非常规油气藏是一种“人工油气藏”^[1]，主要靠水平井及体积压裂技术实现有效勘探开发^[2-3]。目前，在地质–工程一体化设计^[4-7]、实施与后评估的基础上^[8-12]，体积压裂技术已由1.0版向2.0版转变^[13]，主要表现为从早期追求的复杂裂缝、由多个复杂裂缝组成的缝网，向差异化全域沟通非均匀甜点分布区的平面缝网转变，其技术关键为“密切割^[14-18]、强加砂^[19-21]和暂堵转向^[22-29]”。随着密切割程度、加砂强度、暂堵级数及工艺参数的不断强化，虽然油气井压裂效果得到提升，但压裂作业综合成本居高不下，且压后效果及单井预计最终采收率（estimated ultimate recovery，EUR）并没有达到预期目标。因此，为满足非常规油气藏高效开发的需求，开展了新一代体积压裂技术（立体缝网压裂技术）的研究与试验，压裂工艺由早期的“密切割、强加砂、单级暂堵、近井筒穿层”模式，逐渐发展到“适度密切割、多尺度裂缝强加砂、多级双暂堵和全程穿层”模式，配套滑溜水压裂液的性能也由早期的中等降阻率和中等携砂能力，发展到一体化、变黏度、高降阻率和强携砂能力^[30-31]。目前，立体缝网压裂技术现场应用已获得成功，压裂后的测试产量及单井EUR等都有较大幅度的提高，但是，对于立体缝网评价、压裂模式及参数优化等关键问题，仍然存在认识不清的问题。为此，对立体缝网的表征、压裂模式及参数界限确定、一体化变黏度多功能压裂液的研制及石英砂替代陶粒的经济性分析等关键问题进行了探讨，以进一步完善立体缝网压裂技术体系，更好地满足非常规油气藏经济高效开发的需求。

1.   立体缝网指数的概念及计算模型

立体缝网是相对于常规平面缝网而言的，是指由不同尺度且纵横交互的水力裂缝所构成的三维裂缝网络。在压后一定时间内，理想状况下，立体缝网的渗流波及体积既可以确保单井控制体积内不存在流动死区，又可以避免相邻裂缝间的渗流干扰（即不存在过度改造问题），但准确表征立体缝网渗流波及体积的难度很大。为此，提出了用立体缝网指数（立体缝网的渗流波及体积与单井控制体积的比值）来表征水力压裂形成的“人工油气藏”破碎程度的方法。显然，立体缝网指数介于0和1之间，其值越大，表示储层改造的效果越好，当其值为1时，表示储层改造后形成了理想状况下的完美缝网；当其值为0时，表示储层处于未经压裂改造的原始状态。

实际上，立体缝网指数的概念借鉴了常规的裂缝复杂性指数^[32]。裂缝复杂性指数是地面微地震监测的裂缝带宽与带长的比值，主要用于直井单层压裂的裂缝表征，只存在主裂缝与转向支裂缝2种裂缝尺度的情况。由于水平井分段分簇压裂后会同时存在主裂缝、转向支裂缝及三级微裂缝，常规裂缝复杂性指数无法准确表征其裂缝的复杂性，为此，采用“五因子”参数对其进行了修正，计算模型为：

式中：${F'}_{\mathrm{C}\mathrm{I}}$为主裂缝与转向支裂缝或转向支裂缝与三级微裂缝间的裂缝复杂性指数；${I}_{\mathrm{l}}$ 为缝长因子；$l\mathrm{，}L$ 分别为某种尺度裂缝的缝长和和预期的理想缝长，m；${I}_{\mathrm{w}}$为缝宽因子；$w\left(x\right)$为动态缝宽随缝长变化的函数，m；$W$为平均动态缝宽，m；${I}_{\mathrm{h}}$为缝高因子；h$\left(x\right)$为动态缝高随缝长变化的函数，m；$H$为平均动态缝高，m；${I}_{\mathrm{f}\mathrm{i}}$ 为诱导应力干扰因子；$\Delta \mathrm{\sigma }\mathrm{{'}}$为诱导应力作用后最大水平主应力与最小水平主应力的差，MPa；$\Delta {\sigma }_{\mathrm{H}\mathrm{h}}$为原始最大水平主应力与最小水平主应力的差，MPa；T为目标井层的岩石抗拉强度，MPa；${I}_{\mathrm{e}}$为多簇裂缝均衡扩展因子；n为某段射孔簇数；${l}_{i}$为某簇裂缝造缝半长，m；D为某段多簇裂缝平均造缝半长，m。

