吉林油田依托科技力量推动高质量发展纪实（图）

  强化创新驱动赋能创新发展
  [中国石油新闻中心2021-09-23]

  吉林油田建矿60年来，以保障国家能源安全为己任，累计生产原油1.79亿吨，天然气218亿立方米，现已成为中国石油重要的油气生产基地和吉林省支柱企业。不论是艰苦创业年代、持续发展时期，还是新发展阶段，吉林油田的发展始终离不开科技创新的有力支撑。尤其是近年来，吉林油田大力实施创新驱动战略，坚持走绿色低碳发展道路，CCUS技术走在了集团公司前列；致力于智慧油田建设，物联网技术成为中国石油低成本油气生产物联网建设应用的成功典范。正因为有了科技创新的充分依托，吉林油田得以全力打造提质增效升级版，打好扭亏解困翻身仗，在高质量发展的道路上实现稳健前行。

  做强CCUS“五精”模式——为实现绿色发展增添新动力
  实现碳达峰碳中和，是党中央做出的重大战略决策，是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，事关中华民族永续发展和构建人类命运共同体。中国石油坚决贯彻落实习近平生态文明思想，着力打造绿色低碳发展竞争新优势。吉林油田作为示范企业，大力推进新能源业务和CCUS工作，助力国家“双碳”目标的实现，为建设美丽中国增添“底气”。
  近20年来，吉林油田按照集团公司部署，集中智慧和力量展开CCUS技术攻关研究，打通了二氧化碳捕集、输送、驱油利用、采出流体集输处理和循环注气，走完了二氧化碳驱油与埋存项目的全生命周期，集成配套10项关键技术，积累了极其宝贵的实践经验，具备了工业化推广的全部技术储备，打造了CCUS吉林模式，队伍有规模、管理成体系，对外技术服务成果突出，走在了集团公司前列。
  CCUS即二氧化碳捕集埋存与提高采收率技术，将工业二氧化碳捕集后注入地下驱油的同时，实现二氧化碳高效埋存，是实现碳减排变废为宝，提高低渗透油田采收率，达到驱油与埋存并行、效益与环保并重的一项绿色开发技术。吉林油田CCUS技术从1990年开始研究，经过30年持续攻关，实现了从技术可行到经济可行，基本建立起油藏、注采、地面一体化建设模式，实现了二氧化碳捕集、输送、注入、采出流体集输处理和循环注气，建成示范区4个，具备年驱油10万吨、埋存二氧化碳35万吨能力。并且在实践、认识、再实践、再认识的基础上，建成了CCUS“五精”模式，即精雕细刻的油藏模式、精益求精的注采模式、精打细算的地面模式、精准高效的防腐模式、精心管控的生产模式。
  建成精雕细刻的油藏模式，形成了二氧化碳驱机理研究、油藏工程参数设计、注采调控的全流程油藏工程设计模式，根据投资、效益、采收率的综合评价结果，确定最佳油藏工程方案。建成精益求精的注采模式，结合二氧化碳驱不同阶段开发需求，攻关配套了多种二氧化碳注入工艺、系列化携气举升工艺，满足不同油藏需求，建立了“一井一策”举升管理制度，形成适用于吉林油田二氧化碳驱全生命周期高效、低成本井筒工程技术体系。建成精打细算的地面模式，走通了二氧化碳捕集脱碳、输送注入、采出液集输处理和循环注气全流程，优化形成了多种地面工艺，定型了全流程地面模式。建成精准高效的防腐模式，针对二氧化碳驱全生命周期防腐需求，创新建立了二氧化碳腐蚀实验评价方法、研发了抗二氧化碳水泥浆和低成本缓蚀剂、攻关配套了加药工艺与矿场腐蚀监测评价技术，形成了“工艺+药剂+材料”的二氧化碳驱全流程综合防腐技术。建成精心管控的生产模式，依托于二氧化碳开发公司，形成了接转站精准调控、注气站参数实时监控、注气量实时调整、泄漏预判和远程紧急关断等智能化管控模式，实现了安全平稳生产运行。
  目前，吉林油田建成5个驱油与埋存示范区，覆盖地质储量1183万吨，注气井组88个，累计注气200余万吨。建成了国内首座低成本二氧化碳循环注入站，日回注气能力20万立方米，产出的伴生气全部回注，二氧化碳实现“零排放”。

  2021年9月14日，中国石油上游CCUS工作推进会在吉林油田召开。会议认为吉林油田的CCUS“五精”模式可借鉴、可复制、可推广，对国内上游CCUS业务发展起到了巨大的推进作用。目前，吉林油田已经做好了下一步CCUS工作谋篇布局。“十四五”期间，吉林油田将深入贯彻落实国家及集团公司有关部署和要求，推动CCUS工作不断迈上新台阶，为提质增效、扭亏解困和可持续发展开辟新路径，全力助推国家及集团公司碳达峰碳中和目标顺利实现。“十四五”末，吉林油田将建成年驱油30万吨、年埋存120万吨的能力；中长期将实现年驱油100万吨、年埋存400万吨能力，为建设美丽中国贡献石油力量。

