2024-06-04 20:08
按照“疫情要防住、经济要稳住、发展要安全”的总体要求，吉林油田公司今年上半年打了一场漂亮的扭亏脱困翻身仗：生产油气262.2万吨，完成年计划53%；桶当量完全成本、折旧折耗成本、现金成本、基本运行费均大幅下降，整体盈利。
八年治亏，终得正果。今年是吉林油田实现本质扭亏的关键之年，吉林油田全力构建原油、天然气、新能源“三分天下”新布局，全面推进公司26项工作部署，凝心聚力、真抓实干，生产经营创八年来最好水平，已过甲子之年的老油田“逆龄生长”。
对吉林油田而言，老油田是效益稳产的压舱石，老油田稳不住，不可能有效益，老油田成本降不下来，即使产量稳住了也没有效益，所以必须做好老油田精益管理。吉林油田呈现渗透率低、丰度低、单井产量低特点。只有练好内功，深化精益管理研究，抓好开发实践落实，才能真正走通效益发展之路。
结合扶余油田老区资源潜力实际情况，吉林油田坚持立足打高产井、高效区块，进一步深化剩余油研究，老区挖潜实现高产高效。在高产新井方面，创新井位部署思路，由躲断层向靠断层转变，细化追踪砂体有利部位，挖掘断层附近剩余油；由静态描述向精准描述转变，精准评价注采关系，挖掘井间富集剩余油。据此部署的18口新井先后获得高产，平均单井日产达到设计的3.7倍。在高效区块方面，围绕提高区块经济采收率，深化效益潜力研究，由定性评价向定量描述转变，小层整体动用转向差异化改造，砂组分注模式转向近阻组合分注，改善注采对应关系，长效发挥生产能力，中65和中38区块实现高效调整，内部收益率分别达到12.7%和11.8%。
吉林油田积极转变工作思路，坚持“老区不老、小块不小”工作理念，围绕富油区带常规油深入开展精细再评价，在扶余油田北部实现“镶金边”。扶北富油区带部署完钻4口评价井，其中3口井试采获得初期高产，为老油田持续稳产奠定了重要资源基础，为扶余采油厂老井措施增产探索了一条新思路，形成了富油区带再评价模式，有望推动自营区剩余难采储量实现择优高效动用。
针对伏龙泉气田经过十余年滚动开发，进入低压低产阶段的现状，吉林油田打破惯性思维，坚持在停产井挖潜上下深功夫，积极开展停产井解堵复活技术攻关，见到显著成效。在稳产上产思路上，由助排、提压小措施转变到聚焦剩余气，深入分析气井产出物复杂、近井地带堵塞等影响产能发挥问题，以长停井综合治理为目标；在地质上，紧紧抓住剩余储量富集区，优选储能系数高、采出程度低、产量突降的气井，分类制定挖潜对策，形成解堵复产方案；在工程上，深入分析储层堵塞原因，联合攻关解堵工艺，精准制定、持续优化解堵工艺方案，跟踪优化现场施工参数、调整药剂配方，保证解堵效果。通过应用蒸汽脉冲解堵技术，成功复活2口井，日增气5万立方米。长停井解堵复产技术的突破，进一步增强了老区稳产的信心，同时对王府气田低产、停产井挖潜具有重要的指导、借鉴意义。
吉林油田还牢固树立系统梳理老区就会有新认识，精细挖潜老井就会有新效益理念，始终坚持立足长远抓当前的工作机制，聚焦公司本质扭亏脱困和提质增效的发展需要，积极解放思想，创新技术做法，科学抓好松南老油气田稳产工作，确保老区再现新活力。
7月2日，吉林油田相继在老区老井试油试气中喜获双突破：在大情字井地区黑203井青二段Ⅳ砂组试油获高产油流，在德惠断陷鲍家洼槽德深80-7井营一段致密气试气获高产气流。这完全得益于吉林油田围绕高效勘探的中心任务，克服疫情、天气等带来的诸多不利影响，深化老区勘探认识，精细挖掘老井潜力，在老油田老探区老探井取得新突破，实现了“利用有限投资快捷高效落实经济可采储量”目标，为实现本质扭亏提供资源保障。
CCUS即二氧化碳捕集埋存与提高采收率技术，是减少二氧化碳排放的关键技术之一。该技术将工业二氧化碳捕集后注入地下驱油，实现二氧化碳高效埋存，在实现碳减排同时提高低渗透油田采收率，是驱油与埋存并行、效益与环保并重的一项绿色开发技术。
作为一个开发已有60年的老油田，近年来，吉林油田全力落实国家“双碳”目标，大力推进绿色低碳转型发展，构建了增储上产、提质增效、低碳开发于一体的上下游绿色低碳协同发展新模式。除做好生产经营工作，更加注重生态文明建设，实现了“驱油”经济效益与“减排”社会效益双赢。
近年来，针对制约CCUS效益推广面临的难题，吉林油田依托黑125区块CCUS工业化应用试验，开展集约化注气开发、模块化集中注入工艺、低成本工程配套技术、智能化注气生产管控4项关键技术研究，创新建立了CCUS效益推广应用模式，实现了降低成本、提高效率、精益生产3项目标。
黑125试验区建成世界最大的16口注气井大平台，形成了新模块化地面工艺、注气、注水系统一体化设计，设备集成撬装、多模块组合，实现井站无人值守。今年7月7日，吉林油田CCUS效益推广应用系列技术在黑125区块取得显著成效，黑125区块长停井和转抽井逐步自喷生产，日产油量比2020年7月技术应用前提高了3倍以上。
