中國超深層大氣田高質量開發的挑戰、對策與建議

李熙喆 郭振華 胡 勇 劉曉華 萬玉金 羅瑞蘭 孫玉平 車明光

中國石油勘探開發研究院

0 引言

作為“兩深一非（深層、深海、非常規）”油氣勘探開發領域的重要組成部分，中國超深層天然氣（儲層埋深超過4 500 m）資源基礎雄厚。自2000年以來，伴隨普光、庫車深層、元壩、安岳等大型、超大型氣田的發現和相繼開發，超深層天然氣已成為我國天然氣增儲上產、效益增長的主體和未來上游業務發展的重要戰略領域。該類氣田具有較強的儲層非均質性、復雜的氣水關系、壓力系統及地表、地下構造等地質特征，高投入、高風險的特點決定了其在開發過程中存在建產規模與經濟效益、單井高產與長期穩產、采氣速度與開發效果以及評價周期與風險識別4個方面的矛盾問題，如何實現高質量開發是一項艱巨復雜的系統工程。

為此，筆者針對我國超深層大氣田的開發特點、開發效果進行了梳理和評價，明確了實現高質量開發面臨的挑戰，同時基于室內物理模擬實驗、儲層評價、氣藏動態評價、數值模擬研究和國內外氣田開發的經驗教訓，提出了超深層大氣田高質量開發的要求和具體的對策與建議，以期為該類型氣田科學有效開發提供有益的指導。

1 超深層大氣田開發具有重要的戰略意義

1.1 超深層是常規天然氣產量增長的主體

目前，中國已探明并投入開發的超深層大氣田主要分布于西部的四川盆地和塔里木盆地[1]。在四川盆地，普光、元壩、磨溪區塊龍王廟組（以下簡稱磨溪龍王廟）等大型氣田已高效建成，高石梯—磨溪區塊震旦系燈影組等氣田正在進行產能建設，川西雙魚石棲霞組尚處于評價建產階段。在塔里木盆地，位于克拉蘇構造帶的迪那2、大北、克深等探明儲量超千億方的大氣田相繼建成，并在博孜等地區取得重大勘探開發突破，庫車山前克拉蘇構造帶超深層萬億立方米大氣區初步顯現[2]。得益于超深層大氣田的開發，我國天然氣產量快速增長，其中中國石油天然氣股份有限公司（以下簡稱中國石油）天然氣年產量由2000年的183×108m3增長到2018年的1 093×108m3，年均增幅10.5%，占當年全國天然氣總產量的70%；超深層天然氣產量也由2000年的9.0×108m3上升至2018年的324.8×108m3，年均增幅22.1%，遠高于其他類型天然氣（儲層埋深小于4 500 m的常規氣、致密氣、煤層氣等）產量的年均增幅（8.6%）；超深層天然氣產量與天然氣總產量的占比由“十五”期間的5.2%，上升至“十二五”期間的17.4%，預計“十三五”期間將達到29.7%，由此可見，超深層天然氣已成為常規天然氣產量增長的主體（圖1）。

1.2 超深層是天然氣上游業務效益貢獻的關鍵

在14個超深層大氣田中，除普光和元壩氣田外，其余12個氣田（磨溪龍王廟、安岳、龍崗、渡口河、鐵山坡、羅家寨、大北、克深、迪那2、塔中I號、博孜、千米橋氣田）的儲集空間類型主要為裂縫—孔隙型或裂縫—孔洞型，由于各類裂縫較發育，儲層整體表現出中—高滲特征[3]，且單井產氣量較高。中國石油6個超深層大氣田（包括磨溪龍王廟、安岳、大北、克深、迪那2、博孜氣田），2018年平均單井日產氣量為50×104m3，遠超其他類型氣田。得益于氣田規模大、單井產氣量高，中國石油超深層大氣田的內部收益率普遍較高，平均為31%，是其他類型氣田的2.3倍，預計“十三五”末，中國石油超深層大氣田的利潤占中國石油天然氣總利潤的比例將由2016年的49%提升至57%，是天然氣上游業務效益貢獻的關鍵。

