一种常压页岩气水平井的储层改造方法与应用

摘要

本发明公开了一种常压页岩气井的增产方法和应用，包括，酸处理井筒：采用单段酸液预处理井筒；前置胶液造缝：注入胶液作为压裂液，阶梯式提高胶液排量，保证裂缝有效开启；泵注携支撑剂的热滑溜水增能扩缝：分段注入携支撑剂的热滑溜水，控制施工压力曲线规律性波动，实现储层能量提高、加速破胶、裂缝扩展目的。本发明可以量化压裂增加的页岩能量数值，从而解决了压裂结果无法量化、压裂液降低原始储层温度、常压页岩气藏储层能量低而无法自喷生产、有机质孔隙中天然气释放缓慢、破胶不彻底易造成储层伤害等难题。本发明可操作性强，明显提高而且量化评价常温常压页岩气压裂效果。

说明书

技术领域

本发明属于页岩气藏增产改造技术领域，具体涉及到一种常压页岩气井的增产方法和应用。

背景技术

常压页岩气指压力系数为0.8～1.2的页岩地层，由于地质演化过程中构造作用抬升地层导致原先生成的烃类部分逸散，储层压力和温度偏低，与超压页岩气相比二者差异明显，常压页岩气开发难度大。如何动用常压页岩气资源和实现其有效开发，一直是困扰页岩气勘探开发科研人员的一大难点。

目前，针对常压页岩气水平井已经进行了一些积极探索，主要采用分段射孔、连续加砂、常温压裂液施工等技术，在渝东南地区取得了一定效果，但依然存在页岩气井难以自喷生产、产量低等问题。

从技术角度来看，常压页岩气压裂主要存在的问题：常压页岩气藏通常具有压力系数低、地层温度低等特点，地层能量不足，表现为水平井难以或无法自喷生产，压裂液返排率低，只能依靠电潜泵或射流泵辅助排液，增加了生产成本，很难达到页岩气经济有效开发目的；在水基压裂施工中，胶液由于粘度高具有强携砂能力和控制滤失作用，但如果压裂后破胶不彻底，长时间段内仍具有一定粘度，则会明显降低支撑剂充填带的导流能力，造成不同程度的储层伤害，影响页岩气井的产量。

因此，本领域亟需一种针对常压页岩气特点的压裂新技术，解决以上难题，从而达到加速胶液降解、页岩气井自喷生产、提高页岩气井初期产量目的。

发明内容

本部分的目的在于概述本发明的实施例的一些方面以及简要介绍一些较佳实施例。在本部分以及本申请的说明书摘要和发明名称中可能会做些简化或省略以避免使本部分、说明书摘要和发明名称的目的模糊，而这种简化或省略不能用于限制本发明的范围。

鉴于上述和/或现有技术中存在的问题，提出了本发明。

因此，本发明的目的是，克服现有技术中的不足，提供一种常压页岩气井的储层改造方法。

为解决上述技术问题，本发明提供了如下技术方案：一种常压页岩气井的储层改造方法，包括，

酸处理井筒：采用酸液预处理已射孔后的井筒，降低套管孔眼摩擦阻力；

前置胶液造缝：通过地面压裂泵向井筒内注入胶液，阶梯式提高胶液排量，保证井下已损伤页岩中人造裂缝有效开启；

泵注携支撑剂的热滑溜水增能扩缝：向井筒内注入携支撑剂的热滑溜水，已开启的裂缝尖端延伸和扩展；其中，

所述泵注携支撑剂的热滑溜水增能扩缝，其为在井下射孔后页岩基础上增加了附加能量ΔE，所述ΔE计算公式为：

ΔE——原始地层增加的附加能量，J；

m——压裂液与支撑剂的质量，kg；

t——热滑溜水温度，℃；

g——重力加速度，9.80m/s

h——目的层距离地表的垂直深度，m；

α——压裂液排量的修正系数，无量纲，取值0～1；

v——压裂液最大排量m

d——套管内径，m；

P1——压裂后井口压力,MPa；

P0——开井时井口压力,MPa；

Uf——压裂液因摩擦阻力损失的能量，J。

作为本发明所述常压页岩气井的储层改造方法的一种优选方案，其中：所述酸处理井筒，其中，页岩层中粘土含量＜40％，所述酸处理的酸为15％盐酸；页岩层中粘土含量≥40％，所述酸处理的酸为15％盐酸和1.5％氢氟酸组成的混合酸。

