哈萨克斯坦 S 油田目的层主要为中侏罗统DoShan 组 J2ds层，平均孔隙度 17.4%，平均渗透率0.8×10-3μm2，为中孔、低渗储层，油井多采用压裂方式投产，增产措施效果较好，但是在油藏数值模拟工作中，压裂油井的生产历史拟合精度低，油井压裂规模优化效果差仍是需解决的难题。目前国内外多采用等效裂缝的方法［1-3］、局部网格加密技术［4-6］或PEBI网格模拟技术［7-9］来实现压裂井生产历史拟合及压裂规模的优化，但这些方法实现起来比较繁琐，一是操作复杂，二是模拟精度低。应用新型油藏数值模拟软件 tNavigator 的水力压裂功能［10］，根据实际压裂施工参数，直接模拟裂缝导流能力随闭合压力的变化，建立油藏整体压裂缝数值模型，提高了压裂油井的拟合精度，优化了合理的裂缝半长，确定了反九点井网的合理井距，为低渗透油藏的整体压裂优化提供了一种新的研究手段。
1、软件介绍
tNavigator 油藏数值模拟软件能够根据实际压裂施工的裂缝长度、裂缝高度、裂缝方位角及裂缝倾角建立静态裂缝模型［10］（见图 1），结合支撑剂的性质，确定裂缝导流能力随裂缝闭合压力的关系［11-13］，建立动态裂缝模型（见图 2），把裂缝当作井的一部分模型，动态模拟支撑剂随时间的污染损坏和流失以及裂缝随压力变化的开启和闭合［10］。
图1 tNavigator软件压裂模型示意图
图2 石英砂与陶粒的导流能力对比图
2、应用实例
2.1、建立压裂模型
为建立压裂数值模型，首先统计出压裂井的施工参数（见表1），压裂施工参数包括裂缝半长、裂缝高度（压裂跨度）、无因次导流能力和地层渗透率。
表1 S油田压裂参数统计表
以 NN10井为例，该井闭合压力为 30 MPa时，无因次裂缝导流能力为6.47，地层渗透率2.6 mD，裂缝半长为60m，根据式1和式2，计算裂缝导流能力Cf为1009.32mD·m。
根据不同陶粒铺砂浓度下的导流能力图版［13］，由于不同铺砂浓度下的裂缝导流能力随闭合压力变化曲线相似，因此将铺砂浓度为9.75 kg/m2下的导流能力随闭合压力变化曲线平移过NN10井实测点（30 MPa，1009.32 mD·m），从而间接得到铺砂浓度为11.42kg/m2的NN10井裂缝导流能力随闭合压力的变化曲线（图3）。
NN10井裂缝宽度为 0.669 cm，根据 Cf=Kf×b，计算得到不同闭合压力下的裂缝等效渗透率（图3），输入到tNavigator数值软件中，再输入压裂井的压裂层位、裂缝倾角、裂缝半长、裂缝宽度等参数，建立了NN10井的压裂模型。
图3 NN10井（陶粒）裂缝导流能力随闭合压力的变化曲线
2.2、压裂数值模拟
（1）压裂模拟功能对历史拟合的影响
