区块整体压裂改造技术是低渗透油（气）田高效开发的有效手段，通过整体压裂可以提高油水井的增产增注能力和区块的采油速度和经济效益。从20世纪70～80年代中期，国外就在致密油气藏压裂及注水开发过程中认识到整体压裂的重要性；90年代初，国内主要的低渗透油田开始暴露出压裂开发井网与地应力不匹配，裂缝规模设计不合理等矛盾，从而油气藏整体压裂优化设计得到重视。
低渗透储层中的天然裂缝大多为构造裂缝，力学性质既有张性的也有剪性的，一般以剪裂缝为主。天然裂缝的分布规律主要受古应力场控制，张裂缝的延伸方向与古应力场的最大主应力方位一致，剪裂缝的延伸方向与古应力场的最大主应力方位一般呈45°夹角，现今应力场的方向和大小对天然裂缝的连通程度有一定的影响，天然裂缝除了具有方向、密度、连通性的各向异性外，不同时期裂缝组系间还有差异。压裂形成的裂缝分布也具有一定的方向性，一般受现今地应力场和天然裂缝分布的控制。压裂裂缝中一部分追踪天然裂缝，其走向与天然裂缝走向差别小于45°，一部分是与现今最大主应力方向平行的新生岩石裂缝。油水井天然裂缝各向异性及水力压裂裂缝的存在会对油田开发产生影响，必然导致注水开发过程中油水运动在不同方向上的差异性。因此在低渗透油藏注水开发过程中，开发井网的部署必须考虑储层参数和裂缝的各向异性（矢量性），并与之相匹配，故应进行矢量井网及整体压裂设计。
整体压裂开发技术是把具有一定缝长、导流能力和方位的裂缝团置于油藏模型中，预测其在生产开发过程中对产量、扫油效率等发生的一系列动态变化，研究其与不同地层条件的相互协调、相互匹配问题，找出其最佳状态。井网与地应力的优化匹配是低渗透油藏整体改造优化的首要问题。油气藏整体压裂时，人工裂缝的走向、长度、形状对开发方式、开发井网、井网密度等参数均有较大影响；而人工裂缝的走向、长度、形状以及压裂施工工艺参数的确定就取决于地应力的大小和方向，所以如何根据地应力布置油水井网，在提高油井产能同时，最大可能提高油藏无水采收率及最终采收率非常重要。
水力裂缝的存在改变了油藏中渗流的方式，导致不压裂井中的径向流动状态改变为压裂后的双线性流动状态。对于均质地层，水力压裂裂缝沿最大水平主应力方向延伸，在压裂井周围形成的椭圆形泄油区域的长轴方向沿水力裂缝方向，因此沿着最大主应力方向布置注水开发井排有利于提高无水采油期和注入水的驱油效率，延缓见水时间。在非均质地层中，由于天然裂缝和人工裂缝的共同作用，地层中的主渗流方向在压裂后可能沿着水力裂缝方向与天然裂缝间的某一方向，且因低渗透油田微裂缝一般较为发育，因此整体改造开发井网的布置不仅要考虑地质因素，同时必须考虑地应力和天然裂缝的双重影响，井网参数需要通过压裂油藏模拟覆盖来选择。在井网方式设计上，国内学者给出了不同井网方式与裂缝的最佳匹配关系（图5-35），即注采主流线最大限度地与裂缝延展方向避开，如五点法布井，当注采方向与裂缝方向成45°夹角时效果较好。
图5-35 不同井网形式与裂缝的最佳匹配关系