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摘 要：2011年以来，史深100单元通过建立月度动态分析制度，实施三位一体精细化管理，工艺地质结合强化注水夯实油藏稳产基础；井筒管理积极做好三个优化；地面确保水质并加强运行保障实现了区块开发的良性循环。单元日产油水平由530吨/天上升到676吨/天，动液面由1545米恢复到1497米，自然递减率由15.76%下降到6.39%，各项主要生产指标明显改善。
关键词：低渗油藏 注水开发 配套保障 油藏管理 井筒管理 地面管理
一、单元油藏地质特征
史深100单元位于东营凹陷中央隆起带西端，史南油田北部，史南鼻状构造与郝家鼻状构造之间，主要含油层系为下第三系沙河街组中段，为埋藏深、高压、低渗透的岩性油藏。含油面积22.07km2，动用地质储量1459.26×104t，标定采收率为22.9％，可采储量为334.75×104t。截至2011年12月共开油井103口，日液676 t/d，日油413.2 t/d，综合含水38.87%，累计采油233.88×104t；开水井64口，日注1240m3/d，累计注水404.32×104 m3；采出程度16.03%，采油速度0.98。
二、提高单元开发水平的主要做法
牢固树立“工作岗位在地下，管理对象是油藏，协调注采强基础，精细管理上水平”的理念，通过加强单元动态分析、积极做好三个方面的精细管理，提高单元的开发水平：
1油藏管理方面
1.1以精细开发为载体，加强动态分析
坚持以水为先、以水促油的理念，采取月度分析例会制度，定期对单元的开发形势分析总结，并与工艺、作业系统结合优化区块工作量，对影响单元开发效果的问题及时调整，制定详细的油水井月度实施计划，以提高注采管理水平，控制自然递减。
1.2精细增注配方，提升方案有效率
提前了解地层敏感性、水井注水历史、水质变化、增注历史等，落实地层吸水状况和启动压力，明确污染类型，优化方案论证，科学增注配方。2011年共实施增注10井次，酸化后平均压力下降了近9.5Mpa，日注由3方/日提高到35方/日。
1.3优化配产配注调整
根据井组动态对应情况计算出理论配注水量，并结合注水见效情况，确定动态配注水量。如计算史8-37井组合理注采比为1.5，理论配注水量为40m3/d，而实际注水量只有2m3/d。2011年3月实施史8-37增注，对应油井史3-5-12、史3-6-12明显见效，动液面恢复到1350m。我们计算此时井组合理注采比为0.8，理论配注水量为30m3/d。及时调整水井配注为30m3/d，油井取得较好效果，日油由8.1t/d上升到10.5t/d，含水由37%下降到30%。
1.4积极开展氮气调剖试验
史3-10-斜14一带由于储层物性、连通性好，因而地层能量保持水平高、水淹程度较高。针对这一状况，2010年11月选取史3-10-斜14井进行氮气调剖。对该井共注氮气3.5万标方，对应油井史3-10-斜15见效明显，初期含水由92.1%降到72.4%，日油由0.8吨/天上升到2.3吨/天。
2井筒管理方面
单元油井液面深、泵挂深、液量低、温度低，井筒存在结蜡、偏磨等问题，供排关系难协调，采油管理难度大。因此，在油井管理方面重点做好了以下3个方面的管理：
2.1、加强热洗清蜡治理，使油井工况最优化
单元原油含蜡量高，结蜡井占总井数27%，井筒结蜡造成输油通道阻塞、采油泵效降低，严重影响油井工况水平。通过录取、建立电流曲线表，摸找油井结蜡规律，做好相应热洗预案，定期开展高压热洗工作。通过热息，结蜡井平均泵效提高2%，达到了增产增效、节能降耗、工况最优化的良好目的。
2.2、强化作业监督，指明设计优化方向
