CN113417616B - 陆相致密油藏强化体积改造缝网压裂的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种陆相致密油藏强化体积改造缝网压裂的方法，该陆相致密油藏强化体积改造缝网压裂的方法包括：步骤1、建立含单压裂段的致密油藏全三维水平井压裂地质力学模型，进行水平井密切割优化设计强化改造；步骤2、进行油藏增能渗吸强化改造；步骤3、建立致密油藏区块全三维水平井压裂地质力学模型，进行体积缝网压裂强化改造；步骤4、进行主裂缝簇式支撑高导流压裂强化改造。该陆相致密油藏强化体积改造缝网压裂的方法在体积压裂技术的基础上发展了强化体积改造缝网压裂技术，即在压裂工艺的各个环节充分考虑提高油藏初始产量和最终采收率的工艺手段，实现有效储层改造体积最大化。
Description
技术领域
本发明涉及石油天然气增产技术领域，特别是涉及到一种陆相致密油藏强化体积改造缝网压裂的方法。
背景技术
由于北美地区页岩气改造的巨大成功，体积压裂改造的思想受到全世界广泛关注，水平井分段改造和大规模滑溜水压裂的技术在国内陆相致密油藏改造中得到了广泛应用。体积压裂是通过水力压裂技术使脆性岩石产生剪切滑移，不断沟通天然裂缝***，形成人工裂缝与天然裂缝相互交错的缝网，从而增加有效改造体积，提高初始产量和最终采收率。传统压裂理论模式中的压裂裂缝为双翼对称裂缝，往往以一条主裂缝为主导来实现改善储层的渗流能力，而体积压裂技术产生的水力裂缝不再是单一的张开型裂缝，而是包含剪切、滑移等复杂力学行为的复杂缝网。体积压裂技术采用分段多簇射孔、高排量、大液量、低黏液体材料及技术，实现对天然裂缝***的沟通，使主裂缝的分叉转向形成次生裂缝，在次生裂缝上继续分支形成二级次生裂缝，最终形成包含剪切、滑移、错断等力学行为的复杂缝网。体积压裂技术主要通过造复杂缝网和提高储层渗透率来改善致密储层的渗流能力，其改造机理主要为创造天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，实现储层长、宽、高三维方向的全面改造，其技术思路主要体现在造复杂缝网方面，对其他压裂增透措施和工序未提出理论指导。另外，研究表明天然裂缝和层理是裂缝网络形成的基础条件，人工裂缝需要不断沟通和开启天然裂缝***才能形成复杂缝网。体积压裂技术依赖天然裂缝发育的地层条件作为复杂缝网的形成提供地质环境。陆相致密油藏渗透率低，有效泄油半径小，有些储层如致密砂砾岩储层等，天然裂缝和层理并不发育，增产的关键在于通过多种压裂技术手段改造油藏渗透性能，沟通更大的储集空间，增大基质与裂缝的接触面积，最大限度的释放致密油储层的产能。
多裂缝起裂与扩展路径受储集层非均质性、地应力场和射孔孔眼相位等因素的影响。如何在确保各簇均衡改造的前提下，增强缝间应力干扰，提高裂缝复杂程度，仍缺乏足够的理论支撑和压裂施工经验。对于如何实现水平井密切割压裂各簇均衡改造问题，最大限度地提高有效储层改造体积，需要从多裂缝扩展机理进行分析。多裂缝之间的相互干扰及其对裂缝形态的控制，是现场压裂效果理想与否的关键。通过对页岩气储层水平井分段多簇压裂过程中单压裂段内的多个压裂簇之间存在的相互干扰规律的大量实践认知，认为簇间距是影响缝间干扰的最主要因素，压裂过程中适当增大压裂液排量对于得到长宽缝较为有利。