作为本发明所述常压页岩气井的储层改造方法的一种优选方案，其中：所述采用单段酸液预处理井筒，其中，施工压裂单段长为60～80m，注入酸液排量为2m

作为本发明所述常压页岩气井的储层改造方法的一种优选方案，其中：所述前置胶液造缝，其中，所述前置胶液为羟丙基胍胶压裂液，其黏度大于100mPa·s。

作为本发明所述常压页岩气井的储层改造方法的一种优选方案，其中：所述阶梯式提高胶液排量，是指排量以2-4-6-8-10-12m

作为本发明所述常压页岩气井的储层改造方法的一种优选方案，其中：所述泵注携支撑剂的热滑溜水，其中，压裂前置备锅炉，清水经加热至80-100℃后与0.08％聚丙烯酰胺混合成为热滑溜水。

作为本发明所述常压页岩气井的储层改造方法的一种优选方案，其中：所述分段注入携支撑剂的热滑溜水，当页岩垂直深度≤3000m时，使用石英砂或低密度陶粒为支撑剂；当页岩垂直深度3000-3500m，使用低密度陶粒为支撑剂；当页岩垂直深度>3500m，使用低密度陶粒或树脂覆膜陶粒为支撑剂。

作为本发明所述常压页岩气井的储层改造方法的一种优选方案，其中：所述分段注入携支撑剂的热滑溜水，前置胶液结束后注入一个井筒容量的热滑溜水液量，即可开始注入携支撑剂的热滑溜水，热滑溜水的排量14-18m

本发明的再一个目的是，克服现有技术中的不足，提供一种常压页岩气井的储层改造方法在页岩气藏压裂改造中的应用。

本发明有益效果：

(1)本发明提供一种常压页岩气井的储层改造方法，方法简单、可操作性强，明显提高常压页岩气压裂效果，能产生更大经济效益。本发明常压页岩气井的储层改造方法，适用于压力系数0.8～1.2、地温梯度1.5～2.5℃/100m的页岩气藏，特别适用于压力系数小于1.0和(或)地层温度小于100℃的常压页岩气藏。本发明可以解决了压裂液降低原始储层温度、常压页岩气藏储层能量低而无法自喷生产、有机质孔隙中天然气释放缓慢、破胶不彻底易造成储层伤害等难题。本发明可操作性强，明显提高常压页岩气压裂效果。

(2)本发明将现有的地面常温压裂液变为高温压裂液，一般压裂液通常采用温度约为20℃的清水或滑溜水，将其注入井筒后会普通压裂液降低近井筒地带的地层温度，不利于破胶和页岩气解吸和运移。本发明注入高温压裂液能极大的提高氧化反应的速度，解决了常温条件下破胶不彻底、造成储层伤害的问题，而且有助于加快有机质孔隙中吸附和游离态天然气的释放。本发明在泵注携支撑剂的热滑溜水增能扩缝中，常温条件下的清水经加热后温度提高，与减阻剂(0.08％聚丙烯酰胺)混合成为热滑溜水，在管汇中的热滑溜水温度宜超过70℃，温度越高增能效果越好。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。其中：

图1为本发明实施例1中的常层页岩气井的增能式压裂方法的流程图。

图2为本发明实施例2中施工24h后储层内甲烷最小气体粘度与压裂液温度关系图。

图3为本发明实施例2施工24h后储层内甲烷最大渗流速度与压裂液温度关系图。

图4为本发明实施例2中滑溜水压裂生产10年后压力-粘度-游离气-吸附气分布对比图，其中，图(a)为100℃滑溜水压裂生产10年后压力-粘度-游离气-吸附气分布图，图(b)为20℃滑溜水压裂生产10年后压力-粘度-游离气-吸附气分布图。

具体实施方式

为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合说明书实施例对本发明的具体实施方式做详细的说明。

在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明，但是本发明还可以采用其他不同于在此描述的其它方式来实施，本领域技术人员可以在不违背本发明内涵的情况下做类似推广，因此本发明不受下面公开的具体实施例的限制。

其次，此处所称的“一个实施例”或“实施例”是指可包含于本发明至少一个实现方式中的特定特征、结构或特性。在本说明书中不同地方出现的“在一个实施例中”并非均指同一个实施例，也不是单独的或选择性的与其他实施例互相排斥的实施例。

