长期以来，中国石油以绿色低碳发展战略为引领，全力实施“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走总体部署，推动公司由生产供应油气为主向生产供应“油气热电氢”综合能源转变。

《中国石油绿色低碳发展行动计划3.0》提出，2021年至2025年为清洁替代期，力争2025年新能源产能占国内能源供应能力比例达到7%。如今，第一个战略节点已然到来。集团公司新能源业务在收获多点突破、全面开花良好态势的同时，也开始面临一些新形势下的新问题。

《绿色导刊》即日起推出“新能源发展之问”系列报道，本期聚焦“油气新能源如何实现战略接替”课题，邀请行业内专家、学者进行研讨，并尝试给出解决方案。同时，展现集团公司在战略接替方面的优秀企业案例，以供借鉴。敬请关注。

一场触及产业基因的系统性重塑

薛晶文

当“双碳”目标与能源安全新战略成为时代强音，中国能源化工企业正集体面临一道紧迫考题：如何让风光氢储等新动能，从“盆景”试点成长为支撑未来发展的“森林”生态，实现新旧动能的战略接替？记者在调研中发现，这场接替并非简单的赛道转换，而是一场触及产业基因的系统性重塑。

挑战显而易见。近年来，我国新能源装机规模迅速增长，但新能源的波动性、间歇性等特点使得消纳难、输送难、储能难等问题日益凸显。要深入理解这一系统性挑战带来的现实痛点，绿氢是一个极具代表性的观察窗口。玉门油田新能源事业部副经理陈勇给记者算了一笔账：“当前，绿氢生产主要依赖可再生能源发电和电解水制氢技术，其成本约为每公斤21至25元，是灰氢的2倍甚至更高。此外，绿氢市场需求不足、应用场景单一，规模化应用任重道远。”

绿氢面临的困局，实则是新能源领域诸多挑战的缩影。它折射出横亘在战略接替道路上的重重障碍——规模效益尚未显现，技术成本居高不下，应用场景替代艰难。具体而言：新能源项目投资巨大，短期内产生的利润规模难与传统油气业务匹敌；关键核心技术，如低成本高效制氢、生物燃料的稳定供应链等，尚未完全突破；而电动汽车对燃油需求的持续挤压、高端化工对清洁原料的迫切要求等变化，更倒逼新能源必须找到其在成本、性能或环保上不可替代的价值锚点。

然而，传统能源企业的转身自有其章法。记者观察到，中国石油正依托深厚的“油气基因”，尝试走出一条特色路径。遍布全国的加油站，正在悄然蝶变。走进重庆销售丝路综合能源站，传统的加油机旁，充电桩、加氢设备与便利店有机融合，形成一站式综合能源服务场景。副经理谢露提供的数据印证了转型的活力：“今年前5个月，该站加氢量实现爆发式增长，充电量同比增长40%以上；凭借综合能源补给和多元服务优势，该站吸引并留住了更多客户，1至5月，昆仑e享卡客户数量同比增长176%。”这种盘活存量资源的生动实践，让传统终端网络焕发新生，成为触达新能源市场的“前哨站”和“试验田”。

更深刻的融合发生在生产一线。在大庆油田，记者看到废弃的井场被高效利用，架起了光伏板，发出的绿电直接供给油田作业。在吉林油田，CCUS技术将捕集的二氧化碳注入地下驱油，既封存了碳又提高了采收率，成功将“包袱”变“财富”。在独山子石化，可再生能源制氢加速替代化石能源制氢，为加氢裂化、加氢精制等环节注入低碳因子。这些实践传递出一个清晰信号：战略接替并非另起炉灶，而是深挖传统业务场景，让油田、炼厂这些工业“老树”长出生产力“新芽”。

行至战略接替的关键爬坡期，几位业内专家向记者表达了共识：要警惕“两张皮”，避免传统业务与新能源各自为战，需通过绿电直供、碳配额内部交易或成本分摊机制、统一数字化管理平台等方式，实现能源流、资金流的物理联通和价值贯通。要算清“长远账”，短期内不宜过度追求新能源业务利润占比的快速提升，应注重关键核心技术的储备、专业人才队伍的培养、新型商业模式的探索，以及具有商业可行性的应用场景验证。更要下好“先手棋”，积极参与绿氢产品质量、碳足迹核算方法等标准的制定，抢占未来产业发展制高点。