从多指标、多角度对水平井密切割压裂裂缝干扰程度进行量化计算，借助可重复性操作的数值模拟手段对施工工艺参数进行校核，有助于增加簇间应力干扰，提高裂缝复杂程度和储层改造体积，保障压裂改造效果。通过水平井体积压裂方式打开渗流通道，在毛细管力作用下，注入流体与基质中原油发生渗吸置换，在天然压力或机械举升的作用下，通过较高渗流能力的裂缝，将原油送到地面。压裂后裂缝为主要渗流通道，基质为主要的储油空间，而由于裂缝和基质间物性差异矛盾，常导致裂缝边缘高度水淹，而基质内原油难以采出，所以将渗吸机理与压裂技术相结合对致密油藏开发具有重大的指导意义。致密油藏大规模压裂，依靠工艺参数(排量、粘度和施工规模等)、施工工序、支撑剂参数等施工条件的科学配合。对于致密油藏，尤其是天然裂缝欠发育的致密储层，施工工艺参数之间的高效配比以及科学有效的泵注工序是实现体积压裂的必要手段。支撑剂能够在水力裂缝中沉积排列后支撑裂缝；增大孔隙度，提高渗透率，使裂缝具有较高的导流能力。通过优化支撑剂泵注程序和相关技术参数，形成簇式支撑高导流主裂缝，有助于扩大油流通道，减少流体的流动阻力，达到增产目的。
陆相致密油藏具有低孔、低渗、非均质性强和有效泄油半径小等特征，为了能够高效实现设计目标，真正提高缝控储量和有效改造体积，需要从压裂施工的各个阶段着手强化体积改造缝网。借助数值模拟手段，在压裂施工之前通过对单段相邻射孔簇多裂缝干扰以及水平井大规模压裂施工过程所涉及的关键施工工艺和技术参数进行优化分析，提高体积缝网复杂性，增大有效储层改造体积。在压裂之前或压裂施工过程中，注入渗吸液和CO2，增加渗吸替油量，提高地层能量和孔隙压力，进一步改善体积缝网压裂效果。在压裂施工过程中，采用簇式支撑高导流压裂技术，提高储层导流能力。压裂结束后合理设计焖井时间实现渗吸液最大渗吸替油量、避免渗吸介质返排浪费，同时增加裂缝周围应力扩散距离，提高体积压裂缝网带宽。
在申请号：201710476807.6的中国专利申请中，涉及到一种砂砾岩体油藏的直井缝网压裂的适应性评价方法、砂砾岩体油藏的直井缝网压裂方法，砂砾岩体油藏的直井缝网压裂的适应性评价方法，包括：确定砂砾岩体油藏的直井的岩石脆性矿物比例、岩石脆性指数、水平应力差异系数、地层天然裂缝发育状况；当所述岩石脆性矿物比例≥40％、岩石脆性指数≥40％、水平应力差异系数≤0.25、地层天然裂缝发育状况为总体较为发育时，砂砾岩体油藏的直井具备缝网压裂的地质条件；判断地层天然裂缝发育状况为总体较为发育，包括以下条件：a)裂缝发育程度大于岩石完整性系数；b)岩石稳定性系数小于等于3；c)岩石剩余剪应力大于等于0；d)岩石破裂率大于等于0.25。该专利针对砂砾岩体油藏开展可压性评价，筛选具备直井缝网压裂的层段，进而优选压裂施工泵序、施工参数及暂堵剂等缝网压裂工艺参数，增加缝内净压力，强制裂缝转向，形成缝网***；仅考虑了压裂改造工艺技术优化，未有效考虑渗吸增能和提高裂缝导流能力，虽能提高裂缝复杂性，但难以大幅度提高产能。