实施例1

A水平井钻遇上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组优质页岩段，岩性为黑色富含有机质硅质页岩，测量深度4263-3041m，水平段长1222m，分17段，段长为49-110m(平均78m)，2-4簇射孔，脆性矿物含量为66.63％(54.29-74.28)，硅质含量57.6％(40.23-69.95)，粘土含量22.74％(18.09-33.76)，层理缝普遍发育，上覆岩石静压力72.2MPa(71.79-72.5MPa)。

通过现场微注测试，得到实测水平段地层中部垂直深度3182.67m，静压为34.68MPa，地层压力系数为1.08，温度80℃，测试结果表明此井区页岩为常压储层。

为了评价目的页岩层的产能，使用本发明提出的工艺方法和流程，结合本井实际地质和工程参数，针对典型其中第6/17分段测量深度3845-3922m(段长77m)压裂试气，常层页岩气井的增能式压裂方法的流程见图1。具体实施方法和流程如下：

一、施工准备阶段

(1)考虑目的页岩层中岩石矿物含量选择相应浓度及配方的酸。本段页岩中粘土含量为22.74％＜40％，酸液宜采用15％(质量)盐酸。

(2)为保持较低的破碎率和较高的导流能力，根据页岩垂直深度优选支撑剂。本井页岩地层中部垂直深度3182.67m，介于3000-3500m，支撑剂宜采用低密度陶粒，因为其具有较好的导流能力。

(3)本井压裂用胶液为羟丙基胍胶压裂液，可以采用0.3％羟丙基瓜尔胶一级+0.25％压裂用交联剂(硼砂)制备，保证胶液黏度大于100mPa·s，设计为120mPa·s。

(4)根据储层温度利用锅炉制备热滑溜水。

本井页岩温度为80℃，现场制备温度超过80℃的热滑溜水，即清水被加热后与减阻剂(0.08％聚丙烯酰胺)混合成为热滑溜水，粘度8-10mPa·s。

此压裂液能大幅提高氧化反应的速度，加速破胶，加快有机质孔隙中吸附态和游离态天然气的释放，有助于储层能量增加。为尽量减少线路中热量损失，管线设备注意敷设保温层。

(5)若电网接入条件允许，优先选用电动压裂泵，因为其具有压裂成本低、清洁、智能、噪音低等优点。

二、压裂施工阶段

(1)首段开启趾端滑套，后续段泵送桥塞与射孔：首段通用压裂方法为连续油管或爬行器携带射孔枪进行井下射孔作业，以建立井筒和地层沟通的通道，但动用地面设备较多，耗时较长，且复杂井况下射孔枪难以被输送至预定位置，因此在前期固井时下入趾端滑套条件下，首段直接泵入清水加压，至预设定压力窗而打开滑套可进行压裂；

后续剩余段施工采用泵送桥塞与射孔，电缆携带桥塞与射孔枪等工具串下入井筒内，待桥塞至设计位置后地面人员远程控制点火坐封，向井筒内泵入清水打压测试桥塞密封性良好后，提升电缆至指定簇位置依次点火射孔，完成后将工具串提出井筒。下入桥塞时注意安装井口电缆防喷器并试压合格后，防喷管打与井筒一致的平衡压力，下桥塞、射孔枪及配套工具。水平段采用常温滑溜水进行泵送到设计井深。现场据第一次泵送桥塞跟踪的磁接箍深度数据校核、微调该段射孔簇段，避免在套管接箍处射孔。点火坐封桥塞时，须记录桥塞坐封前后电缆张力。起出射孔工具串，检查射孔情况，且要求发射率达到95％以上。

(2)酸处理井筒炮眼：采用上述15％盐酸预处理井筒，有效清洗射孔产生的炮眼，降低破裂压力及施工压力。酸液的用量可根据注入后施工压力变化情况来判断，若注入酸液后施工压力仍下降，说明此时有继续增加酸液的必要，需要继续泵入酸液直至施工压力无较大变化时，此时间节点所对应的液量即为进入目的页岩层的酸液用量。

