本报讯（记者王珊珊）截至2019年12月末，吉林油田已完成油气当量480.4万吨，比计划超产10.7万吨。至此，吉林油田已连续两年超额完成产量目标，为实现扭亏解困开创良好局面。
吉林油田是典型的低品位、低丰度油田，经过半个多世纪的“挑肥拣瘦”，原本资源禀赋就不十分优越的油田遭遇发展瓶颈，依靠常规手段难以采出，吉林油区总体进入非常规油气勘探开发阶段。面临连续多年降产的被动局面，吉林油田制定了以上产为目标的发展新规划，通过精细管理和创新驱动聚合发力，原油产量实现企稳回升，自营区产量两年净增20万吨，并呈现出良好的增长态势。
随着开发形势的不断变化，吉林油田借科技创新之势，大打稳产上产攻坚战。深入开展油藏再认识、规律再分析、效果再评价、潜力再研究和对策再制定工作，注重新认识、新方法、新技术的探索，依靠认识创新，找到规模新潜力。
截至2019年末，乾安地区致密油历经5年攻关，落实整装储量规模1.5亿吨，累计提交探明储量8830万吨，新增经济可采储量611万吨。累计建产能35.4万吨，年产油达到20.6万吨。
常规油突出示范引领，坚持集团化建井、深化提产技术攻关与一体化调整，低品位资源建产水平持续提高。海120集约化建井示范区提产降本效果显著，钻井提速10%，投资下降5%，应用“套管+桥塞+大规模滑溜水”压裂工艺，单井产量较设计提高50%，施工效率提高50%，压裂费用降低5.4%。木17综合调整示范区创新二次开发理念与技术，统筹新老井一体化研究，实施平台建井、集团化蓄能压裂、地面流程优化，区块总产量提高近3倍，采收率提高10.6%，技术的发展与完善带动了低品位储量有效动用。
在这场扭亏解困攻坚战中，吉林油田充分认识到，“坐吃山空”，只围着老区打转转不行；“喜新厌旧”，丢掉老区更不行。老区是吉林油田的压舱石，必须把老油田稳产作为天字号工程。通过强化油藏研究，深化注水治理，发展增产技术，强化精益生产。2019年，吉林油田老井自然递减率控制在11.3%，综合递减率控制在5%。
随着油田开发的进行，已开发油田陆续进入高含水阶段，平面、层间、层内矛盾突出，无效水循环日益严重。在严峻的形势下，公司始终把精细注水作为老油田稳产的重中之重，全力推进注水专项治理工作。通过加强地面水系统管理，确保水质达标。突出重点环节、关键岗位、重要设备的严格管控，做好水系统维保，注入水水质全面受控。出站水质达标率95.3%，井口水质达标率90.2%。
打破传统观念，多措并举完善注采关系。以满足单砂体挖潜为目标，实施各类完善注采井网工作量977口，增加老井日产油能力270吨。加强注采调控，确保宏观注够微观注好。加强专项治理，确保注够水，2019年扭转了近几年受井况等因素影响，注水量逐年降低的态势，同比上年增加130万立方米；精细注采调控、应用高效测试技术，确保注好水，有效注水合格率达到78.4%。典型引路、示范先行，针对短循环、强差异、弱驱替的问题，应用注、调、控、引等技术实施综合治理，开辟了11个公司级注水提效示范区，实施工作量1368井次，73%的示范区实现了综合稳产。
夯实注水基础的同时，吉林油田创新挖潜思路，攻关完善集团压裂技术，老井措施挖潜规模不断扩大。措施年增油达到18.8万吨，同比上年增加3.6万吨。大力推进停产井恢复工程，年度恢复油井422口，油井开井率提高2.8个百分点，日增油120吨；恢复注水井368口，日增注5700立方米。
在“开源”创效的同时，吉林油田不忘“节流”，强化精益生产。通过发展超薄套铣、套管液压整形、套管补贴等小修替代大修技术，5年施工438口，创效9632万元。发展带压作业技术，年施工1016口，减少泄压放水200万立方米，提前恢复注水307万立方米保障了水驱开发需求。推广机采系统优化技术，年实施7851口井，当年节电2700万千瓦时，机采能耗进一步降低。建成“大老爷府”和“木17”两类精益生产示范区，应用多项技术实现站外全面冷输、周期轮扫及井间无人值守，优化了劳动组织形式和管理方式，年运行费用降低15%。依托科研和环境监测，持续优化集输系统运行参数，累计应用常温集输流程油井6033口，占总井数的36.6%；吨液单耗对比2016年降幅达25%以上，3年累计节约天然气1.06亿立方米。深度应用物联网技术，工作效率与效益明显提升，采油时率提高了1.5个百分点。
在“稳油”与“降本”的同时，也要“争气”。2019年，通过实施勘探开发一体化、地上地下一体化、产供销一体化，吉林油田致密气效益建产实现多点突破。英台、德惠、苏家地区三年累计建产能2.2亿立方米，日产能力达到70万立方米。通过解放思想，深化地质再认识与强化气藏开发动态分析，长岭气田实现产量硬稳定。落实未动用储量60亿立方米，调整挖潜与科学调控相结合，长岭气田连续三年稳产6亿立方米。