送，其中，

所述第一酸液与所述第二酸液相同或不同，其中，所述第二酸液优选为土酸；

所述第二液体载体的黏度大于所述第一液体载体的黏度。

酸液胶囊的排量要相对高，以保证“粘滞指进”的轨迹能更长和更粗。因此，在进一步优选的实施方案中，所述第二酸液的注入排量大于第一酸液的注入排量。更进一步优选地，第一酸液的注入排量为压裂过程中的最大排量的65-75％，第二酸液的注入排量为压裂过程中的最大排量。如此，可将“粘滞指进”的轨迹变粗、拉长，增大“粘滞指进”的效果。

优选地，第一液体载体的黏度在0.5-2mPa.s，例如1mPa.s；第二液体载体的黏度在2.5-4mPa.s，例如3mPa.s。在本发明的一些优选实施方案中，第一液体载体为黏度为0.5-2mPa.s，优选1mPa.s的乳液型滑溜水；第二液体载体为黏度为2.5-4mPa.s，优选3mPa.s的乳液型滑溜水。

由于“粘滞指进”不是一种轨迹在穿行，可以有2～3种平行延伸的指进轨迹，等到这些酸液胶囊达到预定位置后，包括主缝及支缝，随着地层温度的恢复，胶液黏度慢慢降低，裂缝慢慢闭合，这种闭合压力的挤压以及地层温度的双重作用使胶囊被破坏，胶囊内的酸液会与接触的岩石发生化学反应，形成多个类似蚓孔酸蚀通道，起到自支撑的作用，显著提高裂缝导流能力。

在本发明的优选实施方案中，所述第二酸液为土酸。关于土酸胶囊的具体加量，可以能够刻蚀主裂缝面积的45-65％、例如50％，形成2mm～3mm的刻蚀深度为依据，根据酸岩化学反应方程式来确定。优选地，第一酸液的用量为第二酸液的30-40％(体积)。这样，可以使酸液与岩石发生适当程度的化学反应，形成密布的酸蚀通道和具有一定刚性的通道骨架，从而既具有充分的支撑能力，又具有优异的导流能力。进一步优选地，所述第一酸液为盐酸，所述第二酸液为土酸。

在本发明的方法中，优选步骤7)中采用的第三压裂液的黏度大于所述第二压裂液的黏度。如此，采用了先注入低黏压裂液，然后注入中黏压裂液，最后注入高黏压裂液的方式。步骤4)中低黏压裂液的注入，沟通与延伸了各种小微尺度裂缝系统；接着注入中黏压裂液，可提高主裂缝净压力；最后高黏压裂液的注入，可进一步拓宽主裂缝通道，提升缝内净压力，进而有利于开启支裂缝和微裂缝。

如前文所述，现有的压裂方法中，首先利用滑溜水造缝，沟通和延伸众多的微裂缝系统，滑溜水的黏度达9mPa.s～12mPa.s，黏度相对较高，其沟通延伸小、微裂缝的能力降低，尤其在进行深层页岩气压裂时更是如此。然而，在根据本发明提供的方法中，在步骤4)中使用黏度较小的压裂液，例如第一压裂液的黏度优选在0.5mPa.s～4mPa.s，优选在1mPa.s～3mPa.s。由于第一压裂液黏度较小，其具有较强的沟通和延伸小裂缝和微裂缝，在后期中高黏度的压裂液注入后，可使小、微裂缝被大幅压开。

在本发明的一些优选的具体实施方案中，所述第一压裂液的黏度在0.5mPa.s～4mPa.s，优选1mPa.s～3mPa.s，优选为滑溜水(低黏滑溜水)；所述第二压裂液的黏度在20mPa.s～30mPa.s，优选为胶液(中黏胶液)；所述第三压裂液的黏度在80mPa.s～100mPa.s，优选为胶液(高黏胶液)。

