中原油田實施油藏經(jīng)營方案

1、中原油田分公司油氣生產(chǎn)階段油藏經(jīng)營管理試點方案 中原油田分公司二OO六年二月一、油田基本情況（一） 油田地質(zhì)開發(fā)概況1、地質(zhì)概況及主要地質(zhì)特征中原油田開發(fā)區(qū)域包括東濮凹陷、內(nèi)蒙白音查干凹陷、查干凹陷、陜北富縣探區(qū)和普光氣田，均屬陸上油氣田，審批采礦權(quán)油氣田18個,批準采礦面積647.84km2。至2005年底，累積探明石油地質(zhì)儲量5.8613×104t，探明氣層氣地質(zhì)儲量646.45×108m3，投入開發(fā)的有東濮凹陷16個油田、3個氣田和白音查干凹陷2個油田，動用石油地質(zhì)儲量48572×104t，儲量動用率83.51%，標定采收率30.06%，可采儲量14602.

2、17×104t；動用氣層氣儲量433.58×108m3，標定采收率56.69%，可采儲量245.79×108m3。目前投入正式開發(fā)的油氣藏開發(fā)單元共193個。其中，油藏開發(fā)單元173個，動用石油地質(zhì)儲量44766×104t，標定采收率32.56%，可采儲量14577×104t；氣藏開發(fā)單元20個，動用氣層氣地質(zhì)儲量422.22×108m3，標定采收率57%，可采儲量242.09×108m3。中原已開發(fā)油田油藏具有以下六個方面的地質(zhì)特征：一是油藏埋藏較深：173個油藏開發(fā)單元中，中深層油藏99個,儲量占56.5%；深層油藏72

3、個，儲量占42.8%。不同埋藏中深油藏地質(zhì)儲量匯總表 表2分類油藏埋深(m)單元(個)地質(zhì)儲量(104t)儲量比(%)淺層<150023170.7中深層1500<2800992528456.5深層2800<4000721916542.8二是構(gòu)造較復(fù)雜：在已開發(fā)油藏中，含油面積大于1.0km2的簡單斷塊儲量僅占26.8%，含油面積0.51.0km2的復(fù)雜斷塊儲量占63.4%，含油面積小于0.5km2的斷塊儲量占9.8%，總體上屬于復(fù)雜斷塊油田。不同含油面積下地質(zhì)儲量分布表 表3油藏類型含油面積(km2)地質(zhì)儲量(104t)儲量比例(%)簡單斷塊油藏>1.01201526.

4、8復(fù)雜斷塊油藏0.5-1.02837363.4極復(fù)雜斷塊油藏<0.543789.8三是儲層物性較差且非均質(zhì)性較強：以中、低滲透為主。滲透率在50不同滲透率下地質(zhì)儲量分布表 表4油藏類型滲透率(10-3m2)地質(zhì)儲量(104t)儲量比例(%)高滲透油藏>50011352.54中滲透油藏50-5002386053.29低滲透油藏10-501481633.10特低滲透10495511.07500×10-3m2的儲量占53.29%、滲透率小于50×10-3m2的低滲、特低滲油藏儲量占44.17%。四是具多套地層壓力系統(tǒng)：常壓系統(tǒng)（原始地層壓力25-30Mpa，壓力系數(shù)在

5、1.2以下）；高壓系統(tǒng)（原始地層壓力35-45Mpa，壓力系數(shù)在1.21.5）和超高壓系統(tǒng)（原始地層壓力45Mpa以上，壓力系數(shù)在1.52.0）。不同壓力系數(shù)下地質(zhì)儲量分布表 表5壓力系數(shù)儲量（104t）儲量比（%）<1.23053068.21.2-1.5881919.7>1.5541712.1五是地層溫度高、地層水礦化度高：地層溫度75140，地層溫度高于90的地質(zhì)儲量占66.2%；地層水礦化度732×104ppm，礦化度在25×104ppm以上的地質(zhì)儲量占66.6%。不同地層溫度下地質(zhì)儲量分布表 表6地層溫度（C0）地質(zhì)儲量(104t)儲量比例(%)<

6、901513033.890-1101634036.5>1101329629.7不同地層水礦化度下地質(zhì)儲量分布表 表7地層水礦化度（mg/l）地質(zhì)儲量(104t)儲量比例(%)<15728116.315-25766417.1>252982166.6六是原油性質(zhì)好：具有低密度、低粘度的特點。地面原油平均密度0.85g/cm3，地下原油粘度0.520mPa·s，原始氣油比80200m3/t，原油粘度小于5mPa·s的低粘原油油藏儲量占89%。不同地下原油粘度下地質(zhì)儲量分布表 表8原油粘度(mPa·s)地質(zhì)儲量(104t)儲量比例(%)>20955

7、2.15-2039928.90.5-53925087.7<0.55691.32、油氣藏類型劃分（1）油藏類型劃分按照中石化股份公司油藏分類標準，將中原已開發(fā)的173個油藏開發(fā)單元劃分成四種類型：第一種類型是簡單中高滲油藏,指濮城沙一下，油藏埋深2340m，滲透率690×10-3m2，動用地質(zhì)儲量1135×104t，儲量比例2.54%；第二種類型是復(fù)雜-極復(fù)雜斷塊油藏,主要分布在文中、濮城、衛(wèi)城、胡狀、文明寨、馬廠、慶祖集等油田，埋藏深度2000-3000m，平均滲透率約為50-500×10-3m2，共78個開發(fā)單元,動用地質(zhì)儲量22975×104t

