提升川南地区深层页岩气储层压裂缝网改造效果的全生命周期对策

沈 骋 谢 军 赵金洲 范 宇 任 岚

1.中国石油西南油气田公司页岩气研究院 2.中国石油天然气集团有限公司规划计划部3.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学 4.中国石油西南油气田公司工程技术研究院

0 引言

据美国能源署（EIA）的统计结果，2019年美国页岩气产量已占其天然气总产量的68.9%。截至2020年10月，Haynesville、Utica等深层页岩气区块（埋深大于3 500 m）的累计产气量分别为806×108m3和 633×108m3，仅次于 Marcellus和 Permian等中深层页岩气区块（埋深介于2 500～3 500 m）；深层页岩气产出占比已由2014年的13.8%升至2020年的23.5%，其中，Haynesville区块采取工厂化立体开发、平台子母井等工艺技术，在日用钻机数仅30～45台的情况下，实现了新钻井测试日产气量介于27.62×104～31.81×104m3、区块日产气量介于2.55×108～ 2.75×108m3的水平。

较之于美国，我国深层页岩气（埋深大于3 500 m）开发尚处于评价阶段并且集中在四川盆地南部地区，其资源量占川南地区页岩气总资源量的86.5%[1]。泸州—渝西区块是川南地区深层海相页岩气开发的主战场，区内单井最高测试气产量达137.9×104m3/d，彰显了该地区深层页岩气开发的巨大潜力[2-5]。然而测试结果却显示，深层页岩气水平井的增产改造效果差异大，单井测试气产量介于5×104～50×104m3/d。究其原因认为：深层页岩气区块地质条件复杂，目前的储层改造仍主要考虑高地应力及水平地应力差产生的影响[6-11]，而对于复杂地质条件对压裂以及排采生产制度对缝网改造效果维持能力的影响则未充分认识，压裂参数的设置还固化在“大排量、大液量”的思路上，由此造成现有的钻完井、排采工艺与深层页岩气的实际情况出现了不适应。

为此，以川南地区泸州—渝西区块上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层页岩气储层为研究对象，系统分析了涵盖井位部署、钻完井、排采生产阶段的页岩气井全生命周期中影响页岩储层压裂缝网改造效果的地质和工程因素，进而提出有针对性的技术对策及下一步的技术发展方向，以期为我国深层页岩气高效开发提供理论与技术支撑。

1 影响深层页岩气储层压裂缝网改造效果的主控因素

为保证压裂主体工艺的适应性和参数配置的合理性，应基于储层地质条件，实现工艺与技术的优化。下面，根据川南地区深层页岩气水平井压裂施工经验，总结、归纳影响页岩气储层压裂缝网改造效果的地质与工程因素。

1.1 地质因素

1.1.1 应力状态和断裂体系是影响复杂缝网扩展的首要因素

川南地区页岩气储层的动用顺序为埋深由浅到深、构造样式由简单到复杂。随着埋深增加，深层页岩气储层地应力与水平地应力差增大[12]，导致裂缝扩展难度大，不容易形成复杂缝网。同时，由于构造特征复杂，川南地区深层页岩气水平井钻进轨迹控制难度增大，对现场差异化射孔与压裂工艺设计提出了挑战。因此，针对射孔参数组合，形成了以地应力条件为主要依据的“大排量”设计理念。目前，川南地区深层页岩气储层压裂施工主体排量已介于16～18 m3/min，并且在提高施工规模等方面也取得了初步成效（表1）。

表1 川南地区深层页岩气储层缝网压裂施工参数统计表

相比于中深层，川南地区深层页岩气储层所处构造的多级断裂体系十分发育，尤其是Ⅱ级及以上断裂，不仅对页岩气富集与保存产生负面影响，还制约了储层改造程度。通过将地震解释获取的蚂蚁体与最大似然体进行叠合，发现断裂体系与曲率异常区域的叠合度较高，反映了区内断裂体系发育与复杂的褶皱特征有关。此外，断层附近压裂层段还具有高水平地应力差的特征，这与断层附近构造应力系数较大有关。已压井的微地震监测结果也表明，若裂缝半长（约150～200 m）波及范围附近存在断裂体系，断层对水力裂缝具有极强的捕获能力，水力裂缝几乎不能穿透断层进而实现远井改造；若断层被激活，砂液体系大量流入其中并且与地层水混合。在这两个因素的影响下，靠近断裂体系的压裂井增产改造效果差，其后期排采过程也反映出高氯根和快速压力降的特征。因此，尽早实现对断裂系统发育位置与规模的评价，规避过断层、近断层钻井，是保证缝网压裂效果的重要环节。

