CN111827997B - 一种提高低压致密油藏采收率的开采方法 - Google Patents

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Abstract

本发明属于油田开发技术领域，具体提供了一种提高低压致密油藏采收率的开采方法，包括如下步骤：选择适用油藏并确定井网形式和井网参数；根据确定的井网形式，采用拟原位侧向小排距注采井网、连续注气、周期注气和周期注采相结合的方式，提高地层压力保持水平，通过建立地层压力和采油井井底流压之间的压差驱替系统进行开采油藏；解决了现有低压致密油藏物性差、注水开发难以见效的问题，本发明避免采油井气油比的快速上升，最大程度的发挥溶解气驱的作用，延长低气油比阶段的开采时间，从而最大程度的提高低压致密油藏最终采收率和开发效益。

Description

一种提高低压致密油藏采收率的开采方法
技术领域
本发明属于油田开发技术领域，具体涉及一种提高低压致密油藏采收率的开采方法。
背景技术
致密油藏目前国内外也没有统一的定义，一般把无自然产能，需对储层进行体积压裂改造或通过水平井方式开采方可以获得商业性开发的油藏称之为致密油藏。鄂尔多斯盆地致密油藏一般是指赋存于与烃源岩互层共生或紧邻的致密储层中，未经过大规模运移的石油聚集，其地面空气渗透率一般低于0.3×10-3μm2，主要的含油层段是三叠系延长组的长6、长7和长8层段，地层压力系数低，一般在0.6-8.85之间。目前这类油藏是国内外目前攻关研究和现场开发面临的主要对象，针对致密油藏如何实现高效开发，长庆油田科研工作者在借鉴前期特低渗透、超低渗透油藏注水成功开发经验的基础上，也做了大量的工作，但成效不大，注水开发存在的问题是：尽管前期注水开发主要井网形式，菱形反九点和五点井网侧向排距已试验了从200m降到100m左右，主向井距也从550m降到400m左右，但整体上注水开发见效程度低的问题仍然很突出，小井距菱形反九点井网主向还容易见水，导致注水开发递减程度较大，注水开发对这类油藏适应性较差；体积压裂准自然能量开发尽管初期产量高，但递减仍然较大，整体开发效果不理想，因此对于这类低压致密油藏，亟需探索合理的注气能量补充方式。
目前注气提高采收率方面，国内外开展了CO2、烃类、N2或减氧空气驱等的室内研究和矿场试验，作用机理为注入气体与地下原油发生一系列物理化学反应，主要是通过提高地层压力、降低地层原油粘度等方面提高驱油效率从而提高采收率。从室内实验研究已经得出结论不论是连续驱替还是吞吐采油，起到驱油效果的主要还是驱替的作用，渗吸的影响有限。国内外多个地区也已开展了注气试验，主要存在的问题是：(1)多采用常规大注气量连续驱替的方式，造成与注气井在同一井排方向的采油井容易发生气窜，而且侧向井由于排距过大，见效程度低；(2)大注气量吞吐采油井效果差或者受效的轮次较少，邻井还容易发生气窜。针对注气容易发生的气窜问题，从文献调研来看，给出的解决方法是气水交替驱或气体泡沫驱是两种方法，但这两种方法针对致密油藏都存在各自的问题，目前的注气驱能达到混相驱的很小，基本上都是非混相驱，矿场实践已经证明水驱的效果比较差，水对裂缝的封堵性也较差，气水交替驱中注水也容易造成注气压力过高的问题，对改善致密油藏开发效果影响不大，适应性较差；气体气体泡沫驱存在的问题是泡沫在地层中的稳定性目前还比较差，从而对气窜防治效果有限。
鄂尔多斯盆地致密油藏水平井稳产效果较好试验井基本认识：鄂尔多斯盆地合水油田XI233区块YP6-9水平井采油体积压裂准自然能量开发，平均水平段长度1500m，目前投产7年以上，平均单井日产油还维持在15t/d左右，平均单井累产油达到3.6万吨，取得了很好的开发效果及效益。分析认为其油藏原始气油比比较高，地层溶解气驱能量充足、控制小压差生产是稳产的主要原因。
