CN107630686B - 水平井段间交错驱替和渗吸驱油的致密油能量补充方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种水平井段间交错驱替和渗吸驱油的致密油能量补充方法，选取储层并进行分类，将储层分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级，并且按照Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级储层依次进行水平井的部署和开采，该发明提出一种淡化注水井和采油井井别、小井距、小段间距的分段侧向驱替和渗吸驱油相结合的致密油水平井同排连片隔井快速注水补充能量的新方法，解决了人工裂缝之间无法有效提升压力的难题，克服了目前致密油藏水平井开发能量补充难的问题，最大程度的发挥了渗吸驱油的效果。

Description

水平井段间交错驱替和渗吸驱油的致密油能量补充方法

技术领域

本发明涉及油田开发领域，特别涉及致密油水平井开发能量补充的方法，是一种致密油降递减、提累产的提高开发效益的开发方式。

背景技术

随着世界石油供需矛盾的日益突出和优质石油资源的逐渐匮乏，致密油资源的开发已成为我国石油工业发展的新课题，截止2016年底，低渗-致密石油资源量达到4495×10⁸t，占全球石油总资源量的48％。目前水平井+体积压裂自然能量是开发该类油藏的一种常用方式。但无论是国外高压致密油藏(地层压力系数介于1.2-1.5)，还是国内低压致密油藏(地层压力系数介于0.6-0.8)，规模开发试验中都存在的难题是：水平井初期产量较高，但由于没有能量补充，导致水平井产量递减速度快、采收率低，一般3年内产量递减达85％；开发评价期末自然能量采收率仅5％左右。油价处于高位时，还能获得较好的经济效益，在中、低油价下要获得规模效益开发难度很大。

经过近年致密油的开发实践，油田开发工作者形成的共识是采用补充能量开发致密油，实现降低递减和长期稳产的目标，但是如何补充能量，目前还缺乏有效的方式。前期鄂尔多斯盆地长庆油田主要探索了两种致密油能量补充的方式：

第一，传统的采用直井注水(点状注水)较远距离驱替，水平井线状采油的方式，这种方式难以满足致密油水平井体积压裂开发有效能量补充的要求，表现在以下三个方面：一是传统的能量补充方法是固定注水井和采油井的井别，采用直井注水，水平井采油的方式，通过优化注水井和采油井之间的井排距，同时开展主向和侧向驱替，矿场实践已经表明主向的渗流速度是侧向渗流速度的3倍，面临的难题是致密油水平井体积压裂规模较大，缝网比较复杂，物性又差，如果井排距大了，不容易见效，井排距小了，又容易见水；二是致密油水平井开发为了提高水平井初期产量，一般设计水平井水平段较长，采用直井注水时，注水井井数比例小的话，整个注采井网系统的压力保持水平较低，见效很困难，注水井井数的比例较高，又容易见水，经济效益评价较差；三是采用传统的定向井较远距离注水驱替的方式时，由于水平井人工裂缝对注水井水线的屏蔽作用，人工裂缝之间的区域处于准自然能量开发状态，水驱难以波及到，压力保持水平难以提高。总体上存在的问题是：主向容易见水和人工裂缝之间压力难以提升。

第二，水平井本井笼统注水、本井采油的方式。水平井本井笼统注水、本井采油的方式主要采用人工裂缝正对式自然能量开发井网，由于致密储层的非均质性较强，每段人工裂缝的展布形态和导流能力有差异，水平井笼统注水时，注入水优先沿着高渗人工裂缝段注入，导致水平井整体上提升压力难度较大；反而由于个别人工裂缝段的注入水量过大，其他人工裂缝段注入水量过小或者没有实现注入，局部压差较大，容易造成相邻水平井的裂缝性水淹；前期的水平井笼统注水补充能量开发试验已经出现了这样的情况，同时水平井的吸水剖面也显示水平井每段人工裂缝的吸水能力差异较大。采用水平井笼统注水前期也有一定的效果，但提高单井日产油和累产油的幅度不大，需要进一步完善提高。总体上这种能量补充方式存在的问题：一是注水能量补充水平井与相邻水平井、或者注水补充能量水平井不同水平段之间容易形成压差过大，相邻水平井容易发生裂缝性水淹，降低了水驱的利用效率；二是不能保证每段人工裂缝之间都能实现有效能量补充，降低了渗吸驱油的效果。