1.1.2 不等时靶体及钻遇率是形成复杂缝网的先决条件

川南地区深层页岩气储层物性条件整体上差于中深层，从而对水力裂缝的复杂程度提出了更高的要求。由于川南地区深层页岩气储层受到不同沉积、成岩作用的控制，在纵向上将存在时间差异的靶体定义为不等时靶体[5]。在对不等时靶体进行定量描述的过程中，尽管纵向上发育位置存在差异，但均表现出可压性品质高、受陆源影响小的“高比例SiO2、低比例Al2O3”等特征[13]，有利于水力裂缝的充分扩展。靶体不等时具体体现在进入滞留沉积环境的古时期及持续时间、成岩作用对储层改造程度的影响差异上，其发育层位自北向南由龙一1小层向龙一211小层过渡，其中，龙一11小层、龙一12小层分别为渝西区块、泸州区块的不等时靶体。此外，不等时靶体及其上覆、下伏岩层的物性特征在不同区块还存在着差异[14]，因此，不同区块的压裂方案与模式也需要区别考虑：在泸州区块，不等时靶体并非具有最佳孔隙度、TOC和含气性，物性最优层分布在靶体的上覆和下伏岩层中，可以采用加密井距与段距、高钻遇龙一12小层、增强龙一11、龙一13小层在纵向上的动用程度来提升改造效果；在渝西区块，不等时靶体还同时具有最佳孔隙度、TOC，可采用高钻遇龙一11小层，增强储层在平面上的动用程度来提升改造效果（图1、2），图1、2根据本文参考文献[5]进行了修改。

不等时靶体钻遇率越高、钻遇长度越长，单井气产量则越高。以渝西区块Z202H3-2井为例，该井水平段穿行龙一11小层仅650 m，占1 484 m压裂段长的43.8%，产气剖面显示该小层贡献了该井71%的气产量，可见不等时靶体具备突出的供气能力。今后，页岩气井水平段越来越长，压裂后将形成规模更大的裂缝网络[15-17]，而不等时靶体的钻遇率及钻遇长度就是深层页岩气储层压裂改造的工程基础。

图1 泸州区块深层页岩气井钻井、缝网压裂示意图

图2 渝西区块深层页岩气井钻井、缝网压裂示意图

1.1.3 发育的天然弱面区带是诱导裂缝延伸的重要介质

天然弱面在水力压裂过程中具有双刃剑的作用。川南地区天然弱面区带为通过地球物理手段识别的走滑断层派生的大尺度天然裂缝带（米级以上尺度），以及通过岩心观察识别的层理、不同产状的天然裂缝（米级及米级以下尺度）。不论是中深层还是深层，川南地区受走滑断裂控制的天然裂缝带可能不服从经典裂缝相交准则，随着近井地带大尺度天然裂缝带与井筒的夹角增大，天然裂缝带对水力裂缝扩展产生的约束作用越明显（图3），进而严重影响气井产量（图4）。但大尺度天然裂缝带对水力裂缝的捕获能力弱于断层，若压裂后期的施工强度高，水力裂缝仍可能穿透天然裂缝带。整体上，近井地带大尺度天然裂缝带把裂缝扩展范围局限在近井区域，将导致支撑剂泵注困难，若裂缝将多口井连通，还会导致压裂液和支撑剂沿着裂缝带流动，造成压窜的发生。而天然裂缝满足经典裂缝相交准则，全区发育程度较高、多呈方解石充填状态，有利于裂缝的转向与扩展，进而形成裂缝网络。层理发育导致水力裂缝在纵横向的扩展呈现“此消彼长”的特征[18]，裂缝扩展路径更倾向平行层理方向，在纵向上的裂缝延伸、裂缝支撑效果都将受限，加上深层页岩高地应力的影响，层理对于裂缝在纵向上的扩展影响更显著。