本段施工压裂单段长为78m，酸液用量为20m

(3)前置胶液造缝，开启裂缝。

注入制备好的0.3％羟丙基胍胶压裂液，胶液黏度为120mPa·s，阶梯式提高胶液排量，即排量以2-4-6-8-10-12m

单段前置胶液总用量为50m

(4)热滑溜水携砂扩缝。

前置胶液结束后注入一个井筒容量的热滑溜水液量，即可开始注入携支撑剂的热滑溜水。

本工序特点在于热滑溜水泵入位于前置胶液后，其中清水经加热至80-100℃后与0.08％聚丙烯酰胺混合成为热滑溜水，粘度低于10mPa·s，热滑溜水的注入可加快前置胶液降解，降低甲烷粘度，加快甲烷在裂缝中渗流速度，有利于提高页岩气井初期产量。

段塞式加支撑剂即向井筒内分段式注入热滑溜水同时提高砂比(砂液比的简称，支撑剂的视体积与携砂液净液量体积的百分比)，砂比由低到高试探性逐渐提高，控制在4-15％范围内，热滑溜水维持排量14m

本次携支撑剂泵注施工共计泵入1700m

向井内泵入支撑剂(“加砂”)过程中，若砂入地层后井口压力明显爬升，应立即停止加砂，顶替滑溜水，待压力恢复正常时继续加砂。若地层对砂比敏感，则换滑溜水为胶液清理近井筒地带支撑剂(“扫砂”)，有助于提高砂比和提高单段加砂量。

前置胶液造缝和泵注携支撑剂的热滑溜水增能扩缝，其为在原始页岩基础上增加附加能量ΔE，根据公式：

公式中：Uf为射孔孔眼摩阻和管柱延程摩阻造成的能量损失综合，由于本段射孔数较多(90个)，且酸处理炮眼后降低了孔眼摩阻，另外使用滑溜水的降阻效果比清水提高50-70％，因此计算中忽略Uf不计。计算本段压裂附加能量计算采用的参数为：

质量m＝1700*1000+60*1500＝1790000kg；

滑溜水温度t＝70℃；重力加速度g＝9.80m/s2；

目的层距离地表的垂直深度h＝3182.67m；

本段压裂前开井时井口压力P0＝30MPa；

本段压裂后井口压力为P1＝50.9MPa；

公式中的参数采用的是生产常用单位，非国际SI单位制(长度m，力N，重量kg，时间s，应力Pa，能量J，密度kg/m

式中第一项4200m(t+273)为入井筒的压裂液和支撑剂温度由普通摄氏度换算为开尔文标准温度，然后乘以比热容得到压裂液和支撑剂具有的近似能量；

式中第二项mgh为入井筒的压裂液和支撑剂重力势能；

式中第三项

式中第四项250000πhd

由于施工过程中排量并不是保持最大排量14m

计算压裂附加能量为：

ΔE＝4200*(1700*1000+60*1500)*(70+273)+(1700*1000+60*1500)*9.8*3182.67+1/2*(1700*1000+60*1500)*(0.7*14/15/3.14/0.115^2)^2+250000*3.14*(0.115^2)*(50.9-30)*3182.67-0＝2.64×10

(5)停泵前顶替阶段：

水力裂缝口处的支撑剂充填状况与渗流条件是压裂成败的关键点之一，顶替目的在于清理井筒附近沉淀的部分支撑剂，尽量避免泵入过量顶替液造成将已在缝内沉淀支撑剂推向裂缝深处，也不可泵入过少顶替液造成一部分剩余支撑剂沉淀在井筒内而影响下一段桥塞泵送与射孔作业。

控制顶替液量为井筒容量的1.2倍即可。

三、试气求产阶段

(1)封井，换井口

采用电缆下入全封式可钻复合桥塞，桥塞位于水平段最后一段以上，为安全起见下入2个桥塞。试压50MPa，稳压30min合格后，更换井口闸门，准备进行下步钻塞施工。

(2)钻塞

用连续油管带井下动力钻具钻掉全封式可钻复合桥塞，连续油管钻塞管柱结构自上而下：连续油管连接器+马达头总成+震击器+水力震荡器+螺杆马达+磨鞋。全封式可钻复合桥塞钻完后，如果井口压力大于30MPa，先进行排液；待井口压力降至25MPa以下，继续用连续油管钻出井下所有桥塞

