5月8日，吉林油田二氧化碳驅小井距全生命周期試驗區已持續注氣12年，累計注入二氧化碳43萬噸，目前產量較水驅遞減提高6倍以上,其中核心評價區階段提高采出程度25.7%，最終采收率可達57%。黑79北小井距證實了二氧化碳驅可以大幅度提高采收率，為集團公司CCUS試驗提供了有力支撐。

  變廢為寶 二氧化碳入地驅油

  吉林油田是典型的“三低”油田，資源稟賦不佳，傳統的水驅方式不能滿足效益開發需要。2005年，吉林油田長嶺地區發現高含二氧化碳氣藏，為清潔環保開發，必須解決伴生二氧化碳氣的去向問題，這也為經濟有效地實施二氧化碳驅提供了可能。2008年，吉林油田在黑59區塊開展原始油藏二氧化碳驅先導試驗，驗證特低滲原始油藏提高開發效果潛力，試驗二氧化碳驅油技術，高峰期日產油較水驅提高69%。

  結合吉林油田儲層實際，為了盡快認識陸相低滲透油藏二氧化碳驅全過程開發規律和特點，以支持工業化應用，經反復論證得出，黑79北小井距區塊地質條件和開發特征對比同類油藏更具有代表性。主要表現為，該區塊采出程度較高，可很好的驗證二氧化碳驅、水驅后期提高采收率程度；油藏類型屬于典型的低孔隙度、低滲透率，且能夠形成混相的區塊；區塊井網類型為反九點常規井網，適合調整為探索二氧化碳驅開發的井網；黑79北小井距試驗區與黑79液相注入站較近，地理條件優越，建設更加容易。

  2010年，吉林油田在黑79區塊南開展中高采出程度二氧化碳驅先導試驗，利用長嶺氣田分離二氧化碳管道輸送液相注入，高峰期日產油較水驅提高33%，先導試驗明確了吉林油田二氧化碳驅技術可行。

  摸著石頭過河成功 見招拆招提產增效

  成功沒有一蹴而就。2012年，吉林油田開始對黑79北小井距試驗區注氣，由于沒有成熟經驗可借鑒，完全是摸著石頭過河，開發過程中遇到很多水驅未曾遇到的難題。吉林油田科研人員見招拆招，逐一攻克。

  面對管線腐蝕問題，通過對腐蝕速率的系統研究，模擬不同工況下的掛片測試，自主研究低成本防腐藥劑，并形成了一系列研究體系。面對氣液同出造成的生產難度大問題，通過加強注采關系的研究，在注入端一井一策，根據巖性試驗和氣竄通道的研究成果，依據滲透率極差制定合理的水氣段塞，有效控制氣竄發生；在采油端井口安裝控套閥，試驗采用氣液分輸方式，使套管集氣后單走管線，油管集液后單獨管線回間，并在間-站建立氣液分輸裝置，提高生產時率。

  經過不斷試錯糾錯，黑79北小井距試驗區共經歷三個階段。一是快速連續注氣階段。連續6個月注氣后，地層壓力快速上升，采油端見氣特征明顯，日產液、油上升，呈現水驅開發特征。二是水氣交替階段。伴隨著油井產出氣量上升，二氧化碳含量也隨之上升，氣竄現象明顯。吉林油田通過開展二氧化碳周期循環注入，動用程度顯著增加，產液量、產油量持續上升，油井產出氣量穩定，并積累了豐富的生產經驗。三是綜合調控階段。通過開展油藏+控套工藝組合調控，注入端精細調控，采出端周期采油，擴大波及體積，呈現中心區向外圍擴大見效特征，產油量上升、含水大幅度下降。

  一石激起千層浪 二氧化碳驅蓬勃發展

  兩年時間里，黑79北小井距試驗區開發特征顯著，定型了二氧化碳驅油提高采收率、氣液分輸等很多相關CCUS技術，是陸相沉積油藏注入二氧化碳驅取得較好效果的典范。最初，黑79北小井距共10口注氣井，27口采油井，隨著技術手段愈發成熟，為加快實施進程，2012年，吉林油田采取加密調整，形成反七點井網，一次性完鉆新井16口，其中注入井8口、采油井8口，采收率大幅提升。

  黑79北小井距試驗基本走完了二氧化碳驅全生命周期，核心評價區階段提高采出程度25.7%，預測采收率57%以上，明確了陸相高含水低滲透油藏二氧化碳混相驅全過程的開發規律，形成了吉林油田CCUS工程保障技術系列，實現了伴生氣“零排放”，示范了CCUS全流程，具備了工業化應用能力。

  在成熟經驗技術的加持下，吉林油田乘勝追擊，于2014年推廣黑46、黑125區塊，2022年推廣新區黑72CCUS“二三結合”示范工程，并規劃了大情字井百萬噸方案。力爭在國內率先建成百萬噸二氧化碳埋存和百萬噸驅油產量的“雙百”示范區，2030年前后產油140萬噸，年注入二氧化碳500萬噸以上，為集團公司綠色低碳發展貢獻“吉林方案”。