盛夏的查干湖，水草丰茂，油井、风机、光伏板交织，绘就黑土地能源生机图。年初以来，吉林油田锚定松南油气产量奋斗目标，坚持效益导向，深挖资源潜力，稳油增气、提质增效、开发管理成果斐然，核心指标全线飘红。

  据开发事业部相关负责人介绍，吉林油田上半年松南油气产量顺利实现“双过半”。原油和天然气综合递减率同比分别减缓1.6%和0.4%；CO₂注入量完成全年计划的59.5%；储气库注采气量均超额完成阶段目标，效益开发态势持续向好。

  立体开发，激活资源潜力

  公司牢固树立效益建产理念，强化全生命周期管理。为满足低品位资源效益建产需求，吉林油田持续深化大平台建井理念，完善“厂院级、专家级、公司级”三级审查管理制度，强化源头投资控制，多专业多轮次优化实施方案，高质量储备2026年产能方案41.7万吨；攻关提高单井产量技术，强化投产后跟踪优化调整与后评价，截至6月底，完钻404口井，建成产能12.7万吨，可评价井日产达设计目标的132%。

  老区治理，焕发稳产活力

  公司以效益增储为核心，聚焦“自然递减率必须降低和水驱采收率必须提高”的主线，油水并重全面提级注水管理工作，即转变观念抓注水、聚焦油藏抓注水、紧盯关键抓注水、强化管理抓注水，月度通报检查打分情况、例会推进问题清单、工作清单落实落地，全面构建了“从上到下、齐抓共管”的注水开发秩序。上半年完成重点专项治理任务的70.2%，井点利用率提升0.5%，宏观注水量同比提升0.7万方，自然递减率同比减缓0.3%，老油田稳产基础持续夯实。

  天然气开发，夯实上产根基

  锚定“十五五”松南天然气“保八争十”奋斗目标，转变理念，由“高投入提产做加法”转为“控投降本做减法”，持续攻关地质工程一体化提产降本技术，突破了致密气效益动用瓶颈，龙深、鲍家落实效益可动储量，可有效支撑近两年效益建产；老气田稳产提效再实践，突出已开发气田精细管理和深化挖潜，着力提高采收率、控制递减率，全力推进长岭气田地面、地下一体化调改，2024年首次实现了综合不递减，初步形成了“保八争十”资源有基础、上产有保障的良好局面。多措并举推进储气库扩容提产，注采能力较去年同期提升8%，调峰保供能力显著增强。

  CCUS技术，锻造产业优势

  围绕打造松辽CCUS/CCS区域产业集群目标，吉林油田重建CCUS工作秩序，积极推进注气能力提升建设，优化完善大情字井油田二期开发方案，精细注采提高气驱效果。公司定期召开动态分析例会，通过采取“水气交替优化、泡沫聚合物调剖、气窜通道封堵、流压控制”等方法制定提效对策，黑125区块日产油达标定产量的4倍。在重大开发试验方面，长春岭稠油热采等3项公司级试验稳步推进，扶余驱调一体化等6项厂院级试验同步孵化。

  管理创新，驱动提质增效

  公司领导挂帅，开发牵头，相关部门、科研单位及油气生产单位配合，成立负效单元工作专班，将工作重心由“堵漏洞、补短板”转向“结构调整、要素优化、技术提升”上来，构建合理的产量、成本和资产结构，聚焦量效双增核心目标，共同推进负效井区综合治理工作，深化业财融合，打造提质增效2.0。上半年重点负效井阶段消减70.2%，消减井数917口。坚定“一切油井皆可挖潜提效”理念，建立低成本采油管理新模式，老井立足系统挖潜，新井强化源头控制，上半年实施节能措施1.36万井次，节电3170万度。推进机采提效技术融合应用，在红岗大208区块形成“躲新峰、填新谷”设计模式；新木低效井依托“可视化诊断、标准化设计、一体化治理”，泵效提升4.3%，系统效率提升2.1%。