维度网讯，二氧化氯（ClO₂）凭借其强氧化性，能够有效破除非常规压裂井中的结垢、生物膜和重质烃堵塞。在二叠纪盆地（Permian Basin）开展的一系列现场试验表明，该技术能显著提升油井流压和采收率。

一项针对10口井的二氧化氯再增产试验结果显示，井的平均流压提升了76%。在此基础上，后续对40多口井执行了超过60次处理，井底压力普遍提高70%至300%。产量分析表明，大多数Wolfcamp层位井的采收率（RF）超过了10%。其中，六口接受处理井的平均石油采收率为12%，较处理前平均提高了42%；天然气采收率平均为20%，提高了69%。

在位于Pecos县Wolfcamp B的B-1井案例中，该井使用电动潜油泵（ESP）生产，初始生产始于2022年5月。首次二氧化氯处理后，产量从180桶/天增至400桶/天；12个月后的第二次处理使产量从145桶/天增至225桶/天。首次处理后，静BHP从约975 psi增至3,580 psi；第二次处理后，从1,210 psi增至2,700 psi。首次处理后30天内累计产油6,600桶，第二次处理后30天内额外累计产油3,500桶。邻井B-2经处理后，气油比（GOR）从230 Mscfd增至650 Mscfd，表明此前因结垢等污染物被隔离的含气储层区重新连通。在Reeves县，对六口井共进行10次二氧化氯处理，增产约480,000桶油和5.3 bcf（1.385 MMboe），总处理成本约为900,000美元。

二氧化氯作为一种不稳定的气体，通常在现场通过亚氯酸钠水溶液与酸反应生成，溶解于水中后用于油田作业。它已被美国环境保护署（EPA）注册为消毒剂和杀菌剂，能够破坏生物膜，且反应后会在数小时内降解为无害物质。埃克森美孚（ExxonMobil）曾用其清除钻井液残留、减阻剂聚合物等损害渗透性的物质。与盐酸（HCl）配合使用时，二氧化氯可分解导致注入性或产能下降的硫化铁、硫酸钡、硫化锶和方解石等结垢，并将石蜡、沥青质保持在溶液中以便返排。清除生物质需要约4,000 ppm的二氧化氯浓度与纳米表面活性剂配合使用。

在处理过程中，转向剂的使用至关重要。没有转向剂，处理液会流向阻力最小的路径，避开损害区域。常见的转向方法包括胶凝酸、岩盐和可溶性生物球，其中生物球为超过90%的处理提供了有效转向。

在具体的案例中，位于特拉华盆地（Delaware Basin）里夫斯县（Reeves County）的A-0井原本已关井，被视为弃井候选。2023年1月进行二氧化氯加酸增产后，油气产量从关井前的约1桶/天提升至125桶油当量/天。18个月内，累计采收量从约623,000桶油当量增至870,000桶油当量。压力诊断分析（PDA）显示，该井在增产后恢复了线性流，表明前几年的产量递减主要源于损害而非储层衰竭，这一趋势在约60%至70%的处理井中均有观察到。

采用电动潜油泵（ESP）生产的A-10井也取得了类似效果。该井在处理前产量约为90桶/天，首次处理后升至187桶/天。15个月后进行第二次处理，产量从60桶/天提升至125桶/天。分析显示，石油最终可采储量（EUR）从约273,000桶提升了48%，达到395,000桶。第二次处理后的递减幅度小于第一次处理，且其线性流期长于第一次处理，表明进一步清洁了井筒。

针对其经济性，研究团队将二氧化氯处理与传统的重复压裂（refrac）进行了对比。以二叠纪盆地Culberson县一口名为Well R的井为例，该井产量曾降至不足20桶油当量/天，含水率高达99%。作业者对其进行二氧化氯增产，总成本为790,000美元。处理前30天（IP30）产量约为230桶油当量/天和1.7 MMscfd，相当于2015年初产量的65%；井在处理后9个月的累计烃产量高于初次完井后9个月的累计产量。相比之下，假设的重复压裂方案因需要新衬管、固井和增产服务，预估成本高达3,806,000美元。尽管二氧化氯处理的绝对产油量低于重复压裂，但其投资回收期仅为65天（重复压裂约为一年），5年净现值（NPV）为210万美元（重复压裂为100万美元），投资回报率（ROI）达到了3.95，是重复压裂方案（1.45）的2.7倍。

这些研究成果来自SPE和水力压裂技术会议发布的系列论文（SPE-223521-MS, SPE-230595-MS, URTeC: 3818857），由P. Dalamarinis和S. Fusselman等人撰写，详细论证了二氧化氯作为非常规水平井再增产剂的应用潜力。

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