8、，儲量比例51.32%。其中復(fù)雜斷塊油藏49個，地質(zhì)儲量17386×104t，儲量比例38.84%，極復(fù)雜斷塊油藏29個，地質(zhì)儲量5589×104t，儲量比例12.48%；第三種類型是常壓低滲油藏,主要分布在衛(wèi)城、橋口、濮城、文中、文東鹽上、胡狀等油田，油藏埋深從2000m到3200m，共54個開發(fā)單元,動用地質(zhì)儲量9994×104t，儲量比例22.32%；第四種類型是高壓低滲油藏,主要分布在文東鹽間、文南油田和文濮結(jié)合部，油層埋藏深度超過3200m，共40個開發(fā)單元,動用地質(zhì)儲量10662×104t，儲量比例23.82%（附表1）。（2）氣藏類型劃分根

9、據(jù)中原油田暫定的氣藏分類標準，將20個氣藏劃分成六種類型：第一種類型是斷塊砂巖氣項，共7個，天然氣地質(zhì)儲量101.79×108m3、儲量比例24.11%；第二種類型是中高滲斷塊沙巖氣藏，共3個，天然氣地質(zhì)儲量24.75×108m3、儲量比例5.86%；第三種類型是低滲塊狀砂巖干氣藏，即文23沙四3-8，天然氣地質(zhì)儲量112.48×108m3、儲量比例26.64%；第四種類型是低滲斷塊砂巖氣藏，共3個，天然氣地質(zhì)儲量51.3×108m3、儲量比例12.15%；第五種類型是深層低滲凝析氣藏，共4個，天然氣地質(zhì)儲量100.25×108m3、儲量比例2

10、3.74%；第六種類型是裂縫-孔隙型低滲砂巖氣藏，共2個，天然氣地質(zhì)儲量31.65×108m3、儲量比例7.50%（附表2）。低滲氣藏儲量295.68×108m3、儲量比例70.03%，成為開發(fā)的主體。中原油區(qū)井深、構(gòu)造復(fù)雜、儲層非均質(zhì)強烈、高溫高礦化度的特點和多樣化的油氣藏類型，決定了油氣田開發(fā)將面臨多種復(fù)雜的問題和矛質(zhì)，開發(fā)工作要克服較大的技術(shù)難度。3、油氣田開發(fā)概況及目前開發(fā)現(xiàn)狀（1）油氣田開發(fā)概況中原油田1975年發(fā)現(xiàn)，1979年正式投入開發(fā)，油田勘探開發(fā)大體經(jīng)歷了四個階段：1988年以前是儲量、產(chǎn)量快速增長階段。累計探明石油地質(zhì)儲量4.13×108t，探

11、明天然氣地質(zhì)儲量912×108m3；累計動用石油地質(zhì)儲量3.16×108t，平均每年動用儲量3160×108t；累計新建產(chǎn)能862×104t，平均每年86.2×104t；年產(chǎn)原油從1979年的22.6×104t快速增長到1988年的722×104t；天然氣產(chǎn)量由0.6×108m3增加到8.5×108m3。19891995年是儲量增長進入低谷、產(chǎn)量下降階段。該階段探明石油地質(zhì)儲量0.72×108t，探明天然氣地質(zhì)儲量89×108m3；累計動用石油地質(zhì)儲量0.83×108t，平均

12、每年動用儲量757×104t；累計新建產(chǎn)能213.3×104t，平均每年19.4×104t。此階段由于新投入儲量不足，油水井損壞進入高峰期，主力油層水淹嚴重，含水上升快，產(chǎn)量出現(xiàn)遞減，年產(chǎn)原油從722×104t降至1995年的410×104t，綜合含水從55.75%上升至85.05%。19962000年為高效挖潛、產(chǎn)量遞減減緩階段。為了扭轉(zhuǎn)產(chǎn)量連續(xù)下滑的不利局面，開展了以構(gòu)造研究為重點的油藏描述，研究小斷層發(fā)育規(guī)律，尋找剩余油富集區(qū)，進行高效調(diào)整挖潛。主要挖掘平面上構(gòu)造高部位主控斷層附近、斷塊邊角區(qū)及注采井網(wǎng)不完善區(qū)域富集的剩余油。從1996年

13、開始加大老區(qū)調(diào)整的力度，老區(qū)調(diào)整井由1995年的86口增加到147-177口，調(diào)整井初期平均單井日產(chǎn)油10t以上，是老井的兩倍，初期含水2050%，比老井含水低30-50個百分點，調(diào)整井單井當年產(chǎn)油保持在1700t以上。新井產(chǎn)量比例由“八五”期間的8.86%提高到10.28%，對油田的產(chǎn)量穩(wěn)定起到了關(guān)鍵作用?！熬盼濉鼻叭陮崿F(xiàn)了原油產(chǎn)量400×104t硬穩(wěn)定，后兩年原油產(chǎn)量仍然保持在375、377×104t。20002005年是轉(zhuǎn)變觀念、調(diào)整思路，實現(xiàn)新發(fā)展的階段。“十五”面臨的主要問題是斷塊內(nèi)部注采井網(wǎng)不完善，二、三類油層動用狀況差；井況問題依然嚴重，每年損壞的油水井數(shù)仍

14、然在150-200口，雖然以前在井況防治攻關(guān)方面做了一些工作，部分單元的井網(wǎng)一定程度上得到恢復(fù)，但更新、修復(fù)工作量仍遠遠跟不上井況損壞的速度，歷史欠帳多。這一階段通過加強勘探開發(fā)一體化，加大老區(qū)調(diào)整挖潛和恢復(fù)井網(wǎng)補欠帳的力度，重新構(gòu)筑了油田穩(wěn)產(chǎn)的基礎(chǔ)。2005年按照“實現(xiàn)四個轉(zhuǎn)變、強化三項工作、調(diào)整三個結(jié)構(gòu)”的開發(fā)思路，以油藏經(jīng)營管理為中心，走“調(diào)整、完善、配套、提高”的開發(fā)管理之路，深化油氣田開發(fā)調(diào)整，取得了較好的開發(fā)經(jīng)營效果（圖1）。（2）油氣開發(fā)現(xiàn)狀至2005年12月，中原油田分公司在用油氣水井總數(shù)6606口，其中油井4054口，開井3610口，油井開井率89.05%，日產(chǎn)液84053t

