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随着储层增注技术的不断发展，以提高页岩气储层产量为目标的水平井分段压裂设计思想发生了变化。它的概念越来越清晰，方法越来越明确。
体积改造的主要目的是增加远井裂缝复杂性。近井裂缝起裂形态应尽量简单以避免迂曲，或产生多裂缝使裂缝宽度不够导致孔眼处或近井带砂堵。通过定向射孔、等孔径射孔等技术使射孔相位尽量与最大主应力方向一致，能够有效地避免近井裂缝发生迂曲。水平井分段压裂时，同一射孔簇的射孔间距一般应小于 4 倍井筒直径，以保证不同孔眼处的裂缝为单一裂缝。
Beugelsdijk等研究了天然裂缝地层压裂的近井起裂形态，指出 Qμ 乘积是影响天然裂缝扩展以及裂缝扩展形态的关键。 Qμ 乘积为 8.3 × 10 -8 N·m,液体沿天然裂缝流动，无主裂缝; Qμ 乘积为 8.3 × 10 -6 N·m,形成主缝，天然裂缝不开启。研究表明，排量速度变化率对裂缝起裂影响明显，缓慢提高排量，压力曲线无破压显示，注入液体沿天然裂缝滤失，近井形成多裂缝开启（图 1.2）；快速提高排量，压力曲线出现明显破压，天然裂缝不开启，形成单一水力裂缝（图 1.3)。物理模拟实验验证了 Qμ 乘积的作用。 Lecampion等也发现，针对近井发育天然裂缝的储集层，快速提高排量建立井底压力可避免多裂缝起裂，减小近井裂缝复杂程度。
图 1.2 Qμ = 8.3 × 10 -8 N·m的裂缝形态
图 1.3 Qμ = 8.3 × 10 -6 N·m的裂缝形态
研究认为，人工裂缝转向能力应通过无因次净压力（净压力与水平应力差比值）确定，无因次净压力越大，压裂裂缝越容易偏离主裂缝方向，形成复杂裂缝。同时引入无因次水平应力差异系数（水平应力差值与最小主应力的比值）表征天然裂缝开启能力。相同应力差条件下，最小水平主应力越大，无因次水平应力差异系数越小，天然裂缝开度越小，流体滤失进入天然裂缝难度越大。无因次水平应力差异系数反映流体进入天然裂缝的能力，与水力压裂裂缝转向能力无关。远井裂缝扩展形态主要受远场应力、缝间应力干扰和天然裂缝影响。现场施工中可通过分簇射孔，利用簇间应力干扰的叠加与缝内转向技术提高远井裂缝复杂性。还可缩小簇间距使多簇压裂裂缝相互背离偏转，增大裂缝复杂程度，扩大横向改造范围。天然裂缝发育且近井带易砂堵储集层，可考虑采用“冻胶破岩+大排量启动+滑溜水携砂”的组合技术来降低砂堵风险，提高远井带裂缝复杂程度，降低近井裂缝的复杂程度。
从支撑剂运移角度分析，支撑剂粒径越小，沉降速度越慢；在缝内的运移距离越远，越能提高支撑剂的铺置效果。支撑剂在缝内沉降的公式为
式中 V ——沉降速度,m / s;
ρ p ——颗粒密度,kg/ m 3 ;
ρ f ——液体密度,kg/ m 3 ;
d p ——颗粒直径,m;
μ ——液体黏度,MPa·s。
根据式(1.19)可知，支撑剂粒径减小为常规粒径的 1 /2,沉降速度则减小为常规粒径支撑剂沉降速度的 1 /4。目前水平井体积改造由 3 簇向 10 簇以上发展，每簇裂缝的分流量大幅下降，由于不能无限提高排量来增大缝宽，且不发生砂堵的极限动态缝宽是支撑剂粒径的 2 ~ 3倍，因此选择小粒径支撑剂降低砂堵风险，提高支撑剂在裂缝内的运移距离。
