【论文】郭彤楼（本刊编委），等：元坝气田长兴组生物礁高含硫底水气藏稳产中后期精准挖潜关键技术

郭彤楼　祝浪涛　刘殷韬

中国石化西南油气分公司

碳酸盐岩油气资源占全球油气总资源的70%， 而探明的碳酸盐岩油气储量80% 与礁滩相储层有关，其中生物礁油气田石油探明储量194×10⁸ t、天然气探明储量190×10¹¹ m³（据IHS、AAPG 等数据库，2023 年）。中国碳酸盐岩油气资源丰富，资源量约368×10¹¹ m³，主要分布在四川盆地及塔里木盆地， 多数埋深超6 000 m，高含硫化氢是其重要特点之一。随着中国天然气需求日益增长，超深层、高含硫天然气的安全高效开发对国家能源安全具有重要的意义^[1-11]。“十一五”以来，中国石油化工股份有限公司、中国石油天然气集团有限公司在四川盆地先后探明并建成了普光、元坝、安岳、川西等深层、超深层高含硫碳酸盐岩气田，形成了高含硫气田高效开发的关键技术和安全开发的标准体系^[12-16]。

元坝气田位于四川盆地东北部阆中市、苍溪县境内，是国内外首个已规模开发的、埋深7 000 m± 的超深层高含硫生物礁气田^[17-22]。主力气藏上二叠统长兴组气藏具有埋藏超深、高含硫化氢、礁体小而散、储层非均质性强、气水关系复杂等特点^[23-28]，为典型的超深层高含硫生物礁底水气藏。气田自2014 年底投产以来，稳产超8 年，目前已进入稳产中后期， 气田的长期高产稳产受益于未动用储量及剩余气的精准挖潜以及气井全生命周期防控水技术^[17]，尤其是精准挖潜是长期稳产和提高采收率的主要手段，笔者梳理了开展挖潜调整以来在高产富集主控因素分析、礁体与储层连通性评价、隔层与渗流通道精细表征、挖潜对策与配套技术研发等方面取得的进展， 研究成果对于中国同类油气藏的开发具有重要的指导和借鉴作用。

1 　调整挖潜面临的难题

1.1 　开发现状

元坝气田自2007 年勘探发现以来，其开发历程大致可分为评价建产（2007—2014 年）与调整稳产（2014 年以来）两个阶段，期间分别形成了以礁体精准识别与储层精细刻画、超深层小礁体底水气藏水平井开发模式、超深层水平井优快钻井与轨迹优化调整、长水平段水平井多级暂堵分流酸化改造为核心的评价建产技术^[14-16] 以及以多期叠置小礁体气藏剩余气精细表征、“一井多礁”长水平井剩余气高效动用、生物礁底水气藏见水时间预测、水侵动态评价、差异化防控治水等为核心的高产稳产关键技术^[29]。“十四五”以来，气田逐步进入稳产中后期，累计动用储量超1 ×10⁸ m³，年产混合气近40×10⁸ m³，平均压降速率保持在0.01 MPa/d 左右，累计生产天然气超350×10⁸ m³。

1.2 　高产富集特征及主控因素

笔者曾从成藏富集的角度探讨过元坝气田的成藏主控因素和富集模式，提出了“大面积发育的规模性礁滩相白云岩储层是油气成藏的关键因素”^[18] 以及“近凹富集、‘三微’输导、岩性控藏、构造控富” 的成藏富集规律等观点^[19]，这些已被元坝气田生产资料所证实。

从元坝气田常开井生产资料来看：单井累计产气量大于10×10⁸ m³ 的高产气井接近20 口，产量占整个气藏产量的70% 以上，平均弹性产率为4 062×10⁴ m³/ MPa ；其余气井产量占比不足30%， 平均弹性产率为1 440×10⁴ m³/MPa，其中产水井产量占比约14%，平均弹性产率为1 873×10⁴ m³/MPa。统计结果表明：高产井弹性产率远远高于低产井及产水井弹性产率；气井能否高产及弹性产率的高低主要受井控地质储量、井区储层非均质性引起的渗透率级差及气水分布控制（图1）。

高产井大多位于构造高部位、生物礁礁顶储层内（图2-a），发育完整背斜构造，钻遇礁体规模较大（面积大于1.8 km²）、储层较厚（64 ～ 112 m）、物性较好（孔隙度大于5%）、含气饱和度较高（S_g ≥ 83%），受其影响，礁体内天然气富集程度高，井控地质储量大， 气井弹性产率高。