15、，日產(chǎn)油8688t；平均單井日產(chǎn)液23.3，單井日產(chǎn)油2.4t，年產(chǎn)油315.0039×104t，年產(chǎn)液2906.4217×104t，累計產(chǎn)油11424.1287×104t，剩余可采儲量3177.8713×104t，采油速度0.70%，地質(zhì)采出程度25.52%，可采儲量采出程度78.37%，剩余可采儲量采油速度9.08%，綜合含水89.47%，自然遞減18.53%，綜合遞減9.4%。油田日產(chǎn)伴生氣114.62×104m3，綜合氣油比146m3/t，年產(chǎn)伴生氣49284.34×104m3，累產(chǎn)伴生氣192.1502×10m3；

16、氣井274口，開井236口，開井率86.13%，氣層氣日產(chǎn)343.11×104m3，平均單井日產(chǎn)氣1.4534×104m3，年產(chǎn)氣層氣12.0326×108m3，累產(chǎn)氣層氣143.3564×10m3，采氣速度2.85%，采出程度33.96%，可采儲量采出程度59.20%，剩余可采儲量采氣速度10.86%；注水井2278口，開井1762口，水井開井率77.35%,日注9.6173×104m3，平均單井日注54.6m3，年注水3494.1211×104m3，累計注水71956.5072×104m3，月注采比1.21，累積注采比1

17、.21。分公司下設(shè)八個油氣生產(chǎn)單位,包括采油一至六廠、天然氣產(chǎn)銷廠和內(nèi)蒙采油事業(yè)部，對應(yīng)管理17個油田、3個氣田，各油氣生產(chǎn)單位管理油氣田的開發(fā)現(xiàn)狀見附表3。（3）分類油藏開發(fā)現(xiàn)狀分類開發(fā)單元2004年主要指標 表9分類單元地質(zhì)儲量104t可采儲量104t日產(chǎn)（t）含水%采油速度%采出程度%可采采出程度%日注水平M3液油高滲透1113557610911897.50.0650.8100.1138中滲復(fù)雜491738662614660928259350.5930.584.747179極復(fù)雜29558918991010914328610.9325.575.110552小計78229758160567

18、18425792.00.6829.382.457731常壓低滲549994305614624225583.40.8220.767.822183高壓低滲4010662278510526184481.20.6317.968.615717單元合計173447661457782887837489.30.6825.277.495769簡單高滲透油藏濮城沙一下:處于特高含水末期、近于廢棄階段。日產(chǎn)液1091噸，日產(chǎn)油量18噸，綜合含水97.5%，年產(chǎn)油0.67×104t，累積產(chǎn)油576×104t，采出程度50.8%，已采出全部標定可采儲量；復(fù)雜-極復(fù)雜斷塊油藏78個：日產(chǎn)液56718t

19、，日產(chǎn)油量4257t，日注水量57731m3，分別占開發(fā)區(qū)總量的68.42%、50.84%、60.28%，采油速度0.68%，采出程度29.3%，可采儲量采出程度82.4%，綜合含水92%,整體處在特高含水開發(fā)階段；常壓低滲透油藏54個：日產(chǎn)液14624t，日產(chǎn)油量2255t，日注水量22183m3，分別占開發(fā)區(qū)總量的17.64%、26.93%、23.16%，采油速度0.82%，采出程度20.7%，可采儲量采出程度67.8%，綜合含水83.4%，整體處在高含水開發(fā)階段；高壓低滲透油藏40個：日產(chǎn)液10526t，日產(chǎn)油量1844t，日注水量15717m3，分別占開發(fā)區(qū)總量的12.70%、22.0

20、2%、16.41%，采油速度0.63%，采出程度17.9%，可采儲量采出程度68.6%,綜合含水81.2%，同樣處在高含水開發(fā)階段，但含水與采出程度略低于常壓低滲油藏。已開發(fā)油藏可采儲量采出程度分類表 表10對照可采儲量采出程度分級標準劃分已開發(fā)173個油藏，可采儲量采出程度小于50%的低采出程度單元42個，地質(zhì)儲量5697×104t、可采儲量1160×104t，分別占12.73%和7.96%，其中低滲開發(fā)單元32個、中滲斷塊開發(fā)單元10個；可采儲量采出程度在50-75%之間的中采出程度單元47個，地質(zhì)儲量14358×104t、可采儲量4242×104t

21、，分別占32.07%和29.10%，其中低滲開發(fā)單元35個、中滲斷塊開發(fā)單元12個；可采儲量采出程度大于75%的高采出程度單元83個，地質(zhì)儲量23576×104t、可采儲量8599×104t，分別占52.66%和58.99%，主要集中在中高滲開發(fā)單元，中高滲開發(fā)單元56個，低滲單元27個。已開發(fā)油藏綜合含水分級分類表 表11從含水分級的情況來看，有146個開發(fā)單元都處于高含水或特高含水期，地質(zhì)儲量41484×104t、占92.67%，可采儲量13946×104t、占95.67%。其中，綜合含水大于90%的特高含水期開發(fā)單元61個，主要集中在中高滲開發(fā)單元

