油田进入高含水开发后期，能耗持续攀升，给生产经营带来巨大压力。2016年以来，孤东采油厂运用PDCA(策划、实施、检查、改进)管理方法，探索实施东三联区域一体化能效提升工程。该工程覆盖845口油水井及地面生产工艺全流程，共研发、创新、集成应用15项节能技术，实现油田生产流、能耗流协调统一。与传统单体改造模式相比，一体化能效提升工程实现了1+1>2的目标。

　　据了解，目前胜利油田已在6个区域推广区域一体化能效提升工程，累计节能1.5万吨标准煤，实现效益4171.2万元，减排二氧化碳3.4万吨。

　　注水系统是采油厂的耗能大户。以孤东三号联合站区域为例，该区域日注水3.25万立方米。在一体化能效提升工程中，孤东采油厂对三号联合站的注水系统的3条注水支线、2条单井管线除垢。除垢后，管网压力损失降低  0.6兆帕，年节电 15.2 万千瓦时。截至2018年4月，累计节电 22.8万千瓦时。

　　注水系统的节能增效技术只是孤东采油厂区域一体化效能提升工程的一个缩影。

　　孤东采油厂技术质量监督中心综合室主任刘杰介绍，自2016年以来，孤东采油厂按照“地下优先、井筒优化、地面配套”的一体化治理思路，针对系统及节点存在的突出问题，运用PDCA管理方法，集成应用流线调整、举升优化设计、高频聚结分水、管网压力匹配等15项技术，实现油藏产液均衡，系统效率提升，处理能耗降低，系统产量流与能量流合理匹配。

　　为降低系统处理能耗，孤东采油厂攻关研究高效分水技术，配套优化管网流程，加热规模下降3050立方米/日。他们还围绕管网降压，配套应用实时控制、混输降压等措施，降低输送能耗，油井扬程下降20米。该项目实施后，已形成日增油能力8吨  ，年节电能力995.12万千瓦时。截至今年4月，累计增油3600吨，累计节电1248.11万千瓦时。

　　孤东油田自1986年投入开发以来，目前已处于可采储量采出程度高、综合含水高的“双特高”开发阶段。为实现孤东油田高质量发展，孤东采油厂围绕提高开发质量和效益，积极研究和探索特高含水后期增加经济可采储量的新方式。

　　流场调整是孤东采油厂节能增效的一项突破。孤东7-25斜更246井是一口注水井，地层累计注水230万立方米。作为孤东实施转流线调整的试验井组，该井自2013年2月转为油井开抽，目前日产油达到3.3吨，取得明显增油效果。

　　孤东采油厂地质所所长崔文福介绍，为降耗增效，孤东采油厂在国内首次规模应用井网调整转流线技术，每天压减高能耗无效产液2936吨。他们创新形成三种模式、十个类型的高含水油田流场调整技术，通过剩余油评价、流线转变、提限并举、控制高耗能产液，确保用能源头控制。

　　孤东采油厂技术质量监督中心首席工程师李洪扩介绍，通过区域一体化效能提升项目实施，形成产量流、能量流一体化优化新模式，改进传统“单体改造、瓶颈治理”的节能治理方式，改变高含水油田能耗持续上升不可控的传统认识，为践行绿色低碳发展理念，为高含水油田提升开发能效、增强盈利能力，探索了新路子。区域一体化能效提升工程外部技术整合力强、通用性高、可复制性强，可解决高含水油田开发存在的普遍问题。