面对资源品质逐年下滑，稳产犹如“登山”的重重压力，吉林油田放出了“大招”!今年以来，吉林油田正式吹响“储量产量保卫战”的号角，直接亮出“四大工程”这把利剑。截至7月20日，战绩已经初显，新增SEC储量228万吨，落实PD储量74万吨，这份沉甸甸的“期中成绩单”背后是地质与工程的深度融合，更是技术与智慧的硬核较量。
今年以来，吉林油田面对重重挑战，坚持地质工程一体化、技术经济一体化，全力推进实施SEC储采比硬稳定、老油田压舱石、采收率再提高、页岩油革命等“四大工程”，为完成全年各项储量产量目标任务奠定了坚实基础。
SEC储采比硬稳定工程构建增储上产格局
吉林油田高效勘探与效益建产并重，统筹常规油、致密油、新层系三大领域协同发力。聚焦高品质资源发现与规模效益增储，精细勘探黑帝庙常规油和高台子油层，创新运用“构造脊+厚层砂体”模式指导井位部署；持续攻关凹陷区致密油，推动资源接替。在产能建设上，突出大区带整装效益部署，全面升级“定向井+水平井+短水平段”大平台3.0模式，打造新224区块10万吨短水平井提效建产示范区，半年实现新增SEC储量76万多吨。
老油田压舱石工程焕发老区新活力
吉林油田科研团队锚定“重新评价油藏、重选技术路径、重构层系井网、重调油藏流场”四重路径，统筹推进大情字井和“三新”地区老油田压舱石示范工程。其中，大情字井压舱石工程聚焦提采提效，在重新评价油藏、重选技术路径上、重构层系井网上精准施策；“三新”地区锚定新区上产和老区稳产两条主线，通过密闭取心井精细描述和水淹层二次解释，进一步明确剩余油分布情况，实现了新老井交错部署、注采流线优化。截至7月上旬，新立Ⅳ-Ⅴ区块试验区扩大实施景观带至101口井，新井日产油1.4吨，达到设计要求；老井含水由91%下降到81%，效果与先导试验相当。
采收率再提高工程取得关键技术进展
吉林油田统筹推进CCUS与稠油热采两项关键技术，构建多元协同提升新路径。聚焦CCUS百万吨示范工程，深化基础研究和技术提升。深化双管并联长岩心驱替实验和小井距取心实验，建立非均质性评价标准；优化注采井网设计，完善控压-自喷技术，形成多元组合防控气窜技术，现场累计实施115井次，有效率超85%。在稠油热采方面，持续攻坚长春岭稠油热采配套技术，开展热化学降粘体系筛选评价和多介质补能实验，推进电热水驱试验和多元复合驱方案编制。通过筛选出适合长春岭油田稠油热化学降粘的两种体系，热化学驱油效率较水驱提高了51.1%。
页岩油革命工程资源接替前景明朗
夹层型、泥纹型页岩油双线并进，基础研究、增储建产、补能提采等协同发力。夹层型页岩油方面，深化微观驱替机理研究，明确不同驱替介质动用物性下限；精细沉积微相研究，实现小层单砂体刻画；多参数耦合锁定大情字井Ⅰ类甜点区开展攻关，超前开展水平井补能提采先导试验。在泥纹型页岩油方面，累计开展长岭-古龙页岩同平台对比实验810余样次。截至目前，已构建起了Ro、S1等五参数甜点分类评价标准，落实三套甜点层、三个甜点区，所部署水平井获得工业突破。
来源：吉林油田
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