裂缝性致密砂岩油气藏储层物性差、基质渗透率较低,天然裂缝的有效激活能大幅度提高油气产能,但常规改造方法难以大幅度激活天然裂缝,改造体积有限,储层动用不足。暂堵转向压裂技术可利用暂堵剂在缝内形成架桥封堵,从而提升缝内净压力,促使开启更多天然裂缝,增加储层改造体积,大幅度提高单井产量。本文基于经典的水力裂缝与天然裂缝相交准则,给出了四种相交模式临界压力计算模型,进一步建立了两种缝内暂堵所需封堵强度的计算方法,并编制了相应的软件,便于现场应用。基于水力压裂数值模拟相关基础理论,建立了裂缝性储层暂堵转向有限元模型,研究了多种因素对缝内暂堵转向过程的影响规律。针对库车前陆深层裂缝性砂岩气藏储层,基于本文数值模拟研究,得到以下结论:逼近角由50°增加至90°,天然裂缝开启总面积减小了17.28%;天然裂缝胶结强度由4 MPa增加到10 MPa,开启的天然裂缝上下分支最大缝宽分别减小了0.55%和13.21%;水平主应力差从10 MPa增加到16 MPa,开启的天然裂缝上下分支最大缝宽分别减小了15.08%和22.84%;相同注液量下,注入速率由0.001 m~2/s增加到0.002 m~2/s,天然裂缝上下分支最大缝宽分别增加了13.62%和11.68%。说明逼近角越小、水平主应力差越小、天然裂缝胶结强度越小、压裂液注液速率越大,水力裂缝暂堵后越容易沟通开启天然裂缝。研究结果对深入认识裂缝性储层缝内暂堵转向机理及指导现场应用都具有重要的意义。