站在能源革命的历史潮头，企业的战略接替之路，不仅是对“双碳”理念的躬身践行，更是保障国家能源安全的必由之路。当下，能源巨轮转型的航迹已然显现，但其能否穿越风浪，抵达可持续发展的彼岸，考验的远不止于决心，更在于将宏伟蓝图转化为现实路径的智慧与定力。

圆桌论坛

Q1在油气新能源融合发展过程中，企业应在哪些领域加速清洁替代？

探索具有油气特色的区域新型电力系统示范区建设

塔里木油田新能源事业部技术技能专家 陈亚兵：

塔里木油田是国家“西气东输”“西电东送”的重要能源供给区。要深度结合自建电网、存量和增量负荷等特点，探索具有油气特色的区域新型电力系统示范区建设，大幅提升非化石能源消耗占比。这是助力油气清洁低成本高效开发的关键，更是大力推进低碳、零碳油气田建设的需要。

近年来，塔里木油田加快推进沙戈荒新能源大基地建设，已建成投运总装机规模达260万千瓦的集中式光伏发电项目。“十五五”及中长期，塔里木油田还将因地制宜在光伏、风电、光热、新型储能、天然气发电等领域持续布局。同时，全力以赴推进以沙戈荒为重点的新能源大基地开发建设，进一步提升能源供应总量和清洁能源开发利用能力。

此外，还要加快数字化转型智能化发展，创新打造智慧变电站、数字电网、智能微网、智慧工地。集中攻坚有价元素效益提取技术，积极探索氢能“制储运用”全产业链建设，拓展提升CCUS/CCS技术能力，积极构建良好产业生态。（王成凯 采访）

依托天然气资源优势，与电力企业以参股形式合资合作

天然气销售公司气电和新能源事业部总经理 李忠伟：

近年来，我国气电装机稳步提升。天然气销售公司增强专业化政策和商情研判能力。公司加强国家能源规划和行业政策研究，把握典型区域市场特点和运行规律，深化对分省市场环境、电力政策、市场交易等维度跟踪分析，建立健全政策库动态更新和信息收集反馈机制，为项目精准开发布局提供有力基础。

以规划前瞻性引领项目开发布局。公司将着手启动“十五五”集团公司天然气发电业务发展规划及气电和新能源业务专项规划；梳理气电和新能源各应用场景标准化、模块化开发全景图，明确开发边界条件；依托产融结合，创新商务模式，建立系统性、差异化开发策略；统筹研究未来3年项目储备，科学布局增量项目。

深化行业分析研究。公司把握新型能源体系建设和终端用能电气化转型趋势，与系统内外科研机构和高校深化产业技术合作，捕捉能源技术前沿发展趋势和方向，着眼电力市场改革对气电和新能源项目运营效益研究分析、气电政策分省效益等领域课题开展研究，为业务拓展提供指引。（周琰 翟羽达 采访）

深化能源革命，构建融合互补的发展形态

长庆石化公司总经理助理兼生产运行部主任 尉勇：

深化能源革命，打造低碳清洁的用能体系。长庆石化大力实现能源结构转型与节能降耗的有机结合，深挖节能降碳潜力，持续完善高耗能电机及机组改造提高终端电气化率，大幅降低生产过程的综合能耗与碳排放。加速清洁能源自用替代，推进厂区分布式光伏发电项目落地与扩容，提升绿电自用比例。

以市场需求为导向，建立高效灵活的生产模式。长庆石化构建动态市场监测与快速响应机制，强化市场信息收集与分析能力，密切跟踪油品消费结构变化、区域供需平衡、产品价格走势等，提升市场预判精度。

布局综合能源转型，构建融合互补的发展形态。将氢能作为新旧动能转换的核心抓手，参与陕西省氢能源产业发展规划研究，制定氢能源“制—储—运—加”一体化发展路径，推动公司向综合能源“油气热电氢”企业转型。探索开发生物航煤产业，不断扩大航煤供货渠道，延长百万吨航煤生产基地产业链。（折群 采访）

围绕装备自动化、作业智能化、产业绿色化，推进全过程清洁替代

西部钻探安全副总监、质量健康安全环保部主任 郭华：

工程技术服务企业要锚定高质量发展和碳达峰碳中和战略目标两条主线，加快绿色低碳转型步伐。

立足井场提升装备自动化水平，加大电动化装备等基础设施投入力度，加强与制造企业交流合作，优化用能装备系统。探索“储能+”多场景应用模式，因地制宜匹配网电、储能、发电机组等供电模块，推动装备自动化、智能化发展，提升装备清洁替代潜力，降低总用能时间和能源消耗量。

