页岩油气、致密油气等非常规油气藏储层物性差，空气渗透率小于0.1mD，孔隙度小于10%，油气流动能力极差，因此通常采用压裂的方式在储层中形成裂缝网络以实现经济开发，而缝内暂堵转向是增强裂缝网络复杂程度的重要手段。缝内暂堵转向压裂是指在水力压裂形成裂缝后，通过加入纤维等暂堵剂，暂堵剂在裂缝内形成高阻力暂堵带，增加缝内净压力，迫使在新的方向开启新的裂缝，扩大水力裂缝的改造范围，如图1所示。

为了研究暂堵转向压裂的转向起裂条件以及暂堵转向压裂裂缝扩展规律，研究者基于大尺寸真三轴压裂设备建立了暂堵转向压裂物理模拟装置及实验方法，该装置示意图如图2所示，主要部件有岩样加载腔（放置岩样）、井筒（内置于岩样）、中间容器（盛装暂堵剂和携带液的容器）、压力加载系统（加载三轴应力和注入压力）以及数据采集系统。岩样加载腔可放置30cm×30cm×30cm或40cm×40cm×40cm的岩样；压力加载系统可针对试件进行三向应力加载，加载过程采用变频加载技术，通过液压缸快速起压，随后通过控制面板进行精确加压，且能够实现对压力的实时跟踪；注入系统采用恒速恒压泵连续供液方式，最大排量可达到500mL/min；数据采集系统可以采集注入压力和排量等数据。

研究者以高粘度胍胶作为压裂液，100目的纤维颗粒球作为暂堵剂，泵注过程中分2段泵入，排量均为300mL/min，第1段泵入压裂液，压开岩样形成裂缝，然后再泵入混有暂堵剂的暂堵液，当纤维颗粒进入裂缝内形成高阻力带，憋起高压，从而使裂缝在新位置起裂扩展，以此来实现缝内暂堵转向压裂。为了分析缝内暂堵转向压裂后的裂缝形态，研究者还采用高精度CT扫描技术对压后裂缝形态进行重构。

分别设置水平应力差为6MPa、9MPa及12MPa进行实验，可以看到三组实验均实现了暂堵转向，且暂堵后憋起的压力均能达到15MPa以上，从CT扫描结果中可以看到，二次裂缝主要是从天然裂缝或层理的位置起裂扩展，整体结果表明裂缝的扩展延伸受天然裂缝影响较大，同时地应力差的影响明显，在较高的地应力差下（12MPa），形成的裂缝复杂程度一般，暂堵压裂后形成T形裂缝；而当地应力差较低时（6MPa），裂缝起裂扩展的随机性更强，在一次裂缝中部多点起裂，形成“树枝状”裂缝，裂缝形态复杂。

研究者还设置了天然裂缝不发育的岩样进行对照实验，实验结果如图4所示，可以看到，在天然裂缝不发育的岩样中，即使加入暂堵剂，憋起了足够高的压力，依然难以二次起裂，仅形成简单双翼缝。

通过以上实验结果并结合理论分析，明确了足够的缝内压力和天然弱面是实现缝内暂堵转向压裂的必要条件，实验条件下，暂堵过程中缝内压力能增加到15MPa以上，且新裂缝基本从天然裂缝或层理位置起裂扩展。而水平应力差对缝内暂堵压裂后的裂缝形态影响显著，高应力差下，裂缝形态单一，改造范围有限；低应力差下，裂缝形态复杂，且改造范围大。以上研究成果为非常规油气藏缝内暂堵转向压裂施工方案设计提供理论依据和指导。