随着我国非常规油气资源开发进程的不断深入,超临界二氧化碳干法压裂由于其独特的技术优势,展现了良好的应用前景。然而,现有二氧化碳无水压裂技术的一些缺点（黏度低、携砂能力差、滤失严重等）限制了超临界二氧化碳压裂液的现场压裂应用。同时,超临界二氧化碳压裂液对储层岩石作用的研究在国内外鲜有报道,而相关作用机理对超临界二氧化碳压裂液将有重大的指导意义。在52℃条件下,通过溶解性能评价,初步筛选出两种性能较好的增黏剂体系:12-羟基硬脂酸/乙醇与聚二甲基硅氧烷/煤油。对12-羟基硬脂酸/乙醇体系,其溶解压力在7.6 MPa与23.8 MPa之间,黏度范围为:0.03 mPa·s⁰.73 mPa·s;对聚二甲基硅氧烷/煤油体系,最低溶解压力介于22.8 MPa与31.8 MPa之间,黏度介于0.54 mPa·s与4.67 mPa·s之间。聚二甲基硅氧烷/煤油/超临界二氧化碳体系增粘倍数为54.26倍。确定了5.0 wt.%聚二甲基硅氧烷+10.0 wt.%煤油+85.0 wt.%超临界二氧化碳体系作为后续研究的体系。超临界二氧化碳压裂液具有剪切稀释性,其剪切黏度随剪切速率的增加而指数下降。在2148.6 s^-1的剪切速率下,其剪切黏度为1.61 mPa·s;在27225.7 s^-1剪切速率下,其剪切黏度为0.14 mPa·s。超临界二氧化碳压裂液的携砂性能较超临界二氧化碳提升有限,在实验条件下,携砂性能提高了近40%。超低渗砂岩滤失实验表明,超临界二氧化碳的滤失系数为3.89 cm·min^-0.5,超临界二氧化碳压裂液的滤失系数则下降到了1.93cm·min^-0.5。同时,对两种体系在页岩岩心和灰岩岩心的滤失曲线及相应滤失特性进行研究。超临界二氧化碳压裂液岩心伤害实验表明,超临界二氧化碳压裂液对岩心的渗透率伤害较高,在岩心渗透率约为1.50 mD时,岩心的渗透率伤害率为40.06%。同时,随着岩心渗透率的降低,超临界二氧化碳压裂液的岩心渗透率伤害率急剧增加。润湿转变研究表明,超临界二氧化碳压裂液能够将亲水的致密岩心转变为中性润湿。SEM微观形貌表征发现,在超临界二氧化碳处理后的岩心孔隙表面吸附着大量的增黏剂颗粒使得超低渗砂岩,页岩和灰岩岩心的水相接触角分别由原来的60.73°,72.80°和82.33°转变为103.86°,99.40°和93.53°。页岩膨胀性实验表明,超临界二氧化碳压裂液不会导致泥页岩矿物膨胀,实验中未观察到肉眼可见的页岩矿物体积膨胀。同时,对比页岩矿物的XRD扫描曲线,泥页岩矿物所对应的特征峰未发生偏移。灰岩岩心溶蚀实验表明,超临界二氧化碳压裂液对碳酸盐矿物有溶蚀作用,溶蚀率随作用时间的增加而增大。同时,岩心的渗透率和孔隙度逐渐增大,这可能是由于碳酸盐矿物溶蚀后,孔隙增大以及微小孔隙被连通导致。