1.3 超深層是未來油氣上游業務發展最重要的戰略領域

近年來，中國石油在四川盆地川西北部地區棲霞組—茅口組、川西南部地區雷口坡組、二疊系火山巖和川中古隆起震旦系以及塔里木盆地秋里塔格構造帶等多個領域取得了勘探突破。根據第四次油氣資源評價成果，中國石油陸上超深層常規天然氣（含致密氣）資源量為22×1012m3，占常規天然氣資源總量的42%；截至2019年底，中國石油超深層天然氣探明地質儲量為2.86×1012m3，資源探明率僅為13%，勘探潛力巨大。可以預見，超深層天然氣在我國天然氣資源供應中將占據舉足輕重的地位，實現其高質量開發對提升油公司效益、保障地區平穩供氣具有重要意義。

2 超深層大氣田高質量開發面臨的挑戰

2.1 地表及地下構造復雜，準確落實構造難度大

大北、克深氣田位于塔里木盆地庫車坳陷克拉蘇沖斷帶，地表為復雜山地和第四紀沖積扇，地震波次生干擾嚴重；淺層礫巖發育，近地表速度橫向變化大；氣藏埋藏深、逆掩斷裂發育、構造模式復雜，地層重復疊合，鹽巖厚度橫向變化大，地震資料信噪比低，不同井控程度下解釋得到的斷層位置、斷塊組合關系和構造形態變化較大，易導致鉆井落空，進而對氣水分布的認識造成較大偏差，從而影響儲量評價的結果。如大北氣田，從1998到2014年，隨著鉆井數量的增多、地震采集、處理、解釋方法和手段的改進，對該氣田構造的認識發生了巨大的變化。

2.2 儲層非均質性強，儲量規模和氣井合理產量的確定難度大

中國14個已投入開發的超深層大氣田（藏）儲層平均孔隙度普遍小于10%，特別是儲量超過1 000×108m3的大氣田，除普光氣田、迪那2氣田（儲層平均孔隙度分別為8.11%、9.56%）外，其他氣田（藏）（包括磨溪龍王廟、安岳、大北、克深、塔中I號氣田）儲層平均孔隙度均小于5%[1]。受基質物性及裂縫發育的非均勻程度影響，超深層氣田儲層表現出較強的非均質性，通過不同分析手段解釋得到的滲透率差異明顯，如磨溪區塊龍王廟組氣藏，試井解釋滲透率介于0.1～63.0 mD，較巖心分析和測井解釋滲透率高出1～2個數量級。

超深層氣田有效儲層孔隙度下限的準確界定難度大，導致儲量規模的確定難度大。對我國典型超深層大氣田（藏）的跟蹤研究表明，動靜儲量比（即采用動態法計算的儲量與探明地質儲量之比，動態法計算的儲量以下簡稱動態儲量）介于37%～94%（圖2），并且基質物性越差，該比值越低；同時，儲層的非均質程度越強，該比值也越低，反之則越高。

盡管儲層基質致密，但由于裂縫較發育，氣井初期無阻流量較高，若氣井配產過高，基質供氣能力不足將使井底壓力快速下降，難以維持長期穩產。如圖3所示，基質的供氣能力與基質巖塊滲透率、裂縫發育程度密切相關，圖中Km表示基質巖塊滲透率，mD；L表示裂縫間基質塊長度，m。若基質供氣能力不足，在高配產條件下氣井生產壓差過大，流壓快速下降將導致氣井產量的大幅度降低。

圖2 典型超深層大氣田（藏）探明地質儲量、動態儲量與動靜儲量比統計圖

圖3 與基質供氣量關系曲線圖版

2.3 實際采氣速度較高，氣藏存在快速非均勻水侵風險

通過對全球已開發氣田的開發效果進行分析，認為驅動類型是影響氣田開發效果的主要因素。水驅氣藏的采收率介于11%～68%，平均為44%，明顯低于氣驅氣藏的采收率（平均為74%），并且采收率低于40%的氣藏，具有活躍水體和雙孔介質的儲集空間特征[4]。在開發早期階段，若單井配產過高，且完井層段靠近氣水界面，則氣井容易過快出水甚至水淹停產，導致氣藏采收率低。位于加拿大不列顛哥倫比亞省和育空地區的Beaver River氣田[5]，主力產層為裂縫性白云巖儲層，基質致密，在開發初期有10口生產井，單井配產高，平均為110×104m3/d，單井配產與單井無阻流量的比值平均為46%，由于射孔層位靠近氣水界面，生產井快速產水，產氣量隨之也迅速降低；1973年6月所有生產井均產出地層水，之后雖進一步降低產氣量，但產水量仍持續增加；1976年底，僅一口井以30×104m3/d氣量進行生產；1978年氣田廢棄，累計產出天然氣50×108m3，采收率僅為12%。可以看出，隨著井底壓力下降，地層水沿裂縫竄進是氣井產水的主要原因，且氣井配產過高，井底壓力下降過快，氣井見水則越早，氣藏采收率也越低。

