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正理庄油田樊124块位于博兴洼陷西北部，正理庄—樊家鼻状构造带西翼，构造趋势是南高北低的单斜，主要含油层系沙三下，含油面积1.9km2，地质储量122万吨，其中二砂组65×104吨，三砂组57×104吨，标定采收率27.9%，可采储量34×104t。平均埋深3150-3300米，原始压力系数为1.02，二砂组平均空气渗透率为8.5×10-3um2，三砂组平均渗透率为2.3×10-3um2。该油藏为常压、特低渗透油藏。
区块于1999年投入开发，2000年11月转为注水开发，到目前为止，区块总井数20口，其中油井12口，开油井11口，日液水平94吨，日油水平48吨，综合含水49%，平均动液面1347米，年产油1.65万吨，累计采油30.5万吨，采油速度1.41%、采出程度25%，投注水井8口，开水井8口，日注水量188m3，累计注水84.73×104 m3。
目前区块采出程度达到25%，处于含水上升阶段，控水稳油难度大，存在的问题有：
1.井网适应性差：储层纵向上非均质性，注入水单层突进，水淹情况差异大，水驱动用不均衡；平面上储层分布差异大，北部油井含水上升快、南部油井注水见效差；
2.剩余油认识难度大：油井多合采，水井合注，小层的动用情况不清，同时从吸水剖面上看，吸水差异变化大；
3.裂缝性油藏注采比优化难度大，低注采比与补充地层能量矛盾突出；
4.油井见水后结垢，导致油井单井产量低，提液难度大。
针对这些难点，，对该区重新展开精细储层研究，应用油藏工程理论在油藏描述、方案部署及优化、管理实施等方面展开研究。
一、确定目标
为了促进该块高效开发，结合该块实际情况，确定以下目标：
1.开展“三优”油藏研究；
2.形成油藏、工艺一体化的“新”管理制度。
二、制定对策
针对该区块油藏开发过程中存在的主要矛盾，小组成员进行多次认真的讨论研究，制定了详细可行的对策措施：提出了“三优一新”管理模式的理念，在“三优”研究基础上，结合油藏工艺一体化的“新”管理制度，制定一系列提高区块高效开发措施。
1.精细储层分布研究
利用区块20口井测井资料，以标准井、标准层、标志层为依据，动静结合，分层系、分砂组、分小层进行地层对比，精细储层研究。同时对储层物性进行研究，利用取芯及测井资料进行平面及纵向上储层非均质性研究，为下步井网调整打牢地质基础。
2.井网适应性研究
针对储层非均质，同时结合区块裂缝发育情况，进行分砂组井网、井距优化，突出矢量化井网，为充分挖潜区块潜力奠定基础。
三、开展三优一新
为了保证对策的顺利实施，达到预期效果，采取了一系列的强有力的措施，形成了一套与之配套的有效的油田开发技术：
1.“一优”：精细储层分布研究
1.1砂体分布特征
沙三下砂体分为3个砂层组，1砂层组不含油，2、3砂层组含油。2砂层组平均钻遇砂体厚度12米，北支以樊124-樊124-2-樊125井一带最厚，向两侧逐渐减薄至尖灭。樊124-2井钻遇砂体最厚，钻遇砂体厚度25米；南支樊108井最厚，钻遇砂体27米。3砂层组平均钻遇砂体厚度23米，北支以樊124-13-樊124-2井一带最厚，向两侧逐渐减薄至尖灭。樊124-13井钻遇砂体最厚，钻遇砂体40米。南支樊108井最厚，钻遇砂体25米。23、31小层全区分布，其它各小层局部分布。
纵向上根据18口井钻井资料统计，钻遇沙三下2组砂体223.7米，平均单井12.4米，其中23小层全区分布稳定，砂体比较发育，平均单井钻遇砂体7.8米；钻遇沙三下3组砂体371.7米，平均单井21.9米，其中31小层全区分布稳定，砂体比较发育，平均单井钻遇砂体9.9米。
1.2油层分布特征
该块沙三下油层分布特征与砂体分布特征基本一致，23、31为主力含油小层，全区分布比较稳定，厚度较大，统计18口井测井资料，钻遇率分别为76.5%和88.2%，平均单井钻遇油层厚度6.1米和6.6米。
1.3岩性特征
根据铸体薄片鉴定27块样品分析资料统计，沙三下储层岩性为岩屑长石粉、细砂岩。依据粒度分析资料，粒度中值0.07～2mm，磨圆度为次棱角状，分选系数1.27～2.16，分选中等。