基于目前致密油藏水平井开发能量补充难的问题，结合致密油研究的新认识：一是致密油大规模水平井体积压裂，入地液量对地层压力有一定的抬升作用；二是人工压裂缝缝分布形态呈现条带状分布；三是致密油渗流实验表明：致密油存在驱替和渗吸两种渗流机理，随着渗透率的降低，渗吸作用增强，驱替作用减弱，但总的来看，驱替的作用要强一些；四是储层缝网越发育渗吸作用越强。本发明提出了一种采用水平井段间交错驱替和渗吸驱油的致密油能量补充方法。

发明内容

本发明的目的是克服目前致密油藏水平井开发能量补充难的问题，提供一种水平井段间交错驱替和渗吸驱油的致密油能量补充方法，针对致密油存在较大启动压力梯度的储层特征、注水采油开发中存在驱替和渗吸的渗流特征，以及水驱侧向驱替速度较慢的开发特征等研究的基础上，结合人工压裂缝分布特征、渗吸驱油效果与缝网关系的研究等成果，提出了从井网部署、注入方式和注水技术政策相互匹配的系统化的致密油降递减、提高累产油的能量补充方式。

本发明的技术方案是提供了一种水平井段间交错驱替和渗吸驱油的致密油能量补充方法，包括如下步骤：

步骤1)选取储层并进行分类，将储层分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级，并且按照Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级储层依次进行水平井的部署和开采；

步骤2)水平井的部署：依次在Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级储层上布置多个水平井，然后在每个水平井的垂直方向上压裂多个人工裂缝，水平井两侧的人工裂缝长度相等，水平井的设置包括选择水平井的方向、水平段长度和井距，人工裂缝的设置包括选择人工裂缝半带长和人工裂缝交错段间距两个因素；

步骤3)依次对Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级储层的水平井进行开采：当水平井采出液量小于水平井人工压裂入地液量时，采油过程依次分为稳产阶段和递减较快阶段两个阶段，采用水平井准自然能量控制压差方法：

所述稳产阶段为前三个月，该阶段保持水平井生产流压大于油藏饱和压力，同时该阶段水平井产量等于水平井压裂改造段数乘以单段平均单井产量，单段平均单井产量在0.8-1.0t/d之间；

所述递减较快阶段在稳产阶段之后，该阶段保持水平井生产流压为油藏饱和压力的2/3，同时该阶段水平井产量等于水平井压裂改造段数乘以单段平均单井产量，单段平均单井产量在0.5-0.8t/d之间；

步骤4)当水平井采出液量大于水平井人工压裂入地液量后，采油进入稳定递减阶段，采用分段无支撑注水补充能量方法，进行第一周期水平井同排连片隔井分段无支撑注水补充能量，选取相邻三口水平井，中间的水平井作为注水井，相邻的两口井作为采油井，向注水井分段注水补充能量，保证三口水平井地层压力提高10％，同时两个采油井关井憋压，注水完后关注水井，当三口水平井压力相同，开始采油，两个采油井先开采，开采15天后注水井再开采，当三口水平井单井日产油小于注水前井组日产油即可停止开采；

步骤5)第一周期水平井同排连片隔井分段无支撑注水补充能量结束后，进行第二周期：将第一周期中的一个采油井转为注水用，该采油井相邻的两口水平井则转为采油用，向该采油井分段注水补充能量，保证三口水平井地层压力提高10％，同时相邻的两口水平井关井憋压，注水完后关闭该采油井，当三口水平井压力相同，开始采油，相邻的两口水平井先开采，开采15天后该采油井再开采，当井组单井日产油小于第一周期末期日产油时，第二周期结束；