根据本发明，可以在整个压裂过程中不使用支撑剂，也可以在压裂初期使用支撑剂。在本发明的一些具体实施方案中，在步骤4)中，在注入第一压裂液的中后期加入支撑剂。另外，前述所谓“注入第一压裂液的中后期”可理解为在第一压裂液注入一半之后至完全注入之间。本发明的方法优选在这个时间过程中的任意时间点开始加入支撑剂。

优选地，在步骤4)中，使用的支撑剂的粒径为70-140目。在本发明中，仅仅在压裂前期使用小粒径的支撑剂，而不需要如现有技术中一般在中后期再加入大粒径例如粒径为40-70目和30-50目的支撑剂来起到支撑的作用。

根据本发明的一些优选实施方案，在步骤5)中，所述第二压裂液的注入排量为压裂过程中的最高排量的45-55％；在步骤6)中，所述第二压裂液的注入排量为压裂过程中的最高排量的65-75％；在步骤7)中，所述第三压裂液的注入排量为压裂过程中的最高排量。所述最高排量是预设最高排量，在步骤2)中经过模拟分析后选择并优化得到。各阶段的具体压裂液注入排量均可根据实际情况由步骤1)和步骤2)来确定。

如本领域的常规压裂方法中，本发明的方法在实施压裂施工之前，需要进行压前储层评价，即步骤1)测定地层参数。所述地层参数包括地层的岩性及矿物组分、物性、孔隙结构特征、层理及天然裂缝发育情况、岩石力学及地应力等关键储层参数，主要依据地震及地质资料、测井及录井分析、岩心实验分析等手段进行求取。储层的评价方式和参数的获取方法是本领域所熟知的，本文将不作赘述。

完成步骤1)中对地层的评价后，根据本发明，步骤2)包括以下步骤：

2a)基于步骤1)所测定的地层参数，确定目标井水平段上的地质甜点与工程甜点分布，进而确定射孔位置，优选以地质工程双甜点作为射孔位置；

2b)通过模拟分析，对压裂裂缝的段间距、缝长及导流能力进行优化；

2c)根据步骤2b)的优化结果，对不同的压裂液液量、压裂液黏度、压裂液排量、支撑剂量及施工砂液比条件下的裂缝几何尺寸及导流能力进行模拟分析，选择满足步骤2b)要求的施工参数；和

2d)基于步骤2c)，模拟主裂缝的净压力随时间的演变规律，获取净压力与施工参数之间的关系。

进一步具体而言，步骤2)可包括以下(1)-(5)方面的工作。

(1)进行地质与工程甜点分析。在步骤1)的基础上，依据总有机碳含量(TOC)、含气量、脆性矿物含量等，确定目标井水平段上的地质甜点与工程甜点分布，优先确定地质工程双甜点作为射孔位置。

(2)进行裂缝参数优化，包括段间距、缝长及导流能力的优化等。可依据常用的ECLIPSE软件进行模拟分析。可采用正交设计的方法，减少模拟优化的工作量。

(3)对压裂施工参数进行优化。在(2)中优化的裂缝参数的基础上，采用常用的MEYER软件进行模拟，可采用正交设计的方法，模拟不同压裂液液量、黏度、排量、支撑剂量及施工砂液比条件下的裂缝几何尺寸及导流能力。最终选择满足(2)要求的变黏度、变排量下的施工参数组合。在施工的不同阶段，也可分阶段进行模拟优化，确保施工的精细化。

(4)对主裂缝净压力进行模拟及控制。在(3)的基础上，进一步考察主裂缝的净压力随时间的演变规律，并考察其与各施工参数间的敏感性。如果净压力较大，超过原始的水平应力差或天然裂缝的临界张开压力时，应控制净压力不让天然裂缝过早张开，直到主裂缝长度达到设计要求为止。如果净压力值较低，难以达到张开天然裂缝的临界压力，应考虑采取交替注酸或缝内暂堵剂等强制性措施，以提升裂缝的复杂性程度。

