第三采油厂横跨鄂尔多斯盆地陕北斜坡—天环坳陷—西缘逆冲带三个构造单元，南北跨度237km，东西跨度213 km，总管护面积1.19×104km2；呈现出点多、面广、战线长的特点。油井7492口，开井5786口，日产油水平10448t，单井产能1.8t/d；注水井2598口，开井2255口，日注水平68773m3，单井日注30m3，月注采比2.15。
由于国际油价的长期低迷，经济下行压力较大，给企业提质增效带来重大挑战。为此，第三采油厂不惧困局、迎难而上，在油水井管理方面不断探索精细管理、降本增效的有效途径，以“精打细算、效益第一、质量至上、安全受控”为原则，以单井差异化管理为抓手，通过修订管理制度、提升现场标准、深化动态分析产生最大的效益，进一步提高油田开发水平和质量效益、完善监控机制、技术创新挖潜等措施，力争用最少的投入产生最大的效益。
一、形成背景
（一）提升资料录取管理水平的客观要求
1、单井日常管理和生产动态监控管理不到位，产量、含水集中变化现象时有发生，增加油藏分析和治理难度。
2、随着油田数字化建设不断推进，井场集油流程由双管改为单管，传统的计量方式无法与现有油井开采方式相适应，站点、井组、单井实际产能混乱不清，单井产量落实手段少，单井动态不能及时跟踪落实，数字化条件下的油井计量监控面临困境。
因此，单井差异化管理是实现资料录取、生产动态监控差异化的有效途径，也是提升资料录取管理水平的客观要求。
（二）实现产量监控的内在需求
1、站点井组的产量监控作用发挥不足，部分作业区员工的产量监控意识薄弱，责任心不强，数字化监控体系落实不到位，技术人员对站点产量动态掌握、分析、落实不到位。
2、在现场管理过程中，数字化条件下的单井、井组、区块、站点产进等四套计量数据仍然相互独立，使数字化条件下的产量监控局限性显得尤为突出；在现有条件下，井组和区块计量已经基本能够实现，而单井计量依然缺乏有效手段，主要是计量设备以及人员问题。
因此，单井差异化管理是建立数字化条件下完善的产量监控体系的内在需求。
（三）实现单井效益开发的必然选择
第三采油厂油藏类型复杂多样，开发阶段不尽相同，因此，单井产能、生产动态及潜能的发挥也良莠不齐，面对当前低油价形势，如何针对单井的这些差异来优化管理措施、量化考核指标，严格制度落实，确保单井产能的有效发挥，是实现单井效益开发的必然选择。
二、基本内涵
单井差异化管理就是针对不同开发阶段、不同油藏类型、不同地质特征，在精细地质和开发规律研究的基础上，充分依托数字化，利用数字化，实施单井分类监控、分级管理，通过不断优化、完善技术措施手段，使不同油藏的单井产能得到科学合理的效益发挥，从而实现油田的科学、规范、精细和高效管理。
三、主要做法
（一）完善管理制度，保障单井差异化管理有据可依
1、完善数字化条件下的油水井管理制度。补充完善适应数字化管理模式的油水井资料录取制度出台《数字化条件下油水井资料录取管理细则》，明确油水井数字化条件下的资料录取管理办法及考核细则，结合数字化条件下的单井产量监控模式，形成三位一体的单井计量方法，提高数字化条件下单井计量资料全准率，为动态分析提供可靠依据。
2、持续修改完善管理制度以满足精细管理要求。为满足单井精细管理要求，先后制定并持续在现场应用过程中修改完善《油田开发现场资料检查考核管理细则》、《新增油水井核销管理细则》、《临时停井、长期停井管理办法》、《油藏动态分析实施细则》、《地质措施方案编写细则》、《探井、评价井管理细则》等六项管理细则，有效支撑单井差异化管理的有序推进。
（二）提升管理水平，夯实单井差异化管理的基础
1、建立数字化条件下的资料录取管理模式
