一直以来，华东油气加速构建CCUS-EOR（二氧化碳捕集、利用与封存-提高原油采收率）与CCUS-EGR（二氧化碳捕集、利用与封存-提高天然气采收率）全链条协同创新模式。近日，华东油气在武隆向斜页岩气区块顺利完成隆页1HF井首轮二氧化碳吞吐作业，累计注入液态二氧化碳超500吨，在探索利用二氧化碳高效开发常压页岩气的新路径上迈出坚实一步。

在原油开发领域，华东油气CCUS-EOR技术已构建起成熟的规模化应用体系。针对苏北盆地主力油田剩余油高效开发这一行业性难题，该技术通过向油藏精准注入二氧化碳，充分利用其在低渗透储层中的优异驱替特性与重力稳定效应，显著提升了原油采收率。

该技术核心作用机理体现在三个维度：混相驱替，依托特定温压条件，二氧化碳与原油形成稳定混相体系，大幅降低油水界面张力，有效扩大波及体积；体积驱替，通过高压注入的二氧化碳在地层中构建气顶，借助气体弹性膨胀能量持续驱动原油运移；膨胀降黏，二氧化碳溶解于原油后，降低原油黏度、提升溶解气含量，还能有效改善油水流度比，产生多维度增产协同效应。

目前，华东油气已在苏北盆地建成从捕集、运输、三次采油、防腐、穿透气回收利用到地质封存的全产业链，年注入二氧化碳能力超20万吨，累计封存二氧化碳逾160万吨，油藏平均采收率提升4.5个百分点，为复杂断块油藏开发提供了切实可行的低碳解决方案。相关技术成果已形成标准化设计体系，为区域推广应用奠定了坚实基础。

CCUS-EGR：累计注碳4000吨，增产天然气300万立方米

面对南川常压页岩气田平桥南和武隆向斜区块储量基数大但采收率偏低的挑战，华东油气创新性地将CCUS技术拓展至气藏开发领域，启动了CCUS-EGR矿场试验。

依托自主研发的“四效协同”技术体系，该试验实现了页岩气采收率的有效提升：二氧化碳在页岩矿物表面的吸附能力显著强于甲烷（通常为4~20倍），可通过竞争置换吸附态天然气；注入的二氧化碳能补充地层能量，维持甚至提升储层压力，克服天然能量衰减以实现储层增压膨胀；二氧化碳溶解于页岩有机质后，会引发基质溶胀及纳米孔隙网络重构，进而促进气体解吸与有机质溶胀释气；二氧化碳与甲烷形成的混合流体能降低气体渗流阻力，改善开发动态。

华东油气在焦页201-3HF井区开展多轮次吞吐试验，累计注入二氧化碳超4000吨，增产天然气300多万立方米。隆页1HF井开井后初期产量较措施前提升近100%，验证了该技术的工程可行性。

全链条协同：同步实现“三位一体”目标

华东油气以“技术研发-工程实施-效益评价”为主线，构建了CCUS-EOR与CCUS-EGR协同发展模式。EOR与EGR共享二氧化碳捕集、输送与注入基础设施，有效降低单位成本；EOR驱油后，二氧化碳封存于油藏，EGR作业后，二氧化碳可封存于气藏；通过跨油田、气田的二氧化碳资源化调配，实现“以碳增油”与“以碳增气”的双重效益。

实践表明，CCUS技术不仅是实现碳减排的战略性工具，更是驱动油气田高质量开发的核心引擎。通过EOR与EGR全链条协同，可同步实现二氧化碳资源化利用、油气采收率提升与地质碳封存的“三位一体”目标，为能源行业绿色转型贡献了“华东经验”。

接下来，华东油气将持续深化室内机理研究及矿场动态监测，重点攻关页岩气井重复吞吐工艺优化与页岩气井井间驱工艺优化，并计划在南川地区建设CCUS-EGR综合试验基地，为非常规油气资源绿色高效开发及实现碳中和目标提供系统化的“华东方案”。