中原油田实施油藏经营方案

1、中原油田分公司油气生产阶段油藏经营管理试点方案 中原油田分公司二OO六年二月一、油田基本情况（一） 油田地质开发概况1、地质概况及主要地质特征中原油田开发区域包括东濮凹陷、内蒙白音查干凹陷、查干凹陷、陕北富县探区和普光气田，均属陆上油气田，审批采矿权油气田18个,批准采矿面积647.84km2。至2005年底，累积探明石油地质储量5.8613×104t，探明气层气地质储量646.45×108m3，投入开发的有东濮凹陷16个油田、3个气田和白音查干凹陷2个油田，动用石油地质储量48572×104t，储量动用率83.51%，标定采收率30.06%，可采储量14602.

2、17×104t；动用气层气储量433.58×108m3，标定采收率56.69%，可采储量245.79×108m3。目前投入正式开发的油气藏开发单元共193个。其中，油藏开发单元173个，动用石油地质储量44766×104t，标定采收率32.56%，可采储量14577×104t；气藏开发单元20个，动用气层气地质储量422.22×108m3，标定采收率57%，可采储量242.09×108m3。中原已开发油田油藏具有以下六个方面的地质特征：一是油藏埋藏较深：173个油藏开发单元中，中深层油藏99个,储量占56.5%；深层油藏72

3、个，储量占42.8%。不同埋藏中深油藏地质储量汇总表 表2分类油藏埋深(m)单元(个)地质储量(104t)储量比(%)浅层<150023170.7中深层1500<2800992528456.5深层2800<4000721916542.8二是构造较复杂：在已开发油藏中，含油面积大于1.0km2的简单断块储量仅占26.8%，含油面积0.51.0km2的复杂断块储量占63.4%，含油面积小于0.5km2的断块储量占9.8%，总体上属于复杂断块油田。不同含油面积下地质储量分布表 表3油藏类型含油面积(km2)地质储量(104t)储量比例(%)简单断块油藏>1.01201526.

4、8复杂断块油藏0.5-1.02837363.4极复杂断块油藏<0.543789.8三是储层物性较差且非均质性较强：以中、低渗透为主。渗透率在50不同渗透率下地质储量分布表 表4油藏类型渗透率(10-3m2)地质储量(104t)储量比例(%)高渗透油藏>50011352.54中渗透油藏50-5002386053.29低渗透油藏10-501481633.10特低渗透10495511.07500×10-3m2的储量占53.29%、渗透率小于50×10-3m2的低渗、特低渗油藏储量占44.17%。四是具多套地层压力系统：常压系统（原始地层压力25-30Mpa，压力系数在

5、1.2以下）；高压系统（原始地层压力35-45Mpa，压力系数在1.21.5）和超高压系统（原始地层压力45Mpa以上，压力系数在1.52.0）。不同压力系数下地质储量分布表 表5压力系数储量（104t）储量比（%）<1.23053068.21.2-1.5881919.7>1.5541712.1五是地层温度高、地层水矿化度高：地层温度75140，地层温度高于90的地质储量占66.2%；地层水矿化度732×104ppm，矿化度在25×104ppm以上的地质储量占66.6%。不同地层温度下地质储量分布表 表6地层温度（C0）地质储量(104t)储量比例(%)<

6、901513033.890-1101634036.5>1101329629.7不同地层水矿化度下地质储量分布表 表7地层水矿化度（mg/l）地质储量(104t)储量比例(%)<15728116.315-25766417.1>252982166.6六是原油性质好：具有低密度、低粘度的特点。地面原油平均密度0.85g/cm3，地下原油粘度0.520mPa·s，原始气油比80200m3/t，原油粘度小于5mPa·s的低粘原油油藏储量占89%。不同地下原油粘度下地质储量分布表 表8原油粘度(mPa·s)地质储量(104t)储量比例(%)>20955

7、2.15-2039928.90.5-53925087.7<0.55691.32、油气藏类型划分（1）油藏类型划分按照中石化股份公司油藏分类标准，将中原已开发的173个油藏开发单元划分成四种类型：第一种类型是简单中高渗油藏,指濮城沙一下，油藏埋深2340m，渗透率690×10-3m2，动用地质储量1135×104t，储量比例2.54%；第二种类型是复杂-极复杂断块油藏,主要分布在文中、濮城、卫城、胡状、文明寨、马厂、庆祖集等油田，埋藏深度2000-3000m，平均渗透率约为50-500×10-3m2，共78个开发单元,动用地质储量22975×104t