矿物成份主要为石英、长石、岩屑，其中石英含量36～39%，长石含量29～38%，岩屑含量24.7%，说明成分成熟度低。
储层胶结类型主要为孔隙式，点线接触，胶结物以钙质为主，填隙物为泥质和钙质，碳酸盐含量5.6%，泥质含量7.9%，总含量13.5%。
根据X衍射分析，本区储层的粘土矿物有四种类型：伊/蒙混层、伊利石、高岭石、绿泥石等，其中伊利石/蒙皂石混层粘土矿物占21%，伊利石占12.3%，高岭石占45.5%，绿泥石为21.3%；伊/蒙混层比为22。储层粘土矿物主要为高岭石，且呈峰窝伏、发丝状、絮状充填在孔隙和喉道中。
2.“二优”：井网适应性研究
根据胜利油田砂岩油藏的经济合理井网密度经验公式，结合本油藏的具体特点，在原油价格931元/t时，计算出经济合理的井网密度为8口/km2，本块总有效厚度大于5 m（方案布井区）的含油面积为2.1km2，则本块经济合理的井数是16～17口，在此基础上，折算出五点法和九点法井网的合理井距为350m（已投产井的完钻井距也在350m左右）。
3.“三优”：剩余油分布规律研究
樊124快为裂缝性低渗透油藏，剩余油分布主要受裂缝发育情况、物性、注采关系等影响，平面上剩余油分布在非裂缝方向、物性差的区域，纵向上分布在物性差的主力层或水淹轻的主力层。
分砂层组来看，二砂组累积生产原油21.905×104吨，采出程度33.7%，而三砂组累计产油8.595×104吨，采出程度只有15.0%，因此二砂组水淹状况相对比三砂组严重，水淹规律与水下河道走向相关，即水井注入水水淹方向沿着水下河道主流方向。
4.“一新”： 形成“油藏、工艺”一体化管理制度
在精细储层描述、井网适应性研究和剩余油分布规律研究的基础上，注重油藏与工艺相结合，做到工艺技术与油藏要求相配套，油藏工艺一体化，开展管理新思路，实现油藏精细开发、科学开发、高效开发，提高油藏开发管理水平。
四、实施效果及影响
通过“三优一新”管理模式经过一年的实施和运行，取得了一定的成绩，且具有长远的经营管理效益，与2012年12月相比，自然遞减率下降1.3个百分点，含水上升率下降0.82个百分点，含水得到有效控制，区块进入良性开发阶段。
通过实施“三优一新”管理模式的实施，不断强化地质基础研究，积极创新理论认识，开阔思路，拓宽领域，通过更扎实、更细致的工作，强化油藏工艺一体化，改善水驱效果，加强优化方案、优化设计、优化管理、精细跟踪等基础性工作，提高了油藏开发质量、增强了发展后劲。
区块于1999年投入开发，2000年11月转为注水开发，到目前为止，区块总井数20口，其中油井12口，开油井11口，日液水平94吨，日油水平48吨，综合含水49%，平均动液面1347米，年产油1.65万吨，累计采油30.5万吨，采油速度1.41%、采出程度25%，投注水井8口，开水井8口，日注水量188m3，累计注水84.73×104 m3。
目前区块采出程度达到25%，处于含水上升阶段，控水稳油难度大，存在的问题有：
1.井网适应性差：储层纵向上非均质性，注入水单层突进，水淹情况差异大，水驱动用不均衡；平面上储层分布差异大，北部油井含水上升快、南部油井注水见效差；
2.剩余油认识难度大：油井多合采，水井合注，小层的动用情况不清，同时从吸水剖面上看，吸水差异变化大；
3.裂缝性油藏注采比优化难度大，低注采比与补充地层能量矛盾突出；
4.油井见水后结垢，导致油井单井产量低，提液难度大。
针对这些难点，，对该区重新展开精细储层研究，应用油藏工程理论在油藏描述、方案部署及优化、管理实施等方面展开研究。
一、确定目标
为了促进该块高效开发，结合该块实际情况，确定以下目标：
1.开展“三优”油藏研究；
2.形成油藏、工艺一体化的“新”管理制度。
二、制定对策
针对该区块油藏开发过程中存在的主要矛盾，小组成员进行多次认真的讨论研究，制定了详细可行的对策措施：提出了“三优一新”管理模式的理念，在“三优”研究基础上，结合油藏工艺一体化的“新”管理制度，制定一系列提高区块高效开发措施。
1.精细储层分布研究
利用区块20口井测井资料，以标准井、标准层、标志层为依据，动静结合，分层系、分砂组、分小层进行地层对比，精细储层研究。同时对储层物性进行研究，利用取芯及测井资料进行平面及纵向上储层非均质性研究，为下步井网调整打牢地质基础。
