国内多数老油田已进入开发中后期，储层孔隙度降低、水驱效率下滑等共性问题，正成为油气稳产增产的核心制约因素。作为成熟的提高采收率技术路线之一，二氧化碳驱油的商业化落地进程，正随着国内双碳目标推进与油田开发需求叠加持续加快，而符合油田注入标准的高纯二氧化碳稳定供应，也逐步成为关联油气开采端与碳封存端的关键衔接环节。
从技术逻辑来看，二氧化碳驱油的核心作用机制在于其与原油的混相特性，当注入地层的二氧化碳分压达到对应储层条件下的最小混相压力时，会与原油发生互溶，有效降低原油黏度、改善储层孔隙间的流度比，同时可借助膨胀作用增加原油体积系数，将原本滞留在孔隙缝隙中的剩余油驱替至生产井端。相较于传统水驱、聚合物驱等技术路线，高纯二氧化碳驱油的适用储层范围更广，对低渗透、特低渗透这类常规水驱难以见效的油藏适配性更强，同时驱替过程中约40%至60%的注入二氧化碳会永久封存在地下储层中，可同步实现碳封存的附加效益，这也是当前该技术路线在国内油田端推广速度明显加快的核心动因。
值得注意的是，油田现场对驱油用二氧化碳的纯度要求远高于普通工业级产品，多数陆上油田的注入标准明确要求二氧化碳体积分数不低于99.2%，同时对水、硫化物、氮氧化物等杂质含量设置了严格阈值，杂质超标不仅会加剧注气管道与井下管柱的腐蚀速率，还会破坏二氧化碳与原油的混相条件，直接导致驱替效率下降甚至出现气窜问题，这也意味着只有稳定的高纯二氧化碳供应体系，才能支撑驱油项目的长期平稳运行。此前国内部分试点项目曾出现过因气源纯度波动导致的驱替效果不及预期的问题，行业内也逐步形成了驱油用气体品质优先于成本的共识。
当前国内高纯二氧化碳的气源供给结构正逐步优化，此前多数油田周边的二氧化碳气源主要来自化工企业尾气回收，供给稳定性受上游化工装置检修周期影响较大，而随着国内碳捕集、利用与封存项目的规模化落地，火电、煤化工、钢铁等行业的高浓度排放源捕集得到的二氧化碳，经纯化处理后可稳定达到驱油用标准，这类气源的供给周期更长、品质波动更小，正逐步成为老油田驱油项目的核心气源支撑。同时部分区域已出现依托就近捕集装置的管道直供模式，相较于传统的槽车运输，管道运输的单位供给成本可降低30%以上，运输过程中的品质损耗也基本可以忽略，这种“捕集-运输-驱油-封存”的闭环链路，正在多个油气产区形成可复制的落地样本。
从产业端的落地节奏来看，国内长庆、大庆、胜利等主力油田均已在低渗透储层布局了规模化的二氧化碳驱油示范项目，公开运营数据显示，已投用的成熟项目可将对应区块的原油采收率提升10至15个百分点，单井日均产量可提升2吨以上，部分开发年限超过30年的老油田区块，在采用高纯二氧化碳驱替技术后，已重新进入稳定产油期。而随着国内油气开采端对提高采收率技术的需求持续释放，仅陆上老油田的驱油用高纯二氧化碳年潜在需求规模已突破千万吨级，对应配套的气源纯化、储运、注入设备等细分赛道，也正迎来确定性的增长空间。
需要明确的是，当前高纯二氧化碳驱油的规模化推广仍存在部分待补的短板，一方面是部分油田所在区域的碳捕集装置布局不足，跨区域的长距离二氧化碳运输网络尚未形成，部分偏远区块仍面临气源供给不稳定的问题，另一方面是不同储层的适配性参数仍需要大量现场试验数据积累，部分中小油田的注气工艺配套能力仍有待提升。但从长期产业逻辑来看，随着双碳目标约束下高浓度排放源捕集项目的持续落地，以及油田端注气作业经验的不断积累，高纯二氧化碳驱油正逐步从试点示范的小众技术，转变为支撑老油田稳产增产的常规技术选项，其作为衔接工业碳减排与油气开采增效的核心纽带价值，也将在后续的产业落地过程中进一步凸显。
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