非常规气藏的开采已经在油气产量中的比例逐年增加,其中尤以基岩气藏的开采规模最大。此类气藏以储层物性复杂、非均质性强著称,采用常规的储层描述技术和开采技术难以有效开发,而存在底水的基岩储层,更是易出现气藏见水快、产能递减速度大的问题。东坪气田是国内外罕见的基岩古潜山块状气藏,区内气水分布基本受构造控制,基岩段储层具有统一的气水界面;且裂缝发育,它既是气体渗流的主要通道,也是底水上侵进入气藏的通道。该区块开发4年后生产中存在的突出问题是部分气井产水量在短时间内急剧增加,造成气井产量持续下降,构造边部水淹井数量增加;且区域内的地质储量亟待重新核实,没有准确的气水界面,对于水体能量大小没有准确的评价,这些问题严重影响了下一步开发方案的调整与实施。针对上述问题,本文在利用基岩气藏三维地质建模、双重孔隙介质数值模拟研究成果的基础上,结合研究区生产动态资料,运用气藏工程方法,形成了一套适合气水同出的水侵气藏开发效果评价及科学控水增产的方法。通过研究,形成的研究成果如下:1.重新核实了东坪1井区原始地质储量;在发生水侵后应用物质平衡法核实了单井控制储量;在现有的开采方式下,分别用产量递减分析法和压力递减法确定了经济可采储量。2.东坪1井区地层压力下降幅度较大,气藏平均压力保持在27MPa左右;产量呈现双曲递减规律,初始递减率Di=0.23mon^-1。3.基于气藏实际生产动态数据及流体高压物性资料计算东坪1区气藏水侵系数为21666.7m³/MPa,水体能量整体较弱。根据计算研究期目前水驱驱动指数认为属于中弹性水驱驱动气藏。4.东坪1井区呈现大缝型、小缝型和横向型三种水侵特征,东部和南部均有底水侵入,东部水侵严重。底水沿着单井方向呈现锥进现象,整个底水界面还未整体抬升。5.采用类比法及数值模拟法证实研究期区域合理采气速度为2%,实际采气速度偏大,单井产能法及干扰试井法落实直井合理井距为750m-800m,水平井合理井距为900m-1000m,东坪1气藏布井井网较合理。6.确定东坪1井区采用衰竭式开采与排水采气相结合的开采模式:衰竭式采气气井合理日产气量为97.73×10⁴m³/d,小缝型直井排水量为101.60m³/d,水平井排水量为80.60m³/d;大缝型直井排水量为211.11m³/d,水平井排水量为166.50m³/d。本研究形成的技术成果,丰富了国内非常规气藏开发效果评价内容,可以指导具有类似地质特征的气田开发方案的调整,能为其他基岩气藏的研究提供相关研究经验。