（1）地应力特征与压裂选层
分层地应力剖面的研究，是压裂选层的主要依据。不同的地应力剖面类型及不同的地层条件，压裂选层的标准也不同。表6-4给出了川西坳陷四个构造压裂层位的选层标准。
一般情况下，蓬莱镇组地层当目的层与围岩（上下围岩）之间的应力差小于3MPa时，选择作为压裂层时，其他条件应相对较好，否则不作为压裂层考虑。横向上，马井构造由于含气情况比较低、储层条件变差、目的层埋深增加，标准应相对提高；新都构造由于资料较少，地质情况不是十分清楚，标准供参考。洛带构造新场构造标准高，原因是储层条件、含气丰度、地层能量等地质条件变差造成。
沙溪庙组地层由于地层埋深一般在2000m以下，现今地应力状态一般为σz＞σx＞σy类型，破裂类型为PKN型，标准与蓬莱镇组相比应该提高。
分层应力剖面的研究成果应用于多层薄层压裂设计中更显其优势。多层薄层压裂设计主要的影响因素是分层破裂压力的数值计算。只有得到了这些分层破裂压力的数值，才有可能精确计算投球压裂的投球数量和限流压裂的射孔数量。在压裂实践中利用分层应力剖面研究成果进行压裂设计的具体步骤是：①采用测井曲线及部分数字解释成果，对措施井目的层及上下层进行分层地应力计算，求出各层不同的破裂压力；②计算油层破裂压力差异值；③根据破裂压力差异值计算总射孔数，确定每层射孔数量；④计算管柱摩阻、平均静液柱压力、平均井底处理压力等，确定地面的施工压力；⑤完成设计的其他辅助部分。
表6-4 川西地区侏罗系地层压裂选层标准
（2）地应力特征与井网设计
有效控制油气藏并充分开发油气藏是开发井网布局的核心。井网有效控制油气藏是开发井网静态特征，其主要取决于油气藏分布，而充分动用与开发油气藏则是开发井网的动态特征，它与地应力有着直接和重要的联系，这种联系在低渗透油气藏显得更为突出。在油气藏开发井网中，地应力对油气藏的影响突出地表现在两个方面：一是地应力本身可以导致油气藏渗透率的各向异性；二是当油气藏进行压裂改造时，地应力状态决定了人工裂缝的形态与方向。这两方面的影响对油气藏的充分动用与开发具有关键性作用。
低渗透油田绝大多数油、水井都要进行压裂，油藏地层中也就产生若干条人工裂缝，但层间还存在着若干条天然裂缝，这些天然裂缝与地质年代断裂运动有关。地层中大的断裂一般可分为正断层、逆断层及平移断层，根据断裂类型不同，地层中出现的小天然裂缝的走向，与人工裂缝延伸方向，有的油田是近似正交，有的油田是斜交，也有的是近似平行。这些天然裂缝和人工裂缝在油田的开发中有有利的一面，增加渗流能力，也有不利的一面，给地层注水带来一定困难，尤其是天然裂缝走向与人工裂缝走向正交或斜交、地层的井排方向与人工裂缝走向错开的角度较小情况下，很容易出现早期水淹水窜，使地层综合含水率上升速度较快，严重影响最终采收率。
所以低渗透油田井网部署时，应综合考虑天然裂缝和最大水平主应力方向对注水开发的影响。在没有确定最大水平地应力的大小和方向前进行地层压裂，可能会出现无功注水的现象。如扶余和新立油田的最大水平主应力方向均呈东西向。在试验中，扶余油田井排方向与最大水平主应力方向平行，采用反九点面积法布置注采井网。注水开发后，东西方向上油井很快见水，甚至水淹停产；南北方向油井迟迟不见水，注水效果不明显，采油量呈降低趋势。而新立油田的井排方向与最大水平主应力方向成一定角度，开发效果明显好转，平均产油8.7t/d，比初产量7.5t/d提高了16%。
油藏井网设计
油水井沿水平最大主压应力方向相间排列时，注水驱油易于见效，但若一旦压裂，则油井会早见水而易于发生水、气窜和水淹：如七点法注采井网（图6-14）和反九点法井网（图6-15），若沿最大主压应力方向布井，都不适应低渗透压裂开发油田。
图6-14 七点法注采井网
（据张景和，1994）
图6-15 反九点法注采井网
（据张景和，1994）
七点法注采井网中间为注水井，周围6口为采油井，假设虚线表示压裂产生的人工裂缝走向，注水井注入的水会在很短时间，顺着人工裂缝流向采油井。使采油井含水猛增，严重影响开发效果。反九点法井网只要一压裂，夹在注水井中间的这口油井通过人工裂缝，水就会在较短时间流向这口井，并很快被水淹掉，从而影响开发效果。因而此种沿最大主压应力方向排列的布井井距不宜太小，若井距不大则不宜沿水平最大主压应力方向相间排列油水井。
五点井网系统（图6-16）的注采强度、注水波及系数和井网控制程度都明显优于其他井网系统，是开发低渗透油藏最理想的一种注水系统。这种井网要严格按水平最大主应力方向布井，井排方向与人工裂缝延伸方向错开45°，排井距离最好大于350m。注水井按人工裂缝延伸方向切割注水；注水井要小型压裂，使注入地层中的水形成水线来驱油。在低应力（高产区）和低应力井段注水，要严格遵守注入压力要小于地层最小主应力值；并要间歇注水，注水×天，停注×天。因低应力区与低应力井段地层均有天然裂缝，如注水时间过长，水会沿着天然裂缝乱窜。因绝大多数天然裂缝走向是与人工裂缝斜交或正交，这就有可能沿着天然裂缝窜向采油井。间歇注水是使水在地层有吸渗时间，这可提高波及体积，有效地增加无水采油期。如图6-16压裂的注水井驱油效果好，没有死油区。
