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(zhǔn)采礦中原油田分公司采礦權(quán)表表1序號油氣田名開采礦種生產(chǎn)規(guī)模(10/a)礦區(qū)面積(kn?)開采起止時間采礦權(quán)人發(fā)證機關(guān)1文留北部油氣田石油天然氣10581.83952000.04-2030.04中國石油化工股份有限公司中華人民共和國國士資源部2濮城油氣田石油天然氣鹵水:11082.94592000.04-2023.043文明寨油田石油22

2、16.18282000.04-2023.044衛(wèi)城油田石油天然氣3862.51312000.04-2023.045馬寨油田石油天然氣1512.02642000.04-2023.046文留南部油氣田石油天然氣65108.47012000.04-2023.047胡狀集油田石油3270.86292000.04-2027.048趙莊油田石油1.53.49952000.04-2010.049劉莊油田石油天然氣2.518.18572000.04-2008.0410馬廠油田石油天然氣8.524.41642000.04-2013.0411橋口油氣田石油天然氣832.21512000.04-2020.0412白

3、廟油氣田石油天然氣2.5X10n340.43322000.04-2020.0413徐集油氣田石油天然氣2.55.26352000.04-2013.0414三春集油田石油26.33412000.04-2013.0415文23-文96油氣田天然氣5X10m317.962000.04-2030.0416衛(wèi)79-文17油氣田天然氣1.0X10n318.83412000.04-2023.0417桑合石油6.935.6612000.10-2014.1018達(dá)爾其石油1.410.1962000.10-2014.10合計647.8393面積647.84km2。至2005年底，累積探明石油地質(zhì)儲量5.8613X

4、1041,探明氣層氣地質(zhì)儲量646.45X10sm3，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48572X1041,儲量動用率83.51%，標(biāo)定采收率30.06%，可采儲量14602.17X1041；動用氣層氣儲量433.58X108m3，標(biāo)定采收率56.69%，可采儲量245.79X10sm3o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44766X1041，標(biāo)定采收率32.56%，可采儲量14577X1041；氣藏開發(fā)單元20個，動用氣層氣地質(zhì)儲量422.22X108m3，標(biāo)定采收率57%，可采儲量242.

5、09X108m3。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(1041)儲量比(%)淺層1.01201526.8復(fù)雜斷塊油藏0.5-1.02837363.4極復(fù)雜斷塊油藏50011352.54中滲透油藏50-5002386053.29低滲透油藏10-501481633.10特低滲透W10495511.07500X10-3um2的儲量占53.29%、滲透率小于50X10-3um2的低滲、特低滲油藏儲量占44.17%

6、。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）。i壓力系數(shù)八1=.儲量(1041)儲量比（%）1.5541712.1不同壓力系數(shù)下地質(zhì)儲量分布表表5是地層溫度高地層水礦化度高：地層溫度75140C，地層溫度高于90C的地質(zhì)儲量占66.2%；地層水礦化度732X104ppm，礦化度在25X104ppm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地層溫度地質(zhì)儲量儲量比例(Co)(1041)(%)11013296

7、29.7不同地層水礦化度下地質(zhì)儲量分布表表7地層水礦化度地質(zhì)儲量儲量比例(mg/l)(1041)(%)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0.520mPas,原始?xì)庥捅?0200m3/1,原油粘度小于5mPas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原油粘度地質(zhì)儲量儲量比例(mPas)(1041)(%)209552.15-2039928.90.5-53925087.70.55691.32、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(biāo)準(zhǔn)，將中原已開發(fā)的173個油藏開發(fā)單元劃分成四種

8、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690X10-3um2，動用地質(zhì)儲量1135X1041,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50-500X10-3um2，共78個開發(fā)單元,動用地質(zhì)儲量22975X1041,儲量比例51.32%。其中復(fù)雜斷塊油藏49個，地質(zhì)儲量17386X1041，儲量比例38.84%，極復(fù)雜斷塊油藏29個,地質(zhì)儲量5589X1041,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

9、、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9994X1041，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10662X1041，儲量比例23.82%（附表1）。（2）氣藏類型劃分根據(jù)中原油田暫定的氣藏分類標(biāo)準(zhǔn)，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101.79X108m3、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24.75X108m3、儲量比例5.86%；第三種類型是低滲塊