为此我们发明了一种新的陆相致密油藏强化体积改造缝网压裂的方法，解决了以上技术问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种用以优化陆相致密油藏体积压裂缝网改造和全方位提高储层渗透率，进而提高产能的陆相致密油藏强化体积改造缝网压裂的方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：陆相致密油藏强化体积改造缝网压裂的方法，该陆相致密油藏强化体积改造缝网压裂的方法包括：步骤1、建立含单压裂段的致密油藏全三维水平井压裂地质力学模型，进行水平井密切割优化设计强化改造；步骤2、进行油藏增能渗吸强化改造；步骤3、建立致密油藏区块全三维水平井压裂地质力学模型，进行体积缝网压裂强化改造；步骤4、进行主裂缝簇式支撑高导流压裂强化改造。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
在步骤1中，根据陆相致密油藏区块地质资料和测井数据，建立含单压裂段的致密油藏全三维水平井压裂地质力学模型，设置几何参数、地质力学参数和内外边界条件这些参数，开展单段相邻射孔簇不同缝间距下压裂裂缝的起裂扩展与应力干扰过程数值模拟。
在步骤1中，在确定几何尺寸确定时，为消除边界效应的影响，在实际压裂区块周围预留一定距离，以此确定模型尺寸。
在步骤1中，在确定地质力学参数时，根据油藏地质资料、连续测井数据以及实际取芯的室内测试结果获取地层岩石力学参数。
在步骤1中，在确定模型边界条件时，根据实际区块的原始地应力数据，在模型边界施加地应力；在模型中沿水平井井迹、选择任意一段的各簇射孔的设计位置，施加定流量边界条件，流量大小取值为压裂施工设计参数。
在步骤2中，体积压裂施工前，根据实际储层物性、地应力及岩体力学参数这些资料设计增能渗吸注入方案，预先注入大量CO2和渗吸液，补充地层能量的同时驱替孔隙中的原油，提高缝控储量；体积压裂施工结束后，根据渗吸速度、渗吸液注入量及压裂改造规模，确定最佳焖井时间。
在步骤2中，渗吸液的注入排量及用量根据致密油孔吼特征及体积缝网规模优化，满足渗吸液渗吸距离及微裂缝造缝排量要求；在油藏改造过程中将渗吸液注入油藏中与油藏中基质充分作用，达到提高原油剥离效率、改善润湿性并增强渗吸的作用。
在步骤2中，依据致密油地层压力及原油特性设计CO2的注入排量及用量，满足CO2增能降粘要求。
在步骤2中，进行水平井地质力学模型压裂过程模拟，计算时长和总液量为压裂施工设计参数；通过多次模拟压裂裂缝的起裂扩展与应力干扰过程，优化单段簇数、簇间距、射孔数，以多簇裂缝均匀扩展且单段控油体积最大为最佳。
在步骤2中，充分考虑渗吸液渗吸速率，通过合理设计焖井时间，实现渗吸液最大渗吸替油量、避免渗吸介质返排浪费。
在步骤3中，建立致密油藏区块全三维水平井压裂地质力学模型，开展不同地质条件和施工参数下的体积缝网压裂模拟，确定体积缝网压裂过程中的最优施工排量、粘度、泵注工序和支撑剂粒径这些压裂改造施工工艺参数。
在步骤3中，通过开展多次数值模拟，优化施工排量、液体粘度、体积压裂泵注工序以及支撑剂粒径和砂比，造体积缝网，确定最佳的压裂施工工艺及参数；压裂施工工艺采用变排量变粘度压裂手段，根据油藏地质资料和地层物理力学性质，拟定多个压裂施工工序并输入计算模型进行模拟，优选储层改造体积最大的施工工艺方案。
在步骤3中，通过体积压裂参数优化，提高缝内净压力，使裂缝发生剪切、滑移，形成剪切缝-微裂缝-分支缝复杂裂缝网络，优化支撑剂毫米级、微米级粒径，充填不同尺度裂缝网络，提高有效改造体积。
