某公司油气生产阶段油藏经营管理试点方案

1、PAGE PAGE 69中原油田田分公司司油气生产产阶段油油藏经营营管理试试点方案案中原油田田分公司司二OO六六年二月月一、油田田基本情情况油田地质质开发概概况1、地质质概况及及主要地地质特征征中原油田田开发区区域包括括东濮凹凹陷、内内蒙白音音查干凹凹陷、查查干凹陷陷、陕北北富县探探区和普普光气田田，均属属陆上油油气田，审批采采矿权油油气田118个,批准采采矿面积6447.884kmm2。至220055年底，累积探探明石油油地质储储量5.86113104t，探探明气层层气地质质储量6646.451088m3，投入入开发的的有东濮濮凹陷116个油油田、33个气田田和白音音查干凹凹陷2个个油田，动

2、用石石油地质质储量4485772104t，储量量动用率率83.51%，标定定采收率率30.06%，可采采储量1146002.117104t；动用用气层气气储量4433.581088m3，标定采采收率556.669%，可采储储量2445.7791108m3。目前前投入正正式开发发的油气气藏开发发单元共共1933个。其其中，油油藏开发发单元1173个个，动用用石油地地质储量量447766104t，标标定采收收率322.566%，可可采储量量145577104t；气藏藏开发单单元200个，动动用气层层气地质质储量4422.221088m3，标定定采收率率57%，可采采储量2242.091088m3。

3、中原已开开发油田田油藏具具有以下下六个方方面的地地质特征征：一是油藏藏埋藏较较深：1173个个油藏开开发单元元中，中中深层油油藏999个,储储量占556.55%；深深层油藏藏72个个，储量量占422.8%。不同埋藏藏中深油油藏地质质储量汇汇总表 表2分类油藏埋深深(m)单元(个)地质储量量(1044t)储量比(%)浅层1500023170.7中深层150002280009925288456.55深层280001.0012011526.88复杂断块块油藏0.5-1.0028377363.44极复杂断断块油藏藏5000113552.544中渗透油油藏50-550023866053.229低渗透油油

4、藏10-55014811633.110特低渗透透104955511.00750010-3m2的储储量占553.229%、渗透透率小于于5010-3m2的低低渗、特特低渗油油藏储量量占44.117%。四是具多多套地层层压力系系统：常常压系统统（原始始地层压压力255-300Mpaa，压力力系数在在1.22以下）；高压压系统（原始地地层压力力35-45MMpa，压力系系数在11.21.55）和超超高压系系统（原原始地层层压力445Mppa以上上，压力力系数在在1.552.00）。不同压力力系数下下地质储储量分布布表 表表5压力系数数储量（1044t）储量比（%）1.555417712.11五是地层

5、层温度高高、地层层水矿化化度高：地层温温度7551400，地层层温度高高于90的地质质储量占占66.2%；地层层水矿化化度732104ppmm，矿化化度在225104pppm以以上的地地质储量量占666.6%。不同地层层温度下下地质储储量分布布表 表表6地层温度度（C0）地质储量量(1044t)储量比例例(%)110013299629.77不同地层层水矿化化度下地地质储量量分布表表 表77地层水矿矿化度（mg/l）地质储量量(1044t)储量比例例(%)2529822166.66六是原油油性质好好：具有有低密度度、低粘粘度的特特点。地地面原油油平均密密度0.85gg/cmm3，地下下原油粘粘度

6、0.5220mPPas，原始始气油比比802000m3/t，原原油粘度度小于55mPaas的低粘粘原油油油藏储量量占899%。不同地下下原油粘粘度下地地质储量量分布表表 表88原油粘度度(mPaas)地质储量量(1044t)储量比例例(%)209552.15-200399228.90.5-539255087.770.555691.32、油气气藏类型型划分（1）油油藏类型型划分按照中石石化股份份公司油油藏分类类标准，将中原原已开发发的1773个油油藏开发发单元划划分成四四种类型型：第一种类类型是简简单中高高渗油藏藏,指濮城城沙一下下，油藏藏埋深223400m，渗透透率699010-33m2，动用

7、用地质储储量11135104t，储量量比例22.544%；第第二种类类型是复复杂-极极复杂断断块油藏藏,主要要分布在在文中、濮城、卫城、胡状、文明寨寨、马厂厂、庆祖祖集等油油田，埋埋藏深度度20000-330000m，平均均渗透率率约为550-550010-33m2，共778个开开发单元元,动用用地质储储量2229755104t，储量量比例551.332%。其中复复杂断块块油藏449个，地质储储量1773866104t，储量量比例338.884%，极复杂杂断块油油藏299个，地地质储量量55889104t，储量量比例112.448%；第三种种类型是是常压低低渗油藏藏,主要要分布在在卫城、桥口、

8、濮城、文中、文东盐盐上、胡胡状等油油田，油油藏埋深深从20000mm到32200mm，共554个开开发单元元,动用用地质储储量99994104t，储量量比例222.332%；第四种种类型是是高压低低渗油藏藏,主要要分布在在文东盐盐间、文文南油田田和文濮濮结合部部，油层层埋藏深深度超过过32000m，共440个开开发单元元,动用用地质储储量1006622104t，储量量比例223.882%（附表11）。（2）气气藏类型型划分根据中原原油田暂暂定的气气藏分类类标准，将200个气藏藏划分成成六种类类型：第一种类类型是断断块砂岩岩气项，共7个个，天然然气地质质储量1101.79108m3、储量量比例2