滑溜水体积压裂易形成复杂裂缝，小粒径支撑剂不仅在主裂缝内沉降铺置，更易进入分支缝与微细裂缝中，且以转角支撑、单颗粒支撑的形态出现。这种铺置形态符合早期“单层铺置导流能力最好”的研究共识，是复杂缝网有较好导流能力的重要原因。 Ely等总结对比了Eagle Ford和Bakken区块的产量，发现小粒径石英砂比大粒径石英砂应用效果好。目前北美在得克萨斯Grassland区块等开展了加入更小粒径支撑剂的现场试验,11 口水平井，采用分段多簇压，每段 3 簇，平均排量 8.6 m 3 / min,100 目和 40 /70 目支撑剂的加砂浓度为 300 kg/ m 3 ,325 目的微粒径粉砂的加砂浓度为 12 kg/ m 3 ,此组合方式生产 210 d单井累计产气量提高 20%~30%。 Dahl等通过实验和数值模拟指出，注入小粒径支撑剂能提高页岩微裂缝渗透率而增加产量。
在传统压裂理论中，天然裂缝压裂油藏多采用小直径粉陶(0.15 mm或 100 目）。其作用是封闭天然裂缝，减少渗流，形成主要裂缝，使压裂液在主要裂缝中流动；或控制裂缝高度，如在裂缝底部形成楔形砂室，以防止裂缝向下延伸等。但在体积压裂中，对 0.15 mm粉陶赋予了新的内涵：在高流量的页岩压裂中，充分利用 0.15 mm石英粉土小直径的特点，使粉粒在裸露微裂缝中不断迁移，放置在远端的随机位置，支撑微裂缝，促进微裂缝的分流扩展，开辟新的微裂缝。在新的方向上，这样的过程不断重复，使微裂缝不断转移，连接主要裂缝或继发裂缝，形成具有一定支撑能力的裂缝网，大大提高了开采效果。0.15 mm粉陶是北美巴尼特页岩非核心区的主要支撑剂。0.15 mm粉陶作为促进裂缝改道、保持微裂缝持续开放的关键材料，应得到足够的重视和有效的应用。
在体积改造技术应用中，普遍利用滑溜水的低黏度特点来扩大波及体积，以大液量实现能量补充，以大排量实现携砂并促使支撑剂向裂缝远端运移。滑溜水这个概念引进到国内后产生了很多种叫法，国外也没有统一的叫法，如滑溜水(slick water)、减阻水(reduction friction wa ter），有的甚至叫清水压裂(water fracture)。目前滑溜水指的是伤害低、黏度低、摩阻低的液体。滑溜水一般由降阻剂、杀菌剂、黏土稳定剂及助排剂等组成，与清水相比可将摩擦压力降低 70%~ 80%，同时具有较强的防膨性能，其黏度很低，一般在 10 MPa·s以下。
滑溜水的出现跟其开发背景分不开。随着美国福特沃斯盆地barnett页岩的开发，人们逐渐认识到Barnett页岩石英矿物含量高，天然裂缝发育，低黏度的液体更容易进入地层沟通天然裂缝，从而形成复杂的网络裂缝体系。另外，由于裂缝复杂，形成的单个裂缝的宽度很窄，因此对支撑剂粒径要求较小，重要的是，页岩储层产气量较低，高砂比形成高的铺置浓度是没有必要的，可采用低砂比，这对压裂液黏度的要求不高。页岩储层一般具有厚度大的特点，为了沟通更多天然裂缝和更大泄流面积需要提高排量，要求泵注液体的摩阻要低。页岩储藏压裂改造规模大，所需液量大，要求液体成本低。
在使用滑溜水施工时，支撑剂随着液体运移不断发生连续沉降，逐渐从裂缝底部沿高度方向铺置，形成对动态裂缝的支撑。施工结束后不追求快速返排或直接闷井，较低的液体返排率使压裂液支撑裂缝，裂缝不闭合，继续沉降的支撑剂在已堆积铺置的裂缝宽度条件下增加砂堤高度，使得大排量产生的动态缝宽基本为支撑缝宽，这是滑溜水压裂可以不追求高砂浓度的机理。若选择小粒径支撑剂或小粒径低密度支撑剂，就能够使支撑剂在裂缝中运移更远，对提高改造效果更有利。
