近日，中石油吉林油田天然气部消息称，刚刚过去的一年，吉林油田完成天然气产量11.36亿立方米，已连续8年保持10亿立方米以上生产能力。

　　吉林油田通过精细管理、综合挖潜等有效手段，使老气田开发指标趋于平稳。坚持“控水为主、排水为辅”的技术思路，细化分类生产管理，分类制定相应防水、控水技术措施，合理配产及时做出生产调整，长岭气田年产气能力保持在8亿立方米以上，2016年，自然递减较上年同期减缓1.5个百分点。探索气水层动用、单井提压等新途径，完成进攻性措施15口井，日增气8万立方米。 

　　运用攻关技术等创新手段，英台致密气效益开发试验取得突破。针对英台致密气200亿立方米的规模储量，吉林油田2016年开展一系列提产降本试验，取得明显效果。 

　　通过开展老井重新试气试采试验，落实单井稳定产能取得新突破。龙深306井扫塞后重新试气，产量提高一倍以上，提振了英台营二段致密气开发动用信心。开展致密储层大排量、变排量、大液量、适当砂比复杂缝网压裂技术试验，持续优化施工参数，单井产量显著提高。龙深309、3平4井单井配产能力提高2至3倍，为英台致密气效益开发提供了工程技术保障。 

　　优化井身结构、攻关钻井提速技术，完井周期大幅度缩短。针对4000米浅井，吉林油田采用二开井身结构，应用高效PDC钻头序列，完井周期缩短39%以上。超过4000米深的三开井身结构，深层采用孕镶钻头配合高速螺杆提速，初期完井周期缩短17.9%。 

　　推行“钻—录—测—压—投”一体化工程总承包模式，大幅降低投资成本，助推英台致密气效益动用。通过实行工程总承包模式及技术攻关，浅部区、深部区投资降幅分别为36.8%和33.9%，超过收益率8%的效益底线。深部井以承包基价为基础，引入浮动承包费用与产能挂钩机制，实现共赢。试验成功将保障该区形成2亿立方米产能稳产5年的开发规模。 

　　对于零散气的开发与综合利用，吉林油田斤两必争。精细复杂零散气藏一体化评价建产，针对王府、德惠、伏龙泉等外围复杂零散气藏，深入开展气藏成藏主控因素分析及有利储层分布规律研究，优化压裂参数，开展前置二氧化碳增能压裂试验，初步解决低压气藏快速排液和压后“三无”问题。有效促进了低品位气藏效益动用，城深102、德深17-1、合601等多口重点井取得较好效果，为进一步滚动建产区块优选提供了依据。