摘要:特高含水期矿场开发实践证实，在水驱开发方式不变、平面和垂向波及系数极高的情况下，继续水驱仍可以 较大幅度提高油藏采收率；而传统的理论采收率计算方法不能解释上述现象，也不能从理论上指导特高含水期进 一步提高采收率的工作方向。从压汞、核磁共振检测和可视化微观驱油实验3个方面对岩石孔隙波及特征进行了 分析，结果表明，驱替过程实际是孔隙波及程度不断增大的过程，在较小的驱替动力和注水倍数条件下无法波及的 一些孔隙，随着驱替动力和注水倍数的增加，将进一步被波及进而参与渗流；随着驱替剂（水）的继续注入，已波及 孔隙的波及范围不断增大。在此基础上提出孔隙波及系数的概念，即为波及区域内的被驱替剂（水）占据的体积与 波及区域内的可动油体积之比，建立了引入孔隙波及系数的水驱理论采收率计算方法；其采收率为平面波及系数、 垂向波及系数、孔隙波及系数和驱油效率的乘积，增大孔隙波及系数是特高含水期提高水驱采收率的主要方向。

摘要:通过岩心成分、粒度及沉积构造特征综合分析，对琼东南盆地崖南凹陷西北部渐新统崖城组的沉积特征进行了研究。结果表明，研究区崖城组发育辫状河三角洲沉积，岩性以粗碎屑岩为主，夹多层薄煤层并含有海相自生矿物海绿石；粒度累积概率曲线类型多样，兼有牵引流和沉积物重力流成因特点；层理类型包括平行层理、沙纹交错层理、均质层理和潮汐层理等，此外还发育冲刷面及变形构造，反映了复杂多变的水动力环境。对测井曲线特征进行分析并结合前人研究成果，建立了研究区崖城组辫状河三角洲的沉积模式，主要发育辫状河三角洲平原和前缘亚相，为断陷早期平衡充填背景下发育于箕状断陷主断裂隐没端附近的海陆交互相沉积，物源主要来自海南隆起和崖城凸起。研究区辫状河三角洲沉积中的煤层可作为良好的气源岩，与以粗碎屑岩为主的储层组成了有利的生储配置，对崖城13-1气田的形成具有重要意义。

摘要:潜江凹陷北部潜江组是江汉盆地油气勘探与研究的重点，蕴藏着较为丰富的石油资源，但对其油气成藏缺乏系统、深入的研究，制约了勘探的进程。运用成藏动力学理论和方法对潜江凹陷北部潜江组的成藏动力系统进行研究和划分。以构造—沉积演化的阶段性与旋回性为基础，结合生储盖组合、地层压力系统、油源特征和封闭程度将研究区潜江组划分为底部自源超压半封闭成藏动力子系统、下部混源超压半封闭成藏动力子系统、中部混源弱超压半封闭成藏动力子系统和上部他源常压半开放成藏动力子系统。总结出潜江凹陷北部潜江组的3种成藏模式，分别为自源—砂体—侧向成藏模式、混源—断层—砂体—垂向—侧向成藏模式和他源—断层—砂体—垂向—侧向成藏模式。

摘要:物源分析对确定沉积盆地物源区位置、沉积物搬运路径和沉积体系具有重要意义，还可以通过物源分析准确预测远景区油气生、储及盖层分布。通过砂岩碎屑组分、重矿物组合、ZTR指数进行分析，利用沉积法对地层沉积厚度以及砂岩含量分布特征进行研究，确定了饶阳凹陷馆陶组的物源方向。结果表明：饶阳凹陷馆陶组存在2个物源区，分别为东北部和西南部物源区，2个物源区的母岩类型都以变质岩为主，并在凹陷中部留路地区汇聚；东北部物源区为长石质岩屑砂岩区，成分成熟度较低，西南部物源区成分成熟度比东北部物源区略有提高，为岩屑质长石砂岩区，双向物源汇聚的留路地区为长石砂岩区。在物源体系的控制下，近源发育辫状河沉积，远源发育曲流河沉积，心滩和边滩砂为有利砂体，物源汇聚的留路地区为有利勘探区。物源方向的确定对研究沉积相展布、有利砂体分布及有利勘探区预测具有重要的意义。