22、，地質(zhì)儲量23031×104t、占51.45%，可采儲量8175×104t、占56.08%；綜合含水在60-90%的高含水期開發(fā)單元85個，地質(zhì)儲量18453×104t、占41.22%,可采儲量5771×104t、占39.59%。含水低于60%的開發(fā)單元27個,地質(zhì)儲量3282×104t、占7.33%，可采儲量592×104t、占4.33%。油田主體進入了高-特高含水開發(fā)階段.(4)其它生產(chǎn)指標油田開發(fā)方式為注水保持能量開發(fā)，采油方式以機械采油為主。抽油井平均泵掛深度1815m，沉沒度425m，平均泵效42.1%、比上年提高1個百分點

23、，平均檢泵周期454d，躺井率0.7%，機械采油單耗185.82KW.h/t，機采系統(tǒng)效率22.4%、比上年提高0.7個百分點；注水井分注率41.3%，注水層段合格率72.6%，平均注水單耗10.41KW.h/m3；井口注水水質(zhì)達標率81.3%、比去年提高1.3個百分點；油井措施有效率81.5%，平均措施有效期116d，注水井措施有效率86.4%。（二） 地面系統(tǒng)管理現(xiàn)狀2005年8-9月，對油區(qū)地面系統(tǒng)進行調(diào)查，現(xiàn)將調(diào)查情況綜述如下：1、油氣集輸系統(tǒng)礦場集輸建有計量站406座，單拉站6座，集油干線82條299km，集輸能力6003×104m3/a，共控制開發(fā)單元190個（包括進油系

24、統(tǒng)的7個氣藏、183個油藏），其中完整開發(fā)單元92個，不完整開發(fā)單元88個（以進入同一集輸計量干線來核定）。礦場集輸采用二級布站，單管密閉，計量站集中加熱、計量，油氣混輸工藝。其工藝工藝流程為：油井計量站聯(lián)合站（中轉(zhuǎn)站）。對于回壓高、產(chǎn)量低的區(qū)塊實施了多相混輸泵增壓技術(shù)，降低了抽油機的負荷，提高了區(qū)塊產(chǎn)量。全油田82條礦場集輸管線均建有加藥點，同時投加破乳劑和緩蝕劑，使藥劑在管道中充分溶解、反應(yīng)，實現(xiàn)油水混合物在管道中破乳。緩蝕劑的投加，在一定程度上減緩腐蝕速率。原油處理共建有中轉(zhuǎn)站2座，聯(lián)合站11座，原油庫1座。原油中轉(zhuǎn)能力60×104 t/a，原油處理能力1400×10

25、4t/a，原油儲備能力36×104m3。內(nèi)部輸油干支線9條99km，外部輸油管線1條，即中洛線。9座聯(lián)合站采用原油全密閉處理、負壓穩(wěn)定工藝技術(shù)，處理工藝簡單，自控程度高，能耗低，原油損耗低。其工藝處理流程為：井排來油三相分離器電脫水器穩(wěn)定加熱爐原油穩(wěn)定（原油罐）原油外輸泵計量外輸至油庫。橋口聯(lián)、馬廠聯(lián)采用開式原油處理工藝，日處理原油僅200噸左右，原油外輸方式為汽車拉運。集輸系統(tǒng)現(xiàn)狀統(tǒng)計 表12油田聯(lián)合站中轉(zhuǎn)站計量站單拉站集油干線座處理能力104t/a座中轉(zhuǎn)能力104t/a小計流量計玻璃管條集液能力104t/a文中-文東2300653530181022濮城35001114764222

26、292文-衛(wèi)-馬-古220013072171516960文南11507070111761胡-慶-劉115013058273113768橋-馬-徐-三210030302200合計1114002604061102966826003集輸系統(tǒng)對應(yīng)油井集輸統(tǒng)計 表13油田油井數(shù)（口）日產(chǎn)單元數(shù)正常報廢利用單拉液量m3/d油量t/d小計完整不完整文中-文東54010953164571546291019濮城82413726233216732626文-衛(wèi)-馬-古5669075136111823352114文南6141434968001381201317胡-慶-劉48379868618999362412橋-馬-

27、徐-三228446728785071616內(nèi)蒙713525012522合計33266023657484785481809288中轉(zhuǎn)站、聯(lián)合站各線均有獨立的計量系統(tǒng)，實現(xiàn)了各油田油、氣、水電連續(xù)計量。目前，年處理液量2906×104t，處理原油315×104t；原油外輸含水0.16%、原油穩(wěn)定率94.3%、原油密閉率93.4%、輸油泵運行效率52%、加熱爐運行效率74%，輕烴回收率2.08%，噸油集輸成本6元，油氣集輸系統(tǒng)效率45.7%、比上年提高0.8個百分點。2、注回水系統(tǒng)污水處理共建有污水處理站12座，污水處理能力13.1×104m3/d，污水外輸管線長41.

28、42km。污水處理工藝有“重力混凝+過濾”和“浮選沉降+過濾”兩種，除文二污水站采用浮選沉降+過濾工藝外，其余11座均為重力混凝+過濾處理工藝。 重力混凝+過濾工藝流程：油站來水一次收油罐 二次收油罐混合反應(yīng)器一次沉降罐二次沉降罐（池）多層濾料壓力過濾外輸。浮選沉降+過濾工藝流程：油站來水一次收油罐 二次收油罐氣浮選器混合反應(yīng)器一次沉降罐二次沉降罐（池）多層濾料壓力過濾外輸。目前，實際處理污水11.68×104m3/d，污水處理率100%，回注率100%，出站綜合水質(zhì)達標率95.3%，注水水質(zhì)達到B1-A3標準。注水系統(tǒng)：共建有離心泵注水站12座，增注站91座，注水干線55條227.