10、狀砂巖干氣藏，即文23沙四3-8，天然氣地質(zhì)儲量112.48X108m3、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51.3X108m3、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100.25X108m3、儲量比例23.74%；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31.65X108m3、儲量比例7.50%(附表2)。低滲氣藏儲量295.68X108m3、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

11、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4.13X1081,探明天然氣地質(zhì)儲量912X108M3；累計動用石油地質(zhì)儲量3.16X1081,平均每年動用儲量3160X1081；累計新建產(chǎn)能862X1041，平均每年86.2X1041；年產(chǎn)原油從1979年的22.6X1041快速增長到1988年的722X1041；天然氣產(chǎn)量由0.6X108m3增加到8.5X108m3。19891995年是儲量增長進(jìn)入低谷、產(chǎn)量下降階段

12、。該階段探明石油地質(zhì)儲量0.72X1081,探明天然氣地質(zhì)儲量89X108m3；累計動用石油地質(zhì)儲量0.83X1081，平均每年動用儲量757X1041；累計新建產(chǎn)能213.3X1041，平均每年19.4X1041。此階段由于新投入儲量不足，油水井損壞進(jìn)入高峰期，主力油層水淹嚴(yán)重，含水上升快，產(chǎn)量出現(xiàn)遞減，年產(chǎn)原油從722X1041降至1995年的410X1041，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(jìn)行高效調(diào)整挖潛。主要挖掘平面上構(gòu)造高

13、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(dāng)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400X1041硬穩(wěn)定，后兩年原油產(chǎn)量仍然保持在375、377X1041。20002005年是轉(zhuǎn)變觀念、調(diào)整思路，實現(xiàn)新發(fā)展的階段?！笆濉泵媾R的主要問題是斷塊內(nèi)部注采井網(wǎng)不完善，二、三類

14、油層動用狀況差；井況問題依然嚴(yán)重，每年損壞的油水井?dāng)?shù)仍然在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(yuǎn)遠(yuǎn)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

15、3610口，油井開井率89.05%，日產(chǎn)液840531，日產(chǎn)油86881；平均單井日產(chǎn)液23.3，單井日產(chǎn)油2.41，年產(chǎn)油315.0039X1041，年產(chǎn)液2906.4217X1041，累計產(chǎn)油11424.1287X1041，剩余可采儲量3177.8713X1041,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114.62X104m3，綜合氣油比146m3/1,年產(chǎn)伴生氣49284.34X103，累產(chǎn)伴生氣192.1502X108m3；氣井274口，開井

16、236口，開井率86.13%，氣層氣日產(chǎn)343.11X104m3，平均單井日產(chǎn)氣1.4534X104m3,年產(chǎn)氣層氣12.0326X108m3,累產(chǎn)氣層氣143.3564X10sm3，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9.6173X104m3，平均單井日注54.6m3，年注水3494.1211X104m3，累計注水71956.5072X104m3，月注采比1.21，累積注采比1.21。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

17、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(biāo)表9分類單元地質(zhì)儲量1041可采儲量1041日產(chǎn)（1）含水%采油速度采出程度%可米米出程度%日注水平M3液油高滲透1113557610911897.50.0650.8100.1138中滲復(fù)雜4917386626146609282593.50.5930.584.747179極復(fù)雜295589189910109143286.10.9325.575.110552小計7822975816056718425792.00.6829.382.457731常壓低滲549994305614

18、624225583.40.8220.767.822183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0.67X1041，累積產(chǎn)油576X1041，采出程度50.8%，已采出全部標(biāo)定可采儲量；復(fù)雜-極復(fù)雜斷塊油藏78個：日產(chǎn)液567181，日產(chǎn)油量42571，日注水量57731m3，分別占開發(fā)區(qū)總量的68.42%、50.84%、60.28%，

19、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146241,日產(chǎn)油量22551,日注水量22183ms,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105261,日產(chǎn)油量18441,日注水量15717m3,分別占開發(fā)區(qū)總量的12.70%、22.02%、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%