在鄂尔多斯盆地致密油藏部分水平井稳产原因分析的基础上，结合前期常规低渗透油藏连续注气、空气泡沫驱开发存在的问题，提出了一种提高低压致密油藏采收率的拟原位补能小压差驱替的开采方法，考虑到鄂尔多斯盆地烃类气源比较丰富的特点，推荐以烃类气补充能量为主。
发明内容
本发明提供的一种提高低压致密油藏采收率的开采方法，目的一是克服现有技术中低压致密油藏物性差、注水开发难以见效的问题；目的二是克服现有技术中低压致密油藏气水交替驱中注水容易造成注气压力过高，对改善致密油藏开发效果影响不大，适应性较差的问题；目的三是克服现有技术中气体气体泡沫驱中泡沫在地层中的稳定性差，对气窜防治效果有限的问题。
为此，本发明提供了一种提高低压致密油藏采收率的开采方法，包括如下步骤：
1)选择适用油藏，根据适用油藏的油层情况确定井网形式和井网参数；所述井网参数包括井距、排距、水平段长度；
2)根据确定的井网形式选择人工压裂改造工艺技术和人工压裂改造参数，对井网进行压裂改造；所述人工压裂改造参数包括排量、加砂量、入地液量；
3)根据确定的井网形式选择注气方式和注气参数，采用拟原位侧向小排距注采井网，提高地层压力保持水平及确定井底流压，使地层压力保持水平在原始地层压力的115％之上，连续注气阶段井底流压大于饱和压力，周期注气和周期注采阶段采油井井底流压大于饱和压力的2/3；
所述注气方式包括连续注气、周期注气和周期注采，注气参数包括单井连续注气阶段注气量、连续注气转周期注气时机影响、周期注气阶段周期比及注气入量、周期注采阶段周期比及注气入量、注入压力。
进一步的，所述步骤1)适用油藏为：油层纵向上有泥质或者钙质封闭，油层厚度大于4m，天然裂缝的优势方向与最大地应力的优势方向最大偏差不大于5°。
进一步的，所述井网形式包括直井注直井采的五点井网、直井注水平井采的五点井网、水平井同井注采井网；
针对纵向隔夹层大于或等于2个，油层厚度4-6m，地面空气渗透率大于或等于0.15mD的油藏采用直井注直井采的五点井网；
针对油层单一，油层厚度在5-8m，地面空气渗透率大于或等于0.15mD的油藏，采用直井注水平井采的五点井网；
针对油层单一，油层厚度大于8m，地面空气渗透率小于0.15mD的油藏采用水平井同井注采井网。
进一步的，所述井网的人工压裂改造工艺技术包括水力喷砂分段压裂改造技术、爆燃小型压裂改造技术、水力喷砂分段压裂改造技术；
所述直井注直井采五点井网，采油井采用水力喷砂分段压裂改造技术进行体积压裂改造；
所述直井注水平井采五点井网，注气井采用爆燃小型压裂改造技术，水平井采用水力喷砂分段压裂改造技术，进行体积压裂改造；
所述水平井同井注采井网采用水力喷砂分段压裂改造技术进行体积压裂改造。
进一步的，所述直井注直井采的五点井网和直井注水平井采的五点井网均采用连续注气、周期注气和周期注采相结合的注气方式，水平井同井注采井网采用周期注气和周期注采相结合的注气方式。
进一步的，所述直井注直井采的五点井网连续注气12月后转为周期注气，直井注水平井采的五点井网连续注气24月后转为周期注气。
进一步的，所述周期注气阶段周期比为注气1个月，停注1个月，2个月为一个注气周期，采油井连续生产，注气井依次轮换；
所述周期注采阶段周期比为注气2个月，采油2个月，4个月为一个注采周期，注气时生产井关井，不注气时生产井开井，依次轮换。
进一步的，所述周期注气的开发阶段，注气井停注，采油井或采油段开抽的时机是地层压力保持水平达到原始地层压力水平的115％之上。
