4月5日，长庆油田老井侧钻水平井液态二氧化碳前置增能压裂及碳埋存试验，在苏里格气田中区首获成功。各项技术数据显示，入井液态二氧化碳累计达100立方米，压后一次性放喷点火后火焰高达6至7米，监测二氧化碳埋存率超过80%，实现了压裂提产和环保减排的双重目标。

长庆油田油气工艺研究院研究压裂技术的专家介绍，二氧化碳前置增能技术以其独特的工艺优势应用于气田致密气藏和老区改造，对于低压、致密、强水锁砂岩储层具有明确的技术针对性，不但能达到地层能量补充、降低储层敏感性伤害及提高气藏最终可采储量的目的，还能够实现对二氧化碳的埋存，减少环境污染。

近年来，为了进一步提高气田老区的采收率、降低钻完井生产成本，长庆油田利用报废老井，在苏里格气田中、东区开展老井侧钻水平井钻完井压裂试验，取得了一定的效果。但由于老区开采时间较长，侧钻井地层压力普遍较低，对压裂液造缝效率和压后排液造成一定困扰。

对此，长庆油田科研技术攻关团队结合国家节能减排战略发展目标，利用液态二氧化碳在老井侧钻水平井开展了气田增能助排压裂和碳埋存试验，现场压后测试无阻流量达37万立方米/天，较区块前期老井侧钻水平井提高30%以上，取得了良好的增产效果。同时，为进一步掌握气田侧钻水平井碳埋存规律，压后开展了二氧化碳埋存监测试验，试验井排液8天累计返排气态二氧化碳7888立方米，折合液态二氧化碳13立方米左右。专家介绍，根据国外二氧化碳返排经验图版，此项试验在碳捕获、利用与封存效果方面达到了既定目标。

据了解，二氧化碳压裂已在集团公司个别油田企业进行了规模应用，但长庆油田结合自身低压、低渗、低丰度的“三低”油藏特征，创新性开展了将二氧化碳压裂增能提产与碳埋存中和相结合试验，既破解了低压储层压裂排液提产瓶颈，又解决了二氧化碳温室效应的环保问题，达到了事半功倍的效果。

此次试验的成功，为长庆油田掌握二氧化碳增能压裂的碳埋存规律提供了关键数据支撑。2022年，长庆油田将在苏东北、靖边上古等低产低效区和老井侧钻水平井全面应用此项技术，为气田低压致密气区的高效发展提供强力技术支撑。