王 平， 沈海超

（中國(guó)石化集團(tuán)國(guó)際石油勘探開(kāi)發(fā)有限公司，北京 100029）

加拿大M氣藏位于加拿大西部大不列顛哥倫比亞省和阿爾伯達(dá)省交界處，南北長(zhǎng)1 200 km，東西寬 500 km，平面分布面積 16×104km2。M 氣藏西部以洛基山逆沖造山帶為界，儲(chǔ)層埋深在0～4 100 m，厚度在 0～500 m[1–2]。M 氣藏勘探開(kāi)發(fā)始于1950年，初期主要開(kāi)發(fā)構(gòu)造、巖性圈閉等常規(guī)油氣區(qū)域；2013年，4家獨(dú)立能源機(jī)構(gòu)計(jì)算M氣藏天然氣可采儲(chǔ)量為 1.27×1012m3，凝析油 1.54×108t，天然氣液（Natural Gas Liquid）1.97×108t，是北美地區(qū)五大氣藏之一。

2005年之后，多家公司開(kāi)始著手M氣藏致密砂巖氣的開(kāi)發(fā)工作，開(kāi)發(fā)初期鉆井完井施工效率低，單井產(chǎn)能低，單井成本高，極大地影響了氣藏的開(kāi)發(fā)效益[3–4]。為進(jìn)一步降低致密砂巖氣開(kāi)發(fā)成本，提高開(kāi)發(fā)效益，筆者針對(duì)氣藏儲(chǔ)層厚度大、鉆井效率低、單井產(chǎn)能不高的問(wèn)題，按照地質(zhì)工程一體化的思路，從開(kāi)發(fā)層系劃分、開(kāi)發(fā)井網(wǎng)部署、鉆井完井施工參數(shù)優(yōu)化及井工廠開(kāi)發(fā)等方面進(jìn)行氣藏開(kāi)發(fā)優(yōu)化研究，通過(guò)合理劃分開(kāi)發(fā)層系、優(yōu)選鉆井完井施工參數(shù)等措施，取得了良好的鉆井完井施工效果，施工效率和開(kāi)發(fā)效益同步增長(zhǎng)，實(shí)現(xiàn)了M氣藏致密砂巖氣的優(yōu)快鉆井和高效開(kāi)發(fā)。

1 氣藏概況

M氣藏主力儲(chǔ)層為三疊系M組砂巖，根據(jù)油氣成藏特征和儲(chǔ)層物性特征，平面上可將該氣藏分為2部分：東北部為常規(guī)油氣藏，以高孔高滲的砂巖儲(chǔ)層為主，平面分布面積 7×104km2；西南部為非常規(guī)氣藏，是低孔低滲的致密砂巖儲(chǔ)層，分布面積9×104km2，如圖1 所示[5–6]。

圖1 M氣藏平面分布Fig.1 Plane distribution of the M gas reservoir

M致密砂巖氣藏源巖為M組上覆的Doig組泥巖，Doig源巖的成熟度隨埋深增深而逐漸升高，由東北向西南部逐漸由未成熟階段演化為成熟—凝析油氣—過(guò)成熟階段。Doig源巖與M組儲(chǔ)層呈側(cè)向接觸，油氣側(cè)向運(yùn)移到M儲(chǔ)層中，對(duì)應(yīng)烴源巖成熟度的變化，氣藏從西南到東北方向由干氣氣藏向油藏過(guò)渡。

2004年，M氣藏有常規(guī)勘探開(kāi)發(fā)井2 000多口。2005年開(kāi)始，隨著地質(zhì)認(rèn)識(shí)的深入和鉆井完井技術(shù)的進(jìn)步，勘探開(kāi)發(fā)工作逐漸轉(zhuǎn)移到M致密砂巖氣藏，致密氣產(chǎn)量迅速增加。截至2018年，M致密砂巖氣藏在產(chǎn)水平井6 000多口，致密氣產(chǎn)量1.98×108m3/d。值得注意的是，從2014年開(kāi)始，盡管國(guó)際氣價(jià)下跌，但得益于開(kāi)發(fā)成本降低和開(kāi)發(fā)方式不斷優(yōu)化，M致密砂巖氣藏的產(chǎn)量不斷增長(zhǎng)。