9、24.111%；第二种类型型是中高高渗断块块沙岩气气藏，共共3个，天然气气地质储储量244.7551008m3、储量量比例55.866%；第三种类型型是低渗渗块状砂砂岩干气气藏，即即文233沙四33-8，天然气气地质储储量1112.4481108m3、储量量比例226.664%；第四种类型型是低渗渗断块砂砂岩气藏藏，共33个，天天然气地地质储量量51.31108m3、储量量比例112.115%；第五种类型型是深层层低渗凝凝析气藏藏，共44个，天天然气地地质储量量1000.2551008m3、储量量比例223.774%；第六种类型型是裂缝缝-孔隙隙型低渗渗砂岩气气藏，共共2个，天然气气地质储储量

10、311.6551008m3、储量量比例77.500%（附附表2）。低渗气气藏储量量2955.6881008m3、储量量比例770.003%，成为开开发的主主体。中原油区区井深、构造复复杂、储储层非均均质强烈烈、高温温高矿化化度的特特点和多多样化的的油气藏藏类型，决定了了油气田田开发将将面临多多种复杂杂的问题题和矛质质，开发发工作要要克服较较大的技技术难度度。3、油气气田开发发概况及及目前开开发现状状（1）油油气田开开发概况况中原油田田19775年发发现，119799年正式式投入开开发，油油田勘探探开发大大体经历历了四个个阶段：19888年以前前是储量量、产量量快速增增长阶段段。累计计探明石石油

11、地质质储量44.133108t，探探明天然然气地质质储量9912108m3；累计计动用石石油地质质储量33.166108t，平平均每年年动用储储量31160108t；累累计新建建产能8862104t，平平均每年年86.2104t；年年产原油油从19979年年的222.6104t快速速增长到到19888年的的7222104t；天天然气产产量由00.6108m3增加到到8.55108m3。1989919995年年是储量量增长进进入低谷谷、产量量下降阶阶段。该该阶段探探明石油油地质储储量0.72108t，探探明天然然气地质质储量889108m3；累计计动用石石油地质质储量00.833108t，平平均

12、每年年动用储储量7557104t；累累计新建建产能2213.3104t，平平均每年年19.4104t。此此阶段由由于新投投入储量量不足，油水井井损坏进进入高峰峰期，主主力油层层水淹严严重，含含水上升升快，产产量出现现递减，年产原原油从7722104t降至至19995年的的4100104t，综综合含水水从555.755%上升升至855.055%。1996620000年年为高效效挖潜、产量递递减减缓缓阶段。为了扭扭转产量量连续下下滑的不不利局面面，开展展了以构构造研究究为重点点的油藏藏描述，研究小小断层发发育规律律，寻找找剩余油油富集区区，进行行高效调调整挖潜潜。主要要挖掘平平面上构构造高部部位主

13、控控断层附附近、断断块边角角区及注注采井网网不完善善区域富富集的剩剩余油。从19996年年开始加加大老区区调整的的力度，老区调调整井由由19995年的的86口口增加到到1477-1777口，调整井井初期平平均单井井日产油油10tt以上，是老井井的两倍倍，初期期含水22050%，比老老井含水水低300-500个百分分点，调调整井单单井当年年产油保保持在117000t以上上。新井井产量比比例由“八五”期间的的8.886%提提高到110.228%，对油田田的产量量稳定起起到了关关键作用用。“九五”前三年年实现了了原油产产量4000104t硬稳稳定，后后两年原原油产量量仍然保保持在3375、37771

14、04t。2000020005年年是转变变观念、调整思思路，实实现新发发展的阶阶段。“十五”面临的的主要问问题是断断块内部部注采井井网不完完善，二二、三类类油层动动用状况况差；井井况问题题依然严严重，每每年损坏坏的油水水井数仍仍然在1150-2000口，虽虽然以前前在井况况防治攻攻关方面面做了一一些工作作，部分分单元的的井网一一定程度度上得到到恢复，但更新新、修复复工作量量仍远远远跟不上上井况损损坏的速速度，历历史欠帐帐多。这这一阶段段通过加加强勘探探开发一一体化，加大老老区调整整挖潜和和恢复井井网补欠欠帐的力力度，重重新构筑筑了油田田稳产的的基础。20005年按按照“实现四四个转变变、强化化三

15、项工工作、调调整三个个结构”的开发发思路，以油藏藏经营管管理为中中心，走走“调整、完善、配套、提高”的开发发管理之之路，深深化油气气田开发发调整，取得了了较好的的开发经经营效果果（图11）。（2）油油气开发发现状至20005年112月，中原油油田分公公司在用用油气水水井总数数66006口，其中油油井40054口口，开井井36110口，油井开开井率889.005%，日产液液840053tt，日产产油86688tt；平均均单井日日产液223.33，单井井日产油油2.44t，年年产油3315.00339104t，年年产液229066.42217104t，累累计产油油114224.12887104t，