立足井筒攻坚清洁替代技术，聚焦生产管理全领域、全过程节能减排，从源头控制、现场减量化和资源化利用等方面，加大超临界二氧化碳压裂技术攻关研究，全面推广井场废弃物不落地实时处理工艺，形成废弃物一体化处理能力和特色技术，以新技术拓展新业务，打造新的经济增长点。

立足队站技术提升作业智能化水平，推进数字化、绿色化协同转型发展，配套信息化系统、智能化平台构建数字井场，建设能效监控、违章识别等信息化系统，打造安全智慧队站，实现风险快速感知、信息智能管理、作业规范可控、行为智能管控目标。（马宏旭 田成 采访）

Q2在2025年后的战略接替阶段，新能源业务布局的重点方向是什么？

聚焦绿电、绿氢两大产业链，提升绿电供应能力

玉门油田新能源事业部副经理 陈勇：

玉门油田积极发展绿电制绿氢，打造氢能“制储输用”全产业链，加快构建“油气电氢”融合发展新格局。努力探索新能源指标获取新路径，总结和创新电力交易管理方法和管理模式，着力开展绿色油田和绿色炼化的研究和示范工作，加快建设中国石油玉门清洁转型示范基地。

按照中国石油和甘肃省氢能产业发展规划部署，立足自身条件和市场需求，逐步扩大绿氢生产规模，落地建设可再生能源制氢二期工程。在玉门炼厂择机实施生物质航煤项目，加快论证氢氨醇一体化项目，积极发展绿氢化工产业、建设“绿色低碳示范炼厂”，努力当好甘肃省氢能源产业链链主企业。

此外，玉门油田将坚持创新驱动，深度挖掘油气开采、运输、存储等环节与风电、光伏、氢能等新能源耦合利用潜能，从系统集成优化、工艺革新升级、智能管控增效等多维度破题，打造可复制、高效能的“油气+新能源”协同发展范式。（许盛洁 采访）

以新能源消纳和培育氢能产业链为突破口，做好行业标杆

广东石化公司石油化工高级专家 张元礼：

一是聚焦绿电替代技术，实施新能源利用工程。充分发挥惠来地区绿色石化与海上风电两大产业的互补优势，与中国石油南方勘探做好上下游协同，最大程度增加绿色电力消费比例，降低碳排放量。同时，积极实施终端电气化率成熟应用项目，在燃料用能方面，实施工艺加热炉等电力替代；在动力用能方面，实施压缩机等设备电驱替代蒸汽驱；在热力用能方面，通过电力替代蒸汽降低锅炉供热成本。通过以上措施，在终端用能电气化率和绿电替代率上走在行业前列。

二是聚焦绿氢炼化技术，培育氢能利用产业链。广东石化全部加工重劣质原油、配套高硫石油焦制氢工艺，具备富裕的低成本氢气资源优势，近期要推进建设1500吨/年高纯氢项目，建设区域供氢中心，选择战略合作伙伴，培育“高纯氢+加氢母站+氢能重卡车+物流运输”氢能产业链，在粤东地区引领氢燃料产业链发展。远期要着力发展绿氢产业链，实现海上风电与绿色化工的融合发展，探索风光氢氨醇一体化项目布局，实现绿氢炼化部分或者全部替代POX装置生产氢气。（赵凤莉 采访）

在“源网荷储”协同发展上持续发力，解决效率提升、成本降控等难题

宝石管业研究院副院长 韩学：

目前，利用太阳能、风能等绿色电力生产氢气的技术日趋成熟，且不断向生产氨、甲醇等下游产业延伸。为解决绿电稳定供应的问题，行业推动建设“储输一体”管道网络，研发更高钢级的输氢管材，让氢气能像天然气一样通过管道稳定输送。因此，长寿命、高安全性以及更低成本的储能系统成为当前的研发热点。

传统行业应根据自身特点，选择适合自己的新能源方案，形成场景闭环。在这些闭环系统中，很多企业都在开发类似“能源管家”的智能管理系统。未来，需要加入更多大数据分析和AI技术，让这个系统更精准地感知能源使用情况，分析收集数据、决策调整、执行操作，适应各种复杂的用电场景，让能源使用稳定高效。

