非常规天然气（致密气和页岩气）储层一般呈现低孔隙度、低渗透率、低孔喉半径等特征,气流阻力大,因此,对于非常规天然气藏开发,主要采用压裂方式改造储层,从而提高单井产量和稳产有效期。水力压裂是实现商业开采的常用手段,但水力压裂针对非常规天然气储层存在水敏、储层污染等一系列问题。超临界二氧化碳（SC-CO₂）无水压裂可以避免上述问题,是一种潜在的经济有效的压裂新方法,并具有减排优势,是国际学术热点。本文针对非常规天然气储层SC-CO₂压裂改造工程中的关键科学问题,通过理论和实验研究,揭示了SC-CO₂在非常规天然气储层中的滤失规律,建立了SC-CO₂压裂液滤失描述的数学方程;基于温度-压力场的耦合、井筒与裂缝的耦合、裂缝与滤失带的耦合、SC-CO₂压裂液与支撑剂的耦合等多流场耦合机理,分析了SC-CO₂在裂缝中变质量携带支撑剂流动规律,进行了SC-CO₂压裂支撑剂输送流动参数优化设计。考虑SC-CO₂的物性特征、SC-CO₂-岩石-CH₄吸附作用的影响,建立了SC-CO₂压裂非常规天然气储层的两相滤失速度计算模型。利用研制的非常规岩心中流体滤失实验装置进行的验证表明:滤失压差在2 MPa、4 MPa、6 MPa、8 MPa和10 MPa条件下,计算值与实验数据对应平均相对误差为1.99%。通过对模型求解,得出SC-CO₂压裂非常规天然气储层滤失特性表现为:滤失速度随着时间的增加而降低,降低速率最终趋于平缓;滤失速度与渗透率呈非线性关系,渗透率越高,滤失速度增大的幅度变缓,压力的影响范围越大,滤失侵入区域越大;SC-CO₂压裂液压力与稳定滤失速度近似呈线性关系,随着SC-CO₂压裂液粘度的增加,滤失速度减小;绘制了SC-CO₂压裂施工参数的滤失速度控制图版。研制了一套可实现温度范围283-423 K、压力范围2-40 MPa条件下CO₂Joule-Thomson系数测量的装置,通过读取CO₂流经绝热节流装置前后的温度差值和压力差值,得到了气态、液态和超临界态下的CO₂ Joule-Thomson系数。基于常用的8种状态方程计算得到了CO₂ Joule-Thomson系数系数,并分析了CO₂ Joule-Thomson系数随温度压力的变化规律。提出了一种改进的25参数CO₂ Joule-Thomson系数计算关系式,可以已知温度、压力求解CO₂ Joule-Thomson系数;能够精确计算气态、液态和超临界态下CO₂ Joule-Thomson系数,通过与实验数据对比分析,得到气态、液态和超临界态绝对平均误差为1.52%、4.59%、3.08%。同时,改进的CO₂ Joule-Thomson系数计算关系式计算得到的反转曲线与分子模拟结果有很好的一致性。考虑SC-CO₂的物性特征和在裂缝内的内能和流动功的变化、滤失、裂缝特征,基于实验回归得到了井筒和裂缝内SC-CO₂摩阻系数计算关系式,建立了井筒和裂缝内SC-CO₂温度场和压力场模型,分析了地温梯度、压裂液排量、压裂液注入温度和注入压力对井筒和裂缝内SC-CO₂压裂液温度、压力场和相态分布规律的影响。计算结果表明:SC-CO₂压裂液流动过程中,在井筒或裂缝内存在液态向超临界态的转变,相变点在裂缝内移动,注入温度越高、排量越小、地温梯度越大,相变点位置越靠近裂缝根端;在本算例下随着注入温度的升高,相变点分布在对应裂缝根端12 m、9 m、5 m、3 m、1 m的位置处。针对裂缝内SC-CO₂压裂液变密度、变粘度、非稳态体系,基于悬浮能量平衡原理,推导出了SC-CO₂携带支撑剂流动平衡流速方程,与实验所得的不同密度和粒径下的SC-CO₂平衡流速计算误差分别为3.32%、4.54%。综合考虑SC-CO₂压裂过程中流体内能和流动功的变化、滤失特性、物性参数变化、SC-CO₂-岩石-CH₄吸附的影响,基于温压场的耦合、裂缝与滤失带的耦合、SC-CO₂与支撑剂的耦合,建立了SC-CO₂压裂液携砂流动计算模型,实验测量了9组砂堤高度,模型预测值平均误差为3.43%。以砂堤剖面为依据,对比清水和SC-CO₂压裂液,高雷诺数条件下SC-CO₂携带支撑剂的能力差别较小。根据SC-CO₂压裂支撑剂砂堤预测模型,分析了SC-CO₂压裂液携砂特性,得到了裂缝内不同压裂时间支撑剂浓度分布和砂堤剖面;计算发现,随着压裂液的排量增加、支撑剂密度降低、支撑剂粒径减小、SC-CO₂压裂液体系粘度增加,支撑剂堆积高度降低幅值较小但沿缝长方向堆积长度增加幅值较大。基于SC-CO₂压裂液在非常规天然气藏滤失系数计算模型、SC-CO₂压裂井筒及裂缝中温度、压力场模型、SC-CO₂压裂液与支撑剂两相流动模型,给出了SC-CO₂压裂支撑剂输送流动参数设计依据,结合SC-CO₂压裂工艺,提出了适用于SC-CO₂压裂支撑剂输送流动参数的优化设计方案。