当井控储量基本一致时，渗透率级差越大，弹性产率越低。受其影响，大规模单礁体直井或短水平段水平井的弹性产率一般弱高于“一井多礁”水平井弹性产率。如图2 所示，YB2 井区发育了4 个礁体，为实现礁体储量的充分动用，部署了3 口开发井。YB2 井、YB3 井、YB1 分别为大斜度井、“一井双礁”长水平段水平井和短水平段水平井，分别动用①号、②号和③号、④号礁体储量，其弹性产率分别为4 013×10⁴ m³/MPa、3 968×10⁴ m³/MPa、 3 676×10⁴ m³/MPa。

气井含水或产水时，受水体影响，一方面，储层含气性降低，另一方面，储层受到一定程度的伤害，导致储层级差增大，弹性产率迅速降低。如图2， 位于②、③、④号礁带构造高部位的13 口高产气井， 单井平均弹性产率4 357×10⁴ m³/MPa，而位于相对构造底部位的礁滩叠合区（YB14 井、YB15 井）及③号礁带低部位的YB12 井等3 口井，因底部有水，弹性产率仅2 838×10⁴ m³/MPa。

评价未动用储量及剩余气分布，精准挖潜部署调整井是气田持续保持高产稳产并不断提高采收率的主要手段之一，根据前述元坝气田长兴组生物礁气藏气井高产富集特征及主控因素分析，要实现调整井高产高效，必须弄清潜力区地质储量大小、储层连通性及隔层与渗流通道的发育状况。

气田进入稳产中后期，未动用储量及剩余气分布区普遍具有地层压力降低（较原始地层压力下降10 ～ 20 MPa），礁体埋藏更深（垂深大于6 800 m）、发育更小（单礁体面积为0.12 ～ 1.8 km²）、分布更散（礁间距大于500 m）及储层厚度更薄（单层平均厚度1.88 m）、物性更差、非均质性更强的特征，如何在“低压、低丰度、低品位”的未动用储量及剩余气分布区，寻找较高品质可部署潜力区，以推动储量有效动用和调整井高产有效，面临着隔层、渗流通道的精细表征及储层连通性精细评价等方面的难题。

另一方面，鉴于未动用储量及剩余气潜力区的复杂地质特征，多压力系统、长水平段水平井的安全钻井、储层段的有效分隔及充分改造极具挑战；已开发礁群边部地层压力亏空（0.4 ～ 0.8 MPa/100 m）、储层品位下降、产水风险大，钻井防漏堵漏、分段管柱下入及酸压体系优化存在技术瓶颈。

2 　精准挖潜潜力评价关键技术

2.1 　未动用储量及剩余气评价

鉴于气田复杂的地质特征，产能建设方案实施完毕后，开展储量动用程度分析及井网适用性评价， 开发方案部署的井网存在储量未动用区和储量动用不充分区。气田投产后，为保障持续高产稳产，主要从未动用区地质储量及已动用区剩余气两个方面开展评价，落实可部署开发调整井潜力区。

采用构造位置、礁体规模、邻井情况、储层物性、含气面积、储层厚度、地质储量、储量丰度等8 种参数来定量、定性的表征未动用区地质储量，将未动用区地质储量区划分为动用不充分待评价、动用不充分产水风险、未控制待评价、未控制产水风险等4 种类别，结合气藏地质特征，制订了未动用储量区潜力评价标准：①满足单井控制储量界限，评价未动用区礁体发育规模及储层发育状况，计算剩余未动用储量大小；目前评价元坝长兴组气藏单井控制储量界限为15×10⁸ m³，潜力区地质储量应不小于此指标。②微相有利，元坝地区长兴组生物礁气藏礁盖储层最有利，礁后次之，礁前最差，潜力区评价过程中应寻找礁盖作为部署区。③位于相对构造高部位， 以有效避开水层，气藏气水关系复杂，部分生产井受地层水影响严重，部署区评价中应避开含水区。

