中原油田实施油藏经营方案

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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

1一、油田根本情况（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km2×104×108m3，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×104t；动用气层气储量×108m3，标定采收率56.69%，可采储量×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；×108m3×108m3。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%。

2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<28009925284深层≥2800<40007219165二是构造较复杂：222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1202126.8复杂断块油藏2837363.4极复杂断块油藏4378三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>5001135中渗透油藏50-50023860低渗透油藏10-5014816特低渗透≤104955500×10-3μm2的储量占5%、渗透率小于50×10-3μm2的低渗、特低渗油藏储量占4%。四是具多套地层压力系统：常压系统〔原始地层压力25-30Mpa，压力系数在以下〕；高压系统〔原始地层压力35-45Mpa，压力系数在～〕和超高压系统〔原始地层压力45Mpa以上，压力系数在～〕。不同压力系数下地质储量分布表表5

3压力系数储量〔104t〕储量比〔%〕3053088195417五是地层温度高、地层水矿化度高：地层温度75～140℃，地层温度高于90℃%；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(%)<901513090-11016340>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>2529821六是原油性质好：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～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(%)>209552.1

45-203992392505692、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〕。〔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，×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，×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沙四3-8×108m3、储量比例26.64%；第四种类型是低渗断块砂岩气藏，共3个，×108m3、储量比例12.15%；第五种类型是深层低渗凝析气藏，共4个，×108m3、储量比例23.74%；第六

5种类型是裂缝-孔隙型低渗砂岩气藏，共2个，×108m3、储量比例7.50%〔附表2〕。×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。×108t，探明天然气地质储量912×108m3×108t，平均每年动用储量3160×108t；累计新建产能862×104×104×104t快速增长到1988年的722×104×108m3×108m3。1989～1995年是储量增长进入低谷、产量下降阶段。×108t，探明天然气地质储量89×108m3×108t，平均每年动用储量757×104t；累计新建产能×104×104t。此阶段由于新投入储量缺乏，油水井损坏进入顶峰期，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400×104

6t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，实现新开展的阶段。“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，局部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根底。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%，×104×104t，累计产油11424.1287×104×104×104m3，综合气油比146m3/×104m3×10８m3；气井274口，开井236口，开井率86.13%，气层×104m3×104m3，×108m3×10８m3，采气速度2.85%，%，%；注水井2278口，开井1762口，水井%,×104m33×104m3×104m3，月注采比1.21，累积注采比1.21。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11135576109118138复杂4917386626146609282593．547179

7中渗极复杂295589189910109143286．110552小计78229758160567184257257731常压低渗549994305614624225522183高压低渗4010662278510526184415717单元合计173447661457782887837495769简单高渗透油藏濮城沙一下:×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，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%、22.02%、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

8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，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

9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，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3；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%。（一）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〕。

10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、反响，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60×104t/a，原油处理能力1400×104t/a，原油储藏能力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→三相别离器→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

11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35001114764222292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824137　26233216732626文-卫-马-古5669075136111823352114文南6141434968001381201317胡-庆-刘48379868618999362412桥-马-徐-三228446728785071616　内蒙71　3525012522　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%，吨油集输本钱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。

12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→混合反响器→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→混合反响器→一次沉降罐→二次沉降罐〔池〕→多层滤料压力过滤→外输。×104m3/d，污水处理率100%，回注率100%，出站综合水质达标率95.3%，注水水质到达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2km，注水支线299条106km，注水能力15×××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

13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2141352濮城3293122285109文-卫-马-古31.813111118067文南136784048胡-庆-刘2　　762558桥-马-徐-三11　　530内蒙　　　　　　7合计12159255371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11　112122　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，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单元

14104m3座日能力104m3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输配电线路58条，总长度km；6kV线路33条，总长约km；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，即一线一台三相别离器，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

15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〕生产经营情况1、油气产量完成情况×104×104×104×104×104×104×108m3×108m3×108m3×108m3×104×104t，完成方案的100.08%。2005年老井自然递减方案21.5%，实际18.53%、比方案减缓2.97个百分点、比上年减缓5.22个百分点；油田含水上升率方案控制在1个百分点以内，实际含水在89.5%左右保持稳定。2006年方案生产原油305×104×104t，措施产量30.47×104×104×108m3×108m3×108m3×108m3×104×108m3，商品率73.5%。2、油气销售收入×104×108m33m33m3，收入增加0.38亿元；3、本钱控制情况

