李興科，孫 超，許建國

(1.東北石油大學(xué)，黑龍江 大慶 163318；2.中國石油吉林油田分公司，吉林 松原 138000)

0 引 言

當前低滲剩余儲量、難動用儲量以及非常規(guī)油氣儲量已逐漸成為油氣勘探開發(fā)的主體[1]。吉林油田作為典型的低產(chǎn)、低效油田，深刻體會到資源劣質(zhì)化帶來的發(fā)展壓力及低油價帶來的“寒冬”效應(yīng)?！笆濉币詠?，油田全面轉(zhuǎn)入低滲透、低豐度薄油層開發(fā)階段，產(chǎn)能建設(shè)效果及規(guī)模逐年變差，百萬噸產(chǎn)能建設(shè)投資大幅攀升。在當前低油價、低品位資源條件下，傳統(tǒng)做法及工程技術(shù)如不尋求突破，新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)將面臨難以為繼的嚴峻局面。近年來，吉林油田踐行“重新認識低滲透、重新構(gòu)建低滲透技術(shù)體系、重新定位低滲透效益開發(fā)模式”的基本做法，并借鑒北美致密油氣開發(fā)經(jīng)驗，采用非常規(guī)的建井創(chuàng)新理念和模式，在新立地區(qū)Ⅲ區(qū)塊開展效益建產(chǎn)示范區(qū)先導(dǎo)試驗，在常規(guī)低滲透油藏建立大井叢建井模式，嘗試多專業(yè)一體交互優(yōu)化設(shè)計的非常規(guī)做法；圍繞提產(chǎn)能、提采收率、降低投資、降低運行成本等方面開展相關(guān)工程技術(shù)攻關(guān)與試驗，初步形成了集約化建井的系列配套工程技術(shù)；在管理方面實踐了保質(zhì)、提速、提效的工廠化作業(yè)模式，積累了一定經(jīng)驗，實現(xiàn)了低油價下常規(guī)低滲透油藏建產(chǎn)“雙提、雙降”的較好效果[2]，展現(xiàn)出良好的應(yīng)用前景，為低滲油田有效開發(fā)提供了技術(shù)支撐，為吉林油田公司油氣業(yè)務(wù)持續(xù)發(fā)展提供了有利保障。

1 試驗區(qū)開發(fā)概況

1.1 新立油田地質(zhì)開發(fā)概況

新立油田區(qū)域構(gòu)造位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)扶新油氣聚集帶新立構(gòu)造，是一個被斷層復(fù)雜化的穹窿背斜構(gòu)造，開采目的層主要為扶余、楊大城子油層。平均孔隙度為15.0%，平均空氣滲透率為6.7×10-3μm2。屬于常規(guī)低滲透油藏。原始地層壓力平均為12.3 MPa，油層埋深為1 100～1 500 m，原始含油飽和度為55%。新立油田于1980年開辟生產(chǎn)試驗區(qū)，1983年以300 m正方形反九點法面積注水方式全面開發(fā)。隨著油田開發(fā)時間的延長，地下矛盾日益突顯，主要存在注水井注入壓力不斷上升，油水井套管變形加劇等矛盾。1997年，針對老注采井網(wǎng)在開發(fā)過程中存在的問題，開展排距為134 m的東西向線狀注水開發(fā)試驗，取得較好效果，自此以該井網(wǎng)方式進行大規(guī)模加密調(diào)整。截至2015年年底，新立油田共有油水井2260余口，平均單井日產(chǎn)液為3.82 t/d，平均單井日注水為27.61 m3/d，年產(chǎn)液逾168×104t/a，年注水達到377.8×104m3/a，綜合含水為81.93%?？刹蓛α坎沙龀潭葹?5.5%，采收率為33.4%，已整體進入“雙高”開采階段。

1.2 Ⅲ區(qū)塊先導(dǎo)示范區(qū)情況

在新立地區(qū)優(yōu)選Ⅲ區(qū)塊北部建立大井叢集約化建產(chǎn)示范區(qū)。該區(qū)塊含油面積約為4 km2，動用層位為扶楊油層，平均孔隙度為14.4%，平均滲透率17.7×10-3μm2，平均井深為1 400 m，試驗區(qū)部署井位107口。已建立3個集約化大井叢平臺，設(shè)計單井產(chǎn)能1.5 t/d，建產(chǎn)能逾5.2×104t/a。其中最大平臺井數(shù)達到48口，實現(xiàn)井口間距5 m條件下的防碰繞障。大井叢平臺井最大井斜達52.8 °，最大水平位移達1 000 m。

