问题：在油气生产与联合站运行过程中，供热长期依赖天然气等化石能源，受价格波动与保供压力影响明显，同时碳减排约束趋紧。
如何在保障生产稳定的前提下，降低供热成本、减少排放，成为油田推进绿色低碳转型的关键课题。
胜利油田所在区域冬季供热需求刚性较强，传统燃气供热在经济性与环境效益上均面临再优化空间。
原因：从资源禀赋看，胜利油田所处的济阳坳陷具备较好的地热与余热开发条件。
该地区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，属于“油盆+热盆”复合型地质构造，既有深部热储，也有油气生产带来的可利用余热。
与此同时，油田开发过程中形成一定数量的弃置井和电泵采油井，具备改造利用的工程基础。
技术层面，单一热源往往存在温度等级不匹配、供热波动等问题，需要通过系统集成提升稳定性与综合效率，这推动了多热源耦合、梯级利用等技术路径的应用。
影响：2月3日，孤东采油厂东一联合站完成用能转型，来自地下3200米的采出液余热成功替代传统燃气供热，标志着胜利油田在中深层地热资源规模化工业应用上迈出实质性一步。
该项目创新采用“气井高温余热+油井中温余热”双热源梯级换热技术，通过对两口弃置气井改造，并对10口电泵采油井余热进行集中提取与系统调配，实现不同温度等级热能的分级利用与高效输出。
测算显示，项目年清洁供热能力达20.9万吉焦，用热成本降低59%，替代天然气638万立方米，折合可满足约2万户城市居民一年家庭用气需求；年减排二氧化碳1.35万吨，形成较为可观的经济效益与减排效益叠加。
更重要的是，这一实践为油田类工业场景提供了可复制的清洁供热方案，有助于推动油气企业从“单一生产”向“能源综合供给”拓展。
对策：推动中深层地热与余热资源规模化应用，关键在于“资源评估—工程改造—系统集成—运营优化”一体推进。
一是以地质与生产数据为基础，建立热资源动态评价体系，明确可持续采热边界与重点区块，避免“只看温度、不看供给”的粗放开发。
二是加强弃置井盘活与井筒安全管理，在改造方案中统筹井况、腐蚀结垢风险、换热效率与回灌（或回注）等环节，确保长期稳定运行。
三是推进多热源耦合与梯级换热的系统化设计，通过调峰与蓄热等手段提升供热连续性，适配联合站、站场及周边用能需求差异。
四是完善成本核算与效益评价机制，将燃气替代、碳减排、设备寿命周期运维等纳入统一账本，为后续推广提供可量化依据。
五是结合区域能源规划，探索工业余热对外供热、与城市供热体系协同等路径，提升清洁热能消纳能力。
前景：从已建项目看，胜利油田近年来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，说明该领域已从单点示范走向体系化推进。
随着“双碳”目标深入推进，工业领域低品位热能回收与中深层热资源开发将迎来更广阔空间。
下一阶段，若能在关键装备可靠性、规模化管网配置、热能综合调度以及政策机制协同等方面持续突破，油田型“地热+余热”供热模式有望在更多站场、园区乃至周边城市应用，实现从“减排项目”向“稳定能源供给能力”的升级。
同时，依托“油盆+热盆”地质优势和成熟工程体系，胜利油田相关探索也可能为黄河三角洲及类似资源区提供可推广的低碳转型样本。
胜利油田中深层地热资源的规模化应用，是传统能源企业主动适应能源转型、实现绿色低碳发展的生动实践。
通过充分挖掘油田内部的清洁热能资源，既提高了能源利用效率，又降低了生产成本，实现了经济效益与生态效益的统一。
这一探索为我国其他油气田的地热资源开发提供了有益借鉴，也为推进能源结构优化升级、加快建设新型能源体系贡献了有力支撑。