当考虑主裂缝、转向支裂缝及三级微裂缝时，立体缝网指数的计算模型为：

式中：${F}_{\mathrm{C}\mathrm{I}}$为立体缝网指数；${w}_{1}，{w}_{2}$分别为主裂缝与转向支裂缝形成的复杂裂缝及转向支裂缝与三级微裂缝形成的复杂裂缝的权重，一般采用专家评判法或灰色关联度法进行求取。

采用2口井的数据计算了裂缝复杂性指数和立体缝网指数，其数据与结果见表1。由表1可知，立体缝网指数与压后无阻流量的正相关性更强，因此，在进行立体缝网压裂设计时，只要追求立体缝网指数的最大化，即可获得压后单井EUR的最大化。

表  1  2口井的立体缝网指数计算结果及其压后无阻流量

Table  1.  Calculated three-dimensional fracture network indexes and post-frac open flow rate of two wells

井名	水平段长/m	排量/ （m3·min−1）	单段液量/ m3	V1/m3	r1/m	r2/m	m1/条	m2/条	${F'}_{{\rm{CI}}}$	${F}_{{\rm{CI}}}$	无阻流量/ （104 m3·d−1）
A井	1 008	10～12	1331	260.0	12.5	3.2	6	18	0.132	0.293	16.74
B井	1 003	12～14	1545	312.6	12.7	2.6	8	23	0.145	0.436	21.18
注：V1为转向支裂缝及三级微裂缝中的压裂液体积；r1和r2分别为转向支裂缝和三级微裂缝半长；m1和m2分别为转向支裂缝和三级微裂缝数量。

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2.   “压裂–渗吸–增能–驱油”协同提高采收率的机制

非常规油气井一般需要进行一次性大规模体积压裂才能投产，且后期采用衰竭式开发模式，这相当于将常规开发模式中压裂–注水（气）补充地层能量均匀贯穿于油气井全生命周期的做法，转换为集中于压裂施工周期内一次性作业来完成。换言之，将常规开发模式中后期的大量注入水，提前到压裂施工作业周期内完成。此时，体积压裂改造的作用，不仅体现在压裂施工周期内对储层岩石的水力造缝改造（改变压后油气渗流流动型式和流动阻力），也同时体现在更长周期内对储层岩石的水化渗吸改造（改善压裂液渗吸波及范围内的基质孔渗）。非常规油气藏的岩石基质喉道半径极小，使压裂开发全生命周期内毛管力渗吸作用超强，这为“压裂–渗吸–增能–驱油”协同提高采收率提供了可能。

需要指出的是，“压裂–渗吸–增能–驱油”协同提高采收率的核心是渗吸带来的扩孔增渗效应大于因黏土水化膨胀导致的孔渗降低效应。因此，可将裂缝壁面附近大量的压裂液通过渗吸作用驱替到远井储层岩石基质孔喉中，这样既降低了水锁伤害的可能性，又进一步增加了远井储层的整体孔隙压力，如果再配合应用具有驱油功能的压裂液，可达到协同提高采收率的效果。

考虑到目前的渗吸强度（即单位岩石体积内的渗吸液量）存在临界值，高于该临界值后，渗吸的速度及压裂液量等都会快速降低，同时会带来裂缝壁面的水锁效应和压裂液返排周期的大幅度增长。因此，采用目标井的储层岩心，综合考虑渗吸全生命周期内的压力、温度、天然裂缝发育情况、压裂液类型及配方等影响因素，进行临界渗吸强度优化，对确定最佳的压裂液用液强度，具有十分重要的理论价值和现实指导意义。

进一步来说，如果能通过室内带压渗吸试验结果建立相应的渗吸数学模型，并与考虑水力裂缝的油气藏数值模型相耦合，可提高单井压后产量与EUR的预测精度、压后返排参数优化的科学性，也可为地质–工程一体化压裂优化设计，带来全新的视角和研究领域。