宝石管业公司正在结合新能源发展趋势和用户需求，围绕非常规油气开发、清洁用能替代、安全储能等应用场景，在新能源管材、新能源装备、系统集成调控技术及一体化服务领域形成业务技术迭代路线图，努力打造系统性绿色解决方案。（王冠慈 采访）

明晰“成品油”“非油”“新能源”三大主攻方向

北京销售第四分公司经理、党委副书记 袁璐：

结合自身情况确定站内、站外同步开发的思路，未来，新能源场站发展布局侧重以下三个方面：

一是积极参与政府统筹规划场站建设。面对国家政府积极鼓励充电基础设施建设，北京销售积极参与政府规划，结合市场特点，采取适合的开发模式稳定项目，达到迅速增量的目的。

二是配套建设光伏车棚、洗车场、卫生间等服务设施。结合充电场站运营特殊性，北京销售创新融合大功率液冷超充，配备无线充电、V2G等前沿技术，提供自助洗车、自动售货机和休息间、卫生间，提供免费WIFI、24小时热水等服务，将配套设施作为充电场站的增值服务，经济效益多元呈现。

三是在确保安全前提下配备储能设施。城市建成较多数量的超充场站，在充电高峰期时，会对电网的平稳运行造成较大冲击。积极探索一定规模超充场站配建储能系统，通过削峰填谷提高场站运营效益及减轻充电高峰期对电网的冲击，同时为虚拟电厂交易做好准备，促进充电基础设施的建设和完善。 （张圆培 采访）

专家观点

探索油气与新能源融合发展模式

中国石油规划总院 孙春良 孙士昌 岳小文

自我国“双碳”目标提出以来，油气田企业依托自身优势资源和基础设施，积极推动油气与新能源融合发展，突出一体化规划布局，强化实践探索，积极寻找转型发展路径，以油气产业带动新能源业务发展，以新能源赋能油气绿色低碳转型发展，探索形成8类具有石油特色的油气与新能源融合典型发展模式。

低碳零碳示范油气田建设模式

通过风光发电、地热/余热余压利用、用能电气化改造等，部署一批智能电网和“源网荷储”一体化项目，加快清洁替代，提高绿电自我消纳能力和清洁能源利用水平，打造分布式电源消纳示范样板，实现油气供应保障与绿色低碳转型相统一。例如，中国石油玉门油田老君庙采油厂酒东作业区采取光伏发电、电气化改造、绿证碳抵消等一系列措施，成为全国首个“零碳油田”。中国石油吉林油田的新立油田Ⅲ区块通过建设风光发电、储能替代网电，通过地热、光热、储热、空气源热等部分替代燃气加热，通过CCUS消耗剩余化石能源的碳排放实现碳中和，最终产出“零碳”原油。中国海油建成“海油观澜号”融合发展示范工程，首个深远海浮式风电平台成功并入文昌油田群电网，形成“风电+气电+智慧电网”的一体化供电新模式，推动海上风电开发与油气主业生产融合发展。

老油气田可持续发展模式

油气田企业发挥产业链协同互补及自身资源、技术综合优势，加大油区及周边地热、风能、太阳能和地下空间资源开发利用，推动老油气田延展成“电田”“热田”“储田”“碳田”。例如，中国石油玉门油田积极发展光伏发电，先后建成50万千瓦装机规模，从油田变“电田”；华北油田在雄安新区大力开发地热，推动即将关停的油井焕发第二次青春，使油田变“热田”；青海油田正在推进废弃气藏改造建设压缩空气储能示范项目，探索建立石油特色新型储能体系，推动油田变“储田”；中国石油大庆油田、吉林油田以及中国石化胜利油田等均在开展CCUS-EOR试验示范，推动油田变“碳田”。

“风光气储氢”一体化多能互补模式

油气田企业依托天然气资源和管道等基础设施，在陆上和海上油气田区及管道沿线等，按照“风光气储氢”一体化多能互补模式，研究建设以气电支撑的“低排放、高效率、高可靠”新能源大基地，并可通过火电掺烧绿色氢氨、CCS/CCUS等，推动新能源大基地向近零碳排放方向发展。中国石油充分利用油气田区域周边的风光资源以及气源优势，在“三北”地区积极推进集风、光（热）、气、煤、氢、储于一体的千万千瓦级新能源大基地建设。中国海油规划在涠洲油田群周边打造北部湾“风光火（储）氢”综合能源示范基地，打造“海上风场+光伏+储能+岸电”的全新供电模式，并探索规模化绿电制氢。中国石化在胜利油田建成“光煤储氢CCUS一体化源网荷储智慧能源管控系统”。

