当全球能源转型步入深水区，碳捕集、利用与封存（CCUS）技术被视为实现碳中和目标不可或缺的关键路径。截至2025年12月，吉林油田宣布其二氧化碳埋存总量已突破400万吨大关，这一规模相当于植树超3600万棵的碳汇能力。这不仅标志着我国在CCUS领域实现了规模上的重大跨越，更意味着一项曾经“阳春白雪”的前沿技术，正通过长达三十年的工程实践，探索出一条兼具环境效益与经济效益的产业化之路。

01 从示范到规模化：407万吨埋存量的技术体系支撑

吉林油田CCUS项目的核心突破在于，其成功构建并验证了一套适用于我国陆相油藏地质条件的完整技术体系。该技术的原理是利用二氧化碳作为驱油介质，其在高压下注入油层后，不仅能有效降低原油粘度，还能与原油发生相互作用，从而将更多原本难以采出的原油“驱赶”出来。

根据公开资料，通过持续技术优化，该技术使油田采收率相比传统水驱技术获得了显著提升。截至2025年底，项目已累计增产原油超过35万吨。更为关键的是，驱油过程结束后，绝大部分二氧化碳会被封存在地下数千米深的咸水层或废弃油藏中，实现近乎永久的地质封存。目前，吉林油田已建成9个成体系的示范区，形成了年注入80万吨二氧化碳的稳定能力，为技术的规模化推广奠定了坚实基础。这套技术体系的成功运行，为国内大量面临采收率瓶颈的同类油藏提供了可复制的技术模板，潜在价值巨大。

02 构建全产业链闭环：400公里管道的关键棋局

CCUS项目能否实现商业化运营，成本是决定性因素之一。其中，二氧化碳的捕集和运输环节成本高昂，曾是制约其发展的主要瓶颈。吉林油田项目正通过构建“捕集—输送—注入—埋存”全产业链闭环，系统性破解这一难题。

2025年，一项关键基础设施——吉林石化至吉林油田的二氧化碳长输管道正式开工建设。据公开报道，该管道一期工程全长约280公里，设计年输运能力高达330万吨，预计于2026年投运。这条国内运输距离最长、规模最大的专用管道，如同一条“陆地运河”，将周边大型化工厂、电厂等排放源产生的二氧化碳集中捕获后，大规模、低成本地输送至油田封存区。管道运输相比传统的罐车运输，不仅能大幅降低运营成本和能耗，也提升了运输过程的安全性与稳定性。此举真正将孤立的CCUS项目节点串联成网，形成了区域性的碳减排生态，为降低项目全生命周期成本、实现可持续运营走出了关键一步。

03 超越油田：CCUS商业化路径的启示与挑战

吉林油田CCUS项目累计埋存400万吨二氧化碳的实践，其意义已超越单个油田的增产增效。它为我国CCUS产业从技术示范迈向商业化运营提供了宝贵的“试金石”。首先，它验证了在特定地质条件下，将EOR（提高原油采收率）与碳封存结合，可以创造直接经济收益，部分抵消碳捕集与封存的成本，形成可观的商业价值，改变了CCUS纯投入的传统印象。

然而，全面推广仍面临挑战。技术的普适性需要根据不同地质构造进行针对性调整；前期设备投入巨大，仍需探索更优化的投融资模式与政策支持，例如明确的碳定价机制或财政补贴，以激励更多排放企业参与。根据行业分析，CCUS要实现大规模商业化应用，需在技术标准化、成本管控和商业模式创新上持续突破。吉林油田的探索表明，只有将环境效益转化为切实的经济动力，才能激发市场内生动力，推动CCUS成为支撑国家“双碳”目标的一项支柱性技术。

吉林油田CCUS项目达到400万吨级二氧化碳埋存规模，是我国在该领域迈向产业化的重要里程碑。它不仅展示了CCUS技术在实际应用中的减排潜力与经济可行性，更通过全产业链的整合布局，为破解成本难题提供了现实方案。展望未来，随着长输管道等关键基础设施的完善以及政策市场的持续协同，CCUS有望从“示范案例”逐步成长为推动我国能源行业低碳转型的一股实质性力量，但其大规模商业化之路，仍需技术、资本与政策的持续合力推动。