1基本概况

管理三区管理着胜二区大部分以及T76南部区域，位于胜坨油田胜利村构造西南翼，北面、东面分别以7、9号断层为界，处于构造低部位，向西临近边水，在扇形分布的“扇面”区域。

管理面积20.4平方公里，地质储量10198万吨。1965年投入开发，目前管理着875口油水井，综合含水96.9%，日产油水平740吨，累计产油3788万吨，采出程度42.2%。

图1 管理三区地理位置图

1.1油藏概况

管理三区处于胜坨二区构造的低部位，整装发育，邻近边水。主要发育四种油藏类型：1、常规水驱面积分布大，但处于高液量、高含水、高采出程度较阶段，受套坏影响，井网基础变差；2、三采、稠油等单元潜力较大，但处于整体单元边部的长条区域，非主体，且临近边水；3、低渗透单元受发育影响，注水状况差，“注不进，采不出”（表1）。

表1 不同油藏类型开发现状对比

2制约油藏开发效果的因素

2.1开发稳产基础有待改善

胜二区综合含水于93年12月达到93.9%，油层普遍进入特高含水阶段，无论在层间，还是平面上，均已严重水淹，层内水淹厚度增加，稳产措施效果变差。井况问题日益变差，套坏、套变问题严重制约着胜二区的稳产形势。

2.1.1开井数的减少

    管理三区开油井数、单井日注水量自2019年中期呈现大幅下降趋势，较16年初开油井数减少22井，开水井数减少39井，单井日注水量较19年初减少12方。

2.1.2水井“三率”指标有待提升

    水井三率指标中分注率逐年呈现上升趋势，开井率16年中期大幅下降后稳定略有下降，但自2020年以来再次呈现大幅下降趋势，层段合格率同样2020年以来受超注水井影响呈现下降趋势。

2.1.3超、欠注水量高位运行

    超注水量在2016年底呈现峰值，其余时间均低位运行，进入2020年下半年起超注水量逐月增加，欠注水量一直高位运行，目前为1839方。

2.1.4注采对应率有待提高

    注采对应率整体变化不大，但双向、三向以上对应率有所下降，单向对应比率增加，整体对应趋势变差。

    统计606个井层，静态注采对应率87.3%，动态注采对应率78.4%, 注采对应率较低的单元为沙一、沙二4-7砂组，井网破坏严重，不完善程度较高，这些单元储量失控32.5%，水驱失控34.2%。

2.1.5地层能量保持状况有待回升

    2019年前管理三区注采比在1.0附近，2019年中随着注采比的下降，地层能量呈现下降趋势。目前平均动液面687米，注采比0.86。

2.2主导技术手段欠缺

    管理三区共发育四类油藏，三采单元开发技术手段为聚合物驱，井网完善，注聚见效；稠油单元开发技术手段包括转周、氮气压水锥、微生物等技术；低渗单元依靠水井压裂、降压增注、压驱改善开发效果；中高渗水驱依靠改善稳产基础和注采调整。管理三区常规水驱油藏储量占比88.5%，油量占比88.31%，改善稳产基础+注采调整为主要稳产手段，但是改善开发效果技术手段较其它油藏类型较为欠缺。

    以欠注层治理手段为例，常年欠注水量居高不下，但常规水驱单元欠注层治理手段主要是洗井、酸化、作业等，对长期欠注层缺乏新工艺技术治理欠注的手段。

3提升油藏开发效果的对策

    提升油藏开发效果主要途径存量提效和扩大新增储量两方面，相应制定4项工作方向： 1、做好两项基础工作：井组分类、单井潜力分析；2、分油藏类型，高效挖潜存量潜力；3、加强与地质所结合，积极争取新井井位；4、精细油藏分析，拓展油藏措施潜力新阵地。

3.1开展井组调查、建立单井潜力储备库

将单元化小为井组进行管理，找准井组存在问题，完善注采井网、均衡注采流线，持续推进产液结构调整工作；

按效益倒排油井，逐井逐层分析单井潜力，建立措施储备库，寻找提效潜力点。

3.2分油藏类型，高效挖潜存量潜力

3.2.1 水驱单元治理对策

（1）狠抓水驱“三率”提升

    主要做法：制定提高 “三率”工作目标：消除超注层、不清层；“井网、管柱、增注”三优化治理模式；寻求地质所技术帮扶，提升重点下降单元“三率”。

    以提高“三率”控制递减为核心，狠抓水井治理工作，2016-2019年实施水井工作量在100井次左右，2020年受疫情影响水井工作量大幅下降，2020年注采三率分别为83.8%、46.7%、69.8%，对比2019年底开井率和层段合格率分别降低1.4%、1.6%。2021年加大水井作业力度。