步骤6)以此类推，对所有水平井进行轮转多周期分段无支撑注水补充能量。

所述步骤1)中储层的选取包括以下两点：

①平面上通过储层孔隙度、可动流体饱和度、主流喉道半径和启动压力梯度四个参数建立分类系数，根据分类系数与渗透率将储层分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级；

所述Ⅰ级储层的储层孔隙度6.7～8.0％，可动流体饱和度53～62％、主流喉道半径1.3～2.5μm，启动压力梯度0.05～0.2MPa/m，分类系数为1.5～3.5，渗透率为0.5～1.0mD；

所述Ⅱ级储层的储层孔隙度5.6～8.0％，可动流体饱和度42～55％、主流喉道半径0.8～1.3μm，启动压力梯度0.2～0.5MPa/m，分类系数为0～1.5，渗透率为0.3～0.5mD；

所述Ⅲ级储层的储层孔隙度4.2～7.0％，可动流体饱和度35～52％、主流喉道半径0.3～0.8μm，启动压力梯度0.5～1.1MPa/m，分类系数为-3.5～0，渗透率为0.06～0.3mD；

②纵向上要求储层的单套油层延伸长度为1000m～1500m，储层的油层厚度在5m以上。

所述步骤2)中水平井的方向为垂直于最大主应力方向，水平段长度不超过1500m，井距为人工裂缝半带长；

所述步骤2)中人工裂缝半带长与井下微地震监测的有效裂缝半带长相等，井下微地震监测的有效裂缝半带长通过下式计算：

y＝66.71ln(x)-101.7

式中，x是指入地液量，单位为m³，

y是指井下微地震监测的有效裂缝半带长，单位为m；

所述人工裂缝交错段间距通过以下方法确定：通过井下微地震监测的储层体积压裂有效裂缝带宽信号范围，并以此范围作为人工裂缝交错段间距的范围，通过油藏数值模拟方法确定一个人工裂缝交错段间距。

所述步骤4)至步骤6)中单个水平井单段累计注水量根据以下公式进行计算：

ΔV_i＝2×C_t×x_e×w_fi×φ×h_i×(1-S_wi)×(1.1P_e-P)

式中，ΔV_i为本井第i个压裂段的单段累计注水量，m³；

C_t为地层压缩系数，MPa^-1；

x_e为水平井半井距，m；

w_fi为邻井第i和第i-1个压裂段间的段间距，m；

φ为有用孔隙度，％；

h_i为第i个压裂段处的油层厚度，m；

S_wi为地层束缚水饱和度；

P_e为原始地层压力，MPa；

P为注水前地层压力，MPa，数据由关井测压得到；

单井累计注水量为单段累计注水量的叠加，如下式：

式中，ΔV为单井累计注水量，m³；

N为压裂总段数，段。

所述单段注水速度大于等于4m³/min，。

所述步骤4)至步骤6)中水平井憋压时间计算公式如下：

式中，T为单段闷井时间，d；

为地层压力保持水平，％。

本发明的有益效果：

本发明的这种水平井段间交错驱替和渗吸驱油的致密油能量补充方法在致密油存在启动压力梯度较大的储层特征、注水采油开发中存在驱替和渗吸的渗流特征，以及水驱侧向驱替速度较慢的开发特征研究的基础上，结合人工压裂缝分布特征、渗吸驱油效果与缝网关系的研究结果，提出一种淡化注水井和采油井井别、小井距、小段间距的分段侧向驱替和渗吸驱油相结合的致密油水平井同排连片隔井快速注水补充能量的新方法，解决了人工裂缝之间无法有效提升压力的难题，克服了目前致密油藏水平井开发能量补充难的问题，最大程度的发挥了渗吸驱油的效果。