在前期以地质—地震双概率体为约束的三维地质建模的基础上^[30]，进一步以生物礁储层构型为约束，建立高精度的气藏三维地质模型，精细表征强非均质性生物礁储层厚度、物性及含气性等属性参数的空间变化情况，解决井网稀、直井少、一礁一藏等生物礁建模难点。结合日益丰富的气井生产动态资料，建立“双元融合”流体精细表征方法，采用I_fz 建立了流动单元划分标准，分礁带、分储渗类型构建J 函数曲线，准确描述气水过渡带，实现了强非均质性生物礁底水气藏流体精细表征^[31-32]。开展同平台、全气藏整体建模数模一体化研究，落实剩余气分布区，地质经济一体化评价，考虑部署新井后整个流动单元新增的可采储量，明确部署调整井是否具有经济效益。

2.2 　隔夹层及渗流通道精细表征

隔夹层指储层中能够阻止或隔挡不同流动单元之间流体运动的非渗透岩层，根据空间展布稳定程度可进一步细分为隔层和夹层。对于元坝气田的这类多期叠置生物礁底水气藏，隔夹层能够有效阻隔气藏底部水体侵入上部气层，延长气藏无水采气期（图3），因此，对隔夹层开展研究对于元坝气田高效开发具有重要意义。从沉积岩相特征分析，元坝地区长兴组气藏广泛发育生物礁及生屑滩：礁间或滩间是浅水区域发育的水体相对较深、能量相对较低的一类微相，岩性为生物碎屑微晶石灰岩、含生物碎屑微晶石灰岩，这类微相岩性致密、孔渗条件差， 可作为隔夹层；礁核、礁基微相胶结作用和压实压溶作用较强，白云石化作用和溶蚀作用极弱，岩性致密， 也可作为隔夹层。

元坝地区长兴组气藏隔夹层测井响应特征明显， 具有高电阻率、低中子、低声波时差的响应特征； 测井解释孔渗条件极差，孔隙度主要集中于0 ～ 1%， 平均0.73%，渗透率主要集中在0.002 ～ 0.06 mD。利用岩心、岩屑、测井等资料，开展了单井隔夹层识别划分，明确了隔夹层纵向上分布，根据隔夹层岩性、电性、物性及厚度等特征建立隔夹层的分类标准，将储层渗透率（K_r）与隔层渗透率（K_l）比值， 即K_r/K_l=60 作为隔夹层能否隔水的阈值，将元坝地区长兴组隔夹层划分为致密型、弱渗透型及高渗透型3 种类型（表1）。

致密型隔夹层测井解释孔隙度小于1.5%，测井解释渗透率小于0.02 mD，K_r/K_l ＞ 150，这类隔夹层在储层条件下，流体无法流动。弱渗透隔夹层测井解释孔隙度小于1.8%，测井解释渗透率小于0.2mD， 60 ＜ K_r/K_l ＜ 150，这类隔夹层的绝对孔喉、物性条件要稍好于第一类致密隔层，但由于上下储层与隔夹层的物性差异，形成了足够的渗流势差，使得此类隔夹层对地层水仍有一定的封隔能力。高渗透型隔夹层测井解释孔隙度小于2%，测井解释渗透率小于0.2 mD，K_r/K_l ＜ 60，此类隔夹层渗透性较好，对地层水封隔能力弱。

油气储集层是一种典型的多孔介质，一般发育孔隙、裂缝和溶洞等多种形态的储渗空间，且不同储集层的储渗空间形态不尽相同。油气在储集层中流动时，通常会选择渗流阻力较小的优势路径流动， 这些优势路径即为渗流优势通道。储层渗流通道是气水两相运移的直接载体，渗流通道展布及发育特征对底水气藏控水稳气、剩余气的分布有显著影响。

对于元坝长兴组气藏这类强非均质性储层，储层及隔夹层渗流通道特征差异大，包含了微裂缝以及基质孔隙等不同尺度介质，因此需要对元坝长兴组气藏渗流通道进行定量分类评价。

针对流体渗流通道的识别、评价和预测，国内外学者通过室内实验、理论分析、数值模拟及生产动态评价等方式开展了大量研究工作。综合来看，对于渗流通道的识别及分类评价主要分为定性与定量两类方法。前者主要依据沉积相、隔夹层及地层层序等因素进行沉积相、岩性物性识别；后者则采用诸如流动单元指数、传导系数及储层系数等一系列综合性参数来进行定量评价。笔者采用流动单元指数I_fz 将渗流通道进行分级：渗透率是表征储集层渗透能力最直观的参数，基于Kozeny—Carmen 渗透率解释模型，得到流动单元指数求解模型：

