低含油饱和度油藏开发特征分析
低渗透油田地质的开发与研究
低渗透油田地质的开发与研究低渗透油田是指地层渗透率低于10毫达西横流动能力有限的油田。
由于低渗透油田具有层内油水分异性大、油井产能低、初采效益差等特点，开发低渗透油田面临着很大的挑战。
本文将从低渗透油田地质特征、开发方法和研究进展三个方面进行探讨。
一、低渗透油田地质特征低渗透油田的地质特征主要包括储层岩性、储层圈闭和油藏物性等方面。
1. 储层岩性低渗透油田的储层岩性普遍为致密砂岩或致密碳酸盐岩。
致密储层的渗透率通常在0.01毫达西以下，孔隙度较低，储集空间非常有限。
2. 储层圈闭低渗透油田的储层物性差异大，常规的圈闭形态如构造圈闭、断层圈闭等在低渗透油田中常常不存在或者较弱。
低渗透油田的开发主要依赖于垂向和水平方向上的边界限制。
3. 油藏物性低渗透油田的油藏物性复杂，主要表现为原油黏度大、水化物含量高、油层水混产等。
低渗透油田的开发需要通过控制油藏的开采压力、注水压力等参数来保证油水分离和有效驱替。
低渗透油田的特点决定了其开发方法需要经过精细评价和合理设计。
1. 精细评价低渗透油田的精细评价是指对储集层的岩石组分、孔隙结构、渗透率分布、油藏物性等进行详细的实验室和地质调查研究。
通过精细评价，可以准确划分油藏、揭示开发难点，为后续的开发工作提供数据支持。
2. 注水开发注水开发是低渗透油田开发的常用方法之一。
通过注水，可以增加油藏中的水压，从而提高油藏中的油水分离效果，增大油井产能。
注水开发需要根据不同地层特点选择合适的注水井和注水方式。
3. 气体驱替开发气体驱替开发是低渗透油田开发的另一种重要方法。
通过注入CO2等气体，可以改善油藏中的饱和度，改变油水界面张力，提高原油的排油能力。
气体驱替开发需要根据油藏物性和开发要求选择合适的气体类型和注入压力。
在低渗透油田的研究方面，国内外学者开展了大量的工作，取得了不少成果。
1. 模拟实验研究通过模拟实验，可以模拟低渗透油藏的物理过程，研究开采参数对产能的影响。
低渗油藏的生产特征与开发开采技术
低渗油藏的生产特征与开发开采技术摘要：低渗透油藏在新发现的石油储量中占有很大的比例。
低渗透油藏在增产增储方面时比较重要的能源。
本文主要讲述了低渗透油藏的生产特征，在对低渗油藏进行开发的过程中，采用注水，压裂以及油层解堵等关键技术，并对效果进行综合评价。
关键词：低渗透油藏开发开采技术研究压裂技术中图分类号：TE951 低渗透油藏的生产特征对于低渗透油藏来说，第一，边底水并不是很活跃，自然的产能也不是很大，产量的递减的速度也比较快。
在开采作业的初始的时候，由于一部分的构造比较低，油水的边界周围的井含水量也比较大，其他的油井含水量非常低。
第二，低渗透油藏的储层的物理性质比较差，吸水的能力也比较差。
由于其储层的物性较差，因此大部分的水晶需要进行压裂作业，在压裂的初期会具有较高的吸水能力，随着注水时间的增长，不仅洗井作业中会对油藏造成一定程度的伤害，同时孔隙度和渗透率也下降，最终吸水的能力也随着减弱。
而且注水的水质不符合对低渗透油藏进行注水作业中的水质质量，使得地层间产生污染以及堵塞的状况，最终导致吸水的能力降低。
最后，低渗透油藏容易受层间的非均质性的影响，导致储层的吸水能力造成很大的差异。
2 低渗油藏的开发开采技术在对低渗油藏进行开发的过程中，会运用到很多关键的技术。
（1）确定合理的注采井网。
首先要确立好注水的时机。
低渗透油田所具有的天然的能量比较小，其弹性和溶解气驱的采收率比较低。
所以，就需要在开采的初期进行注水作业。
同时要保持一定的地层压力，这样才能够提高开采速率和采收率。
对于弹性能大且异常高压的油田，应推迟一下注水的时间，可增加污水采油的产量。