吉林油田目前已经建成五类CCUS示范区，截至今年上半年，累计埋存二氧化碳250余万吨，动态埋存率91.6%，通过循环回注最终实现二氧化碳全部埋存。吉林油田通过实践证明，CCUS在技术成熟的前提下可以实现近零排放，是实现埋存与利用兼顾、减排与增效双丰收的现实之路，是实现原油清洁高效开采和环境保护的有效办法。吉林油田正全面推动上下游各领域全方位的联动和集成，加快建设碳源多主体供给、多渠道保障、内外互补的源汇匹配商业模式，不断推进CCUS产业的培育、发展和壮大。目前，吉林油田一期20万吨CCUS驱油工程开始现场实施，预计“十四五”末年注气能力达到142万吨。
结合二氧化碳驱资源实际，统筹油气业务与新能源融合发展，吉林油田绘就了“一体”“两翼”“三步走”的CCUS发展蓝图。“一体”是以乾安地区大情字井油田、乾安油田和让字井油田为主体，“两翼”是指南翼莫里青油田和北翼大安油田，“三步走”是指二氧化碳混相驱、近混相驱、非混相驱接续实施，渐进式扩大规模。2025年CCUS驱油产量40.2万吨，年注入二氧化碳量142万吨，力争在国内率先建成百万吨二氧化碳埋存和百万吨驱油产量的“双百”示范区，为集团公司绿色低碳发展贡献“吉林方案”。
围绕目标，吉林油田加快方案编制，完成大情字井油田CCUS规划方案，打造百万吨绿色低碳油田开发示范区，年埋存二氧化碳能力300万吨，驱油阶段累埋存5911万吨，峰值年产油110万吨，保持10年稳产，增加经济可采储量千万吨以上。完成黑125-黑46区块方案优化，投资降幅13%，内部收益率提高2.6%。完成黑72区块未动用储量水驱气驱一体化方案，目前已进入现场实施，成功后带动大情字井油田5871万吨难采储量效益动用。完成莫里青油田8注47采的二氧化碳驱先导试注方案。
“发展CCUS技术是落实国家‘双碳’目标、主动承担社会责任和践行绿色低碳行动‘三步走’的重要举措。”
吉林油田公司二级技术专家祝孝华表示，全面发展CCUS技术为吉林油田创造了前所未有的发展机遇，吉林油田正在转型中发展、在发展中转型，一定会牢牢端稳能源“饭碗”。
盛夏时节，在美丽的查干湖畔，亚洲陆上第一大采油平台矗立在这里，新立采油厂采油二区经理庄文丰正在他的新岗位上进行巡查。过去，采油设备主要靠传统煤电驱动，能耗高、污染风险系数大，如今，焕然一新的新立16号平台井全面换装成光伏发电设备，成为了实施节能降耗、降本增效的典范。
吉林省风光资源丰富，吉林油田主要矿权范围位于吉林省“陆上风光三峡”核心区，2021年11月4日，吉林省下达700兆瓦风光发电指标，其中150兆瓦为自消纳项目，为提升消纳水平、提高替代效益，在项目规划中，吉林油田采用“宜风则风、宜光则光”的设计原则，充分利用风光发电互补优势，以“见缝插针”方式全面布局，合理利用每一寸土地，科学规划建设规模和建设地点，确保所有用电区域“应建尽建”，实现最大能力的自消纳。吉林油田公司以国家“双碳”目标为引领，按照中国石油“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走战略部署，2021年以来在吉林省大力支持下，加快布局新能源，着力构建原油、天然气、新能源“三分天下”的新发展格局，全力打造“吉林绿色协同发展示范基地”。
致力于油气生产过程低碳化，打造低碳、零碳油田。吉林油田始终把节能作为第一能源，不断强化能耗总量和能源强度“双控”管理，今年上半年能耗总量对比同期降低1.25万吨标煤。加快新能源与油气融合发展，风光储等新供能方式与产能同部署、同设计、同实施。在新立16号平台，安装光伏发电，满发期间可满足所有抽油机用电。在此基础上，吉林油田继续组织应用“光伏+光热+储热+空气能”等多种新能源，力争生产“零碳原油”。正在实施的15万千瓦自发自用风光发电项目全部投产后，可占吉林油田总用电量的四分之一。
下步，吉林油田将进一步推进终端用能再电气化改造，加大绿电替代规模，实施地热、余热、光热的高效利用，全力建设多能互补、绿色智慧用能新架构，努力实现化石能源零消耗。
吉林油田还努力打造综合性能源公司，做清洁低碳能源贡献者。通过大力提升天然气产量，保证国家天然气供应安全。谋划“天然气+”清洁能源工程，推进气电调峰与可再生能源协同开发。牵头建设吉林省1200万千瓦“风光气储氢一体化”新能源大基地，通过“吉电入京”通道为首都提供绿电。目前，吉林油田公司积极融入吉林省“陆上风光三峡”建设，正在推进的昂格55万千瓦风电项目，是中国石油首个大型陆上风电场。（来源：吉林油田）