（2）狠抓油水井效益扶停

    主要做法：依托专项治理政策，加大治理规模；加强效益测算评价，提高规模效益；加强区、所结合力度，解决复杂疑难井；

     为提高存量井资源的利用，加大停产停注井治理力度，2018-2020年在效益测算的基础上实施油、水井扶停45井次，累增油0.95万吨，恢复可采储量5.8万吨，恢复水驱储量256万吨。其中2019年扶停井次最多，效果最好。

2021年加大扶停力度，预计套损井+措施扶停37井次。

（3）积极实施产液结构调整

    利用周期注采、耦合注采、流场调控等调整方式，结合高含水液量主动关停，大幅度促进流场转变，动用弱驱剩余油，消灭含水99%以上低效液量。采取周期采油的方式，实现井组流线转变或近井地带剩余油重新富集，取得了较好的效果。

（4）多手段井组稳升调整

    持续开展井组注采调整工作，特别要加大多井组联动治理工作，目前已实施25井次，有效率53.3%，增油112吨，创效 40万元。待实施7井次。今年将继续加强井组注采调整治理工作。

3.2.2 三采单元治理对策

（1）完善井网促见效

    二区东三4注聚单元注采比低、聚驱控制差的边角井区，完善注采井网，提高井区储量动用，促进注聚区持续见效。目前已实施2井，待观察井组效果。

（2）组合调剖缓回弹

    二区东三4含水回弹持续加大，对含水回弹井区实施组合调剖，结合降液、提液等产液结构调整扩波及、均流线，延缓回弹；水井工作量正干3井，待干2井，油井已干1井，待干2井。

3.2.3低渗单元治理对策：降压增注，恢复地层能量

（1）降压增注，恢复地层能量

    坨152单元地质储量58万吨，采出程度仅为7.4% ，单元水井相继因注水压力高停井，开发形式急剧变差。积极与工艺所对接引进活性增注剂降压增注技术，目前已实施开井，观察效果。

（2）压驱实验调流线

    坨143单元沙三中32层含油面积：0.61km2，地质储量：13.7万吨，累计注入量1.8万方，亏空1.5倍，且井区内流线不均衡，主流线油井含水高能量差，其他油井能量差，开采效果差，目前关停主流线油井，水平井压驱注水，以期达到大压力梯度变流线作用，目前正实施。

3.3加强与地质所结合，积极争取新井井位

    管理区在潜力失控区摸排油、水井新井工作量9井，下步与地质所加强结合，争取新井井位，扩大增量储量。

3.4精细油藏分析，拓展油藏措施潜力新阵地

       二区沙一单元初期主力开采沙一1¹、1³、1⁵、3²等主力油层，2010-2018年期间，主力挖潜沙一1⁴层生物灰岩潜力，措施累积增油2.575万吨， 通过西南—东北方向剖面对比4、5、6砂层组大面积发育，属于针孔灰岩，解释干层或者未解释层，为沙一单元2021年潜力新阵地。

3.5岗位融合，一体化决策，打造开发团队

    技术室现有人员岗位融合，建立三个一体化管理项目组，项目组固定“2+2组合”，2个单元管理岗+2个工程技术岗，技术室其余工程技术岗人员面向三个项目组。

    明确各项目组存量产量、成本支出两项的基础目标、创效目标和四项单元控制提升指标，引导项目组既重视当期单元效益，又重视长期可持续发展。

3.6效果评价

3.6.1今年分月产量情况

3.6.2稳产基础指标稳中有升

    动态注采对应率、层段合格率、水井开井率等注水质量指标稳中有升，超注水量、欠注水量得到有效控制。

4几点认识

1、水驱单元需加大水井长效投入、提高“三率”指标，夯实稳产基础。

2、水驱单元产液结构调整、多手段注采调整，可减缓水窜，降本增效。

3、三采单元井组组合调剖对于减缓含水回弹有较好效果。

4、稠油、低渗透单元积极应用新技术改善开发效果。