8、，储量比例51.32%。其中复杂断块油藏49个，地质储量17386×104t，储量比例38.84%，极复杂断块油藏29个，地质储量5589×104t，储量比例12.48%；第三种类型是常压低渗油藏,主要分布在卫城、桥口、濮城、文中、文东盐上、胡状等油田，油藏埋深从2000m到3200m，共54个开发单元,动用地质储量9994×104t，储量比例22.32%；第四种类型是高压低渗油藏,主要分布在文东盐间、文南油田和文濮结合部，油层埋藏深度超过3200m，共40个开发单元,动用地质储量10662×104t，储量比例23.82%（附表1）。（2）气藏类型划分根

9、据中原油田暂定的气藏分类标准，将20个气藏划分成六种类型：第一种类型是断块砂岩气项，共7个，天然气地质储量101.79×108m3、储量比例24.11%；第二种类型是中高渗断块沙岩气藏，共3个，天然气地质储量24.75×108m3、储量比例5.86%；第三种类型是低渗块状砂岩干气藏，即文23沙四3-8，天然气地质储量112.48×108m3、储量比例26.64%；第四种类型是低渗断块砂岩气藏，共3个，天然气地质储量51.3×108m3、储量比例12.15%；第五种类型是深层低渗凝析气藏，共4个，天然气地质储量100.25×108m3、储量比例2

10、3.74%；第六种类型是裂缝-孔隙型低渗砂岩气藏，共2个，天然气地质储量31.65×108m3、储量比例7.50%（附表2）。低渗气藏储量295.68×108m3、储量比例70.03%，成为开发的主体。中原油区井深、构造复杂、储层非均质强烈、高温高矿化度的特点和多样化的油气藏类型，决定了油气田开发将面临多种复杂的问题和矛质，开发工作要克服较大的技术难度。3、油气田开发概况及目前开发现状（1）油气田开发概况中原油田1975年发现，1979年正式投入开发，油田勘探开发大体经历了四个阶段：1988年以前是储量、产量快速增长阶段。累计探明石油地质储量4.13×108t，探

11、明天然气地质储量912×108m3；累计动用石油地质储量3.16×108t，平均每年动用储量3160×108t；累计新建产能862×104t，平均每年86.2×104t；年产原油从1979年的22.6×104t快速增长到1988年的722×104t；天然气产量由0.6×108m3增加到8.5×108m3。19891995年是储量增长进入低谷、产量下降阶段。该阶段探明石油地质储量0.72×108t，探明天然气地质储量89×108m3；累计动用石油地质储量0.83×108t，平均

12、每年动用储量757×104t；累计新建产能213.3×104t，平均每年19.4×104t。此阶段由于新投入储量不足，油水井损坏进入高峰期，主力油层水淹严重，含水上升快，产量出现递减，年产原油从722×104t降至1995年的410×104t，综合含水从55.75%上升至85.05%。19962000年为高效挖潜、产量递减减缓阶段。为了扭转产量连续下滑的不利局面，开展了以构造研究为重点的油藏描述，研究小断层发育规律，寻找剩余油富集区，进行高效调整挖潜。主要挖掘平面上构造高部位主控断层附近、断块边角区及注采井网不完善区域富集的剩余油。从1996年

13、开始加大老区调整的力度，老区调整井由1995年的86口增加到147-177口，调整井初期平均单井日产油10t以上，是老井的两倍，初期含水2050%，比老井含水低30-50个百分点，调整井单井当年产油保持在1700t以上。新井产量比例由“八五”期间的8.86%提高到10.28%，对油田的产量稳定起到了关键作用。“九五”前三年实现了原油产量400×104t硬稳定，后两年原油产量仍然保持在375、377×104t。20002005年是转变观念、调整思路，实现新发展的阶段。“十五”面临的主要问题是断块内部注采井网不完善，二、三类油层动用状况差；井况问题依然严重，每年损坏的油水井数仍

14、然在150-200口，虽然以前在井况防治攻关方面做了一些工作，部分单元的井网一定程度上得到恢复，但更新、修复工作量仍远远跟不上井况损坏的速度，历史欠帐多。这一阶段通过加强勘探开发一体化，加大老区调整挖潜和恢复井网补欠帐的力度，重新构筑了油田稳产的基础。2005年按照“实现四个转变、强化三项工作、调整三个结构”的开发思路，以油藏经营管理为中心，走“调整、完善、配套、提高”的开发管理之路，深化油气田开发调整，取得了较好的开发经营效果（图1）。（2）油气开发现状至2005年12月，中原油田分公司在用油气水井总数6606口，其中油井4054口，开井3610口，油井开井率89.05%，日产液84053t