图6-16 五点法注采井网两种注水方式对比图
（据张景和，1994）
注采井网是按人工裂缝走向布井，还是按天然裂缝走向进行布井，这需要加以论证，按哪个走向进行井网布局，这还取决于地层中三向应力分布。我国绝大多数低渗透油田地层断裂带比较发育，在这种断裂发育地层，绝大多数原始构造应力已经释放，现今所处的应力分布中水平方向应力为三向应力中最小，且水平两个主应力分布是由构造及断裂类型不同而变化。当水平两个主应力之差比较大，即差值在7～20MPa之间，在这种应力之差的压力作用下，天然裂缝绝大多数为闭合状态。这时天然裂缝中的导流能力将是人工裂缝导流能力的1/10～1/20，在上述应力状态下，注采井网布局应按人工裂缝延伸走向进行注采井网布局。当水平两主应力之差小于3MPa时，这时地层岩石处于拉应变之中，地层中只要出现裂缝开度都比较大，一般都大于人工裂缝的开度。所以在两向水平主应力差小于3MPa且天然裂缝非常发育的地层进行注采井网布局，应按天然裂缝走向进行井网布局。我国火烧山油田就是这种情形。
目前，对于井排方向与主应力方向所成角度的优化问题还有待于进一步研究。实际上，对于不同地层及地质构造，即使所选角度相同，开发效果也会不同。
针对地应力与油气藏渗透率及人工裂缝的关系，国内外学者提出了多种与之匹配的开发井网模式，其中中国石油勘探开发研究院廊坊分院压裂与酸化服务中心提出的“开发压裂理论”最具代表性。它将人工裂缝与开发井网优化匹配，达到提高低渗透油气藏的单井累积产量、油气藏的采出程度及开发期最大净现值的目标。并在长庆油田应用中取得良好效果。
井网系统调整的灵活性
井网调整的灵活性是井网系统选择的重要依据之一。在开发设计阶段，当设计者还未详尽地了解并掌握油藏的地质特征时，首先设计一套可以灵活调整的井网系统，以避免开发中出现决策性的失误。
当采用反九点井网系统进行注水开发时，如果在开发过程发现注入水沿角井方向推进较快，说明储集层中定向渗透性或裂缝沿角井方向分布，应当适时转注角井，将反九点注水系统转化为五点注水系统。如果发现水沿边井方向突进较快，则转注边井，将反九点系统转化为直线排状注水系统。通过这种转化可以扩大注水波及系数，提高注水开发效果。对于裂缝性油藏，在裂缝未搞清楚的情况下，初期选择反九点系统，在调整上具有较大的灵活性。
图6-17 小五点转化为大五点井网系统示意图
如果已选用五点井网系统进行注水开发，开发过程中发现油井水淹较快，说明，注采井间存在定向渗透性或裂缝。此时，可把原来的四角注水井关闭，把中心的l口采油井转注，与相邻的4口采油井构成新的五点井网系统（图6-17）。转化后的井网注水方向与裂缝走向成45°夹角。这种转化的实质是将小五点改成大五点井网系统，如果原井网井距为a，转化后井距则为
四点井网系统，1口采油井周围同时存在3个来水方向，无论那一方向上存在定向渗透性或裂缝，由于油水井同时分布在该方向上，因此开发过程中很难根据注水动态进行灵活调整，这是四点井网系统的主要缺点。
气藏井网设计
对于依靠弹性能量开采的气藏，开发井网一般采用矩形井网。在多数情形地应力方向和天然裂缝成一定角度的斜交，水力压裂后由于水力裂缝的存在，地层中的径向流动改变为地层中的线性和径向流动以及裂缝中的线性流动，油（气）藏的泄油区域发生了较大变化。因此井排方向、井距的选择显得尤为重要。
A.合理井距的选择
根据现有资料，采用下列两种方法对井网距进行估计。
气层钻遇率法
油气藏现今地应力场评价方法及应用
式中：Nc——水驱控制储量（应该达到85%以上），104m3；L——含气面积边长，km；d——井网距，m；F——含气面积，km2。
根据上式对川西地区三个区块的井网距进行了估算，洛带蓬莱镇气藏为180m左右；新场蓬莱镇气藏估算值为210m左右、沙溪庙气藏为230m左右；
季雅舍夫法
季雅舍夫提出了根据地层渗透率值估算井网距（d）的经验公式为：
d=171.8+0.53K （6-25）
式中：K——地层渗透率，10-3μm2。
采用上式，选择川西地区30口井产层段有效渗透率进行计算，结果为170～178m。
B.井网距对比及结果
根据目前国内外部分致密砂岩油气田的井网密度资料，一般情况下所采用的极限井距在250～500m之间。
根据四个气藏的具体情况和地应力方向及特征，考虑到压裂投产，采用矩形井网进行开发比较合适。在最大主应力方向上井距大，而垂直方向井距小（图6-18）。
四个气藏的极限井距及井排方向结果见表6-5。
图6-18 压裂投产开发井矩形井网示意图
表6-5 川西地区四个构造带侏罗系气藏开发井排方向及极限井距结果
（据周文等，2003）