29、9km，注水支線299條106km，注水能力15×104m3/d，增注能力9.39×104m3/d，注水管線供水能力17.649×104m3/d，配水間371座。注水系統(tǒng)共控制開發(fā)單元172個，完整單元89個，不完整單元83個（同一條注水干線核定）。按照壓力等級，注水流程分為三個壓力系統(tǒng)：常壓流程：主要應(yīng)用于濮城、文明寨、文中、胡狀等中高滲油田。其工藝流程為：來水離心泵分水器管網(wǎng)配水閥組單井管線注水井。一次增壓流程：主要應(yīng)用于文東、橋口等低滲油田。工藝流程：低壓來水往復(fù)增注泵分水器注水管線高壓配水閥組單井管線注水井。二次增壓流程：主要應(yīng)用于衛(wèi)城、馬寨、文南、馬廠油

30、田，是油田開發(fā)向II、III類油層轉(zhuǎn)移，動用低滲、特低滲油藏建成的。其工藝流程為：來水離心泵分水器管網(wǎng)二次增壓泵高壓配水閥組單井管線注水井。目前，高壓離心泵平均效率69.3%，注水系統(tǒng)效率43%、比上年提高1.5個百分點。注水系統(tǒng)統(tǒng)計 表14油田離心站增注站干線數(shù)配水間（座）座注水能力104m3/d座增注能力104m3/d條供水能力104m3/d文中-文東22.3142.913711.852濮城35.7293122285109文-衛(wèi)-馬-古31.813111118067文南11.8362.5784048胡-慶-劉22.4762558橋-馬-徐-三115562.530內(nèi)蒙7合計1215929.4

31、556204.3371注水系統(tǒng)對應(yīng)注水井統(tǒng)計 表15油田注水井數(shù)單元數(shù)正常（口）報廢利用（口）日注m3/d小計完整不完整文中-文東364622200027819濮城5089239352291019文-衛(wèi)-馬-古3337414560311516文南3162712559301218胡-慶-劉2534610000352411橋-馬-徐-三1002336711818內(nèi)蒙11112122合計18853251022631728983回水系統(tǒng)：為滿足注水井放溢流和注水井洗井回收污水，共建有回水干線39條250km。其流程為：注水井計量站回水支線回水干線污水處理站3、天然氣系統(tǒng)中原油田共有氣藏開發(fā)單元20個，

32、其中以氣頂為主的7個單元進入原油集輸系統(tǒng)，文中、戶部寨、白廟、衛(wèi)11等氣田的13個氣藏具有獨立集輸氣系統(tǒng)，建有集氣站21座，集氣能力826×104m3/d，氣井數(shù)173口，日產(chǎn)氣量261×104m3，把這13個氣藏開發(fā)單元視為完整開發(fā)單元。天然氣集輸統(tǒng)計 表16氣田集氣站井數(shù)日產(chǎn)104 m 3單元座日能力104 m 3衛(wèi)1133024123橋口-白廟822663292文23-戶部寨10570862208合計21826173261134、電力系統(tǒng)目前建成110kV變電所7座，總?cè)萘?72MVA；建成35kV變電所23座，總?cè)萘?10.2MVA；35kV開閉所2座；35kV輸配

33、電線路58條，總長度385.3km；6kV線路33條，總長約124.4km；變壓器1270臺，總?cè)萘繛?94.8MVA。5、計量情況：（1）聯(lián)合站實現(xiàn)了分線計量，即一線一臺三相分離器，一套油氣水計量裝置。各線原油采用羅茨和雙轉(zhuǎn)子流量計計量，計量精度為0.5級，綜合計量誤差在3%以內(nèi)；污水采用電磁流量計，計量精度為1級；天然氣采用旋進旋渦流量計或孔板流量計。（2）單井產(chǎn)量在計量站集中計量，采用流量計和玻璃管量油兩種方式，其中采用流量計量油110座，玻璃管量油296座，單拉井采用罐計量。（3）污水站來水及外輸水均有計量，計量儀表為電磁流量計。（4）注水泵進口匯管有計量，單泵和注水干線無計量；注水井

34、均為干式水表，計量裝置配備完善，計量精度為1.5級；各采油區(qū)的注水量為單井注水累計量。（5）采油四廠計量站配備有回水計量裝置，但無除氣過濾裝置，造成計量無法正常運行，其他采油廠均無回水計量裝置。（6）98%的單井用電量有計量，各區(qū)用電量為單井用電量之和。6、油田道路累計建設(shè)各類道路總長度1962.8km。其中：大于1km的水泥、瀝青路面120條322.5km，小于1km的水泥、瀝青路面511條190.1km，井排簡易道路1450.2km。井場道路由采油區(qū)管理維護；采油廠主干道，由采油廠管理；公共主干道，由油田公共事業(yè)管理處管理維護。7、供水系統(tǒng)工業(yè)用清水主要用于注水。一是清水與聯(lián)合站排放的污水

35、混合處理，作為注水水源；二是增注站直接注清水，共建有清水管線32條，57.1km，計量水表55塊，年消耗清水1246×104m3。油田單拉井（邊緣井）占正常生產(chǎn)井的十分之一，是由于集輸系統(tǒng)壓力高，低產(chǎn)低能井及邊緣井進不了系統(tǒng)。對單拉井的集輸問題，已開展了多年的研究，并取得了一定的效果，例如，天然氣發(fā)動機的應(yīng)用，油氣混輸泵的應(yīng)用等。近幾年來，地面系統(tǒng)維護改造投資少，欠帳多，設(shè)備老化，耗能高，效率低；管網(wǎng)腐蝕嚴重，穿孔頻繁，影響油田生產(chǎn)正常運行，油氣損失大，工農(nóng)賠償費及管線維修費高，急需對集輸設(shè)施和管線進行更新改造，改變中原油田目前的地面現(xiàn)狀，提高油氣集輸系統(tǒng)效率和生產(chǎn)管理水平。（三）生

