中国石油首个采出水制氢试验构建零排放生态闭环

在渤海湾畔的冀东油田高尚堡油区，一排排光伏板在阳光下泛着蓝光，与抽油机"磕头机"的律动交织成奇特的景象。而在这片传统油田的地下，一场更静默的革命正在发生——中国石油首个采出水制氢试验项目已悄然运转数月。它将油田采出的废水转化为氢气，串联起风光电力与碳循环链条，勾勒出化石能源企业绿色跃迁的全新路径。 

采出水制氢仅是冀东油田"新能源拼图"的一角。在"双碳"目标倒逼下，油田构建起覆盖多能互补的碳中和体系：

光伏规模化：建成中国石油最大水面"渔光互补"电站，总装机137.5 MW，累计发电1.72×10^8 kW·h；

地热品牌化：地热供暖面积达2 409×10^4 ㎡，年减碳146×10^4 t；

CCUS产业化：高17平台二氧化碳循环利用项目，将捕集的碳注入油层驱油，实现"埋碳增油"双收益，冀东油田陆上作业区成为中国石油首个获得碳中和认证的采油厂级单位；

储气枢纽化：南堡1号海上储气库注气量突破9×10^8 ㎡，成为京津冀地区冬季调峰保供的“地下气仓”；

而氢能正是串联这些板块的"黄金纽带"。通过风光电力制氢，氢气可储存富余绿电；通过掺氢天然气输送，降低管输碳排放；未来更计划开发氢能钻机、氢燃料运输车，彻底重构油田用能结构。

冀东油田的绿色实践正加速向全国辐射。在山东冠县，油田开发的深层地热供暖系统覆盖74×10^4 ㎡居民区，年节约标煤3 000 t；在山西运城、河南开封，"地热+"综合能源站为城市提供冷热联供。

2025年初，冀东油田陆上作业区通过碳中和认证，成为中国石油首个获此认证的采油厂。其成功揭示出传统能源转型的深层逻辑：

• 融合而非替代：不颠覆现有油气生产，而是以新能源优化传统流程（如绿电驱动采油、氢能替代柴油）；

• 技术耦合创新：将光伏、制氢、CCUS等独立技术整合为有机系统，产生"1+1>2"减碳效益；

• 区域协同供能：从单一产油转向电、热、气、氢综合供应商，打开新增长空间。

杨军 王翔 摄

冀东模式证明，油田不仅是能源生产者，更能成为零碳技术的孵化器和多能枢纽，这种转型不牺牲效益——其新能源业务利润率已逼近传统油气板块。

绿能奔涌的渤海湾，传统油田的钢铁丛林正蜕变为减碳技术的"创新反应堆"。当"黑金"与"绿电"在此交融，采油树旁生长的不仅是风机与光伏板，更是一条可复制的零碳之路。《世界石油工业》选择冀东油田作为2025年第4期封面，恰因这一实践样本呼应了本期聚焦的 “油气行业绿色转型” 核心议题，用工业实践具象化油气行业绿色转型的技术路径与产业未来。