今年以来，采油三厂针对断溶体油藏的特殊性，技术人员逐步开展针对性治理对策的研究，在井组治理中采取差异化管理手段，逐步形成了一套强底水高产井区流势调整技术及能量不足井区单元注水分水量调整技术,通过井组气驱、气水双驱、注引结合等手段，催生了井组高效。

井组气驱提采速

TP227X井组是托甫台北区块目前产量最高的井组，井组内共计7口井，井组产量最高达到445吨/天。由于井网加密井的不断投产，井网密集程度较高，加快了采速及底水锥进速度，TP278H、TP273H、TP277H井先后见水，井组产量一度下降至312吨。

“本井组地质储量408万吨，目前采出程度仅12.5%。”TP227X井组的负责人李成刚说。

后通过厂领导的决策判断，配合技术人员的流势分析，对井组展开分析治理，采取井组气驱，对TP278H进行注水注气确保单位底水均衡抬升，本轮次注气80万方，邻井TP246X井由18.89上升到19.26兆帕，TP273H井可维持维定生产。后TP278H井进行转抽作业，目前TP278H井产能提高至30吨/天，井组产能提升至360吨/天。

通过井组气驱配合措施作业，实现单元产量稳升，同时扭转了局部底水锥进趋势，使得TP277H井地层能量得到补充，井组产能得到恢复； 通过井组流势分析调整技术的完善应用，截止目前累计实施同类型井组8个，增油4.19万吨，目前已在三条主干断裂推广应用。

气水双驱控底水

TP152井为TP122单元内井网关键井。前期生产过程中与TP179H、TP156井存在井间连通性。其中TP156井在2017年水驱开发中发生水窜，后井组进行脉冲式注水等方式进行治理，无明显效果。

“我们通过井间压差定量化分析，对TP152井进行单井兼顾单元注气进行井间驱油，同时补充顶部油体弹性能，期间TP156井开井引流，含水下降至0%。”谷海亮说。

针对该井异常情况，蒋林带领其他技术对TP152井组进行分析认为：TP156井含水下降主要为注气受效，同时配合提液引流，TP156井能量从34.5兆帕上升至42.9兆帕，TP179H井液面从2336米上升至1656米。

当配合提液顶部剩余油能量补充至39兆帕后油体能量得到释放，受效条件为TP152注气（气5.5万+水72方/天）。通过井组气水双驱，使井组能量得到充分补充，TP156井恢复日产油水平15吨/天，预计单元增油1100吨。

“把握好井间压差变化就像把控好油井的心率一样，只有真正了解它们，才能拿到效益。”技术员谷海亮感叹道。

注引结合保能力

TP263是TP7单元内一口单元注水井，TP240、TP7-3、TP7-4相继受效，截止目前已累计水驱开发4年，累计注水7.2万吨，井组累计增油5.3万吨。

“由于长时间的水驱开发，人工底水能量不断补充，受效井TP7-4井发生水窜。”采油三厂开发研究所技术员耿春颖说。

耿春颖是管理托甫台区块的技术人员，也TP7单元的负责人。井组水驱效果异常后开发所立即组织相关技术人员对TP7单元进行了认真分析研究。

2018年4月3日，采油三厂通过注引结合，均衡压差的方式，对TP7-4井关井压雉，同时TP263井恢复注水每天30方，压雉19天后，TP7-4井恢复了产能，目前该井恢复产能6.2吨/天，截止目前阶段增油382吨。

“通过井组差异化管理，实现了井组的高效开发，达到了提采速、增效益的目的。”采油三厂开发研究所副所长蒋林说。