准噶尔盆地东部戈壁腹地的彩南、沙南等油田进入开发中后期，低渗透与强水敏特征日益凸显。常规注水既难以有效补充地层能量，还容易伤害储层、降低驱替效率，水驱采收率已接近极限。如何在保障老油田稳产的同时推动绿色低碳转型，成为摆在油田面前的现实课题。 从地质条件看，彩南油田部分储层为中孔低渗至特低渗类型，注水开发受水敏性影响明显，驱替效率不足；地层压力处于一定水平，具备通过补能实现二氧化碳近混相或混相驱的潜力。沙南油田有关层系同样呈现特低渗、注水见效不足的问题，剩余油动用难度大。 准东地区毗邻产业集聚区，煤化工、电力等行业分布密集，具备相对集中的二氧化碳排放源。这为碳捕集、提纯与回注提供了稳定的碳源基础，使CCUS在此具备减排与增产并举的现实可能。 二氧化碳注入油藏后可改善油气渗流条件、降低原油黏度并补充地层能量，推动剩余油流动，提高采收率。同时，二氧化碳在地层中的长期封存有助于减少温室气体排放。对油田而言，这意味着能在稳产压力期后通过技术迭代挖掘存量潜力、延长经济开发寿命；对区域而言，推动工业排放的资源化利用与规模化封存，为实现双碳目标提供可操作的工程路径。 准东采油厂以彩南、沙南油田为试验场，推动形成覆盖评价、试验、注入与监测的系统化方案。 一是精细评价校准技术路线。项目依托地质—实验—现场一体化论证，针对水驱瓶颈、驱替机理与气体运移规律开展针对性研究。彩南油田部分井组前期试注表明产量出现改善，为后续扩大应用提供依据；沙南油田先导试验虽在不同区块呈现差异化响应，但积累了气体运移与动态监测的关键数据，为优化注采参数奠定基础。 二是阶段化推进对接中长期目标。准东采油厂提出到2030年实现年注碳150万吨、年增油10.9万吨目标，并将其与碳源保障、剩余油潜力、先导试验效果相衔接。在推进节奏上，坚持先试验后放大、先见效再扩区，避免规模先行带来的地质风险与经济波动。 三是一体化设计降低成本、提升安全性。近期碳捕集可优先依托周边煤化工企业，中长期逐步拓展至电力等排放源；运输方式以管网为主、槽车为辅；注入层位优选构造稳定、封闭性较好的已开发油藏，通过井网优化与参数控制统筹封存安全和驱油增效。 四是针对强非均质油藏中二氧化碳易窜流、波及体积受限等难点，准东采油厂提出分步技术思路，通过模块化策略提升调控能力与工程适应性，为规模化应用打通技术关口。 随着捕集、运输、注入与监测等环节共同推进，准东采油厂正加快把先导试验成果转化为可持续的产量贡献与可核算的封存规模。业内人士认为，CCUS要实现从点状试验向规模推广的跨越，仍需在经济性、全生命周期碳核算、长期监测与风险管理等完善机制与标准。但在碳源条件较好、油藏具备驱油潜力的区域，CCUS与提高采收率的耦合路径将为油田稳产增效与绿色发展提供更具确定性的选择。
准东采油厂的碳驱技术实践既是破解低渗透油藏开发难题的创新之举，也是践行双碳目标的重要探索；在能源转型与环保的双重挑战下，该技术路径为传统油田的可持续发展提供了新思路，也为全球能源行业的绿色变革贡献了中国方案。