16、剩剩余可采采储量331777.87713104t，采采油速度度0.770%，地质采采出程度度25.52%，可采采储量采采出程度度78.37%，剩余余可采储储量采油油速度99.088%，综综合含水水89.47%，自然然递减118.553%，综合递递减9.4%。油田日日产伴生生气1114.6621104m3，综合合气油比比1466m3/t，年年产伴生生气4992844.3441004m3，累产产伴生气气1922.1550210m3；气井井2744口，开开井2336口，开井率率86.13%，气层层气日产产3433.1111004m3，平均均单井日日产气11.455341044m3，年产气气层气112

17、.0032661008m3，累产产气层气气1433.3556410m3，采气气速度22.855%，采采出程度度33.96%，可采采储量采采出程度度59.20%，剩余余可采储储量采气气速度110.886%；注水井井22778口，开井117622口，水水井开井井率777.355%,日注99.61173104m3，平均均单井日日注544.6mm3，年注注水34494.12111104m3，累计计注水7719556.550722104m3，月注注采比11.211，累积积注采比比1.221。分公司下下设八个个油气生生产单位位,包括括采油一一至六厂厂、天然然气产销销厂和内内蒙采油油事业部部，对应应管理11

18、7个油油田、33个气田田，各油油气生产产单位管管理油气气田的开开发现状状见附表表3。（3）分分类油藏藏开发现现状分类开发发单元220044年主要要指标 表表9分类单元地质储量104tt可采储量104tt日产（tt）含水%采油速度%采出程度%可采采出出程度%日注水平M3液油高渗透111355576109111897.550.06650.88100.1138中渗复杂49173886626114660092825593550.59930.5584.77471779极复杂2955899189991010091432286110.93325.5575.11105552小计7822977581600567

19、1184257792.000.68829.3382.44577331常压低渗渗5499944305661462242255583.440.82220.7767.88221883高压低渗渗40106662278551052261844481.220.63317.9968.66157117单元合计计1734476661457778288878374489.330.68825.2277.44957669简单高渗渗透油藏藏濮城沙沙一下:处于特特高含水水末期、近于废废弃阶段段。日产产液10091吨吨，日产产油量118吨，综合含含水977.5%，年产产油0.67104t，累积积产油5576104t，采出出

20、程度550.88%，已已采出全全部标定定可采储储量；复复杂-极极复杂断断块油藏藏78个个：日产产液5667188t，日产产油量442577t，日日注水量量577731mm3，分别别占开发发区总量量的688.422%、550.884%、60.28%，采油油速度00.688%，采采出程度度29.3%，可采储储量采出出程度882.44%，综综合含水水92%,整体体处在特特高含水水开发阶阶段；常压低低渗透油油藏544个：日产产液1446244t，日产产油量222555t，日日注水量量221183mm3，分别别占开发发区总量量的177.644%、226.993%、23.16%，采油油速度00.822%，

21、采采出程度度20.7%，可采储储量采出出程度667.88%，综综合含水水83.4%，整体处处在高含含水开发发阶段；高压低低渗透油油藏400个：日日产液1105226t，日产产油量118444t，日日注水量量157717mm3，分别别占开发发区总量量的122.700%、222.002%、16.41%，采油油速度00.633%，采采出程度度17.9%，可采储储量采出出程度668.66%,综综合含水水81.2%，同样处处在高含含水开发发阶段，但含水水与采出出程度略略低于常常压低渗渗油藏。已开发油油藏可采采储量采采出程度度分类表表 表表10对照可采采储量采采出程度度分级标标准划分分已开发发1733个油

22、藏藏，可采采储量采采出程度度小于550%的的低采出出程度单单元422个，地地质储量量56997104t、可可采储量量11660104t，分分别占112.773%和和7.996%，其中低低渗开发发单元332个、中渗断断块开发发单元110个；可采储储量采出出程度在在50-75%之间的的中采出出程度单单元477个，地地质储量量143358104t、可可采储量量42442104t，分分别占332.007%和和29.10%，其中中低渗开开发单元元35个个、中渗渗断块开开发单元元12个个；可采采储量采采出程度度大于775%的的高采出出程度单单元833个，地地质储量量235576104t、可可采储量量859

23、99104t，分分别占552.666%和和58.99%，主要要集中在在中高渗渗开发单单元，中中高渗开开发单元元56个个，低渗渗单元227个。已开发油油藏综合合含水分分级分类类表 表111从含水分分级的情情况来看看，有1146个个开发单单元都处处于高含含水或特特高含水水期，地地质储量量414484104t、占占92.67%，可采采储量1139446104t、占占95.67%。其中中，综合合含水大大于900%的特特高含水水期开发发单元661个，主要集集中在中中高渗开开发单元元，地质质储量2230331104t、占占51.45%，可采采储量881755104t、占占56.08%；综合合含水在在60-

24、90%的高含含水期开开发单元元85个个，地质质储量1184553104t、占占41.22%,可采采储量557711104t、占占39.59%。含水水低于660%的的开发单单元277个,地地质储量量32882104t、占占7.333%，可采储储量5992104t、占占4.333%。油田主主体进入入了高-特高含含水开发发阶段.(4)其其它生产产指标油田开发发方式为为注水保保持能量量开发，采油方方式以机机械采油油为主。抽油井井平均泵泵挂深度度18115m，沉没度度4255m，平平均泵效效42.1%、比上年年提高11个百分分点，平平均检泵泵周期4454dd，躺井井率0.7%，机械采采油单耗耗1855.

