问题：传统油气生产供热长期依赖天然气等化石能源，能耗和成本压力叠加，减排约束不断趋紧；尤其北方，生产站场冬季供热需求集中，既要保障连续生产，又要兼顾绿色低碳目标。如何在不影响运行安全与稳定的前提下，找到可规模化应用的清洁热源，成为老油田转型绕不开的现实课题。 原因：胜利油田所在的济阳坳陷具有典型“油盆+热盆”叠合特征，地热资源条件较优，平均地温梯度达3.4—4.2摄氏度/百米，地层中蕴含可利用的中深层热能。同时，油田多年开发形成了较完备的井网与集输系统，部分弃置井具备改造潜力，为“就地取热、就地用热”提供了工程基础。在“双碳”目标牵引下，油田企业从单一油气生产向综合能源供给转变的需求更为迫切，技术和管理的迭代因此加快。 影响：2月3日，胜利油田孤东采油厂东一联合站完成用能转型，地下3200米采出液余热成功替代传统燃气供热。项目采用“气井高温余热+油井中温余热”双热源梯级换热技术：一上，改造两口弃置气井，将原本闲置的井筒通道转为稳定获取高温余热的热源；另一方面，对10口电泵采油井余热进行集中提取，形成中温热源补充，并通过梯级换热提升热能利用效率。测算显示，这一目年清洁供热能力可达20.9万吉焦，用热成本降低约59%，预计可替代天然气638万立方米，折合约2万户城市居民一年家庭用气需求，年减排二氧化碳约1.35万吨。对油田而言，这不仅优化了生产用能结构，也为“以热替气”“以热降碳”提供了可量化路径。 更重要的是，此实践正由单点示范走向区域协同。胜利油田在多个区域同步推进绿热开发：孤岛油区利用两口弃置井建成的山东省首个用于油气生产的中深层地热项目已投产，年供热能力7.5万吉焦；新疆准噶尔盆地春风联合站采出液余热利用项目年供热能力达27万吉焦。多地项目并行表明，“地热+油气”不是个别条件下的偶然尝试，而是可通过成熟技术路线与工程组织落地的系统性供能方案。 对策：围绕“油田之中建热田”，胜利油田近年来坚持油田与热田协同开发，推进“源用储联”清洁热能体系建设。统计显示，油田已建成地热、余热利用项目51个，盘活弃置井25口，年清洁供热能力达346万吉焦。同时，通过油地管网互通、热源共享等方式，探索从“站内自用”向“区域共享”延伸的机制，年度绿热交易量已达41万吉焦。企业提出加速向多元绿色能源供应商转型，意味着未来不仅要在技术端持续降本提效，也要在市场端建立稳定的供需对接与计量结算体系，推动清洁热能从“项目成果”走向“产业能力”。 前景：从能源转型趋势看，清洁供热正在成为减排的重要抓手。油田拥有井筒、站场、管网等成熟资产，若以弃置井改造为切口，将“存量资产”转化为“清洁热源通道”，有望形成边际成本更低的绿色供能能力。另外，中深层地热开发仍面临技术与经济性的双重考验，包括热源稳定性、换热效率、系统腐蚀与结垢控制、长期运行维护等问题，需要在示范项目基础上形成更标准化的设计与运营模式。值得关注的是，胜利油田已被授予“渤海湾油田热田协同开发试验基地”称号，涉及的专家认为其“弃置井变热源井、老油田建新热田”的实践具备可复制、可推广价值。随着技术成熟以及政策、市场机制继续完善，这一路线有望在更多老油区拓展，推动油气产业向新能源化、低碳化升级，并为区域能源结构优化提供新的增量选择。
胜利油田的地热资源开发实践，不仅推动了企业自身的绿色转型，也验证了传统能源与新能源协同发展的可行路径；资源综合利用模式为我国能源结构优化和“双碳”目标实现提供了可借鉴的样本，也反映了传统能源企业在绿色发展中的转型能力与创新动能。