东北油气查干花气田大型压裂施工现场。张 凯 摄

火山岩形成构造环境与岩浆形成过程示意图

东北油气钻井工程技术人员正在分析岩芯组分。 张 凯 摄

    松南气田是中国石化目前发现的最大火山岩气田，含气面积16.83平方千米，天然气探明储量433.6亿立方米。

    □本报记者 张万东 通讯员 任宪军 叶书锋

    “在聚宝山区块火山岩领域能连续多井取得高产，并快速整体建产，说明我们的火山岩勘探开发技术已达到行业领先水平。”前不久，陪同集团公司外部董事到东北油气分公司调研的中国石化股份公司副总裁郭洪金对聚宝山气田开发给予了高度评价。

    作为国内极少数以火山岩为主力开发层系的油气田，多年来，东北油气通过不断创新地质理论、迭代优化工程工艺、全面推进地质工程产建一体化等手段，在火山岩油气藏勘探开发这个“小众赛道”，跑出了不同一般的“加速度”。

    今年以来，他们在吉林西部聚宝山地区火山岩层系部署的9口井钻遇均收到良好效果，目前，这个面积仅78平方千米的新区块正成为东北油气新的增储上产阵地。截至9月底，该公司落实火山岩油气储量逾100亿立方米。

    理论创新：

    从“蓝海一片”到“一叶在目”

    “火山岩油气藏成因复杂、分布特殊，勘探开发没有成熟经验可借鉴。东北油气火山岩勘探开发是一个螺旋式上升发展的过程。从松南气田的‘初出茅庐’，到龙凤山气田的‘二度中兴’，从查干花气田的‘三下三上’，到聚宝山油气田的‘拨云见日’，我们对火山岩油气藏的认识每一步都是摸着石头过河，每一次都是‘指甲缝里抠油’，从最初的眼前‘蓝海一片’到现在的‘一叶在目’，我们终于实现了对每个微小构造精准识辨到米的目标。”东北油气分公司执行董事马代鑫道出火山岩勘探开发20多年的艰难曲折。

    松南气田是东北油气首个投产的整装火山岩气田，也是中国石化目前发现的最大火山岩气田，含气面积16.83平方千米，天然气探明储量433.6亿立方米。松南火山岩自2008年投入开发以来，产量持续增长，2024年产气5.2 亿立方米，累产104亿立方米。

    松南气田经历了勘探发现、高效建产、调整挖潜、立体排采4个阶段，气藏连续12年稳产，气藏采出程度达60.2%，在行业居于领先水平。在气藏开发中，面对气井水气比不断上升、储量动用程度不高等难题，他们开展了火山内幕精细解剖、成储机理及三维量化表征、储量动用状况评价等系统研究，通过建模数模一体化落实了“顶、间、边”三类剩余气潜力，构建起“三层楼”立体开发井网，边排高采底补能，全流程降低废弃压力，实现了均衡开发，采气速度由3.7%上升至4.5%，采收率提升至73.2%，确保了气田高产稳产。他们研究形成的复杂火山岩气藏精细预测刻画技术和火山岩裂缝-孔隙双重介质气藏精准控水与极致稳产集成技术，达到国际领先水平。

    地质认识无止境，唯有攻坚始前行。在聚宝山油气田开发中，为了尽快搞清楚地质情况，他们专门成立高效开发项目部，会聚地质、开发、工程等“多兵种”联合作战，充分发挥工程地质一体化优势，开展地震资料深度解释攻关。为提高资料解释精准度，他们打破常规，结合构造导向滤波、AI断裂识别、地震属性等手段，建立多锥火山地质喷发模式，进行火山机构精细解剖，将地质定位误差缩小至米级，为储层精细刻画打下坚实基础。

    他们坚持“多条腿走路”，创新形成多学科融合验证的“点-线-面-体”火山岩勘探开发技术体系，建立精确的三维地质模型，实现地质构造“刻画精”、地质储层“识别准”、优势相带“条理清”、实钻验证“效果好”的目标，新井平均气层吻合率达到91.5%，区块井位部署准确率大幅提高。

    2023年，东北油气与吉林大学合作共建国家级火山岩勘探开发技术创新基地，厂校双方深度融合，通过深化产学研一体化建设，火山岩勘探开发成果丰硕，取得重要技术成果13项，其中5项达到国际先进水平。

    技术迭代：

    “磨刀石”上见真章

    “火山岩就像一块特殊的‘磨刀石’，逼迫我们不断迭代创新工程技术，锻造出最先进最适配的工程工艺。东北工区地处高寒地带，有效施工时间严重不足。工程技术和工艺必须精益求精，只有技术过硬才能保障油气田高效勘探开发。”东北油气分公司工程院院长张冲说。