25、822KW.h/tt，机采采系统效效率222.4%、比上上年提高高0.77个百分分点；注注水井分分注率441.33%，注注水层段段合格率率72.6%，平均注注水单耗耗10.41KKW.hh/m33；井口口注水水水质达标标率811.3%、比去去年提高高1.33个百分分点；油油井措施施有效率率81.5%，平均措措施有效效期1116d，注水井井措施有有效率886.44%。地面系统统管理现现状20055年8-9月，对油区区地面系系统进行行调查，现将调调查情况况综述如如下：1、油气气集输系系统矿场集输输建有计量量站4006座，单拉站站6座，集油干干线822条2999km，集输能能力60003104m3/

26、a，共控制制开发单单元1990个（包括进进油系统统的7个个气藏、1833个油藏藏），其其中完整整开发单单元922个，不不完整开开发单元元88个个（以进进入同一一集输计计量干线线来核定定）。矿场集输输采用二二级布站站，单管管密闭，计量站站集中加加热、计计量，油油气混输输工艺。其工艺艺工艺流流程为：油井计量站站联合站站（中转转站）。对于回回压高、产量低低的区块块实施了了多相混混输泵增增压技术术，降低低了抽油油机的负负荷，提提高了区区块产量量。全油田882条矿矿场集输输管线均均建有加加药点，同时投投加破乳乳剂和缓缓蚀剂，使药剂剂在管道道中充分分溶解、反应，实现油油水混合合物在管管道中破破乳。缓缓蚀剂

27、的的投加，在一定定程度上上减缓腐腐蚀速率率。原油处理理共建有中中转站22座，联合站站11座，原油油库1座。原油油中转能能力600104 t/a，原原油处理能能力144001044t/aa，原油油储备能力3361104m3。内部部输油干干支线99条999km，外部输输油管线线1条，即中洛洛线。9座联合合站采用用原油全全密闭处处理、负负压稳定定工艺技技术，处处理工艺艺简单，自控程程度高，能耗低低，原油油损耗低低。其工工艺处理理流程为为：井排来油油三相分分离器电脱水水器稳定加加热炉原油稳稳定（原油油罐）原油外外输泵计量外外输至油油库。桥口联、马厂联联采用开开式原油油处理工工艺，日日处理原原油仅220

28、0吨吨左右，原油外外输方式式为汽车车拉运。集输系统统现状统统计 表122油田联合站中转站计量站单拉站集油干线线座处理能力104tt/a座中转能力104tt/a小计流量计玻璃管条集液能力104tt/a文中-文文东23006535301810222濮城350011147642222922文-卫-马-古古220013072171516960文南11507070111761胡-庆-刘115013058273113768桥-马-徐-三三210030302200合计111400026040611029668260033集输系统统对应油油井集输输统计 表133油田油井数（口）日产单元数正常报废利用单拉液量m

29、3/dd油量t/d小计完整不完整文中-文文东5401095316455715466291019濮城8241372623332167732626文-卫-马-古古566907513611118233352114文南614143496800013811201317胡-庆-刘483798686188999362412桥-马-徐-三三2284467287885071616内蒙713525012522合计33266602365748447854881809288中转站、联合站站各线均均有独立立的计量量系统，实现了了各油田田油、气气、水电电连续计计量。目前，年年处理液液量29906104t，处处理原油油31

30、55104t；原原油外输输含水00.166%、原原油稳定定率944.3%、原油油密闭率率93.4%、输油泵泵运行效效率522%、加加热炉运运行效率率74%，轻烃烃回收率率2.008%，吨油集集输成本本6元，油气集集输系统统效率445.77%、比比上年提提高0.8个百百分点。2、注回回水系统统污水处理理共建有污污水处理理站122座，污污水处理理能力113.111004m3/d，污水外外输管线线长411.422km。污水处理理工艺有有“重力混混凝+过过滤”和“浮选沉沉降+过过滤”两种，除文二二污水站站采用浮浮选沉降降+过滤滤工艺外外，其余余11座座均为重重力混凝凝+过滤滤处理工工艺。重力混凝凝+过

31、滤滤工艺流流程：油油站来水水一次收收油罐 二次收收油罐混合反反应器一次沉沉降罐二次沉沉降罐（池）多层滤滤料压力力过滤外输。浮选沉降降+过滤滤工艺流流程：油油站来水水一次收收油罐 二次收收油罐气浮选选器混合反反应器一次沉沉降罐二次沉沉降罐（池）多层滤滤料压力力过滤外输。目前，实实际处理理污水111.6681044m3/d，污污水处理理率1000%，回注率率1000%，出出站综合合水质达达标率995.33%，注注水水质质达到BB1-AA3标准准。注水系统统：共建有离离心泵注注水站112座，增注站站91座座，注水水干线555条2227.9kmm，注水支支线2999条1106kmm，注水水能力1151

