2月29日记者了解到，吉林油田坚持“集团压裂技术+一体化研究”模式至今已有5年，助力老井压裂经济有效率提升至70.6%。吉林油田在技术“源创新”上下功夫，推动原始创新、集成创新、开放合作创新一体化，取得了较好的应用效果。

松南油气压裂提产降本增效技术成效显著。2023年，吉林油田攻关勘探评价压裂技术体系，对页岩油开展不同岩相力学特征研究，形成以簇为对象的精细体积压裂技术；对致密气以“增体积、降伤害、控投资”为目标，通过“甜点差异改造+低成本材料”技术，有效控制压裂成本，压裂后，产量提升50%，采气工程成本降低32%。在技术应用过程中，吉林油田还结合储层特点，不断完善压裂技术对策，以达到更好的开发效果。通过完善集约化整体压裂建产模式，定型两项压裂核心技术，新井产量较设计提高20%，百万吨产能采油投资较前期降低13.3%。

川南页岩气压裂排采技术基本配套。针对川南页岩气特点，吉林油田初步形成自主化深层页岩气体积压裂技术模式。其中，自主优化的“密切割+复合暂堵+提砂控液”压裂技术做法，使关键技术指标更优；创新一体化套变防控做法，形成套变预警及应急处置方案，有效降低压裂丢段率。为提升川南采区新井全周期排水采气效果，吉林油田建立全新技术路线，通过返排期合理动态调整，有效控制了出砂等伤害，使稳产期实现合理配产。

智能注采技术实现跨越式进步。首先，智能举升技术实现完整技术流程控制。吉林油田自主研发智能举升控制技术、智能管控网络平台等，实现油井生产数据动态监测、工作制度实时调整、分析管理远程控制。2023年，新立1号平台示范区10口井应用一系列智能举升技术后，平均泵效提高20%，节电45%以上。其次，智能注水技术与新能源生产结合。基于新能源供能特点，吉林油田实施短周期间歇注水模式，绿电生产多时多注水、绿电生产少时停注水或少注水。2023年，吉林油田在新立采油厂选取2口井，开展为期5个月的不同注入速度的间歇注水试验。结果证明，间歇注水后，近井地层不受伤害，水驱效果未受影响。此成果与新能源技术融合后，日用电成本降低60%以上。

同时，老油田调控技术向降自然递减、提高采收率迈进。松南天然气“一井一策”全覆盖措施大表发挥积极作用，注采集输一体化腐蚀防护取得阶段性成效。下一步，吉林油田将进一步打造工程技术利器，助力更好稳产提效。