非常规油气在全球能源中扮演的角色越来越重要。致密砂岩储层作为非常规储层的典型代表，对其实现大规模经济开采一直是能源行业关注的焦点。但致密砂岩通常具有低孔隙度和低渗透率的特点，所以需要在储层中构建人工缝网来增加油气从孔隙向井筒运移的能力。因此研究致密砂岩微裂缝网形成的力学机制至关重要。本文聚焦于以脆性矿物为主的致密砂岩，基于二维离散元法构建了数值模拟模型，模型考虑了多组分矿物特性以及岩石微结构的影响，实现了多种加载方式下的缝网生长模拟。同时，针对当前受困于原位高分辨率观测压裂缝网的难题，搭建了水力压裂在线扫描平台（HFCP），并设计了相应的实验流程和分析方法，探讨了致密砂岩原位水力压裂的一般规律。具体的研究工作如下：
探究了拉应力下岩石缝网生成和扩展机制。采用巴西劈裂的加载方式，研究了岩石模型中心形成微裂缝网的规律。通过实验结果验证了模型的力学性能和缝网生长计算的准确性。并采用局部拉伸模型证明了原生微裂缝具有比微孔更加明显的优先取向效应。随后进一步讨论了原生微裂缝和微孔对模型宏观断裂和应力-应变曲线的影响。计算结果表明孔密度升高会使得岩心发育扭转拉伸裂缝，而裂缝密度升高则没有出现这种现象。在相同的中心拉伸应力下，受优先取向效应影响的原生微裂缝比微孔更容易诱导岩石微裂缝的形成。当裂缝密度超过0.324  或孔密度超过0.041  时，生长微裂缝的数量主要由微缺陷密度控制，此时可以忽略弹簧刚度比的影响。
提出了原位水力压裂实验及结果分析方法。针对在微米CT中观测水力压裂缝网遇到的难点，设计了新的压裂零件、并提出了适配的安装方式和功率调整方案。最终搭建了开展原位水力压裂实验的HFCP，设计了相应的实验流程。利用HFCP开展了致密砂岩水力压裂实验，并在实验过程中实现注入流体压力的全程监测以及缝网图像的后处理。随后基于压裂实验结果讨论了注入速度和围压对流体压力曲线的影响。实验结果表明，在不同围压下，随注入速度的增加，流体的破裂压力和平均裂缝开度都有所升高，但分支裂缝体积分数变化呈现多样化特征。
明确了水力压裂对岩石缝网生成和扩展的影响机制。基于真实岩石的物理性质构建了水力压裂数值模型，模型的加载与室内HFCP压裂实验保持一致。在数值理论解和压裂实验验证的基础上，讨论了缝网生长中的注入速度和围压变化的最优方案。随后在岩石模型中添加原生微裂缝和微孔，比较了两类微缺陷对流体压力曲线、颗粒云图和缝网分布的影响。计算结果表明随着围压升高，破裂压力呈线性增加，而裂缝平均宽度呈指数函数单调减少。当应力系数在0.532-0.572之间时，压裂缝网的分支裂缝面积分数最高。与不同矿物和微裂缝相比，微孔能引起模型内流体压力曲线更强烈的波动以及颗粒位移和应力分布的显著变化。此外，各向应力能改变模型的裂缝生长方向并对缝网分布产生影响。
本文的研究结果有助于压裂施工中进一步控制人工缝网的生长，同时为提高致密砂岩储层油气采收率提供了理论基础。