以下将结合附图对本发明做进一步详细说明。

附图说明

图1是本发明人工裂缝交错式小井距自然能量开发井网示意图；

图2是本发明人工裂缝交错式井网分段驱替和渗吸能量补充方式示意图；

图3是本发明水平井体积压裂井单段入地液量和人工裂缝半带长的关系图；

图4是本发明致密油开发第15年不同人工裂缝段间距下注采压力梯度与平均启动压力梯度的关系图；

图5是本发明裂缝发育程度对不同时间注水渗吸驱油效果的影响图；

图6是本发明体积压裂人工裂缝带宽统计图；

图7是本发明不同人工裂缝交错段间距下时间与采出程度关系图；

图8a是本发明水平井单段人工裂缝注水量第一周期计算示意图；

图8b是本发明水平井单段人工裂缝注水量第二周期计算示意图；

图9是本发明地层压力保持水平与压力稳定时间的关系图；

图10是本发明百米累产液量量与百米初期日产液的关系图。

附图标记说明：1、水平井；2、人工裂缝；3、水平段长度；4、井距；5、人工裂缝半缝长；6、人工裂缝交错段间距；7、注水井；8、采油井。

具体实施方式

实施例1：

为了克服目前致密油藏水平井开发能量补充难的问题，本实施例提供了一种水平井段间交错驱替和渗吸驱油的致密油能量补充方法，参见图1和图2，包括如下步骤：

步骤1)选取储层并进行分类，将储层分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级，并且按照Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级储层依次进行水平井1的部署和开采；

步骤2)水平井1的部署：依次在Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级储层上布置多个水平井1，然后在每个水平井1的垂直方向上压裂多个人工裂缝2，水平井1两侧的人工裂缝2长度相等，水平井1的设置包括选择水平井的方向、水平段长度3和井距4三个因素，人工裂缝2的设置包括选择人工裂缝半带长5和人工裂缝交错段间距6两个因素；

步骤3)依次对Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级储层的水平井1进行开采：当水平井采出液量小于水平井人工压裂入地液量时，采油过程依次分为稳产阶段和递减较快阶段两个阶段，能量主要来自于两个方面；一是大规模体积压裂的返排后的存地液体和溶解气驱的能量。采用水平井准自然能量控制压差方法，最大程度的发挥溶解气驱的作用：

所述稳产阶段为前三个月，该阶段保持水平井生产流压大于油藏饱和压力，同时该阶段水平井产量等于水平井压裂改造段数乘以单段平均单井产量，单段平均单井产量在0.8-1.0t/d之间；

所述递减较快阶段在稳产阶段之后，该阶段保持水平井生产流压为油藏饱和压力的2/3，同时该阶段水平井产量等于水平井压裂改造段数乘以单段平均单井产量，单段平均单井产量在0.5-0.8t/d之间；

步骤4)当水平井采出液量大于水平井人工压裂入地液量后，采油进入稳定递减阶段，采油进入稳定递减阶段，此时地层大量脱气，储层物性和流体特征发生变化，不利于地层原油的流动，采用分段无支撑注水补充能量方法，进行第一周期水平井同排连片隔井分段无支撑注水补充能量，可以降低由于压力下降对储层造成的伤害。具体过程如下:

选取相邻三口水平井，中间的水平井作为注水井7，相邻的两口井作为采油井8，向注水井7分段注水补充能量，保证三口水平井地层压力提高10％，同时两个采油井8关井憋压，注水完后关注水井7，当三口水平井压力相同，开始采油，两个采油井8先开采，开采15天后注水井7再开采，当三口水平井单井日产油小于注水前井组日产油即可停止开采；

