今年上半年，吉林油田乾安采油厂大情字井油区完成压裂、补孔、大修等各类工作量147井次，完成年计划的62.5%，全区域累计生产原油已完成计划的115%，完成全年计划的57.1%。作为集团公司松南效益稳产的“压舱石”工程，吉林油田主力生产区——乾安大情字井油区稳产形势向好，充分发挥了老油田助力稳产作用。

  据了解，2022年，集团公司将吉林油田大情字井“压舱石”工程列为松南效益稳产的重点工程。旨在发挥老油田稳产作用，建立良好的油田开发秩序，厚植油田开发基础，增强企业发展后劲，实现高质量发展。吉林油田结合采区实际，不断调整开发策略，以效益产量为目标，以重新评价油藏、重选技术路径、重构层系井网、重调油藏流场、重组地面流程的“五重”技术路线为指导，以注水二次采油和注气三次采油的“二三”结合模式为路径，稳步推进“压舱石”工程。

  去年四季度以来，作为主力生产区的乾安采油厂通过加强欠注井治理、层段优化、方案调控、井网完善、水质治理，开展措施工作量856口井，实现产量、含水稳定。为防水窜控套损，他们在21个井组实施层间轮注和间开间注，效果明显。在分注井组实施层间轮注，为规避水淹风险，对水淹层实施长停短注，其余小层常规注水；对无法分注的井组实施间开间注，促进弱势方向油井见效。同时，在黑56区块开展5口青二段停注试验，井组产液量、含水下降，日产油上升。通过狠抓注水，大情字井油田注水量稳定，油井日产液上升，日措施增油达10吨，自然递减和综合递减减缓、含水上升率下降、地层压力平稳。截至今年上半年，稳升区块已达15个，稳升率88.2%。

  乾安采油厂还在加强新井跟踪调整上下功夫，产能建设见到显著效果。这个厂今年新投产的黑96区块共有7口油水井，钻遇率好于预期，目前平均日产油4.2吨，含油性好于老井及控制井，今年下半年部署6口控制井进行潜力扩边。同时，通过开展低成本清水压裂，对差储层实施重压9井次，单井日增油0.3至0.8吨。今年以来，为提高油田采收率和储量动用率，吉林油田紧密围绕油区实际，聚焦乾安采区青一段优质储量，依托CCUS转型发展，坚持主体区块协同推进，内部水驱治理和边缘低饱和度资源外扩建产。

  在总体布局上，这个厂整体以黑46循环注入站及黑47注入站为中心，重构地面流程，统筹气源供给与注入能力，先实施丰度高、分布集中的优质区块，逐步向周边辐射。在试验思路上，坚持以CCUS终极目标为战略引领，试验区水驱调整过渡阶段，重点完善井网井况、改善纵向剖面、优化注采系统、恢复地层能量，建立水驱治理转二氧化碳驱标准化工作模式，示范带动CCUS扩大推广。吉林油田还提前3年开展井网调整，目标水驱采收率由19.3%提升至24.2%，气驱提效阶段比计划再提高20%以上。同时在黑89区块外前缘开展水平井CCUS能量补充试验，拓展应用领域；在青一段上部油藏葡萄花、青三段、青二段寻找甜点建产形成有效补充。

  据乾安采油厂总地质师郑雄杰介绍，截至6月底，他们已在大情字油田优选出2个试验区，分别是外前缘黑89区块水平井能量补充先导试验区，和西部斜坡重构层系井网“二三”结合先导试验区。其中外前缘黑89区块水平井能量补充先导试验区，投产后衰竭开发，递减快、效益差，需要通过试验引领，提高外前缘整体开发效果，今年开始试验，4年后产量达到峰值，单井日产可上升到7.7吨，预测提高采收率10个百分点。另外在大情字井油田西部斜坡重构层系井网开展“二三”结合先导试验，主要针对西坡3个矛盾突出的主体区，立足CCUS终极井网方式，提前3年实施水驱综合调整治理435井次，破解水驱阶段矛盾问题，预计水驱采收率由19.3提升至24.2%。

  下一步，吉林油田将持续夯实大情字井油田效益稳产的压舱石根基，并通过深度融合清水压裂提产，进一步持续开展水驱综合治理完善井网；层段调整优化注采结构，进一步明确高含水井组层间调控方法，扰动地下压力场，实现效益挖潜。