经过大量的开采时间表面，当上覆的压力变大的时候，渗透率和孔隙度就会变小，而且这种变化是不可逆的。
因此，应该在低渗透油田进行开采的初期，进行注水作业，使得地层的压力一直在最高的状态，孔隙度和渗透率变小，进而对渗流条件进行改善。
然后确定好井距。
在低渗透油田中，会存在很多注水井无法注水，形成高压区。
低渗透油田地质特征及开发效果改善分析
低渗透油田地质特征及开发效果改善分析发布时间：2021-05-26T03:30:51.046Z 来源：《中国科技人才》2021年第7期作者：王宇航[导读] 低渗透储层广泛分布于不同埋藏深度和不同地质时代的地层，形成了不同规模、不同圈闭类型和不同原油物性的油藏。
长庆油田采油一厂侯市作业区陕西省延安市 716000摘要：油田开发过程中，由于低渗透油田地质特征的复杂性，导致油田开采难度加大。
不同岩性均可形成低渗储层，尤其是致密砂岩、碳酸盐岩。
常规开发技术无法对其进行经济有效开发，往往采用特殊工艺技术进行增产或储层改造。
近年来，我国对低渗透油田勘探开发从理论和实践上都取得显著突破。
关键词：低渗透油田地质特征；开发效果改善前言：低渗透储层广泛分布于不同埋藏深度和不同地质时代的地层，形成了不同规模、不同圈闭类型和不同原油物性的油藏。
随着油田深入开发，中高渗、易动用储量已基本动用。
剩余地质储量中，低渗透油藏原油储量占很大比重。
与其他类型油藏相比，低渗透油藏整体开发效果较差，近年来虽然针对部分区块进行了改善开发效果的油藏工程和采油工艺试验，但缺少综合性的分析和评价。
因此需要在近年低渗透油藏地质特征、渗流特点和开发、治理效果调研、分析的基础上，对低渗透油藏治理、改造的可行性和潜力作出综合评价。
一、低渗透油田地质特征1.流固耦合作用、应力敏感性和裂缝特征、低渗透油田投产后，油井产量递减快，地层压力下降快，是流．固耦合作用影响的结果。
低渗透油藏弹性能量小、传导能力差，短时间难以补充上油井能量的消耗，于是出现产量递减、压力下降的现象，而储层压力下降，导致储层骨架发生弹．塑性变形，造成孔隙度减小，渗透率降低，又加剧了油井产量、压力的递减和下降。
低渗透储层一般岩石矿物成熟度较低，压实程度不同，因而其应力变形以塑性变形为主，压力下降对储层孔隙结构的损害是破坏性的，孔隙度降低后恢复程度很小，所以低渗透油层的应力敏感性强烈。
由于低渗透储层致密、较脆，在构造应力作用下，易产生两组以上具有一定共轭角度的天然裂缝。
低渗透油藏开发特征及其具体策略分析_王川
2013年第8期低渗透油藏开发特征及其具体策略分析王川刘志森阳磊（长江大学石油工程学院湖北武汉430100）摘要：低渗透油藏是基质渗透率较低的油藏，一般指的是低渗透的砂岩油藏。
根据实际生产特征，按油层平均渗透率的大小，把低渗透储层划分为了一般低渗透储层、特低渗透储层、超低渗透储层三种。
低渗透油藏属于非常规油藏，近年来低渗透开发储量所占比例越来越大，因此，有相关学者认为一般低渗透储层可属于常规油藏，特低渗透与超低渗透油藏依旧是非常规油藏。
关键词：低渗透油藏开发特征技术策略在我国特有的以陆相沉积为核心的含油气盆地中，有着明显的储层物性差的特征，促进了低渗透油气资源的形成。
随着相关探索的进一步深入，我国的低渗透油藏的勘探开发工作取得了较大的突破。
通过坚持不懈的开发技术攻关与创新，我国的低渗透资源开发有效性得到提高，具备了诸多完善的低渗透开发配套技术。
本文首先概述了低渗透油藏开发特征，其次，提出了低渗透油藏开发技术策略。
一、低渗透油藏开发特征近年来，低渗透油气产量持续上涨，其在总产量中的地位较之前有明显的提高。
比如，2008年，我国低渗透原油产量达到了0.71x108t（涵盖低渗透稠油），在全国总产量中占到了37.6%，低渗透产量比例每年都在上升。
