截至7月1日，吉林油田英深3-3井累计产气超过1000万立方米。从去年7月3日进系统生产以来，该井日产均保持在2.5万立方米，按照当地气价计算，创收2200万元以上，取得了投产次年收回成本盈利的好成绩。标志着松南气田效益建产走出新模式，为吉林油田“低压、低产”致密气藏效益上产提供了“西部方案”。
英深3-3井是吉林油田在龙深气田中央凹陷区部署的1口评价井。此区块发育层系为营二段火山碎屑岩，属于典型的密度大、埋藏深、开发困难的致密火山岩气藏。
龙深气田自2012年开发以来，尝试多种手段。初期探评井多采用常规试气，直井产量低、稳产差。2012年至2020年开展了一系列大规模提产先导试验，虽然实现了产量的突破，但却存在单井投资大、累产低、效益不佳等问题。
2023年开始，吉林油田从顶层设计到具体实施整体转变观念，以效益为中心，采取创新市场化总包模式。3月8日英深3-3井开钻后，吉林西部油气新能源公司克服设备短缺、春耕道路协调难等问题，历时49天完钻，创造吉林探区评价井钻井周期最短纪录，投资降幅达32%。固井施工中，创造了吉林油田5个“第一次”即第一次使用玻璃微珠水泥浆体系、第一次气井使用泡沫低密度固井，第一次气井固井使用压裂车组替量，第一次全井段最长4400米一次固井完成，第一次由八家单位联合作业。采用“多簇限流射孔+三段式缝网压裂+多级暂堵转向技术”实施压裂，取得较好的效果。
根据英深3-3井探索出气井效益开发的有效方向，吉林油田采取整体部署、评价先行、分步实施的开发策略。今年上半年，在中央凹陷区部署开发井5口的同时，选取北部斜坡区部署评价井英深3-16井，目前日产达3万立方米，为下步斜坡区建产提供有效依据，逐步实现龙深气田探明区已动用储量的效益开发动用。
下一步，吉林西部油气新能源公司在继续气藏认识、顶层设计、项目实施等过程中牢牢把握效益产量工作思路，通过一体化模式建设、技术创新的双重驱动，在百亿立方米级的龙深气田中继续寻找最优答案，为松南气田“保八争十”及地方经济繁荣作出更大贡献。
