在全球能源结构加速向低碳化、清洁化转型的背景下，油气田企业正面临资源枯竭与环保压力的双重挑战。中国石油大港油田公司（简称大港油田）作为华北地区重要能源基地，依托数十年积累的地质数据与技术优势，创新性地将弃置油气井改造为地热回灌井，成功实现“变废为宝”。2025—2026年供暖季，大港油田两个弃置井改造地热项目为18万平方米区域提供清洁供暖，累计减排二氧化碳两万余吨。

大厂回族自治县中深层地热项目勘查井施工现场

科学决策：盘活废弃资源

大港油田以数据驱动为核心，系统构建废弃井资源科学盘活体系。通过结构化数据库实现精准筛选，依托动态评估机制保障资源可持续利用，并基于多维参数锁定最优改造目标，将废弃资源转化为热源保障，为行业提供可复用的资源评估与决策范式。一是构建全要素结构化数据库，夯实科学决策基础。针对废弃井资源盘活依赖经验判断、易导致筛选偏差的问题，大港油田系统整合近50年勘探开发数据，涵盖地质构造、热储特征、井筒条件等30余类参数，建立《大港探区废弃油井资源数据库》，形成“一井一档”数字画像。该举措推动筛选逻辑从“粗放经验”转向“数据驱动”，使前期筛选效率提升50%，单井调研周期由2个月压缩至1个月，有效规避新建井盲目勘探风险。二是建立废弃井动态健康评估机制，保障资源可持续利用。为避免静态评估导致资源误判或二次废弃，油田组织专家制定“废弃井健康评估标准”，依据井口压力、水质变化等指标实施A/B/C三级动态分级管理，并配套数据库更新机制。目前数据库已覆盖930口弃置井，为后续清洁替代项目提供精准筛选依据，实现资源盘活的长效化与科学化。三是依托数据画像精准锁定改造目标，提升资源匹配效率。基于数据库多维参数分析，团队在9口候选井中科学选定的中10—59—2井，其馆陶组砂岩热储层温度68℃、渗透率0.37D、井筒与地面条件均契合供暖需求。此举不仅确保技术可行性，更验证了“数据驱动选井”模式的可靠性，为同类项目提供可复用的筛选范式。

创新体系：突破技术瓶颈 

围绕砂岩热储回灌核心难题，大港油田构建“工艺创新—监测优化”技术闭环。技术团队以“化学+物理”工艺提升回灌效率，以全流程精细化监控筑牢安全屏障，努力破解资源枯竭隐忧，实现稳定高效回灌，积极打造行业技术新标杆。一是创新回灌工艺体系，攻克砂岩热储回灌难题。针对传统地热开发回灌率低、易致资源枯竭的行业痛点，地热技术研究人员在南皮项目中应用井筒焦磷酸钠浸泡、活塞洗井及弱酸性化学药剂组合工艺，严格执行“水清砂净”洗井标准。回灌量超设计要求20%，为砂岩型地热高效回灌积累关键技术参数与实操经验。二是优化全流程监测与设备配置，筑牢安全运行屏障。为保障回灌水质纯净与数据精准，技术团队配置旋流式除砂器、过滤罐清除杂质，校准流量计与液位仪，并实行24小时专人盯防、动液面实时监控。全过程精细化管控有效防止水冒风险，确保回灌参数稳定可靠。三是搭建智能化动态调控平台，实现“取热不耗水”闭环。立足“机理先行、场景适配”原则，依托清洁供能智慧平台开发“回灌动态监测模块”，通过传感器实时采集压力流量数据并动态调整注入参数。中10—59—2井改造后回灌压力波动控制在±0.1MPa内，既避免地层破裂风险，又实现100%回灌率，严守“取热不耗水”的技术标准。

地热能源站内管路及热循环泵

架构赋能：创新组织模式

聚焦科研与工程脱节痛点，大港油田重构组织运行逻辑。以“1+3+N”架构整合跨专业力量，通过集中攻坚与敏捷机制压缩转化周期，并将实战经验沉淀为标准化知识资产，实现技术攻关、工程落地与经验复用的高效循环。一是构建“1+3+N”协同架构，打破部门壁垒。为破解传统科研“部门墙”阻碍技术转化的困境，2025年3月成立新能源研究中心，以“1”（统筹规划）、“3”（地质、工程、工艺三组联动）、“N”（项目制运作）模式整合研发、工程与应用链条。该架构实现资源高效配置，支撑多个新能源项目同步推进。二是推行集中办公与敏捷协同机制，加速成果转化。通过科研人员集中办公、实施“周例会+日跟踪”及问题清单实时共享，缩短决策链条、提升响应速度。中10—59—2井改造从方案设计到投运仅用6个月（新建井需18个月），技术问题平均解决时间缩短60%。三是强化知识沉淀与标准化输出，赋能经验复用。为避免重复试错、促进技术迭代，建立“技术案例库”，将中5—58井、中10—59—2井等改造经验固化为标准化流程。此举持续丰富油田弃置井改造技术积累，为探区内规模化推广提供可复制操作指南。

成本优化：实现两个双赢

将地热项目深度融合经济理性与生态责任，通过成本优化验证商业可行性，以量化数据彰显减碳与安全双重价值，并将稳定舒适的供暖体验转化为民生获得感，有力证明绿色转型可实现经济与生态双赢，并得到社会认同。一是降低全周期经济成本，破除“环保即高成本”误区。通过盘活弃置井替代新建工程，改造井成本较新建井降低18%，天津工程职业技术学院项目供暖费用较燃煤降低45%，大幅节约能源成本。全生命周期成本优势验证技术路径经济可行性，形成可持续商业逻辑。二是量化生态与安全双重效益，践行绿色发展理念。地热替代燃煤供暖，两个项目年替代标煤4800吨、减排CO2 11200吨，相当于种植110余万棵树；同时消除弃置井潜在环境风险。减排成效与安全隐患根除，彰显减污降碳与安全生产协同价值。三是提升民生福祉与健康体验，实现多维价值融合。聚焦用户用热需求，地热供暖覆盖全场景，室内温度稳定在22℃（优于传统燃煤锅炉所需24℃以上）。舒适度与健康效益切实提升，生动诠释“成本降、排放减、民生暖”的良性循环。

锚定方向：打造行业标杆

立足成熟实践，油田系统规划可复制推广路径。以阶梯式改造验证模式普适性，锚定智能化、规模化、标准化三大升级方向，并探索多能互补新场景，推动技术成果从单点示范迈向区域协同、行业引领的纵深发展。一是制定阶梯式推广计划，验证模式普适性。基于技术成熟度与资源禀赋，规划三年内改造5口弃置井服务油田新建项目供暖，并将数据库建设与筛选逻辑向国内同类油区开放移植。此举推动实践从“单点突破”迈向“体系化推广”，为行业提供可规模复制实施路径。二是聚焦三大升级方向，强化技术引领力。为持续提升应用效能与行业影响力，明确智能化（建设整撬式地热能源站，集成智能换热与远程监控）、规模化（拓展至社区供暖、种养殖领域）、标准化（探索制定弃置井改造技术规范）三大路径。通过技术迭代与标准输出，加速清洁能源应用从“点”到“面”扩散。三是探索多能互补融合模式，纵深推进绿色转型。立足提升系统稳定性与清洁能源占比目标，积极推进“地热+光伏”协同示范项目，增强能源供给韧性，助力打造代表性综合能源样板，推动绿色转型实现“点—线—面”递进式发展。