16全年发生完全本钱总额，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，油气本钱控制在预算之内。预算外因素具体工程：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年的油气生产本钱中，吨油直接材料费用52元/吨，吨油直接动力费75.7元/吨，吨油直接折旧折消耗用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本钱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;二是预算外因素影响减少利润5.91亿元，主要是本钱费用增加影响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年老油田投资方案28.0789亿元，实际完成万28.1091亿元，控制在方案之内。其中：油气勘探工程投资方案5.33亿元，实际完成5.1353亿元；油气开发工程投资方案20.2052亿元，实际完成20.5189亿元；系统配套工程方案2.5437亿元，实际完成2.4549亿元。2006年股份公司初步核定投资亿元，其中：油气勘探工程投资3.5037亿元，油气开发工程投资17.1871亿元，系统配套工程1.7147亿元。

172006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年总投资可到达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采油二厂采油三厂采油四厂采油五厂采油六厂1.1天然气产销厂13内蒙采油事业部合计截至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

18效劳人员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根底上，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标准，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、采气区5个；并在此根底上，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本钱控制的责任主体，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、设备维护及本钱控制工作，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%；同口径比照，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名科级干部到达退出二线年龄条件，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

19〔1〕根本概念开发单元：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：是指以开发单元为根底，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〕归集原那么与方法①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西沙三中和纵向上叠合的文10西S2下-S3上三个开发单元归集而成。②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异，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。③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。④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。⑤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。⑥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

202005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，依据以上原那么方法，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165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油(气)田重垒型断块区内组合独立断块归集比照

21采油(气)厂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1　21　41420162、经营管理单元归集〔1〕根本概念油藏经营管理单元：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〕归集原那么根据股份公司制定的总体原那么，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那么：①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；②油藏经营管理单元必须有适度的储量、产量规模，大的能分那么分，小的能合那么合；③储量、产量规模小的遥远油藏可作为一个油藏经营管理单元；④一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；⑤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；⑥现采油(气)区管理模式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

22按照经营管理单元归集原那么，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〕井根本属于零散、遥远井，集输上全部采用单拉。这局部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、产量规模的根底

23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、黄河南徐集和三春集油田、白音查干开发区达尔其、桑合等14个开发管理单元，归集形成8个油藏经营管理单元。第二种情况：目前整个油田自成体系，地面集输、注采系统完善，管理上幅度适中，计量上完全独立，投入产出清晰。主要包括马寨、古云、庆祖、桥口、马厂等油田的11个开发管理单元，按油田归集形成5个油藏经营管理单元。第三种情况：开发管理单元受断层分割影响，条带多、断块多，考虑地面既成集输管网体系，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，就近相邻集输干线分界归集。主要有文东油田文13断块区、濮城油田外围断块区、文明寨油田和卫城油田主力区块以及文南油田、胡状油田的73个开发管理单元，经归集形成22个油藏经营管理单元。第四种情况：大致包括两类，一类是目前开发管理单元相邻，公用一条集输干线归集而成的油藏经营管理单元，主要由文中油田、文明寨油田、文南油田和胡状油田等16个开发管理单元归集成10个油藏经营管理单元；另一类属于主体油藏含油层系多，平面油藏分布面积大，垂向多种类型油藏叠加，但同时地面系统公用一条集输干线的，从降低管理难度，减少地面投入等方面考虑归集形成油藏经营管理单元。主要是濮城油田主体开发管理单元和文南油田文33块开发管理单元，归集形成5个油藏经营管理单元。对濮城油田主体油藏来讲，目前的采油分区管理是按照过去采油矿的地面集输系统划分组合形成的，共有10个采油管理区〔包括一个零星收油采油区〕。采油区管理范围与地下油藏分布严重错位，造成一个区管理多个不完整开发单元，一个开发单元被多个管理区管理，相邻采油区之间局部注采井组交叉，A区注水，B区见效，增加了开发管理、注采管理的难度。针对这种复杂情况，确定濮城油田油藏经营管理单元的归集原那么

24：地面服从地下，地下兼顾地面，按断块区归集，尽量减少投资。将主体油藏开发管理单元整合归集成东区北部、东区南部、西区、南区等4个经营管理单元〔附表6〕。气藏经营管理单元归集主要分两种情况：一是伴生气进油系统的7个气藏开发管理单元，不再归集形成气藏经营管理单元；二是将具有独立集输系统的卫城气顶、文23气田、户部寨气田、桥口-白庙气田等9个气藏开发管理单元，归集成6个气藏经营管理单元。气藏经营管理单元归集类型表表21采油〔气〕厂油气田独立进伴生气系统序号名称开发管理单元序号名称开发管理单元一厂文中-文东1文1912文13西1二厂濮城3气顶14濮671三厂卫城古云1卫城气藏3四厂文南5文南气顶16文1861五厂刘庄7刘庄1六厂桥口-白庙2白庙-桥口2产销厂文中-户部寨3文231　　4文2415文9616户部寨1全油区6　97　7(4)地面系统归集按照油藏经营管理工作要求，遵照地面服从地下，地面地下相互统一，注采与集输相适应、油藏经营管理单元独立计量的原那么对地面系统进行划分。