摘要:柴达木盆地西部红三旱一号—牛鼻子梁地区在路乐河组沉积时期的物源方向和沉积体系类型尚不明确。通过岩心观察、砂岩骨架组分和重矿物类型及其组合特征分析、连井砂体对比、古地理背景分析等方法，对该区路乐河组沉积时期的物源方向和沉积体系类型及其展布进行了研究。结果表明，红三旱一号物源分为3支水系，自西向东依次为尖顶山水系、长尾梁水系和碱北水系；尖顶山水系经红三旱一号一高点主体向西南方向流入尖顶山地区，长尾梁水系经红三旱一号三高点主体向南偏西方向流入长尾梁地区，碱北水系经红三旱一号五高点主体向东南方向流入碱山以北地区。牛鼻子梁西口物源主体向东南方向流入伊北凹陷。在路乐河组沉积时期研究区发育由红三旱一号物源和牛鼻子梁西口物源共同控制形成的扇三角洲—滨浅湖沉积体系。其扇三角洲平原亚相的分布面积较大，向南延伸至尖顶山—黑梁子地区以北、东坪北部以及牛参1井以南；扇三角洲前缘亚相的分布面积较小，向南延伸至长尾梁地区。

摘要:针对苏里格气田东区致密储层受多期不同类型沉积、成岩作用及构造等因素影响，储集空间小、非均质性强、储层孔隙类型结构和测井响应复杂等问题，开展该区致密储层岩石物理相研究，在此基础上确定含气层下限与评价标准。研究区可划分出石英支撑强溶蚀粒间孔、溶孔型，岩屑石英砂岩溶孔型和杂基微孔致密型3类岩石物理相，并建立了致密储层岩石物理相评价划分标准。利用不同岩石物理相物性分析、试气、测井及气测全烃资料，建立了该区致密储层不同岩石物理相含气层类别下限与评价标准。不同岩石物理相含气层残余气饱和度及其差异小，而剩余可动气饱和度及其差异相对较大，相应的测井响应参数变化较大。利用所建立的含气层下限和评价标准，对目的层进行细分层段的精细对比与评价，对研究区46口井目的层段致密储层进行复查和重新评价，新增不同类别岩石物理相含气层335个，新增含气层厚度为1 095.4 m，其中新增Ⅰ类岩石物理相气层81个，新增有效厚度为294 m。

摘要:塔南凹陷铜钵庙组不同构造区带之间的油气分布具有严重的不均一性。通过精细油藏描述，系统总结出塔南凹陷铜钵庙组油气分布特征，并对其主控因素进行了分析。结果表明，西部、中部断裂潜山带和中部次凹构造转换带以断块、断背斜和断鼻油藏为主，是油气富集高产的主力区带；中部次凹南、北洼槽以断层-岩性、岩性和地层不整合遮挡油藏为主，储量丰度和油井产能均较低。区带间差异的构造沉积格局控制研究区多种类型油藏的形成与分布；沉积相和成岩相造成的储集相带的差异决定了储层质量，进而控制油气富集程度和油井产能；区带间差异输导体系决定了油气运聚规律，并控制形成3种油气分布模式，即源外不整合输导断控富集模式、源内复合输导相控贫化模式和源边断裂输导断控富集模式。

摘要:综合地震、钻井和测井资料分析，利用层序地层学、沉积学和石油地质学原理和方法，对琼东南盆地古近系陵水组进行层序地层划分，建立了三维等时层序地层格架，并在此基础上系统分析各层序的展布特征。结果表明，琼东南盆地陵水组自下而上可划分为层序Ⅰ、层序Ⅱ、层序Ⅲ、层序Ⅳ共4个三级层序，4个层序在纵向上发育与演化具有明显的继承性与旋回性。层序发育受构造运动与海平面升降的控制，在层序Ⅰ—层序Ⅳ沉积时期，海盆沉积面积逐渐加大，地层厚度与展布明显受断裂位置与走向控制，具有北部隆起带地层厚度较小而中央坳陷带地层厚度较大，靠近断裂地层厚度大而远离断裂地层厚度小的特征，其沉积中心在纵向上的演化具有由东北部向南部迁移再向东北部迁移的特征。

摘要:东营凹陷利津洼陷古近系沙四段上亚段、沙三段下亚段和沙三段中亚段烃源岩中广泛发育异常高压。对其异常高压的成因进行分析，利用综合解释法建立了研究区80口已钻井的地层孔隙压力系数剖面；明确了沙四段上亚段、沙三段下亚段和沙三段中亚段的地层孔隙压力系数等值线分布，分析了利津洼陷烃源岩地层异常高压的分布特征。研究结果表明，综合解释法在计算由欠压实和生烃膨胀等多种成因共同作用形成的利津洼陷古近系烃源岩异常高压时的精度较高；研究区古近系烃源岩异常高压分布与洼陷形态一致，呈东北—西南向展布，在洼陷深陷区以高压和超高压为主，至洼陷边缘构造高部位逐渐呈辐射状降低至正常压力；洼陷中心的异常高压是烃源岩向洼陷边缘排烃的主要动力。

