针对大庆外围油田水驱难动用、动用效果差的特低渗透扶杨油层和海拉尔油田强水敏性兴安岭油层，大庆油田在五个区块开展了二氧化碳驱现场试验，动用含油面积26.5平方公里、地质储量2065.8万吨。截至2019年年底，大庆油田累积注气161.6万吨，累积产油53.7万吨，2019年当年产油超过10万吨，占中国石油二氧化碳驱年产量的60%以上。
加强专业管理开发效果显著
为加快二氧化碳驱油技术攻关，大庆油田2014年年初成立了二氧化碳驱项目经理部，整合油藏、采油、地面及现场管理资源，建立了统一的项目管理团队，统一规划、统一组织、统一设计、统一研发，建立扁平化、一体化、规范化的运行模式，在大庆榆树林和海拉尔两个二氧化碳驱工业化试验项目建设、区块现场管理及各项科研攻关过程中发挥关键作用。
实施专业化管理后，主观能动性和自主创新能力充分显现。海拉尔油田苏6液化站短期内运行时率由不足20%提高到95%以上，2014年当年实现越冬生产，年产液态二氧化碳由1.1万吨提高到10万吨以上，原油日产量实现三级跳;建立了高见气井生产管理办法，自主研发井口放喷工艺，使常规管理认定的6口“死井”变“活井”，实现了正常生产，已累积增油1.2万吨;研发出高效重力分气装置，使高含碳伴生气得以回收利用，年节约运行成本30余万元;优化了采购流程，将原采油厂负责的气源采购调整为油田公司直接招标采购，采购成本降幅14%，为油田节省外购气源费1000余万元。
加强技术创新实现低成本开发
大庆油田二氧化碳驱试验先后经历室内研究、先导性矿场试验、扩大试验及工业化试验四个阶段。针对投资较高问题，他们始终坚持“投资和成本是可以降低的，每一个环节都必须严格控制投资和成本”的开发理念，逐步形成了大庆油田二氧化碳驱低成本开发模式。
油藏工程方面，建立了从特低渗储层二氧化碳驱油藏筛选、实验评价与机理研究、精细数值模拟，到开发方案优化、开发综合调整等一整套技术体系，确保各试验区取得了较好的“增油控气”效果。其中，榆树林油田树101先导试验区注采能力保持在水驱的3倍以上，海拉尔油田贝14先导试验区储层动用厚度比例提高15个百分点，日产油能力提高108%以上。
采油工程方面，建立了二氧化碳驱注入工艺技术、举升工艺技术和增产增注技术为主体的技术体系，解决了二氧化碳驱单层突进、抽油泵气锁、作业成本高、重质组分堵塞、注采井腐蚀等问题，实现了油气水和二氧化碳不同混合相态下的高效注采。实施后，单井年药剂成本降低到1万元，降幅53%;单井压井作业费用较之前降低10万元，降幅50%以上。
地面工程方面，创新实用技术、攻关储备技术，在矿场集输、注采优化及系统防腐等方面建立了以“一泵多井、一管双注”“羊角枝状集油”及“双气—双液处理”为代表的多项实用技术。其中，榆树林油田实施“羊角枝状集油”工艺，减少站间地面管线长度50%，节省地面投资3000余万元;海拉尔油田二氧化碳回收超临界回注方案论证过程中，邀请国内技术专家联合会审，最终确定“机头国外引进，国内组橇”的采购模式，单机成本节余2000余万元。
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