32、044m3/d，增增注能力力9.3391044m3/d，注注水管线线供水能能力177.64491044m3/d，配配水间3371座座。注水水系统共共控制开开发单元元1722个，完完整单元元89个个，不完完整单元元83个个（同一一条注水水干线核核定）。按照压力力等级，注水流流程分为为三个压压力系统统：常压流程程：主要要应用于于濮城、文明寨寨、文中中、胡状状等中高高渗油田田。其工工艺流程程为：来来水离心泵泵分水器器管网配水阀阀组单井管管线注水井井。一次增压压流程：主要应应用于文文东、桥桥口等低低渗油田田。工艺艺流程：低压来来水往复增增注泵分水器器注水管管线高压配配水阀组组单井管管线注水井井。二次增

33、压压流程：主要应应用于卫卫城、马马寨、文文南、马马厂油田田，是油油田开发发向III、IIII类油油层转移移，动用用低渗、特低渗渗油藏建建成的。其工艺艺流程为为：来水水离心泵泵分水器器管网二次增增压泵高压配配水阀组组单井管管线注水井井。目前，高高压离心心泵平均均效率669.33%，注注水系统统效率443%、比上年年提高11.5个个百分点点。注水系统统统计 表144油田离心站增注站干线数配水间（座）座注水能力力104mm3/d座增注能力力104mm3/d条供水能力力104mm3/d文中-文文东22.3142.913711.852濮城35.72931222855109文-卫-马-古古31.81311

34、11180067文南11.8362.5784048胡-庆-刘22.4762558桥-马-徐-三三115562.530内蒙7合计1215929.45562044.3371注水系统统对应注注水井统统计 表115油田注水井数数单元数正常（口）报废利用（口）日注m3/dd小计完整不完整文中-文文东3646222000027819濮城50892393552291019文-卫-马-古古33374145660311516文南31627125559301218胡-庆-刘25346100000352411桥-马-徐-三三10023367111818内蒙11112122合计18855325102226317289

35、83回水系统统：为满足注注水井放放溢流和和注水井井洗井回回收污水水，共建有回水干线线39条2250kmm。其流流程为：注水井井计量站站回水支支线回水干干线污水处处理站3、天然然气系统统中原油田田共有气气藏开发发单元220个，其中以以气顶为为主的77个单元元进入原原油集输输系统，文中、户部寨寨、白庙庙、卫111等气气田的113个气气藏具有有独立集集输气系系统，建建有集气气站211座，集集气能力力82661004m3/d，气井数数1733口，日日产气量量26111004m3，把这这13个个气藏开开发单元元视为完完整开发发单元。天然气集集输统计计 表116气田集气站井数日产104mm 3单元座日能力

36、104mm 3卫1133024123桥口-白白庙822663292文23-户部寨寨10570862208合计21826173261134、电力力系统目前建成成1100kV变变电所77座，总总容量3372MMVA；建成335kVV变电所所23座座，总容量量3100.2MMVA；35kkV开闭闭所2座座；355kV输输配电线线路588条，总总长度3385.3kmm；6kkV线路路33条，总长约约1244.4kkm；变变压器112700台，总总容量为为3944.8MMVA。5、计量量情况：（1）联联合站实实现了分分线计量量，即一一线一台台三相分分离器，一套油油气水计计量装置置。各线线原油采采用罗茨茨

37、和双转转子流量量计计量量，计量量精度为为0.55级，综综合计量量误差在在3%以以内；污污水采用用电磁流流量计，计量精精度为11级；天天然气采采用旋进进旋涡流流量计或或孔板流流量计。（2）单单井产量量在计量量站集中中计量，采用流流量计和和玻璃管管量油两两种方式式，其中中采用流流量计量量油1110座，玻璃管管量油2296座座，单拉拉井采用用罐计量量。（3）污污水站来来水及外外输水均均有计量量，计量量仪表为为电磁流流量计。（4）注注水泵进进口汇管管有计量量，单泵泵和注水水干线无无计量；注水井井均为干干式水表表，计量量装置配配备完善善，计量量精度为为1.55级；各各采油区区的注水水量为单单井注水水累计

38、量量。（5）采采油四厂厂计量站站配备有有回水计计量装置置，但无无除气过过滤装置置，造成成计量无无法正常常运行，其他采采油厂均均无回水水计量装装置。（6）998%的的单井用用电量有有计量，各区用用电量为为单井用用电量之之和。6、油田田道路累计建设设各类道道路总长长度19962.8kmm。其中中：大于于1kmm的水泥泥、沥青青路面1120条条3222.5kkm，小小于1kkm的水水泥、沥沥青路面面5111条1990.11km，井排简简易道路路14550.22km。井场道道路由采采油区管管理维护护；采油油厂主干干道，由由采油厂厂管理；公共主主干道，由油田田公共事事业管理理处管理理维护。7、供水水系统