两边取对数可得：

综合元坝长兴组气藏岩心实验以及测井解释结果，元坝长兴组气藏流动单元指数I_fz 为2.47 ～ 13.18， 根据值域分布情况将储层大致分为4 个区间：第Ⅰ类渗流通道I_fz ＞ 13.18 ；第Ⅱ类渗流通道I_fz 为7.59 ～ 13.18 ；第Ⅲ类渗流通道I_fz 为4.48 ～ 7.59 ； 第Ⅳ类渗流通道I_fz 为2.47 ～ 4.48 ；I_fz ＜ 2.47 渗透能力小，则可以视为隔夹层。进一步地，利用地质建模技术，建立了不同类别储渗空间地质模型，实现了全气藏储渗空间的分类可视化表征，如图4 所示。总体而言全区储渗空间非均质性较强，其中以Ⅲ、Ⅳ 类储渗空间为主，局部存在相对高孔渗带，是良好的储集空间及优势渗流通道。

2.3 　小礁体气藏储层连通性分析

气藏连通性分析是研究气藏储量动用程度、部署调整井、合理优化配产，提高气藏储量动用程度和开发效果的有效手段。气田进入稳产中后期之后， 可根据储层非均质性评价结果，结合测井、试井与气井动态资料，构建双礁体“未动用储量—压力梯度—渗透率级差”变化关系曲线图版（图5），评价礁体间的连通性与储量动用状况。构建图版时，首先利用试井资料确定不同气井钻遇礁体的渗透率级差，之后根据双礁体储层空间展布特征，建立双礁体压力波扩散数学模型，结合测井、试井及动态资料， 评估模型不同级差条件下礁盖、礁后礁前与礁间等微相的压力波波及半径、储量动用状况及不同微相储量充分动用的压力梯度（图5 中的M、P、Q）。

礁体间连通与否，关键取决于礁间是否有储层及礁间储层的渗透率级差。

如礁间储层不发育，如图5 的M₄—P₄ 曲线，表明礁间不存在储层或储层渗透率级差太大，生产压差难以克服渗透率级差，Q 点不存在，相邻两个礁体不连通。

如礁间发育薄层或薄互层、物性相对较差的储层，礁体间的连通性则取决于礁间储层的启动压力梯度与气井生产压差。在气井（位于A 礁）投产初期，气井波及范围局限于图5 中P₁—P₂—P₃—P₄ 连线左上部区域A 礁的部分储量，A、B 礁表现为不连通，其结果与采用静态连通性方法，即基于古地貌、瞬时相位、频谱成像及三维可视化等技术的礁体精细刻画结果，结合流体性质、原始地层压力分析， 得到的礁体连通性认识基本一致。随着气井不断克服礁体内不同微相渗透级差，生产压差、波及半径、动用储量与弹性产率将持续增大，当波及半径延伸到A 礁整体边界、A 礁储量充分动用且生产压差大于礁间薄储层的启动压力梯度时（图5 中的P₁、P₂、P₃）， 礁间薄储层内的流体将发生流动，这使得A，B 礁体间的流体流动有了可能。随着气井生产压差的持续增大，大到可以克服礁间与远端B 礁体礁后或礁前的渗透率级差时（图5 中的Q₁、Q₂、Q₃），B 礁的储量得到了动用，A、B 两礁表现为连通。此时，结合生产动态资料，利用先期压降、生产动态分析、压力剖面方法与井间干扰等识别井组与生物礁的连通性， 可明确气藏渗流单元分布。

值得注意的是，静态连通性分析方法，预测的是勘探发现后，整个气藏内气水界面、组分、压力相对平衡的一个连通性状态。但随着气井的陆续投产与压差的持续变大，势必改变早期静态平衡，早期的不连通在后期表现出连通性，可见礁体的连通性是一个相对的概念，具有一定的时限性。

