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針對大慶外圍油田水驅難動用、動用效果差的特低滲透扶楊油層和海拉爾油田強水敏性興安嶺油層，大慶油田在五個區塊開展了二氧化碳驅現場試驗，動用含油麵積26．5平方公里、地質儲量2065．8萬噸。截至2019年年底，大慶油田累積注氣161．6萬噸，累積產油53．7萬噸，2019年當年產油超過10萬噸，佔中國石油二氧化碳驅年產量的60％以上。
加強專業管理開發效果顯著
為加快二氧化碳驅油技術攻關，大慶油田2014年年初成立了二氧化碳驅項目經理部，整合油藏、採油、地面及現場管理資源，建立了統一的項目管理團隊，統一規劃、統一組織、統一設計、統一研發，建立扁平化、一體化、規範化的運行模式，在大慶榆樹林和海拉爾兩個二氧化碳驅工業化試驗項目建設、區塊現場管理及各項科研攻關過程中發揮關鍵作用。
實施專業化管理後，主觀能動性和自主創新能力充分顯現。海拉爾油田蘇6液化站短期內運行時率由不足20％提高到95％以上，2014年當年實現越冬生產，年產液態二氧化碳由1．1萬噸提高到10萬噸以上，原油日產量實現三級跳；建立了高見氣井生產管理辦法，自主研發井口放噴工藝，使常規管理認定的6口“死井”變“活井”，實現了正常生產，已累積增油1．2萬噸；研發出高效重力分氣裝置，使高含碳伴生氣得以回收利用，年節約運行成本30餘萬元；優化了採購流程，將原採油廠負責的氣源採購調整為油田公司直接招標採購，採購成本降幅14％，為油田節省外購氣源費1000餘萬元。
加強技術創新實現低成本開發
大慶油田二氧化碳驅試驗先後經歷室內研究、先導性礦場試驗、擴大試驗及工業化試驗四個階段。針對投資較高問題，他們始終堅持“投資和成本是可以降低的，每一個環節都必須嚴格控制投資和成本”的開發理念，逐步形成了大慶油田二氧化碳驅低成本開發模式。
油藏工程方面，建立了從特低滲儲層二氧化碳驅油藏篩選、實驗評價與機理研究、精細數值模擬，到開發方案優化、開發綜合調整等一整套技術體系，確保各試驗區取得了較好的“增油控氣”效果。其中，榆樹林油田樹101先導試驗區注採能力保持在水驅的3倍以上，海拉爾油田貝14先導試驗區儲層動用厚度比例提高15個百分點，日產油能力提高108％以上。
採油工程方面，建立了二氧化碳驅注入工藝技術、舉升工藝技術和增產增注技術為主體的技術體系，解決了二氧化碳驅單層突進、抽油泵氣鎖、作業成本高、重質組分堵塞、注採井腐蝕等問題，實現了油氣水和二氧化碳不同混合相態下的高效注採。實施後，單井年藥劑成本降低到1萬元，降幅53％；單井壓井作業費用較之前降低10萬元，降幅50％以上。
地面工程方面，創新實用技術、攻關儲備技術，在礦場集輸、注採優化及系統防腐等方面建立了以“一泵多井、一管雙注”“羊角枝狀集油”及“雙氣—雙液處理”為代表的多項實用技術。其中，榆樹林油田實施“羊角枝狀集油”工藝，減少站間地面管線長度50％，節省地面投資3000餘萬元；海拉爾油田二氧化碳回收超臨界回注方案論證過程中，邀請國內技術專家聯合會審，最終確定“機頭國外引進，國內組橇”的採購模式，單機成本節餘2000餘萬元。
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