摘要:地层水动力场的形成、演化与油气的运移、聚集具有十分密切的关系，水文地质旋回的不同阶段对油气运聚的影响也存在差异。东濮凹陷胡状集—庆祖集油田地层水分析结果表明，地层水主要为高矿化度的CaCl2型水，地层水化学组分中Cl-和Na+占绝对优势，对地层水化学空间分布具有控制作用，其形成与东濮凹陷盐湖沉积环境有关；受水岩作用影响，Ca2+，Mg2+，CO32-和SO42-等消耗性离子与矿化度的相关性不明显。研究区可划分出古近纪和新近纪—第四纪2个地层水动力演化旋回，其中前者可进一步划分为盆地沉降期泥岩压实水离心流阶段和盆地抬升期大气水下渗向心流阶段。压实水离心流水动力对东濮凹陷西部斜坡带的油气运聚具有建设作用，大气水下渗向心流水动力对油藏具有破坏作用；2种水动力环境交汇区，即二台阶是研究区油气成藏的有利区；新近纪—第四纪，一台阶为滞流水动力环境，可形成“自生自储”型油气藏。

摘要:为了深入探讨深部岩浆活动对碳酸盐岩储层的影响，对塔里木盆地巴楚一间房地区的二叠系侵入岩及奥陶系碳酸盐岩围岩进行了详细的岩相学和地球化学研究。结果表明，研究区侵入岩主要为辉长岩和辉绿岩，为深成侵入岩，w（SiO2）为39.91%~44.62%，w（K2O+Na2O）为3.04%~3.95%，w（Na2O）/ w（K2O）为2.32~2.8，属钠质碱性系列，形成于板内构造环境；微量元素分配模式以Ba富集Sr亏损为特征；稀土总量为106.72×10-6~158.15×10-6，LREE/HREE为5.44~5.89，LaN/YbN值为5.124 ~ 5.442，δEu为1.091~1.237，稀土配分模式属轻稀土富集型。野外观测与室内分析结果表明：粘土矿物的生成，使得紧邻侵入岩的碳酸盐岩储集物性较差；在侵入岩附近一定距离，由于流体的溶蚀能力增强，碳酸盐岩储集物性较好。

摘要:四川盆地元坝中部地区须家河组储层属于低孔、低渗透储层，裂缝对其天然气的富集及产量具有重要影响。根据岩心观测、野外露头调查及测井解释等研究成果，综合区域构造演化分析，对元坝中部地区须家河组储层裂缝的发育特征及控制因素进行了系统研究，结果表明，研究区以发育构造成因的低角度剪切裂缝和高角度剪切裂缝为主。裂缝的走向主要为北西西和北东东向，充填程度较低，有效性较好。裂缝的发育受构造应力、构造位置、岩性和岩层厚度等因素控制。随着与断层距离的增大，裂缝密度呈逐渐递减的趋势；中、细砂岩裂缝最为发育，粉砂岩、粗砂岩、砾岩及泥质岩类裂缝发育程度相对较差；随着岩层厚度的增大，裂缝间距变大，发育程度明显降低。研究区裂缝发育区的预测结果表明，裂缝发育区主要位于近南北、北西向展布的大型断裂带附近，主要包括中部元陆1—元陆2井区（不包括元陆2井位置）、元坝5—元陆5—元坝9井区和东部元坝4—花52井区、元陆3井区。

摘要:钙质砂岩基本为致密层或干层，是海上开发井设计尽可能规避的“伪储层”，预测钙质砂岩分布成为规避低效 井的首要任务。以锦州25-1油田3井区沙三段为例，从钙质砂岩成因入手，分析了钙质砂岩形成具备的物质条件 和环境条件。研究区沙三段深湖泥岩提供了丰富的碳酸盐流体来源，为形成钙质砂岩提供了物质条件；水下分流 河道微相优质储层中的砂岩体直接嵌入下伏的富含钙质的泥岩中，砂岩透镜体与泥岩的接触面积较大，并且由于 烃源岩排烃作用使砂岩和周围泥岩存在压差，在这种压差作用下碳酸盐流体排出并在砂岩原生孔隙中沉淀，又为 钙质砂岩的形成提供了有利的环境，2种条件相互作用、互相影响，最终形成钙质砂岩。钙质砂岩分布主要受沉积 微相、与周围泥岩接触方式和古地貌等因素的影响。结合地震相砂体描述成果，预测沙三段中亚段钙质砂岩平面 上主要分布于靠近沉积中心一侧、大砂体的西侧边缘，以及构造中东侧次洼中，据此调整了原开发方案中5口设计 井的井位，实施后，这5口井均未钻遇钙质砂岩，规避了开发风险。