2 開(kāi)發(fā)關(guān)鍵技術(shù)研究

針對(duì)M致密砂巖氣藏分布面積大、儲(chǔ)層厚度大和縱向與平面上存在非均質(zhì)性的特點(diǎn)，研究形成了地質(zhì)工程相結(jié)合的開(kāi)發(fā)層系劃分技術(shù)、根據(jù)大數(shù)據(jù)機(jī)器學(xué)習(xí)優(yōu)選鉆井完井施工參數(shù)技術(shù)、低成本優(yōu)快鉆井技術(shù)、壓裂后返排技術(shù)和井工廠立體開(kāi)發(fā)技術(shù)等關(guān)鍵技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了降低開(kāi)發(fā)成本和提高開(kāi)發(fā)效益的目標(biāo)[7–8]。

2.1 地質(zhì)工程相結(jié)合的開(kāi)發(fā)層系劃分技術(shù)

合理的開(kāi)發(fā)層系劃分有助于合理部署井網(wǎng)，減少開(kāi)發(fā)時(shí)的層間干擾，提高采收率，改善開(kāi)發(fā)效果。在非常規(guī)油氣儲(chǔ)層，要綜合考慮地質(zhì)和壓裂工程因素，確定合理的開(kāi)發(fā)層系[9–10]。非常規(guī)油氣藏劃分開(kāi)發(fā)層系的原則，是盡可能實(shí)現(xiàn)一套開(kāi)發(fā)井網(wǎng)充分動(dòng)用一套開(kāi)發(fā)層系，同時(shí)要避免垂向上出現(xiàn)井間干擾，影響單井產(chǎn)能[7]。

地質(zhì)研究表明，M致密砂巖氣藏儲(chǔ)層物源來(lái)自東北部加拿大地盾。東北部靠近物源方向，主要沉積相類型為濱岸—前濱相，沉積粒度較粗，形成了高孔高滲的砂巖儲(chǔ)層；西南部遠(yuǎn)離物源區(qū)，沉積相類型為淺?！肷詈Ｏ?，沉積粒度較細(xì)，形成了低孔低滲的致密砂巖儲(chǔ)層（見(jiàn)圖2）。由于物源供給充分，沉積時(shí)間長(zhǎng)，非常規(guī)儲(chǔ)層厚度達(dá)200～300 m。受穩(wěn)定沉積環(huán)境的影響，儲(chǔ)層巖性均勻，為均質(zhì)粉砂巖，內(nèi)部無(wú)巖性隔層，對(duì)于如此厚的致密砂巖，一套水平井井網(wǎng)難以實(shí)現(xiàn)充分開(kāi)發(fā)，要提高采收率，需合理劃分開(kāi)發(fā)層系，在縱向上部署多套水平井井網(wǎng)。

圖2 M組地層沉積相圖Fig.2 Depositional facies of the M Reservoir

結(jié)合沉積特征分析及測(cè)井曲線特征，可將M致密砂巖氣藏儲(chǔ)層劃分為上下2段，2段的厚度都在100 m左右。上段為淺灰色粉砂巖，構(gòu)造現(xiàn)象豐富，表明地層沉積時(shí)水體能量較高，位于風(fēng)暴浪基面和晴天浪基面之間的濱岸—淺海過(guò)渡帶；下段為深灰色粉砂巖，呈塊狀結(jié)構(gòu)，表明沉積時(shí)水體能量較低，位于風(fēng)暴浪基面和最大風(fēng)暴浪基面之間的半深海相。

使用Gopher軟件，進(jìn)行壓裂模擬，計(jì)算壓裂形成的裂縫高度。根據(jù)巖性及油藏特征，參考北美地區(qū)非常規(guī)氣藏開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)，增強(qiáng)模型的精度，不斷優(yōu)化調(diào)整M致密砂巖氣藏的地質(zhì)模型。在地質(zhì)模型基礎(chǔ)上，模擬分析加砂強(qiáng)度分別為1.2，1.5和1.8 t/m時(shí)的壓裂裂縫高度，結(jié)果表明，壓裂改造裂縫高度在 35～60 m 之間（見(jiàn)圖3）。

圖3 不同壓裂施工參數(shù)的裂縫高度模擬結(jié)果Fig.3 Simulation results of fracture height under different fracturing operation parameters

