石油圈
截至2月10日，吉林油田已建成二氧化碳注气站3座，成功应用CCS-EOR技术埋存二氧化碳110万吨，阶段埋存率保持在96%以上，保障了长岭高含二氧化碳气田的清洁生产。二氧化碳驱累计增油10万吨，实现了控制二氧化碳温室气体排放、为采油增能量的双赢。
2016年，“二氧化碳驱油与埋存技术研究及应用”荣获中国石油和化工科技进步一等奖，“二氧化碳采油工程技术研究与应用”荣获吉林省科学技术进步二等奖。
什么是CCS-EOR技术？
CCS-EOR技术即二氧化碳捕集、埋存与提高采收率技术，是将捕集到的二氧化碳通过管道输送增压后注入油层，利用二氧化碳比水更能高效驱油的特性，使二氧化碳与地下原油充分接触混相，达到膨胀提高驱动能量、降低黏度、提高原油流动性的目的，将油藏中的原油尽可能多地驱赶到地面上来。在有效提高原油采收率的同时，将大部分二氧化碳永久地埋藏于油层中。部分伴随原油产出的二氧化碳循环注入油层，直至油藏废弃后全部埋存，实现二氧化碳的零排放。
目前，减少大气中的二氧化碳主要有3种途径：改进燃烧方式降低排放量、工业利用、捕集与埋存。在应对气候变化中，二氧化碳捕集和埋存（CCS）这种方式被寄予厚望。它是将二氧化碳从排放源中分离出来，输送到埋存点注入深部地层，使二氧化碳长期与大气隔绝。
吉林油田处理二氧化碳的策略，并非简单埋存，而是“榨干”其利用价值，即在赶“碳”入地的同时，利用二氧化碳将地下原油“驱”出地面。
CCS-EOR技术如何形成？
2005年，长岭气田开采的天然气含21%的二氧化碳，为吉林油田开展CCS-EOR技术研究提供了得天独厚的优越条件。
2006年，吉林油田在黑59区块建立6口注入井、23口采油井，进行CCS-EOR技术先导试验。黑59区块是新开发的原始油藏，储层物性好，CCS-EOR矿场试验见到良好效果。与水驱油相比，单井产量提高52%，采收率提高10%以上，二氧化碳动态埋存率达到96%以上。大情字井油田黑59试验区，也成为我国二氧化碳减排项目的首个示范工程。
2007年，中国石油首座含二氧化碳天然气净化处理厂——长岭天然气处理中心落户吉林油田，加快了CCS-EOR技术的工业化推广速度。
持续寻求老油田提产增效新门路的吉林油田，抓住这一新的三次采油技术，2010年选取中高含水油藏黑79区块作为扩大试验区，新增18个注入井组，64口采油井，当年年底开始注入，二氧化碳驱油年产量达到9万吨以上。同时，开展变压吸附试验，使天然气能源和二氧化碳气体成功从中分离， CCS-EOR技术体系更趋完善。
吉林油田2012年探索在水淹油藏实施此项技术，见到“起死回生”效果。技术人员选取黑79北区块重新布置井位、优化井网，开展小井距试验，即将注采井距离缩小至原来的一半，以加快试验进程。截至2016年年底，通过连续4年注入二氧化碳气体，试验区最高日产油45吨，平均日产油保持在35吨至40吨，是水驱标定产量的4倍至5倍，采收率较水驱提高15%。
为降低二氧化碳驱油成本，吉林油田又在效益利用气源上动脑筋，成功研发了中国石油行业内部独有的压缩机超临界注入技术。超临界的二氧化碳，既具备液态的密度，又具有气态的流动性，且超临界注入方式省去了二氧化碳气体的液化过程，可减少能量损耗、降低操作成本。
一系列先导与扩大试验证明，二氧化碳驱可以明显提高低渗透油藏采收率和单井产量，通过循环注入的方式实现二氧化碳零排放。
CCS-EOR技术有何重要意义？
经过20余年积累，吉林油田已建成黑59、黑79、黑46、小井距4个不同类型的CCS-EOR技术试验区，制定了二氧化碳驱油与埋存推广应用方案，并形成多项特色技术。
吉林油田二氧化碳捕集埋存与提高采收率开发公司技术研究所副所长李清介绍，吉林油田的二氧化碳捕集埋存技术，是以实现松辽盆地南部含二氧化碳天然气清洁开发为目的，集成二氧化碳捕集、储运、注入、驱采出流体集输处理和循环注入五大技术系列，形成经济高效的地面工程配套技术，可满足不同阶段二氧化碳驱油与埋存需求。
通过技术研发和矿场实践，吉林油田形成了一批有形化成果。其中，《油气田注二氧化碳操作规程》为国家标准，《二氧化碳驱注气井井筒完整性推注做法》为集团公司企业标准。这些为国家推广CCS－EOR技术提供了借鉴。
未来5年，吉林油田将应用这项技术实现年产油15万吨；预计2030年项目结束后，可累计埋存二氧化碳 400万吨、增油120万吨。同时，应用类型不断丰富，将为含二氧化碳天然气的开发利用及低渗透油田提高开发水平提供成功范例。
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