基于體積壓裂的深層低滲油藏開發新模式

陰艷芳

(中國石油遼河油田分公司 開發事業部,遼寧 盤錦 124010)

遼河油區經過五十多年的勘探開發,以低滲油藏為主的低品位儲量逐漸成為增儲建產的開發主體[1]。“十三五”期間,新增石油探明儲量中低滲透油藏占比達到78.4%,其中,深層低滲油藏由于資源品質更差,投資成本更高,傳統“直井+常規壓裂+注水驅替”開發模式難以實現有效開發[2],普遍存在動用儲量規模小、壓裂投產后產量快速遞減、注水開發注不進采不出等難題[3],如何“提高單井產量、提高儲層動用率、提高油藏采收率”是油田科研生產的難點和熱點。雙229 塊是近年來儲量規模最大的深層低滲油藏,勘探和評價階段圍繞儲層甜點部署12 口井,壓裂投產后產量年遞減率高達63%,油藏開發的難度極大。同類油藏普遍采取選擇甜點區擇優部署、油井壓裂投產和超破裂壓力注水補能的開發方式,儲量動用率低、油井注水見效難、經濟效益差。雙229 塊具有儲層敏感性強、層多層薄、地層傾角大、高溫高壓等特殊性,現有的“直井+常規壓裂+注水驅替”開發模式不能適應區塊效益建產的開發需求。采取工程地質相結合,基于體積壓裂儲層改造,研究深層低滲油藏效益建產新模式。

1 油藏地質概況

雙229 塊構造上位于遼河坳陷西部凹陷中南段清水洼陷北部,中央凸起的西側。主力含油目的層為E3s13,細分為E3s13Ⅰ、E3s13Ⅱ、E3s13Ⅲ、E3s13Ⅳ、E3s13Ⅴ五個砂層組,油藏埋深2 900～3 970 m,是典型的超深層薄互層狀特低滲油藏。

區塊整體構造形態為受大洼斷層控制的北東走向、西南傾、箕狀構造,北高南低,東西高、中部低,區內發育多條近東西向斷層將其復雜化,最高埋深3 100 m,最低埋深4 150 m。地層傾角較大,一般10°～15°,最大45°。

儲層沉積體系為三角洲前緣沉積,物源來自東側中央凸起,有利相帶為水下分支河道。巖性致密,主要為細砂巖、粉砂巖、泥質粉砂巖,巖石類型為巖屑長石砂巖,長石含量為36%～51%,石英含量為24%～36%,巖屑含量為13%～38%。儲層物性差,有效孔隙度平均12.7%,滲透率平均1.62 mD。以原生粒間孔為主,孔大吼小、配位數低、喉道不均勻,平均孔喉比5.23,平均配位數0.65,喉道均質系數0.16。

油層分布受沉積、砂體及構造控制,油藏類型整體上為構造巖性油藏。平面上東部區域物源方向油層分布主要受構造控制,油層厚度較大,分布穩定;向西主要受到沉積、砂體控制,向北、向西油層減薄至尖滅。縱向上油層在E3s13Ⅱ～E3s13Ⅳ均有分布,主要分布在E3s13Ⅲ和E3s13Ⅳ砂層組,E3s13Ⅱ砂層組油層零星分布。單井鉆遇油層最厚47.9 m,最薄為1.2 m。油層分散且薄,單層厚度0.6～5.2 m,平均2.7 m。

油藏高溫高壓,地層溫度96.95～129.37 ℃,地層壓力32.58～44.67 MPa。油品為常規輕質油,20 ℃原油密度0.863 0～0.876 5 g/cm3,平均為0.867 2 g/cm3,50 ℃原油黏度9.78～13.62 mPa·s,平均為11.13 mPa·s,平均含蠟量為11.09%,膠質+瀝青質含量為17.10%,凝固點為27.9 ℃。

2 開發難點

一是油層埋藏深,有效儲層識別與預測難度大。油層埋深2 900～3 970 m,以近物源快速堆積的扇三角洲沉積為主,有利相帶變化快、頻繁交錯,主體相帶寬度100～200 m。儲層礦物成熟度和結構成熟度雙低,巖性混雜,分選性差。儲層薄(單砂層厚度普遍小于10 m),巖性復雜多樣,砂巖與含灰泥巖縱波阻抗相互疊置,常規波阻抗反演預測儲層多解性強。砂泥巖薄互層特征明顯,深側向電阻率由于縱向分層能力較差(縱向分辨率約0.6 m),易受圍巖影響,測量值偏低,不能有效識別劃分薄巖性層,油層有效厚度識別與劃分精度不高。

