3月19日，松辽平原依旧春寒料峭，残雪覆盖着田野，吉林油田龙深气田生产现场气温低至零下9摄氏度。采气区副区长牛壮和维修班长张靖宇，蹲在气井旁仔细排查管线冻堵隐患，寒风刮在脸上生疼，两人却丝毫不敢懈怠。

“这天气忽冷忽热，咱这口‘宝贝井’可不能出问题，必须看紧了！”牛壮盯着设备参数，语气坚定。张靖宇笑着说：“可不是嘛，这井是咱们的‘摇钱树’，全队的效益都靠它撑着。”

他们口中的“宝贝井”，正是英深3—1井。这口井堪称吉林油田致密气开发的“明星井”，目前已连续运行275天，累计产气量突破1500万立方米，投产仅183天就实现产气千万立方米，不到一年便收回全部投资，成为油田致密气藏开发史上投资回收最快的井，如今已迈入纯效益生产阶段。

可谁能想到，龙深气田这片深层致密火山岩气藏，曾是块难啃的“硬骨头”。气藏具备“低孔、低渗、低压、低丰度、高温、埋藏深、改造难”的复杂特性，传统开发模式下，单井投资高、产量低、效益差，2012年—2020年，多次提产试验都因成本效益矛盾未果，部分区块迟迟无法有效动用。

困境面前，吉林油田摒弃传统思路，打响气田开发变革攻坚战，凭借两大“法宝”破解难题，打造出硬核“龙深模式”。

创新推行“地质工程一体化+市场化总包”模式，打破部门壁垒，多专业协同优化方案，从钻井设计到压裂施工全环节控成本，单井投资大幅压减，同区块英深3—3井投资直降1100万元，区块内开发井单井平均投资控制在2000万元左右，从源头实现降本增效。

同时，摒弃粗放“放压生产”，采用“全生命周期控压生产”技术，建立生产动态数据库实时监测，精准制定配产方案，分阶段动态调控，让气井稳产更持久，单井采收率提升40%。英深3—3井投产两年多，日产气量依旧稳定在1.8万立方米，高效生产势头不减。

如今，从英深3—1井一马当先，到英深3-3井稳扎稳打，“龙深模式”已然成熟可复制。不仅破解了致密气效益开发难题，更为老油田可持续发展蹚出了新路径，寒风中的气井轰鸣，正是吉林油田攻坚创新、稳产增效的生动注脚。