步骤5)第一周期水平井同排连片隔井分段无支撑注水补充能量结束后，进行第二周期：将第一周期中的一个采油井转为注水用，该采油井相邻的两口水平井则转为采油用，向该采油井分段注水补充能量，保证三口水平井地层压力提高10％，同时相邻的两口水平井关井憋压，注水完后关闭该采油井，当三口水平井压力相同，开始采油，相邻的两口水平井先开采，开采15天后该采油井再开采，当井组单井日产油小于第一周期末期日产油时，第二周期结束；

步骤6)以此类推，对所有水平井进行轮转多周期分段无支撑注水补充能量。

本发明的这种水平井段间交错驱替和渗吸驱油的致密油能量补充方法在致密油存在启动压力梯度较大的储层特征、注水采油开发中存在驱替和渗吸的渗流特征，以及水驱侧向驱替速度较慢的开发特征研究的基础上，结合人工压裂缝分布特征、渗吸驱油效果与缝网关系的研究结果，提出一种淡化注水井和采油井井别、小井距、小段间距的分段侧向驱替和渗吸驱油相结合的致密油水平井同排连片隔井快速注水补充能量的新方法，解决了人工裂缝之间无法有效提升压力的难题，克服了目前致密油藏水平井开发能量补充难的问题，最大程度的发挥了渗吸驱油的效果。

实施例2：

在实施例1的基础上，本实施例提供了一种水平井段间交错驱替和渗吸驱油的致密油能量补充方法，进一步的，所述步骤1)中储层的选取包括以下两点：

①平面上通过储层孔隙度、可动流体饱和度、主流喉道半径和启动压力梯度四个参数建立分类系数，根据分类系数与渗透率将储层分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级；

所述Ⅰ级储层的储层孔隙度6.7～8.0％，可动流体饱和度53～62％、主流喉道半径1.3～2.5μm，启动压力梯度0.05～0.2MPa/m，分类系数为1.5～3.5，渗透率为0.5～1.0mD；

所述Ⅱ级储层的储层孔隙度5.6～8.0％，可动流体饱和度42～55％、主流喉道半径0.8～1.3μm，启动压力梯度0.2～0.5MPa/m，分类系数为0～1.5，渗透率为0.3～0.5mD；

所述Ⅲ级储层的储层孔隙度4.2～7.0％，可动流体饱和度35～52％、主流喉道半径0.3～0.8μm，启动压力梯度0.5～1.1MPa/m，分类系数为-3.5～0，渗透率为0.06～0.3mD；

②纵向上要求储层的单套油层延伸长度为1000m～1500m，储层的油层厚度在5m以上。

实施例3：

在实施例1的基础上，本实施例提供了一种水平井段间交错驱替和渗吸驱油的致密油能量补充方法，进一步的，所述步骤2)中水平井的方向为垂直于最大主应力方向，水平段长度3不超过1500m，井距4为人工裂缝半带长5。

根据成像测井、井下微地震的测试结果，最大主应力方向一般为NE75°，水平井方向垂直于最大主应力方向，以保证在压裂工艺上对水平井实现最佳的压裂效果，提高单井产量。井网部署上水平段长度的设计除了受油层连续性分布特征影响外，还要考虑水平井后期措施治理技术的成熟程度，水平段长度设计要求不超过1500m，水平井水平段越长，人工压裂段数越多，分段注水的难度和费用越高。

所述步骤2)中人工裂缝半带长5与井下微地震监测的有效裂缝半带长相等，井下微地震监测的有效裂缝半带长通过下式计算：

y＝66.71ln(x)-101.7

式中，x是指入地液量，单位为m³，

y是指井下微地震监测的有效裂缝半带长，单位为m。

如图3所示，按照目前相对成熟的压裂改造技术水平，单段入地液量一般在1000-2000m³之间；依据水平井体积压裂单段入地液量一般在1000-2000m³之间和矿场统计的水平井体积压裂单段入地液量与微地震监测的有效裂缝半带长的关系，计算得到井距设计在300-400m较为合理，能够实现井间储量的全控制。