綜合考慮儲(chǔ)層沉積相分析及壓裂模擬結(jié)果，縱向上將M致密砂巖氣儲(chǔ)層劃分為4個(gè)開(kāi)發(fā)層系，每層厚度30～60 m。其中層系1、層系2為濱岸—淺海相，層系3、層系4為半深?！詈Ｏ啵瑢?shí)現(xiàn)了地質(zhì)分層、沉積相和壓裂造縫高度的統(tǒng)一。根據(jù)開(kāi)發(fā)層系劃分結(jié)果，要實(shí)現(xiàn)氣藏的合理開(kāi)發(fā)，縱向上需要部署4套開(kāi)發(fā)井網(wǎng)。

2.2 大數(shù)據(jù)驅(qū)動(dòng)的水平井參數(shù)優(yōu)化技術(shù)

鉆井完井技術(shù)進(jìn)步是非常規(guī)油氣開(kāi)發(fā)實(shí)現(xiàn)突破的前提條件，是非常規(guī)開(kāi)發(fā)能否成功的關(guān)鍵[10]。M致密砂巖氣藏儲(chǔ)層平面分布廣，縱向厚度大，橫向和垂向物性變化大，需要根據(jù)儲(chǔ)層具體的特征，確定合理的鉆井和完井施工參數(shù)。在多年的開(kāi)發(fā)過(guò)程中，M致密砂巖氣藏在不同區(qū)域和不同層位實(shí)施了6 000多口水平井，對(duì)這些井的鉆井和完井參數(shù)進(jìn)行分析，建立地質(zhì)、鉆井、完井和產(chǎn)能之間的關(guān)系，對(duì)于優(yōu)選施工參數(shù)有很大的幫助。以前進(jìn)行分析時(shí)，一般使用二維或三維交會(huì)圖，能夠分析2個(gè)或者3個(gè)變量與產(chǎn)能之間的關(guān)系，但是影響水平井產(chǎn)能的參數(shù)較多，其中工程參數(shù)包括水平井水平段長(zhǎng)度、加砂規(guī)模、壓裂液體系和水平井井間距等，地質(zhì)參數(shù)包括氣藏的油氣比、儲(chǔ)層孔隙度、含水飽和度、儲(chǔ)層埋藏深度等，采用傳統(tǒng)的交會(huì)圖法很難分析得到各參數(shù)對(duì)產(chǎn)能的影響程度。為了優(yōu)選最佳施工參數(shù)，充分利用北美地區(qū)數(shù)據(jù)共享的優(yōu)勢(shì)，采用機(jī)器學(xué)習(xí)方法開(kāi)展大數(shù)據(jù)分析，針對(duì)不同特征的氣藏，優(yōu)選最佳的鉆井和完井參數(shù)[11–12]。

實(shí)際應(yīng)用時(shí)，充分發(fā)揮多維、多因素的大數(shù)據(jù)分析優(yōu)勢(shì)，對(duì)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，篩選出影響產(chǎn)能的主要因素，計(jì)算出主要參數(shù)值。首選優(yōu)選出有代表性、數(shù)據(jù)質(zhì)量可靠的1 233口井作為訓(xùn)練數(shù)據(jù)，開(kāi)展分析。分析參數(shù)包括儲(chǔ)層物性、鉆井完井參數(shù)等，通過(guò)機(jī)器學(xué)習(xí)分析，得出不同參數(shù)組合下的油氣產(chǎn)能，將機(jī)器學(xué)習(xí)分析的產(chǎn)能結(jié)果與實(shí)際產(chǎn)能結(jié)果進(jìn)行比對(duì)，并不斷調(diào)整，確保機(jī)器學(xué)習(xí)分析的準(zhǔn)確性；在得到準(zhǔn)確的機(jī)器學(xué)習(xí)結(jié)果后，對(duì)模型中分析得到的產(chǎn)能影響因素及參數(shù)計(jì)算SHAP（即沙普利加和解釋，用于機(jī)器學(xué)習(xí)分析表征具體參數(shù)影響力大小）值，并進(jìn)行分析。分析結(jié)果表明，影響單井產(chǎn)能主要因素的影響程度從大到小依次為油氣比、水平井水平段長(zhǎng)度、壓裂加砂量和垂深，其中工程因素的影響程度明顯大于地質(zhì)因素（見(jiàn)圖4）。

