地处松辽盆地的吉林油田，是中国石油工业在东北大地绽放光芒的首批油田之一，迄今已有65年的开采历史。作为新中国老油田，它承载着为我国能源安全贡献力量的往昔荣光，却也经历着低渗透、低丰度、低产量的长期压力以及优质资源发现难、效益产量稳定难、投资成本控制难的过往艰难。
实现“碳达峰碳中和”是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革。我国提出“双碳”目标以来，多地加快布局清洁能源体系建设，这让老油田看到了新风口。在CCUS技术领域谋新突破，以零碳原油生产闯新赛道，依绿色能源体系抓新机遇……改革创新的澎湃动能之下，吉林油田不仅摘掉了一度亏损的帽子，还探索出“乘新而上”的高质量发展密码。
新突破：“双碳”背景下
推进CCUS应用
白露过后，吉林省松原市初感秋凉，位于此间的吉林油田黑46区块二氧化碳驱油与埋存循环注入站内，中控室工作人员轻触鼠标发出操作指令，不远处机房内设备轰鸣作响，使二氧化碳通过管道源源不断地注入地下……这是CCUS技术应用的关键一环。
CCUS，即二氧化碳捕集、利用与封存的英文简写。“打个比喻，地层就像三明治，原油就藏在各个地层的缝隙当中，生产原油就是要想方设法把缝隙中的油‘挤’出来。”吉林油田二氧化碳开发公司黑46注入站站长闫伟东介绍，“我们采用的CCUS技术，就是将二氧化碳变废为宝，把它们注入地下，利用他们作驱动力生产原油。”
生产原油是油田业务之本。开采年份越久使得开采难度越大，是老油田往往不得不面对的瓶颈。吉林油田的先天资源禀赋并不占优，实现可持续发展，就要聚焦如何在既有资源中“挤”产能、“挤”效益中做文章。吉林油田开发部高级专家祝孝华介绍，油田从1990年起历经30年持续攻关，在国内率先走通了CCUS全流程，积累了丰富经验和国际领先技术。
“相当于发现一个同等规模大油田。”吉林油田二氧化碳捕集埋存与提高采收率开发公司（一体化中心）主任张德平在大晴字井块区介绍，以往这里单纯靠注水驱油，采收率通常在23%至25%，如今采用CCUS注碳驱油，采收率实现了翻倍。“不仅降低了开采成本，更为石油行业低碳运转探出了一条可行的路子。”他说。
石油行业在我国推动实现“双碳”目标的进程中发挥着重要作用。石油开采过程往往伴随能源消耗和碳排放，如何降耗减排兼顾效益，是传统能源企业必须思考的课题。为此，吉林油田依托技术领域的突破，在国内建成首个全产业链、全流程CCUS利用示范工程，成为亚洲名列前茅的提高石油采收率项目。
通过持续优化CCUS注入环节的工艺，吉林油田在提高注入效果和安全性的同时，还在探索成本压降空间。今年8月10日，由吉林油田自主研发、国内首创的CCUS气水同注工艺先导试验全面完成。这不仅优化了原有注入系统，实现了控投降本，更提升了安全性。
“我们将原有注入设备流程由两套整合为一，创新设计了一体化注入橇，集分配、计量、调节功能于一身，实现二氧化碳与水同橇注入。”吉林油田勘察设计院一级工程师林海波说。
应用CCUS技术以来，吉林油田已累计埋存二氧化碳超过300万吨，相当于植树近2700万棵，或者近146.8万辆经济型轿车停开一年的减碳效果，可提高原油采收率20%以上。仅今年上半年，吉林油田就已累计向地下注入二氧化碳22.4万吨。
“今年我们已经形成了注入二氧化碳80万吨的能力。我们正在依托吉林市的资源，谋划在未来构建一条总长400公里的管道网络，把吉林石化等企业的碳源都利用起来，到‘十四五’末形成具备100万吨注入能力。”张德平说。
新赛道：老油田
产出第一桶“零碳”原油
秋阳杲杲，查干湖畔天高云淡，伴着视距远端的水鸟嬉戏，吉林油田零碳示范区新立采油厂Ⅲ区块的采油设备忙碌地运转着，构成一幅大美生态与工业旅游相映成趣的画面。
在人们的传统印象里，油田生产现场少不了一个个“磕头泵”循环往复地开展工作。而如今在吉林油田一些采油区，却是俗称的“采油树”聚合的井丛，与风电机、光伏板等清洁能源设备同框的生产现场，让人耳目一新。