36、產(chǎn)經(jīng)營情況1、油氣產(chǎn)量完成情況2005年計劃生產(chǎn)原油315.00×104t，實際生產(chǎn)原油315.0039×104t，完成年度計劃的100.00%，其中新井產(chǎn)量21.7337×104t、占6.9%，措施產(chǎn)量29.5541×104t、占9.38%，老井自然產(chǎn)量263.7161×104t、占83.72%；計劃原油商品量302.4×104t，商品率96.0%，實際完成原油商品量302.4062%，完成計劃的100.00%；計劃生產(chǎn)天然氣16.6×108m3,實際生產(chǎn)16.6082×108m3，完成計劃的100.05%；計劃

37、天然氣商品量12.5×108m3，實際完成12.5348×108m3，完成計劃的100.28%；全年完成油氣產(chǎn)量481.0859×104t，完成計劃的100.02%；全年完成油氣商品量427.7542×104t，完成計劃的100.08%。2005年老井自然遞減計劃21.5%，實際18.53%、比計劃減緩2.97個百分點、比上年減緩5.22個百分點；油田含水上升率計劃控制在1個百分點以內(nèi)，實際含水在89.5%左右保持穩(wěn)定。2006年計劃生產(chǎn)原油305×104t，其中新井產(chǎn)量20.46×104t，措施產(chǎn)量30.47×104t，老

38、井自然產(chǎn)量254.08×104t，計劃老井自然遞減18.39%,預(yù)計將含水上升率控制在1%以內(nèi)；計劃生產(chǎn)天然氣16.2×108m3，其中新井產(chǎn)氣0.7431×108m3，措施產(chǎn)氣1.0647×108m3，老井自然產(chǎn)氣量10.4039×108m3。年計劃原油商品量295.48×104t，商品率96%,天然氣銷量12.5×108m3，商品率73.5%。2、油氣銷售收入全年實現(xiàn)主營業(yè)務(wù)（油氣烴銷售）收入99.25億元，比預(yù)算增加37.28億元。其中，銷售原油294.18×104t,綜合銷售價格2966.48元/t(折50

39、.36美元/桶),實現(xiàn)收入87.27億元。主要因價格升高1163.48元/t，增加收入33.2億元；銷售天然氣12.54×108m3，綜合銷售價格702.72元/103m3，實現(xiàn)收入8.81億元。主要因價格升高30.31元/103m3，收入增加0.38億元；3、成本控制情況全年發(fā)生完全成本總額66.38億元，單位完全成本1530.7元/噸，比年度預(yù)算高57.45元/噸，比2004年高65.99元/t?？鄢V產(chǎn)資源補償費、洪澇災(zāi)害等預(yù)算外因素3.6億元后，油氣成本控制在預(yù)算之內(nèi)。預(yù)算外因素具體項目：一是生產(chǎn)費用1.71億元，其中電價上漲0.75億元、原材料上漲0.54億元、洪澇災(zāi)害增加

40、0.42億元；二是管理費用1.89億元，其中退養(yǎng)職工費用0.55億元、退休職工生活補貼0.43億元、礦產(chǎn)資源補償費增加0.39億元、公安移交、家屬補貼0.27億元、ERP及科技費用增加0.25億元；在2005年的油氣生產(chǎn)成本中，噸油直接材料費用52元/噸，噸油直接動力費75.7元/噸，噸油直接折舊折耗費用301.07元/噸，噸油驅(qū)油物注入費175.6元/噸，噸油井下作業(yè)費278.67元/噸。2006年股份公司下達油氣單位完全成本1408元/噸。4、利潤指標超額完成全年累計實現(xiàn)利潤27.49億元，比預(yù)算增加30.62億元。利潤增加的主要因素：一是油氣產(chǎn)品因價格升高增加利潤35.59億元;二是預(yù)算

41、外因素影響減少利潤5.91億元，主要是成本費用增加影響3.6億元，支付胡狀油田提高采收率糾紛案仲裁款0.63億元，資產(chǎn)報廢清理0.34億元，稅金增加0.6億元，其他業(yè)務(wù)支出0.74億元。5、投資執(zhí)行情況2005年老油田投資計劃28.0789億元，實際完成萬28.1091億元，控制在計劃之內(nèi)。其中：油氣勘探工程投資計劃5.33億元，實際完成5.1353億元；油氣開發(fā)工程投資計劃20.2052億元，實際完成20.5189億元；系統(tǒng)配套工程計劃2.5437億元，實際完成2.4549 億元。2006年股份公司初步核定投資22.4055億元，其中：油氣勘探工程投資3.5037億元，油氣開發(fā)工程投資17.

42、1871億元，系統(tǒng)配套工程1.7147億元。2006年初步核定投資規(guī)模和2005年相比，總投資減少56734萬元，分塊減少額為：勘探工程1.8263億元、油氣田開發(fā)工程3.0181億元、系統(tǒng)配套工程0.8290億元。預(yù)計，2006年有以下增加投資因素：勘探上可增加二維地震采集400KM投資1200萬元，勘探先導費用1000萬元；增加開發(fā)先導費1200萬元，白廟氣田、白音查干儲罐擴建等地面建設(shè)投資1000萬元；系統(tǒng)配套增加非安裝設(shè)備購置投資3000萬元。合計，全年預(yù)計增加投資7400萬元，2006年總投資可達到231455萬元，比2005年少49334萬元。6、資產(chǎn)狀況 油氣生產(chǎn)單位固定資產(chǎn)現(xiàn)狀

43、表 表17 金額單位：億元固定資產(chǎn)類別固定資產(chǎn)合計油氣資產(chǎn)其他固定資產(chǎn)原值凈值原值凈值原值凈值采油一廠55.1516.7552.6715.722.481.03采油二廠74.7927.0171.525.053.291.96采油三廠42.9516.140.3614.492.591.61采油四廠48.1324.5344.6722.773.461.76采油五廠34.2713.232.9812.461.290.74采油六廠34.1917.6332.3116.531.881.1天然氣產(chǎn)銷廠136.759.525.163.481.59內(nèi)蒙采油事業(yè)部1.581.471.361.280.220.19合計304.