体积压裂所用液体滑溜水、线性胶、浓胶液的黏度都不高，都有制造缝网的作用，但是具体来说其作用有所不同。线性胶黏度比滑溜水黏度高，比浓胶液黏度低，携砂能力比滑溜水强，可携带少量小颗粒支撑剂（如 100 目陶粒），进入张开的枝节裂缝中，拓宽裂缝带宽，为带宽的持续扩张提供通道。为阻止裂缝带宽无限制朝两边扩展，能够增加裂缝长度，提高总体产能，适当时期加入的支撑剂有提高裂缝转向的能力，防止天然裂缝在一个方向无限制扩展。加入的支撑剂在裂缝闭合后能够提高裂缝网络的导流能力。
滑溜水黏度低，接近清水，在裂缝内的流动阻力大，能开启角度更不利的裂缝，而这些裂缝能更有效地增加裂缝带宽与裂缝改造体积。滑溜水与线性胶的交替注入，使得滑溜水及时进入线性胶所开启裂缝侧翼的天然裂缝中，拓宽整体带宽。滑溜水流动穿透能力强，能进一步增加裂缝带宽。滑溜水对拓宽带宽具有重要的意义。
浓胶液黏度大，流动阻力大，携砂能力强，能够携带大砂比支撑剂进入。由于滤失减小，其增加裂缝带宽的能力不强，能增加裂缝的长度。
对均质低渗气藏，需要较长的裂缝长度来获取理想的产能。对非均质、裂缝发育、低渗气藏，除了一定宽度的裂缝网络带宽外，还需要较长的、具有一定导流能力的主裂缝。实际上裂缝越长，遭遇天然裂缝簇的机会越多，气藏改造体积越大，产能就越高。
大量研究表明，储层改造体积越大，增产效果越明显，储层的改造体积与增产效果具有显著的正相关性。体积压裂关键工艺参数包括排量、压裂规模等。
缝内净压力增加才能开启不同角度的天然裂缝或新裂缝，制造缝网。一般而言，排量与黏度是提高缝内压力的手段，对低黏度液体，形成高净压的能力弱，必须采用高排量，使流体在缝内高速流动，制造高净压力，提高裂缝开启动力，有利于各级裂缝的开启，提高缝网制造能力。理论上，对低黏液体，应采用较大的排量，达到所需要的净压力范围，提高制造裂缝网络的能力，其净压力大小要考虑缝高与底水的限制。对线性胶，排量要比胶联胶液、滑溜水高。胶联胶液黏度高，排量不容易提起来，其制造净压的能力强。而滑溜水在管柱及地层中的摩擦阻力高，排量不容易提起来，在管柱受限的情况下可适当降低。页岩气在多通道注入的情况下，采用套管注入线性胶与滑溜水，排量可达 10 m 3 / min以上。火山岩气藏由于注入管柱的限制，排量一般要达到 4 ~ 7 m 3 / min。
火山岩气藏的产能几乎靠天然裂缝的沟通与连接。较大的产量依靠天然裂缝的大量张开。缝网体积越大，所需要的液体体积越大，压裂规模就越大。在浓胶液泵入之前，挤入地层的降阻水将充满可能的裂缝网络，当启动高压泵入胶液时，这些充盈在缝网之中的降阻水将产生憋压，进一步制造缝网。火山岩气藏压裂规模一般比常规规模大 3 ~ 5 倍，直井规模要达到1 000 ~ 1 500 m 3 。而页岩气的压裂规模更大。
一般采用较大规模的砂量与液体规模配合。但支撑剂的加入需要讲究一定的程序，在线性胶阶段，支撑剂过早与大砂比、大颗粒支撑剂的加入有可能阻止裂缝的进一步扩展，此时需要小颗粒支撑剂(70 /140 目、40 /70 目）、小砂比(3%~ 8%），而在浓胶液阶段则需要大砂比、大颗粒支撑剂(20 /40 目或 30 /50 目）、大砂量来填充主裂缝。如果线性胶阶段液体总量大，可适当增加此时的支撑剂用量。
