吉林油田主要油气生产区位于松辽盆地，地热资源丰富。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0.66亿吨标煤，按0.15%可采率，每年地热能可采资源达9.9万吨标煤。

7月30日，吉林油田在乾安花9井和花9-3-1井开展的地热资源利用先导示范试验项目，已成功实施两个月，节能效果显著。其中，花9井热采项目可实现日节气1000立方米。

吉林油田主要油气生产区位于松辽盆地，地热资源丰富。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0.66亿吨标煤，按0.15%可采率，每年地热能可采资源达9.9万吨标煤。为实现地热能高效开发，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项目，并以乾安大情字花9站报废井储层地热利用、长春伊52站报废井单井U形管取热、新木地面队浅层地热供暖三项先导试验项目为依托，通过理论与实践相结合，突破制约地热能开发的技术瓶颈。科研与先导试验项目取得成功之后，将有利于松辽盆地低孔低渗区地热能高效开发，并为拓展外部供暖市场、中和油田化石能源消耗提供支撑。

除地热资源外，吉林油田还拥有丰富的污水余热资源。吉林油田通过开展余热回收，助力油气资源高效开采。记者了解到，回收污水余热，替代加热炉天然气消耗，不仅可以实现节能降耗，还可以提高天然气商品量，提升开采效益。吉林油田采用自主投资、合同能源、购买服务三种投资方式，应用吸收式、压缩式、空气源三种热泵技术，实施英一联合站、新立联合站、乾安海24站、乾安47站、梨树中间站五项清洁替代工程，实现年天然气和柴油能源替代，效益可观。同时，按照“能收则收，应收尽收”原则，回收剩余8座处理站余热，优选效益好的自主投资建设，效益差的采用合同能源管理，预计年可替代天然气1295万立方米。

吉林油田还成立了专门的技术支持组，协调开展地热、余热等研究，突破技术瓶颈，解决现场实际问题，有效保障了公司清洁能源替代工作高效能开展。

责任编辑： 李颖