（记者 刘晓娣 通讯员 李丽娟）截至6月18日，吉林油田在川南配置区已开发63口页岩气井，4年来累计产量较流转之初增长了55倍，实现了页岩气阶段性规模效益建产。
川渝地区页岩气埋深大、构造复杂，地层漏溢风险高。吉林油田将川南页岩气开发作为增储上产的重点领域，加大勘探开发力度，攻关开发难题，强化过程管控，加快页岩气效益建产步伐。
在增储上产方面，吉林油田基于川渝多年的评价开发基础，结合资源及储层品质特征，按照“先期评价—先导试验跟进—分区分向斜扩大试验—规模开发”的思路，采用大井丛水平井平台建产开发理念，深化地质工程一体化研究，充分发挥创新驱动作用，大打页岩气增储上产攻坚战。4年来，吉林油田以提高单井产量和EUR为核心，勘探开发全面提速，落实了Ⅰ类A区效益储量规模。
在地面建设方面，吉林油田坚持“总体布局、分期建设”技术路线，持续推进“六化”模式深度应用，高效推动地面配套建设步伐加快。依托“IPMT+监理+EPC”建设管理体系，设计、采购、施工全链条协同，川南骨架管网工程工期较同类项目提前9个月。同时，通过数字化技术赋能，支撑深层页岩气“快速建产、高效投产”的开发目标落实落地。
在提质增效上，吉林油田狠抓设计源头，以单井投资控降为核心，通过钻前、钻井、压裂试油、地面四大方面协同降本，标准井工程投资降幅超7%，实现了深层页岩气投资大幅降低。同时，积极建立前后方“大协同”管理模式，依托数字化指挥平台，建立“30分钟响应圈、2小时处置圈”快速协调网络，各场站安全管控实现了从单点防御到全域联动的转变，生产效率显著提升。