3.   立体缝网压裂模式及参数界限优化

新一代体积压裂技术以立体缝网指数最大化为目标函数，同时考虑经济性约束条件，压裂工艺向“适度密切割、多尺度裂缝强加砂、多级高效双暂堵、全程裂缝穿层”的模式转变。

3.1   由一味密切割向适度密切割转变

理论上讲，簇间距越小，压后产量及EUR越高。目前，国内油气井压裂的簇间距已由早期的15.0～25.0 m逐渐减短至5.0～10.0 m甚至更短。但随着簇间距进一步缩短，相邻裂缝间的流动干扰效应也进一步增大，则压后产量的增加幅度也越来越平缓，影响了投入产出比。因此，对特定储层而言，并非簇间距越短越好，而是存在一个临界簇间距，使油气井的压裂投入产出比最低。此外，从诱导应力干扰角度而言，簇间距越短，相邻裂缝间诱导应力的干扰效应越大，甚至可能会影响相应射孔簇裂缝的正常起裂与延伸。因此，在优化簇间距时，应综合考虑流动干扰效应与诱导应力干扰效应，以大于临界簇间距为基础，再结合经济性分析评价，最终确定目标井合理的簇间距，即进行“适度密切割”。

需要强调的是，“适度密切割”还应与天然裂缝的发育程度相匹配，特别是在天然裂缝与人工主裂缝存在一定夹角的情况下。显然，天然裂缝越发育，簇间距应越长，否则，可能发生储层过度改造的问题。

3.2   由一味强加砂向多尺度裂缝强加砂转变

目前，提高加砂强度也是压裂技术的一个发展趋势，已由早期的1.0～2.0 t/m 逐渐提至3.0～4.0 t/m甚至更高。国内外大量统计资料也证实，提高加砂强度确实有利于延长压裂稳产期、提高EUR。但油气藏模拟研究表明，裂缝导流能力（与加砂强度呈现出很好的对应关系）提高到某个临界值后，压后产量的增加幅度就会大幅度减缓。因此，对特定的目标井层而言，应存在临界加砂强度，在提高压后产量的同时使投入产出比最低。

为提高加砂强度，目前国内外主要采用了长段塞加砂或连续加砂方式，这对国外构造平缓、水平应力差相对较小的储层是合适的，因为主裂缝与转向支裂缝的动态缝宽非常接近，长段塞或连续加砂模式可以同时实现不同尺度裂缝的强加砂效果。但对于国内以构造挤压为主、两向水平应力差相对较大的储层而言，因为主裂缝与转向支裂缝的动态缝宽的差异性较大，导致绝大部分支撑剂都滞留堆积于人工主裂缝，而进入转向支裂缝的支撑剂较少。另外，由于绝大部分支撑剂都堆积滞留于人工主裂缝中，加上低黏度滑溜水的应用比例普遍大于70%，甚至大于90%，导致主裂缝中可能出现不同粒径支撑剂混杂分布的情况，这对裂缝导流能力的负面影响相当大，甚至会低于充填单一小粒径支撑剂时的裂缝导流能力。

综上所述，长段塞加砂或连续加砂方式虽然有利于大幅度提高加砂强度，但并未实现多尺度裂缝的强加砂效果，不但转向支裂缝没有获得足够的支撑剂支撑，人工主裂缝却因强加砂而使导流能力有较大幅度的降低。正因为一味强加砂，导致支撑剂的进缝阻力增大，最终使支撑剂的运移距离缩短。目前的各种资料也证实，压后裂缝支撑缝长很少能超过60 m的，因此出现了与预期背道而驰的后果。为此，可以采取早期短段塞加砂与中后期长段塞或连续加砂相结合的加砂模式，同时，提高缝内暂堵转向效果，以确保全部或绝大部分的小粒径支撑剂能进入转向支裂缝或三级微裂缝中。

对于临界加砂强度的确定，可以在建立不同尺度水力裂缝油气藏模型的基础上，先假设其他参数不变，只改变加砂强度（对应不同的裂缝导流能力），并以压后有效周期内的累积油气当量或经济净现值等为目标函数，分别优化主裂缝、转向支裂缝及三级微裂缝的临界加砂强度。

