在此基础上，探索形成了适用于不同油田特点的配套优化措施：

——针对老油田，含水高、地面生产设施多、负荷过剩的特点，采取了“八字方针”：关，对高含水井实施关停，对高含水层实施封堵；并，对运行时间长、负荷率低、布局不合理、维护改造投入大、管辖半径较小的相邻两座计量间、中转站实施“合并”；转，将脱水站“转”为放水站、放水站“转”为转油站、计量间或转油站“转”为阀组间、水驱站“转”为水聚驱互用站；抽，对剩余能力较大的站实施设备“抽稀”；换，对负荷率较低的设备实施大“换”小或站间“互换”，对高耗能设备实施“更换”；优，对注水、集油、供电等已建系统实行“优化”运行；推，积极“推广采用”新工艺、新技术及新的技术界限；管，适时调整管理模式、方式和制度，使生产管理与系统优化调整相适应。

——针对外围油田，单井产量低、井深和集输半径大的特点，采取了“七项措施”：串，采用多井、多阀组、多座站串联集油；单，采用单电热管树状集油工艺；拉，采用单井拉油和集中拉油；捞，采用提捞采油方式；混，采用双螺杆泵油气混输；软，采用软件计量方式；环，采用环状掺水集油工艺。

通过上述调整措施，大庆油田在保持高产稳产的同时，站、间规模缩减了近10%，系统负荷率提高 12%，机采效率提高了2.5%，含水少上升1.3%，系统优化取得了实质性效果。

例如，喇嘛甸油田1973年投入开发，原油产量最高时达到1326万吨，到2000年产量仅为512万吨，综合含水达到91.8%,成为主力油田中含水最高、系统效率偏低而能耗偏高的典型代表。因此，喇嘛甸油田的系统优化对其它油田具有较强的示范作用。优化工作于2001年全面展开。油藏工程，以控水控注为重点，“十五”期间采取方案调整3018井次、细分注水693口井、精细堵水353口井、深浅调剖152口井，年均控制注采液量800万立方米；采油工程，以提高举升效率为重点，规模应用参数优化技术和新式举升设备，使机采系统效率提高6.7%，电机功率利用率提高5.2%；地面工程，以降低集输和处理过程能耗为重点，先后合并减少计量间18座、转油站16座，全面推行不加热集油方式。5年累计节电6.17亿度，节气1.72亿立方米，减少CO2排放33.5万吨、减少SO2排放68.5吨，综合能耗比“九五”降低15.7万吨标煤，连续五年实现能耗负增长。

减排系统——多手段综合优化。在对油田整体环境状况进行综合评估的基础上，以减少污染物排放为重点，从完善现有污水处理设施、治理老污染源、避免产生新的污染源、改善油田生态环境、建立与油田开发相配套的环保技术体系等方面进行减排系统优化的研究和实施。主要采取了五种手段：

堵，堵源头。对涉及自然保护区、沿江、湿地等环境敏感区的项目采取环保一票否决制。按照这一原则，否决了扎龙湿地国家级自然保护区勘探开发等多个项目；为了防止对嫩江流域产生污染，停产封闭了位于泄洪区内的大415区块113口油水井，推迟开发了他拉哈油田英272、英205等区块。管，管行为。引入国际先进的环保管理模式—ISO14001环境管理体系，实施了减少污染物排放、减轻生态破坏等160多项环境管理措施，并细化到《员工岗位操作书》中，规范了员工行为。控，控风险。制定油气水泄漏、环境敏感区施工、放射性和危险废物等专项预案9项，实施清洁生产审核，建立公司、厂、矿、小队四级突发事故应急系统，提高了环境风险的防控能力。治，治隐患。“十五”以来，油田累计完成环保专项工程260余项。其中污水减排工程113项、废气减排工程12项、固废治理工程6项、噪声控制工程28项、油污治理工程4项等，使减排基础设施得到进一步加强。建，建环境。加强对油区的清污、平整和植被恢复，“十五”期间共植树287万株，种植花卉82万平方米，种植草坪83万平方米，栽植绿篱8.2万延长米，新增各类绿地1435公顷，油田绿化覆盖率达24%，在世界各大以盐碱沼泽地为主要覆盖区域的油田中居于前列。

（三）推进集成创新，重点突破节能减排瓶颈

大庆油田始终注重发挥科技对节能减排的先导作用。根据节能减排的实际需要，首先从外部引入成熟适用技术，然后组织力量对其它急需而又不能引入的技术进行重点攻关，在此基础上搞好各项技术的集成配套和规模应用，为节能减排提供了强有力的技术支撑。

一是规范引入成熟适用技术，严把“三关”。在筛选准入上，由公司技术发展部牵头，组织相关部门、单位及专家进行资质、材料审查，节能指标测试、评价和综合评定，优选后对符合条件的技术产品颁发“入网许可证”；在跟踪评价上，建立了国家授权的油田节能监测中心和环境监测评价中心，定期对节能减排技术和产品开展测试评价；在优选淘汰上，对供应商建立业绩档案，依据跟踪考核结果，确定淘汰产品，每年淘汰率近50%。几年来，先后优选7种高效燃烧器、11种节能电机、7种节能变压器、7种节电控制箱等在油田应用，保证了引入产品的先进性和适用性。