目前，我國已投入開發的超深層氣田多為邊、底水氣藏，在開發方案編制時，考慮降低水侵影響和大型、特大型氣田穩產的要求，設計采氣速度（年產氣量與天然氣探明儲量之比）通常不大于4%[6]。但在開發初期由于對氣田儲層的非均勻展布認識程度不足，對局部區域氣井的配產會偏高，從而導致氣田開發面臨非均勻水侵風險。

2.4 氣藏埋藏深、壓力系統復雜，鉆完井周期長、投入高

統計表明，目前已開發的超深層大氣田鉆完井周期較長，鉆完井投資普遍超過1.2億元/井，分析認為主要有以下兩個方面的原因：①氣藏埋藏深、壓力系統復雜、井壁穩定性差，地層可鉆性差、鉆井生產時效（實鉆時間與鉆井工作總時間的比值）較低。例如，克深氣田探井或評價井的鉆井周期為651天，開發井為384天，探井、評價井、開發井鉆井生產時效分別為77.32%、90.24%和97.64%；②原材料成本偏高。不同沉積盆地和不同主力含氣層系，氣體性質差異明顯，塔里木盆地超深層大氣田除克深氣田以外，其他均以凝析氣為主，四川盆地碳酸鹽巖氣藏普遍為中含H2S的干氣[1]，管材設計時需考慮H2S、CO2和地層水產生的腐蝕[7]，每米進尺的鉆井成本平均超過2萬元。

3 超深層大氣田高質量開發的要求和對策

3.1 超深層大氣田高質量開發的要求

結合國內外已開發氣田的經驗，超深層大氣田（藏）高質量開發需要滿足3個要求并完成相應指標：①準確認識氣藏，確保開發井成功率超過90%；②確定氣田合理的產能規模，避免功能浪費，地面集輸和凈化廠處理能力與井口產能的比值不大于1.2；③對采氣速度、氣井配產等氣藏主要開發技術指標進行優化，保持較高儲量動用率和最終采收率，氣田（藏）穩產期末采出程度達到50%，最終采收率高于70%。

3.2 超深層大氣田高質量開發的對策

3.2.1 強化氣藏前期評價，落實可動用儲量

核心是以規模試采評價的動態儲量作為開發方案編制的基礎，制訂開發技術政策。

3.2.1.1 保持合理的建產節奏，保證開發前期評價時間

為確保開發前期評價效果，評價周期應不少于6年[1]。同時，需要把握3個關鍵點：①高精度開發地震工作量；②評價井數量和層次；③試采時間和效果。

3.2.1.2 強化高精度三維地震采集、處理與解釋，準確刻畫斷裂和構造形態

針對庫車山前氣藏埋藏深、逆掩斷裂發育、構造模式復雜及地震資料信噪比低的特點，經多年持續攻關，通過增加接收線條數、增大觀測方位、提高覆蓋次數，形成了“兩寬一高（寬頻帶、寬方位、高密度）”三維地震采集技術，地震資料的信噪比大幅提高，地震成像較原三維背景更干凈，波組特征和構造接觸關系更清晰[8]。在大北1氣田、克深氣田克深2區塊之后開發的克深8、克深9等區塊，基于“兩寬一高”三維地震采集技術，通過優選構造模型，提高圈閉落實精度，使目的層深度誤差由125 m降低到30 m以內[9]。

3.2.1.3 強化規模試采，落實可動用儲量

通過強化規模試采，以獲取可靠的動態資料，落實可動用儲量。試采要求涵蓋不同類型氣井（無阻流量高、中、低型），試采時間持續1年以上，視地層壓力下降3%～5%[1]，以確保試采效果。

3.2.1.4 持續技術攻關，取準關鍵參數

巖石有效壓縮系數（Cp）是表征異常高壓氣藏巖石彈性能量的重要參數，對動態儲量的計算影響很大[10]，依靠經驗法取值，動態儲量的計算誤差高達30%～200%。以某超深層大氣田為例，當Cp取值為0、0.002 MPa-1、0.004 MPa-1時，相應計算的動態儲量依次為410×108m3、223×108m3、158×108m3。

