5月下旬，吉林油田新木采油厂庙20区块首批规划的70口井中，54口油井全部压裂施工结束，16口水井全部射孔完毕，整体进入投产投注阶段。庙20产能建设工程是今年吉林油田老油田二次开发的重点项目，对于吉林油田实现松南效益稳产意义重大。

  开发62年的吉林油田，经历了中高渗油田开发、 低渗油田开发、特超低渗油田开发三个开发阶段后，目前已进入更艰难的第四个阶段，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”等重点开发领域，吉林油田加强顶层设计，优化调整老油田开发政策，力争在“十四五”末基本形成松南绿色低碳开发新模式。

  油气业务高水平发展是上游业务实现高水平发展的基础。吉林油田是国内低渗透油气田的典型代表，伴随资源劣质化，保持产量规模就必须投入更多的低品位资源，必须在持续挑战资源动用极限的“刀尖上跳舞”。

  松南勘探开发领域广阔、基础设施完备，是吉林油田当前和今后生存发展的根基和效益载体。为了追求更有效益的产量，吉林油田清楚认识到，松南效益稳产必须破解资源、投资、成本、技术和效益的困局，既要从战略高度上有序落实增储上产资源，还要在重塑老油田效益稳产新模式上下大力气。

  油气稳产基础方面，吉林油田松南油气业务以提质增效价值创造为导向，着力守住效益稳产基本盘。老油田是公司高质量发展的效益压舱石，一些区块一直处在低水平开发状态，出现采出程度低、含水上升速度快，水驱控制程度低、标定采收率年年在下降，主体措施占比低、综合递减主要是依靠规模成本的小措施支撑。要实现高水平开发，必须用创新发展的思想重新认识老油田、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，把注意力聚焦到油藏研究上来，牢固树立“经营油藏”理念，推动老区工作重心由采油向找油转变。

  立足多井低产现实，吉林油田围绕找到产量“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，更多关注提高水驱采收率，使改善老油田开发效果见思想、更见行动。

  优化产能建设部署是吉林油田低成本开发的重要手段之一，通过创新理念和模式，油田成功开辟了低成本开发新途径。

  从近三年大平台集约化产能建设和老油田二次开发调整效果看，理念革命、技术创新所蕴含的“双提双降”潜力巨大，有效提升了单井产量和采收率，降低了产建投资和生产所带来的成本。新立、大39、黑71、庙20等区块调整后水驱采收率提高8%左右、操作成本显而易见地下降，立足更扎实的研究和实践，有望实现“树木”变“森林”。

  为打牢效益建产基础，吉林油田牢固树立效益建产理念，聚焦产能必须创效的本质要求，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。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个方面入手，拓展更高效的老油田二次开发新模式，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。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。

  同时，产能建设和老区治理调整必须融合新能源自消纳、气驱、橇装地面集输处理、高效注采工艺、低成本物联网、智能化集群间抽和无人值守等新理念新内容，持续打造“双提双降”升级版。

  吉林油田树立起立足长远效益增储上产做工作的战略意识，从理念革命、技术创新、方法拓展等若干个维度，着力提升老油田常规技术应用水平，通过创新驱动降低资源动用门槛，拓展资产创效空间，提升效益稳产水平。

  面对问题和挑战，吉林油田提出提高储量产量转化效率“一体化”发展的策略。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“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，又更看重动用储量，充分挖掘储量的经济价值，较快把资源变成效益产量，提升公司整体效益最大的改变。

  针对低品位复杂资源，吉林油田打好关键技术核心战，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、智能化管理等系列新技术，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。

  从创新技术入手，实现难采储量有效动用。升级精细油藏描述技术，实现精准化、定量化表征。强化多学科融合，攻关升级5项精细油藏描述关键技术，新区储层预测精度达到3到5米，老区剩余油认识由定性到定量转变。

  形成大平台钻完井技术，实现提速、提质、提效。通过一体化平台优化，集约化钻井技术完善配套，平台钻井能力明显提升，单井占地面积缩小50%以上，钻井周期下降32%，钻井投资下降15%。

  持续攻关压裂提产技术，产量达标保障能力不断的提高。老区形成新老井集约化整体压裂技术，提产20%以上，提高采收率6%以上；新区形成三段式缝网压裂和水平井体积压裂2.0技术，较设计提产25%以上。

  完善低成本特色注采技术，全生命周期控投降本。规模推广一机双井举升技术，配套“四降二提”、大斜度井防磨工艺，举升投资降低30%，运行成本降低20%；发展完善地面分注技术，保证复杂井况有效分注，测调成本降低80%。

  创新设计理念，形成地面优化简化技术系列。应用“井—间—站合一建设”模式，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%，降低地面运行的成本30%，减少一线%以上。(吉林油田)