3 　精准调整对策及配套技术

3.1 　精准调整对策

基于气井高产富集因素、隔层与渗流通道、储层连通性等评价结果，通过敏感性分析确定各主要影响因素的权重，可以得到元坝地区长兴组气藏对潜力区剩余经济可采储量的影响程度由大到小为：目前地层压力（p）、储层垂厚（h）、动静比（R）、测井渗透率（K），影响幅度分别为33%、30%、27%、17%、14% 和0.2%。说明产水是气藏影响剩余经济可采储量的最主要因素，其次目前地层压力反应了潜力区储量动用情况，也是关键因素；而渗透率尽管是决定储层流动能力重要因素，但在开采时间足够长的情况下，对单井最终的累计产量影响相对较小。根据各因素对剩余经济可采储量的最大影响程度，可确定出各参数的权重分别为0.241、0.236、0.129、0.125 及0.002。据此，建立剩余气潜力评价指数^[29]，根据经济效益要求和由不确定性引起的风险程度，对所有潜力区按照剩余气潜力评价指数大小情况进行分级，大于0.5 为Ⅰ级潜力区、0.4 ～ 0.5 为Ⅱ级潜力区， 小于0.4 为Ⅲ级潜力区。

根据剩余气潜力评价指数分级结果，地质—工程—经济一体化评价，优选不同类型剩余气动用对策：针对剩余潜力指数为Ⅰ、Ⅱ级，未动用储量井网控制程度低的潜力区，采用多靶点长水平段水平井动用多礁体储量，地质—工程—经济一体化设计靶点坐标及水平段长等参数。针对剩余潜力指数为Ⅱ级，已有井网控制但动用程度相对较低的潜力区， 或由于油管堵塞、套管损坏等井况异常无法正常生产的，一般采用原井眼侧钻动用剩余地质储量。针对剩余潜力指数为Ⅲ级，已动用区存在一定的剩余储量，但受储量丰度相对低、储层品质相对差，或者邻井产水等因素影响，需根据剩余可采储量评价结果， 结合经济评价优选老井挖潜或部署新井以实现潜力区储量的效益动用。

3.2 　高效动用配套技术

针对长水平段穿越长兴组低压区（孔隙压力系数0.6 ～ 1.0）和飞仙关组高压区（孔隙压力系数1.8） 的安全钻井问题^[33-36]，以“强化封堵、加强润滑、严控密度”为核心，采用0.5 ～ 6 000.0 μm 的多粒径刚性+ 柔性复合材料强化随钻堵漏，高效液体润滑剂+ 石墨类固相润滑剂综合降摩减阻，研发形成密度大于或等于1.1 g/cm³、抗温175 ℃、极压润滑系数小于或等于0.08 的低密度抗高温润滑防卡钻井液体系， 与精细控压钻井技术相配套，有效提升元坝气田剩余储量区多压力系统条件下的长水平井安全钻井能力。

针对利用老井动用剩余储量存在的侧钻井眼小、过路层高压（孔隙压力系数1.8 ～ 2.0）、目的层低压（孔隙压力系数0.5 ～ 0.8）的难题，设计侧钻二开制井身结构。侧钻一开从Ø 193.7 mm 油层套管内开窗， 使用Ø 165.1 mm 钻头侧钻至目的层顶部，下套管封隔高压层段；侧钻二开选用Ø 114.3 mm 钻头完钻， 专层专打低压目的层。基于固井质量和地层岩性优选侧钻开窗位置^[37] ；储层段使用抗高温Ø 89mm 无扶单弯螺杆配套低密度抗高温润滑防卡钻井液体系， 提高机械钻速、控制地层漏失、降低卡钻风险。

采用小套管固井+ 超深穿透射孔完井工艺，在Ø 193.7 mm 套管内下入Ø 139.7 mm 套管固井封闭上部采空地层，采用89 枪配SDP 超深穿透射孔弹射穿2 层套管，同井动用下部地层储量并解决层间压力干扰问题；针对剩余储量区多礁体均匀布酸和深度酸压难题^[38]，建立多尺度固—流—热—化四场耦合暂堵酸压模型，模拟薄层碳酸盐岩裂缝形态演化机理， 研究不同礁体、同一礁体不同部位吸酸规律及三维裂缝扩展规律；基于非均匀形态的酸蚀导流能力预测研究，形成以多级变粘、交替注酸为主要手段的裂缝导流调控立体酸压技术；利用非反应液体占位封堵特性，研发了以“变密度衬管防塌+ 分流滑套定点+ 非反应液体隔离”为核心的小衬管多级软封隔完井技术（图6），为衬管完井条件下储层“纵向全覆盖、横向深穿透”改造目标的实现提供了有利条件。