在步骤4中，主加砂阶段通过脉冲式加砂，纤维聚砂成簇，改变支撑剂在裂缝内的铺置形态；优化支撑剂粒径、砂比，增大裂缝复杂程度；压裂液边造缝、边充填，形成簇式支撑高导流主裂缝，提高裂缝的综合导流能力和有效缝长。
在步骤4中，优化支撑剂簇直径、脉冲时间、纤维加入比例、主裂缝泵注程序，交替泵注纯液和砂浆，纤维聚砂成簇，压裂液边造缝、边充填，形成簇式支撑高导流主裂缝。
本发明中的陆相致密油藏强化体积改造缝网压裂的方法，针对陆相致密油藏地质和工程甜点，采用密切割水平井压裂工艺、渗吸增能、体积缝网压裂改造和簇式支撑高导流压裂等多技术手段综合压裂增透措施实现设计目标，建立一种易于实施、可重复性操作、切实有效的方法来实现对致密油藏的强化体积改造，能够有效强化致密油藏体积改造缝网，真正提高有效储层改造体积。
本发明借助数值模拟手段，在压裂施工之前通过对单段相邻射孔簇多裂缝干扰以及水平井大规模压裂施工过程所涉及的关键施工工艺和技术参数进行优化分析，提高体积缝网复杂性，增大有效储层改造体积。在压裂之前或压裂施工过程中，注入渗吸液和CO2，增加渗吸替油量，提高地层能量和孔隙压力，进一步改善体积缝网压裂效果。在压裂施工过程中，采用簇式支撑高导流压裂技术，提高储层导流能力。压裂结束后合理设计焖井时间实现渗吸液最大渗吸替油量、避免渗吸介质返排浪费，同时增加裂缝周围应力扩散距离，提高体积压裂缝网带宽。本发明从多裂缝形态控制、注入渗吸液驱替增能和高效支撑裂缝等角度着手，整合多裂缝干扰模拟优化、渗吸增能、施工工艺和参数优化以及簇式支撑高导流压裂等压裂技术手段，在体积压裂技术的基础上发展了强化体积改造缝网压裂技术，即在压裂工艺的各个环节充分考虑提高油藏初始产量和最终采收率的工艺手段，实现有效储层改造体积最大化。
附图说明
图1为本发明的陆相致密油藏强化体积改造缝网压裂的方法的一具体实施例的流程图；
图2为本发明的一具体实施例中含单压裂段的致密油藏全三维水平井压裂地质力学模型的示意图；
图3为本发明的一具体实施例中致密油藏区块全三维水平井压裂地质力学模型的示意图。
具体实施方式
应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作和/或它们的组合。
为了使得本领域技术人员能够更加清楚地了解本发明的技术方案，以下将结合具体的实施例详细说明本发明的技术方案。
下述实施例中所涉及的仪器、试剂、材料等，若无特别说明，均为现有技术中已有的常规仪器、试剂、材料等，可通过正规商业途径获得。下述实施例中所涉及的实验方法，检测方法等，若无特别说明，均为现有技术中已有的常规实验方法，检测方法等。
如图1所示，图1为本发明的陆相致密油藏强化体积改造缝网压裂的方法的流程图。
步骤101、水平井密切割优化设计强化改造：根据陆相致密油藏区块地质资料和测井数据，建立含单压裂段的致密油藏全三维水平井压裂地质力学模型，设置几何参数、地质力学参数和内外边界条件等参数，开展单段相邻射孔簇不同缝间距下压裂裂缝的起裂扩展与应力干扰过程数值模拟。
致密油藏全三维水平井压裂地质力学模型包括几何尺寸、地质力学参数、模型内外边界条件等。几何尺寸确定：为消除边界效应的影响，在实际压裂区块周围预留一定距离，以此确定模型尺寸。地质力学参数确定：根据油藏地质资料、连续测井数据以及实际取芯的室内测试结果获取地层岩石力学参数。模型边界条件：根据实际区块的原始地应力数据，在模型边界施加地应力；在模型中沿水平井井迹、选择任意一段的各簇射孔的设计位置，施加定流量边界条件，流量大小取值为压裂施工设计参数。