通過開展集約化效益建產(chǎn)先導(dǎo)試驗，實現(xiàn)了“雙提、雙降”的較好效果。單井產(chǎn)能由設(shè)計的1.5 t/d提高至2.4 t/d；局部區(qū)塊采收率由37.3%提高至46.4%；產(chǎn)能建設(shè)投資由原常規(guī)建產(chǎn)模式水平下降26.9%，原油開采成本大幅下降。通過在常規(guī)低滲透油藏實踐非常規(guī)開發(fā)理念和技術(shù)，展現(xiàn)了良好的應(yīng)用前景。

2 集約化建產(chǎn)思路及方案優(yōu)化方法

眾所周知，北美頁巖氣發(fā)展經(jīng)歷了“實踐先行、監(jiān)測驗證、工具配套、理論完善、工廠化應(yīng)用”的發(fā)展過程，突破了傳統(tǒng)理念，形成了水平井+多段大規(guī)模壓裂技術(shù)開發(fā)模式，實現(xiàn)了工業(yè)化開發(fā)。而致密油勘探開發(fā)方面，北美地區(qū)憑借先進的水平井技術(shù)、分段壓裂技術(shù)、裂縫微地震監(jiān)測技術(shù)以及“工廠化”作業(yè)模式實現(xiàn)了技術(shù)、資源和人工的優(yōu)化配置，最大程度地降低了開發(fā)成本，實現(xiàn)了致密油經(jīng)濟有效開發(fā)，開創(chuàng)了非常規(guī)能源開發(fā)的“北美模式”[3]。工廠化作業(yè)技術(shù)已經(jīng)成為中外致密油氣低成本開發(fā)的有效模式[4]。實踐證明，隨著低油價及資源劣質(zhì)化的雙重壓力不斷加劇，常規(guī)工程技術(shù)和傳統(tǒng)做法已無法實現(xiàn)效益動用，需要理念、做法及工程技術(shù)的一次質(zhì)的飛躍來實現(xiàn)低滲透難采儲量有效開發(fā)。吉林油田借鑒國外非常規(guī)開發(fā)理念，結(jié)合油田實際，提出通過集約化實現(xiàn)效益建產(chǎn)工作思路，即采用現(xiàn)代化管理方法和科學(xué)技術(shù)，進行高投入、高效益生產(chǎn)。“集”是指集中，集合人力、物力、財力、管理等生產(chǎn)要素，進行統(tǒng)一科學(xué)配置；“約”是指在集中、統(tǒng)一配置生產(chǎn)要素的過程中，以節(jié)儉、約束、高效為價值取向，從而達到降低成本、高效管理。

2.1 大井叢集約化建產(chǎn)思路

在大井叢集約化建井模式前提下，通過地質(zhì)工程方案交互優(yōu)化，實現(xiàn)一體化設(shè)計；通過提高裂縫控制儲量，實現(xiàn)全油藏驅(qū)替；通過優(yōu)化能量補充方式、有效建立注采關(guān)系以及配套全生命周期完井、優(yōu)化注采工藝等實現(xiàn)提高單井產(chǎn)量、提高區(qū)塊采收率。通過開展經(jīng)濟評價優(yōu)化建井模式；通過精細管理模式全面提升質(zhì)量效率；通過優(yōu)化地面流程、優(yōu)化機采舉升設(shè)備等降低產(chǎn)能建設(shè)投資，降低開發(fā)生產(chǎn)成本。在集約化產(chǎn)能建設(shè)實施過程中，實行地質(zhì)工程一體化、提效降本一體化、實施過程一體化，進而實現(xiàn)低滲透、低品位資源效益開發(fā)目的。

2.2 集約化建產(chǎn)一體化方案優(yōu)化方法

油氣田開發(fā)從地震到鉆井、油藏，再到采油及地面工程，是一個全生命周期的連續(xù)完整的工作過程[5]，但在現(xiàn)有管理模式下，人為將這個連續(xù)過程進行了分割，影響了認知的連貫性、繼承性和一致性[6]。因此，需要在重新認識油藏潛力基礎(chǔ)上，協(xié)同多專業(yè)聯(lián)合研究，多輪次交互優(yōu)化設(shè)計。

