问题——传统油田用能结构偏“重”，面临能耗高、排放大的双重压力；采油生产链条长、工况复杂，电泵井、注水泵站、集输站库等环节能耗集中；同时，部分工艺存无效提液、无效注水等问题，导致能源浪费和成本上升。在“双碳”目标下，油气企业既要保障稳产保供，又要加快绿色转型，如何将减碳从“约束”转化为“效益”，成为油田解决的现实课题。 原因——能源供需匹配与系统调控能力不足是降碳提效的主要瓶颈。过去节能工作多聚焦单点改造，缺乏跨环节协同；新能源发电具有间歇性和波动性，若无法与负荷侧、储能侧及电网侧联动，高比例消纳与稳定运行难以实现。此外，站场供热长期依赖天然气等化石能源，热电协同与余热利用潜力未充分挖掘；伴生气资源化利用、二氧化碳规模化利用与封存也需系统性支撑。 影响——以“多能互补、源网荷储一体化”为突破口，减排与降本开始共同推进。东辛采油厂近年将绿色低碳纳入考核体系，统筹地热、余热、太阳能、风能等资源，推动绿电就近利用、绿电与绿热协同储用、光储一体化柔性运行等模式落地，结合传统设备节能改造，逐步构建覆盖“开发—生产—集输—综合利用”的闭环降碳链条。 用电侧试点呈现“单井—区域—系统”递进式推进。单井层面，营13斜152井通过“光储直柔”改造，绿电使用比例提升至75%，用电成本显著降低，验证了新能源与井场负荷耦合的可行性。区域层面，辛37-3、营72等区域70余口油井纳入5个“微网群”，通过就近消纳与柔性控制优化负荷曲线，用电成本平均下降30%，规模化效益显现。系统层面，营二区6—10kV级微电网正在规划建设，目标是实现跨区域电能互联与功率互济，推动油田向可调节的“虚拟电厂”转型，支撑更高比例新能源消纳与电力安全。 供热侧，地热替代燃气工程为站场降碳提供新方案。辛二、永一、辛三站率先试点地热供热，采用合作购热等轻资产模式，以较低投资实现清洁供热替代，年节约天然气超300万立方米，能源结构优化效益逐步凸显。 源头侧优先优化开发方式。通过减少无效提液和注水，从源头降低能耗；同时对电泵井、注水泵站、集输系统进行精准治理与技术升级，推动提液单耗、注水单耗同步下降，以“少耗能、多产出”提升系统能效。 装置侧与集输侧，东辛采油厂推进高耗能设备退役与站库改造，将碳排放强度、能耗水平与用能成本纳入管理目标，实现“降碳、降耗、降噪”一体化，促进生产运行更经济、清洁、稳定。 资源化利用与末端治理上，伴生气回收与CCUS布局增强“变废为宝”能力。盐229井组投运伴生气回收装置，预计年减排约0.72万吨，并探索碳资产价值实现路径。同时，二氧化碳封存安全监测网络与环境立体监测体系同步建设，推动CCUS从示范迈向产业化应用，为低碳产业生态奠定基础。 对策——以系统工程思维推进“能源+生产”协同优化。下一阶段，东辛采油厂将重点：一是提升源网荷储协同调度能力，增强微网群与中压微电网互联互济水平；二是拓展绿电、绿热、绿氢等多能互补场景，提高清洁能源占比；三是深化开发方式精细化管理，数据驱动识别无效能耗点，建立“工艺—设备—管理”联动长效机制；四是完善碳计量、核算与资产管理，打通减排量向经营效益的转化通道；五是强化安全风险管控，尤其在微电网并网、储能运维、地热开发及CCUS监测等环节，确保绿色转型与生产安全同步推进。 前景——油田绿色转型正从“点状试验”迈向“系统重构”。从单井试点验证经济性，到区域微网群形成效益，再到中压微电网系统布局，叠加地热替代、源头减量、伴生气回收和CCUS等举措，东辛采油厂探索出一条可复制的全链条减碳路径。随着新能源消纳能力提升、能效管理精细化及碳资产机制完善，“减排”将继续转化为“降本增效”的实际成果，为传统能源企业构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系提供示范。
东辛采油厂的实践表明，绿色转型不是负担，而是高质量发展的新动力。在“双碳”目标下，传统能源企业唯有主动变革，才能在新一轮产业变革中抢占先机。此案例也为全球能源行业低碳发展贡献了中国智慧。