二是儲層敏感性強,入井流體易對儲層造成傷害。雙229 等三口井X 衍射全巖分析,儲層黏土礦物含量4.4%～10.2%,平均為6.9%,主要以伊蒙混層和伊利石為主,伊蒙混層相對含量為46～72%,伊利石相對含量為11%～28%,高嶺石相對含量為4%～19%。在流體剪切力的作用下其晶片極易破碎,顆粒細小,隨流體在孔隙中移動,堵塞巖石孔隙吼道造成儲層物性變差,而且在鉆完井、儲層改造及補能過程中與壓裂液、注入水等外來流體接觸,易發生水敏和速敏,嚴重傷害儲層[4]。陽膨法測得水敏程度為中等偏強,膨脹率11.5%～17.3%,滲透率傷害率62.3%以上,鹽敏臨界礦化度為7 000 mg/L,開發過程中應嚴格控制入井流體性質,并進行防膨處理。

三是油井自然產量低,有效壓裂投產方式不配套。油井基本無自然產能,早期7 口探井、評價井試油平均初期日產油1.28 t,一個月后均低產關井。要實現效益建產就必須采用壓裂改造方式投產,如雙229 井壓裂前日產油僅有3.1 t,壓裂后日產油高達52.2 t。但受儲層物性、油層發育狀況等因素影響,探井、評價井壓裂后產量存在較大差異,最高69.6 t/d,最低只有5 t/d。因此,在區塊開發過程中,亟需因井制宜,探索與儲層發育特征相匹配的有效壓裂方式。

四是天然能量不足,有效補能方式不明確。區塊邊底水不活躍,按照天然能量分級評價圖版,屬于天然能量不足,彈性采收率低[5]。采用衰竭式開發,預測天然能量采收率7.5%,為獲得較高產能和采收率,需采取人工保壓的開發方式。室內實驗評價注水啟動壓力梯度高、驅油效率低,雙229 井實測注水啟動壓力梯度高達1.49 MPa/m,在較大的驅替壓差下(6～8 MPa)最終驅油效率可達47%～48%,當注入0.5～1.0 PV 時,驅油效率只有35%～40%。同時由于區塊埋藏深、儲層強水敏,注水開發難以建立有效驅替系統。

3 體積壓裂可行性評價

體積壓裂改造是特低滲油藏實現經濟有效開發的關鍵技術之一[6],前人對低滲油藏體積壓裂已進行了大量研究[7-10],通過體積壓裂實現對儲層三維方向的全面改造,既能大幅度提高單井產量,還能最大限度提高儲層動用率和油藏采收率。

3.1 天然裂縫發育情況

在體積壓裂改造過程中,天然裂縫更容易先于基質開啟,原始和次生裂縫的存在能夠增加形成復雜縫網的可能性,從而極大地增加改造體積[11]。通過對雙229 井巖心觀察、鑄體薄片鑒定可以得出,巖性致密的砂巖儲層中宏觀構造裂縫不發育,局部井段細粒砂巖、中粒砂巖儲層中不同程度地發育少量微裂縫。雙229 塊E3s13段儲集空間類型以粒間孔、粒內孔、顆粒溶孔為主,少量鑄模孔、微孔,見少量顆粒裂縫、成巖微縫(見圖1、圖2)。在體積改造中,少量顆粒裂縫、成巖微縫的存在能夠增加形成復雜裂縫網絡的可能性,從而極大地增大改造體積。

3.2 儲層石英含量

儲層可壓性評價研究及開發實踐表明:黏土礦物含量高的塑性地層不易形成復雜縫網,富含石英或者碳酸鹽巖等脆性礦物的儲層有利于產生復雜縫網。據微觀巖石薄片鑒定資料統計,雙229 塊E3s13段儲層砂巖碎屑成分以石英、長石為主,次為巖屑。砂巖以巖屑長石砂巖為主,少量長石砂巖,其中長石含量為36%～51%,石英含量為24%～36%,巖屑含量為13%～38%。X 衍射全巖分析結果表明,石英平均55.40%,長石平均32.71%,碳酸鹽平均3.69%。儲層巖石具有一定的脆性,壓裂改造時在破裂壓力作用下易形成裂縫。

