吉林油田实现“三分天下”战略目标，打赢本质扭亏攻坚战，松南老区效益稳产仍是“压舱石”。直面松南老区历经六十余载勘探开发，资源劣质化持续加剧的严峻形势，吉林油田广大科研工作者牢固树立效益发展意识，坚定“老区不老”信心，立足稳产形势及资源潜力分析，不断优化松南产量规模及措施结构，突出原油稳产增效，加快天然气上产提效，从而确保了“老出新”，为老油田转型发展插上了“逆龄”起飞的翅膀。
推进原油效益建产
聚焦老区二次开发效益导向，进一步优化全年产能建设实施规模。截至8月末，495口完钻井平均钻遇率达103%，平均日产1.8吨，高于设计34%。同时，将新建产能与老区治理协同推进，一改原来的零敲碎打模式为一次性整装部署，确保平台规模建产示范区效果效益再提升。其中，新119大井丛迭代升级建产工程现已投产2口井，日产油稳定在1.8吨左右；推广庙20高效二开模式，锁定南部主控断层与岩性变化带夹持有利区，优化“大井距、小排距”缝网协同改造方式，井数下降了24%，实现了少井高产目标。充分发挥老油气田压舱石作用，统筹推进老油田压舱石工程试验方案。重新梳理调整老区内部情况，创新乾安老区低效集中治理、新立老区大平台全面替代、红岗S油井排间加密重构、扶余老区“一套半”经济性加密重组四类层系井网重构新模式，让老油田重焕“青春”。其中，在新立老区大平台实施Ⅳ区块变流线调整试验，在精细流场表征基础上，部署两个平台试验井40口，目前已完钻32口，整体水淹水洗程度低、中弱水淹层厚度达到一半以上，验证了老区调整的可行性。目前，正进一步在“景观带”推广部署6个平台、137口井，确保实现提高采收率8%的目标。
实现天然气稳产增效
勘探评价开发一体化，实现高效部署多点开花。其中，德深25井营一段火山岩试气获突破，产量实现4.4万立方米/天。风险勘探取得新进展，府探1H水平井顺利完钻，箱体钻遇率达96.1%，气测显示活跃，展现良好勘探前景。聚焦长岭气田“压舱石”工程，有序推进火山岩气藏CCUS-EGR重大开发试验研究，优选试验有利目标区，完成了300平方千米精细构造解释及火山体刻画，建立储层精细三维地质模型，落实气藏边界、内部断层及盖层密封性较好，气藏各项条件有利。进一步扩大储气库调峰能力，加快绿色转型发展步伐。对双坨子主体区开展注采气能力评价，部署调整井1口，可实现3000万立方米库容有效动用，并针对外围开展建库可行性研究；长春储气库建设中，通过深化建库层纵向连通性认识，不断优化井网部署，重新评价上限压力，预计可实现投资压降近亿元。