    压裂施工是火山岩油气藏高效开发的关键一环。东北工区火山岩气藏储层埋深超4000米，渗透率极低，属超低渗致密储层。面对压裂施工“压不开、加不进、撑不住”等难题，他们全力推进核心技术攻关，采用二氧化碳泡沫压裂技术，抑制压裂液向天然裂缝过早滤失，有效压开储层，配合复合粒径支撑剂，实现多尺度裂缝的高效支撑，支撑后导流能力提升40%以上。实施“造长缝+体积改造”策略，结合“双暂堵”技术，改造体积（SRV）平均提升35%，实现“由线及面”的立体改造。全面推广二氧化碳多元复合压裂技术，实现“扩孔增渗”，显著改善储层物性，同时有效解除水锁伤害， 畅通气体渗流通道，见气周期缩短25.5%，加快产能释放。复合压裂技术先后在查干花、聚宝山等区块规模应用66井次，与同区域常规压裂井对比，单井平均产量提升33.8%。

    为破解高寒地带油气开发时间紧、成本高、风险大的施工难题，他们在火山岩油气藏开发中持续推进钻井工程工艺攻关。在聚宝山区块，他们通过优化井身轨迹、增强钻井液性能等“一趟钻”提速配套技术，全力推进钻井提速，有效节约钻井时间和成本，推动单井产能快速提升。“以前打一口井要分好几段好几趟工序，现在用‘一趟钻’技术，就像汽车开上了高速公路， 有效缩短了区域钻井周期。”公司高级专家、高效开发项目部副经理穆国臣说。

    东北工区火山岩岩性坚硬，地层可钻性差，4000米井深原来的钻井周期一般在60天以上，严重制约生产时效。对此，他们全力开展提速提效攻坚，通过建立火山岩抗钻特性模型，组织钻头选型攻关，形成了异形齿多级切削技术，大幅提升破岩效率和单只进尺。全面推广科学钻井，形成了以机械比能优化、ECD控制、井筒清洁为主的科学强化参数钻井技术，提升火山岩钻头进尺能力和辅助作业效率。建立一体化专家工作室，形成“一日一小结、一周两诊断”的工作机制，实现“打得快、打得好”，一举将钻井周期压减至15天以内。

    为确保火山岩油气田开发高产稳产，多年来，他们持续开展技术攻关。在松南气田，如何控制气水界面均衡上升是进一步提高气藏采收率的关键。对此，他们持续迭代优化，形成了边排高采二氧化碳补能均衡开发技术。通过协同开展二氧化碳补能先导试验，优选气藏最低部位YP16井开展先导试验，注气后，递减率从2.7%降至1.5%，井组采收率提高7.67%。同时，通过“地面系统降压+组合增压+井筒降摩阻”工艺，废弃压力由2019年的12兆帕降至5兆帕。目前气藏采收率由45.4%升至73.2%。

    松南气田连续稳产12年,标志着东北油气火山岩开发整体技术水平已跃居国内领先行列。

    评价优化：

    火山岩开发也能又快又好

    “近年来，油气藏开发不仅要求建产快，更追求性价比、注重投入产出比。效益开发成为当前最优先的目标。”东北油气副总工程师、高效开发项目部经理任宪军说。

    在火山岩勘探开发中，东北油气始终把效益开发摆在重要位置。2023年，时值东北油气实现扭亏为盈的关键节点。在开发查干花气田时，针对单井投资高、效益不好的难点，他们创新采用甲乙方一体化合作降本新模式，共同推进地质、钻井、压裂、运行等方面的降本举措，形成全流程投资管控与优化机制。2024年，他们在该区域新部署井单井平均投资由4700万元降至3000万元，降幅达36.2%。新井产量获得重大突破，查4-1、查2-7、查2-8井相继取得4.7万~7.5万立方米高产，查干花火山岩气藏进入效益开发新阶段，2024年提交天然气探明地质储量210.93亿立方米。

    在最新建产的聚宝山区块，他们把提高单井预估最终采收量和降低单井投资作为气田效益开发的关键，通过建立“技术优化做加法+投资管控做减法”双轨机制，围绕地质研究、工程施工、储层改造开展全链条技术优化。他们严格投资管控、优化井位布局，采用“低幅构造保护、变差函数优化、相控反演约束建模”技术，构建精细三维地质模型，使地下储层变得可视化、透明化，井网组合和单井轨迹得以精准定位和动态优化，确保了每米进尺都布设在优质储层段，有效降低了施工投资。

    他们精简施工流程，通过5G作战指挥中心与生产现场实时联动，打造“前方精准执行、后方智能支持”的高效协同模式，推动压裂作业从“经验主导”向“数字智控”跨越，单段施工时效提升20%、异常响应时间缩短50%。他们还集中设备采购，聚宝山北12集气站首次实施“物料100%全甲供”模式，采取“框架为主、询价为辅、集中招标、统一采购”的方式，采购进度提高31%、采购成本降低15%，在保障物资供应质量的同时大幅降低了成本。

    新机制运行后，他们在聚宝山区块滚动评价井成功率达到100%，单井平均产能提升46.7%、投资下降39.1%，10亿立方米产能投资较同类区块下降52.8%，实现了降本增效与产能提升的双赢。