成为注采结构一体化调整示范工程后，孤东油田四区3-4单元系统效率由33.8%提高到36.2%，吨油气单耗降低6千瓦时，平均日节电6700千瓦时。

　　与此同时，该单元自然递减由28.1%下降到14.5%，综合含水下降0.02个百分点。实施一体化示范工程投入资金291.3万元，年创效益171.74万元，不用两年就收回了成本。

　　胜利油田技术监督处一位负责人说，一体化调整节能示范区的成功建设，形成了一套从能耗分析入手、“油藏优先、井筒优化、地面配套”的节能管理新模式。

　　以往针对某一系统“头痛医头、脚痛医脚”，某个专业单一作战的方式，已经不适应当前形势。这位负责人说，随着油田进入特高含水开发阶段，吨油生产能耗快速增加，油田开发效益不断递减。

　　胜利油田原油生产涵盖油藏、机采、集输、电力等多套系统，涉及地质、工艺、注采、生产等多个部门，能耗占分公司总能耗90%以上。如何降低老油田生产能耗，提高生产效益，实现绿色低碳开发，成为亟须解决的难题。

　　2015年以来，油田技术监督处按照“从开发源头抓起、地上与地下结合、注采输全过程优化”的一体化节能理念，着力打造胜采、孤东两个注采结构一体化调整节能示范工程，探索出一条老油田特高含水期“油藏、井筒、地面”一体化调整节能降耗、降本减费增效的新途径。

　　如果把每个点上或者每个系统的节能降耗比喻成链节，一体化调整节能示范工程则是把这些链节串在一起成了一条链条，实现了环环相扣的全过程一体化节能降耗、提质增效。

　　注采结构一体化调整节能示范工程按照“地下优先、井筒优化、地面配套”的思路，油藏实施产液、注水结构调整，限制无效产液、增加有效产液；根据油藏需求，实施井筒、地面工艺一体化能效优化，达到开发单元能效最大化目标。

　　地下优化注采结构，降耗从油藏源头开始。从“三线四区”经济运行模型评价和控制能耗强度入手，实施注水产液结构调整，控制无效液量，增加有效液量。

　　在孤东油田四区3-4单元，技术人员对低含水井区油水井实施防砂解堵，提高单井产能，设计11口措施油水井。同时，加强高含水井区层间产液量及注水量调整，实施油井限液13口，一天就减少无效液量430立方米。

　　在地下与地面之间实施工艺井筒降耗，实施低能耗设计、电泵机组优化措施，遵循“大泵径、长冲程、低冲次”原则，优化下泵深度、杆管组合、泵径，提升注采单元的机采系统效率和工况合格率。胜坨油田二区沙二9-10单元对23口油井进行工况优化、13口井进行管杆泵组合优化。

　　在地面，实施地面配套降耗。根据工况需求，优选节能效果好、科技含量高的技术、设备，将低效电机更换为高效永磁电机或YE3电机，对匹配不合理的电机进行优化调换，提升地面配套设备效率。同时推广“单井节电十项规范”，积极培养低能耗油井。

　　一体化调整节能示范工程从开发源头上把好能耗关，并依次对井筒、地面进行一体化调整治理，保障调整一口井、见效一口井。

　　胜坨油田胜二区沙二9-10单元实施注采结构一体化调整示范工程后，系统效率由27.8%提高到34.5%，平均日节电2000千瓦时，日增油2.9吨，同样不用两年收回投资。

　　“实现了三个突破、两个有利、一个战略的目标。”技术监督处这位负责人进一步解释说。突破了潜力分析的局限性，做到了分析问题全面性；突破了专业“壁垒”，做到了多专业分工协作；突破了“木桶短板”效应，做到了全过程、一体化节能降耗。还有利于新技术发挥规模效应和提高投资回报，实现了目标同向、措施同步、难题同克的一体化节能战略。

　　目前，胜利油田特高含水老油田动用储量21.46亿吨，占油田动用储量的45%以上，一体化示范项目对特高含水老油田经济、低耗、高效生产经营具有重要的示范作用和推广价值。2016年，油田又安排三个一体化调整节能示范项目进行推广实施，预计创效2000余万元。