吉林油田油气产量当量连续四年超产

　　吉林油田油气生产再传捷报，2021年全年油气产量当量494.9万吨，其中，原油407万吨、天然气11.03亿立方米，较集团公司下达的年度计划超产5.2万吨，同比增加8.8万吨，实现连续四年超产。

　　2021年，面对新冠肺炎疫情、超长时间洪涝等一系列困难及资源劣质化加剧、稳产上产难度加大等被动局面，吉林油田超前谋划、科学摆布、优化运行、精准管控，全力以赴抓稳产、抓增长，从而圆满了完成各项目标任务，实现了“十四五”良好开局。

　　大力实施高效勘探

　　突出勘探龙头地位，以发现效益储量为核心，加强成熟区精益勘探、突出富油气区带精准勘探、加大新区新领域风险勘探，多措并举扎实推进高效勘探抓储量。全年提交探明地质储量石油2311万吨、天然气145亿立方米，新增石油技术可采储量302万吨、天然气技术可采储量42亿立方米。页岩油勘探、中浅层精细勘探均取得新进展。

　　其中，黑页平4井和黑页平5井试油自喷日产超过10立方米；中浅层落实效益建产区块5个。外围盆地预探取得重要突破，昌古2井、方正26井试油分获日产52.8立方米和20.8立方米，成为新的效益储量目标区。鲍家、梨南、长岭等致密气勘探创造新水平，有力支撑了天然气增储上产。期间，始终以效益勘探为核心，优化方案部署，严细井位论证，严格深井管控，严管井位质量，从源头提高勘探效率和效益。全年探井成功率72%，试油获得率50%，商业油流获得率36%，油气综合发现成本2.69美元/桶。

　　全面推进低成本开发

　　面对疫情、洪涝、暴雪以及限电影响，细化油藏经营工作方案，科学调整工作节奏，多轮次优化效益建产方案，深入挖掘有效注水、措施增油和开发管理等各方面潜力，促进资源、储量、产能、产量及效益的总体平衡，全面实现高水平效益稳产。结合开发现状，继续大力推进“双十”工程和“三提”工程，不断完善单砂体注采井网，强化精细注采调控，发展第四代精细分注工艺，强力推进重点区块综合治理，老区稳产水平持续提升。坚持效益排队、优化产能部署，提升方案源头效益，提升产能建设效果。

　　其中，突出抓好新215、民47等重点区块产能建设，超前完成重大地面调改工程八项。全年自营区原油同比增加12万吨、合资合作区生产原油超计划1万吨；新建产能37万吨、平均单井日产超设计16.7%；自然递减率11%、同比减缓0.3个百分点；措施增油27.4万吨、占老井产量9%。

　　全力推动天然气产销储一体化

　　积极应对春季需求放缓、冬季保供压力加大等各类挑战，精准施策，稳定老区、挖掘产量，快上新区，打造增量。针对长岭气田气井高产液、低产、低压等开发矛盾，突出抓好营城组调整挖潜，充分发挥气井产能，综合递减率控制在10%以内，长岭气田继续保持稳产水平。

　　突出助排和提压两项主体增产技术，攻关气水同层动用、蒸汽脉冲解堵、解水锁等试验，全年增气量0.9亿立方米，措施增气量创历年新高。在新井工作量不断压减的不利形势下，以德惠致密气为主战场，地质、工程、地面一体化高效推进，德惠地区建成2亿立方米产气区，推进两优化、两超前产建，新井产能贡献率达46%。同时，新老井并重、立体协同推进，双坨子储气库完钻新井9口、处理老井16口，提前一个注气期运行，具备调峰保供要求。（吉林油田）