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截至6月下旬，吉林油田老油田二次开发重点项目——庙20区块产能建设工程首批规划的70口井，54口油井完成压裂施工，16口水井射孔完毕，整体进入投产投注阶段。

吉林油田松南老区已开发62年。面对致密油气开发、难采储量动用、特高含水阶段挖潜、三次采油技术攻关等一系列难题，吉林油田加强顶层设计，优化调整松南老区的开发策略，努力走出效益发展新路。

立足效益挖潜

(资料图片仅供参考)

夯实油气上产“压舱石”

虽然松南老区历经多年开发，生产中面临一系列难题，但是仍具备一定的开发潜力，并且基础设施完备，是吉林油田当前与今后生存发展的根基，是稳产的“压舱石”和效益发展的“定盘星”。为获得更有效益的产量，吉林油田清楚地认识到，要破解松南老区资源、投资、成本、技术方面的困局，不仅要有序落实增储上产资源，而且要在老油田效益稳产上下大力气。

为守住效益稳产的基本盘，吉林油田以提质增效价值创造为导向，向旧思维、低标准“开刀”。松南老区一些区块长期处于低水平开发状态，采出程度低、含水上升速度快、水驱控制程度低、标定采收率逐年下降，效益措施占比低，控制综合递减主要依靠小措施支撑。吉林油田用创新发展的思路重新认识老油田、重新组合老油田开发技术体系、重新构建老油田效益开发模式，聚焦油藏研究，牢固树立“经营油藏”理念，推动老区工作重心由采油向采效益油转变。

面对多井低产的现状，吉林油田练好内功，深化精益管理，抓好开发措施落实，围绕找到产量“增长点”、堵住效益“出血点”，精心培育精益管理示范样板，把自然递减率控制在10%以内、采收率提高1个百分点作为起步目标，向“两率”工程要更有效益的产量，更多关注控制自然递减率和提高水驱采收率，树立了“老区仍大有效益潜力可挖”的信心，切实改善老油田开发效果。吉林油田在新民老区通过持续优化注水方案，动态优化配注方案，真正把注水方案落到实处，整体开发形势持续向好。通过坚持效益注水的理念，采取有效措施，新民老区原油产量实现连续5年稳产，有效注水合格率、井组稳产率分别同比提高1.4%和3.5%，老区焕发出新活力。

优化产能建设部署

走出低成本开发新路径

吉林油田是国内低渗透油气田的典型代表，近年来资源劣质化趋势不断加大。这意味着要保持产量规模就必须动用低品位资源，持续挑战资源动用极限。面对资源动用难、可采程度低等一系列难题，吉林油田牢固树立低成本开发的效益意识和思维底线，通过创新理念和模式，走出低成本开发新路径。

优化产能建设部署，是吉林油田践行低成本开发理念的重要手段之一。从近3年大平台集约化产能建设和老油田二次开发调整效果看，通过理念创新、技术创新，有效提升了单井产量和采收率，降低了产建投资和生产成本。新立、大39、黑71、庙20等区块开发调整后的水驱采收率提高8%，操作成本明显下降。

为实现效益建产，吉林油田坚持常非并举，注重探明未动用储量效益开发和新区新领域评价建产，着力在增加经济可采储量上有新作为。大情字井油田是典型的“三低”油藏。开发试验表明，大情字井油田具备实施二氧化碳混相驱的条件。常规注水开发采收率为25%左右，通过转为二氧化碳驱开发，采收率可达到50%以上，相当于又发现了一个大情字井油田。吉林油田以大情字井油田增储上产“压舱石”工程为示范，推动老油田效益挖潜再上新水平。

