中國石油網消息（記者張峰 通訊員何明舫 高偉）4月5日，長慶油田老井側鉆水平井液態二氧化碳前置增能壓裂及碳埋存試驗，在蘇里格氣田中區首獲成功。各項技術數據顯示，入井液態二氧化碳累計達100立方米，壓后一次性放噴點火后火焰高達6至7米，監測二氧化碳埋存率超過80%，實現了壓裂提產和環保減排的雙重目標。

　　長慶油田油氣工藝研究院研究壓裂技術的專家介紹，二氧化碳前置增能技術以其獨特的工藝優勢應用于氣田致密氣藏和老區改造，對于低壓、致密、強水鎖砂巖儲層具有明確的技術針對性，不但能達到地層能量補充、降低儲層敏感性傷害及提高氣藏最終可采儲量的目的，還能夠實現對二氧化碳的埋存，減少環境污染。

　　近年來，為了進一步提高氣田老區的采收率、降低鉆完井生產成本，長慶油田利用報廢老井，在蘇里格氣田中、東區開展老井側鉆水平井鉆完井壓裂試驗，取得了一定的效果。但由于老區開采時間較長，側鉆井地層壓力普遍較低，對壓裂液造縫效率和壓后排液造成一定困擾。

　　對此，長慶油田科研技術攻關團隊結合國家節能減排戰略發展目標，利用液態二氧化碳在老井側鉆水平井開展了氣田增能助排壓裂和碳埋存試驗，現場壓后測試無阻流量達37萬立方米/天，較區塊前期老井側鉆水平井提高30%以上，取得了良好的增產效果。同時，為進一步掌握氣田側鉆水平井碳埋存規律，壓后開展了二氧化碳埋存監測試驗，試驗井排液8天累計返排氣態二氧化碳7888立方米，折合液態二氧化碳13立方米左右。專家介紹，根據國外二氧化碳返排經驗圖版，此項試驗在碳捕獲、利用與封存效果方面達到了既定目標。

　　據了解，二氧化碳壓裂已在集團公司個別油田企業進行了規模應用，但長慶油田結合自身低壓、低滲、低豐度的“三低”油藏特征，創新性開展了將二氧化碳壓裂增能提產與碳埋存中和相結合試驗，既破解了低壓儲層壓裂排液提產瓶頸，又解決了二氧化碳溫室效應的環保問題，達到了事半功倍的效果。

　　此次試驗的成功，為長慶油田掌握二氧化碳增能壓裂的碳埋存規律提供了關鍵數據支撐。2022年，長慶油田將在蘇東北、靖邊上古等低產低效區和老井側鉆水平井全面應用此項技術，為氣田低壓致密氣區的高效發展提供強力技術支撐。