进一步的，所述周期注采时，当周期注气阶段地层压力保持水平达不到115％时候，转为注气注采。
本发明的有益效果：本发明提供的这种提高低压致密油藏采收率的开采方法，为了进一步提高该类油藏的采收率，从适用油藏特征、井网参数、人工压裂改造工艺技术及其改造参数、注入方式及其参数、采油井参数方面优化相关技术，采用拟原位侧向小排距注采井网、连续注气、周期注气和周期注采相结合的方式，通过建立地层压力和采油井井底流压之间的压差进行开采油藏；具体包括2个方面：(1)以提高地层压力为核心，采用拟原位侧向小排距注采井网、连续注气、周期注气和周期注采相结合的方式，优化合理的注气参数(单井连续注气阶段注气量、连续注气转周期注气时机影响、周期注气阶段周期比及注气入量、周期注采阶段周期比及注气入量、注入压力)，始终保持地层压力保持水平在原始地层压力的115％之上；(2)确定合理的井底流压，使连续注气阶段井底流压大于饱和压力，周期注气和周期注采阶段采油井井底流压大于饱和压力的2/3；实现建立地层压力和采油井较高井底流压之间的小压差驱替系统，从而避免采油井气油比的快速上升，最大程度的发挥溶解气驱的作用，延长低气油比阶段的开采时间，从而最大程度的提高低压致密油藏最终采收率和开发效益。
附图说明
以下将结合附图对本发明做进一步详细说明。
图1是直井注直井采五点井网示意图；
图2是直井注水平井采五点井网示意图；
图3是水平井同井注采井网示意图；
图4是本发明水平井体积压裂井单段人工压裂入地液量和人工裂缝半带长的关系图；
图5是注烃类气驱下直井注直井采五点井网、直井注水平井采五点井网合理排距与油藏渗透率之间的关系图；
附图标记说明：1、注气井；2、井距；3、排距；4、人工裂缝段；5、水平井五点井网水平段；6、水平井五点井网人工裂缝段间距；7、直井采油井；8、水平井同井注采井网水平段；9、水平井同井注采井网人工裂缝段间距；10、水平井同井注采井网注气人工裂缝段；11、水平井同井注采井网采油人工裂缝段。
具体实施方式
实施例1：
一种提高低压致密油藏采收率的开采方法，包括如下步骤：1)选择适用油藏，根据适用油藏的油层情况确定井网形式和井网参数；所述井网参数包括井距、排距、水平段长度；
2)根据确定的井网形式选择人工压裂改造工艺技术和人工压裂改造参数，对井网进行压裂改造；所述人工压裂改造参数包括排量、加砂量、入地液量；
3)根据确定的井网形式选择注气方式和注气参数，采用拟原位侧向小排距注采井网，提高地层压力保持水平及确定井底流压，使地层压力保持水平在原始地层压力的115％之上，连续注气阶段井底流压大于饱和压力，周期注气和周期注采阶段采油井井底流压大于饱和压力的2/3；
所述注气方式包括连续注气、周期注气和周期注采，注气参数包括单井连续注气阶段注气量、连续注气转周期注气时机影响、周期注气阶段周期比及注气入量、周期注采阶段周期比及注气入量、注入压力。
本发明提供的这种提高低压致密油藏采收率的开采方法，为了进一步提高该类油藏的采收率，从适用油藏特征、井网形式、井网参数、人工压裂改造工艺技术及其改造参数、注入方式及其参数、采油井参数方面优化相关技术，采用拟原位侧向小排距注采井网、连续注气、周期注气和周期注采相结合的方式，通过建立地层压力和采油井井底流压之间的压差进行开采油藏，具体包括2个方面：(1)以提高地层压力为核心，采用拟原位侧向小排距注采井网、连续注气、周期注气和周期注采相结合的方式，优化合理的注气参数，始终保持地层压力保持水平在原始地层压力的115％之上；(2)确定合理的井底流压，连续注气阶段井底流压大于饱和压力，周期注气和周期注采阶段采油井井底流压大于饱和压力的2/3。实现建立地层压力和采油井较高井底流压之间的小压差驱替系统，从而避免采油井气油比的快速上升，最大程度的发挥溶解气驱的作用，延长低气油比阶段的开采时间，从而最大程度的提高低压致密油藏最终采收率和开发效益。
