吉林油田开发地热能供暖，绘绿色低碳发展蓝图

地热能供暖确实好，操作便捷，安全环保，效果非常明显。”吉林油田新木采油厂地面队书记孙连成说，自从冬天开展地热供暖以来，室内温度一直保持在20摄氏度以上，单日最高节电达3000千瓦时。

新木采油厂地面队浅层地热供暖是吉林油田从零开始积极探索地热利用的一个缩影。截至目前，吉林油田已完成“十四五”新能源发展规划，实施了3项地热先导试验，开展了3项科研攻关，取得阶段性成果，累计节约天然气20万立方米、节电25万千瓦时、节油60吨，相当于减少二氧化碳排放816吨。此外，吉林油田还建成了4项污水余热利用项目，年减排二氧化碳8344吨。

绘绿色低碳发展蓝图

摸清家底 绘制蓝图

国家提出“碳达峰碳中和”目标，对大力发展地热能的重视程度不断提升。中国石油集团提出了“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走的战略部署。吉林省制定了“全域地热三峡”的战略目标。松原市人民政府和吉林油田签署了地热开发利用项目合作协议。这些都为吉林油田发展地热项目送来了政策春风。

那么，吉林油田地热资源家底及开发前景如何呢？

“松辽盆地地热资源丰富，但储层物性差，目前我们正在积极组织技术人员开展科研攻关，技术突破后，地热将成为化石能源替代和清洁供暖的重要能源之一。”吉林油田勘探开发研究院专家李迎九向记者介绍。

松辽盆地南部地区富含水热型地热资源。以大情字区块为例，地热能有利面积为270平方千米，地热资源量0.66亿吨标准煤，每年地热能可采资源达9.9万吨标准煤。同时，吉林油田长春采油厂辖区处于伊通盆地内，盆地多属于扇体沉积，水层厚度大，连续性好，物性条件较优越，埋深适中，适合地热开发。在吉林油田内部实现清洁替代及技术突破后，可为周边的长春市、吉林市等市县清洁供暖，开发应用前景广阔。

2021年，吉林油田科学谋划，以建设“吉林绿色协同发展示范基地”为抓手，以吉林探区地热、余热、风光资源为基础，精心制定了新能源“十四五”发展规划，绘制了发展蓝图。其中，地热资源按“能替则替、应替尽替”原则，实施所有站场加热炉化石能源替代，年替代30万吨标准煤，减排二氧化碳约52万吨。待地热技术成熟后，将择机推广实施民用供暖。

通过以上工作，实现传统能耗高水平清洁替代，推进吉林油田碳中和工作，增加原油及天然气商品量，提升效益。

效益优先 探索实践

低渗透储层地热资源开发目前国内外无可借鉴的成功案例，为推进规划落地，最终实现地热效益开发利用，吉林油田相继开展了报废井储层取热、报废井井筒取热、浅层地热供暖三项先导试验。

吉林油田储层存在着物性差、单层薄特点，单凭储层自然产能无法满足用能需求，需要通过人工储层改造来增强热储层的孔渗性“。这相当于将羊肠小道改造成高速公路，让车辆行走畅通，但是又不能直接压通了，压通了采灌井容易出现热突破，不利于地下热交换。同时，采灌井是利用的油田报废井，井距和井深等都是固定的。这真是一个需要拿捏得当的技术活。”李迎九这样形容道，吉林油田从规划、选址、施工等每一项环节都进行了多批次讨论和优选。

吉林油田安全副总监贾雪峰说“：因为项目陌生，所以要反复讨论，弄清楚每一个细节；因为试验是首次，所以要考虑周全，不能落下任何细节，确保试验有结果、有认识、有借鉴。”储层取热效果可喜。在乾安采油厂花9站，技术人员利用两口报废井，封堵油层、射开水层，通过储层改造提高水量，利用一采一灌同层回灌实现储层地热利用。对井储层改造后，水量增加5倍达到600立方米/日，出水温度由38摄氏度上升到68摄氏度。采出水进站后替代掺输加热，试验期间替代站内天然气消耗3000~4000立方米/日。该项目的试验成果及不同阶段参数，为后续利用废弃井开展低渗透储层地热开发提供了宝贵经验。项目建成后年替代能力0.38万吨标煤，减排二氧化碳约0.62万吨。