在油气田开发中，低渗透资源已经是其核心部分，目前正朝着开发主体方向快速前进。
1、油井需要压裂投产；除了投注井不进行压裂，其它的油水井都应压裂投产，以达到预期的效果，比如，某工区中有58口井，实际压裂了158次，进行重复压裂的有50次，实际无效14次，非重复压裂的有108次，实际无效1次。
从这些次数上我们可以看到，非重复压裂效果佳，实现了99%以上的有效率。
重复压裂效果要差一点，有效率达到了72%。
2、采油速度快；举例说明，某厂油藏开采初期以2%以上的采油速度一直保持了六七年之久，但其递减迅速，通常以指数式递减为主。
最开始（1993年）的采油速度达到了2.26%，但十年后，采油速度却降到了0.21%，共降低10.76倍。
低渗透油田开发的特征与有效对策分析
低渗透油田开发的特征与有效对策分析低渗透油田的开发较为困难，原因在于这类油田虽然有丰富的石油储备，但是由于一些客观因素的存在，导致石油的渗出率较低，导致单井的产能较低。
我国的低渗透油田占所有油田数量的60%以上，有很高的开发前景和开发需求，为了能够提高单井产能，需要对油田开发中的压敏效应进行分析，实现对这类油田的合理开采和应用。
标签：低渗透;油田开发;特征;对策随着全球经济的不断发展，石油已成为不可或缺的能源。
低渗透油藏在我国分布较为广泛，只有对低渗透油田进行有效开发，才能提高石油的开采效率，增加我国的石油储备量。
低渗透油田开发技术日渐成熟，应当合理使用，将采油和注水工作相互结合，以此获得更大的采收率，促进石油开采的可持续性发展。
1.低渗透油藏注水开发特征因素分析1.1地质因素（1）孔隙结构。
孔隙结构是指岩石内的孔隙和喉道类型、大小、分布及其相互连通关系，孔喉半径是影响渗透率大小的直接因素。
在低渗透油藏中，其储层孔径与喉道、孔隙壁上流体吸附滞留层的厚度处于同一个数量级，因此吸附滞留层的流体会渗入孔隙当中。
该流体一般为静止状态，只有存在压力梯度时，低渗透储层流体才会发生流动。
如果压力梯度没有达到储层流体流动所需的压力梯度值，则该压力无法驱动流体。
一般来说，孔隙的非均匀性随着孔隙的复杂程度而增加，因此孔隙结构越复杂，开发效果越差。
在数量级越小的孔径与孔喉中，流体流动所需的压力梯度越大，开发效果也不尽人意。
（2）夹层频率。
储存在夹层中的中高渗油层易开采，对于低渗透储层来说，若夹层适量，为了提高油气的采收率，可增加油层水洗厚度;若夹层过量，厚砂体被分为多个薄砂体，储层流动特性受到阻碍，尤其是低渗透砂岩，进行水淹时不能有效控制流体的运动，很难达到预期的效果。
（3）砂体内部的结构。
物性对低渗透油藏中的渗流起着决定性作用，哪怕是一个微小的变化，都能使其受到严重影响。
在低渗透油藏中，相对于中高渗储层而言，河道砂体切割界面及内部非渗透层对流体运动的阻碍更大。
低渗透油藏的开发技术研究
低渗透油藏的开发技术研究第一章：引言低渗透油藏是油气勘探生产中的重要类型，指的是渗透率较低、采收率较难、开发难度大的油气储层。
近年来，随着国内外油田勘探区域逐渐向低渗透油藏转移，低渗透油藏的开发技术研究备受重视。
本文将从低渗透油藏的特征、开发难点及现有技术等方面着手，探讨低渗透油藏的开发技术研究。
第二章：低渗透油藏的特征低渗透油藏的特征主要表现在以下几个方面：1.渗透率低：一般指渗透率小于0.1mD，且更多的低渗透油藏渗透率甚至只有0.01mD以下；2.孔隙度低：低渗透油藏孔隙度一般在5%以下，甚至更低；3.孔径小：低渗透油藏孔隙中的孔径小且不规则，纵向和横向渗透性差异大；4.非均质性强：低渗透油藏地质构造复杂、非均质性强，给开发带来了较大难度。
