近日，记者从二氧化碳开发公司获悉，吉林油田在实施小井距的10注27采区块，累计注气量已达42.3万吨，核心区块采收率较实施前提高了25.6%。这仅是吉林油田推进CCUS产业化进程的“冰山一角”，当前，这个油田CCUS示范区二氧化碳日注入量已提升至1400吨以上，全年完成注气量50万吨。

  2023年，二氧化碳开发公司在已实施的小井距、黑46、黑125试验区基础上，新增老区黑79南、黑88和黑71三个全面注气区块，CCUS一期工程已施工完毕。新增新区推广项目黑72区块，完钻油水井52口，目前已全部投产投注。

  CCUS项目是落实国家“双碳”目标、发挥老油田稳产“压舱石”作用、“端牢能源饭碗”于一体的战略性举措。吉林油田解放思想、打破常规，针对老区、新区不同开发难点，优化井网类型，坚持效益开发，以点“碳”成金为核心，引领中国石油“CCUS+产业发展”。

  老区，精准开发是关键

  针对老区井况条件复杂、剩余油分布认识不清等问题，重构井网，降低管理难度，通过加密调整、井别转换，改变地下流场，进而提高采收率。最为典型的黑71区块，结合油藏静态剩余油分布特征，统筹考虑油藏、注采、地面三大系统的现状，为适应气驱维护工作量少人管理的需求，选择有利区块开展老区加密井网调整，创新发展集约化注气和采油平台，逐步降低投资和运行成本，持续提高安全管控管理，打造出集约化、撬装化、智能化的绿色低碳“CCUS+工业”推广新模式。当前，该区块共完钻新井29口，并通过开展精细储层气窜通道识别技术、实时密切跟踪油井见效特征、分注分采试验等重点工作，储备气驱高效开发技术，持续提高区块整体开发效果，预计2024年将实现区块产油量同比2023年提高50%以上。

  新区，规模效益是关键

  针对大情字井前缘新区未动用资源储量丰度低、水驱开发采收率低、效益动用难等问题，通过精细储层刻画、建立大油藏理念，利用气驱可提高区块采收率20%以上的优势，平均单井EOR产量显著提高。当前，黑72区块总体部署注气井45口，采油井121口，整体采用注采一体化大平台建井模式，不仅可以节约建设投资、集中生产管控降低安全风险，同时还应用集成建设新理念、新技术、新工艺，形成了吉林油田未动用低渗储量CCUS建产的新模式；方案设计总注气量272万吨，预计采收率达到40%，较水驱提高22%。

  手持CCUS技术利剑，加快低成本技术科技创新，是老油田突出重围的根本之道。吉林油田将二氧化碳驱油技术变为改善开发效果、提高原油采收率的重要技术手段之一，一手抓生产一手抓科技，一手抓长远规划一手抓年度目标，正稳步推进CCUS产业迈上规模化发展新阶段。