中新网黑龙江新闻1月22日电(肖滋奇 谢牧天)近年来，面对注采规模持续扩大、能耗费用刚性增长等挑战，中国石油大庆油田采油二厂创新构建以原油稳产为核心、以优化注采规模为主线，油藏、采油、集输、注水四大系统整体联动的立体化节能模式，通过地下地上协同、技术管理联动，精准提升用能效率，走出一条老油田用能“瘦身”增效之路。

　　“注水、采油、集输三大系统自用电占比达84%，节能降耗必须从油藏源头发力，优先调整能耗利用率低的后续水驱、水驱区块。”该厂地质研究所动态室技术人员介绍。该厂按照“地下需求匹配地面能力”原则，推行“控、停、堵、周期注水”水驱治理模式，去年累计摸排治理潜力井335井次。针对后续水驱区块，该厂实施“集中区整体治、零散区个性调”策略，通过周期注水、抽稀井网、提控结合等举措，唤醒边际及无效益油井活力。同时，分批次推进控液工作，日控液量2.63万吨，停运注水泵4台、优化调整运行设备57台次，实现节能降耗与稳产增效精准衔接。

　　随着注采规模发生变化，地面井站设备负荷、匹配度对应也发生改变。该厂聚焦机型、电机匹配环节，加大调整力度，采集油藏、生产动态数据，精准匹配杆、管、泵尺寸型号，以产量不降为前提，精算抽油泵排量，指导运行参数精准调整。2025年，累计执行间抽667口井，节电2094.7万千瓦时；依托数字化平台强化油井平衡预警，及时处置不平衡井，平衡率提升12.41个百分点，节电254.16万千瓦时。

　　在系统调控上，该厂季节性优化集输策略，冬季集输拓展能量优化界限、夏季集输扩大停掺范围、三元驱油井探索低温集油界限。注水系统创新高压变频“一站调控、多站联控”模式，对南十三注水站及附近3座注水站进行区域调控，区域注水单耗下降2.8%，成功突破高压变频装置仅适用于独立管网单站的传统局限，拓展了节能技术的应用空间。

　　既以注采优化、系统协同为“补药”固本培元，又以低效循环治理、设备负荷重构为“猛药”直击要害，大庆油田采油二厂逐步打通系统能效提升“经脉”，推动节能降耗向深层次、广领域迈进，为老油田低成本、高效益开发筑牢绿色低碳发展根基。(完)