图3 多级裂缝刻画裂缝带与微地震事件点分布图（Z206井）

目前，针对天然弱面发育区带，通过现场实践已印证了暂堵剂及暂堵时机差异化措施的适用性：对天然裂缝带与井筒相交的情况，为了使裂缝扩展得更远，在前置液阶段末、携砂液阶段初即泵注暂堵剂，减缓受近井地带天然裂缝控制而导致压裂裂缝的过度转向情况，实现对远井区域的改造；对水平井筒附近不存在天然裂缝带的情况，基于数值模拟手段，根据井筒与天然裂缝带的空间距离，预判在高强度压裂施工条件下水力裂缝延伸至天然裂缝带的时间，将该时间作为暂堵剂或暂堵球的投注时机[19]，从而实现可改造范围的充分改造，尽量规避风险区域，保障压裂施工的顺利实施。而对于层理较发育的储层，则需要结合优质储层厚度开展进一步分析。

图4 示踪剂解释Z206井单段产气贡献率统计图

1.1.4 页岩优质储层厚度是衡量纵向上资源能动性的地质依据

由于沉积期原生与外源供给的差异和同沉积构造作用的影响，即便在同一个工区，经成岩作用后形成的储层品质也会存在明显差异，主要体现在优质储层的纵向分布上。川南地区长宁区块页岩气开发实践表明，单井测试气产量较高（大于30×104m3/d）、估算的最终开采量（EUR）较高（大于1.5×108m3）的气井均分布在工区内优质储层厚度大的位置[3]。在现有工艺条件下，深层页岩气也有类似特征。相比于Haynesville优质页岩储层厚度介于50～60 m，我国川南地区优质页岩储层厚度与其数量级相当，但变化幅度较大：泸州区块优质页岩储层厚度、U/Th＞1.25储层厚度最大，分别介于45～60 m、10～15 m；长宁—威远区块次之，介于30～50 m、5～10 m；渝西区块整体偏薄，仅介于20～40 m和1～4 m。因此，在液量、砂量、排量等施工强度相当的情况下，泸州区块单井平均测试气产量介于30×104～50×104m3/d，始终高于渝西区块的5×104～25×104m3/d，进而明确了增强储层平面上动用程度在渝西区块页岩储层改造中的重要性。

1.2 工程因素

1.2.1 液体携砂效率与密簇是提升水力裂缝复杂程度的工艺保障

长宁区块已压裂井的测试结果还表明，提高加砂强度有利于增加累计产气量[20]，渝西区块单段加砂强度与单段产气量也呈正相关关系。可见支撑剂的使用对页岩气井产量的提升具有积极作用[21]。但对于深层页岩气储层，提高加砂强度面临两个方面的难题：①由于深层页岩储层闭合压力高，导致水力裂缝宽度窄，并且由于水平地应力差大，水力裂缝的复杂程度低，天然裂缝与孔隙空间小，造成加砂困难[22]；②由于受到水资源匮乏的影响，在相同用液强度下携带更多支撑剂、实现“控液多砂”成为页岩气开发的发展方向。目前，北美深层页岩气井单段最高加砂强度达6 t/m，而用液强度仅16 m3/m，预测EUR为5.8×108m3；泸州区块Y101H2-7井单段最高加砂强度已达5.56 t/m，而用液强度高达37.6 m3/m；渝西区块Z203H3-1井单段最高加砂强度达7.03 t/m，用液强度达42.83 m3/m。可见，深层页岩气井水力压裂在提高液体携砂效率方面仍有提升空间。

簇数与簇间距的配置制约着深层页岩气储层压裂缝网的改造效果[23]。通过理论研究与现场实践，在单段段长相同的情况下，增大射孔簇数，即缩短簇间距，形成“密簇”特征，具有以下3个方面的优势：①簇间应力干扰增强[24]，促使水力裂缝转向扩展，扩展路径更复杂，从而获得更大的储层改造体积（SRV），使页岩气资源动用程度得到提升；②在液量、砂量和排量等参数相同的情况下，“密簇”特征会促使压裂液及其携带能量的分流，水力裂缝在最大水平主应力方向上扩展的距离变短，从而更适合井间距较小的平台井施工；③据现场实践数据的统计，“密簇”压裂井平均加砂强度3～5 t/m，高于常规压裂井的1.5～2 t/m，并且其压后返排率低于常规压裂井。

