吉林油田：技术融合让“哑地层”开口“说话”
[中国石油新闻中心 2026-05-20]
面对“低渗透、低丰度、低产量”的开发难题，吉林油田探索出一条CCUS、空气驱、页岩油开发、老区挖潜等协同的发展路径——
5月18日，吉林油田二氧化碳开发公司黑79接转站员工党志义和宁连庆正在黑125区块二氧化碳驱注气井大平台进行巡检，该平台已实现全绿电运行，采出的伴生气全部回注。这正是吉林油田将二氧化碳变为驱油利器的生动缩影。
截至目前，吉林油田二氧化碳总注入量达到429万吨。同时，吉林石化—吉林油田二氧化碳长输管道正在加紧建设。这不仅意味着每年将有百万吨级二氧化碳被封存于地下，而且标志着一场针对“低渗透、低丰度、低产量”开发难题的攻坚战取得了进一步成效。
作为我国东部重要的老油田，吉林油田稳产之路步履维艰。面对常规水驱开发效果有限、后备优质资源接替不足的困局，吉林油田以“找良储、抓良机、施良技、用良法”为行动纲领，将提高采收率的主战场坚定地转向三次采油与非常规资源，探索出一条CCUS、空气驱、页岩油开发、老区精细挖潜等协同的可持续发展路径。
用良法——
打造CCUS稳产新范式
在吉林油田乾安采油厂大情字井油田黑72区块，4号平台的景象与传统油田截然不同：集约化、橇装化的注入装置自主运行，智能化系统监控着每一立方米二氧化碳的动向。这是吉林油田打造的CCUS绿色低碳产能建设新模式，其核心目标是将工业排放的二氧化碳变为提高原油采收率的利器。
“将二氧化碳作为驱油介质注入地下，不仅实现了碳减排，还使采收率提高了25%。”吉林油田二氧化碳开发公司相关负责人说。然而，从理论到现实的每一步都充满挑战。气窜、腐蚀、混相难、低温作业……一系列难题横亘在前。经过持续攻关，吉林油田打造了适配自身地质条件的“吉油模式”，掌握了从油藏精细描述、注采工艺优化到地面工程防腐防窜、伴生气循环利用的全链条核心技术。
利用规模化布局与一体化设计，奠定工程基础。发展CCUS，非一日之功，亦非一域之力，吉林油田将CCUS纳入整体发展规划，推动其与地质、油藏、工程、地面等多专业深度融合。其中，仅一体化采油工程方案设计就覆盖了超过450口注采井，为大情字井、莫里青等油田CCUS项目的高效实施提供了蓝图。截至目前，莫里青油田先导试验累计注入二氧化碳超6万吨，对应增油量超1万吨，部分油井成功实现混相，验证了二氧化碳驱油技术在复杂断块油藏的可行性。
通过精细调控与工艺迭代，破解现场难题。气窜是二氧化碳驱最大的难题，为解决这一问题，吉林油田创新实施注采两端协同治理。在注入端，通过“全液泡沫+聚合物”等调驱技术，有效封堵高渗通道，扩大波及体积，试验井组单井日增油量达1.5吨。在采出端，对自喷井应用“控压生产”模式，抑制气窜并维持地层压力。黑125区块的10口井应用该模式后，单井日产油量增加1.3吨，产气量大幅减少。同时，吉林油田持续创新工程工艺：攻关高压封隔器，应对高达70兆帕的井筒压力；试验“杆式泵+井下控套”新工艺，改善生产工况；构建伴生气回收净化回注闭环，实现了二氧化碳的循环利用和效益最大化。
施良技——
拓宽气驱增效新边界
在聚焦CCUS的同时，吉林油田认识到提高采收率需要多元化的技术储备。空气驱，以其气源成本低、安全性较高等特点，成为另一项重点攻关的接替技术。
空气驱试验稳步见效，探索低成本提采路径。经过近5年的努力，截至去年年末，吉林油田空气驱措施已完成全部方案设计注气量，现场试验效果稳步提升。大老爷府油田和新立采油厂的9口井，累计注气量超450万立方米后，阶段增油量已超1200吨。项目团队密切关注注气动态，针对优势方向出现的套压上升等气窜前兆，及时采取泡沫控窜措施，确保驱油效果。这些试验，为这项经济型提采技术的规模化应用积累了宝贵经验。
攻克动态监测“盲区”难题，为气驱装上“智慧眼”。无论二氧化碳驱还是空气驱，地下流体如何移动、储层如何变化，始终是优化调控的决策基础。过去，气驱领域的生产动态监测存在技术空白。吉林油田技术团队瞄准这一痛点，在民43-8区块水气分散体系驱试验中取得关键突破。创新构建多相流生产试井解释模型，通过对65井次数据的模拟反演，首次清晰揭示了注气过程中地层压力与孔隙体积的动态响应规律。这项突破填补了行业空白，实现了对不可见地下过程的“透明化”感知，使动态调控从经验判断转向数据驱动。
多元气驱技术序列初步形成。除常规连续空气驱外，吉林油田还探索出了水气分散体系驱和空气驱间歇驱替等新模式。吉林油田致力于构建一个针对不同油藏条件、不同开发阶段的精细化气驱技术工具箱，为老油田剩余油挖潜提供更多元、更经济的解决方案。
找良储——
激活老区与非常规资源新动能
稳产的根基在老区，增长的希望在非常规。吉林油田坚持用“两条腿走路”，一方面向地下数千米深的页岩薄层要资源，另一方面向老油田的每一口井、每一个储层要潜力。
页岩油开发取得战略突破，薄储层首获工业油流。松辽盆地东坡的黑82区块，页岩油储层薄至2—4米，被喻为“千层饼”，此前多次尝试，效益均不佳。去年9月，黑82G平3-18水平井的成功打破了僵局。技术团队在邻区成功经验的基础上，采用“甜点优选+多段少簇+适液多砂”的压裂工艺，使该井投产后日产油量稳定在11吨。
这口井的意义非同寻常。它不仅创造了该区域产量的新纪录，更重要的是证明了通过极度精细的工程工艺优化，能够以可接受的成本实现极端薄层页岩油的效益开发，为松南地区大量类似低品位资源带来了效益动用的希望。
多学科融合让“哑地层”说话，“解锁”评价禁区。多学科协同是解锁复杂地质潜力的钥匙。在扶余油田，东32-0026井原测井解释为“干层”，地质与工程人员通过地震属性分析、沉积微相研究和动态资料验证，判断其具有潜力，实施压裂后，日增油0.6吨并持续稳产。同样，在伏龙泉、小城子等老气田，通过“厂院结合”、测井二次解释与动态分析融合，重新落实了5类潜力层，稳住了松南天然气产量的基本盘。这些充分表明，深化地质认识，打破专业壁垒，老区依然能够找到新的资源接替点。
从向地下注入二氧化碳实现“变废为宝”，到创新空气驱技术拓宽提采路径，再到攻坚页岩油和激活老区剩余油藏，吉林油田正以一场静水深流式的全面技术革新，回应着资源衰减与绿色发展的时代考题。（记者 王珊珊 特约记者 张天鹤 安宁 通讯员 王涌博）