截至6月20日，吉林油田利用半年时间，系统评价了川南深层页岩气与松南致密气全生命周期生产动态规律，深挖排水采气关键技术要点，开展理论研究与现场试验。排水采气在川南新区与松南本土均取得了阶段性进展。

    川南深层页岩气对比邻区中深层页岩气，具有递减快、中后期产液量高、排水难度大等特点。吉林油田油气工艺研究院项目组技术人员深入分析页岩气井产积液动态变化规律，形成了气井产状精细评价方法，有效指导了页岩气井合理化配产、泡排等措施的合理介入时机。

    松南本土以英台、德惠气田为代表的致密气老井经过多年开发生产，当前已普遍进入低压低产阶段，急需经济适用的排采措施有效介入，促进气井长效稳产。项目组技术人员优化“一井一策”的排采工艺优选大表，推广应用致密气全生命周期效益排采技术模式，形成特色技术体系。

    今年，吉林油田在松南老区初步建立致密气自动化泡排示范区，形成生产数据实时监测、加注效果动态分析、加注制度远程调控的自动化精细调控泡排工作模式。在德惠地区的4口井开展“速度管柱+泡排”试验。措施后，月产气量由递减2.3%至8.5%转为增加1%至2.9%，措施稳产效果显著。在英台3口深层低产气井开展“间开+泡排”试验、2口井开展大修重新完井气井泡排试验，单井日增气1000至4000立方米，实现了效益挖潜。

    下一步，吉林油田将持续推进多类型气藏全生命周期效益排采模式的应用与拓展，形成实用、高效、低成本的技术体系，为吉林油田综合稳产提供坚实的技术保障。