分簇射孔是体积改造技术应用的关键，每一个压裂段采用多簇射孔(3 簇或更多）时，在恒定排量下确保每簇开启的关键是限制压裂段内的射孔数，如果总孔数能够确保每簇开启有足够的节流阻力，就可实现射孔簇的全部开启，而不必采用段内暂堵技术打开未能开启的簇。受储集层非均质性和射孔孔眼相位等因素的影响，对如何实现各簇均衡改造的问题，需要从多裂缝扩展方面进行研究分析。
分析表明，水平井体积改造采用分簇限流技术可以实现各簇均衡改造,Lecampion和Wu等通过多簇裂缝扩展数值模拟研究也证实了该结论。 Somanchi等提出的极限限流压裂技术即通过更大程度地分簇限流达到多簇同时开启和均匀扩展的目的。该技术在Montany区块试验，每段 3 簇压裂，每簇射孔数 2 ~ 3 个，施工排量 5 m 3 / min,射孔节流阻力 8.3 MPa。通过光纤诊断显示，相对于常规限流压裂，极限限流压裂每簇进砂量更加均衡，射孔簇效率提高33%。 Weddle等报道了Bakken区块极限限流压裂效果，水平段长度 4 313 m,分压 40 ~ 50段，每段 12 ~15 簇,180°相位角等孔径射孔，每簇 2 孔，砂量 0.98 ~1.51 t/ m,排量 12.7 m 3 / min,射孔节流阻力 10 ~14 MPa。压后伽马测井表明极限限流射孔簇效率为 80%~ 90%，而常规限流的簇效率仅为 30%~ 80%。但是该技术的排量较低，主要是因为极限限流技术的孔数太少，会导致节流阻力过高，大幅增加井口使用压力，限制了排量的提升。而较低的排量往往会使得缝内净压力较低，对形成复杂裂缝以及增大有效改造体积不利。
国内外大量学者研究了剪切裂缝与导流能力的关系。研究表明，每米裂缝条数与渗透率的增加倍数呈对数关系，高硬度岩石会维持较高的自支撑裂缝导流能力；在形成自支撑裂缝的基础上，水力压裂应追求裂缝高复杂度而不是主缝高导流能力。通过对滤失特征、井间压力和产能等分析，非常规储集层压裂会形成大量剪切自支撑裂缝。剪切裂缝使纳达西储集层具有足够导流能力，有助于提高产量。通过数值模拟研究水力裂缝诱导形成剪切裂缝的渗透率，发现剪切作用可显著提高天然裂缝导流能力，剪切裂缝导流能力可达 600 × 10 -3 μm 2 ·cm。对Eagle Ford岩样进行剪切裂缝导流实验，闭合应力为 28 MPa时剪切裂缝导流能力为 3 ×10 -3 μm 2 ·cm。通过裂缝诊断测试得到自支撑裂缝导流能力在 15 MPa闭合应力下为(10 ~70)× 10 -3 μm 2 ·cm。研究表明，增大渗流面积的作业方式是基质渗透率小于 500 × 10 -9 μm 2 的页岩气储集层提高产能的关键。
近年来，导流能力实验表明（图 1.4），同等条件下，张性裂缝导流能力最低且受闭合应力影响最为明显，剪切裂缝由于裂缝粗糙面的支撑作用具有较高导流能力；在 20 MPa闭合应力下，剪切裂缝的导流能力比张性裂缝高出约两个数量级。若以渗透率表征，在闭合应力为50 MPa时，无支撑剂剪切裂缝渗透率为 25.18 × 10 -3 μm 2 ,该渗透率与页岩纳达西级渗透率相比大幅提高，无支撑剂裂缝仍是有效裂缝。同样，在加入支撑剂的裂缝导流能力实验中得到类似结论，加入相同浓度支撑剂，剪切裂缝导流能力最佳。
