递减率超50%、内部收益率（IRR）低至-4%：快采快掉导致越采越亏。

 

吉林油田龙深气田以深层致密气为主，具有“低孔、低渗、低压、低丰度、高温、深埋、改造难”的地质特征。2012年至2019年，该气田以提高单井产量为核心，采用传统三开井身结构开展大规模开发，单井平均投资较高，钻井周期长达90天。为追求初期高产，采用粗放式放压生产，气井递减快，递减率一度超过50%，单井平均累产仅为1000万至1500万立方米，IRR低至-4%。仅靠单一提产无法实现致密气效益动用，加之工程化总包模式无法压降开发成本，导致探明地质储量长期闲置。2020年至2022年，该气田的勘探评价工作基本处于停滞状态。

一体化统筹，全周期管理：延长气井寿命怎么干？

 

2023年，龙深气田重启建产工程，针对未动用储量区进一步优化工程方案。针对该区块深层致密气地质特征，推动实现“三个一体化”：地质工程一体化，打破专业壁垒，实现“地质指导工程、工程反哺地质”闭环优化；钻压采一体化，将钻井、压裂、采气作为系统工程整体设计实施；技术经济一体化，以全生命周期效益为核心，摒弃片面追求初期高产的思维，实现单井最终可采量（EUR）最大化。

 

从技术层面而言，创新二开小井眼钻井技术，可使钻井周期缩短50%，从源头大幅控投降本；研发三段式缝网压裂技术，可使储层改造体积增加35%，把致密储层里的气有效解放出来；建立全生命周期控压生产技术体系，可以大幅提升气井稳产能力和单井采收率。

EUR提升50%、降本40%：储量接替率达2.18，跑出加速度。

 

英台模式的诞生，正是源于英深3-3井的成功探索。通过优化钻井、压裂方案与精细化保压控速生产，实现了致密气效益开发的关键突破：钻井周期缩短至49天，单井投资降幅超40%；投产初期实现日产气3.8万立方米，投产次年即收回全部投资；目前日产仍稳定在1.8万立方米，单井EUR达0.45亿立方米，增幅达50%，IRR达11.58%，成功破解了松南深层致密气长期无法效益动用的难题。

 

英深3-3井的成功验证了英台模式的可行性，为吉林油田“十五五”天然气上产奠定了基础。继该井之后，龙深气田已经成功部署10口同类气井，钻井周期进一步缩短至41天。

做大分子，稳住分母：储采比的账该怎么算？

 

美国证券交易委员会（SEC）评估的核心逻辑是：只有能赚钱的储量才叫储量。从这个角度来看，英台模式的价值不在于找到了多少新储量，而在于运用现有的经济技术手段，让已探明的储量真正释放出经济开采价值，重新定义“什么储量值得采”。

 

龙深气田早期的困境正是卡在这一关——探明储量因单井投资高、EUR低而长期闲置，按SEC标准只能被划在证实储量之外，储采比自然难以为继。英台模式恰恰抓住了这条逻辑链的两个关键节点进行破局。【详细】