石油圈
截至2月10日，吉林油田已建成二氧化碳注氣站3座，成功應用CCS-EOR技術埋存二氧化碳110萬噸，階段埋存率保持在96%以上，保障了長嶺高含二氧化碳氣田的清潔生產。二氧化碳驅累計增油10萬噸，實現了控制二氧化碳溫室氣體排放、為采油增能量的雙贏。
2016年，“二氧化碳驅油與埋存技術研究及應用”榮獲中國石油和化工科技進步一等獎，“二氧化碳采油工程技術研究與應用”榮獲吉林省科學技術進步二等獎。
什么是CCS-EOR技術？
CCS-EOR技術即二氧化碳捕集、埋存與提高采收率技術，是將捕集到的二氧化碳通過管道輸送增壓后注入油層，利用二氧化碳比水更能高效驅油的特性，使二氧化碳與地下原油充分接觸混相，達到膨脹提高驅動能量、降低黏度、提高原油流動性的目的，將油藏中的原油盡可能多地驅趕到地面上來。在有效提高原油采收率的同時，將大部分二氧化碳永久地埋藏于油層中。部分伴隨原油產出的二氧化碳循環注入油層，直至油藏廢棄后全部埋存，實現二氧化碳的零排放。
目前，減少大氣中的二氧化碳主要有3種途徑：改進燃燒方式降低排放量、工業利用、捕集與埋存。在應對氣候變化中，二氧化碳捕集和埋存（CCS）這種方式被寄予厚望。它是將二氧化碳從排放源中分離出來，輸送到埋存點注入深部地層，使二氧化碳長期與大氣隔絕。
吉林油田處理二氧化碳的策略，并非簡單埋存，而是“榨干”其利用價值，即在趕“碳”入地的同時，利用二氧化碳將地下原油“驅”出地面。
CCS-EOR技術如何形成？
2005年，長嶺氣田開采的天然氣含21%的二氧化碳，為吉林油田開展CCS-EOR技術研究提供了得天獨厚的優越條件。
2006年，吉林油田在黑59區塊建立6口注入井、23口采油井，進行CCS-EOR技術先導試驗。黑59區塊是新開發的原始油藏，儲層物性好，CCS-EOR礦場試驗見到良好效果。與水驅油相比，單井產量提高52%，采收率提高10%以上，二氧化碳動態埋存率達到96%以上。大情字井油田黑59試驗區，也成為我國二氧化碳減排項目的首個示范工程。
2007年，中國石油首座含二氧化碳天然氣凈化處理廠——長嶺天然氣處理中心落戶吉林油田，加快了CCS-EOR技術的工業化推廣速度。
持續尋求老油田提產增效新門路的吉林油田，抓住這一新的三次采油技術，2010年選取中高含水油藏黑79區塊作為擴大試驗區，新增18個注入井組，64口采油井，當年年底開始注入，二氧化碳驅油年產量達到9萬噸以上。同時，開展變壓吸附試驗，使天然氣能源和二氧化碳氣體成功從中分離， CCS-EOR技術體系更趨完善。
吉林油田2012年探索在水淹油藏實施此項技術，見到“起死回生”效果。技術人員選取黑79北區塊重新布置井位、優化井網，開展小井距試驗，即將注采井距離縮小至原來的一半，以加快試驗進程。截至2016年年底，通過連續4年注入二氧化碳氣體，試驗區最高日產油45噸，平均日產油保持在35噸至40噸，是水驅標定產量的4倍至5倍，采收率較水驅提高15%。
為降低二氧化碳驅油成本，吉林油田又在效益利用氣源上動腦筋，成功研發了中國石油行業內部獨有的壓縮機超臨界注入技術。超臨界的二氧化碳，既具備液態的密度，又具有氣態的流動性，且超臨界注入方式省去了二氧化碳氣體的液化過程，可減少能量損耗、降低操作成本。
一系列先導與擴大試驗證明，二氧化碳驅可以明顯提高低滲透油藏采收率和單井產量，通過循環注入的方式實現二氧化碳零排放。
CCS-EOR技術有何重要意義？
經過20余年積累，吉林油田已建成黑59、黑79、黑46、小井距4個不同類型的CCS-EOR技術試驗區，制定了二氧化碳驅油與埋存推廣應用方案，并形成多項特色技術。
吉林油田二氧化碳捕集埋存與提高采收率開發公司技術研究所副所長李清介紹，吉林油田的二氧化碳捕集埋存技術，是以實現松遼盆地南部含二氧化碳天然氣清潔開發為目的，集成二氧化碳捕集、儲運、注入、驅采出流體集輸處理和循環注入五大技術系列，形成經濟高效的地面工程配套技術，可滿足不同階段二氧化碳驅油與埋存需求。
通過技術研發和礦場實踐，吉林油田形成了一批有形化成果。其中，《油氣田注二氧化碳操作規程》為國家標準，《二氧化碳驅注氣井井筒完整性推注做法》為集團公司企業標準。這些為國家推廣CCS－EOR技術提供了借鑒。
未來5年，吉林油田將應用這項技術實現年產油15萬噸；預計2030年項目結束后，可累計埋存二氧化碳 400萬噸、增油120萬噸。同時，應用類型不斷豐富，將為含二氧化碳天然氣的開發利用及低滲透油田提高開發水平提供成功范例。
版權聲明|文章來自中國石油報，版權歸原作者所有。
（本文系本網編輯轉載，轉載目的在于傳遞更多信息，并不代表本網贊同其觀點和對其真實性負責。如涉及作品內容、版權和其它問題，請在30日內與本網聯系，我們將在第一時間刪除內容。）
未經允許，不得轉載本站任何文章：
