吉林油田二氧化碳驱油开发试验稳步推进，截至3月10日，黑59和黑79两个试验区单井日产比水驱分别提高60%和30%，年驱油能力已达10万吨以上。

　　长岭气田是吉林油田的主力气田，目前已形成20亿立方米以上的年采出和处理能力，开发过程却一波三折。2005年9月25日，长深1井中途裸眼测试，获得日产天然气46万立方米，无阻流量超过百万立方米，揭开了长岭气田大开发的序幕。就在人们满心欢喜之际，现场技术人员发现，这口井的井管突然变得像筛子孔一样。检测得知，天然气中二氧化碳含量高达20%以上，其强腐蚀性造成了井管筛孔。

　　此后，吉林油田专门成立长岭气田天然气处理项目组，通过建设由天然气脱水、脱碳、二氧化碳压缩等14套系统组成的综合处理站，对含碳超标的天然气进行处理，实现气碳分离。

　　二氧化碳被分离出来之后，又一个新的问题摆在了面前，分离出的二氧化碳怎么办?

　　利用二氧化碳驱油，是近年来国际上发展应用的一项提高原油采收率的新技术。在国家、中石油股份公司等专项研究支撑下，中国第一个天然气脱碳项目在吉林油田正式落成，中国第一套油田注碳工艺付诸实施，以大情字井油田黑59区块为首块试验田，开展了注入二氧化碳代替水驱提高油田采收率试验。

　　2010年12月15日，长岭气田全面投产，标志着我国集天然气开采、二氧化碳分离、二氧化碳埋存和驱油提高采收率于一体的配套技术系列取得重大突破。目前，研究领域不断深入，试验规模不断扩大。

　　吉林油田有关专家介绍，2012年以来，吉林油田强化跟踪分析，有针对性地开展系统注采调控，取得了良好试验效果。日前，黑59先导试验区19 口可对比井日产油由30吨上升至44吨，与水驱标定对比提高76%;黑79南扩大试验区稳定注气11井组日产油116吨，与水驱标定对比提高38%，表明二氧化碳驱具有较强的提高低渗储量动用率和提高采收率的能力。

　　与此同时，吉林油田积极开展二氧化碳驱防腐技术研究、防气举升工艺试验、产出流体计量试验等技术研究，并及时妥善解决现场问题，指导优化工程方案，为规模实施二氧化碳驱油提供技术储备。

　　此外，科技人员还根据二氧化碳对原油具有较好的溶胀性和降黏作用的特性，创造性地开展了二氧化碳吞吐试验，选取了投产时间较长的黑平1井，通过数值模拟优化，确定了施工参数。试验取得成功后，在示范区内进一步扩大实施，形成新的水平井开发模式。目前，该试验已进入现场实施阶段，为今后形成二氧化碳年驱油50万吨乃至更大规模目标奠定基础。

　　专家点评

　　周光召(原全国人大常委会副委员长、中科院院长)：

　　二氧化碳减排是全世界关注的重大问题，吉林油田温室气体提高石油采收率的资源利用及埋存项目取得了阶段性成果，实现了变废为宝，一举双赢，不仅实现了二氧化碳埋存和提高油田采收率的双重目的，而且对于我国乃至世界的二氧化碳温室气体减排工作都有着非常重要的意义。

　　陈丙春(吉林油田公司副总工程师)：

　　松辽盆地二氧化碳驱油与埋存技术示范工程是以现场试验为依托，通过生产实践，应用技术、完善技术，最终形成成熟配套技术，并大规模推广应用。特别是针对黑59先导试验区及黑79扩大试验区注采矛盾突出等情况，广大科技人员坚持以确保试验安全高效为目标，在系统注采调控、工业化实施方案完善、现场工程方案优化，以及二氧化碳非混相驱应用探索等方面开展了技术攻关，各项工作得到有效推进，现场试验安全平稳，2012年驱油能力已达10万吨，今后将努力向年驱油50万吨乃至更大规模工业化应用目标迈进。