针对作业井，制定“一落实三分析”制度：一落实即技术人员和承包干部必须亲自到作业现场，落实清楚每口井的躺井原因；三分析即结合监督现场描述，对日常地面管理因素、井筒管理因素、原設计方案合理性三个方面进行分析，找出培养长寿井的关键点，然后指导设计优化和井筒工艺配套方向。
2.3、优选井筒配套方案，保障油井长久高效
根据区块油藏特点及产出液的性质，对举升工艺进行优选，合理控制好沉没度。井筒方面：对偏磨、腐蚀、结垢等问题进行综合配套治理；地面方面：对生产参数及时优化精选，使油井工况更高效长久。
3地面管理方面
3.1精细水质管理，全过程水质控制
本着“水质不达标不实施水井治理”的原则，2008年初组织完成史南污水站预氧化技术改造工程；2009年-2010年加强水质的全过程、节点管理，定期进行清罐、扫线工作。2011年实施注水站整体改造，更换精细过滤器一台。同时通过罐口加油膜防止暴氧、水罐清污降低悬浮物的含量、在定时反冲洗的基础上利用手动加密反冲洗，使水质指标趋于好转。
3.2精细地面管理，保障生产高效运行
单元在地面管理上存在着“三低一长”的现状，特别是进入冬季生产，运行管理难度加大，为了保证油井产出原油及时平稳的输送到接转站，总结运用“高压低渗油田地面管理五字法”，以确保生产的正常运行。火，干线、单井炉子点火升温；传，管道泵传递降压；药，连续加药降压；警，建立健全压力预警机制；行，加强制度预案的执行检查力度。
三、单元开发取得的主要效果
1.单元开发形势明显变好：通过精细管理，日液由530 t/d上升到676t/d，日油由362 t/d上升到413t/d，动液面由1545m恢复到1497m，日注由1124m3/d上升到1240m3/d，单元自然递减大幅下降，由15.67%下降到6.39%。
2.单元稳产基础明显加强：单元注采对应率由78.9%上升到83.7%，水驱储量控制程度由72.1%提高到64.8%。由递减法标定采收率，单元采收率由18.9%提高到22.9%。
3.单元注采管理指标明显提升：单元平均泵效由40%上升到44.4%，检泵周期由660天上升到682天，工况合格率由62%上升到71%，躺井率由5.5%下降到3.1%。
参考文献：
[1]王文玲.2008.史深100断块井网优化技术的实践.内江科技.129
关键词：低渗油藏 注水开发 配套保障 油藏管理 井筒管理 地面管理
一、单元油藏地质特征
史深100单元位于东营凹陷中央隆起带西端，史南油田北部，史南鼻状构造与郝家鼻状构造之间，主要含油层系为下第三系沙河街组中段，为埋藏深、高压、低渗透的岩性油藏。含油面积22.07km2，动用地质储量1459.26×104t，标定采收率为22.9％，可采储量为334.75×104t。截至2011年12月共开油井103口，日液676 t/d，日油413.2 t/d，综合含水38.87%，累计采油233.88×104t；开水井64口，日注1240m3/d，累计注水404.32×104 m3；采出程度16.03%，采油速度0.98。
二、提高单元开发水平的主要做法
牢固树立“工作岗位在地下，管理对象是油藏，协调注采强基础，精细管理上水平”的理念，通过加强单元动态分析、积极做好三个方面的精细管理，提高单元的开发水平：
1油藏管理方面
1.1以精细开发为载体，加强动态分析
坚持以水为先、以水促油的理念，采取月度分析例会制度，定期对单元的开发形势分析总结，并与工艺、作业系统结合优化区块工作量，对影响单元开发效果的问题及时调整，制定详细的油水井月度实施计划，以提高注采管理水平，控制自然递减。
1.2精细增注配方，提升方案有效率
提前了解地层敏感性、水井注水历史、水质变化、增注历史等，落实地层吸水状况和启动压力，明确污染类型，优化方案论证，科学增注配方。2011年共实施增注10井次，酸化后平均压力下降了近9.5Mpa，日注由3方/日提高到35方/日。
1.3优化配产配注调整