44、06123.44285.37113.4618.699.98截至2005年底，中原油田共有固定資產(chǎn)原值324.2億元，凈值132.93億元。其中：油氣資產(chǎn)原值305.47億元，凈值120.43億元；固定資產(chǎn)原值35.29億元，凈值19.9億元；流動資產(chǎn)25.84億元。（四）組織結(jié)構(gòu)及人員構(gòu)成1、分公司組織結(jié)構(gòu)及人員構(gòu)成分公司現(xiàn)有用工總量30982人，其中：正式職工26140人，勞務(wù)用工4842人。按照崗位類別劃分：管理人員6097人、專業(yè)技術(shù)人員3272人、操作服務(wù)人員21613人。按照中國石化“一企一制”要求，勘探局與分公司機關(guān)實行一體化運作，油田現(xiàn)有機關(guān)職能部門16個，其中，分公司獨立運行的

45、機關(guān)職能部門7個，分公司與勘探局合并辦公的機關(guān)職能部門9個。分公司現(xiàn)有所屬單位28個，其中，油氣生產(chǎn)單位8個，科研單位3個，專業(yè)化生產(chǎn)經(jīng)營9個，事業(yè)單位8個。2、采油氣廠組織結(jié)構(gòu)及人員構(gòu)成為進一步壓扁管理層次，精簡管理人員，提高工作效率，2004年12月，分公司在充分調(diào)研和論證的基礎(chǔ)上，對8個油氣生產(chǎn)單位的內(nèi)部機構(gòu)設(shè)置進行了全面調(diào)整。一是對生產(chǎn)單位機關(guān)科室的設(shè)置進行了相對統(tǒng)一和規(guī)范，采油氣廠機關(guān)設(shè)立技術(shù)管理、生產(chǎn)管理、經(jīng)營管理、黨群管理等15個職能科室；二是對一線油氣生產(chǎn)管理單位進行整合，撤消采油礦、采油隊兩級編制，將原采油礦和采油礦下設(shè)基層小隊整合成立采油氣管理區(qū)，全局設(shè)立采油區(qū)47個、采氣

46、區(qū)5個；并在此基礎(chǔ)上，對采油廠內(nèi)部業(yè)務(wù)流程進行了初步優(yōu)化：采油氣廠為油氣生產(chǎn)及成本控制的責任主體，對上與分公司、對下與采油氣區(qū)形成經(jīng)營承包關(guān)系；采油氣區(qū)為油氣生產(chǎn)操作主體，負責轄區(qū)油氣生產(chǎn)管理、設(shè)備維護及成本控制工作，與采油氣廠形成經(jīng)營承包關(guān)系，與采油廠內(nèi)部輔助生產(chǎn)單位形成摸摸擬市場關(guān)系（附圖2）。調(diào)整后，8個油氣生產(chǎn)單位機關(guān)職能科室由144個壓縮到112個，精簡32個，減幅22.2%；同口徑對比，直屬科級（三級）單位由186個壓縮到148個（其中56個采油礦<區(qū)>壓縮為52個區(qū)），精簡38個，減幅20%；四級單位由269個壓縮到165個，精簡104個，減幅38.7%。有89名科級

47、干部達到退出二線年齡條件，退出現(xiàn)職崗位（附表4）。二、油藏經(jīng)營管理重組方案 （一）油藏經(jīng)營管理單元歸集方案1、開發(fā)管理單元歸集（1）基本概念開發(fā)單元：是指具有獨立層系井網(wǎng)的、有連續(xù)完整開發(fā)數(shù)據(jù)的計算單元，以2005年儲量套改整合的開發(fā)單元為準。開發(fā)管理單元：是指以開發(fā)單元為基礎(chǔ)，把同一構(gòu)造、油藏類型、開發(fā)方式、采油方式相同、開發(fā)階段相近的開發(fā)單元歸集形成開發(fā)管理單元。（2）歸集原則與方法同一構(gòu)造體內(nèi)，油藏類型、開發(fā)方式、采油方式相同，開發(fā)階段相近，既有縱向上疊合，又在平面上簡單分割的開發(fā)單元可歸集形成1個開發(fā)管理單元。如：文10塊開發(fā)管理單元由平面上簡單分割的文10東沙三中、文10西沙三中和縱

48、向上疊合的文10西S2下-S3上三個開發(fā)單元歸集而成。同一構(gòu)造體內(nèi)，由于縱向上重壘，投入開發(fā)層系在時間上略有差別，但開發(fā)方式、采油方式、油藏類型相同、開發(fā)階段隨歷史延續(xù)而相近的幾個開發(fā)單元可歸集形成1個開發(fā)管理單元。文38塊開發(fā)管理單元是由縱向上重壘的文38沙二下、沙三上和沙三中三個開發(fā)單元歸集而成。開發(fā)方式、采油方式、油藏類型相同，開發(fā)階段相近，平面上斷塊緊鄰的開發(fā)單元歸集成1個開發(fā)管理單元。橋口常壓開發(fā)管理單元就是由橋7塊、橋18塊等6個開發(fā)單元歸集而成。統(tǒng)屬一個斷塊區(qū)的，規(guī)模相對較小，平面上相對分散的開發(fā)單元歸集成1個開發(fā)管理單元。如慶祖集開發(fā)管理單元由慶6、11等8個開發(fā)單元歸集而成。