20、,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可米儲量采出程度(%)分類單元數(shù)(個)地質(zhì)儲量(104t)可米儲量(104t)米收率(%)比例(%)地質(zhì)儲量可米儲量75高滲1113557650.752.543.95中滲復(fù)雜斷塊3914959555737.1533.4238.12極復(fù)雜斷塊173050119839.286.818.22小計5618009675537.5140.2346.34低滲常136.206.50高壓10279289732.136.246.15小計275567184433.1212.4412.65合計8

21、323576859936.4752.6658.99合計173447661457732.56100.00100.00對照可采儲量采出程度分級標(biāo)準(zhǔn)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5697X1041、可采儲量1160X1041,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14358X1041、可采儲量4242X1041,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，

22、地質(zhì)儲量23576X1041、可采儲量8599X1041,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綜合含水(%)分類單元數(shù)(個)地質(zhì)儲量(104t)可米儲量(104t)采收率(%)比例()地質(zhì)儲量可米儲量W20低滲常壓2501326.000.110.09高壓21933317.100.430.23小計42434618.930.540.3220-60中滲復(fù)雜斷塊11083532.410.240.24極復(fù)雜斷塊18544.710.190.03小計21933920.210.430.27低滲常壓101192235

23、19.712.661.61高壓11165431118.803.692.13小計21284654619.186.363.75合計23303958519.256.794.0160-90中滲復(fù)雜斷塊113387125537.057.578.61極復(fù)雜斷906.165.66小計296146208033.8413.7314.27低滲常壓367086222631.4115.8315.27高壓205221146528.0611.6610.05小計5612307369129.9927.4925.32合計8518453577131.2741.2239.5990高滲1113557650.

24、752.543.95中滲復(fù)雜斷塊3713891497135.7931.0334.10極復(fù)雜斷塊102745107038.986.137.34小計4716636604136.3137.1641.44低滲常壓6166658234.933.723.99高壓7359497627.168.036.70小計135260155829.6211.7510.69合計6123031817535.5051.4556.08合計173447661457732.56100.00100.00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41484X1041、占92.67%，可采儲量13946X1

25、041、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)單元地質(zhì)儲量23031X1041、占51.45%,可采儲量8175X1041、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18453X1041、占41.22%,可采儲量5771X1041、占39.59%。含水低于60%的開發(fā)單元27個，地質(zhì)儲量3282X1041、占7.33%，可采儲量592X1041、占4.33%。油田主體進(jìn)入了高-特高含水開發(fā)階段.（4）其它生產(chǎn)指標(biāo)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

26、均泵效42.1%、比上年提高1個百分點,平均檢泵周期454d，躺井率0.7%，機械采油單耗185.82KW.h/1,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(dá)標(biāo)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(jìn)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6003X104m3/a，共控制開

27、發(fā)單元190個（包括進(jìn)油系統(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(jìn)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：油井一計量站一聯(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(fù)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60X104t/a,原油處理能力140

28、0X104t/a，原油儲備能力36X104m3。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(fù)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f三相分離器f電脫水器f穩(wěn)定加熱爐f原油穩(wěn)定f（原油罐）f原油外輸泵f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?yán)\。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350011147

29、64222292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?dāng)?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

30、橋-馬-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2906X1041,處理原油315X1041；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13.1X104m3/d，污水外輸管線長41.42km。污水處理工藝

31、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：油站來水一一次收油罐一二次收油罐一混合反應(yīng)器一一次沉降罐一二次沉降罐（池）一多層濾料壓力過濾一外輸。浮選沉降+過濾工藝流程：油站來水一一次收油罐一二次收油罐一氣浮選器一混合反應(yīng)器一一次沉降罐一二次沉降罐（池）一多層濾料壓力過濾一外輸。目前，實際處理污水11.68X104m3/d,污水處理率100%，回注率100%,出站綜合水質(zhì)達(dá)標(biāo)率95.3%，注水水質(zhì)達(dá)到B1-A3標(biāo)準(zhǔn)。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227.9km，