39、工业用清清水主要要用于注注水。一一是清水水与联合合站排放放的污水水混合处处理，作作为注水水水源；二是增增注站直直接注清清水，共共建有清清水管线线32条条，577.1kkm，计计量水表表55块块，年消消耗清水水124461104m3。油田单拉拉井（边边缘井）占正常常生产井井的十分分之一，是由于于集输系系统压力力高，低低产低能能井及边边缘井进进不了系系统。对对单拉井井的集输输问题，已开展展了多年年的研究究，并取取得了一一定的效效果，例例如，天天然气发发动机的的应用，油气混混输泵的的应用等等。近几年来来，地面面系统维维护改造造投资少少，欠帐帐多，设设备老化化，耗能能高，效效率低；管网腐腐蚀严重重，穿

40、孔孔频繁，影响油油田生产产正常运运行，油油气损失失大，工工农赔偿偿费及管管线维修修费高，急需对对集输设设施和管管线进行行更新改改造，改改变中原原油田目目前的地地面现状状，提高高油气集集输系统统效率和和生产管管理水平平。（三）生生产经营营情况1、油气气产量完完成情况况20055年计划划生产原原油3115.000104t，实实际生产产原油3315.00339104t，完完成年度度计划的的1000.000%，其其中新井井产量221.773377104t、占占6.99%，措措施产量量29.55441104t、占占9.338%，老井自自然产量量2633.71161104t、占占83.72%；计划划原油商

41、商品量3302.4104t，商商品率996.00%，实实际完成成原油商商品量3302.40662%，完成计计划的1100.00%；计划划生产天天然气116.66108m3,实际际生产116.660822108m3，完成成计划的的1000.055%；计计划天然然气商品品量122.5108m3，实际际完成112.553488108m3，完成成计划的的1000.288%；全全年完成成油气产产量4881.008599104t，完完成计划划的1000.002%；全年完完成油气气商品量量4277.75542104t，完完成计划划的1000.008%。20055年老井井自然递递减计划划21.5%，实际118

42、.553%、比计划划减缓22.977个百分分点、比比上年减减缓5.22个个百分点点；油田田含水上上升率计计划控制制在1个个百分点点以内，实际含含水在889.55%左右右保持稳稳定。20066年计划划生产原原油3005104t，其其中新井井产量220.446104t，措措施产量量30.47104t，老老井自然然产量2254.08104t，计计划老井井自然递递减188.399%,预预计将含含水上升升率控制制在1%以内；计划生生产天然然气166.2108m3，其中中新井产产气0.74331108m3，措施施产气11.06647108m3，老井井自然产产气量110.440399108m3。年计计划原油

43、油商品量量2955.488104t，商商品率996%,天然气气销量112.55108m3，商品品率733.5%。2、油气气销售收收入全年实现现主营业业务（油油气烃销销售）收收入999.255亿元，比预算算增加337.228亿元元。其中中，销售售原油2294.18104t,综综合销售售价格229666.488元/tt(折550.336美元元/桶),实现现收入887.227亿元元。主要要因价格格升高111633.488元/tt，增加加收入333.22亿元；销售天天然气112.554108m3，综合合销售价价格7002.772元/1033m3，实现现收入88.811亿元。主要因因价格升升高300.3

44、11元/1103m3，收入入增加00.388亿元；3、成本本控制情情况全年发生生完全成成本总额额66.38亿亿元，单单位完全全成本115300.7元元/吨，比年度度预算高高57.45元元/吨，比20004年年高655.999元/t。扣除矿矿产资源源补偿费费、洪涝涝灾害等等预算外外因素33.6亿亿元后，油气成成本控制制在预算算之内。预算外因因素具体体项目：一是生生产费用用1.771亿元元，其中中电价上上涨0.75亿亿元、原原材料上上涨0.54亿亿元、洪洪涝灾害害增加00.422亿元；二是管管理费用用1.889亿元元，其中中退养职职工费用用0.555亿元元、退休休职工生生活补贴贴0.443亿元元、

45、矿产产资源补补偿费增增加0.39亿亿元、公公安移交交、家属属补贴00.277亿元、ERPP及科技技费用增增加0.25亿亿元；在20005年的的油气生生产成本本中，吨吨油直接接材料费费用522元/吨吨，吨油油直接动动力费775.77元/吨吨，吨油油直接折折旧折耗耗费用3301.07元元/吨，吨油驱驱油物注注入费1175.6元/吨，吨吨油井下下作业费费2788.677元/吨吨。20066年股份份公司下下达油气气单位完完全成本本14008元/吨。4、利润润指标超超额完成成全年累计计实现利利润277.499亿元，比预算算增加330.662亿元元。利润润增加的的主要因因素：一是油气气产品因因价格升升高增

46、加加利润335.559亿元元;二是预算算外因素素影响减减少利润润5.991亿元元，主要要是成本本费用增增加影响响3.66亿元，支付胡胡状油田田提高采采收率纠纠纷案仲仲裁款00.633亿元，资产报报废清理理0.334亿元元，税金金增加00.6亿亿元，其其他业务务支出00.744亿元。5、投资资执行情情况20055年老油油田投资资计划228.007899亿元，实际完完成万228.110911亿元，控制在在计划之之内。其其中：油油气勘探探工程投投资计划划5.333亿元元，实际际完成55.13353亿亿元；油油气开发发工程投投资计划划20.20552亿元元，实际际完成220.551899亿元；系统配配

