深化研究 精细管理 实现老气田高效开发

东北油气分公司松南火山岩气藏于2008年~2012年建设5亿立方米产能，此后随着气藏持续开发，受气藏底水推进、市场供不应求和冬夏峰谷差大等因素影响，水气比持续上升，气井产能和动态储量减少，给气藏持续稳产带来巨大挑战。

近年来，我们通过气藏潜力评价、调整挖潜、稳气控水和精细管理，实现松南火山岩气藏高效开发、持续稳产上产。投产至今，累计产工业气33亿立方米。近3年来，气藏产能稳定在5.5亿立方米以上，技术可采储量由72.31亿立方米升至89.31亿立方米，采收率由41%升至60%，SEC（美国证券交易委员会）储量由18.5亿立方米升至23.7亿立方米。

深化挖潜，增加可采储量。我们不断深化气藏研究，在平面火山分布和纵向喷发期次精细研究的基础上，利用三维地质建模、相控储层反演及气藏数值模拟技术，精细刻画气层空间展布范围，摸清剩余气分布规律，明确挖潜方向及目标。

我们针对“顶、间、边”三类剩余气，按照整体部署、优先评价、逐步拓展的思路分三批挖潜，有效提高储量动用程度和采收率。近年来，我们针对未动用致密气层、未控制高渗储层及动用程度低的剩余储量富集区，先后部署了YP14、YP15等6口水平井，新增可采储量23亿立方米，新建产能两亿立方米。

近年来，随着气井持续高产，已投产的14口生产井中有7口井产出地层水，气藏底水不断侵入，使气井井控储量下降明显、气井产能递减加快。为摸清气井出水规律，延长气井无水采气期，提高气藏采收率，我们组织开展技术攻关，借鉴国内外研究成果，强化水侵基础理论研究和公式推导，建立了松南火山岩气藏底水脊进模型，计算气井底水脊进临界生产压差和临界产量，为气井生产画定红线，科学控制水脊高度、减小水侵伤害。

主力高产井YP8井于2016年5月见水，我们按计算出的临界产量30万立方米/日配产。5个月后，产水矿化度由1.4万毫克/升降至515毫克/升，水性由地层水转化为凝析水，且压降速度明显低于其他气井，控水成效明显。今年以来，我们陆续在多口气井开展控水试验，都收到理想效果，验证了模型的科学性和适应性。

创新管理，确保气田稳产。我们积极探索火山岩气井精细管理模式，形成“12345”气井管理法，使气井综合管理水平和气藏开发水平上了一个新台阶。

1，即一个原则，少动、慢控、多观察、多分析。2，即两个制度，气井管理遵守《采气资料录取及气井管理制度》和《气井动态分析制度》。3，即三个分析，气井日常管理要日观察分析、周小结分析、月总结分析。4，即四个及时，气井异常情况处理做到及时发现、及时反馈、及时分析、及时处理。5，即五个结合，气井合理配产主要结合临界压差、无阻流量、水侵强度、边界竞争、季节性峰谷差五个因素综合分析确定。

通过精细管理，近两年松南火山岩气藏气井平均开井率保持在95%以上，在冬季用气高峰期更是达到100%，产能负荷因子达到0.85以上。

多措并举，提升气田产能。气田所属的腰平7井水平段接近气水界面，受水侵影响，投产以来，产水量快速上升，产气量持续下降，于2015年7月水淹。为保持气井连续生产，我们对该井实施连续油管气举作业复产后，采取单井增压排水采气方式生产。复产至今，该井压力、产液量、产气量保持平稳，阶段产气1720万立方米。

（作者为东北油气分公司松原采气厂厂长）