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西南油气田公司勘探开发双获百万立方米大气井
6月1日，中国石油西南油气田公司高石1井区灯二段气藏开发井GS009-H13井测试获超百万立方米高产工业气流。同日，蓬阳110井在长兴组测试同样获超百万方高产工业气流，勘探与开发同步取得重大突破。
GS009-H13井属开发井，其所在的高石1井区灯二段气藏为典型超深层岩溶缝洞型底水气藏，储层非均质性强、裂缝发育、水侵风险高。西南油气田公司通过地质—地球物理—动态联合精准迭代攻关，建立“丘滩+岩溶”双古地貌控储成藏模式，精细划分三类有利开发区，识别三种水侵模式，按照“整体设计、分区施策、避控结合、效益开发”思路，科学部署井位。实施阶段坚持地质—工程—经济一体化，单井储层钻遇率达90%，平均优质储层超200米，平均用酸强度0.82方/米，井均用酸量较方案设计节约近200立方米，实现提产与控水兼顾。首批建产井井均测试超百万立方米、井均无阻流量170万立方米，新增产能超150万立方米，达到方案设计规模。
蓬阳110井为部署在绵阳—广安浅水陆棚边缘带的勘探评价井，旨在评价气藏储层和含气性，支撑探明储量提交。针对礁滩顶界地震识别难、刻画不清等挑战，公司加强三维地震叠前深度偏移处理攻关，建立正演模型，精细刻画礁滩体及优质储层，优选目标部署井位。试油阶段采用射孔酸化测试联作工艺进行小规模解堵酸化，节约试油周期，有效控降成本。同时，勘探开发一体化推进，提前开展产能试井，为快速建产提供支撑。
下步，公司将深化有水气藏高效开发研究，有序推进水侵动态描述，为后续开发部署和生产组织提供技术支撑；同时加快推进绵阳—广安浅水陆棚勘探评价，推动区块高效规模增储和建产，为公司“十五五”高质量可持续发展夯实资源基础。