油气上下游一体化协同低碳发展模式

油气田企业发挥上下游产业协同和区位协同优势，通过建设油田风光发电和炼厂碳捕集等项目，推动油田和炼厂之间的绿电、绿氢、二氧化碳等资源互供，实现一体化低成本绿色低碳转型。中国石油吉林油田和吉林石化积极探索上下游一体化低碳转型“吉林模式”：吉林油田建设风电项目，在满足油田自用基础上计划为吉林石化供应绿电（未来也可供应绿氢），吉林石化则建设二氧化碳捕集项目，用于满足吉林油田CCUS-EOR的用碳需求。

绿色低碳化工园区发展模式

将新能源开发利用与化工新材料耦合，提升终端电气化率和绿电消纳水平，推动化工新材料产业原料和用能绿色化，构建“绿电+绿氢+绿醇+化工新材料”融合发展绿色化工产业链，生产绿色低碳/零碳化工产品和高端新材料，支撑现代化产业体系建设。中国石化鄂尔多斯“风光融合绿氢化工示范项目”，所制绿氢将由管道输送至煤炭深加工项目，替代现有煤制氢，推动煤化工产品的洁净低碳化。中国石油正在推动部署江苏南通蓝海新材料项目，将新材料与新能源耦合，打造化工园区绿色低碳发展新模式。

能源超级盆地融合发展模式

油气田企业依托“三北”地区盆地内丰富的化石能源和可再生能源资源、地下空间资源、完备的基础设施及良好的二氧化碳源汇匹配等优势，以化石能源与新能源的深度融合为主线，探索打造能源超级盆地，所产生的绿电绿氢供应盆地内煤炭、油气田企业以促进化石能源绿色生产和新能源大规模开发消纳，以油气田深层卤水、稀有资源等伴生资源综合开发利用，树立“大资源”观，打造石油工程新质生产力，壮大新能源产业。

油气氢碳管网协同发展模式

未来，结合绿色油品、CCUS、氢能等产业发展需求，通过优化多元管网布局，依托现有油气管网等基础设施输送氨醇，因地制宜开展输气管道掺氢以及纯氢、输碳管道建设，可实现储运设施的统一布局，节约绿色转型社会成本。中国石油玉门油田建成甘肃省内首条纯氢管道，长度5.77公里、输氢能力1万标准立方米/小时。中国石化正在建设内蒙古乌兰察布绿电制绿氢及西氢东送示范项目，乌兰察布至京津冀输氢管道全长超过1100公里，制氢项目规模50万吨/年。中国石油正积极推动大庆石化—大庆油田、吉林石化—吉林油田二氧化碳输送管道建设。

“油气氢电非”综合能源服务终端发展模式

油气田企业正在积极建设各类“油气氢电非”综合能源站，在加油站增设加气、加氢、充（换）电、储能等设施，推动加油站向“油气氢电非”综合能源服务终端转型。中国石油北京金龙综合能源服务站在加油基础上增加了加氢、加气、光伏发电、充电、非油服务等功能，具备同时加注35兆帕和70兆帕氢燃料电池车型能力，为北京冬奥会赛事车辆加氢提供了服务保障；中国石化安徽石油大众综合能源站集加油、充（换）电、光伏、储能等功能于一体，拥有142个充电车位，充电最快仅需10分钟，单次换电仅需5分钟。

企业案例

吉林油田：老油田的“零碳”转型

开发背景

吉林油田新立采油厂创建于1983年，经历了42年的开发，面临着产量递减快、稳产难度大的现实，针对能源转型和经济效益提升的双重压力，从2023年开始探索转型。

突出亮点

吉林油田积极打造集约化大平台零碳示范区，成功实现了区域用能的100%清洁替代。

中国石油网消息（记者 王珊珊 通讯员 高鑫）今年前5个月，吉林油田新立Ⅲ区块零碳示范区已生产出超2万余吨零碳原油，节约天然气超过22万立方米，并发出超过2000万千瓦时的绿色电力，在推进绿色低碳转型方面取得了显著成效。

