9月4日5时，晨光熹微，野鸭振翅的声响打破了吉林查干湖景区大玉儿湿地的宁静。湿地旁的值班室内，吉林油田新立采油厂Ⅲ区块16号平台的班组员工马天池已坐在电脑前，检查井场监控画面。这只曾握了20年扳手、布满老茧的手，如今点起鼠标来也稳健利落。

今年50岁的马天池，迎来了职业生涯的“新高度”——工作环境变好了，收入涨了，还学会了操作电脑。这变化，源于Ⅲ区块的一场“零碳革命”。

2024年11月，吉林油田新立采油厂Ⅲ区块获“零碳工厂”标准试点称号，成为中国石油首个“零碳工厂”。截至今年8月底，该区块新能源发电量为688.6万千瓦时，节约241万元，实现区域生产用能100%清洁替代。

这组数据，背后藏着一个亏损老油田“逆风翻盘”的故事。“零碳”，给老油田带来了什么？解决了哪些长期悬而未解的难题？带着疑问，记者走进查干湖畔的这片湿地——

“零碳革命”，为啥非革不可？

9月4日，记者在翻看新立采油厂Ⅲ区块8月生产运行报表时发现：16号平台当月耗电共计10.146万千瓦时。马天池告诉记者：“我们光伏和风机发的绿电，能基本覆盖平台的耗电量。”

16号平台门口悬挂着Ⅲ区块“零碳工厂”标准试点的牌匾。“这意味着通过源头减排和碳抵消协同推进，区域内温室气体已实现净排放动态归零。”新立采油厂厂长张成明说，“我们算的不是‘零碳’时髦账，而是油田生存账。”

这本生存账，要从2021年说起。彼时，吉林油田勘探开发逾一个甲子，资源禀赋差、老旧设施繁多、员工基数庞大、成本刚性强，长期在亏损边缘挣扎。

压力主要来自三个方面。

能耗高，电费多。油田生产中，电和热是核心能耗。转型前，Ⅲ区块年用电量高达862万千瓦时，电费一度占到运营成本的30%，是最大的刚性支出。“井一开，电表就飞转。”新立采油厂财务资产部薛添文这样形容。

单井产量低，人均效能更低。新立采油厂单井平均日产量不足0.6吨，Ⅲ区块管理178口井，共有员工16人。“人不少、井不少，但就是产量上不去、成本下不来。”新立采油厂地质所所长单立东一语道破老油田的处境。

安全环保压力大。Ⅲ区块大部分的井和管线都分布在查干湖湿地和周边水稻田下方。“有人总结过，我们这里是‘水上漂’——管线漂在湿地上，油水漂在管线里。”新立采油厂地面所所长李怀谷说，“油田开发到后期，采出液含水量超过95%，管线内外腐蚀风险极高。若管线穿孔，原油和含油污水有可能污染稻田和湿地。”

2020年，随着“双碳”战略加速推进，守在查干湖畔的吉林油田站在了发展的十字路口。一边是成本高企、产量递减的生存困局，一边是绿色低碳、能源转型的时代大潮。“老路已经走不通了。‘零碳’转型是我们的背水一战，没有退路，只能向前。”吉林油田新能源事业部一级专家李涛说。2022年，吉林油田拿出条件相对成熟的新立Ⅲ区块，决心在“零碳”转型上闯出一条路。

“零碳”概念，如何落地？

9月5日，刘少权操控着光伏板清洗器在井场忙碌着。他和马天池一样，是Ⅲ区块现在仅有的5位现场管理员之一，主要负责监控井场、设备维修等工作。 从16人到5人，人数少了，Ⅲ区块的年产量却提升了9.1%。

集约化重构了Ⅲ区块的生产布局，也为“零碳”改造搭起了底座。4座标准化生产平台，将原本散落湿地各处的178口油水井集中管理，占地面积仅为8.1万平方米，比常规建产模式占地面积减少80%，区块管线总长缩减80%。“这不是简单的减法，而是生产流程的重塑。”新立采油厂第二采油作业区经理韩冰说。