15、，日产油8688t；平均单井日产液23.3，单井日产油2.4t，年产油315.0039×104t，年产液2906.4217×104t，累计产油11424.1287×104t，剩余可采储量3177.8713×104t，采油速度0.70%，地质采出程度25.52%，可采储量采出程度78.37%，剩余可采储量采油速度9.08%，综合含水89.47%，自然递减18.53%，综合递减9.4%。油田日产伴生气114.62×104m3，综合气油比146m3/t，年产伴生气49284.34×104m3，累产伴生气192.1502×10m3；

16、气井274口，开井236口，开井率86.13%，气层气日产343.11×104m3，平均单井日产气1.4534×104m3，年产气层气12.0326×108m3，累产气层气143.3564×10m3，采气速度2.85%，采出程度33.96%，可采储量采出程度59.20%，剩余可采储量采气速度10.86%；注水井2278口，开井1762口，水井开井率77.35%,日注9.6173×104m3，平均单井日注54.6m3，年注水3494.1211×104m3，累计注水71956.5072×104m3，月注采比1.21，累积注采比1

17、.21。分公司下设八个油气生产单位,包括采油一至六厂、天然气产销厂和内蒙采油事业部，对应管理17个油田、3个气田，各油气生产单位管理油气田的开发现状见附表3。（3）分类油藏开发现状分类开发单元2004年主要指标 表9分类单元地质储量104t可采储量104t日产（t）含水%采油速度%采出程度%可采采出程度%日注水平M3液油高渗透1113557610911897.50.0650.8100.1138中渗复杂491738662614660928259350.5930.584.747179极复杂29558918991010914328610.9325.575.110552小计78229758160567

18、18425792.00.6829.382.457731常压低渗549994305614624225583.40.8220.767.822183高压低渗4010662278510526184481.20.6317.968.615717单元合计173447661457782887837489.30.6825.277.495769简单高渗透油藏濮城沙一下:处于特高含水末期、近于废弃阶段。日产液1091吨，日产油量18吨，综合含水97.5%，年产油0.67×104t，累积产油576×104t，采出程度50.8%，已采出全部标定可采储量；复杂-极复杂断块油藏78个：日产液56718t

19、，日产油量4257t，日注水量57731m3，分别占开发区总量的68.42%、50.84%、60.28%，采油速度0.68%，采出程度29.3%，可采储量采出程度82.4%，综合含水92%,整体处在特高含水开发阶段；常压低渗透油藏54个：日产液14624t，日产油量2255t，日注水量22183m3，分别占开发区总量的17.64%、26.93%、23.16%，采油速度0.82%，采出程度20.7%，可采储量采出程度67.8%，综合含水83.4%，整体处在高含水开发阶段；高压低渗透油藏40个：日产液10526t，日产油量1844t，日注水量15717m3，分别占开发区总量的12.70%、22.0

20、2%、16.41%，采油速度0.63%，采出程度17.9%，可采储量采出程度68.6%,综合含水81.2%，同样处在高含水开发阶段，但含水与采出程度略低于常压低渗油藏。已开发油藏可采储量采出程度分类表 表10对照可采储量采出程度分级标准划分已开发173个油藏，可采储量采出程度小于50%的低采出程度单元42个，地质储量5697×104t、可采储量1160×104t，分别占12.73%和7.96%，其中低渗开发单元32个、中渗断块开发单元10个；可采储量采出程度在50-75%之间的中采出程度单元47个，地质储量14358×104t、可采储量4242×104t

21、，分别占32.07%和29.10%，其中低渗开发单元35个、中渗断块开发单元12个；可采储量采出程度大于75%的高采出程度单元83个，地质储量23576×104t、可采储量8599×104t，分别占52.66%和58.99%，主要集中在中高渗开发单元，中高渗开发单元56个，低渗单元27个。已开发油藏综合含水分级分类表 表11从含水分级的情况来看，有146个开发单元都处于高含水或特高含水期，地质储量41484×104t、占92.67%，可采储量13946×104t、占95.67%。其中，综合含水大于90%的特高含水期开发单元61个，主要集中在中高渗开发单元

