近年来北美致密油产量快速增长,2017年美国页岩油和致密油的总产量已经达到了162.?10~8 bbl,我国致密油勘探开发起步虽然较晚,但其资源潜力巨大。由于致密油储层特殊的低孔低渗性质,压裂液在储层中的渗吸作用已成为研究热门。以渗吸为基础的压后闷井蓄能是致密油开发的一种新措施,在现场实验中进行了尝试并取得较好的效果。但是压后闷井蓄能理念较新,人们对其蓄能机理认识不清,没有掌握蓄能影响规律,所以需要对压后闷井的过程进行深入探究,揭露致密油压后闷井蓄能的增产机理,为现场开采提供借鉴。本文以数值模拟为基础,利用油藏数模软件Petrel RE建立单一压裂段缝网模型和单井区块模型,用以模拟闷井过程中压裂液在储层的流体流动、压力扩散过程。分析压力随闷井时间的变化。同时研究了压裂液量、地层压力、渗透率等因素对蓄能效果的影响。也探究了闷井蓄能效果对产量的影响规律。研究结果表明压后闷井加快了裂缝中的压裂液扩散和压力传播,增强了裂缝-基质间的传压与传质,提高了渗吸速率和渗吸体积,增加了基质孔隙中的流体压力,具有蓄能与助驱作用。平衡压力与波及面积的乘积可表征压后闷井效果;缝网复杂程度、入井液量、压后闷井时间是影响闷井效果的主要因素;合理闷井时间不能由井口压降平衡时间来确定,而是由基质孔隙中压裂液渗吸和原油置换所需时间确定;为提高闷井蓄能效果,可提高人工裂缝复杂性,增大压裂液量和优化压后闷井时间。压后蓄能主要应用于含水饱和度较低,渗吸动力较为充足的储层。最后通过对压后闷井蓄能在现场成功应用的案例分析,说明压后闷井蓄能能够在致密油开采上有明显的效果。同时也利用单井区块模型对实际闷井过程中的井底压力变化进行了拟合。