東北油氣分公司松南火山巖氣藏于2008年~2012年建設5億立方米產能，此后隨著氣藏持續開發，受氣藏底水推進、市場供不應求和冬夏峰谷差大等因素影響，水氣比持續上升，氣井產能和動態儲量減少，給氣藏持續穩產帶來巨大挑戰。

近年來，我們通過氣藏潛力評價、調整挖潛、穩氣控水和精細管理，實現松南火山巖氣藏高效開發、持續穩產上產。投產至今，累計產工業氣33億立方米。近3年來，氣藏產能穩定在5.5億立方米以上，技術可采儲量由72.31億立方米升至89.31億立方米，采收率由41%升至60%，SEC（美國證券交易委員會）儲量由18.5億立方米升至23.7億立方米。

深化挖潛，增加可采儲量。我們不斷深化氣藏研究，在平面火山分布和縱向噴發期次精細研究的基礎上，利用三維地質建模、相控儲層反演及氣藏數值模擬技術，精細刻畫氣層空間展布范圍，摸清剩余氣分布規律，明確挖潛方向及目標。

我們針對“頂、間、邊”三類剩余氣，按照整體部署、優先評價、逐步拓展的思路分三批挖潛，有效提高儲量動用程度和采收率。近年來，我們針對未動用致密氣層、未控制高滲儲層及動用程度低的剩余儲量富集區，先后部署了YP14、YP15等6口水平井，新增可采儲量23億立方米，新建產能兩億立方米。

近年來，隨著氣井持續高產，已投產的14口生產井中有7口井產出地層水，氣藏底水不斷侵入，使氣井井控儲量下降明顯、氣井產能遞減加快。為摸清氣井出水規律，延長氣井無水采氣期，提高氣藏采收率，我們組織開展技術攻關，借鑒國內外研究成果，強化水侵基礎理論研究和公式推導，建立了松南火山巖氣藏底水脊進模型，計算氣井底水脊進臨界生產壓差和臨界產量，為氣井生產畫定紅線，科學控制水脊高度、減小水侵傷害。

主力高產井YP8井于2016年5月見水，我們按計算出的臨界產量30萬立方米/日配產。5個月后，產水礦化度由1.4萬毫克/升降至515毫克/升，水性由地層水轉化為凝析水，且壓降速度明顯低于其他氣井，控水成效明顯。今年以來，我們陸續在多口氣井開展控水試驗，都收到理想效果，驗證了模型的科學性和適應性。

創新管理，確保氣田穩產。我們積極探索火山巖氣井精細管理模式，形成“12345”氣井管理法，使氣井綜合管理水平和氣藏開發水平上了一個新臺階。

1，即一個原則，少動、慢控、多觀察、多分析。2，即兩個制度，氣井管理遵守《采氣資料錄取及氣井管理制度》和《氣井動態分析制度》。3，即三個分析，氣井日常管理要日觀察分析、周小結分析、月總結分析。4，即四個及時，氣井異常情況處理做到及時發現、及時反饋、及時分析、及時處理。5，即五個結合，氣井合理配產主要結合臨界壓差、無阻流量、水侵強度、邊界競爭、季節性峰谷差五個因素綜合分析確定。

通過精細管理，近兩年松南火山巖氣藏氣井平均開井率保持在95%以上，在冬季用氣高峰期更是達到100%，產能負荷因子達到0.85以上。

多措并舉，提升氣田產能。氣田所屬的腰平7井水平段接近氣水界面，受水侵影響，投產以來，產水量快速上升，產氣量持續下降，于2015年7月水淹。為保持氣井連續生產，我們對該井實施連續油管氣舉作業復產后，采取單井增壓排水采氣方式生產。復產至今，該井壓力、產液量、產氣量保持平穩，階段產氣1720萬立方米。

（作者為東北油氣分公司松原采氣廠廠長）