3.3   由一般双暂堵向多级高效双暂堵转变

常规双暂堵包括投入簇间暂堵球以压开新的射孔簇裂缝及注入缝内暂堵剂以压开新的转向支裂缝，主要存在以下问题：1）暂堵效率低。由于暂堵材料的密度大（一般1.30～1.70 g/cm³），导致暂堵球的坐封效率低以及暂堵剂的部分暂堵效应普遍（因暂堵剂沉降只封堵了裂缝中底部），导致暂堵后压力升幅普遍有限（如小于1 MPa），且暂堵后虽有压力短暂升高现象，但因后续压裂液持续注入（会冲散暂堵剂），施工压力很快就恢复到暂堵前的水平。2）缺乏暂堵有效性的判识标准。无论是暂堵球还是暂堵剂，要产生新裂缝，临界压力升幅标准是多少，目前仍然缺乏一个明确的判识准则，因此，导致暂堵参数的调整缺乏必要的依据。3）缺乏缝内暂堵作业的定点暂堵设计与控制方法。缝内暂堵位置不同，即使暂堵压力升幅一样，实际产生的转向支裂缝的数量及延伸程度等也是截然不同的。但是，目前人们更多关注于缝内暂堵后压力升幅的高低，对缝内暂堵的位置及定点暂堵的设计与控制方法的关注相对较少。4）缺乏多级双暂堵的差异化参数设计方法。对于多次投注暂堵球和暂堵剂而言，每次暂堵面临的活跃射孔数量、活跃裂缝数量以及诱导应力条件都完全不同，特别是投暂堵球时，如何实现不同射孔簇裂缝的分级起裂与延伸至关重要，但这些问题目前基本上没有解决，尤其是当双暂堵效果不佳时，而加砂程序设计又是按压开新裂缝设计的，就会导致后续泵注的前置液及低砂液比小粒径支撑剂，再次在已压开的老裂缝中进行二次运移分配，最终导致裂缝导流能力受损严重。

针对常规双暂堵存在的上述问题，可以采用以低密度（0.95～1.05 g/cm³）、高强度（暂堵球70 MPa、暂堵剂40 MPa）PGA暂堵材料为核心的高效双暂堵技术，在大幅度提高暂堵效率的同时，大大增加暂堵后裂缝的复杂性及改造体积。同时，采取变参数射孔、极限限流与反限流组合、非均匀布酸及诱导应力叠加效应等技术措施，实现暂堵压裂时的裂缝分级起裂与分级延伸。另外，确定了高效双暂堵有效性的判识标准：暂堵后有更高的破裂压力特征显示，且在其他注入参数不变的前提下，延伸压力整体性提高1.0～2.0 MPa。形成了定点暂堵优化设计与控制方法：将暂堵剂视作支撑剂，模拟预期暂堵处的暂堵剂覆盖形态及铺砂浓度，如果计算出的支撑缝宽与该处的动态缝宽相等或接近，则说明实现了定点暂堵；也可通过观察模拟井口压力曲线形态，实现暂堵后会有不同的压力增长速度，一般而言，压力增长速度为1 MPa/min时，表明裂缝端部实现了暂堵，该值越大，说明暂堵的位置越靠近井筒。

对于高效双暂堵工艺参数界限值的确定，包括暂堵材料的密度、暂堵方式（即暂堵球和暂堵剂的不同组合方式）、每级暂堵的支撑剂浓度和粒径等，可基于成熟的裂缝扩展模拟软件或FLUENT软件，以暂堵效率100%为目标进行模拟优化。所谓暂堵效率，对暂堵球而言，指的是被封堵孔眼数量与暂堵球数量的比值；对暂堵剂而言，指的是暂堵剂在缝内某个裂缝截面处堆积的面积与该处裂缝截面面积的比值。

3.4   由近井筒裂缝穿层向裂缝扩展过程中的全程裂缝穿层转变

对多岩性夹层的湖相页岩油气藏和垂向应力差（上覆地层应力与最小水平主应力的差值）相对较小的深层页岩气藏而言，水力裂缝在纵向上扩展（所谓的“纵向穿层”）的难度较大。以往一般是采用逆压裂模式，即先采用中高排量注入高黏度压裂液，以快速形成足够大的井底压力，确保近井筒的“纵向穿层”效果。但随着水力裂缝的继续扩展，因岩石水平方向的断裂韧性相对较小，水力裂缝向缝长方向的扩展速度更快，压裂液能量衰竭也更快，导致水力裂缝的垂向剖面大多呈现楔形，越靠近裂缝端部，缝高越小，即“纵向穿层”效果随缝长增大逐渐变差，等到达裂缝端部时，缝高可能已不足1.0 m。因此，如何实现沿缝长方向的全程“纵向穿层”效果，是大幅度提高裂缝改造体积及单井EUR的关键。为此，除了采取高黏压裂液前置的技术措施外，还可以采取高黏压裂液中顶、缝内多级定点暂堵（暂堵处优先憋压和提高缝内净压力）等措施，以促进裂缝中远端处的净压力提高，进而达到提高全程“纵向穿层”的目的。