32、注水支線299條106km，注水能力15X104m3/d，增注能力9.39X104m3/d，注水管線供水能力17.649X104m3/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：來水一離心泵一分水器一管網(wǎng)一配水閥組一單井管線一注水井。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：低壓來水一往復(fù)增注泵一分水器一注水管線一高壓配水閥組一單井管線一注水井。二次增壓流程：主要應(yīng)用于衛(wèi)城、馬寨、文南、馬廠油田,是油田開發(fā)

33、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：來水一離心泵一分水器一管網(wǎng)一二次增壓泵一高壓配水閥組一單井管線一注水井。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1215929.45

34、56204.3371注水系統(tǒng)對應(yīng)注水井統(tǒng)計表15油田注水井?dāng)?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f計量站f回水支線f回水干線f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

35、個，其中以氣頂為主的7個單元進(jìn)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826X104m3/d，氣井?dāng)?shù)173口，日產(chǎn)氣量261X104m3，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?dāng)?shù)日產(chǎn)104m3單元座日能力104m3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輸配電線路58條，總長度385

36、.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(jìn)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(jìn)口匯管有計量，單泵和注水干線無計量；注水井均為干式水表，計量裝置配備

37、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(hù)；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(hù)。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)合站排放的污水混合處理，作為注水水源；二

38、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1246X104m3。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(jìn)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(hù)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(yán)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(jìn)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）生產(chǎn)經(jīng)營情況1、油氣產(chǎn)量完成情況200

39、5年計劃生產(chǎn)原油315.00X1041,實際生產(chǎn)原油315.0039X1041,完成年度計劃的100.00%，其中新井產(chǎn)量21.7337X1041、占6.9%，措施產(chǎn)量29.5541X1041、占9.38%，老井自然產(chǎn)量263.7161X1041、占83.72%；計劃原油商品量302.4X1041,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16.6X108m3，實際生產(chǎn)16.6082X108m3，完成計劃的100.05%；計劃天然氣商品量12.5X108m3，實際完成12.5348X108m3，完成計劃的100.28%；全年完成油氣產(chǎn)量48

40、1.0859X1041，完成計劃的100.02%；全年完成油氣商品量427.7542X1041，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305X1041，其中新井產(chǎn)量20.46X1041，措施產(chǎn)量30.47X1041，老井自然產(chǎn)量254.08X1041，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16.2X108m3，其中新井產(chǎn)氣0.7431X108m3，措施產(chǎn)氣1.064

41、7X108m3，老井自然產(chǎn)氣量10.4039X108m3。年計劃原油商品量295.48X1041，商品率96%，天然氣銷量12.5X108m3，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294.18X1041,綜合銷售價格2966.48元/1（折50.36美元/桶），實現(xiàn)收入87.27億元。主要因價格升高1163.48元/1，增加收入33.2億元銷售天然氣12.54X108m3，綜合銷售價格702.72元/103山3，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

42、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

43、/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(dá)油氣單位完全成本1408元/噸。4、利潤指標(biāo)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

44、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。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17.1871億元，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

45、萬元，勘探先導(dǎo)費用1000萬元；增加開發(fā)先導(dǎo)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(dá)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

46、.5344.6722.773.461.76采油五廠34.2713.232.9812.461.290.74米油六廠34.1917.6332.3116.531.881.1天然氣產(chǎn)銷廠136.759.525.163.481.59內(nèi)家米油事業(yè)部1.581.471.361.280.220.19合計304.06123.44285.37113.4618.699.98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

47、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(jìn)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

48、位的內(nèi)部機構(gòu)設(shè)置進(jìn)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(jìn)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(jìn)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(jìn)行了初步優(yōu)化：采油氣廠為油氣生產(chǎn)及成本控制的責(zé)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(fù)責(zé)轄區(qū)油氣生產(chǎn)管理、設(shè)備維護(hù)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

49、，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名科級干部達(dá)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(zhǔn)。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

50、、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

51、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。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

52、對原有230個油氣藏單元進(jìn)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2

53、2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165內(nèi)蒙事業(yè)部桑合-達(dá)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)

54、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米油六廠橋口-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(jìn)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(jìn)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

55、的能合則合；儲量、產(chǎn)量規(guī)模小的邊遠(yuǎn)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(jìn)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2

56、78219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(yuǎn)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