图 1.4 不同裂缝导流能力与闭合应力关系
如果储集层三向应力条件满足剪切裂缝形成条件，或通过大排量滑溜水压裂促使裂缝产生剪切滑移，同时考虑低返排率下压裂液对裂缝的支撑作用，在优化设计时适度降低支撑剂量，可以实现降本增效。
非常规储集层有效开发的难题是基质渗透率极低，储集层改造的主要目的是降低基质渗流阻力。研究表明，储集层渗透率低于 0.01 × 10 -3 μm 2 时，次生裂缝网络对产量贡献率约为40%；储集层渗透率低于 0.000 1 × 10 -3 μm 2 时，次生裂缝网络对产量贡献率约为 80%，可见微纳达西级渗透率储集层的产能受裂缝形态控制，而不是受主缝导流能力控制。通常研究认为致密储集层的临界无因次导流能力一般为 10 ~ 50,页岩气为 30 左右，压裂裂缝存在分支缝时，页岩或致密气储集层无因次导流能力降低 5 ~ 25,进一步说明复杂缝网形态可减小对导流能力的需求。
研究表明，当水力压裂井无因次导流能力高于临界无因次导流能力时，继续增大无因次导流能力不会提高产能。无因次导流能力为
根据支撑裂缝渗透率计算公式，可知
联立式(1.20)和式(1.21)得到裂缝宽度与无因次导流能力关系为
式中 K f ——渗透率,m 2 ;
W f ——宽度,m;
K m ——基质渗透率,m 2 ;
L f ——裂缝长度,m;
τ——支撑裂缝迂曲度。
假设半缝长为 200 m,支撑裂缝孔隙度 5%，支撑裂缝迂曲度为 2,计算达到不同临界无因次导流能力所需的裂缝宽度（图 1.5)。研究表明，对基质渗透率为(100 ~ 1 000)× 10 -9 μm 2 的储集层，无因次导流能力达到 30 仅需 0.13 mm缝宽，达到 50 仅需 0.16 mm缝宽。由此可知，体积改造不需太高加砂量就能满足非常规储集层有效开发需要。
图 1.5 不同无因次导流能力和基质渗透率所需的裂缝宽度
非常规储集层体积改造的最终目的是获得最大SRV,通过形成复杂缝网或密切割大幅降低基质中流体的渗流距离，实现对储量的最大程度控制和“全”可采。研究表明，剪切裂缝、复杂裂缝在适度加砂条件下均能获得开发所需导流能力，而追求主缝高导流能力的“多砂”模式（如传统冻胶压裂的“少液多砂”模式）不符合体积改造基本内涵。
早期研究认为，在水平井分段压裂中使用分簇射孔模式，通常最佳径间距为 20 ~ 30 m,若采用 3 簇射孔则每个压裂段的长度一般在 60 ~ 90 m。而Mayerhofer等认为当储集层渗透率低至 0.000 1 × 10 -3 μm 2 时，如果裂缝间距为 8 m,仍可大幅度增加产量，提高采收率。研究表明，缩小簇间距能够大幅提高储集层的最终采收率。经过多年现场实践，采用缩小簇间距的密切割压裂技术，能够大幅缩短基质中流体向裂缝渗流的距离，对塑性较强、应力差较大、难以形成复杂缝网的储集层实现体积改造。目前北美已将簇间距从 20 m逐渐缩小到 4.6 m,且广泛应用于非常规储集层的水平井分段压裂中，不局限于难以形成缝网的储集层。
国内外研究表明，如果采用裂缝间干涉，裂缝间距离应小于 30 m。在北美的实际应用中，诱导裂缝的裂隙间距从 80 ~ 100 m逐渐减小到 20 ~ 30 m,很好地反映了这一研究成果。
