致密油气储量丰富,目前处于勘探开发初期阶段,而致密砂岩气最具现实意义;致密油气藏渗透率低,多采用以形成大规模缝网为目标的体积压裂技术进行开发,缝网与单一裂缝不同,具有裂缝条数多、结构复杂等特点。为了掌握缝网支撑剂沉降运移规律及导流能力的变化规律,以离散化裂缝网络模型为基础,运用复杂缝网支撑剂沉降运移实验装置,研究了缝网结构、排量、压裂液黏度对支撑剂沉降运移的影响,实验结果表明:由于次生裂缝的分流作用,砂堤在节点处会形成“凹点”;缝网越复杂,砂堤高度与长度越小,压裂中需注入更多支撑剂与压裂液,增加砂堤高度和长度。在沉降运移实验基础上,设计了新型导流室,开展了缝网结构、铺砂浓度、支撑剂等因素对缝网导流能力影响的实验研究,实验结果表明:缝网导流能力随闭合压力增大,先缓慢减小,后大幅减小,最后保持稳定;随着铺砂浓度与砂堤高度增大,导流能力增大;缝网导流能力随支撑剂粒径的增大而增大,大粒径支撑剂承压能力差,小粒径支撑剂更适合体积压裂;随着次生裂缝条数增多,越靠近出口端,缝网导流能力越大;通过正交分析得出,闭合压力与次生裂缝分布情况对缝网导流能力具有显著影响,支撑剂粒径、次生裂缝条数、铺砂浓度对缝网导流能力影响较大,支撑剂类型与砂堤高度对缝网导流能力影响较弱;缝网结构越复杂,需增加排量与支撑剂用量,充填缝网形成高而长的砂堤,获得较高导流能力。根据Carman-Kozeny公式及水电相似原理,建立了缝网导流能力数值模型,数值模型计算结果与实验结果基本一致,在低闭合压力条件下,误差小于9%,能准确获得不同条件下的缝网导流能力。本文研究内容为优化致密储层体积压裂提供参考借鉴,有利于实现致密储层快速高效开发。