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随着全球科技及工业的不断发展，人们对石油等化石能源需求量不断增加。老油田经过长时间开采，产量逐年减低，采油成本逐年升高，且得到的产量已经逐渐不能满足人们的需求。随着石油开采理论逐步成熟以及开采工艺的不断创新，一些应用常规开采方式无法达到经济开采的“非常规油气”储层逐步进入大家的视野。非常规油气这一“家族”的成员众多，其中致密油是到目前为止开发最为成功且被大家所熟知的一种。
由于致密油储层物性的特殊性(渗透率低，连通性较差)，运用常规开采方式几乎很难获得经济有效的产量。目前主要采用水力压裂技术先对储层进行改造以增大储层的渗透率及连通性，以此来达到增产的目的。这一技术也是目前低渗透油气藏开采的核心技术。随着勘探技术的不断发展，己探明储层的开采难度也随之增加，原有的储层改造技术已经不能满足当前勘探开发的需求。因此，人们在原有压裂技术的基础上，研究出了多种新型压裂技术，例如∶重复压裂、通道压裂、体积压裂、水平井分段压裂等。但无论哪种压裂工艺，增产的核心技术基本相同，都是通过人工裂缝改善原油从储层流向井筒的渗流通道，提高储层的渗透率以及连通性，最终达到增产的目的。
裂缝导流能力是评价人工裂缝优劣的重要指标，因此分析裂缝导流能力的影响因素，研究如何增加裂缝导流能力，对于提高压裂增产工艺措施效果具有重要的现实意义。
缝宽和裂缝渗透率是裂缝导流能力的主要影响因素，缝宽主要受泵注程序等施工参数影响，而渗透率主要由支撑剂“提供”，受支撑剂类型、支撑剂粒径及不同粒径组合等参数的影响。本文以支撑剂为研究对象，在影响因素分析的基础上，通过数值模拟和室内实验两种方法对支撑剂的影响进行定性和定量分析，最后结合McGuire增产倍数曲线对优选结果进行了增产倍数预测。
首先，本文对实际生产过程中常用的支撑剂从强度、破碎率以及费用等方面进行了定性分析，分析结果表明，石英砂强度较低，容易发生破碎，但价格较为便宜;陶粒强度较高不易发生破碎，但由于材质特殊、加工复杂导致其较为昂贵。因此，如果压裂过程中选用陶粒作为支撑剂，如何在降低成本的前提下获得满意的裂缝导流能力成为关键问题。
随后，本文先以姬塬油田安83井区长72储层为背景，以支撑剂的类型、粒径以及粒径组合为研究对象，运用Meyer软件，在相同的泵注程序下，对该储层采用不同支撑剂类型、不同支撑剂粒径以及不同支撑剂组合时的裂缝延展及支撑剂的铺置进行模拟，模拟结果的对比分析表明∶
1)不同支撑剂类型，压裂过程中支撑缝高相等，但是使用陶粒作为支撑剂的裂缝，其裂缝导流能力及渗透率均远高于石英砂所支撑的裂缝;
2)不同粒径支撑剂，在压裂过程中裂缝的高度、长度及宽度均相差不大。但裂缝导流能力影响很大，随着支撑剂粒径的减小而裂缝导流能力下降;
3)不同粒径组合支撑剂，在压裂过程中裂缝的高度、长度及宽度同样相差不大。但不同组合支撑剂的导流能力差异较大，中间粒径支撑剂所占比例越大其导流能力及渗透率就越好，其中在支撑剂比例为1∶3∶1时，其裂缝导流能力及裂缝渗透率最高。
最后，本文通过一系列室内实验对上述裂缝导流能力影响因素进行定量的分析，研究支撑剂的不同参数对裂缝导流能力的影响∶
1)采用40/60目的相同粒径石英砂与陶粒在相同闭合压力下分别进行裂缝导流能力实验。实验结果表明，不同闭合压力下石英砂所支撑的裂缝其导流能力均低于同等条件下陶粒支撑的裂缝。在闭合压力超过20MPa后，石英砂支撑裂缝导流能力急剧下降，而陶粒支撑裂缝导流能力下降缓慢。
2)选取三种粒径相同的不同抗压强度支撑剂分别对其进行裂缝导流能力实验。实验结果表明，支撑剂强度越高，裂缝起始导流能力越高;且随着闭合压力的上升，其导流能力下降越缓慢。
3)选取10/20目陶粒支撑剂作为研究对象，分别以7.5kg/m2、10kg/m2、15kg/m2三种铺置浓度对该种支撑剂进行裂缝导流能力实验。对比实验数据得出，支撑剂铺置浓度为15kg/m2的裂缝其导流能力在不同压力下均是最高。
4)选取10/20目、20/40目、40/60目、70/100目四种粒径范围的陶粒支撑剂作为研究对象，分别对这四种支撑剂进行裂缝导流能力实验，实验结果表明，10/20目陶粒支撑剂在不同闭合压力下裂缝导流能力均最高。在闭合压力超过30MPa后，其所支撑的裂缝导流能力快速下降。在闭合压力达到70MPa时几种粒径支撑剂裂缝导流能力相近。
5)选择10/20目、20/40目、40/60目、70/100目四种不同粒径陶粒支撑剂中的三种按混合、顺序两种铺置顺序方式进行裂缝导流能力实验。实验得出，10/20目、20/40目、40/60目三种支撑剂按1∶3∶1的比例顺序铺置时，其所支撑裂缝导流能力最高，且随着闭合压力的不断上升下降缓慢。