变黏滑溜水的应用可同时确保压裂液具备较强的携砂能力和造缝能力，有利于施工过程中砂浓度的提高和携砂效率的提高；从施工压力和加砂强度来看，“密簇”特征工艺井在压裂过程中，施工压力更平稳、加砂强度更高，这与簇数增多后使水力裂缝条数增加、应力干扰被强化有关，尽管水力裂缝长度缩短，但能增大径向裂缝的被支撑程度，有利于维持水力裂缝的长期高导流能力。早期，对泸州区块Y101H1-2井、渝西区块Z203井采用3簇+全程滑溜水作业，支撑剂沉降速率大、砂堵频繁，加砂强度仅1.57 t/m、1.76 t/m；近期，对泸州区块Y101H2-7井、渝西区块Z203H1平台井采用5～8簇+变黏滑溜水作业，近井地带的裂缝复杂程度显著提升，相同用液强度下，加砂强度提升至3.74 t/m和2.82 t/m，实现了液体携砂效率的显著提高。

1.2.2 精细分段射孔工艺是实现储层横向上充分动用的技术核心

射孔工艺执行精度对储量动用程度的影响较大。目前，在北美地区单井不仅实现了近90段平均段长为30 m、单段簇数为6簇的分段多簇压裂，还将段间距缩短至与段内簇间距相当（介于5～6 m）。目前，在川南地区页岩气水平井射孔分段分簇施工过程中，将作业安全和桥塞定位放在首位，为了避免桥塞坐封至套管节箍位置或由于无法准确判断桥塞坐封后电缆是否处于绷直状态而使电缆在射孔作业时发生断裂，设置桥塞与前序、后续压裂段射孔顶界的安全距离分别介于8～10 m、7～10 m。因此，这将带来两个方面的问题：①实际簇间距与理论设计的簇间距存在差异。以单段3簇的密切割井为例，单段段长为50 m，理论设计簇间距为16.7 m，但由于受到段间桥塞设置的安全距离影响，实际簇间距仅15 m，未能达到设计的“最优簇间距”。当簇数增大以后，段内簇间距进一步缩小，而相邻段相邻簇的“盲区”更大。②由于考虑桥塞定位的安全距离，截至2020年5月，深层页岩气井各段之间都有14.3～20.3 m的储层盲区未动用，尤其在密切割或“密簇”压裂时，将存在大量盲区，降低压裂段的实际改造程度。因此，确保段间盲区得到充分动用是提高横向上储层动用程度的关键。

利用磁定位（缩写为CCL）校深法进行电缆标定射孔位置，尽量将CCL记录点设定在套管下接箍以上1～3 m，缩短桥塞坐封所需的安全距离，使得桥塞坐封位置与上一段射孔顶界的距离缩短4～6 m；受射孔枪底部与桥塞存在3 m固定距离和桥塞坐封反冲1～3 m距离的影响，通过二次泵送方法定位，保证坐封工具不会再次撞击桥塞，可以与后续段底界射孔位置预留4～6 m的距离，从而可以使相邻段相邻簇之间的距离缩减至8～12 m（图5），有效满足分段分簇设计的需求，同时也使储层的横向盲区得以减少。

1.2.3 一体化压裂方案设计是避免井下复杂情况产生、实现储层得到最大程度改造的创新流程

受到构造褶皱、断层发育程度、天然裂缝带分布等地质因素，以及较密的井间巷道距离、高强度压裂施工规模、邻井压力降等工程因素的影响，在川南中深层、深层页岩气井的压裂施工中套管变形和压窜等井下复杂情况频发。受套管变形的影响，截至2020年初，长宁—威远地区共计压裂段长为47 443 m，丢段24 050 m，相当于无效改造16口压裂段长为1 500 m的气井。而压窜则主要影响单井的连续生产，基于目前中深层页岩气井的生产情况，被压窜井需通过长达10～40天的生产制度调控，产能才能够逐渐恢复至压窜前，造成单井约200×104m3气不能按时产出。