3.3 巖石力學特征

巖石力學參數在確定壓裂施工壓力、控制壓裂裂縫幾何形狀方面起重要作用。利用大型縫網壓裂機等巖石力學參數測定系統,開展室內巖心巖石力學參數測試,從動態彈性模量、斷裂韌性等參數測試結果分析,雙229 塊E3s13段具有三軸抗壓強度高、脆性指數高、泊松比低、抗拉強度低、斷裂韌性低等特征,脆性指數平均60%,動態彈性模量平均22.2 GPa,動態泊松比平均0.24,抗拉強度平均3.6(見表1),同時與遼河油田同期特低滲油藏對比,巖石力學參數非均質性較弱,實施體積壓裂破裂壓力相對較低、易破碎、形成復雜縫網能力強、縫寬和逢高較大。

表1 雙229 塊巖石力學參數測試結果表

綜上所述,雙229 塊E3s13段具備體積壓裂形成“縫網”的儲層條件。

4 開發新模式研究

為實現研究區塊效益建產,采取地質-油藏-工程相結合,基于巖石力學參數測定和體積壓裂改造評價,精細有效儲層識別,創建了超深層薄互層狀特低滲油藏“直井+分層分質體積壓裂+注氣補能”效益建產新模式。

4.1 有效儲層識別

針對超深層薄互層油藏有效儲層識別困難和儲層參數解釋精度低的問題,重新優選測井敏感曲線,分區分類開展儲層巖性、電性、物性、含油性“四性關系”研究,建立有效儲層識別標準。

通過巖心精細描述和測井曲線校正,優選敏感曲線-微球聚焦電阻率曲線,縱向分辨率由0.6 m 提高至0.08 m,滿足0.2 m 以上優勢巖性識別。巖心刻度測井,建立細砂巖、粉砂巖、泥質粉砂巖、泥巖四類巖性識別標準,確定優勢巖性為粉砂巖中夾的0.2～0.6 m 薄層細砂巖。細砂巖的含油性較好,含油級別以油浸為主,油浸及其以上含油級別占到80%以上;粉砂巖含油性較差,含油級別以油斑、油跡、熒光為主;泥質粉砂巖基本不含油。以油浸為含油性下限,將有效厚度巖性下限定為細砂巖。考慮埋藏深度、油層分布及物性特征的差異,分井區、分層段制作物性與含油性關系圖,以油浸為含油性下限,分別確定物性下限。引入氣測、輕烴、地化資料,參與制定油層下限標準,氣測峰基比7～20,iC4/nC4介于0.31～0.55,建立6 種類型有效儲層識別標準(見表2),試油試采證實符合率達90%以上。

表2 雙229 塊E3 s13 段有效儲層下限標準

4.2 開發方式優選

4.2.1 注水開發不可行性分析

雙229 塊為深層特低滲透油藏,同類型油藏開發實踐表明,實施規模注水開發難度較大。本次研究主要結合室內實驗及礦場試驗來綜合論證區塊實施注水開發的不可行性。

一是儲層水敏程度主要為中等偏強,注水開發需開展全過程防膨處理。儲層敏感性室內實驗表明,主力層段巖樣水敏程度為中等偏強、鹽敏臨界礦化度為7 000 mg/L。如果注水開發,應嚴格控制注入水水質,并進行注水開發全過程防膨,處理費用較高。

二是啟動壓力梯度較高,油層滲流阻力較大。遼河油田低滲透油藏注水啟動壓力梯度室內實驗研究表明,當滲透率小于2.5 mD 時,啟動壓力梯度上升幅度大幅抬升。雙229 井室內實驗實測注水啟動壓力梯度高達1.49 MPa/m,遠高于遼河低滲透油藏注水平均啟動壓力梯度1.0 MPa/m。同時,相對滲透率曲線測定油水兩相區較窄(24.5%～35.3%),說明油層滲流能力弱。由此可見,本塊注水開發難度較大,難以建立有效驅替系統。

