近日，从长庆油田元284转变开发方式提高采收率试验区现场传来好消息，国内首口水平井井筒再造二氧化碳增能重复体积压裂试验取得成功。这标志着，随着井筒再造桥射联作工艺日趋成熟，水平井压裂效率得到大幅提升；更重要的是，这项技术还能进行二氧化碳地质封存，实现非常规油气资源的绿色、低碳开发。

随着开采时间增长，鄂尔多斯盆地部分超低渗透油藏采油速度、采收率逐年降低。特别是早期投产的水平井，施工段数少、改造规模小，受储层物性差和天然裂缝发育等因素影响，注水效果甚微。针对这一开发困境，长庆油田积极探索超低渗油藏新型开发方式，攻关形成了以“压前补能、压中增能、压后扩能”为核心的水平井重复体积压裂技术，二氧化碳增能体积压裂就是其新型工艺的探索与突破。

2021年，长庆油田油气当量将冲刺6200万吨，元284老区作为国内首个超低渗透油藏转变开发方式示范区，在科研人员的持续攻关下，年产油能力已由2.3万吨提高至10万吨。“目前，超低渗透油藏动用储量占长庆油田已动用储量的40%以上，老油田稳产作为高质量发展的关键部分，通过体积压裂转变开发方式显得尤为重要。”油气工艺研究院副院长杨海恩说。

相较于普通埋存，在油井压裂过程中注入液态二氧化碳，可以使二氧化碳更加快速集中地注入地层中。通过二氧化碳对储层原油的混相、萃取作用，不仅撬动了超低渗油藏提升采收率的技术新增量，也为老油田开发过程中实现绿色环保、节能减排进行了有益探索。“元284区内的川平50-15井采用井筒再造桥射连作工艺，连续带压作业条件下井口不放喷，给了二氧化碳充分的扩散时间，”长庆油田油气工艺研究院薛小佳向记者介绍，“我们在施工现场配备2台二氧化碳高压泵车，注入排量达2.2立方米/分钟，单段注入二氧化碳达100方。此外，现场还有20台卧式二氧化碳储存罐，以保证液态二氧化碳的及时供应。”

据介绍，川平50-15井累计进行了10段次二氧化碳注入施工，共注入液态二氧化碳达1000余方，相当于注入1万方清水的增能效果。为进一步提高水平井重复压裂作业效率，解决精准分段压裂、老井管外窜等问题，通过采用井筒再造桥射联作工艺使压裂效率由常规工艺的2天1段提升至1天3段，该井共计完成26段77簇压裂、实现39级暂堵、入地液量4.2万方，各项技术参数较前期均有大幅提升。