图5 川南地区深层页岩气井射孔工艺优化前后桥塞、射孔簇分布示意图

一体化压裂方案设计通过对地质因素进行定量化描述，并且对天然裂缝带进行多级刻画，在压裂前准确识别套管变形风险区域，通过控制施工规模来有效避免井下复杂情况的发生。另外，一体化方案设计还能实现对深层地应力场的空间+时间四维描述和缝网综合可压性评价。首先，基于页岩储层物性与应力特征，将射孔参数、压裂液量、砂量、排量进行单因素变量矩阵式模拟，定量描述水力裂缝空间尺度，遴选最优压裂施工参数组合；然后，根据各段地质差异，制订具体的调整措施；在此基础上，对不同缝网改造规模下的资源动用程度进行预测，确保单井、单段得到最大程度的改造，同时降低相邻井的压窜风险。

在泸州区块，实施一体化压裂方案设计的深层页岩气井实现了压前风险识别，套管变形率降低，测试气产量和同期累计产气量高出早期未实施一体化设计的井约55%和27%。在渝西区块，一体化压裂方案设计减小了砂堵发生的频率，并保证了零套变率。以Z203H1平台为例，根据各井地质条件，精细刻画井周断裂与天然裂缝产状，差异化压裂设计确保水力裂缝不触及断层，使近井地带储层得到了充分改造：平台井平均测试产气量为22.4×104m3/d，较同区早期未实施一体化设计的平台井提升了86.2%；截至2020年11月，该平台投产约150天，井均累产气1 948.1×104m3，而区内早期未实施一体化设计的平台井已投产1～2年，井均累产气仅1 291.4×104m3，充分显示了一体化设计的效果。

1.2.4 合理的焖井与排采制度是保证气井长期高位稳产的必要措施

压裂后维持复杂缝网的改造效果是保证单井持续供产的关键，主要受到压后焖井期气液两相置换作用和排采压力两方面的影响。对压裂过程中产生的水力裂缝，在压裂后焖井时，当井底缝内流压高于自吸压裂液后的起裂阈值，压裂液能够促进水力裂缝的继续扩展；由于压裂后部分压裂液仍沿着微细裂缝发生渗滤，和黏土矿物发生持续反应，与基质形成连通，同时还具有缓解水锁的作用。因此，适当延长焖井时间，有利于深层页岩气储层储集空间连通性的进一步改善[25-26]。

而在排采测试期间，油嘴的尺寸与更换速率也会影响压裂缝网的最终改造效果。基于目前深层页岩气井的排采试验结果，当油嘴尺寸较大、更换时间较短时，瞬时气产量将得到显著提升，但较之中深层，套管压力下降得更快，不利于长期稳产，以Y101H1-2井为例，排采期间当油嘴直径增至8 mm时，气产量尚处于持续上升的趋势，而生产套压已开始明显下降（图6），气井在高产下保持长期稳产较困难。因此，采用小直径油嘴并且延长排液时间，探寻适合工区、单井的合理排采制度，以确保气井长期高位稳产。

图6 泸州区块Y101H1-2井排采与生产曲线图

2 深层页岩气缝网压裂技术趋势与展望

川南地区深层页岩气储层压裂正朝着“水平段越来越长、靶体范围越来越聚焦、对用液效率的要求越来越高、加砂强度越来越大、簇数与簇间距的优化越来越具有针对性、方案设计越来越精细”等方向发展，同时面临着新的挑战和机遇。

2.1 长水平段气井精细压裂方案设计

长水平段有利于提高单井产量，同时节约钻压成本。但川南地区深层页岩长水平段气井面临诸多难题：①受沉积与构造条件影响，压裂段沿程储层物性与力学条件存在明显差异，发生井下复杂情况的概率高，进而对施工参数的适应性和方案设计的要求更高；②远端压裂段受到的沿程摩擦阻力更大，施工压力更高，进而对井口限压设备的要求更高；③支撑剂在井筒内的沉降程度更高，对压裂液高降阻率、高携砂能力的双重需求更迫切；④地应力高，且受到川南地区地层倾角较大的影响，水平段跟端、趾端垂深差异大等；⑤需要泵注更多的支撑剂，以维持裂缝的导流能力。因此，结合一体化压裂方案设计技术，通过识别地质和地质力学条件的差异，在进行矩阵式模拟的基础上，确定最优压裂参数；预判套管变形等施工复杂情况，针对性设计压裂工具和砂液体系；评价压裂井与相邻投产井发生压窜的风险，进行施工参数和工具体系的再次优化。由此，初步形成针对深层页岩长水平段气井缝网压裂的一段一策精细化设计，确保施工顺利和获得高产。