实施例2：
在实施例1的基础上，所述步骤1)适用油藏为：油层纵向上有泥质或者钙质封闭，油层厚度大于4m，天然裂缝的优势方向与最大地应力的优势方向最大偏差不大于5°。
进一步的，所述井网形式包括直井注直井采的五点井网、直井注水平井采的五点井网、水平井同井注采井网；针对纵向隔夹层大于或等于2个，油层厚度4-6m，地面空气渗透率大于或等于0.15mD的油藏采用直井注直井采的五点井网；针对油层单一，油层厚度在5-8m，地面空气渗透率大于或等于0.15mD的油藏，采用直井注水平井采的五点井网；针对油层单一，油层厚度大于8m，地面空气渗透率小于0.15mD的油藏采用水平井同井注采井网。
本发明采用侧向驱替小排距注采井网，结合鄂尔多斯盆地开发实践，主要推荐三种井网形式，针对纵向隔夹层大于或等于2个，油层厚度4-6m，地面空气渗透率大于或等于0.15mD的油藏采用直井注直井采的五点井网(图1)；针对油层单一，油层厚度在5-8m，地面空气渗透率大于或等于0.15mD的油藏，采用直井注水平井采的五点井网(图2)；针对油层单一，油层厚度大于8m，地面空气渗透率小于0.15mD的油藏采用水平井同井注采井网(图3)；也可以是不规则的其他侧向驱替井网形式。
实施例3：
在实施例2的基础上，所述井网参数包括井距、排距、水平段长度；进一步的，所述井距设计为300-400m。
(1)井距确定：
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。
如图4所示，按照目前相对成熟的压裂改造技术水平，单段人工压裂入地液量在1000-2000m3之间；依据水平井体积压裂单段人工压裂入地液量在1000-2000m3之间和矿场统计的水平井体积压裂单段人工压裂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。
(2)排距确定
结合鄂尔多斯盆地致密油藏注水开发动态分析，根据注采压力梯度大于启动压力梯度的原则，采用油藏数值模拟方法建立了注烃类气驱下直井注直井采五点井网、直井注水平井采五点井网合理排距与油藏渗透率之间的关系(图5)，水平井同井注采井网注气段人工裂缝和采油段人工裂缝间距也按照此方法计算。
m＝23.528ln(k)+104.53
式中，k是油藏地面空气渗透率，单位为mD，
m是五点井网排距或水平井同井注采井网人工裂缝间距，单位为m。
(3)水平段长度
直井注水平井采五点井网水平段长度200-300m；水平井同井注采井网严格意义上说水平段可以无限长，但考虑到目前的分段注气工艺技术的限制，采用水力喷砂压裂改造工艺技术时，一段就是一簇，水平段长度在300-500m之间较为合理，如果采用水平井分段多簇压裂改造技术、分大段注气大段采油，水平段长度可以大于1000m。
实施例4：
在实施例3的基础上，所述井网的人工压裂改造工艺技术包括水力喷砂分段压裂改造技术、爆燃小型压裂、水力喷砂分段压裂改造技术；井网的人工压裂改造工艺技术的改造参数包括排量、加砂量、入地液量。
所述直井注直井采五点井网，采油井采用水力喷砂分段压裂改造技术进行体积压裂改造；
所述直井注水平井采五点井网，注气井采用爆燃小型压裂改造技术，水平井采用水力喷砂分段压裂改造技术，进行体积压裂改造；
所述水平井同井注采井网采用水力喷砂分段压裂改造技术进行体积压裂改造。
以提高初期单井产量和提高人工缝网控制程度为原则，优选如下人工压裂改造工艺技术及改造参数:
