3月7日，吉林油田已编制完成集团公司第一个20万吨CCUS-EOR（二氧化碳捕集埋存与提高采收率）开发方案，顺利通过板块专家组审查。目前正在加快组织方案优化及现场实施准备，同时组织编制《大情字井油田百万吨CCUS规划方案》。

　　吉林油田用30年的时间探索攻关，创新形成了陆相油藏CCUS-EOR全产业链配套技术系列，建成了国内首个全产业链、全流程CCUS-EOR示范项目。该项目是全球正在运行的21个大型CCUS项目中唯一一个中国项目，也是亚洲最大的EOR项目，覆盖地质储量1183万吨，年产油能力10万吨，年二氧化碳埋存能力35万吨，累计埋存二氧化碳225万吨。

　　进入新发展阶段，吉林油田将依托大情字井油田驱油核心区，优化源汇匹配，升级管控手段，持续完善CCUS1.0版本。同时，融合新能源，依托智慧化手段，拓展驱油和埋存区域，高标准打造CCUS2.0版本，建设国内首个绿色低碳油田开发基地。

　　构建全流程CCUS产业链——规模化工业应用快速推进

　　在打造CCUS-EOR技术创新基地的实践中，吉林油田针对二氧化碳驱油与埋存关键技术问题，从基础理论研究、关键技术研发、配套技术集成优化等方面首次系统开展一体化攻关，创新形成了精雕细刻的油藏模式、精益求精的注采模式、精打细算的地面模式、精准高效的防腐模式、精心管控的生产模式。这一“五精”CCUS全产业链配套技术模式目前处于国内领先水平。与此同时，还形成了产学研一体化CCUS全产业链专业人才团队，定型了CCUS全流程工艺模式与核心装备。

　　据统计，吉林油田建成的五类CCUS示范区，一次可埋存二氧化碳206万吨，动态埋存率91.6%，通过循环回注实现二氧化碳全部埋存。研究与实践证实了二氧化碳驱油可以实现二氧化碳埋存和提高采收率的双重目的，油田是实现温室气体有效埋存和大规模利用的理想场所，吉林油田通过构建全流程CCUS产业链，快速推进规模化工业应用进程。

　　大情字井油田2000年投入开发，由于受注水、低产、井况等因素影响，产量逐年下降，采用常规技术提高采收率空间有限，预测水驱采收率不足20%，急需转变开发方式。从矿场试验看，二氧化碳驱技术是解决大情字井油田目前开发矛盾、提高资源利用效率的最佳途径。为加快全过程评价，认识混相驱开发规律和提高采收率潜力，吉林油田于2012年7月开辟了黑79北小井距试验区，主要经历能量补充、局部混相、全面见效三个阶段，当前日产油26吨。小井距矿场实践证实大情字井油田实施二氧化碳驱可大幅提高采收率，提高幅度达25%，相当于重新开发一个新的大情字井油田。吉林油田还将持续推进黑79北小井距全生命周期试验。

　　以“降投资、控成本、提效果”为目的，2020年，吉林油田建成黑125加密五点工业化试验区，建设理念更先进，工艺技术手段更完善，经过一年多的工业化试验，实现油价48美元/桶条件下经济有效。黑125试验区建立了集约化注气模式，系统优化井网，集约化平台布井，差异化射孔，多专业一体优化设计，建成16口注气井大平台。形成了新模块化地面工艺，注气、注水系统一体化设计，设备集成撬装，多模块组合，实现井站无人值守。从整体效果看，黑125区块的长停井和转抽井逐步自喷生产，开井率由53%提高到90%，日产油由初期的12.5吨上升到51吨，大大超过方案预期效果。吉林油田将加快推进黑125工业化应用试验，让试验成果尽快扩大。

　　目前，吉林油田正全力推进20万吨CCUS开发方案落地实施，规划建设百万吨CCUS示范区。

　　融合新模式新技术新能源——打造低碳节能减排安全示范基地

　　践行“绿色”发展理念，吉林油田融合新模式、新技术、新能源，协同上下游捕集、驱油、埋存一体化，科学规划CCUS工作路线图，高效推动示范区建设。在转变开发方式战略布局的基础上，地面系统践行新理念，开发应用智能管控系统，重构CCUS地面管理新模式，打造低碳节能减排安全示范基地。

　　结合油藏部署与实施节奏，吉林油田优化场站布局，根据气源管网走向合理布站。创新建设模式，采用主体站场+撬装增压的“1+n”模式，注入站峰谷差盈余设备橇装搬迁至后期改扩建站场，控制系统建设规模，提高设备利用率。优化工艺流程，确立了低压超临界输送、高压超临界注入的经济模式，超临界压缩机注入优化为密相注入，注入成本持续降低，吨成本节约23.1元。创新管理模式，全面推进智慧油田建设，开发智慧管控与决策平台，实现数据互联共享、CCUS全流程可视化展示和智能预警分析，持续推进劳动组织形式向大巡检与无人值守转变，让智慧油田形成生产力、提升管理效率。