2.2 持续优化砂液体系，实现控液多砂

目前，川南地区深层页岩气储层在压裂过程中，加砂强度已显著提升，但较之北美和川南地区中深层，用液强度偏高，在泸州、渝西区块分别超过了35 m3/m和40 m3/m，这将导致深层页岩气平台井在后期压裂时面临供水不足等问题。对深层页岩气储层而言，由于闭合压力较高，裂缝宽度窄，闭合速率快，与中深层相比，对高强度加砂的需求大，同时，如何增大支撑剂在横向、纵向上的泵送距离也是难题之一。通过压裂液与添加剂性能的提升、支撑剂类型与粒径的选择、泵注程序的优化，以及开展纤维携砂、射孔相位角优化等新工艺试验，都将影响深层页岩气储层提高液体携砂效率的压裂工艺的实施。在泸州区块，拟采用优化后的射孔相位角，由先前的60°变为90°，以实现对储层纵向上的充分改造，形成更多裂缝空间（图7）。截至目前，川南地区长宁区块N209H36平台已实现25 m3/m的用液强度下加砂强度达5 t/m，为后续深层页岩压裂取得突破打下了基础。

图7 不同射孔相位角下资源纵向动用情况示意图

2.3 同时优化簇间距与施工强度

深层页岩气井压裂实践表明，最优簇间距除了受到地质条件的影响，还与施工强度有关。通过技术的提升，施工排量从中深层页岩气开发初期的10～12 m3/min已提升到目前18～20 m3/min，单段簇数也由初期的3簇为主增至6簇为主，并逐步开展11簇的试验，簇间距从初期的25～30 m缩短至8～15 m。簇间距缩短和排量增大对提升裂缝复杂程度均有促进作用，但过密的射孔簇与过大的排量反而会影响改造效果。因此，有必要进行不同簇间距与施工排量配置下的试验来进一步优化深层页岩气井压裂主体工艺参数。同时，由于地应力对川南地区页岩储层压裂缝网改造效果具有较强的控制作用，呈现出水平地应力差越小，单簇气产量越大的趋势（图8），该区域分段多簇压裂工艺参数的确定，正由“储层品质+完井品质”向“地质力学”转变，由“先分段后分簇”向“先确定不等距的‘簇数×簇间距’、再确定段长”转变。

2.4 加快多层立体压裂技术研究

在美国西德克萨斯Permian盆地开展了已压裂井井间矿场取心试验，以82°斜穿井间成功取出183 m完整岩心，识别出水力裂缝在纵向上扩展约15 m。由于泸州区块龙马溪组优质页岩储层厚度大、物性条件好，具有多层立体压裂的地质基础。通过立体开发，可以使资源在纵向上得到最大程度的动用。目前，在泸州区块龙马溪组龙一14小层的压裂施工，已实现大排量和高强度加砂，平均加砂强度达3.75 t/m，为下一步优质页岩储层的规模立体开发奠定了基础。

图8 川南地区某页岩气井在不同配产制度下水平地应力差与分布式光纤测井解释的单簇气产量散点图

3 结论

1）应力状态和断裂体系是影响缝网扩展程度的首要因素，不等时靶体及其钻遇率是形成复杂缝网的先决条件，发育的天然弱面区带是诱导裂缝延伸的重要介质，优质页岩储层厚度是衡量资源纵向上能动性的地质依据。

2）液体携砂效率与密簇是提升水力裂缝复杂程度的工艺保障，精细分段射孔工艺是实现储层横向上充分动用的技术核心，一体化压裂方案设计是避免井下复杂情况产生、实现储层得到最大程度改造的创新流程，合理的焖井与排采制度是保证气井长期高位稳产的必要措施。

3）提升深层页岩气井压裂缝网改造效果的全生命周期对策的内涵为：确定适宜的储层纵横向动用模式以实现对优质储层的充分改造，有效识别断层与弱面以减少井下复杂情况的产生，优化簇间距和砂液体系以保证水力裂缝网络规模达到最大化，通过制订合理的生产制度以保证气井最大EUR的获取。

4）开展长水平段气井精细压裂方案设计、持续优化砂液体系、簇间距与施工强度、研究多层立体压裂技术是深层页岩气储层缝网压裂技术的未来发展方向。