La emulsión de CO supercrítico (ScCO) ha atraído mucha atención, lo que podría beneficiar tanto al control climático a través del almacenamiento de CO como a los ingresos de la industria mediante un aumento significativo de la recuperación de petróleo simultáneamente. Históricamente, los surfactantes solubles en agua han sido ampliamente utilizados como estabilizadores, aunque sufren de una propagación lenta, una adsorción de surfactante relativamente alta y problemas de injectividad en pozos. En contraste, los surfactantes solubles en CO podrían mejorar notablemente el rendimiento de la emulsión, debido a su filicidad al CO. Aquí, se llevan a cabo estudios de comparación exhaustivos desde experimentos de laboratorio hasta simulaciones a escala de campo entre un surfactante soluble en agua disponible comercialmente (CD 1045) y un surfactante no iónico CO-fílico de propiedad cuya solubilidad en ScCO y coeficiente de partición entre ScCO/Brine han sido determinados. La afinidad del surfactante con el aceite empleado se indica mediante una prueba de comportamiento de fase. Se llevan a cabo adsorciones estáticas en afloramientos de dolomita silúrica para obtener información sobre sus propiedades electrocinéticas. Se realizan experimentos de inyección de núcleo con tanto arenisca Berea consolidada de 1 pie como dolomita silúrica para comparar los rendimientos como resultado de las naturalezas de los surfactantes en condiciones de dos fases, mientras que se examinan condiciones más duras en carbonato fracturado con presencia de una fase oleosa. Además, las superioridades de la espuma de ScCO con surfactante CO-fílico debido a la capacidad de partición de fases duales se ilustran con simulaciones a escala de campo. Los comportamientos de inyección de ScCO y WAG se utilizan como líneas de base, mientras que se comparan los rendimientos de dos tipos de emulsiones de CO con inyección de SAG, caracterizada por saturaciones de fase, almacenamiento de CO, producción de petróleo, relación de utilización de CO y distribución de presión. También se estudia una nueva estrategia de inyección, denominada inyección continua de CO con surfactante disuelto (CIDS), que es única para un surfactante CO-fílico. Se descubre que el surfactante soluble en CO muestra una afinidad y adsorción de aceite mucho menores en carbonato que el CD 1045. Además, a escala de laboratorio, se observa una tasa de propagación de espuma mucho mayor con el nuevo surfactante, que se atribuye principalmente a su afinidad al CO, asistida por la alta movilidad de la fase de CO. Las simulaciones a escala de campo demuestran claramente el potencial de la emulsión de CO en el almacenamiento de CO y la recuperación de petróleo sobre las producciones terciarias convencionales. En comparación con la emulsión de surfactante soluble en agua tradicional, la emulsión de surfactante novedoso contribuye a una mayor injectividad, capacidad de almacenamiento de CO, recuperación de petróleo y eficiencia de utilización de energía. El CIDS podría reducir aún más el costo de inyección de agua y el consumo de energía. Los hallazgos aquí revelan el potencial de mejorar aún más el almacenamiento y la utilización de CO al aplicar una emulsión de surfactante ScCO-fílico, para conciliar tanto las preocupaciones ambientales como económicas.