圖4 機(jī)器學(xué)習(xí)分析得到的產(chǎn)量影響因素排序Fig.4 Ranking of influencing factors for productivity by machine learning analysis

機(jī)器學(xué)習(xí)分析認(rèn)為，對(duì)于高油氣比區(qū)，水平段長(zhǎng)度不超過(guò)3 300 m時(shí)，產(chǎn)量與水平段長(zhǎng)度線性相關(guān)；對(duì)于低油氣比區(qū)，水平段長(zhǎng)度不超過(guò)3 200 m時(shí)，產(chǎn)量與水平段長(zhǎng)度線性相關(guān)（見(jiàn)圖5）。采用相同的分析方法，得到加砂量、水平井井間距的合理數(shù)值。根據(jù)分析結(jié)果，結(jié)合儲(chǔ)層物性變化情況，制定了不同區(qū)域、不同層段的合理鉆井完井參數(shù)。

圖5 水平段長(zhǎng)度對(duì)產(chǎn)能影響的分析結(jié)果Fig.5 Influence of horizontal section length on productivity

2.3 水平井低成本優(yōu)快鉆井技術(shù)

水平井水平段長(zhǎng)度是影響開(kāi)發(fā)效果的重要因素，因此，提高大位移水平井鉆井施工效率，是降低開(kāi)發(fā)成本、實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)高效開(kāi)發(fā)的主要手段[13–15]。依托北美地區(qū)高度發(fā)達(dá)的鉆井完井服務(wù)體系，主要從以下2個(gè)方面實(shí)現(xiàn)鉆井完井優(yōu)快施工。

1）利用北美地區(qū)市場(chǎng)透明、競(jìng)爭(zhēng)充分的優(yōu)勢(shì)，采取多口井打包統(tǒng)一招標(biāo)、提高話語(yǔ)權(quán)、優(yōu)選施工承包商、開(kāi)展商務(wù)談判等方式，控制和降低作業(yè)成本。

2）北美地區(qū)鉆頭制造商眾多、服務(wù)市場(chǎng)完善，技術(shù)發(fā)展迅速、鉆頭升級(jí)頻繁，特別是結(jié)合目標(biāo)區(qū)地層特點(diǎn)的鉆頭個(gè)性化研發(fā)設(shè)計(jì)較為廣泛。隨著M致密砂巖氣藏的成功開(kāi)發(fā)，鉆井工作量明顯增加，該氣藏儲(chǔ)層的高效開(kāi)發(fā)推動(dòng)著高效鉆頭的研發(fā)及應(yīng)用，尤其是針對(duì)該儲(chǔ)層研發(fā)“個(gè)性化”高效PDC鉆頭，形成了較為完善、應(yīng)用效果良好的PDC鉆頭序列。

2.4 悶井返排技術(shù)

壓裂返排施工時(shí)，初期采用壓裂后立即返排的方式，盡量縮短壓裂液與儲(chǔ)層的接觸時(shí)間，以降低壓裂液對(duì)儲(chǔ)層的傷害。隨著對(duì)儲(chǔ)層認(rèn)識(shí)的深入和不斷總結(jié)實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，目前更多地采用壓裂后關(guān)井、悶井2～3月再返排的方式。與即時(shí)返排相比，悶井返排具有以下技術(shù)優(yōu)勢(shì)：

1）減少支撐劑回流。壓裂后關(guān)井，待裂縫閉合后再返排，可以減少支撐劑排出，有利于裂縫支撐，提高裂縫連通性，提升壓裂效果。同時(shí)，支撐劑返排量減少，還能夠降低地面設(shè)備損耗。

2）返排率和壓裂液處理成本低。壓裂液返排量減少，可以降低壓裂返排液運(yùn)輸和處理成本。

3）提高產(chǎn)能。壓裂液緩滲的過(guò)程，以及壓裂液與油氣之間在重力作用下的分異流動(dòng)過(guò)程，都有利于緩解砂堵，促使裂縫二次擴(kuò)展，增大改造體積，提高產(chǎn)能。實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)也表明，悶井后裂縫半長(zhǎng)和滲流面積都有了較大提高，單井產(chǎn)能得到較大提升。