22、，地质储量23031×104t、占51.45%，可采储量8175×104t、占56.08%；综合含水在60-90%的高含水期开发单元85个，地质储量18453×104t、占41.22%,可采储量5771×104t、占39.59%。含水低于60%的开发单元27个,地质储量3282×104t、占7.33%，可采储量592×104t、占4.33%。油田主体进入了高-特高含水开发阶段.(4)其它生产指标油田开发方式为注水保持能量开发，采油方式以机械采油为主。抽油井平均泵挂深度1815m，沉没度425m，平均泵效42.1%、比上年提高1个百分点

23、，平均检泵周期454d，躺井率0.7%，机械采油单耗185.82KW.h/t，机采系统效率22.4%、比上年提高0.7个百分点；注水井分注率41.3%，注水层段合格率72.6%，平均注水单耗10.41KW.h/m3；井口注水水质达标率81.3%、比去年提高1.3个百分点；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） 地面系统管理现状2005年8-9月，对油区地面系统进行调查，现将调查情况综述如下：1、油气集输系统矿场集输建有计量站406座，单拉站6座，集油干线82条299km，集输能力6003×104m3/a，共控制开发单元190个（包括进油系

24、统的7个气藏、183个油藏），其中完整开发单元92个，不完整开发单元88个（以进入同一集输计量干线来核定）。矿场集输采用二级布站，单管密闭，计量站集中加热、计量，油气混输工艺。其工艺工艺流程为：油井计量站联合站（中转站）。对于回压高、产量低的区块实施了多相混输泵增压技术，降低了抽油机的负荷，提高了区块产量。全油田82条矿场集输管线均建有加药点，同时投加破乳剂和缓蚀剂，使药剂在管道中充分溶解、反应，实现油水混合物在管道中破乳。缓蚀剂的投加，在一定程度上减缓腐蚀速率。原油处理共建有中转站2座，联合站11座，原油库1座。原油中转能力60×104 t/a，原油处理能力1400×10

25、4t/a，原油储备能力36×104m3。内部输油干支线9条99km，外部输油管线1条，即中洛线。9座联合站采用原油全密闭处理、负压稳定工艺技术，处理工艺简单，自控程度高，能耗低，原油损耗低。其工艺处理流程为：井排来油三相分离器电脱水器稳定加热炉原油稳定（原油罐）原油外输泵计量外输至油库。桥口联、马厂联采用开式原油处理工艺，日处理原油仅200吨左右，原油外输方式为汽车拉运。集输系统现状统计 表12油田联合站中转站计量站单拉站集油干线座处理能力104t/a座中转能力104t/a小计流量计玻璃管条集液能力104t/a文中-文东2300653530181022濮城35001114764222

26、292文-卫-马-古220013072171516960文南11507070111761胡-庆-刘115013058273113768桥-马-徐-三210030302200合计1114002604061102966826003集输系统对应油井集输统计 表13油田油井数（口）日产单元数正常报废利用单拉液量m3/d油量t/d小计完整不完整文中-文东54010953164571546291019濮城82413726233216732626文-卫-马-古5669075136111823352114文南6141434968001381201317胡-庆-刘48379868618999362412桥-马-

27、徐-三228446728785071616内蒙713525012522合计33266023657484785481809288中转站、联合站各线均有独立的计量系统，实现了各油田油、气、水电连续计量。目前，年处理液量2906×104t，处理原油315×104t；原油外输含水0.16%、原油稳定率94.3%、原油密闭率93.4%、输油泵运行效率52%、加热炉运行效率74%，轻烃回收率2.08%，吨油集输成本6元，油气集输系统效率45.7%、比上年提高0.8个百分点。2、注回水系统污水处理共建有污水处理站12座，污水处理能力13.1×104m3/d，污水外输管线长41.

28、42km。污水处理工艺有“重力混凝+过滤”和“浮选沉降+过滤”两种，除文二污水站采用浮选沉降+过滤工艺外，其余11座均为重力混凝+过滤处理工艺。 重力混凝+过滤工艺流程：油站来水一次收油罐 二次收油罐混合反应器一次沉降罐二次沉降罐（池）多层滤料压力过滤外输。浮选沉降+过滤工艺流程：油站来水一次收油罐 二次收油罐气浮选器混合反应器一次沉降罐二次沉降罐（池）多层滤料压力过滤外输。目前，实际处理污水11.68×104m3/d，污水处理率100%，回注率100%，出站综合水质达标率95.3%，注水水质达到B1-A3标准。注水系统：共建有离心泵注水站12座，增注站91座，注水干线55条227.

