北京
近日，吉林油田对长岭采气作业区
长深D1—3采气井
进行静压测试、井筒完整性验证等工作
这表明经过一年的攻关，吉林油田在长岭气田开展的CCUS—EGR矿场试验的先导试验项目已进入现场实施阶段，自此也正式拉开了CCUS—EOR与CCUS—EGR全链条协同发展模式的序幕。
一直以来，吉林油田大力推进CCUS产业化及科研攻关，二氧化碳驱油提高采收率技术即CCUS—EOR，已积累丰富实践经验，气藏提高采收率技术——CCUS—EGR刚刚起步。长岭气田是吉林油田天然气稳产上产的“压舱石”，当前剩余储量规模较大，气藏采收率偏低，具备较大提采空间，但缺乏有效技术手段。按照“一碳两用三循环”理念，吉林油田以长岭气田气源、场站、管网等优势条件和CCUS成熟经验为基础，规划实现EOR、EGR的自循环和两者之间的循环，全力打造CCUS—EOR与CCUS—EGR全链条协同发展模式，未来将建设成长岭和大情字地区EOR与EGR立体、全链条提采项目。
据吉林油田勘探开发研究院松南天然气研究所副所长周俊廷介绍，EOR产出的伴生气中二氧化碳浓度比注入的低70%，直接循环回注会影响混相驱替效果，通过EGR过程提纯的二氧化碳再回注提高驱替效率，同时还能起到碳库和EOR后期差异化注入的调峰作用。吉林油田利用现有资源，一方面通过共享技术成果，减少不必要的研发成本，另一方面共享基础设施，在运输管道方面，共同使用一套完善的运输管网，避免重复建设和资源浪费。
今年年初开始，吉林油田在前期研究的基础上，快速启动致密气CCUS—EGR可行性研究，通过高效组织协调，采取厂院联合办公形式，编制完成一套详细适用的先导试验方案，为现场实施做好充分准备。按照低投入、快见效、可复制的思路，吉林油田优选剩余储量大、初期产能高的吉林油田长深D平2井区作为CCUS—EGR提高采收率试验目标区，优化设计3套注采井网，确定注入量、注入压力、注入方式、注采周期4项参数，完成先导试验方案编制。并通过对选区、试验技术路线、参数等开展多轮次论证，不断优化和完善试验方案，最终设计注气井1口、采气井4口，初期只注不采，升压后边注边采，预计最终可提高采收率12.5%。今年5月中旬，正式开始现场实施。
下一步，在现场实施的基础上，吉林油田将进一步补充完善室内微观机理实验，为试注夯实理论基础，结合气藏监测、资料录取，跟踪评价方案实施效果。同时做好注入井重新完井、采出井防腐等工作，确保试注试验顺利进行。
来源：吉林油田
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