在确定射孔位置后，可实施射孔作业。根据本发明的一些优选实施方式，设定压裂裂缝的段内射孔簇数为2～4簇，且使3～6个孔眼同时对一个裂缝供液；优选采用水力喷射进行平面内射孔的方式。在实际的压裂过程中，段内的具体射孔簇数，可结合步骤2)中的模拟结果及岩石的脆性等综合权衡，例如可以2～3簇，也可以3～4簇。射孔方式优选采用水力喷射工具，可以在一个平面内射孔，确保3～6个孔眼同时对一个裂缝供液，以促进裂缝的充分延伸和净压力的提升，实现裂缝复杂程度的提升。

在射孔完毕后，可对目的地层执行预处理，例如进行酸处理。对目的地层的预处理可按本领域普通技术人员所熟知的常规流程进行，在此不作赘述。

实施预处理后，按照如上所述的步骤4)-步骤8)实施压裂施工。

然后，根据本发明的方法，在步骤8)之后实施步骤9)破胶返排，还可以包括常规的求产等操作。

根据本发明的优选实施方案，在全井段压裂液配方及破胶剂按同步破胶设计的基础上，在预计达到同步破胶时间后，再关井2～3小时(具体关井时间可结合具体岩心的酸岩反应情况来选择，以不产生二次伤害为前提)。前期注入的70-140目小粒径支撑剂只在小微裂缝中支撑，而小微裂缝面凸凹度成为影响裂缝支撑的主要因素，加之粒径小沉降也慢，因此，关井时间造成支撑剂沉降对裂缝改造体积的不利影响可忽略不计。

在本发明方法中，返排、求产等流程，参照常规流程，在此不赘。

在本发明中，使用的酸液胶囊通过将各种配方中的成分包裹于微胶囊中来制备。微胶囊的制备技术已是成熟的技术，可直接在本发明中采用。

在本发明中，所使用的压裂液的组分、配方等，除非本文有特别说明，否则可由本领域技术人员根据实际情况来具体选择。作为压裂液的基本组成的一个例子，可以如下：以质量计，包括0.2％增稠剂+0.3％防膨剂+0.1％助排剂，这些成分均是本领域的技术人员熟知的。

在本发明中，所提及的滑溜水和胶液都是油井压裂技术领域中常用的，具体配方可由本领域技术人员根据实际情况来选择，例如胶液主要成分是增稠剂、表面活性剂及其他辅剂(杀菌剂、防膨剂等)，在此不作赘述。

本发明提供的压裂方法特别适用于页岩油气井的压裂施工中。

本发明包括但不限于以下技术效果：

本发明设计合理、工艺简单、便于操作、压裂施工成功率高，尤其是能有效地提高裂缝复杂程度、增加压裂裂缝的导流能力，明显提高压裂施工效果，从而获得更大的经济效益。

具体实施方式

下面将通过具体实施例对本发明做进一步说明，但是应理解，本发明的范围并不限制于该示例性的实施例。

实施例

以采用本发明的方法对中国四川盆地某页岩气井A井压裂为例，进一步详细说明本发明。对该井的压裂过程包括如下步骤。

步骤1，对A井页岩目标储层进行压前精细评价。主要依据地震及地质资料、测井及录井分析、岩心实验分析等手段，准确评估储层岩性及矿物组分、物性、孔隙结构特征、层理及天然裂缝发育情况、岩石力学及地应力等关键储层参数，用于施工方案的设计。经测定，目标储层碳酸盐岩含量17％，石英含量49％，弹性模量45GPa，泊松比0.22，最大水平主应力64MPa，最小水平主应力56MPa。

步骤2，在步骤1的基础上，根据A井地层TOC、含气量、脆性矿物含量等情况，确定目标井水平段上的地质甜点与工程甜点分布，优先确定地质工程双甜点作为射孔位置。然后利用ECLIPSE软件进行模拟分析，采用正交设计的方法，对压裂裂缝段间距、缝长及导流能力等参数进行优化。

步骤3，根据步骤2的优化结果，采用MEYER软件对不同压裂液液量、黏度、排量、支撑剂量及施工砂液比条件下的裂缝几何尺寸及导流能力进行模拟分析，最终选择满足步骤2要求的变黏度、变排量下的施工参数组合。当施工排量为15m³/min，净压力为11MPa，超过了原始水平应力差8MPa，此时，天然裂缝可能过早张开。因此，调整施工排量至14m³/min，此时净压力为7MPa。