吉林油田还从技术进步和管理创新两方面入手，迭代升级老油田挖潜技术体系，突出开发方案的价值创造本质，使老油田二次开发更加高效。算好经济账，以投资不创效不建、成本不下降不建、资产创效能力不增不建的“三不建”为原则，突出从传统零散部署新产能向气驱转变开发方式、低产低效区块整体二次开发、新储量大平台集约化开发转变，持续深化工程与地质、地面与地下、技术与经济、油气与新能源一体化优化，严格把控油田开发方案设计源头的效益关和方案实施过程的成本关，严控产建项目过程投资。为最大限度节约投资，产能建设和老区治理调整要融合新能源、CCUS、低成本物联网等新方式，能改建的改建，能重复利用的重复利用，用最小的投资获取最大回报。

打好关键核心技术攻坚战

提升油气开发业务竞争力

面对油气开发难度越来越大的挑战，吉林油田提出提高储量产量转化效率的一体化发展新模式。一体化新模式即将传统的油气预探、油气评价和新区产能建设的“接力棒”模式，整合成一个专业相近、目的相同、管理相通的“大项目部”，既努力寻找储量，夯实油田发展资源基础，又更加注重动用储量，充分挖掘储量的经济价值，较快地把资源变成效益产量，提升公司整体效益。

针对低品位复杂资源，吉林油田打好关键技术攻坚战，创新升级油藏精细描述、钻井提速、压裂提产、采油降本、地面节能、智能化管理等技术，为低品位资源效益动用和老油田深度挖潜提供了技术支撑。

吉林油田升级精细油藏描述技术，攻关5项精细油藏描述关键技术，使新区储层预测精度达到3米至5米，使老区剩余油认识由定性向定量转变；持续攻关压裂提产技术，产量达标保障能力不断提升；完善低成本特色注采技术，全生命周期控投降本。今年年初以来，老区举升投资降低30%，运行成本降低20%。吉林油田创新设计理念，形成地面优化简化技术系列，规模推广低成本物联网技术和智能化管理模式，实现站外无人值守，节省地面投资15%，降低地面运行费用30%，降低了员工劳动强度。

实践者说

深耕效益增长点积蓄发展新动能

吉林油田开发部经理刘美成

对于吉林油田而言，松南老区是公司高质量发展的“压舱石”，是生存发展的根基。对于已开发60余年的松南来说，投资上规模的传统发展模式已不再适用。面对资源劣质化、非常规化的趋势，不破则不立，老区开发工作的理念、方法必须不断调整转变。

通过深刻分析，我们清楚地认识到，在资源品质不高的情况下，盲目追求规模产量必然会导致成本居高不下，一味按照惯性思维，以传统方式指导油田开发工作，必定会严重阻碍创新发展。基于此，松南老区要实现可持续发展、高质量发展，必须探寻新模式，开辟最优路径。

首先，立足于松南效益稳产，找到规模和效益的平衡点是关键。吉林油田加快由生产型向经营型转变，努力做到目标产量规模成本更优并可持续、投资强度合理并有创效能力，以提质增效价值创造为导向实现效益持续向好、产量相对稳定。

其次，以效益更优为导向，有序调整产量构成。吉林油田持续夯实资源保障、技术创新和管理创效基础，树牢效益意识，以增加规模经济可采储量为目标，大力实施高效勘探，强化关键领域战略谋划和顶层设计，强化项目管理和现场管理，确保年度产能建设效益储量落地、建产目标落地。

再次，持续用创新发展的理念，谋划全新发展模式。通过重新认识老油田、重新组合老油田开发技术体系、重新构建老油田效益开发模式，从战略层面拓展更高效的老油田二次开发新模式，从战术层面升级改造老油田传统开发体系，以大情字井油田增储上产“压舱石”工程为抓手，推动老油田效益挖潜再上新台阶。突出源头把控，坚持“事前算赢、事中干赢、干后保赢”，持续深化工程与地质、地面与地下、技术与经济、油气与新能源一体化优化，严格把控油田开发方案设计源头的效益关和方案实施过程的成本关，持续打造大平台集约化建产“双提双降”升级版。（王珊珊采访）

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