異常高壓氣藏儲層巖石孔隙壓縮系數（Cp）存在應力敏感性，即初始條件下Cp值高于常壓氣藏，隨著氣藏壓力下降，凈覆壓值增加，Cp值降低，且不同儲集空間類型巖石的有效壓縮系數下降趨勢存在明顯差異[11]。針對超深層、異常高壓的氣田，需要根據實際地層條件，開展不同儲集空間類型儲層的彈性能量評價實驗，取準Cp值以準確計算動態儲量。

3.2.2 優化布井方式與合理配產，降低開發風險

超深層氣田儲層非均質性強，且普遍存在邊、底水，布井方式和單井配產對氣田開發效果影響很大。在開發此類氣藏時，布井模式應由“稀井高產”向“均衡布井”轉變，氣井配產要綜合考慮基質供氣能力和水侵風險，以達到兼顧不同品位資源、實現資源有效動用的目的。

3.2.2.1 布井模式由“稀井高產”向“均衡布井”轉變

“稀井高產”是國外跨國公司和我國開發海外油氣田的主要布井模式，其特點是利用有限的時間和較小的投資實現快速、規模建產和經濟效益的最大化[12]。在一段時期內，“稀井高產”模式在我國國內天然氣開發中得到廣泛應用，對天然氣業務迅速發展起到了積極作用。由于超深層大氣田氣井產能普遍較高、鉆完井周期長、單井投資高，也使該類氣藏在開發中常常采用“稀井高產”的模式，以實現快速建產。從實驗分析和氣田開發效果來看，“稀井高產”模式具有一定的局限性。全直徑長巖心物理模擬實驗結果表明，對于平面強非均質性氣藏，在高、低滲區均勻布井開發，較單一在高滲區布井開發可以提高采收率24%。川東胡家壩、五靈山石炭系氣藏均為構造氣藏，氣藏在邊水水體、含氣面積、儲層性質等方面較為相似，胡家壩石炭系氣藏采用密井網（2.1 km2/井）、控產排水開發模式，采收率達70%，而五靈山石炭系氣藏采用“稀井高產”模式（8.1 km2/井），水侵影響程度高于胡家壩，采收率不到40%。利用大數據分析技術，通過對國內34個大型氣田800余口開發井數據進行分析，建立了以氣藏為單元的井均動態儲量與井均無阻流量分析圖版[3]，為合理配產、充分發揮氣井產能提供了依據，該研究成果可用于氣藏開發初期井網的部署以及開發效果的對比。

3.2.2.2 確定合理采氣速度，對超深層大氣田進行保護性開發

根據國內外114個大氣田的開發實踐來看，基于可采儲量的采氣速度主要介于2%～14%，中值為4.9%（圖4）；并且，儲量規模越大，采氣速度越低（圖5），當氣田可采儲量大于500×108m3、產量比重大（供應規模占地區產量或需求量的5%以上）時，就應納入限制生產規模、降低采氣速度、保障長期穩定供應的戰略氣田范疇，需要進行保護性開采，將采氣速度控制在4%以下。

圖4 大氣田采氣速度統計圖

圖5 大氣田采氣速度與地質儲量關系圖

3.2.2.3 綜合考慮基質供氣能力和水侵風險，優化單井配產

當儲層基質供氣能力不足時，若單井配產過高，井底壓力快速下降，將導致氣井過快水淹，氣藏穩產期縮短，采收率大幅度降低。與Beaver River氣田鄰近的Kotaneelee氣田（天然氣地質儲量為134×108m3，可采儲量為67×108m3，采收率為50%）和Pointed Mountain氣田（天然氣地質儲量為226×108m3，可采儲量為89×108m3，采收率為39%），由于充分吸取了Beaver River氣田開發的經驗教訓，通過加強氣田管理、優化氣井配產、控制射開層位，在一定程度上延緩了底水錐進，減輕了暴性水淹產生的危害，使氣藏開發效果明顯提高。

對于基質致密的裂縫性氣藏，氣井在高配產條件下，由于基質供氣能力低，單位壓降采氣量降低。物理模擬實驗結果表明，對于強非均質性儲層，配產由600 mL/min降至200 mL/min，通過壓降法計算得到的可動用儲量提高了13.2%，通過優化氣井配產，可實現強非均質性儲層平面和縱向上的均衡動用。