2.井网适应性研究
针对储层非均质，同时结合区块裂缝发育情况，进行分砂组井网、井距优化，突出矢量化井网，为充分挖潜区块潜力奠定基础。
三、开展三优一新
为了保证对策的顺利实施，达到预期效果，采取了一系列的强有力的措施，形成了一套与之配套的有效的油田开发技术：
1.“一优”：精细储层分布研究
1.1砂体分布特征
沙三下砂体分为3个砂层组，1砂层组不含油，2、3砂层组含油。2砂层组平均钻遇砂体厚度12米，北支以樊124-樊124-2-樊125井一带最厚，向两侧逐渐减薄至尖灭。樊124-2井钻遇砂体最厚，钻遇砂体厚度25米；南支樊108井最厚，钻遇砂体27米。3砂层组平均钻遇砂体厚度23米，北支以樊124-13-樊124-2井一带最厚，向两侧逐渐减薄至尖灭。樊124-13井钻遇砂体最厚，钻遇砂体40米。南支樊108井最厚，钻遇砂体25米。23、31小层全区分布，其它各小层局部分布。
纵向上根据18口井钻井资料统计，钻遇沙三下2组砂体223.7米，平均单井12.4米，其中23小层全区分布稳定，砂体比较发育，平均单井钻遇砂体7.8米；钻遇沙三下3组砂体371.7米，平均单井21.9米，其中31小层全区分布稳定，砂体比较发育，平均单井钻遇砂体9.9米。
1.2油层分布特征
该块沙三下油层分布特征与砂体分布特征基本一致，23、31为主力含油小层，全区分布比较稳定，厚度较大，统计18口井测井资料，钻遇率分别为76.5%和88.2%，平均单井钻遇油层厚度6.1米和6.6米。
1.3岩性特征
根据铸体薄片鉴定27块样品分析资料统计，沙三下储层岩性为岩屑长石粉、细砂岩。依据粒度分析资料，粒度中值0.07～2mm，磨圆度为次棱角状，分选系数1.27～2.16，分选中等。
矿物成份主要为石英、长石、岩屑，其中石英含量36～39%，长石含量29～38%，岩屑含量24.7%，说明成分成熟度低。
储层胶结类型主要为孔隙式，点线接触，胶结物以钙质为主，填隙物为泥质和钙质，碳酸盐含量5.6%，泥质含量7.9%，总含量13.5%。
根据X衍射分析，本区储层的粘土矿物有四种类型：伊/蒙混层、伊利石、高岭石、绿泥石等，其中伊利石/蒙皂石混层粘土矿物占21%，伊利石占12.3%，高岭石占45.5%，绿泥石为21.3%；伊/蒙混层比为22。储层粘土矿物主要为高岭石，且呈峰窝伏、发丝状、絮状充填在孔隙和喉道中。
2.“二优”：井网适应性研究
根据胜利油田砂岩油藏的经济合理井网密度经验公式，结合本油藏的具体特点，在原油价格931元/t时，计算出经济合理的井网密度为8口/km2，本块总有效厚度大于5 m（方案布井区）的含油面积为2.1km2，则本块经济合理的井数是16～17口，在此基础上，折算出五点法和九点法井网的合理井距为350m（已投产井的完钻井距也在350m左右）。
3.“三优”：剩余油分布规律研究
樊124快为裂缝性低渗透油藏，剩余油分布主要受裂缝发育情况、物性、注采关系等影响，平面上剩余油分布在非裂缝方向、物性差的区域，纵向上分布在物性差的主力层或水淹轻的主力层。
分砂层组来看，二砂组累积生产原油21.905×104吨，采出程度33.7%，而三砂组累计产油8.595×104吨，采出程度只有15.0%，因此二砂组水淹状况相对比三砂组严重，水淹规律与水下河道走向相关，即水井注入水水淹方向沿着水下河道主流方向。
4.“一新”： 形成“油藏、工艺”一体化管理制度
在精细储层描述、井网适应性研究和剩余油分布规律研究的基础上，注重油藏与工艺相结合，做到工艺技术与油藏要求相配套，油藏工艺一体化，开展管理新思路，实现油藏精细开发、科学开发、高效开发，提高油藏开发管理水平。
四、实施效果及影响
通过“三优一新”管理模式经过一年的实施和运行，取得了一定的成绩，且具有长远的经营管理效益，与2012年12月相比，自然遞减率下降1.3个百分点，含水上升率下降0.82个百分点，含水得到有效控制，区块进入良性开发阶段。
通过实施“三优一新”管理模式的实施，不断强化地质基础研究，积极创新理论认识，开阔思路，拓宽领域，通过更扎实、更细致的工作，强化油藏工艺一体化，改善水驱效果，加强优化方案、优化设计、优化管理、精细跟踪等基础性工作，提高了油藏开发质量、增强了发展后劲。