吉林油田新立Ⅲ区块毗邻查干湖畔，该区域拥有得天独厚的自然资源和新能源资源，年平均日照时长近2900个小时，最大辐射量为每平方米1050瓦，光热资源丰富；平均风速在每秒3米至每秒11米区间的出现频率超过83%，风能资源可利用性较高。为实现清洁生产守护碧水蓝天，吉林油田从2023年开始积极打造集约化大平台零碳示范区，通过一系列创新技术和绿色管理措施，成功实现了区域用能的100%清洁替代。在井场及周边空地上，该示范区配套建设了风光发电、光热、地热、空气源热泵、储能和二氧化碳注入等多能互补供能模式，为区域生产提供了源源不断的清洁能源。最终实现地上土地资源占用集约化、地下矿产资源动用最大化、建产低碳零碳化。目前，该区块不但是吉林油田打造的首个零碳示范园区，同时已被打造成绿色旅游小环线。

新立Ⅲ区块共有集约化油井大平台4座，这是吉林油田通过推行大平台集约化建产模式，创新应用井网重构、集团压裂、液压采油等技术，建成的亚洲最大陆上采油平台集群，降低了传统用能，征地面积节约80%，采收率提高8.7个百分点。尤其是占地仅1.8万平方米的16号集约化平台，地下掌控着400万平方米的油藏空间。通过创新应用井网重构、集团压裂等核心技术，采收率提升8.7个百分点，土地利用率提高80%，单井产能增幅超50%。值得一提的是，平台通过“风光发电+光热地热+二氧化碳封存”多能互补系统，年替代天然气63万立方米，碳排放量由8361吨降至-3820吨，完全实现负碳生产。

抑制生产过程中的能源消耗，是企业绿色低碳转型的基石。吉林油田通过集约化建产，已建成55个大平台，并大力实施科技创新战略，着力打造老油田二次开发提质增效的“升级版”。形成了以“双提双降+低碳零碳”为核心的“集约化大平台管理绿色开发模式”，为老油田效益挖潜闯出了一条新路。

华北油田：地热品牌的“示范”新生

开发背景

华北油田开发近50年，地下储量逐渐减少，后劲不足，面临转型发展难题。由于地热资源储量丰富、品质上乘，华北油田早在20世纪70年代会战时期就开始了对余热资源的探索利用。2017年，地热业务正式进入快速发展阶段。

突出亮点

华北油田建成了北京市首个中深层地热供暖试点示范项目，在任丘市打造多热源耦合清洁供暖模式。

中国石油网消息（记者 王瑶 通讯员 张晋鹏）截至6月10日，华北油田已建供暖能力达2621万平方米（含运维），实现年产能60.3万吨标煤、年减排二氧化碳157万吨。

地热能作为绿色低碳的可再生能源，是华北油田新能源业务的主战场。早在20世纪70年代的会战时期，华北油田就开始了对余热资源的探索利用。

近年来，华北油田以蓟县系雾迷山组储层为主，不断提高地质认识，加大地热资源掌握，深化地热高效开发技术体系研究，拓展多重能源耦合利用模式，开展热田油田协同开发利用实践，开创了地热业务高质量发展新局面。

在市场拓展方面，华北油田围绕“亿千百”发展蓝图，聚焦北京、雄安、冀中供暖大基地，全力推进“京津冀地热供暖示范基地”建设，建成北京市首个中深层地热供暖试点示范项目、在任丘市打造具有石油特色的多热源耦合清洁供暖模式。同时，突出全链条地热梯级应用、地热开发智能管控等，精准匹配多元化市场需求。2024年，地热业务累计贡献新能源产量53.1万吨标煤，占油田新能源总产能当量的88%。

在技术革新方面，华北油田坚持问题导向，从地热地质工程一体研究、热储改造增采增灌技术、提液降本工艺技术攻关、优化地热井身结构设计、地面工艺模块化橇装设计等5个方面提升技术能力，重点攻关增采增灌、大排量举升等7项技术。目前，这个油田相继完善了碳酸盐岩潜山热田开发技术体系，创新了潜山热田重力流开发理论认识，进一步丰富“取热不耗水、等量同层回灌”技术支撑体系，形成了地热资源精细评价与高效开发利用配套技术，逐步更新迭代潜山地热开发技术体系，成功在多个省市推广应用。

在加速项目推进的同时，这个油田构建“政产学研用”协同创新联合体，注重协同推进国家深地重大专项、集团重大专项、油田公司重大专项等课题集群，依托40余年勘探开发技术基础，实施“理论—技术—标准”链式创新工程，在制定规范上走在了前列。近年来，牵头制定了集团公司中深层地热水采灌工程方案编制规范、华北油田中深层水热型地热利用项目先导实验方案编制规范等，有效提升业务发展效益，努力打造中国石油地热品牌。