问题——深层油藏“采不出、采不多”与减排压力并存 国际油价波动与能源保供任务并行的背景下，油气田稳产增产面临“资源品位下降、开发难度上升”的现实挑战。巴彦油田是我国近年发现并开发的整装油田之一，油藏埋深大、温压条件苛刻，部分层系深度可达数千米甚至更深。对这类深层油藏而言，传统注水开发往往效果有限，采收率提升受到地层物性与驱替机理的制约。，“双碳”目标加快高耗能行业减排节奏，油气生产需要在保障供给的同时，探索更低碳的开发路径。 原因——高温高压与复杂地层条件抬高技术门槛 深层油藏普遍高温高压，对井筒完整性、注入安全和井下工具可靠性提出系统性挑战。二氧化碳在地面多为液态或超临界状态，进入高压井下环境后，对管柱、密封件以及井下测调工具的适应性要求更高；温压控制不当，可能带来结冰、堵塞、密封失效等风险。此外，深层砂岩油藏层间差异明显，如何在多层系条件下实现“注得进、分得开、驱得动、封得住”，直接决定CCUS能否从试验走向规模化应用。 影响——20万吨注入形成“增油+固碳”示范效应 据油田上消息，巴彦油田CCUS先导试验近日实现关键进展：5000米深井顺利完成20万吨液态二氧化碳注入，并完成注入剖面测试，刷新国内最深液态二氧化碳注入与最深注入剖面测试纪录。该成果显示，面向超深层复杂油藏的二氧化碳注入工艺、井筒保障与动态监测体系已形成可操作、可复制的工程经验。 从机理看，二氧化碳与原油在一定温压条件下可形成混相，降低原油黏度、改善流动性，从而动用常规水驱难以驱替的剩余油；同时，注入地层的二氧化碳可实现长期封存，在提高采收率的同时带来减排效益。油田上预计，部分井组试验有望将最终采收率由约25%提升至更高水平，为深层油藏开发方式优化提供示范。 对策——三大先导区“分区试验、分层优化”，以工程体系破解难题 围绕深层高温高压砂岩油藏特征，项目团队提出早期二氧化碳混相驱高效开发思路，减少对单一注水补能的依赖，并根据不同含油层位、井网井距与试验目标制定注气方案，先后兴华1-305、兴华11、兴华12等区域开展先导试验。 在兴华1-305井组，试验重点评估高压条件下的全域混相驱效果，通过注入策略与动态调控提升地层能量与驱替效率，并在监测数据支撑下推动井组产能释放。对应的数据显示，试验区地层压力得到有效恢复与维持，部分井实现自喷生产，为深层油藏“注气提效”提供了可量化验证。 同时，针对深井注入对安全与稳定性的高要求，项目在井筒密封、温压控制、注入剖面识别与风险预警等环节加强集成，形成从地面输送、井口控制到井下监测的全流程管理链条，为后续扩大试验范围、提升注入强度打下基础。 前景——由“先导验证”走向“规模应用”，关键在成本、源汇匹配与监管体系 业内人士认为，此次突破的意义不仅在于“更深”的纪录，更在于超深层油藏实施CCUS的工程可行性得到验证。下一步能否推广，仍取决于三上：一是二氧化碳来源的稳定性与运输能力，需要与周边工业排放源形成长期、规模化的“源—网—汇”协同；二是经济性与碳资产机制，需要依靠技术进步、规模效应与政策工具降低全链条成本；三是长期封存监测与环境安全监管，需要建立覆盖注入期与封存期的监测评价体系，确保封存有效、风险可控。 随着我国油气勘探开发持续向深层、超深层拓展，二氧化碳混相驱与封存协同模式有望在更多复杂油藏中应用。在能源保供与绿色转型并重的阶段，这类示范将为提升国内原油采收率、促进减排提供可复制经验，并推动油气行业加快从“单一开发”转向“开发与减排协同”。
当碳中和目标与能源安全需求并行，巴彦油田的实践提供了一条可观察、可复制的路径。这项“向地下要油、向地层存碳”的探索，正在重塑深层油气开发的技术边界，也为能源生产与生态约束之间建立新的平衡。随着技术成熟与成本下降，“以碳治油”的模式有望成为传统能源绿色转型的重要抓手。