对于全程“纵向穿层”工艺参数界限的确定，可基于前置高黏压裂液、中顶高黏压裂液及缝内多级定点暂堵的压裂模式，在不同注入体积、排量和工艺参数的条件下，进行裂缝扩展模拟，并计算按裂缝长度加权平均的缝高与目的层顶底厚度比值，以该比值最大化为目标，确定全程“纵向穿层”最优的工艺参数。

4.   地质–工程动态一体化的概念及关键参数计算

地质–工程一体化作为一种理念，目前已深深植根于压裂设计、实施及后评估的各个环节，但更多是与静态的、近井筒的地质参数结合，而非常规油气藏的非均质性相当强，随着裂缝动态扩展的持续进行，水力裂缝沟通的储层参数必然也会发生一定程度的变化，且有时变化还相对较大。因此，必须将以往的地质–工程一体化进一步升级为地质–工程动态一体化，以实现压裂全程对远井储层地质参数的实时、动态精细描述，进而实时调整压裂工艺参数，以实现裂缝参数与储层参数的实时、动态全程最佳匹配，从而最大限度地挖掘储层增储上产潜力。

地质–工程动态一体化的核心是基于压裂施工数据及相关压力曲线，建立储层关键参数的反演模型及算法，包括基于破裂压力曲线形态计算储层有效渗透率及各段的脆性指数、基于井底压力施工曲线波动幅度及频率定量描述天然裂缝的位置及发育程度、基于压后压力降落曲线定量计算储层的综合滤失系数、基于多次瞬时停泵压力测试反演两向水平主应力差等。

需要指出的是，在应用停泵压力降落曲线分析储层的综合滤失系数时，必须将停泵后裂缝继续延伸的距离及时间等因素剔除掉，尤其在脆性矿物含量相对较高（例如大于60%）的情况下更是如此，这样才能真实地反映储层的综合滤失情况，否则会导致参数反演结果不准确，进而影响工艺参数的调整。

5.   一体化变黏度多功能压裂液的研制

常规压裂液体系的黏度单一，只能满足单一尺度裂缝的造缝需求，现场施工时如果要改变压裂液黏度，需要调整压裂液配方，而现场实验条件有限，无法实现压裂液配方的快速优化。因此，研制一体化变黏度多功能压裂液体系势在必行，以满足非常规油气藏多尺度裂缝的造缝需求。

压裂液承担着造缝、渗吸扩孔增渗（注入辅助渗吸剂，渗吸效果更佳）、注水增能及驱油（主要针对致密油或页岩油）等多方面的功能。其中，一体化变黏度压裂液的设计理念既体现了施工简洁、高效的要求，又满足了不同尺度裂缝的水力造缝需求，即高黏压裂液以满足主裂缝的造缝需求为主，低黏度压裂液以满足转向支裂缝及三级微裂缝的造缝需求为主。显然，所采用压裂液的黏度与排量不同，必然会产生不同尺度的裂缝，进而也会影响压裂液渗吸的范围与效果、压裂液增能的范围及大小。对于致密油或页岩油而言，如果在某个压裂液注入阶段同时注入一定浓度的驱油剂，则会在一定程度上降低压后返排和生过程中的生产压差，并提高采收率。

在研制一体化变黏度压裂液时，可以对增稠剂进行分子结构改性，添加相应的功能性单体，将降阻–携砂–助排等功能集于一体。同时，采用不交联、弱交联及强交联等方式或通过在线混配的方式，实时调整增稠剂的浓度（要求30～60 s内速溶），从而满足现场压裂作业时压裂液变黏度的需求。

