中**田分公司
油氣生產階段油藏經營管理試點方案
中**田分公司
二oo六年二月
一、油田基本情況
（一） 油田地質開發概況
1、地質概況及主要地質特徵
中**田開發區域包括東濮凹陷、內蒙白音查干凹陷、查干凹陷、陝北富縣探區和普光氣田，均屬陸上油氣田，審批採礦權油氣田18個,批准採礦
面積647.84km2。至2023年底，累積探明石油地質儲量5.
8613×104t，探明氣層氣地質儲量646.45×108m3，投入開發的有東濮凹陷16個油田、3個氣田和白音查干凹陷2個油田，動用石油地質儲量48572×104t，儲量動用率83.51%，標定採收率30.
06%，可採儲量14602.17×104t；動用氣層氣儲量433.58×108m3，標定採收率56.
69%，可採儲量245.79×108m3。目前投入正式開發的油氣藏開發單元共193個。
其中，油藏開發單元173個，動用石油地質儲量44766×104t，標定採收率32.56%，可採儲量14577×104t；氣藏開發單元20個，動用氣層氣地質儲量422.22×108m3，標定採收率57%，可採儲量242.
09×108m3。
中原已開發油田油藏具有以下六個方面的地質特徵：
一是油藏埋藏較深：173個油藏開發單元中，中深層油藏99個,儲量佔56.5%；深層油藏72個，儲量佔42.8%。
不同埋藏中深油藏地質儲量彙總表表2
二是構造較複雜：在已開發油藏中，含油面積大於1.0km2的簡單斷塊儲量僅佔26.
8%，含油面積0.5～1.0km2的複雜斷塊儲量佔63.
4%，含油面積小於0.5km2的斷塊儲量佔9.8%，總體上屬於複雜斷塊油田。
不同含油面積下地質儲量分布表表3
三是儲層物性較差且非均質性較強：以中、低滲透為主。滲透率在50～
不同滲透率下地質儲量分布表表4
500×10-3μm2的儲量佔53.29%、滲透率小於50×10-3μm2的低滲、特低滲油藏儲量佔44.17%。
四是具多套地層壓力系統：常壓系統（原始地層壓力25-30mpa，壓力係數在1.2以下）；高壓系統（原始地層壓力35-45mpa，壓力係數在1.
2～1.5）和超高壓系統（原始地層壓力45mpa以上，壓力係數在1.5～2.
0）。不同壓力係數下地質儲量分布表表5
五是地層溫度高、地層水礦化度高：地層溫度75～140℃，地層溫度高
於90℃的地質儲量佔66.2%；地層水礦化度7～32×104ppm，礦化度在25×
104ppm以上的地質儲量佔66.6%。
不同地層溫度下地質儲量分布表表6
不同地層水礦化度下地質儲量分布表表7
六是**性質好：具有低密度、低粘度的特點。地面**平均密度0.
85g/cm3，地下**粘度0.5～20mpa·s，原始氣油比80～200m3/t，**粘度小於5mpa·s的低粘**油藏儲量佔89%。
不同地下**粘度下地質儲量分布表表8
2、油氣藏型別劃分
（1）油藏型別劃分
按照中石化股份公司油藏分類標準，將中原已開發的173個油藏開發單元劃分成四種型別：
第一種型別是簡單中高滲油藏,指濮城沙一下，油藏埋深2340m，滲透率690×10-3μm2，動用地質儲量1135×104t，儲量比例2.54%；第二種型別是複雜-極複雜斷塊油藏,主要分布在文中、濮城、衛城、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50-500×10-3μm2，共78個開發單元,動用地質儲量22975×104t，儲量比例51.32%。
其中複雜斷塊油藏49個，地質儲量17386×104t，儲量比例38.84%，極複雜斷塊油藏29個，地質儲量5589×104t，儲量比例12.48%；第三種型別是常壓低滲油藏,主要分布在衛城、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個開發單元,動用地質儲量9994×104t，儲量比例22.
32%；第四種型別是高壓低滲油藏,主要分布在文東鹽間、文南油田和文濮結合部，油層埋藏深度超過3200m，共40個開發單元,動用地質儲量10662×104t，儲量比例23.82%（附表1）。
（2）氣藏型別劃分
根據中**田暫定的氣藏分類標準，將20個氣藏劃分成六種型別：
第一種型別是斷塊砂岩氣項，共7個，天然氣地質儲量101.79×108m3、儲量比例24.11%；第二種型別是中高滲斷塊沙岩氣藏，共3個，天然氣地質儲量24.
75×108m3、儲量比例5.86%；第三種型別是低滲塊狀砂岩幹氣藏，即文23沙四3-8，天然氣地質儲量112.48×108m3、儲量比例26.