29、9km，注水支线299条106km，注水能力15×104m3/d，增注能力9.39×104m3/d，注水管线供水能力17.649×104m3/d，配水间371座。注水系统共控制开发单元172个，完整单元89个，不完整单元83个（同一条注水干线核定）。按照压力等级，注水流程分为三个压力系统：常压流程：主要应用于濮城、文明寨、文中、胡状等中高渗油田。其工艺流程为：来水离心泵分水器管网配水阀组单井管线注水井。一次增压流程：主要应用于文东、桥口等低渗油田。工艺流程：低压来水往复增注泵分水器注水管线高压配水阀组单井管线注水井。二次增压流程：主要应用于卫城、马寨、文南、马厂油

30、田，是油田开发向II、III类油层转移，动用低渗、特低渗油藏建成的。其工艺流程为：来水离心泵分水器管网二次增压泵高压配水阀组单井管线注水井。目前，高压离心泵平均效率69.3%，注水系统效率43%、比上年提高1.5个百分点。注水系统统计 表14油田离心站增注站干线数配水间（座）座注水能力104m3/d座增注能力104m3/d条供水能力104m3/d文中-文东22.3142.913711.852濮城35.7293122285109文-卫-马-古31.813111118067文南11.8362.5784048胡-庆-刘22.4762558桥-马-徐-三115562.530内蒙7合计1215929.4

31、556204.3371注水系统对应注水井统计 表15油田注水井数单元数正常（口）报废利用（口）日注m3/d小计完整不完整文中-文东364622200027819濮城5089239352291019文-卫-马-古3337414560311516文南3162712559301218胡-庆-刘2534610000352411桥-马-徐-三1002336711818内蒙11112122合计18853251022631728983回水系统：为满足注水井放溢流和注水井洗井回收污水，共建有回水干线39条250km。其流程为：注水井计量站回水支线回水干线污水处理站3、天然气系统中原油田共有气藏开发单元20个，

32、其中以气顶为主的7个单元进入原油集输系统，文中、户部寨、白庙、卫11等气田的13个气藏具有独立集输气系统，建有集气站21座，集气能力826×104m3/d，气井数173口，日产气量261×104m3，把这13个气藏开发单元视为完整开发单元。天然气集输统计 表16气田集气站井数日产104 m 3单元座日能力104 m 3卫1133024123桥口-白庙822663292文23-户部寨10570862208合计21826173261134、电力系统目前建成110kV变电所7座，总容量372MVA；建成35kV变电所23座，总容量310.2MVA；35kV开闭所2座；35kV输配

33、电线路58条，总长度385.3km；6kV线路33条，总长约124.4km；变压器1270台，总容量为394.8MVA。5、计量情况：（1）联合站实现了分线计量，即一线一台三相分离器，一套油气水计量装置。各线原油采用罗茨和双转子流量计计量，计量精度为0.5级，综合计量误差在3%以内；污水采用电磁流量计，计量精度为1级；天然气采用旋进旋涡流量计或孔板流量计。（2）单井产量在计量站集中计量，采用流量计和玻璃管量油两种方式，其中采用流量计量油110座，玻璃管量油296座，单拉井采用罐计量。（3）污水站来水及外输水均有计量，计量仪表为电磁流量计。（4）注水泵进口汇管有计量，单泵和注水干线无计量；注水井

34、均为干式水表，计量装置配备完善，计量精度为1.5级；各采油区的注水量为单井注水累计量。（5）采油四厂计量站配备有回水计量装置，但无除气过滤装置，造成计量无法正常运行，其他采油厂均无回水计量装置。（6）98%的单井用电量有计量，各区用电量为单井用电量之和。6、油田道路累计建设各类道路总长度1962.8km。其中：大于1km的水泥、沥青路面120条322.5km，小于1km的水泥、沥青路面511条190.1km，井排简易道路1450.2km。井场道路由采油区管理维护；采油厂主干道，由采油厂管理；公共主干道，由油田公共事业管理处管理维护。7、供水系统工业用清水主要用于注水。一是清水与联合站排放的污水

35、混合处理，作为注水水源；二是增注站直接注清水，共建有清水管线32条，57.1km，计量水表55块，年消耗清水1246×104m3。油田单拉井（边缘井）占正常生产井的十分之一，是由于集输系统压力高，低产低能井及边缘井进不了系统。对单拉井的集输问题，已开展了多年的研究，并取得了一定的效果，例如，天然气发动机的应用，油气混输泵的应用等。近几年来，地面系统维护改造投资少，欠帐多，设备老化，耗能高，效率低；管网腐蚀严重，穿孔频繁，影响油田生产正常运行，油气损失大，工农赔偿费及管线维修费高，急需对集输设施和管线进行更新改造，改变中原油田目前的地面现状，提高油气集输系统效率和生产管理水平。（三）生

