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。