（来源：工人日报）

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吉林油田探索出“红岗模式”，入选2025年全国油气勘探开发十大标志性成果，其核心是成本做减法、储量做加法，油气+新能源融合发展，多能互补，协同发展。

青海油田采油二厂跳出“增量求效益”的传统思路，运用三项技术创新做减法，老油田在精简优化里挖潜增收，激活发展新动能。

当各项成本降下来，过去“食之无味，弃之可惜”的低品位储量，便实现了价值蜕变

“红岗模式”算赢了经济账

本报记者 彭冰 柳姗姗 本报通讯员 刘晓娣

雨过天晴，吉林油田红岗采油厂老区钻井现场，副厂长张杨学正忙着验收今年新打的第16口井。井场泥泞，但他的心情恰如此刻破云而出的阳光：“我们之所以可以在老区打新井了，就是因为‘红岗模式’降低了成本，以前没有经济效益可动用的储量，现在已可以部分实现效益开采。我们计划年内打18口新井，新建产能1.3万吨左右。”

今年2月，吉林油田“红岗模式”入选国家能源局发布的2025年全国油气勘探开发十大标志性成果。该模式以“新能源替代降本+多能互补稳产+智慧管控增效”一体化技术为核心，有效破解了老油田产量自然递减、效益不断下滑的发展困局，为全国老油田“裂变新生、逆龄生长”提供了绿色转型范本。

油气与新能源融合发展

作为吉林油田勘探开发的第二个油田，诞生于上世纪70年代的红岗，曾连续47年稳产40万吨，辉煌时期年产突破60万吨，多次荣膺中国石油“高效开发油田”称号。然而，历经近半个世纪开采后，原油产量逐年下降，眼看就要跌破4字头。

红岗的命运曲线，是众多老油田的共同轨迹。“同一区块，越到开发后期，地下的油越少，越难被水驱动。”张杨学给记者打了个比方：“这就像洗碗不加洗洁精，你得可劲儿用水冲，才能把油带出来。水驱要靠电，用水越多，能耗越高。”

由于能耗成本占比达到60%左右，红岗的桶油成本一度远高于中国石油平均水平。

“其实红岗不缺储量，难就难在剩余资源量丰度低、分布散，开采起来能耗高，导致原油产量下滑的颓势难以扭转，所以，归根结底还是成本问题。要想摆脱困境，必须想方设法降能耗、降成本。”张杨学说。

油田是用电大户，红岗年用电量超过1.5亿度，如以网电0.7元/度来计算，一年电费就要1.05 亿元，占全年运行成本的三分之一以上。

能否发挥当地风光资源丰富的优势，把网电换成更便宜的绿电？

2018年5月底，吉林油田红岗15兆瓦分布式光伏电站正式并网发电，4.5万块电池板在太阳下熠熠生辉，这也是中国石油第一座大型分布式光伏电站。如今，红岗光伏年发电量达到2600万千瓦时，占全厂电能消耗的17%。

“今年4月，我厂又立起了第一台风机，按计划，到2028年将有4台风机陆续投用，届时风光将提供全厂55%的电力。”张杨学介绍说。

构建绿色低碳生产新范式

除了电，热也是油田能耗大头。原油黏度高，怕冷易凝固，生产过程中离不开持续供热。

在红岗萨尔图采油作业区集输一班所在地，记者看到一排排白色集装箱式泵房和轰鸣的机组设备，这是该厂近年新上的燃气热电联产、污水余热利用等项目，可以显著提升能源综合利用率，大幅降低用热成本。

“以燃气热电联产为例，其使用采油过程中伴生的廉价天然气发电，再利用发电产生的高温余热来供热，既减少了对网电的消耗，又避免了大量废热排空，等于‘一份投入，两份产出’，实现了能量的梯级利用。”集输一班党支部书记葛玉斌说。

污水余热利用项目，则将目光对准了采出水中“藏”着的热量。

“从地下抽上来的油水混合液，平均温度在30℃左右。过去，采出液经过油水分离，污水回注地层再次驱油，它携带的热量被白白浪费。现在，我们通过污水源热泵将其中余热提取出来，用于掺输、伴热等，再将污水回注。”张杨学如此形容其5倍的节能效果，“假设单纯靠电能制热，1度电能烧1壶水，但如果用这1度电驱动污水源热泵，就可以烧5壶水。”

