页岩气作为全球能源转型的重要战略资源,其高效开发对保障能源安全具有重要意义。川南地区深层页岩气资源丰富,但现有压裂施工井部分存在“缝网形成能力评价不足、产能效果评价不一”等问题,导致开发方案缺乏地质适配性依据、压裂工艺参数优化方向不明确。因此,本文基于不同地质、工程因素对裂缝网络及产能的相关性,开展川南地区深层页岩气井压裂工艺参数优化研究,为其有效开发提供思路。 以川南地区深层页岩气井为对象,基于改进粒子群优化支持向量机算法,构建复杂缝网指数评价模型;计算并分析不同压裂段的缝网指数,明确其裂缝网络的形成能力。基于CMG软件模拟多场耦合条件下深层页岩气井产能规律,对裂缝形成因素开展敏感性分析,利用正交试验明确工程地质条件下裂缝最优参数组合。通过设计不同压裂工艺参数组合方案,利用Meyer软件构建页岩气井模型,耦合前述优化后的裂缝参数,从而筛选最优压裂工艺参数,并进一步对比优化前后压裂工艺参数下的产能。结果表明: (1)复杂缝网指数评价模型在训练集和测试集的评价指标显著优于其他同类型模型,能够更精确的表征深层页岩气井储层缝网形成能力;不同压裂段的缝网指数区间为0.2~0.8,且缝网指数与日均产气量呈显著正相关。 (2)基质渗透率、孔隙度、地层压力系数、储层厚度等地质因素与产气量呈正相关性。裂缝参数等工程因素与产气量呈正相关性,而水平段长度受导流能力影响,在生产初期与中后期与产量的相关性呈现差异性。结合正交试验明确研究井最优裂缝参数组合为:水平段长度1600m、主裂缝条数72条、主裂缝半长163m、主裂缝高度25m。 (3)通过裂缝优化参数的约束,川南地区该深层页岩气研究井的最优压裂工艺参数组合为:簇间距10.2 m、施工排量13.2 m³/min、用液强度34.2 m³/m、加砂强度2.0 t/m以及前置液占比33%。该参数组合下,预测单井日均产量为4.03×10~4m³/d,较未优化前的EUR提升了14.8%。