(1)直井注直井采五点井网，采油井采用水力喷砂分段压裂改造技术，改造参数为排量8-10方/min，加砂量80-100方，入地液量大于1000方的大规模体积压裂改造方式。
(2)直井注水平井采五点井网：注气井采用爆燃小型压裂，水平井采用水力喷砂分段压裂改造技术，人工裂缝段间距20-30m，单段改造参数为排量8-10方/min，加砂量80-100方，入地液量大于1000方的大规模体积压裂改造方式。
(3)水平井同井注采井网：采用水力喷砂分段压裂改造技术，单段改造参数为排量8-10方/min，加砂量80-100方，入地液量大于1000方的大规模体积压裂改造方式；注气段和采油段人工裂缝段间距小于80m，不同渗透率油藏水平井同井注采井网注气段和采油段人工裂缝段间距参数依据排距的计算方法来确定。
实施例5：
在实施例4的基础上，所述注气参数包括单井连续注气阶段注气量、连续注气转周期注气时机影响、周期注气阶段周期比及注气入量、周期注采阶段周期比及注气入量、注入压力。
(1)注气方式
所述直井注直井采的五点井网和直井注水平井采的五点井网均采用连续注气、周期注气和周期注采相结合的注气方式，水平井同井注采井网采用周期注气和周期注采相结合的注气方式。
进一步的，以提高地层压力为核心，采用拟原位侧向小排距注采井网，优化合理的单井连续注气阶段注气量、连续注气转周期注气时机影响、周期注气阶段周期比及注气入量、周期注采阶段周期比及注气入量、注入压力，直井注直井采的五点井网和直井注水平井采的五点井网均采用连续注气、周期注气和周期注采相结合的注气方式，始终保持地层压力保持水平在115％以上，水平井同井注采井网投产就采用周期注气方式，后期调整为周期注采，始终保持地层压力保持水平在115％以上。
(2)单井连续注气阶段注气量
采用油藏数值模拟的方法，综合考虑气驱采收率、见气时间、换油率等开发指标，优化直井注直井采五点井网连续注气阶段单井日注气量2000-2500m3/d，注气强度为330-410m3/d.m；直井注水平井采的五点井网连续注气阶段单井日注气量3000-3500m3/d，注气强度为370-430m3/d.m。
(3)连续注气转周期注气时机影响
所述直井注直井采的五点井网连续注气12月后转为周期注气，直井注水平井采的五点井网连续注气24月后转为周期注气。
测试地层压力达到115％以上，或者生产气油比是原始地层气油比的1.5倍以上，结合鄂尔多斯盆地致密油藏特征，连续注气转周期注气时机优选直井注直井采五点井网连续注气12月后转为周期注气，直井注水平井采的五点井网连续注气24月后转为周期注气。
(4)周期注气阶段周期比及注气入量
所述周期注气阶段周期比为注气1个月，停注1个月，2个月为一个注气周期，采油井连续生产，注气井依次轮换。所述周期注采阶段周期比为注气2个月，采油2个月，4个月为一个注采周期，注气时生产井关井，不注气时生产井开井，依次轮换。
进一步的，周期注气是指注气井周期注入，生产井一直开井生产。注入周期及采油周期的比值，一般来说这两个比值越小，效果越好，但考虑到现场实施难易程度，推荐周期比为注气1个月，停注1个月，2个月为一个注气周期，依次轮换。周期注气开发阶段，注气井停注，采油井或采油段开抽的时机是地层压力保持水平达到原始地层压力水平的115％之上。鄂尔多斯盆地致密油藏推荐直井注直井采五点井网周期注气阶段单井日注气量2200-2750m3/d，注气强度为360-450m3/d.m；直井注水平井采的五点井网周期注气阶段单井日注气量3300-3850m3/d，注气强度为410-480m3/d.m；水平井同井注采井网周期注气阶段单井日注气量4000-5000m3/d，注气强度为400-500m3/d.m。
(5)周期注采阶段周期比及注气入量