(3)下完井管柱、装井口，放喷排液求产

钻塞结束后，下完井管柱，换装78/64-70(DD级)采气井口。待井筒积液排尽后，现场根据气产量大小、压力波动情况确定求产工作制度。

实施例2

理论模型验证：

基于comsol multiphysics软件平台，本次研究建立了二维页岩储层中热传递-页岩气渗流数值模型，兼顾游离气与吸附气，考虑了不同温度条件下页岩对甲烷的动态吸附能力和甲烷粘度差异，量化评价热滑溜水对页岩产气性能提升作用。

模拟结果表明：

(1)假设A页岩气水平井原始储层温度为80℃，若采用地面常温20℃滑溜水压裂，数值模拟结果表明施工1天后井筒附近最低温度降低至46℃，且冷热交会面沿人造裂缝从井筒向远端推进125m。

(2)压裂液温度超过地层温度80℃后，压裂施工24h后地层甲烷气体粘度大幅降低，渗流速度大幅提高，100℃压裂液时气体粘度较80℃压裂液时气体粘度降低45.17％，渗流速度提高81.76％；

100℃压裂液时气体粘度较20℃压裂液时气体粘度降低25.58％，渗流速度提高71.83％(图2、图3)；渗流速度提高意味着初期页岩气产量增加。

因此，本数值模型证实热滑溜水较普通20℃压裂液对页岩气井初期增产有利，当压裂液超过储层温度时，增产效果明显。

图4为滑溜水压裂生产10年后压力-粘度-游离气-吸附气分布对比图，其中，图(a)为100℃滑溜水压裂生产10年后压力-粘度-游离气-吸附气分布图，图(b)为20℃滑溜水压裂生产10年后压力-粘度-游离气-吸附气分布图，可以看出，100℃和20℃滑溜水压裂生产10年后压力-粘度-游离气-吸附气分布，前者使储层压力和气体粘度更快降低，解放了储层内大部分页岩气，剩余游离气和吸附气量较后者更低也侧面验证了100℃滑溜水对增产有利。

对比例1

目前业界内通常采用水平井分段常温滑溜水携砂压裂工艺，假设地面温度20℃，压裂液温度亦为20℃，改造并未发挥页岩气井产气潜力，表现在：

(1)胶液虽然有利于造缝，但难以降解，一般使用量少甚至避免使用；

(2)采用地面常温约20℃滑溜水压裂，将井筒附近原始储层温度80℃降低至最低46℃，温度降低导致甲烷粘度增大，渗流速度降低，亦不利于吸附气解吸。

整体施工流程包括：

一、施工准备阶段

包括压裂设备、材料、人员组织架构等，设备包括20台压裂车、1台仪表指挥车、1台测井车、1台连续油管作业车备用及其他配套，材料包括桥塞、射孔枪弹、清水、盐酸、支撑剂、胶液等

二、压裂施工阶段

(1)首段连续油管辅助射孔，后续段泵送桥塞与射孔；

(2)酸处理井筒炮眼；

(3)前置少量胶液或纯滑溜水造缝，开启裂缝：快速连续提高排量向井筒内注入20m3胶液或滑溜水造缝；

(4)常温滑溜水携砂扩缝：采用常温约20℃滑溜水携砂泵入井筒内；

(5)停泵前压裂液顶替；

三、试气阶段

(1)封井，换井口

(2)钻塞

(3)下完井管柱、装井口，放喷排液求产

主要参数：实测水平段地层中部垂直深度3182.67m，地面平均温度为20℃，压裂液温度为20℃，压裂液最大排量14m3/min，套管内径为d＝0.115m，本段压裂前开井时井口压力P0＝30MPa；

本段压裂后井口压力为P1＝45.9MPa；累计施工共计泵入1700m

效果评价：ΔE1＝4200*(1700*1000+60*1500)*(20+273)+(1700*1000+60*1500)*9.8*3182.67+1/2*(1700*1000+60*1500)*(0.7*14/15/3.14/0.115^2)^2+250000*3.14*(0.115^2)*(45.9-30)*3182.67-0＝2.26×10

传统方法压裂施工向原始地层注入能量2.26×10

传统方法中，压裂效果一般以加砂量和液量作为评价参数，此方法过于简单，未考虑压裂能量机理。针对页岩气水平井通常采用水力压裂方法达到增产目的，如果不压裂，采用常规油气井裸眼方式，页岩气井产量极低(自然产能极低)，业界内尚无法准确计算增产(相比裸眼增加的页岩气产量)数值，只能压裂后、试气时井产出的页岩气结果姑且算作增产数值，在压裂结束后、试气前，一般统计加入井筒内支撑剂和压裂液量，以此间接评价增产效果。

