？东北油气松南气田大型压裂施工现场。 张万东 供图

□本报记者 张万东

作为东北油气主力气田，松南气田以火山岩气藏为主要开发对象，产量由2008年开发初期的0.2亿立方米稳步攀升至目前的5亿立方米以上，“十三五”期间累计产气25.6亿立方米，采收率由36.03%提升至64.28%。

科学建模促开发。要实现气田高产稳产，必须科学部署开发井。东北油气科研人员研发形成复杂火山岩气藏精细预测刻画技术，开展多尺度裂缝三维地质建模，根据剩余储量分布编制挖潜方案。他们先在主力气层营城组火山岩中期次23和22流纹岩部署调整井，又陆续针对营城组火山岩顶部致密凝灰岩、井间滞留气和边部低动用区分批部署水平井，“十三五”期间共部署实施调整井13口。他们还采用差异化完井、差异化配产方式，随着气水界面上移，将生产井层同步上移，构建立体井网，使地质储量得到充分动用，松南气田可采储量由60多亿立方米增至100亿立方米以上。

有效控水保稳产。“在气藏开发过程中，产水快速上升，要想延长气井稳产期，必须有效控制底水推进速度。”松南采气厂副厂长李泽东说，自2016年起，该厂攻关小组建立松南气田营城组火山岩底水脊进模型，并在YP8井开展试验。他们研究发现，当控制生产压差低于模型临界生产压差时，气井产水转化为凝析水，控水效果明显。他们据此对火山岩气井科学配产，利用临界生产压差控水，有效控制了底水脊进速度，延长了气藏稳产期。

整体增压提产量。松南气田火山岩气藏富含二氧化碳，井口产出气须经脱碳处理方能外输，脱碳系统运行压力较高。而随着开发年限增加，气井压力不断下降，2019年大部分气井井口压力已接近系统压力，单井产量不断下降，气井产水矛盾更加突出。科研人员积极转变开发思路，由“控水生产”向“排水采气”转变，由“单井排水”向“气藏排水”转变，解决了气田产水导致压力和产量下降的问题。他们采用“高部位采气，低部位排水”的方式，配套单井增压和整体增压工艺，全面提高气井采收率，延长了气藏开发年限。