在目前的设计中，技术、风险和效益之间的平衡更加受到重视。密切割与井间距的合理匹配是平台井组体积改造的关键。例如,2017 年Pioneer公司水平井压裂簇间距和段长与以往相比均缩小。对相同长度水平井，若井间距不变，密切割会导致单井注液量和加砂量不断增大。2013—2014 年，支撑剂 4 082 t,压裂液 42 794 m 3 ,簇间距 18.3 m,段间距 73.2 m。 2015—2016 年，支撑剂 5 715 t,压裂液 51 517 m 3 ,簇间距 9.1 m,段间距 45.7 m。 2016—2017 年，支撑剂 6 940 t,压裂液 71 543 m 3 ,簇间距 4.6 m,段间距 30.5 m。
尽管单井注液量和加砂规模增大，但支撑剂与注入液量之比保持不变，为 95.4 ~ 110.9 kg/ m 3 。以每段 2 簇压裂为例，注液量为 2 000 m 3 ,则每条裂缝注入液量为 1 000 m 3 。若增加簇数为 4 簇，则每条裂缝的液量为 500 m 3 ,导致裂缝长度不够，使两口井之间产生大量未波及区，储量动用效果降低，违背了密切割实现储量全动用的初衷。密切割模式需要缩短井间距、部署加密井或者增大液量规模。
同样，增加簇数将导致单段支撑剂量的增加，假设一个压裂段长度为 60 m,3 簇压裂，簇间距20 m,注入支撑剂 120 t,每条裂缝 40 t支撑剂。采用密切割每段增加为 6 簇压裂，簇间距 10 m,这一段压裂需 240 t支撑剂。由此看来这是目前国外每段压裂支撑剂量大幅增加的主要原因。
但当簇间距从 20 m缩小到 10 m,每条裂缝所控制基质中的油气减少一半，所需裂缝导流能力应有所变化，至于每簇支撑剂用量为 40 t还是 50 t需通过模拟研究与现场实践来优化确定。尽管北美用石英砂替代陶粒实现大幅降本，但过度增加砂量同样会增加材料费和运输费，甚至增大对设备的损耗。笔者认为学习北美不能简单地用倍数关系计算每米增加了多少砂量，而是要考虑簇数增加、井距缩小等各种因素进行优化，具体问题具体分析，用每簇加砂量来表述压裂规模比每米加砂量更科学。
密切割可概括为：①井距不变，簇数增加，所需裂缝长度不变：液量增加，砂量增加；②井距缩小，簇数不变，所需裂缝长度变短：液量减少，砂量减少；③井距缩小，簇数增加，所需裂缝长度变短：液量减少（或不变），砂量增大。井距和簇数的变化是确定液量与砂量增减的基本要素，准确理解北美“少液多砂”的实质是应用密切割技术的关键。
现场实践与研究表明，水力裂缝与层理面的相交形态包括穿过、终止、滑移、沟通高角度裂缝等。滑移是层理控制裂缝高度扩展的主要机理。压裂液沿层理面滤失则缝内压力降低，层理滑移使液体流动摩阻增大，导致人工裂缝无法穿过层理，使裂缝在高度上的扩展受限。同样在滑溜水压裂时，支撑剂沿裂缝高度方向不断沉降，并在裂缝底部快速堆积铺置，阻挡裂缝向下扩展。
利用测斜仪对页岩气水平井进行的监测表明，垂直裂缝占总裂缝体积最高达 90%，但不少井段的垂直裂缝体积占比仅为 50%~ 60%，人工裂缝系统由垂直缝与水平缝交织构成，说明压裂裂缝具有在水平层理中延伸扩展的特征。中国页岩气现场数据表明，水平井段的轨迹在优质储集层中的位置与改造效果密切相关，裂缝在高度方向上的扩展有限，打破了传统压裂理论认为缝高不受限的观点，促使人们研究思考水平层理、弱面裂缝扩展的影响，寻求新方法提高纵向改造程度问题。