　　利用废弃井场及已建供电线路部署风光电项目，按最大负荷匹配自发自用、余电上网项目，装机9.5万千瓦，年替代2.5亿千瓦时，剩余用电通过油田上网风电置换中和，同时，富余井场部署风电市场并网项目。按照能替则替的原则，利用废弃井实施地热储层和井筒取热，热泵回收污水余热，逐步替代站场天然气消耗，年可替气3033万立方米，相当于4万吨标煤，结合智能油田建设，部署多能互补智慧管控平台，助力大情字井百万吨产能级CCUS基地建设，打造中石油首个智慧化负碳油田示范区。

　　为确保CCUS形成产业，近年来，在集团公司支持下，吉林油田形成了拥有自主知识产权的二氧化碳干法压裂装备体系，实施干法压裂117口。“十四五”期间，吉林油田将重点针对页岩油、页岩气、致密油等非常规领域，扩大二氧化碳干法压裂增产试验150口井以上，拓展增效途径。同时，研究盐水层埋存和长岭气田注二氧化碳提效技术，提高生产应急调控能力。

　　吉林油田还致力于建设CCUS项目全生命周期安全体系，紧密围绕完整性管控核心，优化设备选型、工艺设计，强化二氧化碳驱全流程完整性状况监测与防控措施落实，全面提升CCUS项目本质安全。攻关完善二氧化碳地下埋存、地面泄漏等全方位安全监测技术，持续提高二氧化碳埋存安全状况分析能力，形成二氧化碳埋存安全状况评价、泄漏监测等标准体系。　

　　整体规划统筹协调——上下游联动全产业链协同发展

　　CCUS是一项复杂的系统工程，绝不是一件轻而易举的事情，零打碎敲举措不行，个别行业发力也不行，必须是上下游各领域全方位的协调联动和集成。

　　吉林油田积极接洽上游石化行业、电力企业等，建立战略互信，以碳源能力和埋存（驱油）能力最优匹配为核心，全系统考虑，优化设计二氧化碳捕集、输送、注入的规模，紧密结合上下游装置建设周期，有序推进CCUS项目实施。通过内部挖潜，利用周边资源，积极沟通协调，利用管输形式与中石化松原采气厂达成年10万吨二氧化碳供气战略协议，实现双方的互利共赢。立足现有气源和发展需要，积极谋求外部碳源协作，与中石油吉林石化公司达成初步协议，按照“上下联动、长远规划、分步实施”的原则，在现年注气能力的基础上逐步推广扩大，2025年，年注气能力达到190万吨。

　　吉林油田还按照全生命周期及全过程协调发展，推动经济高效持续发展的思路，成立跨单位、跨板块、跨专业的工艺化设计联合体，形成了集约化平台建井、撬装化地面建设、智能化生产管控、低成本注采工艺一体化工业应用设计模式。建成二氧化碳驱现场智能管控，实现各系统协同运行。在公司梦想云的总体部署下，依托已有A11数据采集成果，建设形成集地质、工程、地面、运行管理为一体的“智慧管控平台”，地面系统自动化调控，运行参数实时共享，实现了精细高效管控和安全平稳运行。

　　专家访谈

　　点“碳”成金　未来可期

　　吉林油田公司二级技术专家　祝孝华

　　发展CCUS技术是中国石油落实国家“双碳”目标、主动承担社会责任和践行绿色低碳行动“三步走”的重要举措。作为中石油的一份子，吉林油田全面发展CCUS技术，推动绿色转型是势在必行同时也有迹可循。

　　1990年，吉林油田开始进行二氧化碳驱室内研究和矿场试验，“十一五”期间，组织承担了国家和中石油的重大科技专项，系统开展产学研一体化攻关，基础理论和关键技术不断发展完善，矿场建成了二氧化碳驱油与埋存五个示范区。其中黑79北小井距试验区证实了二氧化碳驱可以大幅度提高采收率，2012年注气以来，累计注气1.08hcpv，目前阶段提高采出程度25%，最终采收率56%。通过多年的矿场试验，吉林油田在二氧化碳驱方面形成了9项主体技术，建立了CCUS“五精”模式，实现了二氧化碳驱技术可行和经济可行，拥有600多人的技术研发与管理团队，并在长庆油田、新疆油田、吐哈油田等开展了技术服务，走通了二氧化碳捕集、输送、注入、集输与循环回注全流程，具备工业化应用条件。

　　目前，吉林油田正在谋划CCUS百万吨示范工程，进一步加快二氧化碳驱的规模效益发展。为统筹做好CCUS工作，吉林油田组建了工作专班，由公司主要领导担任组长，分管领导分工负责，开发部组织协调，科研单位提供技术支撑，二氧化碳公司负责现场管理。在推进大情字井一期工程现场实施和编制百万吨CCUS规划方案过程中，根据大情字井开发实际情况，按照“整体规划、分批实施、效益优先”的原则，从优化地下井网和重构地面系统入手，与新能源协同发展，优先对储量大、丰度高、效果好的区块进行施工，并逐步向外围辐射，最终实现二氧化碳驱的全面覆盖，产量规模也会由当前的47万吨上升到120万吨，并保持15年稳产。

　　下一步，吉林油田将继续按照集团公司统一部署，精细编制吉林油田CCUS规划部署方案，打造两个百万吨示范区——大情字井油田CCUS百万吨产能级示范区和莫里青油田CCUS百万吨埋存级示范区，共同打造CCUS技术研发策源地，为保障国家能源安全和实现国家“双碳”目标贡献石油力量。（来源：吉林油田）

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