36、产经营情况1、油气产量完成情况2005年计划生产原油315.00×104t，实际生产原油315.0039×104t，完成年度计划的100.00%，其中新井产量21.7337×104t、占6.9%，措施产量29.5541×104t、占9.38%，老井自然产量263.7161×104t、占83.72%；计划原油商品量302.4×104t，商品率96.0%，实际完成原油商品量302.4062%，完成计划的100.00%；计划生产天然气16.6×108m3,实际生产16.6082×108m3，完成计划的100.05%；计划

37、天然气商品量12.5×108m3，实际完成12.5348×108m3，完成计划的100.28%；全年完成油气产量481.0859×104t，完成计划的100.02%；全年完成油气商品量427.7542×104t，完成计划的100.08%。2005年老井自然递减计划21.5%，实际18.53%、比计划减缓2.97个百分点、比上年减缓5.22个百分点；油田含水上升率计划控制在1个百分点以内，实际含水在89.5%左右保持稳定。2006年计划生产原油305×104t，其中新井产量20.46×104t，措施产量30.47×104t，老

38、井自然产量254.08×104t，计划老井自然递减18.39%,预计将含水上升率控制在1%以内；计划生产天然气16.2×108m3，其中新井产气0.7431×108m3，措施产气1.0647×108m3，老井自然产气量10.4039×108m3。年计划原油商品量295.48×104t，商品率96%,天然气销量12.5×108m3，商品率73.5%。2、油气销售收入全年实现主营业务（油气烃销售）收入99.25亿元，比预算增加37.28亿元。其中，销售原油294.18×104t,综合销售价格2966.48元/t(折50

39、.36美元/桶),实现收入87.27亿元。主要因价格升高1163.48元/t，增加收入33.2亿元；销售天然气12.54×108m3，综合销售价格702.72元/103m3，实现收入8.81亿元。主要因价格升高30.31元/103m3，收入增加0.38亿元；3、成本控制情况全年发生完全成本总额66.38亿元，单位完全成本1530.7元/吨，比年度预算高57.45元/吨，比2004年高65.99元/t。扣除矿产资源补偿费、洪涝灾害等预算外因素3.6亿元后，油气成本控制在预算之内。预算外因素具体项目：一是生产费用1.71亿元，其中电价上涨0.75亿元、原材料上涨0.54亿元、洪涝灾害增加

40、0.42亿元；二是管理费用1.89亿元，其中退养职工费用0.55亿元、退休职工生活补贴0.43亿元、矿产资源补偿费增加0.39亿元、公安移交、家属补贴0.27亿元、ERP及科技费用增加0.25亿元；在2005年的油气生产成本中，吨油直接材料费用52元/吨，吨油直接动力费75.7元/吨，吨油直接折旧折耗费用301.07元/吨，吨油驱油物注入费175.6元/吨，吨油井下作业费278.67元/吨。2006年股份公司下达油气单位完全成本1408元/吨。4、利润指标超额完成全年累计实现利润27.49亿元，比预算增加30.62亿元。利润增加的主要因素：一是油气产品因价格升高增加利润35.59亿元;二是预算

41、外因素影响减少利润5.91亿元，主要是成本费用增加影响3.6亿元，支付胡状油田提高采收率纠纷案仲裁款0.63亿元，资产报废清理0.34亿元，税金增加0.6亿元，其他业务支出0.74亿元。5、投资执行情况2005年老油田投资计划28.0789亿元，实际完成万28.1091亿元，控制在计划之内。其中：油气勘探工程投资计划5.33亿元，实际完成5.1353亿元；油气开发工程投资计划20.2052亿元，实际完成20.5189亿元；系统配套工程计划2.5437亿元，实际完成2.4549 亿元。2006年股份公司初步核定投资22.4055亿元，其中：油气勘探工程投资3.5037亿元，油气开发工程投资17.

