石油壹号网讯 “这项技术就像在致密油气藏储层修了‘高铁’，从前那些难见天日的油气资源这下像是驶入了‘快车道’。”10月15日，吉林油田油气工程研究院油气藏改造中心所长段永伟这样形容二氧化碳无水蓄能压裂技术。

据了解，目前中国石油有两家油田开展了这项技术的研究。其中，吉林油田率先取得突破。这为其开发致密油气藏提供了一条新路径。

无水如何压裂

二氧化碳无水蓄能压裂是一项国际前沿的增产改造技术。该技术采用液态二氧化碳作为压裂液代替常规水基压裂液，将石英砂或陶粒等支撑剂带入地层形成高导流裂缝，可实现增产改造全过程无水相，是致密油气藏提产增效的法宝。不仅如此，还有节水和有效埋存二氧化碳的双重功效。

该技术涉及技术领域广、集成度高，可借鉴的研究经验寥寥无几。然而面对老油田资源品质差，剩余开采资源近一半为难采储量的现状，吉林油田实现效益开发唯有依靠创新驱动。

2012年，这项世界尖端技术的研究在吉林油田拉开了序幕。两年后，无水蓄能压裂的关键工艺和设备研究取得重大突破。经过对十几种液态二氧化碳稠化剂配方的评价，研究人员终于筛选出性能稳定并能满足压裂施工过程挟砂要求的体系。此外，在北美二氧化碳混砂罐卧式罐体设计的基础上，创新设计了适合吉林油田的立式二氧化碳混砂罐，弥补了卧式罐体容积小，遇冷过程中汽化量大的缺陷，满足了大规模压裂持续加砂的需求。

首试闯过多少难关

2014年8月29日，在吉林油田黑+79-31-45井二氧化碳无水蓄能压裂先导试验现场，伴随着设备的轰鸣声，290立方米液态二氧化碳和11立方米支撑剂被成功注入地层。当时驻守现场的吉林油田油气工程研究院副院长许建国激动地只说了两个字：“成了！”

许建国和他的科研团队为确保试验顺利开展在现场驻守了10天。由于驻地较远，为了24小时监测各项指标，他们困了在车里睡，饿了吃盒饭，轮番监测，不肯离开半步。10天的鏖战，让他们手掌干裂、胡茬儿满腮、嘴角起了大泡、双眼布满血丝……但当成功来临的那一刻，他们觉得一切都值了。

据段永伟介绍，先导试验涉及十几个环节，任何一个环节出现失误都会导致失败。每个环节又包含了近百个小单元，环环相扣、点点相连。大家人不离现场、眼不离设备，随时遇到问题随时商讨解决方案。试验中由于卧式混砂装置第一次投入大型压裂生产，密闭混砂车不能与之完全匹配，试验中出现供砂不均匀、不连续现象。若不及时调整，试验将被迫终止。为保证设备平稳运行，科研人员每隔5分钟便进行一次计算、测试、调整，最终保证了试验顺利进行。

据了解，首次先导试验仅问题解决方案便多达数百个。这为技术的完善与推广打下了坚实的基础。

规模化哪里迈出第一步

先导试验的成功给科研人员吃下了一颗定心丸，他们乘胜追击，开始了技术的成熟化和规模化研究。经过近1年的持续攻关，在关键装备与关键技术上项目组取得了新的突破，在二氧化碳压裂液体系流变性能、挟砂性能、摩阻性能测试及评价上取得了新的认识。

室内试验论证充分后，今年7月至9月，致密油气藏大规模二氧化碳蓄能压裂在吉林油田陆续铺开。让53平9-3井等5口井运用该技术均一次取得成功。据了解，让53平9-3井平均油藏埋深2286米，共计储备液态二氧化碳3650立方米，泵入地层3102立方米，加入陶粒51.6立方米，平均砂比7.8%。压裂时长共计2天，与先导试验相比，缩短了8天。

5口扩大试验井的连续成功，证明吉林油田完全掌握了二氧化碳无水蓄能压裂核心技术和配套工艺，并迈出了规模化的第一步。

经过压裂，油井的产量得到不同程度的提升。据了解，10月中旬，第一口完成压裂的红87-22-4井的日产液量由原来的不到1吨增至6.4吨，日产油量由原来的不足0.6吨增至目前的4.3吨。其余实施压裂的5口井，完全避开了在低压、强水敏性储层注水堵死地层孔隙、喉道的弊端。液态二氧化碳注入后，气化膨胀，增加了地层弹性能量，采收率大幅提升，油井增产效果明显。

此外，从先导试验到扩大试验，吉林油田应用无水蓄能压裂技术共节水1.2万立方米，埋存二氧化碳96万立方米，迈上了绿色开发的新台阶。

（作者： 特约记者 王珊珊 通讯员 鞠琳琪）