Pour les réservoirs avec des fractures naturelles développées, la perte de fluide de fracturation pendant le processus de fracturation a une grande influence sur la taille des fractures hydrauliques, la distribution du proppant ainsi que la contamination de la formation. Les modèles actuels de perte de fluide de fracturation tenant compte de l'influence des fractures naturelles ignorent la caractéristique de distribution en grappes des fractures naturelles, ce qui entraîne une limitation du modèle. Une méthode de multiplication par étapes a permis d'établir un modèle de réseau fracturé discret fractal bidimensionnel, représentant raisonnablement la caractéristique de distribution en grappes des fractures naturelles ; en subdivisant les mailles du milieu poreux fracturé, le réseau de fractures a été transformé en modèle homogène effectif anisotrope ; enfin, un modèle de perte de fluide pour réservoir fracturé basé sur le tenseur de perméabilité a été établi. Les résultats montrent que la direction de la zone de fractures naturelles détermine macroscopiquement la direction de la perte de fluide et la propagation de l'onde de pression ; le fluide de fracturation s'infiltre le long des fractures longues, il est conseillé de boucher à l'avance les fractures naturelles sur les parois des fractures hydrauliques lors de l'opération ; la viscosité du fluide influence également la vitesse de perte.

perte de fluide de fracturation;réseau de fractures;distribution en grappes;multiplication par étapes;tenseur de perméabilité