摘要:综合古盐度定性分析和定量计算结果，结合区域构造和沉积背景，对准噶尔盆地东北缘石炭纪古环境进行深 入分析。研究区石炭系样品硼含量为18.72~74.50 μg/g，下石炭统硼含量平均为51.32 μg/g，上石炭统硼含量平均为 38.40 μg/g；石炭系样品Sr/Ba值为0.15~1.85，下石炭统Sr/Ba值平均为0.69，上石炭统Sr/Ba值平均为0.40；2种方法 计算的古盐度平均值分别为4.28‰和6.54‰；说明研究区早石炭世古沉积水体为半咸水—咸水环境，晚石炭世古沉 积水体为淡水环境，且石炭纪沉积古水体盐度远低于正常海水盐度。由于研究区石炭纪整体处于大陆边缘，早石 炭世处于岛弧—弧后盆地沉积体系，平面上受多个岛弧分割，古沉积水体盐度变化大；晚石炭世，受区域构造背景 影响，整体抬升为陆，古沉积水体盐度整体降低。

摘要:济阳坳陷罗家地区沙三段下亚段泥页岩油气藏具有较大的勘探潜力，预测其有机碳含量分布特征是油气勘探的关键。针对传统的实验室测定有机碳含量方法存在的采样少、成本高等问题，提出了利用地球物理技术预测泥页岩油气藏有机碳含量分布的方法。该方法在泥页岩岩石组分划分的基础上，利用富含有机碳的泥页岩低密度、低速度的物理特征，推导了单井定量估算有机碳含量的计算公式，验证了低波阻抗对于有机碳含量的敏感响应关系；并利用井、震联合反演方法预测了有机碳含量平面展布特征。该方法在罗家地区沙三段下亚段泥页岩有机碳含量预测中取得了较好的应用效果，预测的有机碳含量相对误差最大为22%，最小为0.04%，平均小于9%。

摘要:渤海油区属于典型的海上稠油油藏，目前水驱采收率不高，聚合物驱提高采收率潜力较大。鉴于海上油田开发平台寿命的时效性和开发投资的风险性，使得海上稠油油藏早期注聚时机和注聚压力特征不同于陆地油田中后期注聚。利用数值模拟手段和油藏工程方法，研究了渤海油区典型常规稠油油藏早期注聚压力特征、注聚时机及其影响因素；利用中心组合实验设计方法，建立了早期注聚压力变化与其影响因素之间的关系式。结果表明：海上稠油油藏早期注聚压力受5个因素影响，影响程度由大到小依次为聚合物溶液粘度、油藏渗透率、注入速度、注聚时机和原油粘度；注聚时机受原油粘度和油藏渗透率制约，原油粘度越大、油藏渗透率越低，注聚时机则越晚，渤海油区稠油油藏早期注聚的合理时机在含水率大于20%以后，极限注聚时机在含水率为10%。

摘要:蒸汽吞吐后期的厚层稠油油藏在平面上和纵向上油层动用不完善，油藏采用蒸汽吞吐开发潜力小，单井可采储量低，很难取得经济效益。为了合理开发厚层稠油油藏蒸汽吞吐后期的未动用储量，运用热采数值模拟方法，论证了厚层稠油油藏蒸汽吞吐后期直井—水平井立体注采井网的合理有效性，分别针对双水平井与直井平面上的井距、双水平井纵向上的井距和水平段长度进行了优化研究。结果表明，上部水平井（注汽）和直井在生产中起决定作用，直井扩大了蒸汽平面的波及效率；下部水平井通过排液发挥调节作用，扩大了垂向波及效率，提高了油藏动用程度。对于厚层稠油油藏，水平井与直井井排的距离为50 m，双水平井纵向井距为25 m，水平段长度为350～400 m时，开发效果最佳。