47、套工程程计划22.54437亿亿元，实实际完成成2.445499 亿亿元。20066年股份份公司初初步核定定投资222.440555亿元，其中：油气勘勘探工程程投资33.50037亿亿元，油油气开发发工程投投资177.18871亿亿元，系系统配套套工程11.71147亿亿元。20066年初步步核定投投资规模模和20005年年相比，总投资资减少5567334万元元，分块块减少额额为：勘勘探工程程1.882633亿元、油气田田开发工工程3.01881亿元元、系统统配套工工程0.82990亿元元。预计，220066年有以以下增加加投资因因素：勘勘探上可可增加二二维地震震采集4400KKM投资资120

48、00万元元，勘探探先导费费用10000万万元；增增加开发发先导费费12000万元元，白庙庙气田、白音查查干储罐罐扩建等等地面建建设投资资10000万元元；系统统配套增增加非安安装设备备购置投投资30000万万元。合合计，全全年预计计增加投投资74400万万元，220066年总投投资可达达到23314555万元元，比220055年少4493334万元元。6、资产产状况 油气气生产单单位固定定资产现现状表表表17 金金额单位位：亿元元固定资产产类别固定资产产合计油气资产产其他固定定资产原值净值原值净值原值净值采油一厂厂55.11516.77552.66715.7722.4881.033采油二厂厂7

49、4.77927.00171.5525.0053.2991.966采油三厂厂42.99516.1140.33614.4492.5991.611采油四厂厂48.11324.55344.66722.7773.4661.766采油五厂厂34.22713.2232.99812.4461.2990.744采油六厂厂34.11917.66332.33116.5531.8881.1天然气产产销厂136.7559.5225.1663.4881.599内蒙采油油事业部部1.5881.4771.3661.2880.2220.199合计304.06123.44285.37113.4618.6699.988截至2000

50、5年年底，中中原油田田共有固固定资产产原值3324.2亿元元，净值值1322.933亿元。其中：油气资资产原值值3055.477亿元，净值1120.43亿亿元；固固定资产产原值335.229亿元元，净值值19.9亿元元；流动动资产225.884亿元元。（四）组组织结构构及人员员构成1、分公公司组织织结构及及人员构构成分公司现现有用工工总量3309882人，其中：正式职职工2661400人，劳劳务用工工48442人。按照岗岗位类别别划分：管理人人员60097人人、专业业技术人人员32272人人、操作作服务人人员2116133人。按照中国国石化“一企一一制”要求，勘探局局与分公公司机关关实行一一体

51、化运运作，油油田现有有机关职职能部门门16个个，其中中，分公公司独立立运行的的机关职职能部门门7个，分公司司与勘探探局合并并办公的的机关职职能部门门9个。分公司司现有所所属单位位28个个，其中中，油气气生产单单位8个个，科研研单位33个，专专业化生生产经营营9个，事业单单位8个个。2、采油油气厂组组织结构构及人员员构成为进一步步压扁管管理层次次，精简简管理人人员，提提高工作作效率，20004年112月，分公司司在充分分调研和和论证的的基础上上，对88个油气气生产单单位的内内部机构构设置进进行了全全面调整整。一是是对生产产单位机机关科室室的设置置进行了了相对统统一和规规范，采采油气厂厂机关设设立

52、技术术管理、生产管管理、经经营管理理、党群群管理等等15个个职能科科室；二二是对一一线油气气生产管管理单位位进行整整合，撤撤消采油油矿、采采油队两两级编制制，将原原采油矿矿和采油油矿下设设基层小小队整合合成立采采油气管管理区，全局设设立采油油区477个、采采气区55个；并并在此基基础上，对采油油厂内部部业务流流程进行行了初步步优化：采油气气厂为油油气生产产及成本本控制的的责任主主体，对对上与分分公司、对下与与采油气气区形成成经营承承包关系系；采油油气区为为油气生生产操作作主体，负责辖辖区油气气生产管管理、设设备维护护及成本本控制工工作，与与采油气气厂形成成经营承承包关系系，与采采油厂内内部辅助

53、助生产单单位形成成摸摸拟拟市场关关系（附附图2）。调整后，8个油油气生产产单位机机关职能能科室由由1444个压缩缩到1112个，精简332个，减幅222.22%；同同口径对对比，直直属科级级（三级级）单位位由1886个压压缩到1148个个（其中中56个个采油矿矿压缩为为52个个区），精简338个，减幅220%；四级单单位由2269个个压缩到到1655个，精精简1004个，减幅338.77%。有有89名科科级干部部达到退退出二线线年龄条条件，退退出现职职岗位（附表44）。二、油藏藏经营管管理重组组方案 （一）油藏经经营管理理单元归归集方案案1、开发发管理单单元归集集（1）基基本概念念开发单元元：

