在能源结构调整与减排压力叠加的背景下，非常规天然气开发面临一对现实考题：一方面需要稳定供给、提升采收率，另一方面必须控制开发过程的碳足迹，实现更高水平的绿色生产。
如何在“多产气”和“少排碳”之间找到同向发力的技术路径，成为行业共同关注的焦点。
从四川盆地页岩气威远区块传来的试验数据，为这一难题提供了新的解法。
由高校科研团队与油田企业联合开展的非常规气藏注二氧化碳提高采收率技术，在两口页岩气试验井开展注入作业后取得初步成效：累计注入983吨二氧化碳，阶段性增气115.4万立方米，同时封存二氧化碳约520吨。
按照团队测算，单轮次有效期内增气规模有望达到260万立方米，最终可采储量或提升至1330万立方米。
更值得关注的是，试验还呈现出产能提升、采收率提高以及较高比例二氧化碳埋存等多重指标改善，显示出“以碳促采、以采固碳”的协同潜力。
形成这一效果并非偶然。
业内人士指出，页岩等非常规储层孔隙结构复杂、渗流通道微细，常规开发中“动用程度不足”的问题较为突出。
二氧化碳在储层中的相态与物性特征，使其具备更强的渗入能力与驱替能力，在一定条件下可促进吸附气解吸、改善流体运移，从而带来增产空间。
与此同时，若能在注入、返排与封存环节实现系统优化，部分二氧化碳可被长期滞留在地层，实现“利用与封存”一体化，降低单位产气的净排放强度。
不过，技术从原理走向现场，关键在于工程化突破。
二氧化碳黏度低、携砂能力弱，过去在压裂等环节受制于设备与工艺适配，难以满足复杂地层的施工作业需求。
为破解这一瓶颈，研发团队围绕增稠、混配与泵注控制等环节开展攻关，通过材料与工艺耦合提升二氧化碳体系携砂能力，并在现场组织规模化施工验证。
相关负责人介绍，施工中对压力窗口、管汇混配与注入节奏进行了精细控制，兼顾安全边界与裂缝支撑需求，为二氧化碳在非常规储层的应用提供了更清晰的工程路径。
从影响看，这一技术路线至少带来三方面启示。
其一，在保障天然气供给的同时打开“增产”的新空间。
页岩气井递减快、稳产难，提升采收率意味着更高效率利用已有井网与地面设施，降低新增开发的边际成本。
其二，为碳捕集利用与封存提供可落地场景。
将二氧化碳注入与油气增产相结合，有助于提升CCUS项目的经济性与可持续性，使减排目标与商业逻辑形成合力。
其三，有望带动相关产业链升级。
包括二氧化碳捕集、运输、注入装备以及监测评估体系等环节，都将随着应用扩大而加速完善。
同时也应看到，二氧化碳驱替与封存涉及地质、工程与环境多重约束，推广应用仍需在标准化与规模化上持续攻坚。
一方面，要加强封存安全与环境风险监测，围绕土壤、水质、井筒完整性、地层压力等建立更完善的长期监测与核算体系，确保“封得住、存得稳、可追溯”。
另一方面，要优化源汇匹配与基础设施布局，推动捕集端、运输通道与注入端协同规划，降低全链条成本。
还需推进关键材料、工艺装备国产化与适配性验证，形成可复制、可推广的作业模板与评价体系。
从更长远的前景看，注二氧化碳提高采收率技术的价值不仅在于单井增产，更在于为我国能源绿色转型提供系统性方案。
随着“双碳”战略深入推进，油气行业将面临以技术升级推动低碳发展的长期任务。
业内预计，未来相关研究将进一步聚焦基础机理、储层响应规律与深地封存评估方法的完善，并在不同类型油气藏形成差异化解决方案，实现从“试验验证”向“规模应用”跨越。
若能在关键节点实现持续突破，相关技术有望在更大范围支撑减排与增产协同，为构建清洁低碳、安全高效的能源体系提供更强支撑。
在我国持续推进生态文明建设和能源结构转型的关键时期，页岩气开发领域的技术突破具有标志性意义。
这项"增产"与"减碳"并举的创新实践，生动诠释了科技创新在破解能源环境双重约束中的关键作用。
展望未来，随着相关技术的不断成熟和推广应用，我国能源行业必将开辟出一条高质量发展的新路径，为实现碳达峰碳中和目标注入强劲动力。