二是强化自主创新和集成配套，打造主体优势技术。每年根据节能减排需要，从众多技术课题中优选出符合要求的课题，采取“课题制”的组织方式，利用“研发层、中试层、转化层”的研发体系，对重点技术和引进技术的再创新进行攻关。“十五”以来，共开展重点攻关35项，现场试验12项，使一系列节能减排的瓶颈问题得以解决。

螺杆泵举升技术。为解决抽油机、电潜泵等高耗能设备能耗高、效率低的问题，大庆油田于1985年从国外引进后，由于在大庆油田适用性差，经常出现断杆、漏油等现象。近年来通过对其工艺技术进行全面再创新，形成了大中小排量系列、专用系列防断脱抽油杆、无渗漏低矮型驱动装置、工况分析、诊断及监测4项核心技术以及10项配套技术，较好地满足了水驱、聚驱采出液举升的需要。该技术2005年获国家科技进步二等奖，获得发明及实用新型专利18项。与同排量抽油机相比，平均泵效提高20个百分点、系统效率提高15个百分点，平均单井年节电2.58万度。截止到2006年底，已在油田应用3400口，以每年500口的速度增加，并销往国内外。

“低温集油技术”。大庆油田地处高纬度亚寒带，年平均地面温度只有-13.7℃，且原油的凝点高、粘度高、含蜡量高，必须采用加热集输方式。油田进入特高含水开发期为采用不加热集输提供了可能。公司把握采出液含水高、液量大、出油温度高的良好热力和水力条件，研发了“特高含水期低温集油技术”，使油井最低集油温度降到原油凝固点以下5-10℃。到2006年底，实行季节性停掺水泵330台，停加热炉668台，共有低温集输井2.6万口，占油井总数的61% ，年节电1.66亿度、节气1.49亿立方米，减少SO2排放59.3吨,减少co2排放29.3万吨。这一技术解决了加热集输耗气、耗电量大和排放废气多的难题。含聚污水深度处理技术。“九五”期间，为弥补水驱产量的递减，大庆油田大规模应用以聚合物驱油为主的三次采油开发技术。但随着应用规模的扩大，聚驱采出水的处理问题逐步显现出来。与普通污水相比，粘度大、乳化程度高，现有处理工艺无法达到回注标准，在外排时必然影响环境。为了解决这一难题，通过开展系统攻关，深化了对含聚污水分离特性的认识，改进了沉降分离和除油工艺，开发出了系列处理药剂，实现了深度处理，达到了回注标准，避免了对环境的污染。

为使众多节能减排技术综合发挥效应，加强了对单项技术的集成配套。节能方面形成了16项配套技术。其中，油藏工程以控制无效注采为核心集成4项配套技术：剩余油精细描述配套技术、储层精细解剖配套技术、开发精细调整配套技术、细分注入和堵水配套技术；采油工程以优化举升为核心集成5项配套技术：节能型抽油机配套技术、抽油机优化设计选型配套技术、电潜泵节能配套技术、提捞采油配套技术、螺杆泵配套技术；地面工程以系统优化为核心集成7项配套技术：电网优化配套技术、机泵变频配套技术、注水系统仿真配套优化、系统优化节能配套技术、天然气发电配套技术、低温集输配套技术、“三次加密两就近”集油简化配套技术。减排方面形成了4项配套技术：以控制废气为重点的高效加热配套技术，以控制污水外排为重点的污水深度处理回注配套技术，以控制泥浆污染为重点的钻井泥浆固化配套技术，以控制油污为重点的污油、污泥处理配套技术。这些配套技术对大庆油田的节能减排起到了关键作用。三是加大推广应用力度，促进新技术向规模生产力转化。重点抓好三个环节：典型引路。在全油田选取14个具有典型特征的区块作为节能减排示范区，把新技术和技术集成放到这些“试验田”中进行中试，为其它区块提供先导性经验。例如，敖南油田示范区，按照规划、设计、生产一体化的全新理念，集中应用了掺水参数优选、便携式软件量油等18项新技术，开展了地面地下一体化、工艺设备节能化、工艺参数个性化、工艺技术简化等4个方面的集成配套试验，百万吨产能投资降低3亿多元，年降低能耗20%，为外围油田建设提供了一种全新模式。措施跟进。根据新技术推广的需要，对原有组织方式、技术标准、规章制度等方面与之不相适应的内容进行改进，尽可能地为技术推广创造适宜的环境。例如：为了适应低温集油技术对专业化、标准化提出的更高要求，改革了劳动组织模式，把原来的以计量间为中心的点状分散管理变为以中转站为核心的岗位流程化管理，并对巡回检查、交接班等规定进行调整，形成了上下道工序紧密衔接的专业化、流水线作业，为低温集油方式的全面普及提供了保障。规模应用。按照规划和计划安排，结合各单位的实际，加大各项技术的应用规模。节能技术的规模应用坚持做到整体设计、分系统实施。①油藏工程以治理地下无效低效注采循环为重点，共实施注采系统调整20个区块，方案调整2.3万井次，高含水关井745口，周期注水3500多井次，少产液1.5亿吨，采收率提高1个百分点以上（见图4）；②采油工程以提高机采用能效率为重点，共实施抽汲参数优化调整1.8万井次，新增节能抽油机5536台、节能电机10241台，推广螺杆泵3400口，年节电4亿度；③地面工程以地面设施优化简化为重点，共实施完成7个油田的地面优化简化。撤并各类站139座，改环状流程1121口，低效井转提捞892口，减少各种机泵345台，累计节电1.78亿度，节气2.84亿立方米，节省各种费用7.93亿元。