三是注水驅替壓力高,驅油效率相對較低。從水驅油效率實驗結果來看,在6～8 MPa 高驅替壓差和5 PV 以上的較高注入倍數條件下,最終水驅油效率可達47%～48%(見表3)。這樣的注入條件在實際油藏注水開發過程中是無法實現的,遼河低滲透油藏一般注入量在0.5～1.0 PV,當注入0.5～1.0 PV時驅油效率只有35%～40%,注水開發驅油效率相對較低。

表3 雙128 井水驅油效率測定結果表

四是礦場試注試驗證實注水壓力高,達不到配注要求。2018 年6 月7 日選擇雙246 井開展試注,初期日注水30 m3,注入壓力17.0 MPa,10 天后因注入壓力高轉間歇注,平均日注水12.4 m3,注入壓力12.0～17.0 MPa。7 月31 日換高壓泵復注,注水量有所提升,但注入壓力上升較快,8 天后改為間歇注,日注水14.1 m3,注入壓力20.0～25.0 MPa,9 月11 日停注,累計注水1 459 m3。礦場試注試驗與室內實驗研究結果基本一致,受儲層物性差、強水敏、滲流阻力大等因素影響,注水壓力較高,注水量難以達到配注要求。

室內實驗和礦場試驗均表明區塊不適合注水開發。要實現儲量效益開發動用,亟待尋求更有效的補充能量方式。

4.2.2 注氣開發可行性分析

國內外調研表明,與傳統的注水開發相比,注氣開發具有注入能力高、儲層傷害小、波及體積大,驅油效率高等技術優勢[12],可以解決低滲透油藏因儲層物性差、敏感性強造成的常規注水開發注不進難以建立有效驅替系統的問題。本次研究綜合室內實驗、數值模擬、現場試注等多方面論證區塊實施注氣開發可行性。

一是巖性油藏、斷層遮擋,封閉性好,適合注氣開發。雙229 塊為構造巖性油藏,儲層被夾在洼陷區厚層泥巖中,東部和南部被斷層夾持,西部和北部油藏邊界為巖性尖滅,形成巖性、物性遮擋。區塊內局部發育近東西向斷層,斷裂系統活動較弱,斷層為遮擋型斷層。且開發目的層上部全區發育有穩定的泥巖層段,目的層E3S13Ⅲ與E3S13Ⅳ砂組之間也發育有穩定的泥巖隔層區。因此,油藏受巖性封擋、斷層遮擋、蓋層密封等綜合效應,封閉性較好,適合開展注氣開發。

二是油層發育相對集中、地層傾角大,有利于注氣開發。主要目的層E3S13Ⅲ與E3S13Ⅳ砂組,油層分布受構造、巖性控制,在E3S13Ⅲ砂組和E3S13Ⅳ砂組發育較為集中,平均有效厚度在10～20 m 左右。另外,本塊地層傾角為10°～45°,屬大傾角油藏。同類型油藏開發實踐表明,對于大傾角油藏,頂部注氣可發揮重力穩定驅替作用,減緩氣竄、提高氣驅波及體積,進一步提高采收率。

三是室內實驗評價注氣開發可有效提高油藏采收率。不同氣體介質的長巖心驅替實驗表明,在油藏高溫高壓條件下,更有利于發揮氣驅混相、溶脹、降黏、降低界面張力等驅油作用機理[13]。氣驅相對水驅易于進入微小孔縫,提高波及體積,注氣啟動壓力梯度低于注水16 倍左右。巖樣油氣相對滲透率測定實驗表明,氣驅殘余油飽和度17.5%,氣驅驅油效率達71.2%,與水驅相比較,氣驅降低殘余油飽和度17.8%。對比不同注入介質在油藏高溫高壓條件下的驅油效率,不同注氣介質均可提高驅油效率,二氧化碳驅油效率最高,81.3%,天然氣驅油效率次之,70.1%,空氣和氮氣驅油效率分別為60.4%、54.9%。開展不同注入氣體與原油最小混相壓力實驗研究(細管實驗),測定在地層溫度條件下氮氣、空氣、二氧化碳以及天然氣的最小混相壓力(見表4),注入二氧化碳可以實現混相,注入天然氣可以實現近混相驅,測定二氧化碳混相壓力為31.8 MPa,天然氣為46.2 MPa。