北美钻井提速引起成本大幅下降，不少公司开始探索试验立体式体积改造开发模式，寻求突破井眼轨迹与缝高限制的方法，提高纵向剖面改造效果。 Carrizo公司在Niobrara地层实施立体式体积改造，水平段长度 1 426 m,水平段间距 90 ~ 100 m,3 层 47 口井，如图 1.6 所示为A,B,C三层水平井叠置布井侧视图（即每口水平井水平段趾端位置）。 A层与C层的井在垂向上处于同一个立面,B层错位布井，采用立体交错拉链式压裂技术。
图 1.6 立体交错拉链式压裂技术
压裂顺序从左到右为:C1—C2—B1—A1—C3—B2—A2—A3—…。该方法能够使先压裂井在底部产生一个外加应力场，结合不同层位错位压裂产生的附加应力能够增加临近层系改造的裂缝复杂性，提高纵向各小层的改造效果。 Energen公司在Delaware和Midland盆地的Wolfcamp地层同样采用交错叠置水平井的立体式体积改造技术,2017 年第 2 季度在Delaware盆地的Wolfcamp地层的纵向两小层分别布井 8 和 10 口，每段长度 45 m,井间距 9 m,水平段长为 2 281 ~ 3 210 m,支撑剂用量 2.5 ~ 3.0 t/ m,注入液量 6.4 ~ 7.1 m 3 / m。 18 口井压后 30 d内最高产量达 300 t/ d。
尽管目前国内立体式体积改造还难以实施，但该技术是四川、长庆、新疆多层系致密储集层开发的有效手段，是未来发展的方向。特别在矿权区限制以及新的优质储量尚未发现的背景下，该技术是在已有探明储量区块内实现储量挖潜、提高动用率的最佳选择。
长庆王窑油田注水开发 20 年，侧向 50 m打检测井，取心分析为原始含油饱和度，分析未水淹储集层占比达 48%。需要通过老井重复压裂对未动用储量进行挖潜。
通常，母井生产一段时间后，会在裂缝波及范围内逐渐形成压降区，能量亏空会使地应力场发生改变，甚至发生应力反转，使得母井重复压裂的人工裂缝向压降区靠近并发生偏转。子井压裂同样会受反转应力的“牵引”，向母井已压裂改造区靠近甚至发生裂缝“碰撞”[图 1.7(a)]导致改造效果不理想。
为避免子井压裂裂缝靠近流体亏空区域（母井已改造区域），北美提出了母井保护性压裂措施。由于流动遵循最小阻力原理，当压降区使应力发生反转时，会改变流体主流方向，使得两井间基质中的油气向低应力区流动。特别是主流通道形成之后，渗流场的改变尤为明显。
如要确保子井压裂注入液体能够在子井水平段两侧均匀扩展，重构渗流场尤为重要。压裂母井时采用大排量、大液量的蓄能重复压裂，以及多轮次注水吞吐补充地层能量，或同时采用缝内暂堵转向技术。
在子井压裂前，对母井进行重复压裂后，不立即返排[图 1.7( b)]。对初次裂缝蓄能增压，增大流体亏空区域地应力，实现对应力场的重构，避免子井裂缝向已改造区域偏转，实现新平台井组及加密井的有效增产。压裂子井时采用注水和体积改造等都是再次改变主渗流方向并提高未波及区改造效果的技术方法。
图 1.7 平台井组子井裂缝扩展形态
吐哈三塘湖马 56-101H井区采用井群模式，发挥井群协同效应，使老区井群压裂井高产、相邻井受效，开发效果显著。压后产油 63 t/ d,比邻井提高 3.5 倍，井组内 4 口老井受效，日产量增加 1 倍（由 13.8 t上升到 25.8 t)。根据母井累计产量，计算储量亏空体积和压降波及范围，确定蓄能液体规模，并采用相应技术对策重构应力场与渗流场，可以降低母井对子井裂缝的“牵引”作用，保护母井并提高子井改造效果。