第三章：低渗透油藏开发难点低渗透油藏由于渗透率低、孔隙度低、非均质性强等特征，给开发带来了一系列难点，主要包括以下几个方面：1.低采收率：低渗透油藏常由于油气渗流受阻而出现采收率低的问题，由于渗透率低、孔隙度低的限制，开采困难度大；2.产量下降快：低渗透油藏产量下降快，油层压力下降后油井的产油量迅速减少，且经常面临产量不足的问题；3.经济可行性难以保证：低渗透油藏由于开发较为困难，可以提高采油索价，但是开发成本较大，难以保证经济可行性；第四章：低渗透油藏开发技术现状目前低渗透油藏的开发技术主要包括以下几个方面：1.增产技术：采用注水、水驱、气驱等增产技术，通过提高油藏压力、增大有效渗透率，达到增加产量的目的；2.多孔相储层注聚技术：通过油田天然水等途径，在多孔相储层形成胶体颗粒的定向注入，增加油水接触面，同时通过伸展和联通，形成高油饱和度的微小连通通道；3.压裂技术：通过在油井中压入高压水力压裂液，使压裂液进入储层中破裂部位，破坏岩石结构，从而增加油气渗流通道；4.水平井技术：通过在低渗透油藏垂直方向上打磨弯曲的井筒，实现在储层单位面积内切割出更多的井段，增加井筒周长，提高有效蓄能、生产能力，达到增产目的。
浅析低渗透油藏开发效果影响因素
浅析低渗透油藏开发效果影响因素低渗透油藏指的是油藏孔渗性较低的油藏，其渗透率一般小于1mD。
由于渗透率低，低渗透油藏的开发难度较大，开采效果也常常不理想。
研究低渗透油藏开发效果的影响因素对于有效开发低渗透油藏具有重要意义。
本文将从地质条件、油藏特征、原油性质和开发技术等方面对低渗透油藏开发效果的影响因素进行浅析。
地质条件是影响低渗透油藏开发效果的重要因素之一。
低渗透油藏的储集岩石通常为砂岩或碳酸盐岩，其孔隙度和渗透率较低。
地质构造是决定油藏形态和油气运移的关键因素，不同的地质构造会对低渗透油藏的开发效果产生重要影响。
构造斜坡的油藏往往存在水体倾倒、产能脉冲等问题，开发难度较大。
储层含油饱和度、构造裂缝和天然裂缝发育程度等地质因素也会影响低渗透油藏的开发效果。
油藏特征是影响低渗透油藏开发效果的另一个重要因素。
低渗透油藏的孔隙结构复杂，孔隙度低，孔隙连通性差，导致原油流动困难。
低渗透油藏的岩石强度高，岩石力学参数较大，使得岩石破裂和孔隙扩展困难，对开发技术提出了更高的要求。
油藏物性参数如孔隙度、渗透率、渗透率分布、油藏压力、剪切应力等，以及油藏物性随时间和地域的变化，也是影响低渗透油藏开发效果的重要因素。
原油性质对低渗透油藏开发效果也有一定影响。
原油的粘度是其流动性的关键参数，低渗透油藏中的原油粘度通常较高，因此在开发过程中需要加大注水量或采用其他措施来改善原油的流动性。
原油中的胶质、沥青质、杂质等也会对原油的流动性产生影响，进而影响低渗透油藏的开发效果。
开发技术是影响低渗透油藏开发效果的关键因素之一。
目前，常用的低渗透油藏开发技术包括水驱、聚合物驱、CO2驱和常规采油等。
不同的开采技术具有不同的适用范围和效果。
对于渗透率较低的低渗透油藏，通常采用水驱或聚合物驱等方法来提高原油采收率；对于孔隙度较小、渗透率分布不均的低渗透油藏，则需要采用水平井、酸化压裂等技术来改善油藏渗透性。
开采压力、注采比、井网布置等开发参数的选择也会对开发效果产生重要影响。
浅谈低渗透油藏的特点及注汽机理
浅谈低渗透油藏的特点及注汽机理分析国内外低渗透油藏，我们可得低渗透油藏的特点为：（1）低渗、低孔、自然产能低，常规投产甚至不出油，注水困难；（2）原油粘度低，密度小、性质较好；（3）储层物性差，粒细、分选差、胶结物含量高，后生作用强；（4）油层砂泥岩交互，砂层厚度不稳定，层间非均质性强；（5）油层受岩性控制、水动力联系差，边底水不活跃；（6）流体的不流动具有非达西流的特征。