所述人工裂缝交错段间距6通过以下方法确定：通过井下微地震监测的储层体积压裂有效裂缝带宽信号范围，并以此范围作为人工裂缝交错段间距6的范围，通过油藏数值模拟方法确定一个人工裂缝交错段间距6。如图6所示，若井下微地震监测体积压裂有效裂缝带宽介于40～80m之间，在注水技术政策、油井工作制度不变的情况下，人工裂缝交错段间距分别为设为40m、60m、80m，通过油藏数值模拟方法确定人工裂缝交错段间距为60m时效果最好，如图7所示。从而人工形成密切割的缝网系统，有利于提高水驱波及范围，最大程度的发挥侧向驱替和渗吸驱油的效果。

建立比较规则的复杂人工缝网系统，如图4和图5所示，有利于建立有效的注采压力系统和最大程度的发挥渗吸驱油的效果。

实施例4：

在实施例1的基础上，本实施例提供了一种水平井段间交错驱替和渗吸驱油的致密油能量补充方法，进一步的，如图8a和图8b所示，所述步骤4)至步骤6)中单个水平井单段累计注水量根据以下公式进行计算：

ΔV_i＝2×C_t×x_e×w_fi×φ×h_i×(1-S_wi)×(1.1P_e-P)

式中，ΔV_i为本井第i个压裂段的单段累计注水量，m³；

C_t为地层压缩系数，MPa^-1；

x_e为水平井半井距，m；

w_fi为邻井第i和第i-1个压裂段间的段间距，m；

φ为有用孔隙度，％；

h_i为第i个压裂段处的油层厚度，m；

S_wi为地层束缚水饱和度；

P_e为原始地层压力，MPa；

P为注水前地层压力，MPa，数据由关井测压得到；

单井累计注水量为单段累计注水量的叠加，如下式：

式中，ΔV为单井累计注水量，m³；

N为压裂总段数，段。

所述单段注水速度大于等于4m³/min，。

如图9所示，所述步骤4)至步骤6)中水平井憋压时间计算公式如下：

式中，T为单段闷井时间，d；

为地层压力保持水平，

根据以上公式，水平井地层压力提高10％，即地层压力保持水平为110％，此时单段闷井时间计算值为3.3d，因此实际施工中，一般建议闷井时间为3-4d。

进一步的，闷井结束后油井开井生产日产液量的确定主要根据鄂尔多斯盆地生产时间较长的致密油体积压裂水平井开发实践。根据生产时间较长的体积压裂水平井百米日产液量与第2年百米累产液量的关系可以看出，参见图10，当百米日产液量为1.5m³/d后，百米累产液量最大，因此油井开井后以百米日产液量为1.5m³/d生产。

因此单井日产液为：

式中Q为单井日产液量，m³/d；L为水平井长度，m。

实施例5：

利用本发明所取得的一种采用水平井段间交错驱替和渗吸驱油的致密油能量补充方法在鄂尔多斯盆地JY油田安83长7油藏应用取得了较好的开发效果。

JY油田安83长7油藏属于三角洲前缘沉积体系，埋深2190-2570m，油层厚度在10m左右，岩心分析获得的平均孔隙度8.9％，平均渗透率0.12mD，平均原始地层压力16.9MPa，地层压力系数在0.8左右，前期采用直井注水开发，存在的问题是单井产量低，还容易发生裂缝性水淹的情况，得到的结论是常规直井开发无法实现有效开发；2012年以来开始采用水平井体积压裂准自然能量衰竭开发，水平井初期产量大幅增大，达到相邻区块直井单井产量的5倍以上，但存在的问题是递减较大，缺乏合理的能量补充方法。

2015年6月选取AP121、AP122和AP123开展了第一周期的水平井段间交错驱替和渗吸驱油的致密油能量补充方式试验，其中AP122为注水水平井，AP121和AP123为相邻采油水平井，3口水平井井距为400m。AP122设计注水段数5段，单段注水量1000m³，压力保持水平为110％，单井累计注水5000m³，根据公式计算最佳闷井时间为3.3d，闷井时压力监测得到压力稳定时间为3-4d，与计算值一致。