64%；第四種型別是低滲斷塊砂岩氣藏，共3個，天然氣地質儲量51.3×108m3、儲量比例12.15%；第五種型別是深層低滲凝析氣藏，共4個，天然氣地質儲量100.
25×108m3、儲量比例23.74%；第六種型別是裂縫-孔隙型低滲砂岩氣藏，共2個，天然氣地質儲量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%，成為開發的主體。
中**區井深、構造複雜、儲層非均質強烈、高溫高礦化度的特點和多樣化的油氣藏型別，決定了油氣田開發將面臨多種複雜的問題和矛質，開發工作要克服較大的技術難度。
3、油氣田開發概況及目前開發現狀
（1）油氣田開發概況
中**田2023年發現，2023年正式投入開發，油田勘探開發大體經歷了四個階段：
2023年以前是儲量、產量快速增長階段。累計探明石油地質儲量4.13×108t，探明天然氣地質儲量912×108m3；累計動用石油地質儲量3.
16×108t，平均每年動用儲量3160×108t；累計新建產能862×104t，平均每年86.2×104t；年產**從2023年的22.6×104t快速增長到2023年的722×104t；天然氣產量由0.
6×108m3增加到8.5×108m3。
1989～2023年是儲量增長進入低谷、產量下降階段。該階段探明石油地質儲量0.72×108t，探明天然氣地質儲量89×108m3；累計動用石油地質儲量0.
83×108t，平均每年動用儲量757×104t；累計新建產能213.3×104t，平均每年19.4×104t。
此階段由於新投入儲量不足，油水井損壞進入高峰期，主力油層水淹嚴重，含水上公升快，產量出現遞減，年產**從722×104t降至2023年的410×104t，綜合含水從55.75%上公升至85.05%。
1996～2023年為高效挖潛、產量遞減減緩階段。為了扭轉產量連續下滑的不利局面，開展了以構造研究為重點的油藏描述，研究小斷層發育規律，尋找剩餘油富集區，進行高效調整挖潛。主要挖掘平面上構造高部位主控斷層附近、斷塊邊角區及注採井網不完善區域富集的剩餘油。
從2023年開始加大老區調整的力度，老區調整井由2023年的86口增加到147-177口，調整井初期平均單井日產油10t以上，是老井的兩倍，初期含水20—50%，比老井含水低30-50個百分點，調整井單井當年產油保持在1700t以上。新井產量比例由「八五」期間的8.86%提高到10.
28%，對油田的產量穩定起到了關鍵作用。「九五」前三年實現了**產量400×104t硬穩定，後兩年**產量仍然保持在375、377×104t。
2000～2023年是轉變觀念、調整思路，實現新發展的階段。「十五」面臨的主要問題是斷塊內部注採井網不完善，
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仍然在150-200口，雖然以前在井況防治攻關方面做了一些工作，部分單元的井網一定程度上得到恢復，但更新、修復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一體化，加大老區調整挖潛和恢復井網補欠帳的力度，重新構築了油田穩產的基礎。2023年按照「實現四個轉變、強化三項工作、調整三個結構」的開發思路，以油藏經營管理為中心，走「調整、完善、配套、提高」的開發管理之路，深化油氣田開發調整，取得了較好的開發經營效果（圖1）。
（2）油氣開發現狀
至2023年12月，中**田分公司在用油氣水井總數6606口，其中油井4054口，開井3610口，油井開井率89.05%，日產液84053t，日產油8688t；平均單井日產液23.3，單井日產油2.
4t，年產油315.0039×104t，年產液2906.4217×104t，累計產油11424.
1287×104t，剩餘可採儲量3177.8713×104t，採油速度0.70%，地質採出程度25.
52%，可採儲量採出程度78.37%，剩餘可採儲量採油速度9.08%，綜合含水89.
47%，自然遞減18.53%，綜合遞減9.4%。
油田日產伴生氣114.62×104m3，綜合氣油比146m3/t，年產伴生氣49284.34×104m3，累產伴生氣192.
1502×10８m3；氣井274口，開井236口，開井率86.13%，氣層氣日產343.11×104m3，平均單井日產氣1.
4534×104m3，年產氣層氣12.0326×108m3，累產氣層氣143.3564×10８m3，採氣速度2.
85%，採出程度33.96%，可採儲量採出程度59.20%，剩餘可採儲量採氣速度10.
86%；注水井2278口，開井1762口，水井開井率77.35%,日註9.6173×104m3，平均單井日註54.
6m3，年注水3494.1211×104m3，累計注水71956.5072×104m3，月注採比1.
21，累積注採比1.21。
中原油田井控複習
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中原油田物資供應處事蹟
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中原油田共青團工作2023年工作要點
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