周期注采是指注气时生产井关井，不注气时生产井开井，即“注时不采，采时不注”，称作周期注采。当周期注气阶段地层压力保持水平难以达到115％时候，转为周期注采，周期注采具有地层能量保持水平好、减缓气窜等优点。推荐周期比为注气2个月，采油2个月，4个月为一个注采周期，依次轮换。鄂尔多斯盆地致密油藏推荐直井注直井采五点井网周期注采阶段单井日注气量1750-2200m3/d，注气强度为280-360m3/d.m；直井注水平井采的五点井网周期注采阶段单井日注气量2600-3000m3/d，注气强度为320-380m3/d.m；水平井同井注采井网周期注采阶段单井日注气量3000-4000m3/d，注气强度为300-400m3/d.m。
(6)注入压力：
一般采油单位井口生产出来的烃类气体压力较低，为了达到设计的注气量，必须提高井口注入压力，注入压力的确定，对于地面增压设备的选型有重要指导作用。井注入压力和注气量可以通过下式来计算：
P＝0.0023I+19.2
式中，I是单井注气量，单位为m3/d，
P是注气井或注气段注入压裂，单位为MPa。
实施例6：
在实施例5的基础上，所述采油井参数包括井底流压、直井注直井采的五点井网的日产液量、直井注水平井采的五点井网的日产液量、水平井同井注采井网的日产液量。通过日产液量可更加合理确定井底流压，提高精准度。
(1)井底流压连续注气阶段井底流压大于饱和压力，周期注气阶段采油井井底流压大于饱和压力的2/3。
(2)直井注直井采五点井网合理日产液量计算公式如下
Figure BDA0002619302390000141
式中，Qv是单井日产液量，单位为m3
ps是单井日产油，单位为t，鄂尔多斯盆地致密油藏一般取2-3t
ρo是原油密度，单位为kg/m3。
fw是含水率，单位为％。鄂尔多斯盆地致密油藏一般取20-40％
(3)直井注水平井采五点井网、水平井同井注采井网合理日产液量计算公式：
Figure BDA0002619302390000142
/>
式中，Qh是单井日产液量，单位为m3
pcf是单段日产油，单位t，鄂尔多斯盆地致密油藏一般取0.8-1.0
ncf是人工裂缝个数，单位段，水平井同井注采井网中指采油人工裂缝
ρo是原油密度，单位为kg/m3。
fw是含水率，单位为％。鄂尔多斯盆地致密油藏一般取20-40％。
本发明的有益效果：本发明提供了一种提高低压致密油藏采收率的开采方法，是按照能够有效补充能量以及降低气窜发生的风险、或者延缓气窜发生的时间来，从适用油藏特征、井网形式及参数、人工压裂改造工艺技术及其改造参数、注气方式及其参数、采油井参数、等方面优化，采用拟原位侧向小排距注采井网、连续注气、周期注气和周期注采相结合的方式，通过建立地层压力和采油井井底流压之间的压差为核心的能量补充新方法进行开采油藏，主要包括：(1)以提高地层压力为核心，采用拟原位侧向小排距注采井网、连续注气、周期注气和周期注采相结合的方式，优化合理的单井连续注气阶段注气量、连续注气转周期注气时机影响、周期注气阶段周期比及注气入量、周期注采阶段周期比及注气入量、注入压力，始终保持地层压力保持水平在原始地层压力的115％之上；(2)确定合理的井底流压，连续注气阶段井底流压大于饱和压力，周期注气和周期注采阶段采油井井底流压大于饱和压力的2/3。实现建立地层压力和采油井较高井底流压之间的小压差驱替系统，从而避免采油井气油比的快速上升，最大程度的发挥溶解气驱的作用，延长低气油比阶段的开采时间，从而最大程度的提高低压致密油藏最终采收率和开发效益，本发明的开采方法可将采收率提高到20-25％，明显优于现有开采方法的最大采收率的16％，效果显著。