49、相對獨立，開發(fā)方式、采油方式、油藏類型自成體系的開發(fā)單元歸集成1個開發(fā)管理單元。如：濮城油田有22個開發(fā)管理單元由主體沙二段、沙三中及外圍開發(fā)單元獨立歸集而成。個別開發(fā)單元受地面管理限制，需要重新拆分歸集成開發(fā)管理單元。如：濮城油田濮97-文98開發(fā)單元和濮98-衛(wèi)79開發(fā)單元。（3）歸集結(jié)果2005年儲量套改后,中原油田對原有230個油氣藏單元進行整合,油藏主要開發(fā)單元由210個整合成173個，氣藏20個不變。為了適應(yīng)油藏經(jīng)營管理試點的需要，依據(jù)以上原則方法，本次將193個油氣開發(fā)單元歸集形成148個油氣開發(fā)管理單元，其中173個油藏開發(fā)單元歸集成132個開發(fā)管理單元，20個氣藏開發(fā)單元歸集

50、成16個開發(fā)管理單元。對油藏開發(fā)單元而言，能夠滿足開發(fā)管理需要的獨立斷塊107個，歸集形成開發(fā)管理單元107個；斷塊緊鄰開發(fā)單元23個，經(jīng)組合歸集形成開發(fā)管理單元8個；上下重壘開發(fā)單元19個，歸集形成開發(fā)管理單元7個；斷塊區(qū)拆分2個開發(fā)單元，主要兼顧油藏經(jīng)營管理歸集形成4個開發(fā)管理單元；斷塊區(qū)內(nèi)組合、上下重疊混合開發(fā)單元22個歸集形成6個(附表5)。油藏開發(fā)管理單元歸集結(jié)果表 表18采油廠油田歸集結(jié)果開發(fā)單元開發(fā)管理單元采油一廠文中-文東2721采油二廠濮城3029采油三廠文明寨-衛(wèi)城-馬寨-古云3531采油四廠文南2825采油五廠胡狀-慶祖-劉莊3519采油六廠橋口-馬廠- 徐集-三春集16

51、5內(nèi)蒙事業(yè)部桑合-達爾其22全油區(qū)17173132對氣藏開發(fā)單元來講，獨立斷塊14個歸集形成開發(fā)管理單元14個；斷塊區(qū)內(nèi)組合開發(fā)單元4個歸集形成1個；上下重壘開發(fā)單元2個歸集形成開發(fā)管理單元1個。氣藏開發(fā)管理單元歸集結(jié)果表 表19采油(氣)廠油(氣)田重壘型斷塊區(qū)內(nèi)組合獨立斷塊歸集對比序號名稱原單元數(shù)序號名稱原單元數(shù)單元數(shù)開發(fā)單元開發(fā)管理單元采油一廠文中-文東 222采油二廠濮城 222采油三廠衛(wèi)城-古云 333采油四廠文南 222采油五廠劉莊 111采油六廠橋口-白廟 222產(chǎn)銷廠文23-戶部寨1文2321戶部寨4284全油區(qū)12141420162、經(jīng)營管理單元歸集（1）基本概念油藏經(jīng)營管理

52、單元：地面注采和集輸系統(tǒng)相鄰（相同）的開發(fā)管理單元進行歸集或拆分，形成投入產(chǎn)出能夠獨立計量和核算的油藏經(jīng)營管理單元。（2）歸集原則根據(jù)股份公司制定的總體原則，結(jié)合中原油田的實際情況，進一步確定了油藏經(jīng)營管理單元歸集的六條原則：注采計量及集輸系統(tǒng)相鄰的開發(fā)管理單元可組合形成油藏經(jīng)營管理單元；油藏經(jīng)營管理單元必須有適度的儲量、產(chǎn)量規(guī)模，大的能分則分，小的能合則合；儲量、產(chǎn)量規(guī)模小的邊遠油藏可作為一個油藏經(jīng)營管理單元；一個油藏經(jīng)營管理單元必須有明晰的、相對獨立的地面集輸、注采系統(tǒng)；堅持地面服從地下、地下兼顧地面，盡量利用現(xiàn)有的地面集輸、注采、計量系統(tǒng)，減少地面改造工作量及投資；現(xiàn)采油(氣)區(qū)管理模式

53、符合油氣藏經(jīng)營管理模式的可直接歸集形成油氣藏經(jīng)營管理單元。（3）歸集結(jié)果按照經(jīng)營管理單元歸集原則，歸集形成油氣藏經(jīng)營管理單元54個，其中油藏經(jīng)營管理單元48個，氣藏經(jīng)營管理單元6個（天然氣開發(fā)管理單元中集輸進油系統(tǒng)的不再單獨歸集氣藏經(jīng)營管理單元）。油藏經(jīng)營管理單元歸集結(jié)果表 表20單位油氣分類開發(fā)單元目前采油區(qū)單元歸集結(jié)果開發(fā)管理經(jīng)營管理采油一廠油278219氣22采油二廠油3010298氣22采油三廠油3593110氣3131采油四廠油288256氣22采油五廠油356199氣11采油六廠油16454氣2121產(chǎn)銷廠氣8344內(nèi)蒙油2222分公司油1734713248氣205166合計1935214854油藏經(jīng)營管理單元的歸集主要分四種情況：第一種情況：目前采油氣區(qū)管理范圍的開發(fā)管理單元，其采油（氣）井基本屬于零散、邊遠井，集輸上全部采用單拉。這部分開發(fā)管理單元的計量獨立、投入產(chǎn)出完全清晰，油藏地下地面統(tǒng)一，在考慮儲量、產(chǎn)量規(guī)模的基礎(chǔ)上，相鄰單元結(jié)合歸集形成油藏經(jīng)營管理單元。這類油藏包括文中油田的文19-220斷塊區(qū)、濮城沙一、衛(wèi)城油田衛(wèi)4斷塊區(qū)、胡狀油田胡19斷塊區(qū)及胡狀零散井、劉莊油田、黃河南徐集和三春