和常规油气储层相比,非常规油气储层物性差,低孔、低渗,不经过压裂改造很难有工业价值,而常规水力压裂又会因为对与储层的水敏效应使得储层受到损害,降低低渗透油田的开发效果。而CO₂压裂由于其独特的性质,不会引发粘土膨胀、乳化、相对渗透率伤害、残渣等问题而成为低渗透油藏改造的良好压裂液选择。因此,本论文以S油田K区块为研究对象,通过储层地质建模和油藏数值模拟的技术,对该油藏区块的CO₂注入增加蓄能压裂施工设计参数进行优化研究。通过相态模拟的方法建立了S87-7井的井流物模型,各项实验的回归误差均控制在5%以内,达到了应用的条件。且通过对单井以及井组的蓄能压裂施工参数模拟观察压裂施工效果,对于井间干扰较弱的单井,主缝长越长,次生缝越多表明动用规模越大,开发效果越好,合理的裂缝导流能力在30D·cm左右开发效果最优。对于反九点井网边井合理的缝长在180米左右,角井合理缝长在160米左右开发效果最优,导流能力30D·cm左右开发效果最优。并且优选了九点法井网压裂顺序,对于一个井网单元边井压裂效果要好于角井,同时压裂边井效果最好,边角井同时压裂时应该保证一定的距离,减少井间因压力导致的干扰,最优的压裂方式为同时压裂2口边井和同时压裂3口脚井。优化了S87-13-3井合理的排量和注入量,累产油并没有随着排量和注入量的增加而线性增加,而是有所减缓,排量增大到6m³/min后开发效果反而变差,这是由于二氧化碳蓄能压裂与水力压裂相比具有置换原油的作用,排量和注入量的增大会减弱这种作用,导致开发效果变差,优选87-13-3井合理的注入量应该在600m³左右,合理的排量在4-5m³/min左右。