地處松遼盆地的吉林油田，是中國石油工業在東北大地綻放光芒的首批油田之一，迄今已有65年的開采歷史。作為新中國老油田，它承載著為我國能源安全貢獻力量的往昔榮光，卻也經歷著低滲透、低豐度、低產量的長期壓力以及優質資源發現難、效益產量穩定難、投資成本控制難的過往艱難。
實現“碳達峰碳中和”是一場廣泛而深刻的經濟社會系統性變革。我國提出“雙碳”目標以來，多地加快布局清潔能源體系建設，這讓老油田看到了新風口。在CCUS技術領域謀新突破，以零碳原油生產闖新賽道，依綠色能源體系抓新機遇……改革創新的澎湃動能之下，吉林油田不僅摘掉了一度虧損的帽子，還探索出“乘新而上”的高質量發展密碼。
圖為吉林油田新立采油廠16號集約化注采平臺。資料照片
新突破：“雙碳”背景下推進CCUS應用
白露過后，吉林省松原市初感秋涼，位于此間的吉林油田黑46區塊二氧化碳驅油與埋存循環注入站內，中控室工作人員輕觸鼠標發出操作指令，不遠處機房內設備轟鳴作響，使二氧化碳通過管道源源不斷地注入地下……這是CCUS技術應用的關鍵一環。
CCUS，即二氧化碳捕集、利用與封存的英文簡寫。“打個比喻，地層就像三明治，原油就藏在各個地層的縫隙當中，生產原油就是要想方設法把縫隙中的油‘擠’出來。”吉林油田二氧化碳開發公司黑46注入站站長閆偉東介紹，“我們采用的CCUS技術，就是將二氧化碳變廢為寶，把它們注入地下，利用他們作驅動力生產原油。”
生產原油是油田業務之本。開采年份越久使得開采難度越大，是老油田往往不得不面對的瓶頸。吉林油田的先天資源稟賦并不占優，實現可持續發展，就要聚焦如何在既有資源中“擠”產能、“擠”效益中做文章。吉林油田開發部高級專家祝孝華介紹，油田從1990年起歷經30年持續攻關，在國內率先走通了CCUS全流程，積累了豐富經驗和國際領先技術。
“相當于發現一個同等規模大油田。”吉林油田二氧化碳捕集埋存與提高采收率開發公司（一體化中心）主任張德平在大晴字井塊區介紹，以往這里單純靠注水驅油，采收率通常在23%至25%，如今采用CCUS注碳驅油，采收率實現了翻倍。“不僅降低了開采成本，更為石油行業低碳運轉探出了一條可行的路子。”他說。
石油行業在我國推動實現“雙碳”目標的進程中發揮著重要作用。石油開采過程往往伴隨能源消耗和碳排放，如何降耗減排兼顧效益，是傳統能源企業必須思考的課題。為此，吉林油田依托技術領域的突破，在國內建成首個全產業鏈、全流程CCUS利用示范工程，成為亞洲名列前茅的提高石油采收率項目。
通過持續優化CCUS注入環節的工藝，吉林油田在提高注入效果和安全性的同時，還在探索成本壓降空間。今年8月10日，由吉林油田自主研發、國內首創的CCUS氣水同注工藝先導試驗全面完成。這不僅優化了原有注入系統，實現了控投降本，更提升了安全性。
“我們將原有注入設備流程由兩套整合為一，創新設計了一體化注入橇，集分配、計量、調節功能于一身，實現二氧化碳與水同橇注入。”吉林油田勘察設計院一級工程師林海波說。
應用CCUS技術以來，吉林油田已累計埋存二氧化碳超過300萬噸，相當于植樹近2700萬棵，或者近146.8萬輛經濟型轎車停開一年的減碳效果，可提高原油采收率20%以上。僅今年上半年，吉林油田就已累計向地下注入二氧化碳22.4萬噸。
“今年我們已經形成了注入二氧化碳80萬噸的能力。我們正在依托吉林市的資源，謀劃在未來構建一條總長400公里的管道網絡，把吉林石化等企業的碳源都利用起來，到‘十四五’末形成具備100萬噸注入能力。”張德平說。
新賽道：老油田產出第一桶“零碳”原油
秋陽杲杲，查干湖畔天高云淡，伴著視距遠端的水鳥嬉戲，吉林油田零碳示范區新立采油廠Ⅲ區塊的采油設備忙碌地運轉著，構成一幅大美生態與工業旅游相映成趣的畫面。
在人們的傳統印象里，油田生產現場少不了一個個“磕頭泵”循環往復地開展工作。而如今在吉林油田一些采油區，卻是俗稱的“采油樹”聚合的井叢，與風電機、光伏板等清潔能源設備同框的生產現場，讓人耳目一新。
圖為吉林油田55萬千瓦風電項目。資料照片
