5月8日，吉林油田二氧化碳驱小井距全生命周期试验区已持续注气12年，累计注入二氧化碳43万吨，目前产量较水驱递减提高6倍以上,其中核心评价区阶段提高采出程度25.7%，最终采收率可达57%。黑79北小井距证实了二氧化碳驱可以大幅度提高采收率，为集团公司CCUS试验提供了有力支撑。

  变废为宝 二氧化碳入地驱油

  吉林油田是典型的“三低”油田，资源禀赋不佳，传统的水驱方式不能满足效益开发需要。2005年，吉林油田长岭地区发现高含二氧化碳气藏，为清洁环保开发，必须解决伴生二氧化碳气的去向问题，这也为经济有效地实施二氧化碳驱提供了可能。2008年，吉林油田在黑59区块开展原始油藏二氧化碳驱先导试验，验证特低渗原始油藏提高开发效果潜力，试验二氧化碳驱油技术，高峰期日产油较水驱提高69%。

  结合吉林油田储层实际，为了尽快认识陆相低渗透油藏二氧化碳驱全过程开发规律和特点，以支持工业化应用，经反复论证得出，黑79北小井距区块地质条件和开发特征对比同类油藏更具有代表性。主要表现为，该区块采出程度较高，可很好的验证二氧化碳驱、水驱后期提高采收率程度；油藏类型属于典型的低孔隙度、低渗透率，且能够形成混相的区块；区块井网类型为反九点常规井网，适合调整为探索二氧化碳驱开发的井网；黑79北小井距试验区与黑79液相注入站较近，地理条件优越，建设更加容易。

  2010年，吉林油田在黑79区块南开展中高采出程度二氧化碳驱先导试验，利用长岭气田分离二氧化碳管道输送液相注入，高峰期日产油较水驱提高33%，先导试验明确了吉林油田二氧化碳驱技术可行。

  摸着石头过河成功 见招拆招提产增效

  成功没有一蹴而就。2012年，吉林油田开始对黑79北小井距试验区注气，由于没有成熟经验可借鉴，完全是摸着石头过河，开发过程中遇到很多水驱未曾遇到的难题。吉林油田科研人员见招拆招，逐一攻克。

  面对管线腐蚀问题，通过对腐蚀速率的系统研究，模拟不同工况下的挂片测试，自主研究低成本防腐药剂，并形成了一系列研究体系。面对气液同出造成的生产难度大问题，通过加强注采关系的研究，在注入端一井一策，根据岩性试验和气窜通道的研究成果，依据渗透率极差制定合理的水气段塞，有效控制气窜发生；在采油端井口安装控套阀，试验采用气液分输方式，使套管集气后单走管线，油管集液后单独管线回间，并在间-站建立气液分输装置，提高生产时率。

  经过不断试错纠错，黑79北小井距试验区共经历三个阶段。一是快速连续注气阶段。连续6个月注气后，地层压力快速上升，采油端见气特征明显，日产液、油上升，呈现水驱开发特征。二是水气交替阶段。伴随着油井产出气量上升，二氧化碳含量也随之上升，气窜现象明显。吉林油田通过开展二氧化碳周期循环注入，动用程度显著增加，产液量、产油量持续上升，油井产出气量稳定，并积累了丰富的生产经验。三是综合调控阶段。通过开展油藏+控套工艺组合调控，注入端精细调控，采出端周期采油，扩大波及体积，呈现中心区向外围扩大见效特征，产油量上升、含水大幅度下降。

  一石激起千层浪 二氧化碳驱蓬勃发展

  两年时间里，黑79北小井距试验区开发特征显著，定型了二氧化碳驱油提高采收率、气液分输等很多相关CCUS技术，是陆相沉积油藏注入二氧化碳驱取得较好效果的典范。最初，黑79北小井距共10口注气井，27口采油井，随着技术手段愈发成熟，为加快实施进程，2012年，吉林油田采取加密调整，形成反七点井网，一次性完钻新井16口，其中注入井8口、采油井8口，采收率大幅提升。

  黑79北小井距试验基本走完了二氧化碳驱全生命周期，核心评价区阶段提高采出程度25.7%，预测采收率57%以上，明确了陆相高含水低渗透油藏二氧化碳混相驱全过程的开发规律，形成了吉林油田CCUS工程保障技术系列，实现了伴生气“零排放”，示范了CCUS全流程，具备了工业化应用能力。

  在成熟经验技术的加持下，吉林油田乘胜追击，于2014年推广黑46、黑125区块，2022年推广新区黑72CCUS“二三结合”示范工程，并规划了大情字井百万吨方案。力争在国内率先建成百万吨二氧化碳埋存和百万吨驱油产量的“双百”示范区，2030年前后产油140万吨，年注入二氧化碳500万吨以上，为集团公司绿色低碳发展贡献“吉林方案”。