首先需進一步深化低滲透油藏再認識，主要開展構(gòu)造和裂縫再認識研究、單砂體精細刻畫研究、水驅(qū)規(guī)律再認識研究及剩余油分布規(guī)律再認識研究等，通過針對新立油田Ⅲ區(qū)塊開展以上研究工作，搞清了區(qū)塊構(gòu)造、裂縫、單砂體展布狀況，明確了水驅(qū)規(guī)律和剩余油分布狀況，進一步確定該區(qū)塊北部地質(zhì)儲量及剩余地質(zhì)儲量，明確該區(qū)域采出程度為27.5%，采收率為37.3%，明顯低于同區(qū)塊南部已調(diào)整區(qū)塊的水平(采出程度為39.6%，采收率為44.9%)，具備調(diào)整挖潛提升采收率的空間。在此基礎(chǔ)上，充分應(yīng)用油藏認識成果，建立適合大井叢建產(chǎn)設(shè)計的地質(zhì)模型，改變傳統(tǒng)的油藏方案—工程方案單向順序優(yōu)化做法，構(gòu)建油藏、鉆采、地面、經(jīng)濟評價等多專業(yè)交互優(yōu)化一體化設(shè)計方法，開展立體布井、工廠化鉆井、區(qū)塊整體改造設(shè)計。根據(jù)油藏認識變化，優(yōu)化整體壓裂參數(shù)、井排距和平臺井規(guī)模等設(shè)計，實現(xiàn)整體方案經(jīng)濟效益最大化的目標。主要流程為：①重新認識油藏潛力，以壓裂改造和提高單井產(chǎn)量為中心，部署總體方案；②先打控制井，用控制井資料重新修正總體方案；③平臺井全部打完后，重新認識地下，再次修正總體方案。進而實現(xiàn)設(shè)計、監(jiān)督、后評估與再設(shè)計一體化技術(shù)閉環(huán)管理(圖1)。

3 集約化建產(chǎn)的主要做法

3.1 突出儲層改造主線，大井叢集約化布井

傳統(tǒng)壓裂開發(fā)是在油藏已定井網(wǎng)前提下的被動設(shè)計，壓裂和井網(wǎng)的匹配只能在人工可干預(yù)的范圍內(nèi)進行優(yōu)化。大井叢區(qū)塊整體同步壓裂設(shè)計是壓裂工程超前介入到油藏評價階段與油藏地質(zhì)研究一體化優(yōu)化的研究過程，其主導(dǎo)思想就是形成壓裂工程主動參與油藏研究，達成一致井網(wǎng)模式后的定井網(wǎng)設(shè)計模式，旨在強化通過壓裂環(huán)節(jié)充分發(fā)揮井網(wǎng)作用、建立有效驅(qū)替關(guān)系和保持較高穩(wěn)產(chǎn)水平。在此基礎(chǔ)上提出大井叢集約化布井模式，具體就是改變常規(guī)布井模式，形成以儲層改造為主線，以油藏工程砂體研究、儲層預(yù)測、剩余油研究為基礎(chǔ)，以鉆井井眼軌跡參數(shù)優(yōu)化、密集井網(wǎng)防碰繞障為保證的井網(wǎng)設(shè)計，由常規(guī)小平臺建井向集約化鉆完井、工廠化作業(yè)、一體化集中處理的大井叢建井模式轉(zhuǎn)變。新立Ⅲ區(qū)塊大井叢先導(dǎo)性試驗，通過方案優(yōu)化從最初設(shè)計的23個常規(guī)小平臺，到期間優(yōu)化為5個中型平臺，到最終優(yōu)化為2個大型平臺。通過現(xiàn)場實施，達到了產(chǎn)能建設(shè)總投資下降20.7%，內(nèi)部收益率提高28.9%的顯著效果，從而實現(xiàn)了該區(qū)塊效益建產(chǎn)。

3.2 突破傳統(tǒng)改造模式，提高裂縫控制儲量

大井叢集約化建產(chǎn)儲層改造模式主要由傳統(tǒng)追求單一主裂縫與井網(wǎng)匹配向建立與砂體、井網(wǎng)、縫網(wǎng)相匹配的全藏驅(qū)替改造模式轉(zhuǎn)變。集成縫網(wǎng)壓裂、轉(zhuǎn)向壓裂和同層多井同步改造等多種手段，最大程度改造基質(zhì)，溝通原生孔、縫，形成復(fù)雜裂縫系統(tǒng)，為提高單井產(chǎn)量創(chuàng)造更優(yōu)滲流條件。