摘要:针对稠油油藏蒸汽驱过程中压力维持困难和汽窜导致热效率下降等问题，开展了蒸汽泡沫调驱物理模拟实验。根据吉林油田扶北3区块的地质特点，设计了非均质双管并联驱替模型，将不同调驱方式下的驱油效率和分流量进行了对比。结果表明，在蒸汽混注泡沫调驱的过程中，注入发泡剂或泡沫能在一定程度上封堵高渗透管，启动低渗透管内的剩余油，其驱油效果好于其他驱替方式；蒸汽混注高温气体调驱的驱油效果略好于蒸汽驱，仅提高采收率约1%～3%。此外，泡沫对双管模型进行了有效的调整分流，使高渗透管和低渗透管的产液量趋于均匀，表明泡沫驱符合非均质地层的驱替要求。综合比较认为蒸汽混注混合气泡沫调驱适用于扶北3区块，其综合驱油效率可达54.8%，比单纯蒸汽驱提高30.7%。

摘要:针对新疆油田低渗透油藏储层物性差、注水开发效果差等开发难点，结合二氧化碳埋存发展趋势，探讨了二氧化碳驱油提高采收率及埋存的可行性。以新疆油田八区克上组油藏为例进行油藏数值模拟，在对典型油藏开发历史和动态资料深入分析的基础上，通过油藏流体拟合、细管实验数值模拟及水驱历史拟合，建立基础预测模型，并对开发方式、注气参数及生产工艺进行了优化。结果表明：模拟预测油藏最小混相压力为18.6 MPa；二氧化碳能够有效波及到常规水驱无法波及到的区域，采用水气交替的注入方式埋存系数为0.146，比连续水驱提高采收率12.42%，比二氧化碳连续驱提高3.33%；总注气量对水气交替开发效果影响最为显著；采用关层气油比控制能够更有效地扩大二氧化碳波及体积，进一步提高二氧化碳埋存量和采收率，比采用关井气油比控制的埋存系数提高2.7%，提高采收率3.07%。

摘要:为寻找可应用于三次采油的新型生物表面活性剂，以内酯型槐糖脂生物表面活性剂为驱油剂，系统评价了其临界胶束浓度、表面活性、界面活性、乳化性能及耐温耐盐能力，并通过室内物理模拟驱油实验研究了其驱油效率。结果表明：内酯型槐糖脂生物表面活性剂的临界胶束浓度为100 mg/L，具有良好的表面和界面活性及乳化性能，其乳化性能比石油磺酸盐稳定；具有较强的耐温耐盐能力，适用于高温高盐的油藏环境；内酯型槐糖脂表面活性剂的有效驱油质量浓度为10 mg/L，随着其质量浓度的增加，驱油效率成倍增加，当其质量浓度达到10 000 mg/L时，可提高采收率7.15 %，具有良好的驱油性能。通过实验还发现石英砂对内酯型槐糖脂表面活性剂的吸附量较少，说明其是比较经济的生物表面活性剂。

摘要:油井提液已成为改善开发效果、实现稳产增产的重要措施之一。为了明确非均质油藏特高含水期提液水驱油机理的特殊性，以胜坨二区沙二段74—81为实验模拟单元，通过室内物理模拟实验，对特高含水期提液效果的影响因素及提高采收率机理进行了研究。结果表明，单层提液水驱初期的含水率先降低再升高，且上升趋势变缓，能明显提高原油采收率，但不能仅靠增大水驱压差来提高采出程度；对于多层提液水驱，常规水驱时层间非均质性越强，低渗透层受高渗透层的干扰越严重，难以建立有效的驱动压差，从而导致采收率低，相反，渗透率级差越低，其采收率越高。提液能明显提高原油采收率，其效果主要受储层非均质性、提液幅度及注入量的影响。对于提液水驱，提高水驱压差能够提高高渗透层的水驱波及效率，改善低渗透层原油的动用情况；同时，驱替速度与剥蚀速度的平衡也关系到提液提高采收率的效果。

摘要:大孔道的存在导致注入水快速突窜到生产井，使油藏快速水淹，降低了水驱波及效率，从而导致采收率下降。为了加深对大孔道的认识，确定高含水油田大孔道参数，在充分利用油田静态资料和动态资料的基础上，应用渗流理论，推导出产油井中无效水量的数学模型；再根据高速非达西渗流公式和Carman-Kozeny公式，定量描述注采井间大孔道的渗透率和孔喉半径。以油田现场常用的反五点井网为例，根据模糊数学理论对井组间产水量进行劈分，计算得到井组间大孔道的渗透率和孔喉半径等参数。以杏六中油田为例，利用新方法定量描述大孔道参数，并以试验井组间无效水量为依据判断大孔道的存在情况，大孔道参数的计算结果证明该方法准确可靠。

