问题：在“双碳”目标和能源安全双重约束下，传统油气生产环节长期依赖天然气等化石燃料供热，既面临成本波动压力，也存在碳排放强度较高、能效利用不足等短板。
尤其在集输、站场加热、联合站运行等环节，供热需求稳定且刚性，如何在不影响生产安全与可靠性的前提下实现低碳替代，成为老油田转型绕不开的现实课题。
原因：一方面，油气田开发过程中产生的采出液携带大量热量，过去受制于分散分布、温度梯度差异和回收技术路径不清晰，余热利用率不高；另一方面，部分油田处于地温梯度较高区域，具备中深层地热资源基础，但产业化应用往往需要打井、建网、配套换热与回灌等系统工程，投入大、周期长、技术集成要求高。
如何把“资源禀赋”转化为“稳定热源”，关键在于技术路线与工程组织方式的创新。
影响：在此背景下，胜利油田孤东采油厂东一联合站完成用能转型，标志着油气领域中深层地热与余热资源的规模化工业应用迈出实质性一步。
该项目以地下约3200米采出液余热为核心热源，通过“气井高温余热+油井中温余热”双热源梯级换热，实现不同温度热量的分级回收与高效利用，并对两口弃置气井实施改造、对10口电泵采油井余热进行集中提取，形成“存量资产再利用+热能系统再组织”的综合解决方案。
据测算，项目年清洁供热能力可达20.9万吉焦，用热成本较以往下降约59%，预计每年可替代天然气约638万立方米，折合满足约2万户城市居民一年家庭用气需求，同时年减排二氧化碳约1.35万吨。
对油田企业而言，这不仅是成本结构的优化，也是安全稳定供热能力的提升；对区域而言，则意味着以更低边际成本增加清洁热源供给，为城市与工业用热侧减排提供新增量。
对策：胜利油田的探索并非单点突破，而是依托资源与产业基础推进系统化布局。
资料显示，项目所在的济阳坳陷地热资源总量折合标煤约250亿吨，平均地温梯度达3.4—4.2摄氏度/百米，具有典型“油盆+热盆”复合地质构造特征。
近年来，当地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。
2024年，胜利油田明确“油田之中建热田”发展战略，提出构建“源用储联”清洁热能体系：在“源端”统筹地热与余热资源；在“用端”与站场、集输、生产系统深度耦合；在“储端”探索储热与调峰机制；在“联端”通过管网互通、热源共享拓展供热半径。
与此同时，胜利油田在孤岛油区投运山东省首个用于油气生产的中深层地热项目，利用两口弃置井建成，年供热能力7.5万吉焦；在新疆准噶尔盆地春风联合站推进采出液余热利用，年供热能力达27万吉焦。
通过油地管网互通与热源共享，其年度绿热交易量已达41万吉焦，呈现“自身减碳”与“区域协同”并重的路径。
前景：业内人士认为，“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、可推广的工程范式，其价值不仅在于替代燃气供热，更在于打通了存量资产再利用、热能系统集成、区域能源协同的关键链条。
下一步，规模化推广仍需在三方面持续发力：其一，围绕换热、输配、回灌与腐蚀结垢控制等关键技术，提升系统长期稳定性与全生命周期经济性；其二，结合区域供热需求与管网条件，优化“站内自用+对外供热”组合模式，形成可标准化的工程包；其三，在市场化机制与计量核算方面完善绿热交易、价格形成与减排效益评估，增强各方参与动力。
按照相关规划，胜利油田提出在2028年前推动集输系统绿热规模替代、采油系统经济替代，并在注汽系统开展攻关替代，这为油气企业从单一油气生产向多元绿色能源供应转型提供了时间表与路线图。
胜利油田的实践表明，传统油气企业的绿色转型并非简单的"减法"，而是通过技术创新和资源优化配置实现的"加法"。
将地下深层的热资源从"废弃品"转变为"宝贵资源"，既是对能源的充分利用，也是对产业发展新方向的有益探索。
在国家能源结构调整和"双碳"目标的大背景下，这种因地制宜、创新驱动的转型模式，为其他传统能源企业提供了有益借鉴，也为我国能源产业的可持续发展注入了新的动力。