在红岗采油厂生产数智监控中心的巨幅屏幕上，电、热、气、水等消耗量一目了然，风光发电、燃气发电、网电供应量实时跳动，系统自动调度，协调电热转化和储能关系：风光富足时存气，风光不足时燃气顶上，负荷高时让油井间抽、泵调变频……

“光伏、风机、燃气、地热、热泵，多能互补；油、水、电、气、热，五网合一，‘红岗模式’重塑老油田能源系统，构建出油气田绿色低碳生产新范式。”中心副主任孙奇炜说。

全方位控本盘活边际储量

步入红岗采油厂嫩江湾联合采油作业区大50区块，记者看到，130余口油水井扎堆布置在一座大平台上。

“大50区块储量丰度低，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ 类储量平面上交错分布，即好、中、差油层在地下横向穿插在一起，如果仅动用Ⅰ类储量资源，需要零散打井、单独配套管线设施，投入成本高，达不到经济开发标准。我们采用大油藏理念，将Ⅰ、Ⅱ类储量资源联合动用，形成一定的开发规模，通过大平台集约化建井，摊薄了单井的建产投资……”据红岗采油厂地质所副所长张正华介绍，大50区块从2022年开始集中建井，迄今已累计新建产能10万余吨。

在大50区块，每台抽油机都安装有吉林油田自主开发的智能测控仪，其应用物联网技术，实现了产液自动计量、举升单耗自动比对，并能根据监测数据自动控制启停、设计间抽，“有液就抽、液空就停”，有效解决了低产井“地层出油慢，供不上抽、空转耗电”问题。

以物联网技术为抓手，从源头压缩无效支出，正是红岗又一硬核降本举措。在这一新质生产力的加持下，井上智能计量仪自动采集产量数据，取代人工填报表；远程操控系统实现停井重启、参数调节“足不出户”，破解单井偏远、运维成本高的难题；井场“电子眼”全天候值守，实时传回工况数据，减少人力投入……

与此同时，红岗着力为地面系统“瘦身”，果断关停优化利用率不高的场站、管线，曾经需要从几公里外输送热水的掺输系统也被“废弃”，取而代之的是安装在井口的电磁加热器，油井产出的液流在“家门口”就被快速加热，热能利用率大幅提升，伴生气消耗直线下降。

当各项成本降下来，过去“食之无味，弃之可惜”的低品位储量，便有了动用价值。据测算，全油田完全成本每降低1美元，可释放13万至16万吨的SEC储量。近三年，红岗运行成本分别下降1.4美元/桶、3美元/桶、3.9美元/桶，整体释放2700万吨地质储量，可实现经济动用。

“红岗模式”算赢了经济账，老油田的命运曲线终于从逐年下行，走成一个向上的“对号”。

“‘十四五’期初、期末对比，我厂油气商品量稳定在40万吨，单位产品能耗强度下降30%、二氧化碳排放强度下降37%，单位能耗碳排放强度下降10%，桶油完全成本下降10%。”张杨学面带微笑：“目前我们又有了新目标，那就是在‘十五五’ 期间努力建成零碳工厂。”

红岗是一个生动缩影。针对低渗透老油田“低品位、高能耗、高成本”发展难题，近年来，吉林油田公司坚持以科技创新引领新质生产力培育，不断迭代升级油气与新能源融合发展技术体系，持续深化集约化大平台建产、全流程电气化替代、多能互补智能管控等规模化落地，以全方位创新实践，书写出了老油田绿色低碳、高效可持续发展的精彩答卷。

减掉高额的作业费、盲目的经验操作、繁重的人工录表

创新做减法，“减”出新效益

本报记者 邢生祥 本报通讯员 张文娟 孙成华

一口低产油井，因为解堵费用太高，只能眼睁睁看着“睡大觉”——这种让人心疼的场景，在青海油田采油二厂正成为过去。

降本增效是企业高质量发展的永恒课题。面对生产经营、成本管控、效率提升等多重考验，采油二厂跳出“增量求效益”的传统思路，不是大手笔投入，而是运用三项技术创新做减法：减掉高额的作业费，减掉盲目的经验操作，减掉繁重的人工录表，结果，老油田在精简优化里挖潜增收，激活发展新动能。

减掉“大手术”

