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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2一、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14602.17×104t；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%，可采储量序号油气田名开采矿种生产规模(104/a)矿区面积(km2)开采起止时间采矿权人发证机关1文留北部油气田石油天然气10581.83952000.04-2030.042濮城油气田石油天然气卤水11082.94592000.04-2023.043文明寨油田石油2216.18282000.04-2023.044卫城油田石油天然气3862.51312000.04-2023.045马寨油田石油天然气1512.02642000.04-2023.046文留南部油气田石油天然气65108.47012000.04-2023.047胡状集油田石油3270.86292000.04-2027.048赵庄油田石油1.53.49952000.04-2010.049刘庄油田石油天然气2.518.18572000.04-2008.0410马厂油田石油天然气8.524.41642000.04-2013.0411桥口油气田石油天然气832.21512000.04-2020.0412白庙油气田石油天然气2.5×108m340.43322000.04-2020.0413徐集油气田石油天然气2.55.26352000.04-2013.0414三春集油田石油26.33412000.04-2013.0415文23-文96油气田天然气5×108m317.962000.04-2030.0416卫79-文17油气田天然气1.0×108m318.83412000.04-2023.0417桑合石油6.935.6612000.10-2014.1018达尔其石油1.410.1962000.10-2014.10647.8393中原油田分公司采矿权表表1合计中国石油化工股份有限公司中华人民共和国国士资源部3242.09×108m3。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≥15002800992528456.5深层≥28004000721916542.8二是构造较复杂：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0.5～1.0km2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1.01201526.8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(10-3μm2)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≤10495511.074500×10-3μm2的储量占53.29%、渗透率小于50×10-3μm2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1.2以下）；高压系统（原始地层压力35-45Mpa，压力系数在1.2～1.5）和超高压系统（原始地层压力45Mpa以上，压力系数在1.5～2.0）。不同压力系数下地质储量分布表表5五是地层温度高、地层水矿化度高：地层温度75～140℃，地层温度高于90℃的地质储量占66.2%；地层水矿化度7～32×104ppm，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(%)901513033.890-1101634036.51101329629.7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(%)15728116.315-25766417.1252982166.6六是原油性质好：具有低密度、低粘度的特点。地面原油平均密度压力系数储量（104t）储量比（%）1.23053068.21.2-1.5881919.71.5541712.150.85g/cm3，地下原油粘度0.5～20mPa·s，原始气油比80～200m3/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(%)209552.15-2039928.90.5-53925087.70.55691.32、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690×10-3μm2，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50-500×10-3μm2，共78个开发单元,动用地质储量22975×104t，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）。6（2）气藏类型划分根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23.74%；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。1989～1995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，平均每年动用储量757×104t；累计新建产能213.3×104t，平7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%。1996～2000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20—50%，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。2000～2005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，日产油8688t；8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192.1502×10８m3；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