傳統(tǒng)觀念認(rèn)為[16]，壓裂液為外來(lái)流體，對(duì)儲(chǔ)層具有傷害作用，因此壓裂后應(yīng)當(dāng)盡快返排，以減輕壓裂液對(duì)儲(chǔ)層的傷害。悶井技術(shù)延長(zhǎng)了壓裂液與儲(chǔ)層的接觸時(shí)間，因此應(yīng)用該技術(shù)的關(guān)鍵在于壓裂液與儲(chǔ)層的配伍性。對(duì)于膨脹性黏土含量高的儲(chǔ)層，如使用水基壓裂液，悶井后水基壓裂液的滲吸會(huì)引起黏土明顯膨脹，造成滲透率降低、水鎖風(fēng)險(xiǎn)較高，不推薦壓裂后悶井。分析M致密砂巖氣藏儲(chǔ)層巖石礦物發(fā)現(xiàn)，砂巖儲(chǔ)層石英、長(zhǎng)石顆粒穩(wěn)定性強(qiáng)，影響儲(chǔ)層穩(wěn)定性的主要是膠結(jié)物。膠結(jié)物的主要成分為白云石和黏土，其中黏土礦物受水基壓裂液的影響較大，可能出現(xiàn)黏土膨脹堵塞孔隙。黏土礦物分析表明，黏土礦物以伊利石和綠泥石為主，水敏性較強(qiáng)伊/蒙混層礦物的含量極低，因此M致密砂巖氣藏儲(chǔ)層水敏性較弱。采用滾動(dòng)試驗(yàn)測(cè)試儲(chǔ)層巖石在滑溜水壓裂液中的穩(wěn)定性，其穩(wěn)定性為強(qiáng)—中等，說(shuō)明壓裂液對(duì)儲(chǔ)層巖石影響不大。悶井和不悶井的井試井分析結(jié)果表明，悶井后裂縫半長(zhǎng)、滲流范圍都有了較大提高，表明悶井能夠提高產(chǎn)能。

2.5 井工廠立體開(kāi)發(fā)技術(shù)

采用網(wǎng)狀水平井組的“工廠化”高效開(kāi)發(fā)模式, 將三維開(kāi)采區(qū)域空間進(jìn)行了立體化擴(kuò)展, 對(duì)于提高致密氣、頁(yè)巖氣等非常規(guī)油氣田開(kāi)采效率和降低成本十分明顯, 目前已成為世界范圍內(nèi)致密砂巖氣藏開(kāi)發(fā)的主要模式?！肮S化”模式基于工廠流水線作業(yè)和管理程序模式，有助于實(shí)現(xiàn)設(shè)備利用的最大化、提高作業(yè)時(shí)效、縮短投產(chǎn)周期和降低作業(yè)

成本[17–19]。

“工廠化”鉆井是在同一井場(chǎng)實(shí)施的叢式水平井鉆井，地面井口距離一般為5～15 m，鉆機(jī)搬家均采用底部滑動(dòng)移動(dòng)方式，極大地縮短了搬遷時(shí)間、降低了成本。北美地區(qū)非常規(guī)油氣開(kāi)發(fā)普遍采用井工廠模式，水平井段間距100～50 m，水平段長(zhǎng)度1 000～3 000 m。近年來(lái)，隨著鉆井技術(shù)進(jìn)步及井工廠不斷推廣，同一井場(chǎng)水平井?dāng)?shù)量明顯增多。

“工廠化”壓裂具有良好的壓裂配套設(shè)備、合理的設(shè)計(jì)，以及工廠化、流水線化的壓裂管理模式，一般可分為單井順序壓裂、多井“拉鏈?zhǔn)健眽毫押投嗑綁毫训?種作業(yè)方式，其中“拉鏈?zhǔn)健眽毫?、同步壓裂可通過(guò)應(yīng)力疊加效應(yīng)大幅度提高初始產(chǎn)量和最終采收率，并在M致密砂巖氣藏開(kāi)發(fā)過(guò)程中得到驗(yàn)證。