圖1 集約化建產(chǎn)地質(zhì)工程一體化方案優(yōu)化設(shè)計示意圖

在新立Ⅲ區(qū)塊大井叢先導(dǎo)性試驗過程中，一方面開展區(qū)塊整體同步干擾壓裂，在做法上實施“四個轉(zhuǎn)變”，即由單一主裂縫向復(fù)雜縫網(wǎng)轉(zhuǎn)變、由常規(guī)壓裂向蓄能壓裂轉(zhuǎn)變、由單井壓裂向集團式壓裂轉(zhuǎn)變、由裂縫改造向基質(zhì)改造轉(zhuǎn)變。從而形成排間干擾、井間干擾，形成區(qū)域性復(fù)雜縫網(wǎng)，通過追求與儲層最大接觸面積，提高縫控儲量，提高單井產(chǎn)量。另一方面對不同井網(wǎng)、不同井層采取個性化改造。結(jié)合井網(wǎng)特點、儲層鉆遇及水淹情況，針對擴邊井、油井排及水井排不同類型井，集成采用縫網(wǎng)壓裂、轉(zhuǎn)向壓裂和蓄能改造等多種針對性技術(shù)，最大程度改造基質(zhì)，溝通油層的原生孔縫，為提高單井產(chǎn)量創(chuàng)造更優(yōu)滲流條件。新立Ⅲ區(qū)塊大井叢平臺壓裂改造后，平均單井產(chǎn)量比同區(qū)域常規(guī)井提高118.2%，縫控儲量比常規(guī)改造模式提高55.5%，取得了顯著的壓裂改造提產(chǎn)效果。

3.3 整體流水線式推進，子系統(tǒng)工廠化作業(yè)

在大井叢先導(dǎo)性試驗實施過程中，創(chuàng)新地實現(xiàn)了工廠化作業(yè)和流水線作業(yè)2種模式的有機結(jié)合。工廠化模式是指應(yīng)用系統(tǒng)工程的思想和方法，集中配置人力、物力、投資、組織等要素，用于油田開發(fā)施工和生產(chǎn)作業(yè)。工廠化作業(yè)模式能夠有效提高效率、降低成本[7-10]。美國致密砂巖氣、頁巖氣開發(fā)，英國北海油田、墨西哥灣和巴西深海油田，都采用工廠化作業(yè)的方式[11-12]。而流水線作業(yè)模式就是通過優(yōu)化生產(chǎn)組織模式，將井組內(nèi)施工井的相同作業(yè)工序集中、連續(xù)作業(yè)，以加快工序施工速度、縮短作業(yè)周期、降低作業(yè)成本。各工序間通過無縫銜接縮短周期，通過規(guī)模化的連續(xù)作業(yè)實現(xiàn)效益。單個井場施工井數(shù)越多，流水線作業(yè)模式優(yōu)勢就越明顯[13]。

新立油田Ⅲ區(qū)塊大井叢建產(chǎn)實施跨專業(yè)的一體化設(shè)計、一體化管理和一體化運行，保障了鉆井、壓裂、投產(chǎn)各環(huán)節(jié)工廠化作業(yè)。4部鉆機同時交錯施工，完鉆后即進入壓裂施工；2組壓裂車組連續(xù)施工。各環(huán)節(jié)緊密銜接，實現(xiàn)了“壓準不等鉆井、投產(chǎn)不等壓裂”的目標，有效提高了建產(chǎn)效率，縮短建產(chǎn)周期。壓裂施工效率從原有常規(guī)模式的每天1口井提高至工廠化模式的每天3口井，投產(chǎn)效率由原有常規(guī)模式的每班每天0.58井次提高至工廠化模式的每班每天1.00井次，由此實現(xiàn)建井周期由原有常規(guī)模式的12.3 d縮短至工廠化模式的9.6 d，地面建設(shè)周期由原有常規(guī)模式的40.0 d縮短至工廠化模式的14.0 d。

