吉林油田打破油、水、气井的功能壁垒，以换向驱油新技术精准施策老区开发，大幅提升老油藏采收率——　　

一口井，激活一片网。8月20日，在吉林油田黑46区块，情1-2井由采油井转为注气井5年来，让周边6口油井重拾活力，平均日产油量由0.8吨攀升至1.5吨。

这一变化的背后，是吉林油田在CCUS-EOR项目中推行的换向驱油新技术——通过油井、水井、气井的灵活互转，让沉寂多年的老采油区重获新生。

井别互换——创新注采开发体系

长期以来，“油井采油、水井注水、气井注气”的固化认知，严格限定了各类油井设备功能，严重制约了吉林油田老油藏的剩余潜力挖掘。

为破解开发难题、盘活效益空间，吉林油田二氧化碳开发公司率先突破传统思维，在问题尤为突出的大情字井油田推行油井、水井、气井互通转换的换向驱油新技术，打破三类井别“各司其职、不可跨界”的开发壁垒，通过重构差异化井网、精准优化注采参数、配套水气协同驱替工艺，盘活存量井网资源，深度挖掘老油藏剩余油潜力。

根据开发规划，在大情字井油田黑46区块、黑72区块，吉林油田二氧化碳开发公司累计部署了新钻及改造井256口，其中油井193口、气井63口，涵盖老油井水气交替驱改造、注水井转采油井、常规油井及水井转注气井等多元改造类型。此次系统性井别调整，是基于储层展布、剩余油分布、驱替方向的精准把控，是适配老油藏开发规律的科学化、规模化布局。

随着井网优化调整落地，两大区块双重驱替赋能成效凸显。黑46区块形成72注165采的规模化注采体系，采收率提高19.3个百分点。黑72区块由原有8注32采调整为11注29采，采收率提升18.4个百分点。

差异化定制——分区施策精准赋能

油井、水井、气井灵活互转，表面是井别功能的简单调换，背后却是吉林油田二氧化碳开发公司技术团队对油藏地质特征、油水气运动规律、剩余油分布特点的精准研判与科学规划。

秉持“有依据、有效果、有效益”的优化原则，技术团队针对不同区块、不同井区的储层发育状况、井况条件及开发成效差异，定制差异化井网优化方案，实现精准施策、靶向开发。

针对黑46区块，技术团队以区域资源禀赋为依据，将其划分为黑46北部、黑46南部两个井区，分别制定差异化的井网优化方案。黑46南部的优质资源区采用转注顺砂体五点井网模式，黑46北部低丰度区采用灵活适配的线性井网模式。

在面临同样困局的黑72区块，技术团队借鉴新区的成熟开发技术，应用转注反七点井网模式，全方位适配不同区块的油藏开发需求。

在注入工艺上，技术团队依托长岩芯室内实验成果，创新采用水气交替注入方式。相比传统连续的注气方式，水气交替注入方式的驱油效率提升了7%，既能最大程度扩大驱替波及体积，又能有效遏制气窜问题。同时，通过精准调控二氧化碳日注量，稳步恢复地层压力，从而满足混相驱开发的要求。改造后，黑46区块的地层压力从初期14.6兆帕提升至最高19兆帕，为高效驱油、产能提升奠定了坚实基础。

从单井到井网——构建绿色生产新格局

换向驱油新技术的落地应用，彻底打破了吉林油田传统固化的井别开发模式。通过井体功能动态互换、多轮次参数调整、水气协同驱替、碳驱补能增效等系列配套工艺，有效激活老油藏深部剩余油潜力，推动老油田迈入二次高效开发新阶段，规模化提质增效成果持续释放。

多项现场试验验证：井别互换改造，能够精准贴合砂体沉积规律与油藏渗流特征，有效改善地下驱替流线分布，充分释放存量井网资源价值。

更具突破意义的是，转换井在长期生产、注水、注气开发后，技术团队还可根据油藏动态变化开展二次、多次井别优化转换，以低成本、少新井、高复用的开发模式，持续释放老油田的开发潜力，最大化提升整体开发效益。

目前，大情字井油田已成为换向驱油技术的核心示范区，“水驱+碳驱”复合开发模式持续推广，CCUS-EOR项目规模化、绿色化开发格局逐步成形。按照开发规划，到“十五五”末期，CCUS-EOR项目在黑46区块、黑72区块全面建成投用后，大情字井油田年二氧化碳注入量将突破100万吨，地层补能与驱替改造能力实现跨越式提升。

从一口井的“角色转换”到整片井网的“功能重塑”，这场始于井别互换的变革，折射出吉林油田开发思维的系统跃迁：“碳驱”与“水驱”的协同发力，使大情字井油田既成为增产提效的“试验田”，也化身碳封存利用的“先行区”，为老油田稳产增效、规模化推进碳驱开发、构建绿色油气生产体系注入持久动力。