步骤102、油藏增能渗吸强化改造：体积压裂施工前，根据实际储层物性、地应力及岩体力学参数等资料设计增能渗吸注入方案，预先注入大量CO2和渗吸液，补充地层能量的同时驱替孔隙中的原油，提高缝控储量；体积压裂施工结束后，根据渗吸速度、渗吸液注入量及压裂改造规模，确定最佳焖井时间。
渗吸液的注入排量及用量根据致密油孔吼特征及体积缝网规模优化，满足渗吸液渗吸距离及微裂缝造缝排量要求。在油藏改造过程中将渗吸液注入油藏中与油藏中基质充分作用，达到提高原油剥离效率、改善润湿性并增强渗吸的作用。
依据致密油地层压力及原油特性设计CO2的注入排量及用量，满足CO2增能降粘要求。CO2的注入可以增加地层能量、增加渗吸替油量，又可增大孔隙压力、改善体积压裂的压裂效果、提高油藏采收率；
采用三维水力压裂模拟程序RFPA3D进行水平井地质力学模型压裂过程模拟，计算时长和总液量为压裂施工设计参数。通过多次模拟压裂裂缝的起裂扩展与应力干扰过程，优化单段簇数、簇间距、射孔数，以多簇裂缝均匀扩展且单段控油体积最大为最佳。
充分考虑渗吸液渗吸速率，通过合理设计焖井时间，实现渗吸液最大渗吸替油量、避免渗吸介质返排浪费。适当增加焖井时间，可增加裂缝周围应力扩散距离，提高体积压裂缝网带宽
步骤103、体积缝网压裂强化改造：建立致密油藏区块全三维水平井压裂地质力学模型，开展不同地质条件(地应力、脆性)和施工参数(排量、液量、粘度)下的体积缝网压裂模拟，确定体积缝网压裂过程中的最优施工排量、粘度、泵注工序和支撑剂粒径等压裂改造施工工艺参数。
通过开展多次数值模拟，优化施工排量、液体粘度、体积压裂泵注工序以及支撑剂粒径和砂比等，造体积缝网，确定最佳的压裂施工工艺及参数。压裂施工工艺采用变排量变粘度压裂手段，根据油藏地质资料和地层物理力学性质，拟定多个压裂施工工序并输入计算模型进行模拟，优选储层改造体积最大的施工工艺方案。
通过体积压裂参数优化，提高缝内净压力，使裂缝发生剪切、滑移，形成剪切缝-微裂缝-分支缝复杂裂缝网络，优化支撑剂毫米级、微米级粒径，充填不同尺度裂缝网络，提高有效改造体积。
步骤104、主裂缝簇式支撑高导流压裂强化改造：主加砂阶段通过脉冲式加砂，纤维聚砂成簇，改变支撑剂在裂缝内的铺置形态；优化支撑剂粒径、砂比，增大裂缝复杂程度。压裂液边造缝、边充填，形成簇式支撑高导流主裂缝，提高裂缝的综合导流能力和有效缝长。
优化支撑剂簇直径、脉冲时间、纤维加入比例、主裂缝泵注程序，交替泵注“纯液”和“砂浆”，纤维聚砂成簇，压裂液边造缝、边充填，形成簇式支撑高导流主裂缝。
在应用本发明的一具体实施例中，包括了以下步骤：
步骤一，本实施例利用数值模拟软件RFPA建立含单压裂段的致密油藏全三维水平井压裂地质力学模型，如图2所示。模型几何尺寸：选定模型在最大水平主应力方向及最小水平主应力方向的几何尺寸分别为100m，垂直地应力方向(Z方向)的尺寸是以水平井井迹为中心、上下各增加50m。地质力学参数确定：根据油藏地质资料、连续测井数据以及实际取芯的岩心岩石力学试验测试数据，具体地质力学参数：储层的弹性模量25GPa、泊松比0.22、内聚力19MPa、内摩擦角30°、抗拉强度3MPa、孔隙度12％、渗透率0.1mD。隔层的弹性模量35GPa、泊松比0.20、内聚力25MPa、内摩擦角35°、抗拉强度4MPa、孔隙度7％、渗透率0.6mD。模型外边界条件：最大水平主应力σH＝55MPa、最小水平主应力σh＝48MPa、垂直主应力σV＝65MPa，将三个方向的地应力分别施加在模型的六个面；在模型中沿水平井井迹、选择其中一段的两簇射孔为对象，施加定流量边界条件，流量大小取值为8m3/min，簇间距取值10～30m。