中间注水补充能量井(AP122)：平均水平段长度800m，改造段数10段，体积压裂存地液量3117.0m³，初期单井日产液22.7m³，单井日产油8.61t，含水55.4％，试验前累计采液量3474m³。试验后，日产液由试验前的2.1m³上升到试验后的10.9m³，增幅达到8.8m³；日产油由试验前1.4t上升到试验后的6.6t，增幅达到5.2t，截止目前单井累计增油452.5t。

邻井AP 121：平均水平段长度700m，改造段数9段，体积压裂存地液量3708m³，初期单井日产液3.55m³，单井日产油2.55t，含水17.7％，试验前累计采液量3874m³。试验后，日产液由试验前的6.3m³上升到试验后的8.0m³，增幅达到1.7m³，日产油由试验前2.5t上升到试验后的3.7t，增幅达到1.2t，截止目前单井累计增油236.4t。

邻井AP123：平均水平段长度800m，改造段数9段，体积压裂存地液量3157m³，初期单井日产液18.2m³，单井日产油10.3t，含水33.4％，试验前累计采液量3785m³。试验后，日产液由试验前的2.1m³上升到试验后的6.1m³，增幅达到4.0m³，日产油由试验前1.6t上升到试验后的3.1t，增幅达到1.5t，截止目前单井累计增油319.3t。

以上例举仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种水平井段间交错驱替和渗吸驱油的致密油能量补充方法，其特征在于：包括如下步骤：

步骤1)选取储层并进行分类，将储层分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级，并且按照Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级储层依次进行水平井(1)的部署和开采；

步骤2)水平井(1)的部署：依次在Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级储层上布置多个水平井(1)，然后在每个水平井(1)的垂直方向上压裂多个人工裂缝(2)，水平井(1)两侧的人工裂缝(2)长度相等，水平井(1)的设置包括选择水平井的方向、水平段长度(3)和井距(4)，人工裂缝(2)的设置包括选择人工裂缝半带长(5)和人工裂缝交错段间距(6)两个因素；

步骤3)依次对Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级储层的水平井(1)进行开采：当水平井采出液量小于水平井人工压裂入地液量时，采油过程依次分为稳产阶段和递减较快阶段两个阶段，采用水平井准自然能量控制压差方法：

所述稳产阶段为前三个月，该阶段保持水平井生产流压大于油藏饱和压力，同时该阶段水平井产量等于水平井压裂改造段数乘以单段平均单井产量，单段平均单井产量在0.8-1.0t/d之间；

所述递减较快阶段在稳产阶段之后，该阶段保持水平井生产流压为油藏饱和压力的2/3，同时该阶段水平井产量等于水平井压裂改造段数乘以单段平均单井产量，单段平均单井产量在0.5-0.8t/d之间；

步骤4)当水平井采出液量大于水平井人工压裂入地液量后，采油进入稳定递减阶段，采用分段无支撑注水补充能量方法，进行第一周期水平井同排连片隔井分段无支撑注水补充能量，选取相邻三口水平井，中间的水平井作为注水井(7)，相邻的另外两口井作为采油井(8)，向注水井(7)分段注水补充能量，保证三口水平井地层压力提高10％，同时两口采油井(8)关井憋压，注水完后关注水井(7)，当三口水平井压力相同，开始采油，两口采油井(8)先开采，开采15天后注水井(7)再开采，当三口水平井单井日产油小于注水前井组日产油即可停止开采；