4 　应用效果

本文技术成果是对元坝气田长兴组生物礁底水气藏投产以来挖潜调整技术对策及实施效果的总结。在详细分析高产井生产特征及高产主控因素的基础上， 落实未动用储量及剩余气分布区，开展隔夹层、渗流通道精细刻画及连通性精细评价，对未动用储量及剩余气区按潜力评价指数大小进行分级排序，优选挖潜对策，攻关挖潜配套工艺技术。近10 年来，落实潜力区10 余个，部署实施开发调整井6 口，侧钻井1口，挖潜井1 口，目前正实施开发调整井2 口，待论证2 口。已投产的开发调整井配产超200×10⁴ m³/d， 累产气超28×10⁸ m³ ；侧钻井YB17 侧井恢复产能1×10⁸ m³/a，累计产气量已超1.1×10⁸ m³ ；挖潜井YB18 是利用勘探报废井实施井筒修复后挖潜，该井预计新增可采储量5.7×10⁸ m³，累计产气量已超0.6×10⁸ m³。

挖潜配套工艺技术保障了调整井顺利实施及高产高效。超深长水平井“一井多礁”多压力系统安全钻井技术在YB19 井等3 口井集成应用，最大完钻井深8 425 m，最大水平段长1 458 m，水平段储层钻遇率大于94%。超深小井眼侧钻技术在YB17 侧井等3 口井成功应用，最大侧钻井深7 181 m，最大井斜76.7°，最大侧钻井段长857 m。超深长水平井小衬管多级软封隔完井立体酸压技术累计应用10 口井，测试无阻流量约为200×10⁴ m³/d。超深井封上采下完井及储层改造技术在YB18 井应用获超50×10⁴ m³/d 高产。

5 　结论

以元坝气田长兴组气藏为例，通过系统研究与现场实践，形成的超深层高含硫生物礁底水气藏稳产中后期精准挖潜关键技术，对保障气藏持续高产稳产，不断提高气藏储量动用程度及采收率意义重大。

1）元坝气田长兴组生物礁底水气藏高产井大多位于构造高部位、生物礁礁顶储层内，礁体发育规模较大、储层较厚、物性较好、含气饱和度较高是气井高产主控因素。礁体与储层发育状况、隔层与渗流通道发育状况、礁体间储层连通性对未动用储量与剩余气分布及开发潜力评价影响较大。

2）将储层与隔层渗透率比值K_r/K_l=60 和K_r/K_l=150 作为隔夹层类型划分的阈值，可将元坝地区长兴组隔夹层划分为致密型、弱渗透型及高渗透型3 种类型： 致密型隔夹层K_r/K_l ＞ 150，这类隔夹层在储层条件下， 流体无法流动；弱渗透隔夹层60 ＜ K_r/K_l ＜ 150，这类隔夹层对地层水仍有一定的封隔能力；高渗透型隔夹层K_r/K_l ＜ 60，此类隔夹层渗透性较好，对地层水封隔能力弱。

3）采用流动单元指数I_fz 可将元坝长兴储层大致分为4 个区间：第Ⅰ类渗流通道I_fz ＞ 13.18 ；第Ⅱ类渗流通道I_fz 为7.59 ～ 13.18 ；第Ⅲ类渗流通道I_fz 为4.48 ～ 7.59； 第Ⅳ类渗流通道I_fz 为2.47 ～ 4.48； I_fz ＜ 2.47 渗透能力小，则可以视为隔夹层。

4）构建“未动用储量—压力梯度—渗透率级差” 变化关系曲线图版，评价礁体间的连通性与储量动用状况，礁体间连通与否，关键取决于礁间是否有储层及礁间储层的渗透率级差：如礁间储层不发育， 生产压差难以克服渗透率级，相邻两个礁体不连通； 如礁间发育薄层或薄互层、物性相对较差的储层，礁体间的连通性则取决于礁间储层的启动压力梯度与气井生产压差。

5）采用剩余气潜力评价指数对所有潜力区进行分级，根据分级结果，地质—工程—经济一体化评价， 优选部署新井、原井眼侧钻、老井挖潜等动用对策及超深长水平井多压力系统安全钻井、超深小井眼侧钻、超深低压储层长水平井完井及改造等剩余气高效动用配套工艺技术，实现潜力区储量的效益动用。