步骤二、体积压裂施工前，根据实际储层物性、地应力及岩体力学参数等资料设计增能渗吸注入方案，预先注入310m3 CO2和120m3渗吸液，补充地层能量的同时驱替孔隙中的原油；体积压裂施工结束后，根据渗吸速度、渗吸液注入量及压裂改造规模，确定最佳焖井时间为7天。
步骤三，本实施例利用数值模拟软件RFPA建立致密油藏区块全三维水平井地质力学模型，如图3所示。模型几何尺寸：选定模型在最大水平主应力方向及最小水平主应力方向的几何尺寸分别为100m，垂直地应力方向(Z方向)的尺寸是以水平井井迹为中心、上下各增加50m。地质力学参数同步骤一。压裂过程模拟计算时长75min，总液量750m3。通过多次模拟压裂裂缝的起裂扩展与应力干扰过程。以多簇裂缝均匀扩展且单段控油体积最大为最佳，优化后的单段簇数为4、簇间距为22m、射孔数为5。优化后的施工工序为(排量7m3/min、粘度84mPa·s、施工时间25min)—(排量9m3/min、粘度3mPa·s、施工时间25min)—(排量14m3/min、粘度23mPa·s、施工时间25min)，总液量750m3，支撑剂粒径为40/70目。
步骤四、实际压裂施工过程中，采用主裂缝簇式支撑高导流压裂改造技术，主加砂阶段通过脉冲式加砂，纤维聚砂成簇，改变支撑剂在裂缝内的铺置形态；优化支撑剂粒径、砂比，增大裂缝复杂程度。压裂液边造缝、边充填，形成簇式支撑高导流主裂缝，提高裂缝的综合导流能力和有效缝长。
采用本发明比相邻井段常规水平井压裂有效储层改造体积增加约16％，初始产能提高23％。
上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。
Claims (11)
1.陆相致密油藏强化体积改造缝网压裂的方法，其特征在于，该陆相致密油藏强化体积改造缝网压裂的方法包括：
步骤1、建立含单压裂段的致密油藏全三维水平井压裂地质力学模型，进行水平井密切割优化设计强化改造；
步骤2、进行油藏增能渗吸强化改造；
步骤3、建立致密油藏区块全三维水平井压裂地质力学模型，进行体积缝网压裂强化改造；
步骤4、进行主裂缝簇式支撑高导流压裂强化改造；
在步骤1中，根据陆相致密油藏区块地质资料和测井数据，建立含单压裂段的致密油藏全三维水平井压裂地质力学模型，设置几何参数、地质力学参数和内外边界条件这些参数，开展单段相邻射孔簇不同缝间距下压裂裂缝的起裂扩展与应力干扰过程数值模拟；
在步骤2中，体积压裂施工前，根据实际储层物性、地应力及岩体力学参数这些资料设计增能渗吸注入方案，预先注入大量CO2和渗吸液，补充地层能量的同时驱替孔隙中的原油，提高缝控储量；体积压裂施工结束后，根据渗吸速度、渗吸液注入量及压裂改造规模，确定最佳焖井时间；
在步骤3中，建立致密油藏区块全三维水平井压裂地质力学模型，开展不同地质条件和施工参数下的体积缝网压裂模拟，确定体积缝网压裂过程中的最优施工排量、粘度、泵注工序和支撑剂粒径这些压裂改造施工工艺参数；