3.4 集成新理念新技術(shù)，構(gòu)建新型管理模式

在大井叢集約化建產(chǎn)模式下，為低投資、低運行成本的地面及注采工程系列配套技術(shù)的進一步創(chuàng)新與集成應(yīng)用提供了條件及平臺。一方面優(yōu)化地面工程技術(shù)并且簡化流程，有效壓縮管理層級。地面流程方面采取單井串聯(lián)冷輸集油、支干線定量摻輸；多通閥自動選井計量、自動恒流配水及采用物聯(lián)網(wǎng)技術(shù)實現(xiàn)自動化監(jiān)控管理等措施，減少地面管網(wǎng)、工藝及供配電設(shè)備等，實現(xiàn)地面投資大幅節(jié)省。同時管理層級由隊級壓縮為班組級，大井叢單井計量功能更完善、流程操作更簡單、常規(guī)保養(yǎng)更高效、安全生產(chǎn)更有利，并在今后逐步過渡到依托物聯(lián)網(wǎng)無人值守，實現(xiàn)油藏智能化管理。

另一方面集成適應(yīng)大井叢平臺建井的非常規(guī)舉升技術(shù)。根據(jù)平臺建井地面井位集中的特點，研究應(yīng)用一機雙井抽油機及液壓抽油機，降低采油投資及運行成本。其中，一機雙井抽油機由1臺抽油機帶動2口抽油井(圖2)，減少設(shè)備1臺，裝機功率下降50%，可有效降低油井一次性投資及日常維護費用。2口油井互相平衡，提高了設(shè)備和能源的利用率，新立地區(qū)大井叢現(xiàn)場應(yīng)用綜合節(jié)電率可達40%以上。液壓抽油機舉升系統(tǒng)由主機、液壓站、電控箱3個獨立單元構(gòu)成，工作時由液壓站的液壓泵向主機的液壓缸提供動力驅(qū)動，通過液壓活塞連桿及滑輪上下往復(fù)運動，實現(xiàn)液體舉升。該技術(shù)結(jié)構(gòu)簡單、重量輕，只有常規(guī)抽油機重量10%左右；可實現(xiàn)“1拖2”、“1拖4”等液壓系統(tǒng)方式(圖3)，設(shè)備投入成本低，該方式較常規(guī)抽油機降低油井一次性投資達50%以上，且運行平穩(wěn)。

此外，依托大井叢平臺集中建井的特點，開展新型智能分注技術(shù)的相關(guān)試驗，實現(xiàn)了分層注水調(diào)控的根本性突破，即將多信息測試與流量控制結(jié)合成統(tǒng)一整體，長期置于井下，施工時隨管柱下入預(yù)置電纜，應(yīng)用鋼管電纜及載波傳輸技術(shù)實現(xiàn)井下測試裝置與地面控制主機通訊，可同步控制多級井下測試裝置，進行數(shù)據(jù)監(jiān)測和流量調(diào)配。該技術(shù)能夠獲取更多的工藝參數(shù)并實時調(diào)整注入量，可實時提供大量的動態(tài)數(shù)據(jù)。作為一項新型分注技術(shù)，正逐步通過大井叢現(xiàn)場試驗完善工藝并提高技術(shù)成熟度。

3.5 常規(guī)注水開發(fā)主導(dǎo)，準天然能量開發(fā)補充

通過集約化建產(chǎn)模式的有利條件，可對儲層物性、砂體情況、油水連通關(guān)系均較差的低滲透復(fù)雜地質(zhì)條件開發(fā)區(qū)塊，采取針對性的多元化、綜合能量補充方式，有效建立注采關(guān)系，實現(xiàn)區(qū)塊長期穩(wěn)產(chǎn)。新立油田Ⅲ區(qū)塊大井叢現(xiàn)場試驗主要根據(jù)具體油藏及井網(wǎng)特點進行分類，能建立有效驅(qū)替關(guān)系的區(qū)塊，初期方案主體按注水開發(fā)部署，配套適應(yīng)縫網(wǎng)系統(tǒng)的新型井網(wǎng)。根據(jù)水驅(qū)規(guī)律研究新認識，以完善單砂體地下注采井網(wǎng)為目標，突破油水井排固有認識，進行創(chuàng)新性的井網(wǎng)綜合調(diào)整，在水井排間打油井，將原線性井網(wǎng)調(diào)整為面積井網(wǎng)；針對外圍區(qū)塊河道砂體窄、側(cè)向變化快、現(xiàn)有井網(wǎng)控制程度低、注采見效差區(qū)塊，實施區(qū)塊整體加密調(diào)整。同時，采取區(qū)塊集團式重復(fù)壓裂調(diào)整技術(shù)，增加油井受效方向。不能建立有效驅(qū)替關(guān)系的，前期追求最大程度的體積改造，投產(chǎn)前先注水，壓裂采取蓄能壓裂，提高初期采油速度，快速提高產(chǎn)量；開發(fā)一段時間后采取氣驅(qū)或吞吐等方式補充能量，持續(xù)發(fā)揮井網(wǎng)作用。通過上述技術(shù)措施，新立油田Ⅲ區(qū)塊采收率提高了9.1個百分點，區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)或減緩遞減的整體效果顯著。

