在孤岛采油厂，一口废弃的老探井，正帮助人们重新思考新能源与传统油气生产的关系。它不出油，却成了一个区块的“热源心脏”。

孤南201-斜19区块含油面积仅0.21平方千米，地质储量35万余吨。天然能量开发导致地层亏空严重。

按照传统思路，要盘活这个区块需要新钻3口井、扶停4口老井，并铺设2.5公里注水管线和2.1千米掺水管线。而最近的注水水源在7千米外，掺水水源在8千米外，仅地面配套投资就接近千万元。这样的方案，在经济评价面前很难通过。

转机来自600米外的一口闲置老井。技术人员发现，这口井采出液温度高、液量大，水质与区块完全匹配。它每天可稳定供液约400立方米，余热正好用于油田注水和掺水。

关键在于运行模式的改变。

孤岛采油厂没有把这口井作为独立的新能源项目申报——周期长、投资高，大多也过不了经济评价关。相反，他们将地热资源直接嵌入产能建设方案，让新能源与油气生产共用一套系统、统一调度运行。

600米短距离管线加泵撬设备，替代了8千米长途输送。区块从此拥有独立的“热源心脏”，不再依赖外部管网。

更让孤岛采油厂财务计划部副经理汪桂福欣喜的是，从方案编制到批复不到两个月，比以往缩短一半，总投资减少超过50%。在每桶50美元的油价下，内部收益率接近20%。

他从事投资计划工作15年，负责组织过62个投资项目可研审查，这个项目无论从审批效率还是收益率，都令人满意。

“这不是新能源替代传统能源，而是二者一体化运行。”孤岛采油厂总会计师高洪科说。地热解决的是注水、掺水带来的能耗和成本问题，油气生产则为地热利用提供了现实场景，不再区分油和新能源。

这一模式正在复制。垦西垦斜633区块将采用“油田+风能”方案，一台5兆瓦风机直接瞄准特超稠油电加热的高耗能痛点——不搞独立风场，风电就地消纳，服务油气生产。

“老油田的绿色转型，不一定需要另起炉灶。盘活沉睡的资产，把新能源融入现有的生产系统，就是最大的效益。”高洪科说。