在步骤4中，主加砂阶段通过脉冲式加砂，纤维聚砂成簇，改变支撑剂在裂缝内的铺置形态；优化支撑剂粒径、砂比，增大裂缝复杂程度；压裂液边造缝、边充填，形成簇式支撑高导流主裂缝，提高裂缝的综合导流能力和有效缝长。
2.根据权利要求1所述的陆相致密油藏强化体积改造缝网压裂的方法，其特征在于，在步骤1中，在确定几何尺寸确定时，为消除边界效应的影响，在实际压裂区块周围预留一定距离，以此确定模型尺寸。
3.根据权利要求1所述的陆相致密油藏强化体积改造缝网压裂的方法，其特征在于，在步骤1中，在确定地质力学参数时，根据油藏地质资料、连续测井数据以及实际取芯的室内测试结果获取地层岩石力学参数。
4.根据权利要求1所述的陆相致密油藏强化体积改造缝网压裂的方法，其特征在于，在步骤1中，在确定模型边界条件时，根据实际区块的原始地应力数据，在模型边界施加地应力；在模型中沿水平井井迹、选择任意一段的各簇射孔的设计位置，施加定流量边界条件，流量大小取值为压裂施工设计参数。
5.根据权利要求1所述的陆相致密油藏强化体积改造缝网压裂的方法，其特征在于，在步骤2中，渗吸液的注入排量及用量根据致密油孔喉 特征及体积缝网规模优化，满足渗吸液渗吸距离及微裂缝造缝排量要求；在油藏改造过程中将渗吸液注入油藏中与油藏中基质充分作用，达到提高原油剥离效率、改善润湿性并增强渗吸的作用。
6.根据权利要求1所述的陆相致密油藏强化体积改造缝网压裂的方法，其特征在于，在步骤2中，依据致密油地层压力及原油特性设计CO2的注入排量及用量，满足CO2增能降粘要求。
7.根据权利要求1所述的陆相致密油藏强化体积改造缝网压裂的方法，其特征在于，在步骤2中，进行水平井地质力学模型压裂过程模拟，计算时长和总液量为压裂施工设计参数；通过多次模拟压裂裂缝的起裂扩展与应力干扰过程，优化单段簇数、簇间距、射孔数，以多簇裂缝均匀扩展且单段控油体积最大为最佳。
8.根据权利要求1所述的陆相致密油藏强化体积改造缝网压裂的方法，其特征在于，在步骤2中，充分考虑渗吸液渗吸速率，通过合理设计焖井时间，实现渗吸液最大渗吸替油量、避免渗吸介质返排浪费。
9.根据权利要求1所述的陆相致密油藏强化体积改造缝网压裂的方法，其特征在于，在步骤3中，通过开展多次数值模拟，优化施工排量、液体粘度、体积压裂泵注工序以及支撑剂粒径和砂比，造体积缝网，确定最佳的压裂施工工艺及参数；压裂施工工艺采用变排量变粘度压裂手段，根据油藏地质资料和地层物理力学性质，拟定多个压裂施工工序并输入计算模型进行模拟，优选储层改造体积最大的施工工艺方案。
10.根据权利要求1所述的陆相致密油藏强化体积改造缝网压裂的方法，其特征在于，在步骤3中，通过体积压裂参数优化，提高缝内净压力，使裂缝发生剪切、滑移，形成剪切缝-微裂缝-分支缝复杂裂缝网络，优化支撑剂毫米级、微米级粒径，充填不同尺度裂缝网络，提高有效改造体积。
11.根据权利要求1所述的陆相致密油藏强化体积改造缝网压裂的方法，其特征在于，在步骤4中，优化支撑剂簇直径、脉冲时间、纤维加入比例、主裂缝泵注程序，交替泵注纯液和砂浆，纤维聚砂成簇，压裂液边造缝、边充填，形成簇式支撑高导流主裂缝。
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