6.   石英砂替代陶粒作为支撑剂的经济性评价问题

在体积压裂作业中，采用石英砂替代陶粒作为支撑剂，国内外已开展了大量的理论研究与现场试验^[33-34]，其主要依据是随着压裂技术向密切割和少段多簇的方向发展，对裂缝导流能力的需求出现一定程度的下降，加之加砂强度不断增大，因石英砂压碎所损失的铺砂浓度，在很大程度上又被强加砂所弥补。因此，石英砂替代陶粒在技术上是可行的已基本成为共识。但需注意的是，目前国外油气井压裂的石英砂应用比例已在95%以上，即使埋深5000 m左右的深层压裂，也几乎全部以石英砂作为支撑剂。由于国外储层的两向水平主应力差相对较小，高浓度石英砂的作用除了支撑水力裂缝外，还可以起到类似缝内暂堵剂的作用，且压碎的石英砂颗粒更有利于提升暂堵效果。国内同等埋深下储层的两向水平主应力差更大，因此，石英砂很难起到类似裂缝转向剂的作用。

此外，以往一般倾向于用小粒径石英砂替代小粒径陶粒的做法也有待商榷。因为小粒径石英砂主要在转向支裂缝或三级微裂缝中运移和铺置，一般分布在主裂缝的侧翼方向，因此裂缝的闭合应力相对更大，加上石英砂的铺砂浓度也相对更小，充填小粒径石英砂的转向支裂缝及三级微裂缝会快速闭合，导致压后产量递减加快，单井EUR较低。

综上所述，需要对石英砂替代陶粒的经济性进行分析评价，或者以压后一定时间内的经济净现值或投入产出比等指标为目标，优选不同尺度裂缝内石英砂替代陶粒的比例。

7.   “设计–实施–后评估”循环迭代升级的闭环体系构建

“设计–实施–后评估”贯穿于一口井的压裂全生命周期，核心是利用压裂施工数据及压力曲线等资料，建立储层相关地质参数的反演模型和算法，从而获取水力裂缝起裂与延伸过程中的储层关键地质参数及其变化，为压裂工艺参数的实时调整提供依据，以实现压裂全过程的裂缝形态、几何尺寸与储层地质参数的动态优化；接着通过压后评估，提出压裂工艺的改进方向和实现途径。通过一个区块多口井的循环往复，实现压裂技术的迭代升级，建立压裂工艺参数及效果评价的学习型曲线，实现不断完善压裂工艺水平并最大限度地挖掘储层增储上产潜力的目标。显然，从该区块第一口压裂井算起，每口井压裂作业的成败得失都是宝贵的资源，可为后续井压裂提供借鉴和学习的素材，如果压裂井的相关数据足够多，可以通过大数据及深度学习算法等手段，大幅提高压裂作业的智能化水平，进而达到事半功倍的效果^[35]。

需要指出的是，“设计–实施–后评估”循环迭代升级的闭环体系构建，除了流程固化外，还必须建立相应的软件平台，将压裂设计模块、关键储层地质参数反演模块及压后效果评估模块等有机地耦合起来，包括底层数据库的建立及深度学习模型的建立等，从而实现压裂施工全生命周期的流程化、模块化和智能化。

8.   结论及建议

1）新一代体积压裂技术的目标是真正彻底打碎油气藏，且既不过度改造储层又不留下流动死区，尤其是转向支裂缝及三级微裂缝的缝高扩展程度都要与主裂缝接近，且主裂缝、转向支裂缝和三级微裂缝间的相互连通性要相对较好，其核心工艺模式为“适度密切割、多尺度裂缝强加砂、多级高效双暂堵、全程裂缝穿层”。

2）多尺度立体缝网的诊断是目前尚待攻克的技术难题，尤其是各簇裂缝的非均衡延伸情况及转向支裂缝的扩展动态情况，它关系到支撑剂的加入时机及多尺度裂缝的分级支撑问题，需进行广域电磁法裂缝监测技术、基于水击效应对多尺度水力裂缝几何形态及复杂性的建模分析等研究。

3）建议开展多级逆向暂堵压裂技术研究，并研制配套的速溶暂堵剂，将以往由远及近的暂堵模式向由近及远的暂堵模式转变，同时将主裂缝的密切割转变为转向支裂缝的密切割，并研究提高转向支裂缝与主裂缝的转向角优化与控制技术，真正将多段少簇密切割方式向少段少簇密切割方式转变，进而最大程度地实现降本增效的目标。