“新的技術更具集約效應。井叢集中到一起，管道則向不同采油地區延伸，這樣我們就騰出了大量珍貴的土地資源。”吉林油田新立采油廠常務副廠長張成明介紹，“采油樹”下是斜井，錯綜復雜的油管可綿延至千米之外，周邊上千萬平方米面積以內原油均可匯集一處被采收。
采油是能源的獲得過程，但也伴生大量能耗。“傳統驅油過程依賴電力。吉林油田所處的吉林西部地區本身就是風、光資源較為富集的區域，我們向采掘成本要效益，就需要減少傳統石油生產過程的能耗。”吉林油田企業首席專家賈雪峰介紹。
據統計，吉林油田礦權區風力發電年等效滿負荷發電小時數3000小時以上，光伏年等效滿負荷發電小時數1500小時以上，堪稱“風光無限”。即便在廢棄井場及平臺周邊土地資源、廢棄油井井筒附近，風力、光能、地熱等資源同樣豐富。為此，吉林油田近年來發力建設新能源設備，為降低采掘成本提供基礎保障。
“新能源賦能油田以來，我們的生產成本下降很多。以前火力發電成本每度6毛錢，風光發電每度成本2毛錢。”吉林油田新能源事業部副總經理姜一說。
今年8月，吉林油田零碳示范區新立采油廠Ⅲ區塊光熱系統正式并網運行，標志著亞洲最大陸上采油平臺集群零碳示范區建成投運，第一桶“零碳原油”應運而生。
“生產用能全部來自清潔能源，可以實現原油生產零碳排放。”賈雪峰介紹，吉林油田不僅通過風光發電項目實現了綠電替代，還通過地熱、光熱、空氣源熱部分替代天然氣加熱，每年可減少天然氣消耗60萬立方米。以新能源“組合拳”轉向新賽道，吉林油田實現區塊原油生產碳排放清零，從而誕生了“零碳原油”。
新機遇：精細存量開發非常規產品增量
在有著65年歷史的吉林油田，已探明儲量中非常規資源占比超80%。隨著開采存量變化，吉林油田動用儲量已逐步轉向以特低滲透、特低豐度資源為主，超低滲、特低滲油藏比例從50%上升到75%，特低豐度資源占比從70%上升到95%。
“舉個不恰當的例子，高滲透礦藏可以理解成打一口井油是噴出來的，而低滲透礦藏可能是需要千方百計才能把油‘擠’出來。”林海波說。
對吉林油田來說，非常規資源是挑戰也是機遇。面對資源品位紅利持續收窄的現實，吉林油田通過轉變開發思路、儲備新技術、開展先導試驗等方式，主動應對挑戰。近年來，吉林油田已形成先進的水平井鉆井和體積壓裂新技術，推動了致密油開發。
“通過加強自主研發、培養專業人才等措施，逐步攻克了多項技術難題，不僅有單一技術的突破，還有整體技術體系的完善與優化。通過技術創新，降低了成本，為非常規資源的規模化開發奠定了基礎。”吉林油田非常規資源開發公司經理葉勤友說。
新技術成本高，實現效益開采難，這是拓展非常規資源不得不面對的問題。對此，吉林油田秉承“沒有效益的油一滴也不動”的理念，在非常規資源開發過程中，大力推廣協作開發、一體化施工等模式，集結多家科研院所、生產單位整體聯動、通力協作，從方案組織、鉆井工程、采油工程、地面工程到生產運行、經營管理實現一體化。
2023年，吉林油田在長嶺頁巖油藏開發3口井，通過優選二開結構并配套油基泥漿，實現2000米水平段安全完井，鉆井周期大幅縮短。
油水井是吉林油田占比重最高的資產，化解油水井低產低效的矛盾，是破解“資產矛盾”的關鍵。吉林油田在開發管理上，深化改革，推進工程技術隊伍使用市場化。2015年以來，百萬噸產能建設成本降低30%，產能、產量到位率由70%提升到90%。
深化老區挖潛，打造縫網等特色壓裂技術。每年增加經濟可采儲量50多萬噸，儲采平衡系數由一度的負值提升到1以上。
實施精細注水，自營區連續5年綜合含水未上升，創歷史新高。勘探上，創新烴源巖內找油思路，致密油氣勘探取得突破。
今年上半年，吉林油田實現了油氣儲量、油氣產量、新能源發電量、經濟效益增長，時間過半、任務硬過半，成本、能耗雙下降。
“吉林油田將繼續推進綠色低碳轉型全面提速，形成多能互補、融合發展新模式，進一步全面深化改革，構建形成與高質量發展相匹配的體制機制。”吉林油田公司執行董事、黨委書記沈華說。
沈華表示，吉林油田將加快提升科技創新能力，完善科技創新體系，從根本上破解資源劣質化和效益發展困局，創新模式轉變老油田生產方式，全力構建開發生產新秩序，依托新能源實現轉型。
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