步骤5)第一周期水平井同排连片隔井分段无支撑注水补充能量结束后，进行第二周期：将第一周期中的一个采油井转为注水用，该采油井相邻的另外两口水平井则转为采油用，向该采油井分段注水补充能量，保证三口水平井地层压力提高10％，同时相邻的另外两口水平井关井憋压，注水完后关闭该采油井，当三口水平井压力相同，开始采油，相邻的另外两口水平井先开采，开采15天后该采油井再开采，当井组单井日产油小于第一周期末期日产油时，第二周期结束；

步骤6)以此类推，对所有水平井进行轮转多周期分段无支撑注水补充能量。

2.如权利要求1所述的水平井段间交错驱替和渗吸驱油的致密油能量补充方法，其特征在于：所述步骤1)中储层的选取包括以下两点：

①平面上通过储层孔隙度、可动流体饱和度、主流喉道半径和启动压力梯度四个参数建立分类系数，根据分类系数与渗透率将储层分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级；

所述Ⅰ级储层的储层孔隙度6.7～8.0％，可动流体饱和度53～62％、主流喉道半径1.3～2.5μm，启动压力梯度0.05～0.2MPa/m，分类系数为1.5～3.5，渗透率为0.5～1.0mD；

所述Ⅱ级储层的储层孔隙度5.6～8.0％，可动流体饱和度42～55％、主流喉道半径0.8～1.3μm，启动压力梯度0.2～0.5MPa/m，分类系数为0～1.5，渗透率为0.3～0.5mD；

所述Ⅲ级储层的储层孔隙度4.2～7.0％，可动流体饱和度35～52％、主流喉道半径0.3～0.8μm，启动压力梯度0.5～1.1MPa/m，分类系数为-3.5～0，渗透率为0.06～0.3mD；

②纵向上要求储层的单套油层延伸长度为1000m～1500m，储层的油层厚度在5m以上。

3.如权利要求1所述的水平井段间交错驱替和渗吸驱油的致密油能量补充方法，其特征在于：所述步骤2)中水平井的方向为垂直于最大主应力方向，水平段长度(3)不超过1500m，井距(4)为人工裂缝半带长(5)。

4.如权利要求1所述的水平井段间交错驱替和渗吸驱油的致密油能量补充方法，其特征在于：所述步骤2)中人工裂缝半带长(5)与井下微地震监测的有效裂缝半带长相等，井下微地震监测的有效裂缝半带长通过下式计算：

y＝66.71ln(x)-101.7

式中，x是指水平井人工压裂入地液量，单位为m³，

y是指井下微地震监测的有效裂缝半带长，单位为m；

所述人工裂缝交错段间距(6)通过以下方法确定：通过井下微地震监测的储层体积压裂有效裂缝带宽信号范围，并以此范围作为人工裂缝交错段间距(6)的范围，通过油藏数值模拟方法确定一个人工裂缝交错段间距(6)。

5.如权利要求1所述的水平井段间交错驱替和渗吸驱油的致密油能量补充方法，其特征在于：所述步骤4)至步骤6)中单个水平井单段累计注水量根据以下公式进行计算：

ΔV_i＝2×C_t×x_e×w_fi×φ×h_i×(1-S_wi)×(1.1P_e-P)

式中，ΔV_i为本井第i个压裂段的单段累计注水量，m³；

C_t为地层压缩系数，MPa^-1；

x_e为水平井半井距，m；

w_fi为邻井第i和第i-1个压裂段间的段间距，m；

φ为有用孔隙度，％；

h_i为第i个压裂段处的油层厚度，m；

S_wi为地层束缚水饱和度；

P_e为原始地层压力，MPa；

P为注水前地层压力，MPa，数据由关井测压得到；

单井累计注水量为单段累计注水量的叠加，如下式：

式中，ΔV为单井累计注水量，m³；

N为压裂总段数，段。

6.如权利要求1所述的水平井段间交错驱替和渗吸驱油的致密油能量补充方法，其特征在于：所述步骤4)至步骤6)中水平井憋压时间计算公式如下：

式中，T为单段闷井时间，d；

为地层压力保持水平，％。