新木物联网监控室。

  做精物联网“四自”模式——为数字化发展提供新动能
  “数字化转型、智能化发展”是集团公司推进世界一流综合性国际能源公司建设迈上新台阶的必由之路。吉林油田低成本物联网是吉林石油人集体智慧的结晶。吉林油田以贴近实际、低成本见实效为前提，将创新驱动作为低成本物联网的动力源泉，全员参与低成本物联网建设，坚持用数字思维实施管理变革。从2015年开始，用6年时间实现了物联网技术从引进吸收、研发创新、推广复制到集成应用的转变，并正向智能化方向迈进，开创了数字油田建设新模式，成为中国石油低成本油气生产物联网建设应用的成功典范。
  “十三五”以来，吉林油田全面进入非常规资源勘探开发阶段。面对资源品质差、原油稳产难、投资收益低、成本费用高的困局，吉林油田深入贯彻集团公司“加快数字化转型、助力高质量发展”的工作部署，坚持自主研发、自主设计、自主建设、自主运维的“四自”建设方针，形成了具有自身特色的低成本物联网技术模式，依托物联网技术创新全面实施数字化转型、智能化发展，在促进提质增效工作中发挥了重要作用。
  “四自”创新，形成“建管用维”一体化。吉林油田打破传统物联网建设路线的束缚，总结形成了“建是基础、管是关键、用是核心、维是保障”的物联网建设思路，建立了涵盖“建管用维”四个方面的管理体系，形成了“可复制、可推广”的物联网吉林模式。在有限的资源条件下，完全依托内部力量，仅用6个月时间全面完成1.3589万口单井、928座计量间物联网建设，开创了石油行业低成本物联网建设的先河。
  技术创新，打破关键核心技术瓶颈。吉林油田采用分布式结构研发单井物联网产品，改变传统的多设备、长链式结构，造价仅为同类设备的1/3，同等物联网建设规模条件下节约2.1亿元以上。采用集中式云平台部署、4G网络传输技术，优化物联网架构，有效降低设备费用。突破传统电参应用模式限制，应用“扭矩分析法”构建了一整套电参数据自动解释技术，确定了15类地面故障和12类井下故障模板，替代传统示功图诊断方法，实现了井况的综合判断，有效提高工况诊断的及时性。
  管理创新，有效推动了“油公司”模式改革。在大老爷府油田实践中，吉林油田通过建立三级运维体系和四级保障机制，形成了以物联网为基础的新型生产管理模式，改变了以往井、间、站相互独立的多级操作管理模式，实现了一体化24小时连续监控管理、统一指挥调度。
  “物联网+”创新，催生产建新模式。通过探索物联网与新技术相融合的“物联网+”建产模式，促进了吉林油田生产组织优化、管控能力提升，有效降低生产成本，实现低品位资源效益开发。以木17新产能提质提效示范区为例，木17区块现有油水井252口，部署新井207口，新建产能5.9万吨，与传统建产模式相比，百万吨建产投资降低22%，用工总量减少30%，操作成本降低68.2%，集输能耗下降60%。
  6年里，通过应用物联网，吉林油田累计远程启停井近13万井次，自动间抽1700余井次，异常停井被及时发现，实现停井原因闭环管理。干部员工的时间由原来的“不够用”到现在的“可支配”，更多员工的双手与头脑得到解放，大大激发了基层创新潜力。依托物联网，吉林油田以高水平信息化助推发展方式和管理模式“双转变”，推进智能油田建设工程，先后开展了松原采气厂集气站、英台等采油厂中转站和联合站的物联网建设工作，实现了物联网技术从引进吸收、研发创新、推广复制到集成应用的转变，并于今年向数字化管理模式发展。
  随着信息技术与勘探开发主体技术的深度融合，油田数字化转型、智能化发展的快速推进，对物联网应用提出了越来越高的要求。吉林油田将以勘探与生产分公司“梦想云”建设为契机，融合数据湖、PaaS平台、大数据等新一代信息技术，持续推进物联网建设，为吉林油田公司高质量可持续发展提供强力保障，为集团公司世界一流综合性国际能源公司建设迈上新台阶提供有力支撑。
  完善创新驱动格局——为高质量发展打造新引擎
  “十三五”以来，吉林油田以八大专项为抓手，技术攻关迈出新步伐，重大科技专项支撑作用充分发挥。通过大力实施创新驱动战略，解放思想、大胆创新，敢为、真为、善为，不断锻造增储上产的坚强利器，从而点燃吉林油田将大力实现扭亏解困、可持续发展的引擎。进入“十四五”新发展阶段，吉林油田在深入研判未来机遇与挑战的基础上，结合形势任务变化，精心制定了“十四五”发展规划纲要，为构建原油、天然气、新能源“三分天下”布局，加快实现扭亏脱困和高质量发展绘制了新蓝图。新发展目标的实现，更离不开科技创新的有力支撑。
  通过大力实施科技兴企，激活新发展动能。吉林油田把创新摆在核心位置，以重大科技专项为着力点，加快攻关关键核心技术，形成适应非常规资源勘探开发的低成本技术系列。完善科技管理架构、项目研发模式和评价推广机制，打造各环节有机衔接、互为支撑、融合互动、资源高效配置的创新体系。树立人才是科技创新第一资源的理念，坚持出成果与出人才并进，优化引才育才用才机制，鼓励全员创新实践，充分释放创效潜能。重点攻关突破松南500万吨油气效益稳产工程、川南50亿立方米高效上产工程、新能源建设与利用工程“三大工程”关键技术，支撑公司低成本持续发展。强化智能油田建设、技术共享与创效能力建设、科技创新制度建设、低成本可持续发展经营策略和模式建设“四大支撑”配套研究，探索油田高效发展模式。