本文对裂缝导流能力的影响因素进行了详细的分析，并且进行了相应数值模拟和室内实验。研究得出10/20目、20/40目、40/60目三种支撑剂按1∶3∶1的比例顺序铺置时支撑效果最好。以20/40目陶粒支撑剂导流能力为基础，通过对比得到其他支撑剂在不同闭合压力下裂缝导流能力的变化百分比，为以后能精确控制裂缝导流能力提供基础。
由于致密油储层物性的特殊性(渗透率低，连通性较差)，运用常规开采方式几乎很难获得经济有效的产量。目前主要采用水力压裂技术先对储层进行改造以增大储层的渗透率及连通性，以此来达到增产的目的。这一技术也是目前低渗透油气藏开采的核心技术。随着勘探技术的不断发展，己探明储层的开采难度也随之增加，原有的储层改造技术已经不能满足当前勘探开发的需求。因此，人们在原有压裂技术的基础上，研究出了多种新型压裂技术，例如∶重复压裂、通道压裂、体积压裂、水平井分段压裂等。但无论哪种压裂工艺，增产的核心技术基本相同，都是通过人工裂缝改善原油从储层流向井筒的渗流通道，提高储层的渗透率以及连通性，最终达到增产的目的。
裂缝导流能力是评价人工裂缝优劣的重要指标，因此分析裂缝导流能力的影响因素，研究如何增加裂缝导流能力，对于提高压裂增产工艺措施效果具有重要的现实意义。
缝宽和裂缝渗透率是裂缝导流能力的主要影响因素，缝宽主要受泵注程序等施工参数影响，而渗透率主要由支撑剂“提供”，受支撑剂类型、支撑剂粒径及不同粒径组合等参数的影响。本文以支撑剂为研究对象，在影响因素分析的基础上，通过数值模拟和室内实验两种方法对支撑剂的影响进行定性和定量分析，最后结合McGuire增产倍数曲线对优选结果进行了增产倍数预测。
首先，本文对实际生产过程中常用的支撑剂从强度、破碎率以及费用等方面进行了定性分析，分析结果表明，石英砂强度较低，容易发生破碎，但价格较为便宜;陶粒强度较高不易发生破碎，但由于材质特殊、加工复杂导致其较为昂贵。因此，如果压裂过程中选用陶粒作为支撑剂，如何在降低成本的前提下获得满意的裂缝导流能力成为关键问题。
随后，本文先以姬塬油田安83井区长72储层为背景，以支撑剂的类型、粒径以及粒径组合为研究对象，运用Meyer软件，在相同的泵注程序下，对该储层采用不同支撑剂类型、不同支撑剂粒径以及不同支撑剂组合时的裂缝延展及支撑剂的铺置进行模拟，模拟结果的对比分析表明∶
1)不同支撑剂类型，压裂过程中支撑缝高相等，但是使用陶粒作为支撑剂的裂缝，其裂缝导流能力及渗透率均远高于石英砂所支撑的裂缝;
2)不同粒径支撑剂，在压裂过程中裂缝的高度、长度及宽度均相差不大。但裂缝导流能力影响很大，随着支撑剂粒径的减小而裂缝导流能力下降;
3)不同粒径组合支撑剂，在压裂过程中裂缝的高度、长度及宽度同样相差不大。但不同组合支撑剂的导流能力差异较大，中间粒径支撑剂所占比例越大其导流能力及渗透率就越好，其中在支撑剂比例为1∶3∶1时，其裂缝导流能力及裂缝渗透率最高。
最后，本文通过一系列室内实验对上述裂缝导流能力影响因素进行定量的分析，研究支撑剂的不同参数对裂缝导流能力的影响∶
1)采用40/60目的相同粒径石英砂与陶粒在相同闭合压力下分别进行裂缝导流能力实验。实验结果表明，不同闭合压力下石英砂所支撑的裂缝其导流能力均低于同等条件下陶粒支撑的裂缝。在闭合压力超过20MPa后，石英砂支撑裂缝导流能力急剧下降，而陶粒支撑裂缝导流能力下降缓慢。
2)选取三种粒径相同的不同抗压强度支撑剂分别对其进行裂缝导流能力实验。实验结果表明，支撑剂强度越高，裂缝起始导流能力越高;且随着闭合压力的上升，其导流能力下降越缓慢。
3)选取10/20目陶粒支撑剂作为研究对象，分别以7.5kg/m2、10kg/m2、15kg/m2三种铺置浓度对该种支撑剂进行裂缝导流能力实验。对比实验数据得出，支撑剂铺置浓度为15kg/m2的裂缝其导流能力在不同压力下均是最高。
4)选取10/20目、20/40目、40/60目、70/100目四种粒径范围的陶粒支撑剂作为研究对象，分别对这四种支撑剂进行裂缝导流能力实验，实验结果表明，10/20目陶粒支撑剂在不同闭合压力下裂缝导流能力均最高。在闭合压力超过30MPa后，其所支撑的裂缝导流能力快速下降。在闭合压力达到70MPa时几种粒径支撑剂裂缝导流能力相近。
5)选择10/20目、20/40目、40/60目、70/100目四种不同粒径陶粒支撑剂中的三种按混合、顺序两种铺置顺序方式进行裂缝导流能力实验。实验得出，10/20目、20/40目、40/60目三种支撑剂按1∶3∶1的比例顺序铺置时，其所支撑裂缝导流能力最高，且随着闭合压力的不断上升下降缓慢。
本文对裂缝导流能力的影响因素进行了详细的分析，并且进行了相应数值模拟和室内实验。研究得出10/20目、20/40目、40/60目三种支撑剂按1∶3∶1的比例顺序铺置时支撑效果最好。以20/40目陶粒支撑剂导流能力为基础，通过对比得到其他支撑剂在不同闭合压力下裂缝导流能力的变化百分比，为以后能精确控制裂缝导流能力提供基础。