表4 注入不同氣體與原油最小混相壓力統計表

四是礦場試驗證實注氣有效改善了特低滲儲層注入能力。2018 年在開展1 個井組注水試驗的同時,選擇2 個相鄰井組開展注氮氣試驗。如38-34 井組于9 月28 日開始注氮氣,初期日注氣量為2.9 ×104m3,注氣壓力22.0 MPa,最高注氣量提高到5.9 ×104m3,注氣壓力相應上升到26.0 MPa。截至同年12 月底,日注氮氣3.0 ×104m3,注氣壓力保持在26.5 MPa,階段累積注氮氣254.0 ×104m3。對比注氣、注水試驗效果,儲層吸氣能力強,計算儲層視吸水指數為0.029 m3/(d·MPa·m),視吸氣指數為0.125 m3/(d·MPa·m),注氮氣視吸氣指數是視吸水指數的4.3 倍。

4.2.3 注氣方式優化

國內外注氣開發實踐證實,對于具有較大傾角的油藏,采用構造高部位注氣,有利于發揮重力穩定驅替作用,相比面積注采井網,可以有效抑制氣竄速度,提高氣驅波及體積,從而提高開發效果。在研究區塊利用物模和數模方法,開展注氣方式優化。

一是物模測定高注低采有利于發揮重力穩定驅作用。在油藏壓力、溫度條件下,通過改變實驗裝置的夾角來研究地層傾角及注氣部位對驅油效率的影響。根據雙229 實際油藏傾角情況,設置0°、7°、15°、-7°及-15°五種不同傾角(傾角為負數代表注入端高部位)開展長巖心注氣驅油實驗,實驗結果表明,從低注高采到高注低采,隨著地層傾角的變化驅油效率逐漸增大(見圖3)。高部位注氣(負傾角)由于重力作用注入氣體在高部位聚集,有益于加強重力排驅的作用,注氣后巖心相比于低部位注氣沒有明顯的剩余油界面。同時,高注低采延長了見氣時間,減緩氣竄,驅油效率相對較高。

二是數模優化構造高部位注氣方式效果最佳。按照雙229 塊E3s13地質特征,建立260 m ×260 m的正方形井網的機理模型,油井壓裂縫半長為120 m,裂縫導流能力為200 ×10-3μm2·m,油水相對滲透率、原油PVT 性質等均采用油藏實際參數。分別設計了面積反五點注氣、面積反九點注氣、線性高部位注氣及線性低部位注氣四種注采井網形式,CMG 數值模擬軟件計算結果表明,采用線性高部位注氣的井網形式獲得采出程度最高(見圖4)。

對于雙229 塊E3s13段而言,注入二氧化碳驅油效率高,但考慮氣源、安全、腐蝕、費用等問題,當前選定注天然氣近混相驅開發,采用頂部連續穩定注入方式。

4.3 井網井距優化設計

鎖定效益開發目標,統籌考慮主要目的層E3S13Ⅲ與E3S13Ⅳ砂組有效動用,優化井型、井網、井距設計。

4.3.1 開發井型設計

對比分析直井與水平井開發適用的地質條件,直井適用于縱向發育多套油層且有一定分布規模、儲量豐度較高、有經濟效益的油藏,水平井適用于縱向含油層位少、主力層明顯且分布穩定、儲量豐度較低、直井開發經濟效益差的油藏。本塊油層平面疊加連片、橫向變化快,縱向油層多、單層薄、發育分散,適合采用直井開發提高儲量控制程度。

采用經濟學中的盈虧平衡分析方法,確定直井不同油價下經濟極限產量[14]。參考區塊油藏參數和壓裂改造規模,建立理想地質模型,利用Eclipse 數值模擬軟件,模擬計算30、40、50、60、70 美元/桶油價下的有效厚度經濟界限,確定在50 美元/桶階梯油價下,直井部署的有效厚度經濟界限14.2 m,確定直井在有效儲層厚度大于15.0 m 范圍內部署。

4.3.2 井網井距設計

雙229 塊E3s13段油井需壓裂投產,井網井距的部署必須做到井網系統、注采系統與壓裂縫系統的最佳配置[15],綜合考慮構造傾向、壓裂縫方向、儲層連通狀況、開發方式的兼顧以及經濟效益等因素。

雙229-30-28 井微地震裂縫監測結果(見圖5)表明,E3s13段裂縫方位為北偏西41°,裂縫長200 m,二翼裂縫長度不對稱,西北70 m,東南130 m。綜合考慮構造傾向(地層傾角>10°)、壓裂縫方向、物源方向、油層連通狀況等因素,設計矩形井網。矩形井網短邊方向為井距方向,與構造線走向一致且橫切物源,矩形長邊方向為排距方向,與構造傾向、物源方向基本一致,對角線方向與主裂縫方向接近。