針對(duì)M致密砂巖氣藏儲(chǔ)層砂巖厚度大、井工廠立體開(kāi)發(fā)需要縱向多層布井的特點(diǎn)，為進(jìn)一步增強(qiáng)儲(chǔ)層改造效果，減小井間干擾，在北美地區(qū)非常規(guī)鉆井完井實(shí)踐的基礎(chǔ)上，開(kāi)展了M致密砂巖氣藏儲(chǔ)層“工廠化”鉆井完井開(kāi)發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)。針對(duì)該厚層儲(chǔ)層，縱向上采用“W”形布井方式（見(jiàn)圖6）；采用“工廠化”鉆井完井施工，單井鉆井完井成本降低了15%左右，取得了良好效果。

圖6 “W”形布井方式Fig.6 W-shaped well pattern

3 應(yīng)用效果

2020年，M致密砂巖氣藏一平臺(tái)6口井應(yīng)用了上述技術(shù)，縱向上針對(duì)層系2和層系3采用“W”形布井方式，水平段采用“PDC鉆頭+旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具”鉆進(jìn)，使用水基鉆井液，完鉆井深由4 600 m增至 6 000 m，水平段長(zhǎng)度由 1 800 m 增至 3 000 m，鉆井周期由初期的 38 d 降至 28 d。

根據(jù)模擬結(jié)果，水平井井間距設(shè)定在300～400 m，在實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層充分改造的同時(shí)，減少井間干擾。壓裂級(jí)間距由100 m加密為50 m，壓裂加砂規(guī)模由1.0 t/m提高到2.0～3.0 t/m，施工參數(shù)優(yōu)化后，單井產(chǎn)能與施工參數(shù)近似線性關(guān)系增加。

采用悶井返排方式，壓裂后悶井14 d左右，返排見(jiàn)油氣時(shí)間由原來(lái)的3～4 d縮短至返排當(dāng)天，并且產(chǎn)水量明顯降低。有1口井因地面設(shè)施等原因悶井1年半，投產(chǎn)初期日產(chǎn)油量191 m3，日產(chǎn)氣量29×104m，由于悶井時(shí)間長(zhǎng)，壓裂液充分濾失至地層，初期不產(chǎn)水；投產(chǎn) 45 d 后，日產(chǎn)油 80 m3，日產(chǎn)氣量 14×104m3，日產(chǎn)水量仍非常低。

通過(guò)優(yōu)選鉆井參數(shù)及應(yīng)用井工廠模式，明顯縮短了鉆井周期，提高了井身質(zhì)量，實(shí)現(xiàn)了提高鉆井效率、降低鉆井成本的目的；開(kāi)發(fā)效果改善明顯，產(chǎn)能與施工參數(shù)基本實(shí)現(xiàn)同步倍數(shù)增長(zhǎng)。采用新工藝、新參數(shù)的井與采用原參數(shù)的井相比，平均單井產(chǎn)量增加了一倍。

4 結(jié)論與建議

1）地質(zhì)和工程相結(jié)合合理劃分開(kāi)發(fā)層系，確定開(kāi)發(fā)井網(wǎng)部署，是M致密砂巖氣藏提高采收率、改善開(kāi)發(fā)效果的前提條件。

2）根據(jù)M致密砂巖氣藏油氣性質(zhì)和儲(chǔ)層地質(zhì)特征，優(yōu)選合理的鉆井完井施工參數(shù)；采用機(jī)器學(xué)習(xí)分析方法，對(duì)大量數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，優(yōu)選出合適的參數(shù)值，是實(shí)現(xiàn)高效開(kāi)發(fā)的有效措施。

3）通過(guò)優(yōu)選新型鉆頭、優(yōu)選鉆井液體系和優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)，降低了M致密砂巖氣藏致密氣的開(kāi)發(fā)成本，提升了北美地區(qū)非常規(guī)油氣抵御低油氣價(jià)沖擊的能力。

4）通過(guò)技術(shù)研究，M致密砂巖氣藏開(kāi)發(fā)取得了良好效果，今后應(yīng)當(dāng)根據(jù)地質(zhì)和工程技術(shù)的發(fā)展，不斷完善鉆井完井研究和施工工藝，以進(jìn)一步提高施工效率，降低開(kāi)發(fā)成本，實(shí)現(xiàn)致密氣的高效開(kāi)發(fā)。