深层油气资源的勘探开发是我国油气工业未来发展的三大战略领域之一。准噶尔盆地中部(准中)深层碎屑探区位于准噶尔盆地腹部,面积12442.7km2,油气资源量10.6亿吨,平均埋深5000米。该区属于低孔、特低渗透储层,自然产能低或无产能,需通过压裂改造提高油气井产量。然而,准中深层碎屑岩储层前期压裂改造出现了一系列难题,施工压力普遍高达100MPa以上、加砂困难,压裂后储层产液量快速下降,严重制约了该地区深层碎屑岩储层的规模勘探发现与认识,亟需针对这些问题开展深入的研究,形成适应准中深层碎屑岩储层的压裂技术。本论文针对准中深层碎屑岩储层破裂压力高、高应力差薄层裂缝扩展、高应力条件下裂缝导流能力难以保持等难题,在深入开展国内外调研的基础上,通过室内实验、数值模拟和理论分析相结合的方法,开展了准中深层碎屑岩储层的压裂工程特征、裂缝起裂与扩展、支撑剂充填层的嵌入和裂缝导流能力预测等研究,揭示了深层碎屑岩储层水力裂缝起裂和扩展的机理,认识了裂缝扩展和支撑裂缝导流能力的影响规律,形成了实现准中深层碎屑岩储层裂缝形成和有效支撑的工艺技术,为准中深层碎屑岩储层的压裂改造提供了指导。取得了以下成果和认识:(1)开展了准中地区碎屑岩储层的抗压强度、抗拉强度、断裂韧性和差应变实验,认识了准中深层碎屑岩储层的压裂工程特征:杨氏模量为11.3～26.4GPa,抗压强度为110～316MPa,泊松比为0.12～0.34,抗拉强度为3-7MPa;断裂韧性范围在0.3～1.4MPa·m1/2之间;地应力较高,最大水平主应力为99.5-122.5MPa,最小水平主应力为71.8-102.4MPa;同时地应力比高,平均为1.33,地应力差大,平均为28.1MPa。(2)结合深层碎屑岩储层的工程力学特征,建立了基于井周应力弹塑性解析解的深层碎屑岩储层破裂压力预测模型,计算发现中一区块地层破裂压力平均值为99.15MPa,中四区块地层破裂压力平均值为117.0MPa,实验与计算分析表明10%的HCl酸处理后能够有效降低破裂压力。(3)开展了不同水平应力比条件下的深层碎屑岩储层水力压裂室内模拟实验研究,发现应力比对裂缝形态的影响较大,在应力比为1.0的条件下裂缝形态出现了例外,裂缝方向随机,并在垂向上发生了弯曲。在应力比大于1.0的条件下,随着应力比增加,裂缝宽度变窄,同时裂缝形态逐渐由非平面变为较平直的裂缝,将导致支撑剂难以携带进入裂缝,难以有效加砂。(4)结合准中深层碎屑岩储层特征,建立了砂泥岩界面裂缝扩展数值模拟模型,模拟表明:为了控制裂缝高度方向上的延伸,建议施工排量<5m3/min,压裂液粘度120MPa.s。(5)利用颗粒流离散元(DEM)理论,将因支撑剂作用引起的裂缝表面高度变化视为嵌入深度,建立了裂缝闭合后的碎屑岩-支撑剂充填层-碎屑岩互作用离散元模型,研究高应力条件下支撑剂的嵌入机理。裂缝闭合压力增加时,裂缝宽度减小,支撑剂颗粒簇排列更为紧密,支撑剂的嵌入越大。铺砂浓度越高,支撑剂的粒径越大,支撑剂的嵌入越小。裂缝表面酸损伤越严重,裂缝表面发生的剪切和拉伸失效越严重,支撑剂的嵌入深度越深,缝宽越小。(6)耦合DEM和计算流体动力学,建立了裂缝导流能力的DEM-CFD耦合预测模型。裂缝闭合压力越大、铺砂浓度越小、支撑剂颗粒越小,支撑剂嵌入越深,裂缝导流能力越小;碎屑岩的酸损伤作用对裂缝的导流能力影响较大,裂缝表面弱化96%时,其裂缝导流能力降低60%以上。(7)应用本文的研究成果,实现了董8井5353.70～5364.40m深层碎屑岩有效改造,表明本文应用的理论、提出的技术和方法的适应性,为准中深层碎屑岩储层的高效开发提供理论和技术指导。通过本文的研究,弄清了准中深层碎屑岩储层的工程力学特征,建立了深层碎屑岩储层的破裂压力预测模型、基于支撑剂嵌入的裂缝导流能力DEM-CFD预测模型,揭示了高应力薄互层水力裂缝扩展和裂缝导流能力保持的机理,为准中深层碎屑岩储层的高效开发提供理论与技术支撑。