激活老油田上产新动能——吉林油田构建多能互补发展新格局

今年一季度，中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司生产经营全线向好，原油、天然气、新能源生产指标同步飘红，累计超产油气当量3000吨。

作为深耕油气开发60余年的老油田，吉林油田长期面临油藏“低渗透、低丰度、低产量”的资源短板，单井产量曾不足0.6吨，大量二类、三类低品位储层因开发成本偏高长期搁置。为破解老油田稳产上产瓶颈，吉林油田在“大井丛”集约化建产成熟模式基础上，全力推进新能源与传统油气产业深度融合，通过绿电就地自消纳、多能互补协同供能等举措，持续摊薄生产运行成本，为老油田提质增效、盘活低效储量打开全新发展空间。

深耕智能微电网

吉林油田新立采油厂新北智能微电网项目，是老油田依托新能源转型增效的标杆示范项目。该项目坐落于新立采油厂新北放水站，占地5.1万平方米，目前已平稳试运行，即将进入离网调试阶段。新立采油厂生产副厂长吴鱼锋介绍，项目整合风力发电、光伏发电、光热系统、电极锅炉储热调峰、油气处理装置等各类设备，依托区域丰富的风光资源，构建起“源—网—荷—储”一体化智慧用能体系，探索出传统油田绿色低碳、降本增效的全新发展模式。

新北区块已开发40余年，新北放水站自1978年投建、2002年整体改造后，已形成完善的油气分离、掺输、采暖供热、原油脱水、油品外输系统。但长期生产过程中，区块产油量逐年递减，站内设备布局分散、生产流程冗长、土地利用率偏低等问题持续凸显。同时，为保障站内自用及最小外输量，原油脱水自用后需二次掺水外输，导致地面系统负荷率低、集输单耗偏高、清洁能源利用率不足，桶油成本持续攀升。

针对一系列生产痛点，吉林油田确立了“先瘦身、再健身”的改造思路，对站内工艺流程实施密闭化全面改造，同步叠加风光发电、燃气热电联供、电化学储能、余热回收利用、电加热替代等清洁能源技术，搭配数字化、智能化管控系统，将新北区块打造为新能源与油气融合发展核心示范区。

该智能微电网项目2023年正式启动建设，历经专项攻关，实现风、光、热、气多能源综合高效利用，于2025年10月投入试运行。项目以伴生气发电为基础、风光发电为核心、构网型储能为调节枢纽，依托大数据分析与功率精准预测，实时优化能源调度，实现“荷随源动、源荷互补”的智能用能模式。

“以往原油开采产生的伴生气，经油气水分离后需统一外输集中处理。项目投运后，区块伴生气可就地发电、并入微电网，直接服务于原油生产全流程，大幅降低油田对外部传统电网的依赖，有效缩减了用电成本。”吴鱼锋说。

依托智能微电网，新北区块生产实现“三降三提”：吨油单耗下降25%左右，碳排放总量削减三分之二，桶油完全成本、运行成本同步降低；清洁电力占比从0提升至94.8%，终端电气化率达45.5%，土地利用系数提升至71%。昔日的负效益区块成功扭亏为盈，成为老油田低效储量盘活、绿色增效的典范。今年2月，该项目入选国家能源局公示第一批新型电力系统建设能力提升试点名单。

打好转型组合拳

如果说新北区块微电网项目是区块级别的示范探索，红岗采油厂则以全厂生产单元为载体，全方位推进油气与新能源融合发展，形成可复制、可推广的老油田绿色转型新模式。

红岗采油厂已历经50余年勘探开发，现阶段面临资源品位持续下降、开采成本逐年攀升、经营效益承压等多重困境。该厂副厂长张杨学介绍，“十四五”期间，该厂原油年产量稳定在40万吨左右，但成本压力突出，单位能耗强度持续走高，传统生产模式难以为继。

为破解发展困局，红岗采油厂打出提质增效、绿色转型“组合拳”。在生产管控上，整合地面生产设施、简化集输工艺流程，依托物联网智能设备自动采集生产数据，替代传统人工填报模式，精简运维流程、降低人工成本；完善远程智能操控系统，实现停井重启、参数调节等操作远程完成，大幅缩减运维成本；部署全天候智能监控设备，实时监测井场工况，筑牢安全生产防线。