井集中了、管线短了、人员少了，新能源的统一配套和管理才有施展空间。围绕“零碳革命”的两翼——降能耗、发绿电，吉林油田全面进行“零碳”改造。

降能耗，向设备要效益。抽油机是油田生产的耗能“大户”。记者在现场看到，Ⅲ区块的抽油机造型独特——一种是吉林油田自主研发的液压直驱型抽油机，不仅占地面积小，还比传统抽油机省电25%。另一种是双驴头抽油机，结构更优化，效率也更高。“省电是我们对各种设备的基础要求。能省一度是一度。”韩冰说。

热力系统的节能同样关键。过去，区块依赖联合站统一供热，沿途损耗大。现在，各平台根据热负荷需求，就地配置井筒取热、光热、电加热等分散热源，化“长途输送”为“端点加热”。以2号平台为例，井筒取热在满足平台生产用热的同时，还能覆盖冬季生活采暖。“设备换了，能耗就降了，这是最直接的效益。”马天池笑着说。

发绿电，向多能互补要“零碳”。针对传统抽油机依赖燃煤网电等问题，4座平台配套光伏、大小风机等构建起新能源供给体系，以清洁绿电替代高碳网电，年节约电费超400万元；供热环节则利用废弃井筒从地下取热，搭配光热设备等实现热源替代，省下的天然气直接销售。“从电力到热力，从网电到绿电，从烧气到取热，Ⅲ区块的生产用能结构已被彻底重构。”李涛说。

据李涛介绍，这套运行体系并非完全脱离电网的“离网孤岛”，阴雨天无风时，仍需依靠大电网兜底保障。整套“零碳”逻辑依靠“计算抵销”方式核算全年能源总账，账面实现100%绿电供给，达成概念层面的近零排放。如今，示范区年碳排放量已由4年前的8000多吨降到了现在的零。

“零碳”改造，改出了什么？

张成明告诉记者，在推进“零碳”建设的4年间，Ⅲ区块在降低运营费用的同时，新增动用地质储量39.3万吨，其中增加SEC储量5.8万吨。“集约化建设盘活了地面空间，地下储量控制范围成倍增加，此前难以动用的地质储量也随之被激活，大批边际储量实现了效益开发。”张成明介绍，“这为后续同类油藏的开发积累了宝贵经验。”

在吉林油田新能源事业部经理马晓红看来，Ⅲ区块更重要的价值，在于它具有“试错者”的身份。很多关键技术、边界条件和适用范围，都是在新立Ⅲ区块最先摸索出来的——液压抽油机能省多少电？井筒取热适用于什么条件？

技术定型后，新北站接过了“验证者”的角色。借鉴Ⅲ区块探索出的“零碳工厂”源荷互补支撑性技术，这座48岁的老站推进实施新北智能微电网示范项目建设，通过创新构建“源网荷储”一体化运行模式，入选国家首批新型电力系统建设能力提升试点。7月24日，该项目彻底摆脱对传统电网的依赖，正式进入“孤网”运行模式，这也标志着我国油气行业“能源孤岛”技术实现了从“0到1”的突破。

红岗采油则把Ⅲ区块验证的技术、新北站验证的模式，放在一个采油厂的尺度上重新整合，形成了覆盖全流程的“红岗模式”。“新北是站内循环，红岗是采油厂循环。从站到厂，规模不同，复杂程度不同，但底层逻辑一脉相承。”红岗采油厂地面所副所长陶硕说。今年年初，该模式入选国家能源局2025年油气勘探开发十大标志性成果。

从一个区块到一座站，再到一个采油厂，吉林油田“零碳”转型的路径层层递进、次第铺开。如今，集约化建产、数字化智能化转型与新能源融合的“一体两翼”模式已成为吉林油田新建产能的标配。“下一步，我们将探索AI+新型电力系统，算好未来的‘发展账’。”马晓红说。

“从Ⅲ区到新北站再到红岗，我们走通了一条不敢想的路。”张成明自豪地说，“它证明，老油田搞绿色转型，带来的是成本降了，碳排放减了，产能提了。这才是‘零碳’这两个字最实在的地方。”

查干湖畔，苇浪翻涌，风机转动，光伏板在阳光下熠熠生辉。吉林油田的“零碳”故事，还在继续书写。