截至7月19日，吉林油田二氧化碳驱小井距全生命周期试验区12年来累计注入二氧化碳达到40万余吨。其中，核心评价区最终采收率可达57%。这验证了二氧化碳驱大幅提高采收率的良好效果，为集团公司推广CCUS试验提供了有力支撑。
吉林油田是典型的“三低”油田，资源禀赋不佳。为实现效益开发，吉林油田开展了二氧化碳驱小井距试验，为低品位资源的高效动用探寻新的途径，助力老油田稳产增产。2008年开始，在多年积累的三次采油技术支撑下，吉林油田开展二氧化碳驱先导试验，验证了这种驱替方式在特低渗油藏提高开发效果的潜力。2010年，吉林油田开展中高采出程度二氧化碳驱先导试验，高峰期日产油较水驱提高33%，验证了吉林油田将水驱开发方式调整为二氧化碳驱的技术可行性。
但此时的二氧化碳驱仍不具备大范围推广的条件。要了解二氧化碳驱全过程开发的规律和特点，准确认识其提高采收率的程度，就必须加快评价节奏。吉林油田结合储层实际，反复论证，最终确定在大情字井黑79北区进行小井距加密，开展二氧化碳驱全流程试验。通过这种方式，可在10年左右的时间里完成全生命周期建设。
吉林油田二氧化碳开发公司运维中心副主任程海贺介绍，大情字井黑79北区的地质条件和开发特征比同类油藏更具有代表性，更适合开展小井距试验。经过多年的水驱开发，这个区块的含水率已高达91%以上，采出程度较高，可很好地验证二氧化碳驱在水驱后期开发油藏中提高采收率的幅度。油藏类型属于典型的低孔隙度、低渗透率，能够形成混相注入。黑79北区井网类型为反九点常规井网，可调整为适合二氧化碳驱开发的井网。同时，黑79北区与黑79液相注入站较近，地理条件优越，建设更加容易。
由于没有成熟的经验可借鉴，完全是摸着石头过河，二氧化碳驱小井距试验实施过程中遇到了很多水驱开发中未曾遇到的难题。面对管线腐蚀问题，技术人员对腐蚀速率进行系统研究，模拟不同工况，自主研发低成本防腐药剂，并形成一系列技术体系。面对气液同出造成的生产难题，技术人员通过加强注采关系研究，在注入端实行“一井一策”，根据岩性试验和气窜通道的研究成果，制定合理的水气段塞，有效控制气窜发生。
经过10余年磨砺，吉林油田黑79北小井距试验区历经快速连续注气、水气交替、综合调控3个阶段，完成全生命周期的“临床”试验。目前，黑79北小井距试验区仍是注气驱油的主力区块。二氧化碳开发公司坚持以问题、目标、效益为导向，按照已设定方案落实气驱提效、水驱治理、增产措施，持续提高已实施二氧化碳驱开发的效果。目前，黑79北区日注气能力达到270吨，已累计注气44万吨，核心区累计增油2.9万吨。
吉林油田的小井距试验基本走完了二氧化碳驱全生命周期，明确了陆相高含水低渗透油藏二氧化碳混相驱的全过程开发规律，定型了二氧化碳驱油提高采收率、气液分输等相关CCUS技术，具备了工业化应用能力。今年上半年，吉林油田顺利完成黑79液相注入站伴生气系统、掺输系统等流程改造阶段任务，实现所辖各气驱区块伴生气的循环回注，改造后每天可增加伴生气循环回注能力20万立方米，同时降低集输系统压力、提高气驱效果。
下一步，随着开发经验的丰富和技术手段的成熟，吉林油田还将继续适时优化调整二氧化碳驱小井距开采方式，力争将剩余油“吃干榨净”，形成更成熟更完善的二氧化碳驱油方案。