步骤4，根据步骤1中的矿物组分分析结果，该A井目标储层(垂深2950m)的碳酸盐岩含量为17％，使用盐酸进行岩心溶蚀实验，溶蚀率为26％。加之考虑到该井天然裂缝中充填矿物为方解石，因此施工前期选用盐酸。施工后期选用土酸。将各种配方中的成分包裹于微胶囊中，制备成土酸(12v％HCl+3v％HF)胶囊和盐酸胶囊。

步骤5，在步骤2的基础上，结合岩石脆性特征，确定段内射孔簇数2-3簇。采用水力喷射工具在平面内射孔，确保6个孔眼同时对一个裂缝供液。

步骤6，对目标地层用酸预处理。

步骤7，先注入低黏滑溜水(黏度为1mPa.s)沟通与延伸各种小微尺度裂缝系统，在注入的中后期加入70-140目的小粒径支撑剂，砂液比为5％左右。注入量及排量等参照步骤3中施工参数的分阶段优化结果，分别为注入量110m³，排量14m³/min。

步骤8，在步骤7的基础上，注入中黏胶液(20mPa.s～30mPa.s)，提高主裂缝净压力。为了保证足够多的胶液滞留支缝及微缝中，排量设置为设计最高排量的50％。注入量及排量等参照步骤3施工参数的分阶段优化结果，分别为注入量100m³，排量7m³/min。

步骤9，交替注入滑溜水与胶液。在步骤8的基础上，1-2级交替注入滑溜水与胶液。即，在步骤8之后，按照滑溜水-胶液(20mPa.s～30mPa.s)-滑溜水-胶液(黏度100mPa.s)注入地层中。在后一级的循环注入过程中，胶液的黏度增加到100mPa.s。胶液的注入排量在初期设置为设计最高值的70％，在后期注入高黏度胶液时排量设置为设计最高排量。注入量及排量等参照步骤3中施工参数的分阶段优化结果，如下：滑溜水(1mPa.s)注入量为300m³，排量为14m³/min；胶液(20mPa.s～30mPa.s)注入量为200m³，排量为14m³/min；滑溜水(1mPa.s)注入量为300m³，排量为14m³/min；胶液(100mPa.s)注入量为100m³，排量为10m³/min。

步骤10，在步骤9的基础上，分两批注入酸液胶囊，第一批以1mPa.s乳液型滑溜水携带包裹盐酸的胶囊注入，第二批以3mPa.s乳液型滑溜水携带包裹土酸的胶囊注入。关于土酸胶囊的加量，以刻蚀主裂缝面积的50％，2mm～3mm的刻蚀深度为依据，根据酸岩化学反应方程式确定，结果为土酸加量105kg。盐酸胶囊的加量，按土酸胶囊的35％。为了确保“粘滞指进”效果，第一批盐酸胶囊的注入排量设定为设计最大排量的70％，为10.8m³/min；第二批土酸胶囊的注入排量设定为设计最大排量，为14m³/min。

步骤11，在全井段按同步破胶设计破胶剂用量，在预计达到同步破胶时间后，再关井2小时。

步骤12，通过本发明进行压裂施工数值模拟，A井一共完成16段37簇压裂，累计注入地层总液量19204m³，累计加砂406m³，压后无阻流量达8.46×10⁴m³/d，较常规体积压裂方法增产30％，取得了显著的经济效益。

步骤13，对A井进行压后评估分析，改造体积达到2300万方，导流能力达到1.8D·cm-2.9D·cm，结果表明实际的体积造缝效果理想，裂缝导流能力较高，预计稳产时间较长。