圖2 一機雙井抽油機現(xiàn)場圖

圖3 液壓抽油機現(xiàn)場圖

3.6 延長系統(tǒng)生命周期，高效發(fā)揮產(chǎn)能

大井叢平臺雖有集中建井方面的優(yōu)點，但同時也伴隨平臺井數(shù)量多、井斜大、水平位移大、井身軌跡復(fù)雜等實際問題。因此，在新立Ⅲ區(qū)塊建產(chǎn)過程中，以保障油水井全生命周期高效生產(chǎn)為目標，集成快速優(yōu)質(zhì)鉆完井、長效舉升、有效分注等配套工藝。在延長井筒完整周期方面：①優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)，優(yōu)選套管，增加井壽命；②保證固井質(zhì)量，確保分層壓裂不竄通；③優(yōu)選泥漿體系，降低儲層傷害；④采取合理的注采比，控制合理注入壓力。在延長舉升免修周期方面：①強化鉆井質(zhì)量，隨鉆測斜，嚴控軌跡；②優(yōu)化舉升工藝設(shè)計；③采用防腐防磨內(nèi)襯油管；④采用耐磨合金抽油桿接箍；⑤優(yōu)化工作參數(shù)和維護周期。通過上述措施，該區(qū)塊大井叢平臺自2015年6月投產(chǎn)以來，生產(chǎn)運行平穩(wěn)，基本未發(fā)生井下抽油管桿磨損導(dǎo)致的維護性修井作業(yè)，大斜度油井免修期已超過800余天，取得長效生產(chǎn)的較好效果。

4 結(jié)論與認識

(1) 吉林油田在低油價、低品位資源現(xiàn)實條件下，創(chuàng)新理念及做法，開展新立地區(qū)Ⅲ區(qū)塊大井叢效益建產(chǎn)示范區(qū)先導(dǎo)試驗，在方案設(shè)計理念上由零散井、小平臺、小單元設(shè)計向大井叢、井群整體設(shè)計轉(zhuǎn)變；在方案優(yōu)化流程上從專業(yè)間被動適應(yīng)向工程超前介入地質(zhì)研究并多輪次交互優(yōu)化轉(zhuǎn)變。進而形成了多專業(yè)一體交互優(yōu)化設(shè)計的非常規(guī)做法，為最終實現(xiàn)該區(qū)塊效益建產(chǎn)奠定了理論基礎(chǔ)。

(2) 通過在新立III區(qū)塊常規(guī)低滲透油藏開展先導(dǎo)試驗，初步形成了集約化建井相關(guān)配套技術(shù)，包括地質(zhì)工程一體化技術(shù)及配套的平臺布井、工廠化鉆井等工程保障技術(shù)，提高裂縫控制儲量井群整體改造技術(shù)，水驅(qū)及不同介質(zhì)的非常規(guī)能量補充技術(shù)，圍繞降低運行成本，集成地面工程優(yōu)化簡化技術(shù)及新型舉升、新型注水等方面工藝技術(shù)，有效保障了示范區(qū)“雙提、雙降”初見成效。

(3) 通過大井叢集約化建產(chǎn)現(xiàn)場的實施，在管理方面實現(xiàn)了保質(zhì)、提速、提效的工廠化作業(yè)模式，即通過跨專業(yè)的工廠化作業(yè)運行，保障了鉆井、壓裂 、投產(chǎn)各環(huán)節(jié)工廠化作業(yè)，各環(huán)節(jié)緊密銜接，有效縮短建產(chǎn)周期。

(4) 集約化建產(chǎn)將是今后面對低品質(zhì)、低油價條件下效益建產(chǎn)的主體模式，對于今后解放低滲透、特低滲透油田大量探明未動用低品位儲量，支撐低油價下油田的效益開發(fā)及長遠發(fā)展具有重要意義。今后應(yīng)擴大現(xiàn)場實踐規(guī)模，開展針對性試驗，評價成熟和先進工程技術(shù)，進一步拓展應(yīng)用范圍，挖掘效益空間。

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