根据井组动态对应情况计算出理论配注水量，并结合注水见效情况，确定动态配注水量。如计算史8-37井组合理注采比为1.5，理论配注水量为40m3/d，而实际注水量只有2m3/d。2011年3月实施史8-37增注，对应油井史3-5-12、史3-6-12明显见效，动液面恢复到1350m。我们计算此时井组合理注采比为0.8，理论配注水量为30m3/d。及时调整水井配注为30m3/d，油井取得较好效果，日油由8.1t/d上升到10.5t/d，含水由37%下降到30%。
1.4积极开展氮气调剖试验
史3-10-斜14一带由于储层物性、连通性好，因而地层能量保持水平高、水淹程度较高。针对这一状况，2010年11月选取史3-10-斜14井进行氮气调剖。对该井共注氮气3.5万标方，对应油井史3-10-斜15见效明显，初期含水由92.1%降到72.4%，日油由0.8吨/天上升到2.3吨/天。
2井筒管理方面
单元油井液面深、泵挂深、液量低、温度低，井筒存在结蜡、偏磨等问题，供排关系难协调，采油管理难度大。因此，在油井管理方面重点做好了以下3个方面的管理：
2.1、加强热洗清蜡治理，使油井工况最优化
单元原油含蜡量高，结蜡井占总井数27%，井筒结蜡造成输油通道阻塞、采油泵效降低，严重影响油井工况水平。通过录取、建立电流曲线表，摸找油井结蜡规律，做好相应热洗预案，定期开展高压热洗工作。通过热息，结蜡井平均泵效提高2%，达到了增产增效、节能降耗、工况最优化的良好目的。
2.2、强化作业监督，指明设计优化方向
针对作业井，制定“一落实三分析”制度：一落实即技术人员和承包干部必须亲自到作业现场，落实清楚每口井的躺井原因；三分析即结合监督现场描述，对日常地面管理因素、井筒管理因素、原設计方案合理性三个方面进行分析，找出培养长寿井的关键点，然后指导设计优化和井筒工艺配套方向。
2.3、优选井筒配套方案，保障油井长久高效
根据区块油藏特点及产出液的性质，对举升工艺进行优选，合理控制好沉没度。井筒方面：对偏磨、腐蚀、结垢等问题进行综合配套治理；地面方面：对生产参数及时优化精选，使油井工况更高效长久。
3地面管理方面
3.1精细水质管理，全过程水质控制
本着“水质不达标不实施水井治理”的原则，2008年初组织完成史南污水站预氧化技术改造工程；2009年-2010年加强水质的全过程、节点管理，定期进行清罐、扫线工作。2011年实施注水站整体改造，更换精细过滤器一台。同时通过罐口加油膜防止暴氧、水罐清污降低悬浮物的含量、在定时反冲洗的基础上利用手动加密反冲洗，使水质指标趋于好转。
3.2精细地面管理，保障生产高效运行
单元在地面管理上存在着“三低一长”的现状，特别是进入冬季生产，运行管理难度加大，为了保证油井产出原油及时平稳的输送到接转站，总结运用“高压低渗油田地面管理五字法”，以确保生产的正常运行。火，干线、单井炉子点火升温；传，管道泵传递降压；药，连续加药降压；警，建立健全压力预警机制；行，加强制度预案的执行检查力度。
三、单元开发取得的主要效果
1.单元开发形势明显变好：通过精细管理，日液由530 t/d上升到676t/d，日油由362 t/d上升到413t/d，动液面由1545m恢复到1497m，日注由1124m3/d上升到1240m3/d，单元自然递减大幅下降，由15.67%下降到6.39%。
2.单元稳产基础明显加强：单元注采对应率由78.9%上升到83.7%，水驱储量控制程度由72.1%提高到64.8%。由递减法标定采收率，单元采收率由18.9%提高到22.9%。
3.单元注采管理指标明显提升：单元平均泵效由40%上升到44.4%，检泵周期由660天上升到682天，工况合格率由62%上升到71%，躺井率由5.5%下降到3.1%。
参考文献：
[1]王文玲.2008.史深100断块井网优化技术的实践.内江科技.129