虽然本发明已作了详细描述，但对本领域技术人员来说，在本发明精神和范围内的修改将是显而易见的。此外，应当理解的是，本发明记载的各方面、不同具体实施方式的各部分、和列举的各种特征可被组合或全部或部分互换。在上述的各个具体实施方式中，那些参考另一个具体实施方式的实施方式可适当地与其它实施方式组合，这是将由本领域技术人员所能理解的。此外，本领域技术人员将会理解，前面的描述仅是示例的方式，并不旨在限制本发明。

Claims (10)

1.一种油气井压裂方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)测定地层参数；

2)基于步骤1)所测定的地层参数，确定射孔位置，并选择压裂施工参数；

3)实施射孔作业，并对目标地层进行预处理；

4)向目标地层注入第一压裂液，任选地，在注入过程中，在所述第一压裂液中加入支撑剂；

5)向地层注入第二压裂液，其中，所述第二压裂液的黏度大于所述第一压裂液的黏度；

任选地，6)向地层先后注入所述第一压裂液和所述第二压裂液，

7)向地层先后注入所述第一压裂液和第三压裂液，其中，所述第三压裂液的黏度大于或等于所述第二压裂液的黏度；

8)向地层注入酸液；和

9)破胶反排。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤8)中，所述酸液被包裹在胶囊中，所述胶囊被液体载体携带输送至地层中；优选地，所述液体载体的黏度在0.5mPa.s～4mPa.s。

3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述酸液对目标地层的岩心的溶蚀率在25％以上，优选30-40％。

4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述酸液包括先后注入的第一酸液和第二酸液，所述第一酸液被第一液体载体携带输送，所述第二酸液被第二液体载体携带输送，其中，

所述第一酸液与所述第二酸液相同或不同，所述第二酸液优选为土酸，所述第一酸液优选为盐酸；

所述第二液体载体的黏度大于所述第一液体载体的黏度；

优选地，所述第二酸液的注入排量大于第一酸液的注入排量。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，第一酸液的注入排量为压裂过程中的最大排量的65-75％，第二酸液的注入排量为压裂过程中的最大排量；

优选地，第一酸液的用量为第二酸液的30-40体积％。

6.根据权利要求1-5中任一项所述的方法，其特征在于，所述第一压裂液的黏度在0.5mPa.s～4mPa.s，优选为黏度在0.5mPa.s～4mPa.s的低黏滑溜水；

所述第二压裂液的黏度在20mPa.s～30mPa.s，优选为黏度在20mPa.s～30mPa.s的中黏胶液；

所述第三压裂液的黏度在80mPa.s～100mPa.s，优选为黏度在80mPa.s～100mPa.s的高黏胶液。

7.根据权利要求1-6中任一项所述的方法，其特征在于，在步骤4)中，在注入第一压裂液的中后期加入支撑剂，优选所述支撑剂的粒径为70-140目。

8.根据权利要求1-7中任一项所述的方法，其特征在于，在步骤5)中，所述第二压裂液的注入排量为压裂过程中的最高排量的45-55％；在步骤6)中，所述第二压裂液的注入排量为压裂过程中的最高排量的65-75％；在步骤7)中，所述第三压裂液的注入排量为压裂过程中的最高排量。

9.根据权利要求1-8中任一项所述的方法，其特征在于，步骤2)包括以下步骤：

2a)基于步骤1)所测定的地层参数，确定目标井水平段上的地质甜点与工程甜点分布，进而确定射孔位置，优选以地质工程双甜点作为射孔位置；

2b)通过模拟分析，对压裂裂缝的段间距、缝长及导流能力进行优化；

2c)根据步骤2b)的优化结果，对不同的压裂液液量、压裂液黏度、压裂液排量、支撑剂量及施工砂液比条件下的裂缝几何尺寸及导流能力进行模拟分析，选择满足步骤2b)要求的施工参数；和

2d)基于步骤2c)，模拟主裂缝的净压力随时间的演变规律，获取净压力与施工参数之间的关系。

10.根据权利要求1-8中任一项所述的方法，其特征在于，设定压裂裂缝的段内射孔簇数为2～4簇，且使3～6个孔眼同时对一个裂缝供液；优选采用水力喷射进行平面内射孔的方式。