利用數值模擬機理模型對井距進行優化,在相同排距300 m 條件下分別設計150、180、210、240、270、300 m 井距,預測結果表明,隨井距的縮小采出程度不斷增大,當井距小于210 m 后采出程度變化幅度減小(見圖6),確定合理井距為210 m。在合理井距下進一步優化排距,分別設計340、380、420、460、500、540 m 排距,預測結果表明,隨排距的縮小采出程度不斷增大,當排距小于420 m 后采出程度上升幅度減小,因此采用210 m ×420 m 矩形井網形式。

4.4 壓裂方式優選

雙229 塊E3s13段自然產能平均為1.28 t/d,為了最大限度提高油井初期產量,優選埋藏深度、儲層物性、油層有效厚度、油層跨度等條件相近的油井,開展常規籠統壓裂、分層體積壓裂、分層分質體積壓裂現場試驗,統計32 口試驗井的初期產量,常規壓裂平均單井產油4.9 t/d,分層體積壓裂10.4 t/d,分層分質體積壓裂12.1 t/d,直井分層分質體積壓裂方式的生產效果最優,是常規壓裂的2.47 倍。考慮不同井區有效儲層集中程度的差異,研究壓裂段跨度、油層厚度、隔層巖性及厚度、儲層物性等與壓裂工藝的匹配關系,建立分層壓裂技術界限(見表5),最大限度提高單井產量。對于壓裂段跨度大于30 m、有效厚度凈毛比小于0.3 的層段實施分層壓裂,各壓裂層段再根據儲層質量采用分質壓裂方法,分別設計壓裂施工參數,實現儲層壓裂改造程度最大化。

表5 雙229 塊E3 s13 段儲層與壓裂工藝匹配模式

同時,針對油藏破裂壓力高、儲層敏感性強的特點,制定低傷害、易返排壓裂液對策,在降低胍膠用量的基礎上,優化添加劑類型,具有個性化配方為0.4% 高溫胍膠體系+0.3% 助排劑+(1%～2%)防膨劑。

5 應用效果

雙229 塊E3s13段在有效儲層厚度大于15 m 的區域,采用210 m ×420 m 矩形井網、分區設計井排方向,以頂部注天然氣為主補充地層能量,整體部署直井162 口,設計采油井119 口,注氣井43 口,其中利用老井49 口,新井113 口。考慮建井周期及氣驅地面建設等因素,設計3 年完成建產,4 年完成全部轉驅工作。采油強度預測法和產量遞減預測法兩種方法預測新井第一年日產油8.0 t。采用同步注氣開發,數值模擬預測第一年遞減率為12%,第二年為10%,第三年為8%,后期逐年遞減減緩。

截至2020 年2 月,E3s13段共有完鉆共69 口,其中采油井66 口,注氣井3 口。采油井開井40 口,日產油188.5 t,綜合含水46.8%,采油速度0.68%。雙229 塊采取“直井+分層分質體積壓裂+注氣補能”的效益建產新模式,實現了深層低滲油藏的效益開發和儲量有效動用,數值預測采收率可到21%,預計稅后內部收益率8.19%,投資回收期8.58 a。

6 結論與認識

1)深層低滲油藏由于資源品質更差,投資成本更高,傳統“直井+常規壓裂+注水補能”開發模式不能滿足有效開發需求,本文基于體積壓裂改造建立的超深層特低滲油藏“直井+分層分質體積壓裂+注氣補能”新模式,解決了低滲油藏儲量動用規模小、單井產量低等難題,對同類型油藏具有指導意義。

2)“直井+分層分質體積壓裂+注氣補能”開發模式適用于縱向含油井段長、油層層數多、地層傾角大、注水開發難以建立有效驅替系統的低滲-特低滲油藏。

3)低滲油藏已經成為當前和未來油田產能建設的主要對象,該類油藏能否實現經濟有效開發,直接關系到油田經濟效益與可持續發展。應圍繞影響效益建產的難點,地質-油藏-工程一體化攻關,依托壓裂技術升級,補能方式的多元化,不斷創新開發模式。