42、1871亿元，系统配套工程1.7147亿元。2006年初步核定投资规模和2005年相比，总投资减少56734万元，分块减少额为：勘探工程1.8263亿元、油气田开发工程3.0181亿元、系统配套工程0.8290亿元。预计，2006年有以下增加投资因素：勘探上可增加二维地震采集400KM投资1200万元，勘探先导费用1000万元；增加开发先导费1200万元，白庙气田、白音查干储罐扩建等地面建设投资1000万元；系统配套增加非安装设备购置投资3000万元。合计，全年预计增加投资7400万元，2006年总投资可达到231455万元，比2005年少49334万元。6、资产状况 油气生产单位固定资产现状

43、表 表17 金额单位：亿元固定资产类别固定资产合计油气资产其他固定资产原值净值原值净值原值净值采油一厂55.1516.7552.6715.722.481.03采油二厂74.7927.0171.525.053.291.96采油三厂42.9516.140.3614.492.591.61采油四厂48.1324.5344.6722.773.461.76采油五厂34.2713.232.9812.461.290.74采油六厂34.1917.6332.3116.531.881.1天然气产销厂136.759.525.163.481.59内蒙采油事业部1.581.471.361.280.220.19合计304.

44、06123.44285.37113.4618.699.98截至2005年底，中原油田共有固定资产原值324.2亿元，净值132.93亿元。其中：油气资产原值305.47亿元，净值120.43亿元；固定资产原值35.29亿元，净值19.9亿元；流动资产25.84亿元。（四）组织结构及人员构成1、分公司组织结构及人员构成分公司现有用工总量30982人，其中：正式职工26140人，劳务用工4842人。按照岗位类别划分：管理人员6097人、专业技术人员3272人、操作服务人员21613人。按照中国石化“一企一制”要求，勘探局与分公司机关实行一体化运作，油田现有机关职能部门16个，其中，分公司独立运行的

45、机关职能部门7个，分公司与勘探局合并办公的机关职能部门9个。分公司现有所属单位28个，其中，油气生产单位8个，科研单位3个，专业化生产经营9个，事业单位8个。2、采油气厂组织结构及人员构成为进一步压扁管理层次，精简管理人员，提高工作效率，2004年12月，分公司在充分调研和论证的基础上，对8个油气生产单位的内部机构设置进行了全面调整。一是对生产单位机关科室的设置进行了相对统一和规范，采油气厂机关设立技术管理、生产管理、经营管理、党群管理等15个职能科室；二是对一线油气生产管理单位进行整合，撤消采油矿、采油队两级编制，将原采油矿和采油矿下设基层小队整合成立采油气管理区，全局设立采油区47个、采气

46、区5个；并在此基础上，对采油厂内部业务流程进行了初步优化：采油气厂为油气生产及成本控制的责任主体，对上与分公司、对下与采油气区形成经营承包关系；采油气区为油气生产操作主体，负责辖区油气生产管理、设备维护及成本控制工作，与采油气厂形成经营承包关系，与采油厂内部辅助生产单位形成摸摸拟市场关系（附图2）。调整后，8个油气生产单位机关职能科室由144个压缩到112个，精简32个，减幅22.2%；同口径对比，直属科级（三级）单位由186个压缩到148个（其中56个采油矿<区>压缩为52个区），精简38个，减幅20%；四级单位由269个压缩到165个，精简104个，减幅38.7%。有89名科级

47、干部达到退出二线年龄条件，退出现职岗位（附表4）。二、油藏经营管理重组方案 （一）油藏经营管理单元归集方案1、开发管理单元归集（1）基本概念开发单元：是指具有独立层系井网的、有连续完整开发数据的计算单元，以2005年储量套改整合的开发单元为准。开发管理单元：是指以开发单元为基础，把同一构造、油藏类型、开发方式、采油方式相同、开发阶段相近的开发单元归集形成开发管理单元。（2）归集原则与方法同一构造体内，油藏类型、开发方式、采油方式相同，开发阶段相近，既有纵向上叠合，又在平面上简单分割的开发单元可归集形成1个开发管理单元。如：文10块开发管理单元由平面上简单分割的文10东沙三中、文10西沙三中和纵

48、向上叠合的文10西S2下-S3上三个开发单元归集而成。同一构造体内，由于纵向上重垒，投入开发层系在时间上略有差别，但开发方式、采油方式、油藏类型相同、开发阶段随历史延续而相近的几个开发单元可归集形成1个开发管理单元。文38块开发管理单元是由纵向上重垒的文38沙二下、沙三上和沙三中三个开发单元归集而成。开发方式、采油方式、油藏类型相同，开发阶段相近，平面上断块紧邻的开发单元归集成1个开发管理单元。桥口常压开发管理单元就是由桥7块、桥18块等6个开发单元归集而成。统属一个断块区的，规模相对较小，平面上相对分散的开发单元归集成1个开发管理单元。如庆祖集开发管理单元由庆6、11等8个开发单元归集而成。