另外，在压裂在业界内通常采用的是常温水配压裂液，温度约15-20℃，行业内一般认为页岩气井增产仅受泵入的压裂液和支撑剂数量影响，不重视或根本没有认识到温度的重要性，故通常采用常温压裂液进行施工。且在传统正式压裂施工过程中，一般先采用快速提高压裂液体的排量，即在多台压裂泵作用下泵入常温滑溜水(或常温胶液)，让已损伤的岩石产生裂缝并张开，然后继续泵入携带支撑剂常温滑溜水，直至设计支撑剂和压裂液全部用完就可以停泵结束此段压裂。

胶液既可以更好携带支撑剂，但也容易造成堵塞人工裂缝通道，本领域技术人员难以解决破胶“难题”，发明人发现，采用高温压裂液，减少储层温度降低程度，在高温下即能量相对较高条件下页岩气的游离气运移速度加快，吸附在有机孔隙表面的吸附气加速解吸，有利于提高试气初期页岩气井产量，解决了本领域的技术“难题”。

本发明提出压裂附加能量ΔE概念，通过附加(额外增加)一部分能量包括压裂液温度、压裂液排量、压裂液质量等，会增加地层岩石能量，对页岩气井筒套管压力、产量有积极贡献。除考虑压裂液和支撑剂数量外，本发明还考虑加入井筒压裂液的温度，作为压裂后试气前压裂效果间接评价标准。根据公式，加入井筒压裂液的温度越高，加入的支撑剂越多、压裂液量越大，排量越大(压裂液进入速度越大)，压裂效果越好；采用高温压裂液，减少储层温度降低程度，在高温下即能量相对较高条件下页岩气的游离气运移速度加快，吸附在有机孔隙表面的吸附气加速解吸，有利于提高试气初期页岩气井产量。本发明提出的附加能量ΔE公式，还应考虑压裂液温度这一重要因素，即压裂中采用高温压裂液可进一步提高页岩气井产量，更大程度挖掘页岩气井产气能力的潜力。

压裂附加能量ΔE可以看出，加入井筒压裂液的温度越高，加入的支撑剂越多、压裂液量越大，排量越大(压裂液进入地层速度越快)，向原始页岩储层中增加的能量越多，有机孔隙里的游离气和吸附气向井筒运移更快，压裂完后试气时初期井的产气量越高，井内压力越足，反映压裂效果越好。本发明改进通常压裂做法，不采用常温压裂液，而创新采用高温压裂液，同时解决了破胶难问题，有利增产，解决了行业内存在的技术问题。

本发明考虑目的页岩层中岩石矿物含量选择相应浓度及配方的酸，针对粘土含量＜40％的页岩，采用15％(质量)盐酸，针对粘土含量≥40％的页岩，采用土酸即15％(质量)盐酸+1.5％(质量)氢氟酸。酸液的用量可根据注入后施工压力变化情况来判断，若注入酸液后施工压力仍下降，说明此时有继续增加酸液的必要，需要继续泵入酸液直至施工压力无较大变化时，此时间节点所对应的液量即为进入目的页岩层的酸液用量。例如施工压裂单段长为60-80m，酸液用量为20m

本发明在泵注携支撑剂的热滑溜水增能扩缝中，前置胶液结束后注入一个井筒容量的热滑溜水液量，即可开始注入携支撑剂的热滑溜水。热滑溜水的排量14-18m

本发明为保持较低的破碎率和较高的导流能力，根据页岩垂直深度优选支撑剂。当页岩垂直深度≤3000m：使用低密度陶粒/树脂覆膜石英砂；当页岩垂直深度3000-3500m：使用低密度陶粒；当页岩垂直深度>3500m：使用低密度陶粒或覆膜陶粒。本发明中支撑剂陶粒与石英砂，石英砂成本低廉，但耐压强度较低，导流能力相对较弱，而陶粒以高铝矾土为原料，经过化学处理、高温烧结、球磨等工艺而成，具有耐压强度高，圆球度较好，导流能力强等特点，但成本相对石英砂高。其中陶粒分为低密度陶粒与覆膜陶粒，前者导流能力更强，后者抗破碎能力更强。

应说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的精神和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。