北京
1月9日，吉林油田CCUS项目所引进的首台国产10万方高压注入压缩机，已正常运行超3000小时，国产二氧化碳注入流量计及注入调节阀连续运行良好，助力了吉林油田CCUS项目降费提效。
在刚刚过去的一年，吉林油田以问题、目标、效益为导向，聚焦扩大CCUS规模，持续攻关瓶颈技术，不断提高开发效果与管理水平，为“减碳、用碳、替碳、埋碳”再添绿色底气。二氧化碳年注入量突破50万吨，实现国内最大规模注入，占中国石油总量的1/3。年二氧化碳注入能力由2021年的30万吨增加到80万吨，累计注碳量突破300万吨，相当于植树2700万棵。动态埋存率保持在70%—95%之间，试验区年产出10万吨二氧化碳全部通过循环注气方式回注。
二氧化碳驱调控多措并举
注气效果持续向好
吉林油田二氧化碳开发公司以“保混相、控气窜、提效果”为目标，重点强化注采调控，去年实施水气交替、“周期注采+自喷控压”、压裂引效、化学辅助调控工作量1014井次，气驱降水增油明显，含水上升率持续为负，自然递减率2.4%。黑79北小井距全生命周期试验区通过控制流压减少无效产出、通过参数调整引导压力传导方向解决外围井距大见效慢问题，持续注气11年仍保持稳产在20吨以上，对比水驱标定产量提高6倍。黑125试验区针对多层开发井间层间干扰严重的矛盾，创新“小段塞行列水气交替控窜+自喷/周期采油控压+全液型泡沫扩大波及”的优化调整方法，区块含水下降3%，日产油量上升到标定产量的4倍。黑79南试验区开展转注区集中注气，快速提升地层压力同时改变地下流场，周围油井持续见效，单井日产油提高1.5倍，综合含水下降8%，区块整体日产油上升27吨。
CCUS扩大工程快速推进
“CCUS+”模式成效凸显
2023年，吉林油田成立CCUS规模推广工程项目管理部，严格执行前期准备、过程监管、投产验收流程，有效保障了一期工程及黑72工作量顺利完成，新增注气井45口，新建管线248.8公里，新建撬60座，实现一次投产成功率100%，新增日注气能力900吨。采用平台化布井、工厂化作业、撬装化建设、智能化管控、新能源融合，发展形成集约化注气、采油、注采一体化三种模式，与传统模式相比，单井地面建设费用降低50%以上，节约投资20%以上；平台内单井采用冷输工艺，单井节约天然气0.5万方/年。
技术创新取得新进展
二氧化碳驱工程支撑能力进一步提升
针对油藏多层注气需要，2023年二氧化碳开发公司试验井下智能分注工艺1口。改变传统测压模式，推广随泵长时、实时笼统测压技术，下压力计168井次，有效测试时间在450-550天，应用测试成果措施选井 17口，措施有效率94.1%。针对二氧化碳驱高气液比生产问题，研发机抽-自喷一体化工艺，配套设计井口节流、井下单/多级节流三类工艺，矿场试验3口井，实现平稳运行；开展无杆举升试验1口井，探索二氧化碳驱油井不同举升工艺的适应性。
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