低渗透储层的特征为：低渗透储层形成有其独特的沉积环境及沉积后的成岩作用和构造作用的影响，使其具有典型的特征，主要包括：储层物性差，沉积物成熟度低，但后生成岩作用往往经较强烈；孔隙度低，孔喉半径小、毛细管压力高，原始含油饱和度低；基质渗透率低；裂缝往往比较发育；非均质性强；粘土矿物含量高，水敏、酸敏、速敏严重。
正是由于这些特征，决定了低渗透储层研究的特殊性。
低渗透油藏开发特征为：（1）低产井多。
在开发过程中，油井自然产能低。
渗透率低，导压系数小，压力传递慢，油井供液不足，投产后产量递减很快，出现很多低产井。
（2）采收率低。
油层受岩性控制，水动力联系差，边水，底水驱动很低，自然能量补给不足，多数油藏主要靠弹性驱动和溶解气驱方式采油。
一次采收率很低，一般只能达到8%-12%，注水后，一般低渗透油田二次采收率提高到25%-30%，特低渗透油田则为20%-25%。
（3）采油速度低。
特低渗透油田，依靠天然能量开采，采油速度约在1%以下；注水开发，采油速度在1%左右；一般低渗透油田，注水开发，采油速度在短期能达到2%以上。
由于低渗透油质轻，又加之气易流动的特点，使注汽变得更具吸引力。
关于注汽机理的论述很多，总体上可分为一次接触混相、多次接触混相、非混相驱三种，而多次接触混相又分为蒸发气驱混相和凝析气驱混相两种。
一次接触混相驱：注入的驱替剂与原油一经接触就立即混相，称为一次接触混相。
最常用的一次接触混相驱的混相剂一般是中等分子量的烷烃，如丙烷、丁烷或液化石油气。
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低含油饱和度油藏开发特征分析
摘 要：本文首先分析了低含油饱和度油藏的具体分布及其特征，并在此基
础上对低含油饱和度油藏的成因与开发进行研究。期望能够对提高低含油饱和度
油藏的开采效率有所帮助。
关键词：低含油饱和度油藏 开发 成因
一、低含油饱和度油藏的分布及其特征分析
我国低含油饱和度油藏主要分布在准格尔油田、大港油田、长庆油田、克拉
玛依油田等多个油田，其储层物性特征基本均为低孔低渗的砂岩油藏。如，准格
尔中部陆梁油田的油气藏地质特征为低幅度构造、隔夹层发育，储层原油性质为
低粘度；吉林腰英台油田的油气藏地质特征为低幅度构造，储层原油性质为低粘
度稀油；克拉玛依油田五三中区和大港庄海油田的油气藏地质特征为低幅度构
造，储层原油性质为低粘度；南充构造充西区块的油气藏地质特征为构造平缓、
地层倾角小，储层原油性质为干气。以上油田的油气藏成藏动力系统均为常压它
源开放成藏动力系统。而在美国、中东等低含油饱和度油藏中，大部分油田都是
中孔低渗碳酸盐油藏。
通过调研大量的低含油饱和度油藏可知，这类油藏的特点如下：一是大部分
低含油饱和度油藏分布在低渗细喉储层，对原有粘度产生的影响较小。我国目前
发现的低含油饱和度油藏基本上均为低粘度油藏，只有若干个高孔高渗稠油油
藏，最为典型的是克拉玛依油田九区南油藏。造成该类油藏特殊储层物性特征的
原因在于长距离输气、地表水渗滤氧化、地层水冲刷等。二是低含油饱和度油藏
一般属于低幅度构造，油柱仅为几十米高，并且油藏在储层隔夹层发育，使得油
水之间的关系较为复杂。三是低含油饱和度油藏的成藏动力系统均为常压它源开
放成藏动力系统，与油源距离较远，现有的低含油饱和度油藏几乎都必须经过二
次及其以上的运移成藏。
二、低含油饱和度油藏的成因与开发研究
1.主要成因
由于低含油饱和度油藏所具备的一系列特征，使其很少被作为特殊性质的油
藏来研究，一般都是将之作为油藏的一种特殊状况进行研究。同时，很多与之相
关的研究也全部是在低电阻率储层研究中发现的。目前，业界大部分专家学者均
认为，低含油饱和度油藏的形成原因主要与储层物性、流体物性、构造因素这方
面有关。
