截至7月9日，吉林油田龙深气田英深3-3井投产一年累计产气超千万立方米；英深3-16井投产后，日产气量稳定在3万立方米以上，标志着吉林油田低成本适用技术和5寸套管小井眼井气井技术试验取得实质性成果。

由于龙深气田营城组致密气未动用储量大，2012年至2020年，吉林油田开展了一系列大规模提产试验，虽然实现了产量突破，但高投入、低累产成为制约该气田实现效益增储上产的“绊脚石”。2023年以来，吉林油田不断寻求技术突破和管理创新，龙深气田实现效益动用。

低成本适用技术控投降本。2023年，吉林油田从顶层设计到现场试验整体转变观念，以实现效益建产为核心目标，在龙深气田部署了1口评价井――英深3-3井，开展低成本适应性技术探索和试验。应用强抑制、强封堵钻井液，在钻井过程中提前采用随钻堵漏材料，制定不同漏速下的堵漏预案，依托精细管理，在龙深气田二开阶段实现了技术突破，钻井周期由前期的90到100天缩短至50天以内。压裂以三段式改造为基础，以“适液多砂”为基本设计理念，科学设计压裂参数，优选低成本材料，使单井压裂成本大幅降低。通过钻压技术升级与方案优化，配合市场化总包，单井投资大幅下降。

“一体化管理+市场化运作”让潜力资源“动”起来。为进一步提高龙深气田开发效果，吉林油田采取整体部署、评价先行、分步实施的开发策略，推进工程总承包。2023年11月，在龙深气田部署英深3-16井，同步开展小井眼井钻采配套工程技术试验，争取进一步降低单井投资。

英深3-16井是吉林油田首口钻头尺寸为168.3毫米的二开小井眼气井。施工过程中，吉林油田创新建立以满足气藏改造需求为核心、以综合效益最优为目标、钻采工程一体化交互优化的方案设计模式，优化钻井方案，同时启动钻井压裂工程总包的市场化运作模式。在前端钻井采用小井眼和井深结构优化、钻井提速等技术手段，实现源头降本；在后端压裂，以“增大体积、降低伤害、控制成本”为核心，现场试验进行大排量、暂堵等技术对比。这既保证了良好的实施效果，又不用增加投资，进一步深化了技术经济一体化，也落实了钻压一体化方案优化、小井眼气井开发的理念。英深3-16井的成功实施，标志着吉林油田二开小井眼配套工程技术成功应用，最终形成了适用于松辽盆地南部地区的小井眼建井配套工程技术，探索出气井效益开发的正确方向，单井投资降低500万元。今年，吉林油田结合“一体化管理+市场化运作”及应用小井眼配套技术系列，在龙深气田凹陷区实施开发井5口。

下一步，吉林油田将继续依托井筒技术升级和管理提升，有效动用松辽盆地南部致密气资源。