垂深超过3500m的龙马溪组页岩气储层具有地应力高、水平应力差高、层理和高角度天然裂缝发育、岩石塑性强等储层特征,工程施工中破裂压力高、水力裂缝延伸困难,难以形成复杂的裂缝系统。针对深层页岩开发中遇到压裂施工困难、产量低、造缝难等问题,工程中会常采用注入酸液降压、密切割造缝、炮眼降阻和胶液-滑溜水交替注液提高造缝效率等工艺方法提高储层改造体积。为改进压裂施工艺并提高缝网扩展规模,本文针对交替注液(滑溜水/3mp·s、胶液/200mp·s)压裂工艺进行室内试验研究,选取下志留统龙马溪组页岩露头试样(300mm立方体)开展室内真三轴水力压裂物理模拟实验,利用声发射和示踪剂两种监测手段实时监测裂缝起裂和延伸时破裂特征和泵压曲线特点,研究交替注入滑溜水和胶液条件下水力裂缝的造缝能力。室内物理模拟实验结果表明:水力压裂过程中,胶液和滑溜水的造缝特点有明显区别,高应力差下采用胶液注入倾向于压开横切缝,滑溜水粘度低,在裂缝性页岩储层中易滤失,在高粘度胶液的阻塞作用下压开层理缝;根据起裂点井筒周围裂缝发育情况的不同可以将起裂方式分为三种,横切缝起裂、层理缝起裂和沿高角度天然裂缝起裂,不同起裂方式的裂缝扩展模式不同;高应力差下,充分利用交替注液可以在页岩气储层中形成复杂裂缝系统。针对龙马溪组页岩的高角度天然裂缝产状特征建立了层理和高角度天然裂缝发育的PFC离散元数值模型,模拟了现场真实的排量、粘度等工艺参数实验进一步验证了实验结果,揭示了人工裂缝与高角度天然裂缝和层理交叉作用后的扩展规律,形成了可以指导现场施工的压裂参数优化方法。与注入单一压裂液改造相比,本研究证实了在页岩改造时采用滑溜水和胶液的交替注入可以充分利用两种介质的不同粘度和作用方式提高主缝和支缝的有效裂缝扩展规模,为页岩气压裂泵注程序优化提供了实验依据。