井筒取热效益可期。在长春采油厂伊52站，技术人员利用两口报废井，封堵射孔段，实施井筒处理下隔热管，通过清水循环提取井筒热量，利用热泵提温后替代站内燃油加热。

项目建成投运后，日替代站内燃油消耗0.7~1.0吨。该工艺实现了废弃井有效利用，盘活了资产，提高了收益。经初步统计，目前油田场站附近有600多口废弃井，可规模应用87口井，可利用功率达到 1.4万千瓦，后续将根据经济评价结果陆续推广应用。

浅层取热技术可行。在新木采油厂地面队，钻一口80米深浅层地热井，井下水温8摄氏度左右，利用单井闭式采灌一体取热不耗水工艺，通过热泵提热供暖，已为2200平方米的平房、厂房和车库提供了一个供暖季的供暖，运行平稳。

地热供暖出口最高温度可达55摄氏度，室内温度可达20摄氏以上，每天节电2000千瓦时，每年可节省近15万元，初步验证了高寒地区浅层地热供暖技术可行。后续，吉林油田将在国家政策允许的前提下，有序推进小型供暖场所、集中单井罐平台的浅层地热利用。

吉林油田开展地热利用先导试验积累的宝贵经验，为油田的地热开发蹚出了一条新路，为下一步推进多场景、多形式的地热利用提供了可复制和可借鉴的成果。

技术引领 未来可期

吉林油田污水余热资源丰富，回收污水余热，替代加热炉天然气消耗，不仅可实现节能降耗，而且能提高天然气商品量，提升开采效益。

目前，余热利用技术已在吉林油田内部进行全面推广。主要采用自主投资、合同能源、购买服务3种投资方式，应用吸收式、压缩式、空气源3种热泵技术，在英台英一联合站、新立联合站、乾安海24站和乾安黑47站实施了4项余热利用清洁替代工程。2021年，这几项工程节约天然气 386万立方米，折合标煤5133吨，减排二氧化碳8344吨。

下一步，吉林油田将按“能收则收、应收尽收”原则，继续推进9座站场余热利用项目建设，预计可实现1545万平方米天然气的年替代能力。为解决制约低渗透储层取热的技术瓶颈，吉林油田设置了资源评价、储层改造和工艺配套三项科研攻关。通过2021年的攻关，初步确定了油气站场附近的地热资源，形成了提高低渗透热储水量的改造方法、初步形成了井下流体高效举升及地面配套工艺。

强化技术人才队伍建设。人才是第一生产力，针对吉林油田地热业务发展面临的“卡脖子”问题，通过“请进来”“走出去”方式开展地热业务培训，全面提高技术人员技能水平，已组织地热内部培训2批次40余人次，同时积极参加中国石油集团组织的地热培训视频会和地热开发利用技术培训。今年，吉林油田计划组织地热已开发项目管理和地热利用技术2个专项培训班。同时，强化科研立项针对性和效益性，计划设立地热资源精细评价及数值模拟研究、地热能利用井筒及地面配套工艺技术研究两项配套课题，解决技术瓶颈问题，建设技术过硬的人才队伍。目前，技术进步和人才的逐渐成熟将为地热的有效开发保驾护航。

“与风能、太阳能不同，地热能利用过程几乎不会出现废弃，是非常具有潜力的可再生清洁能源。虽然工作处于起步探索阶段，但地热能利用前景非常广阔。打通技术效益开发关，实现地热效益规模开发利用，我们十分有信心。”李迎九说。

工业替代、民用供暖是地热能未来的应用方向，“十四五”末，储层地热利用项目在经济性取得突破后，力争实现地热、余热资源年清洁替代30万吨标煤，将与风光发电项目共同谱写吉林油田“三分天下”的新能源篇章。展望未来，吉林油田地热业务潜力无限，大有可为。

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