通過前期研究，利用試井解釋獲取的綜合滲透率與巖心測試或測井解釋得到的基質滲透率的比值，即，定義了主流通道指數，進而將儲集層劃分為單孔單滲、雙孔雙滲、雙孔單滲3 種類型[1]；實現了儲集層流動通道類型的定量表征[13]。為規避非均勻水侵，采用主流通道指數對氣井進行水侵風險分類，識別水侵高風險井，對高風險井進行優化配產。以迪那2氣田為例，針對主流通道指數大于20的水侵高風險井，考慮其距離邊底水的距離和合理的控水生產壓差，進行優化配產，水侵高風險井按無阻流量的12%進行配產，水侵低風險井按無阻流量的24%進行配產，通過差異化配產有效避免開發早期發生非均勻水侵風險，取得了較好的開發效果。

3.2.3 開展優快鉆井技術攻關，不斷降低開發成本

油氣鉆井深度由20世紀60—70年代的3 000 m左右，目前已突破8 000 m[14]。超深復雜井鉆井技術的快速進步，拓展了油氣勘探開發的縱深和領域[2]。

3.2.3.1 關鍵設備的自主研發，使開發成本不斷降低

為解決庫車山前7 000 m深度鉆機負荷低、9 000 m深度鉆機成本高的問題，低成本研發了8000 m深度鉆機；研制了PCDS-l、CQMPD-l等精細控壓鉆井系統，為解決井漏、井壁失穩等復雜井況提供了技術支持；研制了BH-VDT和XZ-AVDS自動垂直鉆井系統，已成為庫車山前地區防斜打快的核心技術；研制了氣密封套管閥、高壓力級別旋轉防噴器等裝置，提高了氣體/欠平衡鉆井的技術能力；自主研發油基鉆井液體系和多種核心處理劑，實現了高密度油基鉆井液國產化，成本降低30%；自主研制固井水泥漿體系，滿足了超深層高溫、大溫差井對固井技術的要求；高效PDC 鉆頭、復合鉆頭、孕鑲鉆頭等一批具有自主知識產權的鉆井提速工具正逐步成為超深井提速的主體技術[15]。

3.2.3.2 鉆井方式的不斷創新，使開發效果不斷提升

近年來大力發展水平井、叢式井、大位移井鉆井技術，大力推進鉆完井批量化、工廠化作業模式，大幅縮短了鉆井周期、提高了作業效率。元壩氣田現場應用表明，依托超深水平井優快鉆井、超深水平井軌跡實時優化等技術，單井鉆井周期縮短100天以上，有效儲層鉆遇率提高67.5%，酸化增產倍比介于2.2～5.0，取得了良好的效果。依靠大斜度井和水平井工藝，大幅度增加縫洞型和孔洞型儲層鉆遇長度，高石梯—磨溪區塊臺內燈四段氣藏單井平均測試產量由早期的8.3×104m3/d提高到57.5×104m3/d，提產效果顯著[16]。

3.2.4 針對性的儲層改造技術攻關，單井產氣量和儲量動用程度不斷提高

形成了以甲酸為主體的緩速酸體系，通過添加膠凝劑，進一步延緩酸巖反應速度和減小酸液流動的摩擦阻力，同時配合高黏度酸液的黏滯暫堵方法，改善對基質的酸化效果，該技術可滿足160 ℃高溫儲層進行基質酸化的需求。針對異常高壓厚層裂縫性碎屑巖儲層設計了砂巖酸壓的改造工藝，施工排量一般介于3.0～5.0 m3/min，采用顆粒與纖維暫堵轉向來提高厚層動用程度，現場應用結果表明，該工藝施工簡單，改造后增產效果顯著。

形成了6 000～8 000 m超深層碎屑巖加砂壓裂技術：研發了以氯化鉀和硝酸鈉為主的加重壓裂液體系，最高密度分別達到1.15 g/cm3和1.35 g/cm3，最高耐溫分別達到160 ℃和180 ℃；形成了滑溜水攜低砂濃度（砂濃度介于30～90 kg/m3）改造天然裂縫和膠液攜中高砂濃度（砂濃度介于150～450 kg/m3）的復合加砂壓裂工藝；配套了140 MPa耐高壓設備、大口徑?88.9～114.3 mm組合壓裂管柱和耐高溫160 ℃暫堵材料等。該技術在現場應用26井次，應用最深井井深介于7 311～7 430 m，溫度為178 ℃。

