在非常规油气和部分地热资源开发中，储层渗透率通常较低，流体难以自然流入井筒。水力压裂通过高压注入形成裂缝，为流体提供流动通道，但压力释放后，裂缝容易在地应力作用下闭合。一旦裂缝闭合或导流通道受阻，产量会快速下降，导致压裂投入难以转化为长期收益。 裂缝能否保持稳定并维持流体流动，关键在于支撑剂填充层的微观孔隙结构是否合理。传统工程中常以孔隙率作为评价标准，但实际表明，相同的孔隙率未必带来相同的导流能力。真正影响导流性能的因素包括：喉道最小尺寸是否形成瓶颈、孔隙间的连通性是否充足，以及流体路径是否过于曲折。此外，地层条件差异显著：在高闭合压力或软岩地层中，支撑剂可能嵌入岩层，导致喉道收缩；在硬岩或高应力条件下，支撑剂破碎产生的细粉容易堵塞孔隙。流体性质同样影响需求——高黏度原油需要更大的喉道以减少流动阻力，而天然气等低黏度流体则更依赖均匀的孔径分布和稳定的流动路径，以避免局部扰动和效率损失。 导流能力不足会直接影响压裂增产效果，表现为初期高产难以维持、产量递减加快、重复改造需求增加，最终推高单位产量成本并影响开发的经济性。对水井、油井和气井来说，裂缝导流稳定性还涉及地层压力恢复、产出水管理及井筒安全等关键生产环节，是影响整体开发效果的基础性问题。 针对该问题，业内提出以“约翰逊支撑格栅”模型为基础，将支撑剂层视为规则化的三维网格，重点优化孔隙结构参数，从宏观指标转向微观结构控制。具体措施包括：一是优化喉道尺寸分布，避免最小喉道成为流动瓶颈；二是提高孔隙连通性，增加分流路径以增强抗堵塞能力；三是降低流路曲折度，使流体流动更高效、压降更可控。工程实践中需结合多参数优化：根据储层流体性质确定孔隙网络目标（高黏度流体侧重通道尺寸和连续性，低黏度流体注重均匀性和稳定性）；根据地层力学特性调整支撑剂的抗嵌入、抗破碎能力；采用粒径级配策略，以大颗粒构建主通道骨架，小颗粒填充孔隙以增强结构稳定性，减少高压下的孔隙塌陷和细粉堵塞风险。通过“材料—结构—工况”协同设计，目标是构建适应地质条件的稳定孔隙网络。 随着非常规资源开发向深层、致密和高应力环境拓展，以及地热等新能源规模化开发，对压裂长期导流能力的要求将更提高。以孔隙结构为核心的评价与设计方法，有望推动支撑技术从经验选材转向精细化工程路径。未来研究将更注重现场数据验证，通过试验和监测分析孔隙结构对产能的影响，并形成适用于不同井型和工况的适配准则，为提升单井产量、降低成本提供支持。
压裂改造的成功不仅在于能否形成裂缝，更在于能否构建长期稳定的地下导流网络。从宏观孔隙率转向微观孔隙结构优化，并结合流体特性和地层条件进行适配设计，有助于将支撑层从“简单填充”升级为“精准设计”，为油气和地热资源的高效开发提供更可靠的工程保障。