胜利油田孤东采油厂把解决“三水”问题、强化以水带油作为应对低油价的一项核心工作，坚持地面、井筒、地下一体化治理，狠抓水质提升、水井维护、水网完善，注好水、注足水，提高储量动用率和油田采收率，通过实施265个井组流场调整，日增油能力288吨。

　　几十公里长的新老两道海堤，将孤东油田围起来，形成了一个不规则的圆，这个圆的面积有76平方公里。在普通人看来，这已经是个面积很大的圆，而在石油地质开发者看来，这个圆圈起的勘探开发面积实在太小。孤东采油厂的主要原油产量，来自于孤东油田这个圈。

　　1986年投入开发的孤东油田，是胜利油田少有的几个大型整装油田之一。开发初期，就走上了高速高效开发之路，开发当年生产原油323万吨，曾连续四年产量超过500万吨。

　　油田开发自有其客观规律，强注强采之后，必然会大幅度的自然递减。近年来，三次采油技术和稠油热采技术的应用，减缓了老区递减。而随着低油价寒冬期到来，大量压减了这两方面的投入。注水，依旧是孤东油田目前最经济的、最可靠的开发手段。

　　孤东油田地层能量不足，动液面下降，一直制约着效益开发，而根源就在于水质、水井、水网。

　　今年以来，孤东采油厂以提高水驱油藏注水质量、控制自然递减为目标，以提高注采对应率、分注率、层段合格率为切入点，大力实施注水提质提效工程。采油厂成立了以分管副厂长为组长的注水“三率”运行项目组，将注采、作业、地质、工艺、监测、集输、采油管理区、财务等部门纳入项目组，建立一体化运行模式。采油厂立足油藏需求，分系统对全厂注水“三率”情况进行深入调查，找准影响注水三率的制约因素，规划部署了提“三率”的工作方向及指标。

　　为改善水驱基础，孤东厂按照一体化治理的思路，系统规划、整体部署、分步实施，实现注水“分级处理、分级引用、分压注入”，满足不同区域油藏需求。布局好水质改善、水压提升两项系统规划。目前，4座联合站已改造完1座，正在改造2座。

　　为提升“三率”指标，孤东采油厂依托老油田一体化治理、提高三率示范区平台、采油厂水井专项治理平台三个平台，实施一体化项目4个，建立2个三率示范区。规模化应用水井标准化管柱，提高分注成功率；推广测调一体化测试技术，提高分注测试效率；建设洗井固定流程，提高洗井见效率；推广单井投球除垢装置，提高单井水质达标率。通过治理，采油厂分注率提高9.8%，注采对应率提高2.5%，层段合格率提高11.1%。

　　孤东厂依托于井组转流线、提升“三率”、“三线四区经济模型”三个落脚点，加大了结构调整力度，压减无效液量、无效水量、无效措施。通过高饱和防砂提液、堵水控液、计关无效液量，调整产液结构；通过优化井筒、改造停欠注井、治理大孔道、调整水量、细分注水，调整注水结构；通过消灭无效井、控制低效井、压减多轮次井、加大水井工作量的投入，调整措施结构。2016年上半年，实施油井间开工作量115口，按照30美元计算，月降低运行成本427.5万元，月减亏38万元。优化注水工作量966井次，对应井组日增油能力36吨，30美元日效益4.1万元。

　　孤东油田水驱油藏经过三十年来强注强采形成了固定水流通道，注水沿优势通道低效循环。通俗地说，本来向地下注水是用来推着油走，由于地层下冲刷出了大通道，水驱赶的能力变弱了，自己沿着大通道走一圈后，再次被抽油机抽了上来，开发效益差。

　　为保证孤东油田水驱单元的可持续开发，2012年，开始了孤东油田水驱油藏的解剖工作，从剩余油和精细地质研究入手，开展孤东油田开发规律研究，剖析影响开发效果的瓶颈问题，并在开发调研的基础上确立了“转流线，改剖面，调结构”的开发调整思路。

　　他们围绕提高质量与效益，转观念、调思路，开展了整体流场调整示范，针对具有平面潜力的水驱单元，实施调整井网、转变流线、效益开发；针对具有层间潜力的水驱单元，实施细分层系、调整流线、矢量开发。先后建立单层、多层不同油藏类型转流线调整示范区5个，动用储量1852万吨，钻新井55口，老井工作量293口，可提高采收率4.3%，可推广储量2.5亿吨。

　　整体转流场示范区实践证明，高油价下通过单元整体转流线，能够提高采收率，但经济效益较差，三个单元平衡油价均在60美元以上。2015年后，在油价持续低迷的现状下，开展由单元整体转流线向优选井组转流线转移，根据剩余油差异性富集的特点，立足于老井，通过开展井组转流线及完善低成本高效工艺技术，达到增加经济可采储量的目的。通过开展转流场示范的探索研究，建立了立井网调整、协调注采、调整剖面三种转流线模式十种类型调整方式，实现立体流场调整。截至目前实施265个井组流场调整，日增油能力288吨，取得了明显的经济效益。