过去，给油井“通肠胃”（酸化作业）是增产的常规手段，但传统方式像是做一次“大手术”：必须把几公里长的井下管柱全部起出，再下工具，一口井折腾下来，费用高得吓人。

采油二厂所在的英东油田，部分油井因泵挂深度大、沉没度偏低、综合含水高等客观条件制约，井筒维护本就面临挑战。如果每口需要解堵的井都走“动管柱”这条路，成本账算不过来。

“许多低产井因为措施费用高，一些可以通过解堵恢复产量的油井，被经济账挡在了门外。”采油二厂技术研究中心负责人董效锋心疼地说。

能不能不动“大手术”？采油二厂技术人员把目光投向了“不动管柱”解堵工艺。

所谓“不动管柱”，就是在不取出井下管柱的前提下，通过酸化措施解除近井地带的堵塞，就像给堵塞的血管做微创介入，不取出管柱，直接注入酸液疏通。相比动管柱作业，这种方式施工周期短、作业环节少。

“这个减法，减掉的是动管柱的高额费用，增加的是低产井的复产空间。”董效锋介绍说，截至目前，该工艺已实施44口井。对比动管柱措施费用，累计节约近700万元，投入产出比达到1:2.72。

减掉“盲人摸象”

洗井是油井维护管理的常规手段。但在过去很长一段时间里，洗井过程缺少有效的实时监控，全凭老师傅的经验“看、摸、听”：排量够不够？温度达不达标？压力稳不稳？心里没底，洗得好坏全靠现场人员凭经验判断，洗井质量难以精确评估，作业安全也缺少数据支撑。

如果说“微创手术”是精准开刀，那洗井环节的变革，就是给油井装上了“健康手环”。

为此，采油二厂“乔永青工作室”着手研发一体化洗井监控装置，彻底终结了这种“盲洗”。这套装置集成了井口连接部件、耐高压高温流量计、远程温压仪表及远传数据线，配套搭建了基于RTU采集、DTU4G无线传输和力控组态软件的远程监控系统，洗井参数第一次实现了实时可视。

该装置像一双敏锐的眼睛，让排量、温度、压力数据同步传输至监控端并实时显示在屏幕上，历史数据可存储、可回溯，每一口井的洗井过程都形成了一份可追溯的“数据档案”。

从“经验洗井”到“数据洗井”，这个减法减掉的是信息盲区，增加的是质量管控和作业安全的确定性。目前，该成果已获得专利授权，12套产品投入现场应用，自投入使用以来累计完成7000井次的远程监控，单井平均洗井时长缩短1小时，按年洗井2500井次计算，每年可降低费用60余万元。

减掉“人海战术”

技术创新的最终落脚点，是解放人。油井的“心电图”——油井示功图，是判断井下泵况的重要依据。一口井“身体”好不好，示功图能看出端倪。

长期以来，示功图数据采集依赖人工完成。技术人员像大海捞针一样，需要逐口井收集、整理、比对，再从中发现异常。一个轮次下来，从数据采集到异常确认，往往需要1～3天。

数据是死的，人是累的，时效是差的。这不只是一线员工一个人的烦恼，而是整个生产运行链条上的堵点。

改变的契机，来自英东运维中心应用的“示功图自动台账系统”，让数据自己“跑”起来。它把数据采集、整理、归档全部自动化，油井的每一次“脉动”都被实时记录、自动分析，异常井的发现时间从3天锐减至2小时。

“系统一报警，我们就直奔现场，问题绝不过夜。”英东运维中心采油班张波告诉记者。

从“人找异常”到“异常找人”，背后是数据要素对传统生产管控模式的重新塑造。这套系统每年节约人力成本20多万元、工时超7000小时，同步建立电参报警规则8项，异常推送准确率达95%以上。

数据开始替人跑腿，算法开始替人判断。“一线员工从繁重的数据整理中解放出来，把精力投入到更有价值的现场处置中。”采油二厂负责人李吉军说，这个减法，减掉的是低效的人工劳作，增加的是生产管控的精准度和时效性。

从“动刀”到“戴手环”，再到“读心电”，青海油田采油二厂用三项技术创新证明：技术赋能、数字转型是老油田突围发展的关键所在，老油田的青春也不是靠硬砸钱砸出来的，而是靠做减法“减”出来的。

一技破一难题，一减提一分效能。如今，“做减法、增效益”已成为青海油田采油二厂生产运行的鲜明特色。通过持续聚焦新质生产力培育，深挖技术潜力、优化生产流程，全力护航高原油田行稳致远。