  未来的发展道路上，吉林油田将坚持创新驱动抓落实，把创新贯穿技术攻关全过程、把创新贯穿增储上产全过程、把创新贯穿效益提升全过程、把创新贯穿风险管控全过程，高质量发展再上新台阶，2025年油气产量达到900万吨，2035年实现建成创新型可持续发展吉林油田的远景目标。

  技术展示

吉林油田CCUS技术

  吉林油田二氧化碳驱油与埋存技术工业化试验，优先实施大情字井、莫里青油田二氧化碳混相驱资源，建成工业化应用示范区。规划部署825个井组，动用地质储量1.2亿吨，峰值用气量315万吨/年，峰值年产油105万吨，累计用气6567万吨（工业气源5459万吨），循环气3004万吨，累计增油量2158万吨，累计换油率2.7%，预计提高采收率18个百分点，累计埋存二氧化碳6567万吨。
  二氧化碳驱油与埋存技术在国外已规模应用，吉林油田经过多年的矿场攻关，具备资源、技术工业化效益实施条件。目前国家对碳减排提出了更高的要求，给二氧化碳驱油与埋存技术推广创造了历史性的机遇，吉林油田将做好二氧化碳驱技术推广，为国家碳达峰碳中和做出应有贡献。
  近年来，在国家科技重大专项、中国石油重大科技专项等项目的支持下，吉林油田研发形成了陆相沉积低渗透油藏二氧化碳驱油与埋存油藏、注采、地面三大技术系列，重点试验应用了二氧化碳驱油与埋存油藏工程技术、二氧化碳驱油与埋存动态监测技术、二氧化碳驱油扩大波及体积技术、二氧化碳驱油防腐防垢技术、二氧化碳驱油与埋存井筒工程技术、二氧化碳驱油与埋存风险控制技术、工业二氧化碳气捕集及输送技术、二氧化碳循环注入技术等八项主体技术，建立了国家能源CCS-EOR技术研发（实验）中心和中国石油二氧化碳驱油与埋存试验基地，发布CCS-EOR相关技术专利30余件、标准20余项。关键技术处于国际先进、国内领先水平。

  形成的二氧化碳驱技术与方法，有效推动了吉林油田二氧化碳驱油与埋存技术的应用与发展，年产油能力达到10万吨以上。针对开发动态规律认识，形成的个性化注采调控方法，开发效果显著。其中，黑79北小井距试验区产量较水驱递减提高5倍以上，含水下降13%，预测核心评价区较水驱提高采收率25%。试验经济效益明显，年增油量2万吨左右，累计增油15.6万吨，埋存二氧化碳152万吨，按照阶梯油价计算，新增产值5.6亿元。项目形成的技术已在中国石油长庆油田、南方福山油田等进行推广，创效460万元。

  独有产品：抽油机停井报警仪、井场电子眼、油井测控仪属国内首创产品。产品功能贴近生产实际，安装维护简单便捷，单井建设维护费用仅为传统技术的1/3。
  独特架构：结合吉林油田自身应用实际，创新低成本油气生产物联网体系架构，采取分布式架构，分散采集，集中存储、计算、监控，全油田一个平台。相比传统技术，系统结构更加简化优化，稳定性和可靠性问题得到系统性解决。
  独创技术：应用全球首款AI-Native数据库建成国内目前最完整的油井高频电参数据资源库。开发油井电参数据自动解释技术，电功图替代示功图诊断油井工况。
  独到模式：自主研发、自主设计、自主建设、自主运维，形成可复制、可推广物联网建设应用低成本模式。