为应对全球气候变化，习近平主席多次提出我国力争CO2排放2030年前达到峰值，2060年前实现碳中和。而且我国石油对外依存度已突破70%，习近平主席2018年做出加大油气勘探开发力度，保障国家能源安全重要指示批示。在碳减排和保障国家能源安全大背景下，将CO2捕集、利用与封存（CCUS）技术与油田开发相结合是能源企业的必然选择和战略发展方向。    
         鄂尔多斯盆地是我国最大的油气生产基地和重要的能源化工基地，具有“气源丰富、源汇匹配、地层稳定”等特征，是开展CO2捕集、利用和封存的最理想场所之一。但在盆地内低渗透油藏开展CO2驱油与封存面临以下难题：（1）储层渗透率低，地层压力系数低，已有CO2混相驱技术不适用；（2）CO2封存理论与技术体系不完善,已有的油藏CO2封存潜力评价方法误差大；（3）尚无有效的黄土塬地貌CO2地质封存安全监测技术体系；（4）国内缺乏一体化项目建设及运营经验，CCUS规模化应用受限。   
          针对上述难题，延长石油立足鄂尔多斯盆地，与中国矿业大学（北京）、中国石油大学（北京）等院校深入合作，组成“产、学、研、用”研发团队，经过15年的持续攻关，创建了低渗透油藏CO2非混相高效驱油技术、CO2封存潜力评价技术、黄土塬“三位一体”安全监测技术和CCUS一体化配套技术等四项核心技术，支撑建成国内首个“煤化工CO2捕集、CO2驱油与封存”全流程一体化CCUS示范项目，实现了低渗透油藏高效开发和CO2减排双赢。      
          1、建立了以油藏温度为主控因素的最小混相压力预测数学模型和混相状态快速判别图版，发现延长油区CO2驱以非混相为主。提出了低渗砂岩油藏“溶蚀增渗、润湿促渗”的CO2非混相驱理论新认识，形成了“伴生气去甲烷”回注提升混相程度方法，提升了CO2非混相驱油效率。创新了压力恢复试井与动态自示踪分析技术，构建了低渗透油藏动态描述技术体系，实现了厚度≥0.05m、渗透率级差≥2的非均质连续体刻画；针对性提出了“注采协调、水气交替、凝胶抑窜、冻胶封堵”的调控堵立体耦合技术，明确了低渗透藏水/CO2交替注入的应用界限，研制了抑制储层非均质窜流的低粘丙烯酰胺-超细纤维素复合凝胶和封堵裂缝严重气窜的丙烯酰胺-淀粉强复合强冻胶，提升了CO2驱波及体积。先后支撑建成靖边乔家洼、吴起油沟、吴起白豹和安塞化子坪4个低渗透油藏CO2非混相驱油与封存示范区，累积注气28.74万吨，增油5.73万吨，在水驱基础上提高低渗透油藏采收率8%以上。   
           2、提出了“五指标、三层级”的油藏CO2封存适宜性评价方法，创建了基于测井资料和盖层厚度的试验区盖层封闭能力快速判别新方法；首次将长周期不稳定试井技术明确了CO2在低渗透储层的渗流能力及羽流范围，首次建立了考虑油藏矿化封存作用的CO2封存潜力评价数学模型，创建了油藏CO2动态封存潜力评价方法，明确油藏全生命周期CO2封存状态演化规律。评价显示，延长油田适合CO2封存的区块有87个，占总含油区块的53.1%，CO2动态封存量3.37亿吨。   
           3、建立基于变偏VSP和环状VSP观测系统的黄土塬地貌监测CO2储层运移的VSP技术，自主研发了高精度地面和井中微地震监测设备和数据采集、处理及解释软件，可实现CO2运移过程中盖层破裂事件的精确定位；建立多场耦合的井筒管柱力学行为分析与安全评价方法，建立了井筒水泥屏障断裂参数预测方法，形成了CO2封存井筒完整性评价及监测技术；研发了地下水、地表水、土壤、大气监测设备，形成了自下而上的CO2封存泄露环境监测体系。先后在靖边、吴起、安塞示范区建立了黄土塬“储层-井筒-环境”三位一体CO2封存安全监测系统，持续开展了储层CO2运移、地表土壤气和大气CO2浓度等监测，未发现CO2地质泄露，封存CO2为28.17万吨。   
          4、围绕全流程一体化CCUS工程技术难题，通过开发了两级升温闪蒸与热再生塔换热工艺，发展了煤化工低成本CO2捕集技术，在延长石油榆林煤化建成30万吨/年的CO2捕集装置，捕集后CO2浓度达99.56%，总能耗1.36GJ/t，成本仅为105元/吨；自主研制出集聚乙烯胺膜分离CO2与VOC有机蒸汽膜分离轻烃回收为一体的撬装式装置，CO2分离率96%，轻烃C3-C6分离率70%，解决了油区井场分散、采出气量低、CO2浓度波动大的采出气CO2回收难题；利用油田井场、配网、风光气资源，打造了“源网荷储信一体化、风光气储多能互补”CCUS+新能源微电网互补模式，在在延长油田CCUS示范区化38CO2注气站建成光伏发电设备，在附近46个井场建成风光互补装机，成功投产并网供电，解决了注入系统外购电力产生的CO2间接排放问题。