（1）形成“三位一体”计量模式，解决单管流程油井的计量问题。为了及时准确的掌握数字化条件下的单井动态变化，更好的监控站点的产量，建立以井组计量为核心、结合功图计量劈分产量、移动式计量装置标定为手段的“三位一体”单井计量模式，有效地靠实单井计量，使数字化条件下的产量监控真正实现单井监控。为推进三位一体计量模式的应用，建设数字化功图计量标准站，通过修编数字化功图计产系统管理实施细则，规范功图计量系统操作及应用，促使提高数据采集质量，并逐井核查修正单井基础数据、定期维护，建立能直接应用数字化功图的单井计量标准站31个，应用井数达646口，提高数字化功图计量结果的准确性和有效应用。
（2）创新产量监控模式，产量落实更加快捷高效。结合现场实际，建立起数字化条件下的三级产量监控体系，以“248”模式运行，实现纵向上对生产管理单元—联合站—增压点、横向上对单井—井组—区块的有效监控。通过整合现有的“单井、井组、区块、产进”等四套数据，形成包含这四套数据的数字化条件下的产量监控报表，并长期跟踪对比，通过对“单井计量、井组计量、区块计量、实际产进”四套数据相互对比分析，结合井组计量、功图计量、移动式计量装置“三位一体”的单井计量模式，最终将问题根植于单井，修正结合站点平面分布的分区、分层、分部位开发数据，创新动态分析模式，从而能及时掌握区块动态，有效提高油藏预警管理水平。
2、提高资料录取管理质量
（1）突出资料录取管理质量提升。加强制度约束：重点加强对三级动态分析制度落实、开发技术政策执行、资料录取质量的现场检查，实施月度评比、考核、通报，督促提升资料录取管理质量；加强监控管理：持续加强81个站点数字化条件下的产量监控报表的运行管理，提升基础资料数据的配套性和准确性，并及时异常数据核实，依托SCADA系统，持续改进单井资料录取方式，建立数字化条件下多角度资料录取模式，最大限度降低资料录取资料误差。
（2）打造现场资料录取管理标杆。通过充分利用数字化视频系统，对现场日常工作视频截图监控、对重要施工过程单独录像，实现现场管理可视化；通过制作资料录取、憋压、取样、加药、注水、投球、修井、数字化等多项技术标准警示牌，以图例说明管理规定、操作流程、考核制度，实现现场管理标准有形化，在潜移默化中达到培训和提升现场资料录取管理水平的目的。2016年以放心井场、标准站建设为契机，开展现场培训2200人次，标准井站比例达24%，促进资料录取管理制度、标准、规范的落实，全面提升现场管理水平。
（三）以差异化管理为手段，确保单井产能效益提升
1、深入推进单井差异化管理
（1）持续完善单井差异化管理体系。牢固树立“油是从井里产出来的”的管理理念，按照差异化管理的思路，突出分级管理，重点做实“提时率、提利用率、提单井产量”三个提升。按照单井产量高低，Q≥5.0t、3.0≤Q＜5.0t、1.0≤Q＜3.0t、Q＜1.0t，将单井划分为A、B、C、D四类，推行单井差异化管理，进一步细化管理层、技术层、操作层的职责和要求，重点加强单井分类监控、分级管理，强化资料录取、产量监控、生产管理、管理目标的落实，建立“监控、预防和治理”三级防控体系，制定单井油层、井筒、地面管理目标，全力提升单井管理水平。
（2）突出抓好以泵况诊断为主的单井预警管理。依托数字化管理平台，提高油井功图上线率、加大基础数据维护、提升分析结果质量、强化计量结果应用，建立日常单井生产动态监控和分析的预警管理机制，在现场管理过程中实行数字化条件下单管流程区域的三级产量监控体系，以“248”模式运行，即实行三级产量监控模式，及时掌握油井动态变化原因、及时采取有效措施，并根据油井生产动态，对每口井分析判识，制定并落实“憋压、碰泵、校防冲距、调参、热洗、加药”等“六小”措施，在充分发挥井筒潜力的基础上，强调单井动态监控和管理的及时性。
2、夯实单井差异化管理能量基础。在加强现场注水管理的基础上，深化地质认识，精细注采对应，突出有效注水和精细注水，更加注重注采平衡和改善水驱。平面上突出井网完善和注采政策优化，2016年油井转注28口，注水政策优化1378井次，降压增注124井次，降低油田自然递减0.52%；剖面上以提高水驱动用程度为目的，加大深浅调、分注、酸化调剖技术应用，2016年治理295井次，52口可对比井吸水厚度由11.2 m上升到14.4m，水驱动用程度提高6.2%，降低自然递减0.49%。
