2024年，注定是吉林油田油气开发史上不平凡的一年。
这一年，吉林油田坚持目标导向，狠抓方案研究与运行组织，这一年，吉林油田持续深化老井挖潜，加快新区效益建产，松南天然气全年完成天然气产量7.8亿方，对比公司计划超产2000万方；这一年，吉林油田围绕“双碳”目标，加快构建“捕集、输送、埋碳、驱油”一体化CCUS产业模式，超额完成二氧化碳注入任务，累计增油45.2万吨。
“低渗透、低丰度、低产出”，从来不是束缚高质量开发工作的理由。“守住老区稳产这一基本盘，锚定效益开发目标不动摇。”这是吉林油田油气开发战线2024年最真实的工作写照。
“两率”提效成效显著，稳产基石全面筑牢
吉林油田围绕效益增储这一核心，坚持“控制递减率”和“提高采收率”两条主线，围绕“平面、层间、层内”三大矛盾，贯彻落实压舱石工程“五重”技术理念，实现老油田稳产水平持续提升。
精细有效注水，开发管理提效
吉林油田坚持“点弱面强”注水理念，突出主力油田精细分析和精准调控，系统完善注采井网，加大井况与分注治理，完成综合治理923口。加大调堵规模控制无效水循环，日减无效产水1637方。定型推广全通径分注和高效测试，有效注水合格率80%。常态化开展注水一条龙管理，注水开发管理水平再上新台阶。
精益措施挖潜，助推稳油增效
吉林油田以降本增效为导向，突出长效措施增产主导地位，措施安排向成本低的单位和项目倾斜，超前164%方案储备建立项目池，全年累增油17.9万吨，超计划1.3万吨，经济有效率69.2%，高于奋斗目标0.2%。
突出整体布局，压舱石示范项目有序推进
在大情字井油田，吉林油田高效组织集团公司“压舱石”工程，重点抓好注水综合治理、长效措施增储增效、CCUS一体化效益建产，全年生产原油51.8万吨，同比增产2.2万吨；针对“三新”地区，吉林油田重点抓好老区精细水驱调控、大平台调整+融合新能源降本效益建产，自然递减同比减缓0.3%，采收率同比提高0.2%。
原油达标效益建产，效益开发赢得主动
事前算赢、事中干赢、干后保赢，这是吉林油田做精效益建产“增量”的三大“法宝”。围绕提质增效工作总体安排，吉林油田坚持全过程投资管控理念，推动原油达标效益建产取得实质性进展。
事前算赢，强化源头控制
为确保投资持续正向拉动，吉林油田坚持“大平台集约化开发+新能源融合降本+两化转型提效”建产模式不动摇，产能类型突出常规油，产能区域突出低成本油田，多轮次优化实施方案，2024年安排产能20.4万吨，百万吨产能投资75亿元，降幅达10%。
事中干赢，精细过程管控
吉林油田加强厂院项目组一体化随钻跟踪，及时更新地质认识及储层预测模型，优化井位及实施顺序，平均钻遇有效厚度超设计4%；持续推广多专业深度融合控投降本技术，通过低成本高强度低密度水泥应用、平台一机双井举升、抽油机利旧等节约投资4516万元。优化压裂方案设计，规模应用工厂化集团压裂施工，优化压裂液体系和压裂工具，节约投资1602万元。
干后保赢，强化投产后跟踪优化调整与后评价
吉林油田建立多维度、多专业、多层级、全过程的投产后管控机制，及时优化注采方案和生产制度，强化未达标井原因分析与对策研究，全年完钻562口，建产能21万吨，可评价井日产油1.51吨，达到设计日产的106%。
锚定“保八争十”目标，气田稳步提产增效
吉林油田坚持松南老区天然气“保八争十”奋斗目标导向，通过老井精细管理控递减、措施方案升级把关提效果、创新天然气周会提效率等有力措施，产量形势总体可控，开发指标持续向好。
深化老区老井挖潜，筑牢松南稳产基本盘
吉林油田持续加大老井维护力度，推广应用自动化泡排31井次，持续拓展老井挖潜技术，大修复产等多项试验获得突破，长岭矿权线提压全部实施，新增措施年增气5000万方，创历史最好水平，老井综合递减率控制在14%，较去年同期减缓5.1%。
着眼新区新资源，谋划达标建产新途径
吉林油田深化效益建产方案研究，多轮次、多专业、多部门联合优化，创新应用小井眼钻完井技术+一体化总包市场化降价模式，实现了总部年度框架的6口井投资实施7口新井，产能指标完成总部计划的112.5%，龙深气田平均单井日产较方案设计提升6.1%。
推进储气库达容达产，拓宽创效新渠道
吉林油田落实专题例会制度，系统研究历史注采动态规律，攻关配套扩容酸化、激动放喷、提压增注技术，新增注气能力30万方，全年注气2.85亿方，超总部下达计划2516万方。同时，长春储气库可研方案顺利通过油气和新能源公司复核，为项目顺利推进打下良好基础。
CCUS效益推广，采收效率再次提高
围绕“双碳”目标，吉林油田加快构建“捕集、输送、埋碳、驱油”一体化CCUS产业模式，CCUS产量规模逐年提升，全年实现注气41.8万吨，完成年计划的110%，提高采收率26%以上。
强化顶层设计，发挥战略引领作用
吉林油田久久为功绘制发展“蓝图”，在《松辽盆地吉林油区400万吨CCUS规划方案》基础上编制了《松辽盆地吉林油区CCUS开发概念设计方案》《吉林油田100万吨级CCUS全产业链示范工程方案》等，完成《吉林莫里青油田伊59区块CCUS-EOR先导试验方案》咨询与修改，为全面打造CCUS+效益发展升级版筑牢制度根基。
精细注采调控，气驱效果持续向好
吉林油田高效推进注汽能力提升工程，对现有7个二氧化碳驱主要注入区块定期开展动态分析，持续优化注汽速度，促进注汽均匀见效。黑79北小井距试验区核心区提高采出程度26.1个百分点，黑125区块日产油是标定产量4倍，黑79南区块日产油是标定产量2倍。
超前科研攻关，加快技术储备进程
吉林油田致力于二氧化碳驱高注采工艺、采出工艺关键技术研发，井下智能分层注汽、连续油管分层注汽工艺已进入现场试验阶段，以“气举、助抽、控套”和“机抽—自喷”两套一体化工艺技术有效保障了二氧化碳驱油井平稳生产。同时，有序推进设备国产化替代和现场适应性评价，国产压缩机设备试验已正常运行1万小时以上，柱塞式机械传动密相泵3月投产试运，目前运行正常。