作为油田生产用能大户，红岗采油厂以往长期依赖天然气、外网电力生产，不仅用能成本高昂，碳排放强度也居高不下。为此，该厂全面推进用能体系革新，以空气源热泵替换真空加热炉，深度回收利用污水余热，升级燃气热电联产系统，彻底摒弃“高价用能、低效产油”的局面。

在转型过程中，该厂坚持“油气与新能源深度融合”核心思路，针对风光发电不稳定的特点，依托伴生气发电、储能系统精准调峰，统筹全厂“油、气、水、电、热”五网协同联动，精准匹配源、网、荷、储资源，最大化释放能源融合效益。

其中，吉林油田大27区块高效融合建产项目成为核心突破点。该区块通过重构集输流程、严控能耗成本，优化升级用能结构、提升绿电替代率，遵循“七配对”原则优化井场平台布局、压缩投资能耗三大核心技术集成，3年累计建成产能10万吨。2025年，大27区块评价内部收益率超12%，新增动用地质储量465万吨、经济可采储量56万吨，年产油量提升3.5倍，桶油完全成本降至48.6美元，实现低品位储量高效动用、低成本开发。

新能源的深度赋能，彻底激活了老油田低效资源潜力，让高成本低品位油藏实现效益开发。今年2月，国家能源局发布2025年全国油气勘探开发十大标志性成果，“中国石油吉林油田‘红岗模式’培育老油田绿色转型新路径”成功入选。

油气融合新能源

“按照中国石油集团原油、天然气、新能源‘三分天下’的能源布局规划，吉林油田新能源业务实现从无到有、从小到大快速发展。”吉林油田新能源事业部新能源管理科副科长吴冬琳说，截至目前，油田新能源装机规模达121万千瓦，累计发电量突破31亿千瓦时，绿电自消纳占比超35%，弃电率严控在2%以下，新能源赋能油气生产成效显著。

面对传统用电成本高位运行压力，吉林油田深化新能源与油气生产融合，以新能源反哺主业、摊薄生产成本，走出一条老油田低碳稳产、提质增效的特色路径。在新立采油厂Ⅲ区块，集约化大井丛抽油机与风力发电机组错落分布、协同运行，传统油气生产设备与新能源设施相映成景。

相较传统分散式建井模式，吉林油田推广的“竖井+水平井”大井丛建产模式，可有效节约土地资源、减少管线与电路铺设成本、简化日常运维管理，同时为各类新能源设备集成应用提供良好载体。2024年12月，新立采油厂Ⅲ区块16号大井丛平台全面投用风光发电、电加热等新能源设备，全面实现区域清洁能源替代，使得单区块完全生产成本每桶再降5美元。

吉林油田新能源事业部经理马晓红介绍，吉林油田已全面形成“新能源围着油气干、油气依托新能源转”的协同发展格局，推动油田生产向低碳化、智能化、集约化全面转型。发展过程中，油田精准攻克弃风弃光消纳难、油气新能源融合脱节、极端天气电网稳定性弱三大行业难题。

针对风光出力波动、生产用电负荷不均导致的弃风弃光问题，油田创新构建“智能微电网+储能”调节模式，风电大发时段储能系统自动储电，用电高峰、无风无光时段储能放电补能；为杜绝新能源布局与油气生产脱节问题，油田统筹风机、光伏布局与井场作业、管线布设、生产运维需求，将绿电弃电率作为核心考核指标，倒逼油气生产与新能源业务深度协同，实现清洁能源电量“颗粒归仓”；针对东北地区冬季风雪冰冻天气多发、电网频率波动不稳的痛点，油田配套投用电储热装置，将富余风电转化为热能存储，用于冬季油气集输伴热保暖。

“据测算，油田每消纳1千瓦时绿电，可降低生产运行成本近0.3元。”吉林油田新能源事业部管理科科长鲍利猛说。依托油田内部电网，绿电直供采油、集输等核心生产环节，大幅替代高价外购网电，在显著压降生产成本的同时，有效盘活储量资源，拓展老油田稳产上产空间。

目前，吉林油田已成功构建“油、气、风、光、热、储、CCUS（碳捕集、利用与封存）”多能互补、协同增效的新型能源体系。面向“十五五”发展新阶段，油田将重点推进千万千瓦级风光发电、500万吨级CCUS、百万吨级热力替代三大核心工程，持续深化新能源与油气产业融合，夯实老油田绿色低碳、高效可持续发展的坚实根基。（经济日报记者 马洪超）