为了便于研究下面以准噶尔盆地中部1区块作为研究对象，该区块位于盆地
腹部当中，整体构造为一凹两隆。在本次研究前，该区块已经发现多套油气层。
该区块的地质构造相对比较简单，并未发现发育较为显著的断层，仅有主要含油
层的局部地区上存在一些小断层。就该区块而言，影响油藏形成方式及类型的主
要因素为油气的充注时期与充注方式，故此，有必要对油气的充注进行深入具体
的研究，并在此基础上对油藏的成因进行分析。
1.1成藏时期与充注特点。通过对前人研究成果进行分析后发现，大部分研
究人员均认为，该区块的油藏为四期成藏，并以中晚期成藏为主，从目前形成的
低含油饱和度油藏特征来看，其仍然处于形成过程中的未饱和油藏。此外，也有
一些专家学者从构造的角度对该区块进行了研究，并得出该区块的油藏为早期形
成这一结论。导致这两种观点形成的主要原因是对油气充注时期存在分歧，由此
可见，对油气充注时期的准确判断是解决问题的关键之所在。同时，因该区块的
油源来自于古油藏，并且地层先后经历了数次调整，这给油气充注时期研究带来
了一定的难度。从该区块原油高压物性可知，油气为中早期充注，在成藏之后，
油层随地层沉积深埋，低渗透层将大部分油层封闭，从而使得在地层调整过程中，
油藏获得了完好的保存。通过相关检测后发现，这部分油藏当中存在高于当前地
层温度的均一化温度，由此可以判定油藏的充注时期较之实际充注时期晚很多。
1.2油藏调整。在对该区块油藏调整进行研究时，可以借助古今油水界面变
化情况。目前对古今油水界面的恢复方法种类较多，本文采用的是GOI分析法，
即通过对含有包裹体（GOI）的变化规律，分析古油水界面。从该区块油藏的封
堵性以及油气物性这个方面进行综合分析后得出如下结论：封堵性差导致油水界
面升高的可能性相对较小，油藏油气主要充注于第三纪之前。
2.油藏开采特征
低含油饱和度油藏在开采过程中的原始油水会处于同时流动状态，这使得该
类油藏的开采没有无水期。尤其在开采前期阶段，会存在含水率快速上升的短期
过程，在此之后含水率有所回落进入含水率较为平稳的阶段，最后开采阶段的含
水率呈现出缓慢上升趋势。初始含油饱和度是产生含水率略回落现象的关键因
素，只有在满足低含油饱和度的前提下，才能通过水驱作用使含水率略微回落。
在开采过程中，低渗砂岩的孔隙结构分布特征是促使含水率进入回落阶段的主要
原因。一般情况下，含水率回落幅度会随着Ⅱ类型孔隙体积所占比例的增大而增
大，同时Ⅱ类型孔隙的分选性越好，含水率落回宽度也会随之越小。
以该区块的A和B井为研究对象，通过对两口油井进行测试后得出如下数
据：A与B井的含水饱和度分别为52%和56%，前者的孔隙度为10.3%，后者
为12.7%。A井在生产期间的平均采液强度约为1.59m?/dm；B井为3.66 m?/dm。
其中A井在90d的自喷采油期内，该井的产量快速降至15.6t/d，但含水却在极
短的时间内升高至20%，随着时间的推移逐步回落至10%左右。而B井在初采
时采用的是机械抽采方式，初始采油含水就高达
60%，并在短时间内升高至80%，随后回落至70%后进入稳定期。由上述分
析可知，两口油井的采油含水上升与回落的过程相对较短，含水稳定期采油时间
较长，可维持数月左右。
结论：
综上所述，本文以准噶尔盆地的1区块作为研究对象，对低含油饱和度油藏
的开发特征进行了研究。由于此类油藏的地质构造相对比较复杂，并且成藏模式
多种多样。故此，在开采过程中，需要对油藏的成因进行分析，并依据油藏的形
成机制，进行区域勘探，在此基础上选择合理的开采工艺，这样不但能够确保开
采工作顺利进行，而且还能进一步提高开采效率。
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