吉林油田构建储层增产技术体系

截至6月10日，吉林油田试验和推广老油田集团压裂60个区块583口井，平均单井累计增油298吨，是常规压裂的1.5倍，最终产出投入比达1.8。

吉林油田已整体进入非常规勘探开发阶段，传统的建产模式无法满足油田发展需求。多年来，通过技术攻关与集成，吉林油田形成集致密油气、老油田常规油、页岩油等多种类型储层酸化、酸压、压裂为一体的储层增产技术体系。

建立以“增大改造体积、蓄能提压、渗吸置换”为核心的水平井蓄能式体积压裂配套技术，实现致密油产量和采收率双提高。吉林油田在水平井+体积改造理念的指导下，创新形成蓄能式体积压裂技术，在一定程度上用压裂手段实现了一、二和三次采油的目的。推广应用204口水平井，平均单井日产7.2吨，自喷率100%，自喷周期达500天以上，实现了乾246、让70区块效益开发。

攻关形成致密气藏“提高缝控程度、降低储层伤害”压裂配套技术，推动德惠、英台致密气效益建产和长岭致密气勘探突破。吉林油田致密气藏储层物性差、两向应力差值大，储隔层应力差异小，单纯依靠大排量改造易造成缝高失控、净压力降低，缝网形成难度大。油田通过纵向精细分层、多簇限流射孔等压裂技术，增大改造体积提高缝控程度，形成了非常规致密气压裂技术系列。近年来，在致密气现场应用80余口井，实现提产20%，降投资11.6%，效益建产能4.45亿立方米，并在长岭断陷沙河子致密气长深40井压后试气获得11.3万立方米产量，实现勘探突破。

建立低渗—特低渗油藏集约化整体压裂建产模式，提升老油田常规油产能建设效果效益。针对老油田资源劣质化和常规压裂效果逐年变差的难题，吉林油田加强重复压裂与开发方式结合，地质工程深度一体化融合，整合“蓄、扰、转、驱、调”多种技术手段，采取集团压裂调整的方式，进一步改善注采关系、发挥井网作用，通过整体设计、整体实施、全藏改造，实现区块增产、稳产或减缓递减。

形成以“近井解堵、深部改造”为目标酸化酸压技术系列。吉林油田各区块油水成分差异大、结垢特征复杂，单一的酸化解堵难以满足深部改造需求，酸化技术必须向“近井解堵、深部改造”的技术系列化发展。通过深化基础认识，近3年，吉林油田酸化解堵及酸压改造应用500口井以上，在降低材料成本20%的基础上，较以往提产25%，产出投入比保持在1.2以上，取得了良好的经济效益。