3、强化低产、低效井治理。按照“治理一批、间开一批、关停一批、转注一批”的方式，对1410口低产井开展综合治理：连片低产区突出措施挖潜治理215口，配套水井措施168口，平均单井产能提高1.07t，年累计增油5.8×104t；对0.2
4、提高油井利用率。深化长停井复产潜力评价，按照“治理一批、转注一批、核销一批、维持一批”的方式，对800口长停井挖掘生产潜能，2016年复产油井34口，单井日增油1.25t，累计增油0.76×104t，利用率由85.3%上升到90.5%。通过长停井治理，进一步促进油藏地质再认识、工艺配套再完善。
5、突出措施挖潜的质量效益。突出质量效益，按照油藏-区块-井组-单井-储层的选井选层思路，坚持油水并重、注采协调、控水增油的原则，抓好“八个结合、四个重点、五个环节”，同时探索油井措施自主管理，连续五年措施有效率在90%以上，年增油在11万吨以上。自主管理有效率同期比由90.2%上升到90.7%，井均日增油由1.04t上升到1.09t。
6、探索创新措施自主管理模式。为推动油水井措施管理提质增效，提升作业区措施积极性和自主管理水平，加快措施节奏，实现降本增效，在五一区、盘古梁等7个作业区试行油井措施自主管理，由厂下达增油任务、措施费用、技术指标等，作业区根据考核指标自主安排措施运行，与同期相比，措施有效率由90.2% 上升到90.7%，单井日增油由1.04 t上升到1.09t。
四、实施效果
（一）完善的管理制度保障单井管理走向精细。通过补充完善七项油水井管理制度，明确单井差异化管理资料录取、产量监控、日常管理、动态分析、措施方案等方面的管理规范和具体要求，使技术人员在管理过程中有据可依，保障单井差异化管理向纵深推进。
（二）“三位一体”的单井计量模式有效靠实单井计量。通过完善基于数字化的单管流程区域的站点计量装置，综合“单井数字化功图计量、井组计量劈分单产、移动式计量装置计量”三种单井计量方式，建立“三位一体”的单井计量模式，重点是以弄清井组的产量变化为核心，结合数字化功图劈分单井产量，同时以移动式计量装置定期标定数字化功图为辅助，最大限度的减小单井数字化功图计量误差。重点完善红井子、油二区等2个作业区54个井组计量流程，整体上实现井组计量，并通过成立11个井区计量班，规范管理制度，担负对单井计量标定和动态落实的双重责任，通过建立“三位一体”的数字化条件下的单井计量模式，单井计量数据准确性提高，单井产能更加靠实。
（三）产量监控报表的应用，提高油藏管理的时效性。通过应用综合性产量监控运行报表，充分利用数字化条件下井组计量、单井数字化功图计量、移动式计量装置标定的“三位一体”单井计量模式相互对比印证，在靠实单井计量的同时将问题植根于单井，最终落实到油藏分析，从而能及时掌握油藏生产动态；同时纳入日报数据作为产量监控报表对比分析的依据，使站点和生产管理单元能够及时发现并确定产量变化井点，作业区能准确分析产量变化原因，厂能宏观把控油藏实际开发形势。目前数字化条件下单管流程区域产量监控报表已在红井子、大水坑、胡尖山、油房庄第一、油房庄第二、桐寨等7个作业区共81个站点正式运行，运行率100.0%。
（四）资料全准率的提升为精细注采调整提供可靠依据。以打造精细现场管理标杆为引领，重点加强基础资料的建用结合，持续提升现场资料录取质量，有效提高资料录取准确率，为精细注采分析和调整提供可靠依据。与2015年相比，数字化条件下的资料全准率由95.3%上升到96.6%。
（五）推进单井差异化管理实现单井产能的有效发挥。不断完善单井差异化管理体系，逐级明确管理职责，细化单井管理要求，完善层级监控机制，实现每一口井都有人监管，能根据每一口井的特点落实管理对策，真正做到“管好每一口井”，从而达到高产井产量稳定、低产井产能提升、长停井有效利用、潜力井发挥产能的差异化管理目标，确保单井产能效益提升。