摘要:针对以往井网加密潜力评价方法在油藏特高含水期应用中存在的不适应性，以胜利油区40个开发后期中高渗透水驱砂岩油藏单元为样本，建立了井网密度与加密井平均单井增加可采储量的关系，并对其影响因素进行了分析。结果表明，加密井平均单井增加可采储量与井网密度呈指数关系，并且随着井网密度的增大，加密井平均单井增加可采储量逐渐减小；但加密井平均单井增加可采储量与井网密度关系曲线的形态各不相同，其主要影响因素是流动系数、储层非均质性以及开发过程中地层能量的保持状况。基于单井经济极限可采储量的理论计算公式，计算得到中高渗透砂岩油藏在不同油价、不同井深条件下的单井经济极限可采储量计算图版，依据该图版和所建立的井网密度与加密井平均单井增加可采储量的关系，可对特高含水期油藏井网加密潜力进行评价。实例应用结果表明，胜坨油田二区沙二段83-5单元在油价为80 美元/bbl时，单井经济极限可采储量为0.57×104 t，经济极限井网密度为20 口/km2。

摘要:针对目前优势通道分类方法仅考虑绝对指标而忽略相对指标的缺陷，以孤东油田为研究对象，根据不同级别优势通道渗流状态及其不同的分布形式，采用数值模拟与油藏工程相结合的方法，利用相对吸水量和吸水强度比2个相对指标绘制孤东油田优势通道分类图版，同时还考虑了优势通道发育级别较高时可能出现的非达西渗流特征，将优势通道划分为优势通道发育不明显储层、普通高渗透层、强高渗透条带和大孔道4个级别。该图版克服了常规分类方法的缺陷，充分体现了优势通道的相对概念，并且只需要吸水剖面资料即可完成优势通道的分类和级别划分，方便有效，有利于现场的推广应用。将基于吸水剖面资料的优势通道分类方法应用于孤东油田七区西Ng63+4开发单元，判别结果与时变油藏数值模拟结果、示踪剂测试结果相吻合，从而验证了该方法的可靠性。

摘要:通过研究砾石尺度下水力裂缝的不规则延伸和压力波动的原因，优化砂砾岩储层的压裂设计及施工参数。将砂砾岩简化为由砾石、基质和界面3部分组成的复合介质，各部分具有不同的断裂韧性，并由断裂韧性得到判断裂缝延伸与停止延伸的指标——临界能量释放率。通过断裂力学理论与坐标变换，得到裂缝前沿处沿不同角度延伸的虚拟裂缝的应力强度因子和与之对应的能量释放率，裂缝延伸的优先方向即为最大能量释放率对应的方向，沿不同方向延伸的临界破裂压力可由能量释放率得到。通过编程模拟研究了包含不同粒径、含量和断裂韧性砾石的砂砾岩裂缝延伸规律与压力波动特点。模拟结果显示，砾石粒径、含量以及不同部分间断裂韧性的差异是导致砂砾岩裂缝不规则延伸或分叉及诱发施工压力波动的重要因素。

摘要:与常规砂岩储层压裂形成的双翼平面裂缝不同，脆性页岩储层压裂形成的是网络裂缝。因影响网络裂缝与 双翼裂缝中支撑剂沉降的因素不同，故通过理论公式推导、计算结果与现场数据验证的方式，研究了脆性页岩网络 裂缝中支撑剂的沉降特性。结果表明，支撑剂颗粒沉降达到收尾速度的时间极短，网络裂缝中支撑剂的实际沉降 幅度远远小于理论计算结果；网络裂缝中支撑剂沉降主要受网络裂缝复杂程度和页岩复合层理效应的影响，受携 砂液体粘度的影响较小。在脆性页岩中，压裂后支撑剂回流是影响压裂缝高和裂缝导流能力的主要因素。压裂 后，采用类似常规储层的快速放喷和强制闭合技术，会加大裂缝中支撑剂回流造成的导流能力损失，极端情况下甚 至会使支撑剂全部回流，导致压裂裂缝闭合成为无效裂缝，最终影响脆性页岩储层压裂后的产量。长时间停泵可 减少支撑剂回流，有利于保持裂缝的有效导流能力。