我国致密油气资源十分丰富,已成为国内能源供应的重要组成部分。目前国内外针对裂缝性致密油气藏开发通常采用缝内暂堵转向压裂技术以形成复杂裂缝网络,沟通近井区域油气富集带,改善油气渗流通道。该工艺技术的现场应用范围较广,但具体适用条件尚未明确,暂堵剂的加入类型、加入时机、加入量难以确定,压裂施工参数难以优化。基于上述问题,本文将开展缝内暂堵条件下裂缝扩展规律研究,为现场缝内暂堵转向压裂设计的选井选层、暂堵参数优选以及压裂参数优化提供有效指导。本文基于暂堵条件下裂缝扩展的物理背景,首先建立了综合考虑裂缝内流体流动、裂缝诱导应力场、水力裂缝扩展准则以及诱导应力作用下非正交天然裂缝开启准则的暂堵条件下裂缝扩展模型;然后通过将L-M方法和Gauss-Seidel方法相结合实现了对流体流动场和岩体应变场的耦合求解,并验证了模型的准确性和可靠性;最后依据施工流程,分别分析了暂堵前水力裂缝扩展规律、暂堵后天然裂缝开启规律、以及暂堵后单级和多级天然裂缝进一步延伸规律。暂堵前水力裂缝扩展形态为一对称双翼缝,延伸方向为最大水平主应力方向,水力裂缝扩展过程中对周围岩体所产生的诱导应力场主要受到地层杨氏模量、裂缝高度和液体粘度所影响,地层杨氏模量越高、压裂液粘度越高、储层厚度越小,水力裂缝所产生的诱导应力值越大。暂堵后水力裂缝两侧天然裂缝的开启方向主要受天然裂缝逼近角影响。当逼近角小于90°时,上侧天然裂缝更容易开启,反之则下侧天然裂缝更容易开启;同侧天然裂缝的优势开启方向还受到天然裂缝所在位置影响。天然裂缝的开启范围主要受水平主应力差、逼近角以及暂堵突破压力影响,水平主应力差越小、逼近角越大、暂堵突破压力越高,能够被开启的天然裂缝区域范围也就越大。暂堵后初级天然裂缝扩展路径将逐渐沿最大水平主应力方向发生偏转,并逐级开启裂缝性储层中的次级天然裂缝,导致裂缝网络整体仍倾向于沿最大水平主应力方向延伸;受水力裂缝诱导应力场作用,在天然裂缝初始扩展阶段缝内流体压力将始终保持降低趋势,直至延伸较长距离或与次级天然裂缝相遇;裂缝扩展过程中的流体压降主要发生在未转向天然裂缝部分,未转向天然裂缝宽度也明显低于转向天然裂缝和水力裂缝;影响暂堵条件下天然裂缝扩展过程的主要因素为水平主应力差、天然裂缝位置、天然裂缝角度以及水力裂缝暂堵时机和暂堵长度。本论文深入分析了裂缝性储层缝内人工暂堵条件下天然裂缝开启方向、开启范围以及单级和多级天然裂缝扩展过程,明确了影响天然裂缝扩展的主要因素,为现场缝内暂堵转向压裂技术应用提供了一定理论支持。