54、是指指具有独独立层系系井网的的、有连连续完整整开发数数据的计计算单元元，以220055年储量量套改整整合的开开发单元元为准。开发管理理单元：是指以以开发单单元为基基础，把把同一构构造、油油藏类型型、开发发方式、采油方方式相同同、开发发阶段相相近的开开发单元元归集形形成开发发管理单单元。（2）归归集原则则与方法法同一构构造体内内，油藏藏类型、开发方方式、采采油方式式相同，开发阶阶段相近近，既有有纵向上上叠合，又在平平面上简简单分割割的开发发单元可可归集形形成1个个开发管管理单元元。如：文100块开发发管理单单元由平平面上简简单分割割的文110东沙沙三中、文100西沙三三中和纵纵向上叠叠合的文文1

55、0西西S2下下-S33上三个个开发单单元归集集而成。同一构构造体内内，由于于纵向上上重垒，投入开开发层系系在时间间上略有有差别，但开发发方式、采油方方式、油油藏类型型相同、开发阶阶段随历历史延续续而相近近的几个个开发单单元可归归集形成成1个开开发管理理单元。文388块开发发管理单单元是由由纵向上上重垒的的文388沙二下下、沙三三上和沙沙三中三三个开发发单元归归集而成成。开发方方式、采采油方式式、油藏藏类型相相同，开开发阶段段相近，平面上上断块紧紧邻的开开发单元元归集成成1个开开发管理理单元。桥口常常压开发发管理单单元就是是由桥77块、桥桥18块块等6个个开发单单元归集集而成。统属一一个断块块区

56、的，规模相相对较小小，平面面上相对对分散的的开发单单元归集集成1个个开发管管理单元元。如庆庆祖集开开发管理理单元由由庆6、11等等8个开开发单元元归集而而成。相对独独立，开开发方式式、采油油方式、油藏类类型自成成体系的的开发单单元归集集成1个个开发管管理单元元。如：濮城油油田有222个开开发管理理单元由由主体沙沙二段、沙三中中及外围围开发单单元独立立归集而而成。个别开开发单元元受地面面管理限限制，需需要重新新拆分归归集成开开发管理理单元。如：濮濮城油田田濮977-文998开发发单元和和濮988-卫779开发发单元。（3）归归集结果果20055年储量量套改后后,中原原油田对对原有2230个个油气

57、藏藏单元进进行整合合,油藏藏主要开开发单元元由2110个整整合成1173个个，气藏藏20个个不变。为了适应应油藏经经营管理理试点的的需要，依据以以上原则则方法，本次将将1933个油气气开发单单元归集集形成1148个个油气开开发管理理单元，其中1173个个油藏开开发单元元归集成成1322个开发发管理单单元，220个气气藏开发发单元归归集成116个开开发管理理单元。对油藏开开发单元元而言，能够满满足开发发管理需需要的独独立断块块1077个，归归集形成成开发管管理单元元1077个；断断块紧邻邻开发单单元233个，经经组合归归集形成成开发管管理单元元8个；上下重重垒开发发单元119个，归集形形成开发发

58、管理单单元7个个；断块块区拆分分2个开开发单元元，主要要兼顾油油藏经营营管理归归集形成成4个开开发管理理单元；断块区区内组合合、上下下重叠混混合开发发单元222个归归集形成成6个(附表55)。油藏开发发管理单单元归集集结果表表 表188采油厂油田归集结果果开发单元元开发管理理单元采油一厂厂文中-文文东2721采油二厂厂濮城3029采油三厂厂文明寨-卫城-马寨-古云3531采油四厂厂文南2825采油五厂厂胡状-庆庆祖-刘刘庄3519采油六厂厂桥口-马马厂- 徐集-三春集集165内蒙事业业部桑合-达达尔其22全油区17173132对气藏开开发单元元来讲，独立断断块144个归集集形成开开发管理理单元

59、114个；断块区区内组合合开发单单元4个个归集形形成1个个；上下下重垒开开发单元元2个归归集形成成开发管理单单元1个个。气藏开发发管理单单元归集集结果表表 表199采油(气气)厂油(气)田重垒型断块区内内组合独立断块归集对比比序号名称原单元数序号名称原单元数数单元数开发单元元开发管理理单元采油一厂厂文中-文文东222采油二厂厂濮城222采油三厂厂卫城-古古云333采油四厂厂文南222采油五厂厂刘庄111采油六厂厂桥口-白白庙 222产销厂文23-户部寨寨1文2321户部寨4284全油区12141420162、经营营管理单单元归集集（1）基基本概念念油藏经营营管理单单元：地地面注采采和集输输系统

60、相相邻（相相同）的的开发管管理单元元进行归归集或拆拆分，形形成投入入产出能能够独立立计量和和核算的的油藏经经营管理理单元。（2）归归集原则则根据股份份公司制制定的总总体原则则，结合合中原油油田的实实际情况况，进一一步确定定了油藏藏经营管管理单元元归集的的六条原原则：注采计计量及集集输系统统相邻的的开发管管理单元元可组合合形成油油藏经营营管理单单元；油藏经经营管理理单元必必须有适适度的储储量、产产量规模模，大的的能分则则分，小小的能合合则合；储量、产量规规模小的的边远油油藏可作作为一个个油藏经经营管理理单元；一个油油藏经营营管理单单元必须须有明晰晰的、相相对独立立的地面面集输、注采系系统；坚持地