49、相对独立，开发方式、采油方式、油藏类型自成体系的开发单元归集成1个开发管理单元。如：濮城油田有22个开发管理单元由主体沙二段、沙三中及外围开发单元独立归集而成。个别开发单元受地面管理限制，需要重新拆分归集成开发管理单元。如：濮城油田濮97-文98开发单元和濮98-卫79开发单元。（3）归集结果2005年储量套改后,中原油田对原有230个油气藏单元进行整合,油藏主要开发单元由210个整合成173个，气藏20个不变。为了适应油藏经营管理试点的需要，依据以上原则方法，本次将193个油气开发单元归集形成148个油气开发管理单元，其中173个油藏开发单元归集成132个开发管理单元，20个气藏开发单元归集

50、成16个开发管理单元。对油藏开发单元而言，能够满足开发管理需要的独立断块107个，归集形成开发管理单元107个；断块紧邻开发单元23个，经组合归集形成开发管理单元8个；上下重垒开发单元19个，归集形成开发管理单元7个；断块区拆分2个开发单元，主要兼顾油藏经营管理归集形成4个开发管理单元；断块区内组合、上下重叠混合开发单元22个归集形成6个(附表5)。油藏开发管理单元归集结果表 表18采油厂油田归集结果开发单元开发管理单元采油一厂文中-文东2721采油二厂濮城3029采油三厂文明寨-卫城-马寨-古云3531采油四厂文南2825采油五厂胡状-庆祖-刘庄3519采油六厂桥口-马厂- 徐集-三春集16

51、5内蒙事业部桑合-达尔其22全油区17173132对气藏开发单元来讲，独立断块14个归集形成开发管理单元14个；断块区内组合开发单元4个归集形成1个；上下重垒开发单元2个归集形成开发管理单元1个。气藏开发管理单元归集结果表 表19采油(气)厂油(气)田重垒型断块区内组合独立断块归集对比序号名称原单元数序号名称原单元数单元数开发单元开发管理单元采油一厂文中-文东 222采油二厂濮城 222采油三厂卫城-古云 333采油四厂文南 222采油五厂刘庄 111采油六厂桥口-白庙 222产销厂文23-户部寨1文2321户部寨4284全油区12141420162、经营管理单元归集（1）基本概念油藏经营管理

52、单元：地面注采和集输系统相邻（相同）的开发管理单元进行归集或拆分，形成投入产出能够独立计量和核算的油藏经营管理单元。（2）归集原则根据股份公司制定的总体原则，结合中原油田的实际情况，进一步确定了油藏经营管理单元归集的六条原则：注采计量及集输系统相邻的开发管理单元可组合形成油藏经营管理单元；油藏经营管理单元必须有适度的储量、产量规模，大的能分则分，小的能合则合；储量、产量规模小的边远油藏可作为一个油藏经营管理单元；一个油藏经营管理单元必须有明晰的、相对独立的地面集输、注采系统；坚持地面服从地下、地下兼顾地面，尽量利用现有的地面集输、注采、计量系统，减少地面改造工作量及投资；现采油(气)区管理模式

53、符合油气藏经营管理模式的可直接归集形成油气藏经营管理单元。（3）归集结果按照经营管理单元归集原则，归集形成油气藏经营管理单元54个，其中油藏经营管理单元48个，气藏经营管理单元6个（天然气开发管理单元中集输进油系统的不再单独归集气藏经营管理单元）。油藏经营管理单元归集结果表 表20单位油气分类开发单元目前采油区单元归集结果开发管理经营管理采油一厂油278219气22采油二厂油3010298气22采油三厂油3593110气3131采油四厂油288256气22采油五厂油356199气11采油六厂油16454气2121产销厂气8344内蒙油2222分公司油1734713248气205166合计1935214854油藏经营管理单元的归集主要分四种情况：第一种情况：目前采油气区管理范围的开发管理单元，其采油（气）井基本属于零散、边远井，集输上全部采用单拉。这部分开发管理单元的计量独立、投入产出完全清晰，油藏地下地面统一，在考虑储量、产量规模的基础上，相邻单元结合归集形成油藏经营管理单元。这类油藏包括文中油田的文19-220断块区、濮城沙一、卫城油田卫4断块区、胡状油田胡19断块区及胡状零散井、刘庄油田、黄河南徐集和三春