如何实现有效分段是目前水平井重复压裂的最大问题。双封单卡工具、连续油管定点压裂难以提高排量限制了作业范围，很难达到体积改造需要的效果，投球或暂堵剂重复压裂不能达到有效封堵，难以实现对改造对象的重构，总体上属于笼统压裂范畴。
目前能够实现对井筒再造的主要方法是膨胀管技术，通过膨胀管对水平段进行全封隔，然后重新分段射孔。该技术具有一定的先进性，但存在新缝向老缝扩展的问题。
最近的研究和实践表明，高产水平井的射孔群产量贡献大于 80%，而低产井射孔群的产量贡献小于 65%（甚至只有 30%）。由于优化的射孔簇群的位置和簇数对提高处理效果有很大的影响，因此提出了非均匀簇布置的设计思想。优化射孔段位置的依据包括最小应力、发育良好的天然裂缝、高脆性、高TOC、高含气量、高岩石强度等。例如，在鹰福特(Eagle Ford)紧凑型油藏中，采用了非均匀剖面布置和非均匀聚类布置（部分段为 4 簇，其他部分为 3 簇）。压裂后，各压裂段的产量比相邻井高 20%。
当支撑剂总量不变时，裂缝复杂性增大，平均支撑剂浓度降低，裂缝导流能力下降，支撑剂嵌入效应增大。分析结果表明，对压力较高、硬度较高的地层，低浓度支撑剂保持流动导流能力的关键因素是支撑剂硬度、支撑剂直径和抗嵌入能力；对高压或软地层，应力集中、支撑剂破碎和嵌入可能导致裂缝中有效支撑剂的不足，进而影响压裂效果。不同的裂缝网络需要不同的支撑剂充填方式来支撑。
当渗透率为 0.01 × 10 -3 ~ 1.0 × 10 -3 μm 2 时，裂缝网络对产量的贡献率为 10%。由于压裂液效率较低，高黏度压裂液常用来保证大裂缝的快速延伸，达到形成高导流大裂缝的主要目的。因此，采用高浓度支撑剂和连续的支撑剂输入。
渗透率为 0.000 1 × 10 -3 ~ 0.01 × 10 -3 μm 2 时，裂缝网络对产量的贡献率为 40%，复杂裂缝网络对产量的贡献较大。采用大裂缝与裂缝网络的匹配方式，支撑剂充填应采用中-低浓度段塞注入。
当渗透率小于 0.000 1 × 10 -3 μm 2 时，裂缝网络对产量的贡献率高达 80%。必须形成大规模的裂缝网络，以提高产量。在这种情况下，常采用光滑水压裂技术，结合部分油藏的复合压裂技术。采用大液量、大流量、低浓度支撑剂和小直径支撑剂可以扩大裂缝网络规模，使用线状凝胶、高浓度支撑剂和大直径支撑剂可以形成高导流性的裂缝。
在处理过程中，支撑剂的浓度和加入方式取决于页岩的脆性和渗透性等。岩石脆性、射孔方式、支撑剂加入方式、泄油能力等因素决定了所生成裂缝网络的复杂性。裂缝宽度取决于流量、压裂液黏度、岩石脆性、地应力以及是否存在有效封口等因素。初始支撑剂浓度一般为24 ~ 40 kg/ m 3 ,压力稳定后依次增加 40 kg/ m 3 。支撑剂浓度的上限取决于支撑剂的大小：支撑剂为 100 目，浓度上限为 300 kg/ m 3 ;支撑剂为 40 /70 目，浓度上限为 240 kg/ m 3 。
段内分簇数量一般 3 ~ 6 簇，每簇对应的破裂压力不尽相同，在开启过程中存在缝间干扰，导致少量的射孔簇没有开启形成裂缝。为了保证所有射孔簇处的裂缝开启，在施工过程中，待加砂完毕后，投入暂堵剂，暂堵已经形成的裂缝，开启难破裂的射孔簇，形成新的裂缝，提高体积压裂效果。