“新的技术更具集约效应。井丛集中到一起，管道则向不同采油地区延伸，这样我们就腾出了大量珍贵的土地资源。”吉林油田新立采油厂常务副厂长张成明介绍，“采油树”下是斜井，错综复杂的油管可绵延至千米之外，周边上千万平方米面积以内原油均可汇集一处被采收。
采油是能源的获得过程，但也伴生大量能耗。“传统驱油过程依赖电力。吉林油田所处的吉林西部地区本身就是风、光资源较为富集的区域，我们向采掘成本要效益，就需要减少传统石油生产过程的能耗。”吉林油田企业首席专家贾雪峰介绍。
据统计，吉林油田矿权区风力发电年等效满负荷发电小时数3000小时以上，光伏年等效满负荷发电小时数1500小时以上，堪称“风光无限”。即便在废弃井场及平台周边土地资源、废弃油井井筒附近，风力、光能、地热等资源同样丰富。为此，吉林油田近年来发力建设新能源设备，为降低采掘成本提供基础保障。
“新能源赋能油田以来，我们的生产成本下降很多。以前火力发电成本每度6毛钱，风光发电每度成本2毛钱。”吉林油田新能源事业部副总经理姜一说。
今年8月，吉林油田零碳示范区新立采油厂Ⅲ区块光热系统正式并网运行，标志着亚洲最大陆上采油平台集群零碳示范区建成投运，第一桶“零碳原油”应运而生。
“生产用能全部来自清洁能源，可以实现原油生产零碳排放。”贾雪峰介绍，吉林油田不仅通过风光发电项目实现了绿电替代，还通过地热、光热、空气源热部分替代天然气加热，每年可减少天然气消耗60万立方米。以新能源“组合拳”转向新赛道，吉林油田实现区块原油生产碳排放清零，从而诞生了“零碳原油”。
新机遇：精细存量
开发非常规产品增量
在有着65年历史的吉林油田，已探明储量中非常规资源占比超80%。随着开采存量变化，吉林油田动用储量已逐步转向以特低渗透、特低丰度资源为主，超低渗、特低渗油藏比例从50%上升到75%，特低丰度资源占比从70%上升到95%。
“举个不恰当的例子，高渗透矿藏可以理解成打一口井油是喷出来的，而低渗透矿藏可能是需要千方百计才能把油‘挤’出来。”林海波说。
对吉林油田来说，非常规资源是挑战也是机遇。面对资源品位红利持续收窄的现实，吉林油田通过转变开发思路、储备新技术、开展先导试验等方式，主动应对挑战。近年来，吉林油田已形成先进的水平井钻井和体积压裂新技术，推动了致密油开发。
“通过加强自主研发、培养专业人才等措施，逐步攻克了多项技术难题，不仅有单一技术的突破，还有整体技术体系的完善与优化。通过技术创新，降低了成本，为非常规资源的规模化开发奠定了基础。”吉林油田非常规资源开发公司经理叶勤友说。
新技术成本高，实现效益开采难，这是拓展非常规资源不得不面对的问题。对此，吉林油田秉承“没有效益的油一滴也不动”的理念，在非常规资源开发过程中，大力推广协作开发、一体化施工等模式，集结多家科研院所、生产单位整体联动、通力协作，从方案组织、钻井工程、采油工程、地面工程到生产运行、经营管理实现一体化。
2023年，吉林油田在长岭页岩油藏开发3口井，通过优选二开结构并配套油基泥浆，实现2000米水平段安全完井，钻井周期大幅缩短。
油水井是吉林油田占比重最高的资产，化解油水井低产低效的矛盾，是破解“资产矛盾”的关键。吉林油田在开发管理上，深化改革，推进工程技术队伍使用市场化。2015年以来，百万吨产能建设成本降低30%，产能、产量到位率由70%提升到90%。
深化老区挖潜，打造缝网等特色压裂技术。每年增加经济可采储量50多万吨，储采平衡系数由一度的负值提升到1以上。
实施精细注水，自营区连续5年综合含水未上升，创历史新高。勘探上，创新烃源岩内找油思路，致密油气勘探取得突破。
今年上半年，吉林油田实现了油气储量、油气产量、新能源发电量、经济效益增长，时间过半、任务硬过半，成本、能耗双下降。
“吉林油田将继续推进绿色低碳转型全面提速，形成多能互补、融合发展新模式，进一步全面深化改革，构建形成与高质量发展相匹配的体制机制。”吉林油田公司执行董事、党委书记沈华说。
沈华表示，吉林油田将加快提升科技创新能力，完善科技创新体系，从根本上破解资源劣质化和效益发展困局，创新模式转变老油田生产方式，全力构建开发生产新秩序，依托新能源实现转型。（王昊飞 马晓成）
责任编辑：江蓬新
来源：经济参考报
