传统油气生产体系中，供热长期依赖天然气等化石燃料，成本受气价波动影响明显，同时带来稳定的碳排放压力。随着“双碳”目标推进和产业结构调整加速，如何在保障油气生产安全稳定的前提下，挖掘存量资产的低碳价值，成为老油田转型的现实课题。胜利油田近期在孤东采油厂东一联合站完成用能转型，将来自地下3200米的采出液余热用于供热替代，标志着油气领域中深层地热资源规模化工业应用迈出关键一步。 问题：供热“高碳高成本”、资源“有热难用” 油田生产伴随大量采出液和工艺流程热量散失，过去这部分热能利用水平有限，更多作为“副产热”被动排放。而地热资源虽储量可观，但中深层开发往往面临井筒利用方式单一、热能品位差异大、热源分散难以集中等难题，导致“地下有热、地上缺热”“有热难以经济利用”的矛盾并存。对老油田而言，既要减少外购燃气依赖，又要避免新增工程投资过大，亟需更具工程可行性与经济性的解决方案。 原因：技术集成与存量井网为规模化利用提供条件 胜利油田的探索强调以油田现有井网和站场为基础，以工程技术创新打通“采热—换热—输配—消纳”链条。孤东项目创新采用“气井高温余热+油井中温余热”双热源梯级换热技术，既利用两口弃置气井改造形成可用热源，又对10口电泵采油井余热进行集中提取，实现不同温度热源的分级匹配、逐级利用，提高综合换热效率。，济阳坳陷“油盆+热盆”的地质特征为地热开发提供了资源基础。该区域地热资源总量折合标煤约250亿吨，平均地温梯度达3.4至4.2摄氏度/百米，使“在油田里建热田”具备较强的资源禀赋支撑。 影响：降本减排立竿见影，带动区域清洁供热体系扩展 从经济与环保效益看，孤东项目年清洁供热能力达到20.9万吉焦，用热成本降低59%，替代天然气约638万立方米，可满足约2万户城市居民年家庭用气需求，年减排二氧化碳1.35万吨。更重要的是，该模式在多地呈现可推广性：孤岛油区利用两口弃置井建成山东省首个用于油气生产的中深层地热项目并已投产，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。通过多点布局，清洁热能从“单站示范”走向“系统供给”，为油气企业从单一生产向综合能源服务延伸提供现实路径。 对策：以“源用储联”构建清洁热能体系，打通油地协同机制 胜利油田提出“油田之中建热田”发展战略，核心在于将地热与余热作为可持续能源纳入生产体系，形成“源、用、储、联”一体化清洁热能架构：在“源”端盘活弃置井、整合不同热源品位；在“用”端推动站场、生活区及周边用户的供热替代；在“储”端探索热能调峰与稳定供给能力建设；在“联”端通过油地管网互通、热源共享，提升资源配置效率。数据显示，近年来胜利油田已建成各类地热余热利用项目51个，盘活弃置井25口，年清洁供热能力达346万吉焦，并以市场化方式带动周边用热结构调整，年度绿热交易量达到41万吉焦。企业负责人表示，正加速由传统油气生产企业向多元绿色能源供应商转型。 前景：形成可复制范式，助推油气产业“新能源化”与能源结构优化 从行业视角看，油田地热与余热的协同开发，提供了一条“以存量资产撬动增量绿色能力”的转型路线：一上，弃置井等存量设施被重新赋能，降低了地热项目初期投入门槛；另一方面，梯级利用等技术路线提升了热能利用效率，使中深层地热工业应用更具经济性与可持续性。2025年12月25日，深层地热富集机理与高效开发全国重点实验室授予胜利油田“渤海湾油田热田协同开发试验基地”称号。对应的专家指出，“弃置井变热源井、老油田建新热田”的实践，为传统油气产业清洁转型提供了可复制、可推广的路径，对推动国家能源结构调整具有积极意义。展望未来，随着关键装备、工程标准与商业模式深入成熟，油田地热有望从供热替代扩展到区域综合能源系统的重要组成部分，在更大范围内实现清洁热能的规模化供给。
胜利油田的创新实践实现了资源高效利用和减排目标，展现了传统能源企业的绿色转型担当。其"油热协同"模式为国家能源结构调整提供了新思路，也为全球油气行业可持续发展贡献了中国方案。随着技术进步和政策支持，地热资源开发利用有望在更多领域发挥作用，推动我国能源体系向更加清洁、低碳的方向发展。