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 (9)

1.一种提高低压致密油藏采收率的开采方法，其特征在于：包括如下步骤：
1)选择适用油藏，根据适用油藏的油层情况确定井网形式和井网参数；所述井网参数包括井距、排距、水平段长度；
2)根据确定的井网形式选择人工压裂改造工艺技术和人工压裂改造参数，对井网进行压裂改造；所述人工压裂改造参数包括排量、加砂量、入地液量；
3)根据确定的井网形式选择注气方式和注气参数，采用拟原位侧向小排距注采井网，提高地层压力保持水平及确定井底流压，使地层压力保持水平在原始地层压力的115％之上，连续注气阶段井底流压大于饱和压力，周期注气和周期注采阶段采油井井底流压大于饱和压力的2/3；
所述注气方式包括连续注气、周期注气和周期注采，注气参数包括单井连续注气阶段注气量、连续注气转周期注气时机影响、周期注气阶段周期比及注气入量、周期注采阶段周期比及注气入量、注入压力。
2.如权利要求1所述的提高低压致密油藏采收率的开采方法，其特征在于：所述步骤1)适用油藏为：油层纵向上有泥质或者钙质封闭，油层厚度大于4m，天然裂缝的优势方向与最大地应力的优势方向最大偏差不大于5°。
3.如权利要求2所述的提高低压致密油藏采收率的开采方法，其特征在于：所述井网形式包括直井注直井采的五点井网、直井注水平井采的五点井网、水平井同井注采井网；
针对纵向隔夹层大于或等于2个，油层厚度4-6m，地面空气渗透率大于或等于0.15mD的油藏采用直井注直井采的五点井网；
针对油层单一，油层厚度在5-8m，地面空气渗透率大于或等于0.15mD的油藏，采用直井注水平井采的五点井网；
针对油层单一，油层厚度大于8m，地面空气渗透率小于0.15mD的油藏采用水平井同井注采井网。
4.如权利要求3所述的提高低压致密油藏采收率的开采方法，其特征在于：所述井网的人工压裂改造工艺技术包括水力喷砂分段压裂改造技术、爆燃小型压裂改造技术、水力喷砂分段压裂改造技术；
所述直井注直井采五点井网，采油井采用水力喷砂分段压裂改造技术进行体积压裂改造；
所述直井注水平井采五点井网，注气井采用爆燃小型压裂改造技术，水平井采用水力喷砂分段压裂改造技术，进行体积压裂改造；
所述水平井同井注采井网采用水力喷砂分段压裂改造技术进行体积压裂改造。
5.如权利要求4所述的提高低压致密油藏采收率的开采方法，其特征在于：所述直井注直井采的五点井网和直井注水平井采的五点井网均采用连续注气、周期注气和周期注采相结合的注气方式，水平井同井注采井网采用周期注气和周期注采相结合的注气方式。
6.如权利要求5所述的提高低压致密油藏采收率的开采方法，其特征在于：所述直井注直井采的五点井网连续注气12月后转为周期注气，直井注水平井采的五点井网连续注气24月后转为周期注气。
7.如权利要求6所述的提高低压致密油藏采收率的开采方法，其特征在于：所述周期注气阶段周期比为注气1个月，停注1个月，2个月为一个注气周期，采油井连续生产，注气井依次轮换；
所述周期注采阶段周期比为注气2个月，采油2个月，4个月为一个注采周期，注气时生产井关井，不注气时生产井开井，依次轮换。
8.如权利要求7所述的提高低压致密油藏采收率的开采方法，其特征在于：所述周期注气的开发阶段，注气井停注，采油井或采油段开抽的时机是地层压力保持水平达到原始地层压力水平的115％之上。
9.如权利要求7所述的提高低压致密油藏采收率的开采方法，其特征在于：所述周期注采时，当周期注气阶段地层压力保持水平达不到115％时候，转为注气注采。
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