4 超深層大氣田高質量開發的建議

4.1 進一步縮短鉆井周期、降低成本，實現低品位儲量效益開發

超深層大氣田儲層非均質性強，相當一部分儲量分布于低效儲層中，如何實現其規模有效動用是高質量開發必須面對和解決的問題。以高石梯—磨溪區塊震旦系燈四段氣藏為例，80%的儲量蘊藏于孔隙度低于5%的特低孔儲層中，臺內探明儲量占總探明儲量的25%；得益于技術的進步，臺緣帶開發效果好于方案設計，高石梯和磨溪區塊的高產氣井比例不斷增加，內部收益率可達25%～30%；采用特殊工藝井及大排量酸壓工藝技術，臺內單井提產效果顯著，平均天然氣無阻流量由早期的8.3×104m3/d提高到57.5×104m3/d。但是，受儲層強非均質性的影響，臺內單井動態儲量仍明顯低于臺緣帶，考慮單井投資、操作成本，根據目前氣價測算內部收益率低于8%，難以實現有效動用。

鉆完井費用是氣田開發成本的重要組成部分，鉆完井周期長、原材料成本高是單井投資大的主要原因。已開發超深層大氣田的完鉆井數據分析結果表明，鉆井生產時效低、復雜情況多，是影響鉆井效率的關鍵因素。應針對超深井的高效運移鉆機、高效破巖鉆頭和輔助工具、井筒完整性、井下寬帶信息傳輸等技術開展攻關并力爭取得技術突破，進一步縮短鉆完井周期、降低成本，以實現低品位儲量的有效動用。

4.2 立足分層壓裂改造，實現連續巨厚層全剖面動用

以“大跨度機械分層＋段內投球暫堵細分小層”為特點的多級分層改造技術可以實現連續巨厚層全剖面動用，2019年在庫車地區累計應用6井次，單井平均無阻流量提高近5倍，巨厚儲層縱向上改造程度高使得儲量得到了充分動用。

隨著超深層勘探開發工作的不斷深入，儲層中部埋深超過8 000 m、溫度超過190 ℃的超高溫井日益增多，對壓裂改造材料和壓裂工藝技術提出了更高的要求。下一步，超深層儲層改造需在超高溫緩蝕緩速酸液體系、低成本環保型耐高溫加重壓裂液、超高溫高壓分層工具等方面的研發進行重點攻關[17]。

4.3 不斷創新管理模式，突出質量效益

超深層大氣田的高質量開發，除了技術上的進步之外，還需要不斷創新管理模式。

1）要遵循氣田開發規律，對成組氣藏進行地下地面總體布局，整體優化、重點突破，分區分批推進；開展地質工程一體化攻關，開發早中晚期全盤設計，統籌考慮氣田規模、開發效果和經濟效益。

2）要合理控制建產節奏，建立超深層大氣田開發建設和生產運行的科學程序，突出對氣藏的評價認識和主體開發技術的準備。

3）要投資計劃單列，以保證超深層大氣田的開發投入。

4）要建立獨立考核指標體系，包括儲量動用率、開發井成功率、方案指標符合率等；精細生產管理，對重點氣井單獨管理、評價和考核。

5）對大型主力氣藏，要實施保護性開發，嚴格控制產量上限指標，做到增產必須增效。

5 結束語

中國超深層天然氣資源勘探開發潛力巨大，已成為常規天然氣產量增長的主體和天然氣上游業務效益貢獻的關鍵，更是未來油氣上游業務發展的重要戰略領域。要實現其高質量的開發，需要做到以下幾點。

1）強化氣藏前期評價，落實可動用儲量，確定合理產能規模，避免功能浪費。

2）優化井位部署與單井合理配產，實現氣藏均衡開發，獲得高儲量動用率和采收率。

3）持續進行鉆完井技術及針對性的儲層改造技術攻關，通過鉆完井技術攻關進一步縮短鉆完井周期，使開發成本不斷下降，通過儲層改造技術攻關進一步提高單井產量、提高儲量動用程度，實現低品位儲量的有效動用。

4）不斷創新管理模式，更加突出質量效益。