57、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、黃河南徐集和三春集油田、白音查干開發(fā)區(qū)達(dá)爾其、桑合等14個開發(fā)管理單元，歸集形成8個油藏經(jīng)營管理單元。第二種情況：目前整個油田自成體系，地面集輸、注采系統(tǒng)完善，管理上幅度適中，計量上完全獨立，投入產(chǎn)出清晰。主要包括馬寨、古云、慶祖、橋口、馬廠等油田的11個開發(fā)管理單元，按油田歸集形成5個油藏經(jīng)營管理單元。第三種情況：開發(fā)管理單元受斷層分割影響，條帶多、斷塊多，考慮地面既成集輸管網(wǎng)體系，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，就近相鄰集輸干線分界歸集。主要有文東油田文13斷塊區(qū)、濮城油田外圍斷塊區(qū)、文明寨油田和衛(wèi)城

58、油田主力區(qū)塊以及文南油田、胡狀油田的73個開發(fā)管理單元，經(jīng)歸集形成22個油藏經(jīng)營管理單元。第四種情況：大致包括兩類，一類是目前開發(fā)管理單元相鄰，公用一條集輸干線歸集而成的油藏經(jīng)營管理單元，主要由文中油田、文明寨油田、文南油田和胡狀油田等16個開發(fā)管理單元歸集成10個油藏經(jīng)營管理單元；另一類屬于主體油藏含油層系多，平面油藏分布面積大，垂向多種類型油藏疊加，但同時地面系統(tǒng)公用一條集輸干線的，從降低管理難度，減少地面投入等方面考慮歸集形成油藏經(jīng)營管理單元。主要是濮城油田主體開發(fā)管理單元和文南油田文33塊開發(fā)管理單元，歸集形成5個油藏經(jīng)營管理單元。對濮城油田主體油藏來講，目前的采油分區(qū)管理是按照過去采

59、油礦的地面集輸系統(tǒng)劃分組合形成的，共有10個采油管理區(qū)（包括一個零星收油采油區(qū)）。采油區(qū)管理范圍與地下油藏分布嚴(yán)重錯位，造成一個區(qū)管理多個不完整開發(fā)單元，一個開發(fā)單元被多個管理區(qū)管理，相鄰采油區(qū)之間部分注采井組交叉，A區(qū)注水，B區(qū)見效，增加了開發(fā)管理、注采管理的難度。針對這種復(fù)雜情況，確定濮城油田油藏經(jīng)營管理單元的歸集原則：地面服從地下，地下兼顧地面，按斷塊區(qū)歸集，盡量減少投資。將主體油藏開發(fā)管理單元整合歸集成東區(qū)北部、東區(qū)南部、西區(qū)、南區(qū)等4個經(jīng)營管理單元（附表6）。氣藏經(jīng)營管理單元歸集主要分兩種情況：一是伴生氣進(jìn)油系統(tǒng)的7個氣藏開發(fā)管理單元，不再歸集形成氣藏經(jīng)營管理單元；二是將具有獨立集輸

60、系統(tǒng)的衛(wèi)城氣頂、文23氣田、戶部寨氣田、橋口-白廟氣田等9個氣藏開發(fā)管理單元，歸集成6個氣藏經(jīng)營管理單元。氣藏經(jīng)營管理單元歸集類型表表21采油油氣田獨立進(jìn)伴生氣系統(tǒng)（4）地面系統(tǒng)歸集按照油藏經(jīng)營管理工作要求，遵照地面服從地下，地面地下相互統(tǒng)一，注采與集輸相適應(yīng)、油藏經(jīng)營管理單元獨立計量的原則對地面系統(tǒng)進(jìn)行劃分油（氣）藏地下與地面相對統(tǒng)一，具有獨立的注采、集輸、計量及油水處理系統(tǒng)的油藏經(jīng)營管理單元，其地面配套設(shè)施全部劃歸對應(yīng)油藏經(jīng)營管理單元，主要有馬寨、古云、慶祖、劉莊、橋口、馬廠、徐集、三春集、達(dá)爾其、桑合油田及文23氣田、戶部寨氣田、橋口-白廟氣田等15個油氣田。油（氣）藏地下與地面交叉錯位