25①油〔气〕藏地下与地面相对统一，具有独立的注采、集输、计量及油水处理系统的油藏经营管理单元，其地面配套设施全部划归对应油藏经营管理单元，主要有马寨、古云、庆祖、刘庄、桥口、马厂、徐集、三春集、达尔其、桑合油田及文23气田、户部寨气田、桥口-白庙气田等15个油气田。②油〔气〕藏地下与地面交叉错位，同一开发单元分属多个独立计量系统，其划分原那么是：油系统：以现有的具有独立计量干线为主线，以干线所控制的井站为根底，形成能够独立计量的油藏经营管理单元的地面集输系统。对于跨单元的计量站，划归所占油井较多的油藏经营管理单元。水系统：离心注水泵站、注回水干线为共用设施，配水间以下局部归属所在的油藏经营管理单元，随计量站一并归集。增注站归属注水井占多数的油藏经营管理单元。供电系统：计量站变压器以下局部归属所在的油藏经营管理单元，随计量站一并归集。计量站变压器以上局部，变电所及供电线路，由专业化效劳单位统一管理。除井排道路归集到经营单元外，油田其它道路统一管理。(5)地面系统描述中原油田共归集油气藏经营管理单元54个，集输系统共控制开发单元180个，其中完整开发单元118个，不完整开发单元62个；注水系统共控制开发单元172个，其中完整开发单元124个，不完整开发单元48个；气藏经营管理单元6个，管辖完整开发单元13个。联合站〔中转站〕、污水站、高压离心泵站、变电所及油田道路均由专业化公司〔队〕管理，属油藏经营管理单元共用局部。站、所设计能力均大于实际承当的量，无需进行扩建增容改造，但设施老化，效率低、损耗大，平安系数低，局部设施需要更新换代。联合站〔中转站〕:

26共建成联合站11座、中转站2座，设计原油处理能力1400×104t/a，实际处理量315×104t/a。输油泵28台，配套电机功率1979KW；5000m3储油罐33座、3000m3储油罐8座、1000m3储油罐2座，500m3×104m3。一座联合站只担负一个油藏经营管理单元原油处理任务有3座，担负二个油藏经营管理单元原油处理任务有2座，担负三个油藏经营管理单元原油处理任务有2座，担负四个油藏经营管理单元原油处理任务有3座，担负5个油藏经营管理单元原油处理任务有2座，担负6个油藏经营管理单元原油处理任务有1座，只做简单沉降处理直接单拉外销的油藏经营管理单元单元7个。污水处理站:共建有污水处理站12座，污水处理能力16.2×104m3/d×104m3/d，除文明污水处理站承当明一联和明二联〔中转站〕排放的污水处理外，其它污水处理站与联合站〔中转站〕对应相配套。注水站:共有12座离心注水泵站，设计注水能力15×104m3×104m3/d，注水泵43台，配套电机功率71230KW，储水罐22座，总容量21000m3。共有增注站92座，×104m3×104m3/d。集输系统:54个油藏经营管理单元均有独立的集输系统〔管道输送和单拉〕，联合站实现分线计量，可实时计量出各油藏经营管理单元油气水量。油田共有集输干线82条，299km，支线384条，198.8km。干线设计集油能力6003×104m3×104m3/a。不完整的62个开发单元中，共有44座计量站承当多个油藏经营管理单元的油井计量任务，涉及油井527口〔含33口单拉井〕。

27井站调整后，集输干支线输送量略有变化，但多数在管线的设计输送能力和最小输送量范围之内，不会影响油井的正常生产。只有4条干线、3条支线回压高，影响油井生产，需增加油气混输泵来降低系统压力，满足油井生产正常运行〔附表7〕。注回水系统:注回水系统为大串通，且采油三厂文、卫油田无洗井水回水系统。注水井单井注水计量完善，但各注水干线无计量；单井回水多数未配备计量装置，已配备的计量仪表多数损坏，无法运行；进污水站的回水干线均无计量。目前全油田共有注水干线55条，长227.9km，支线310条，长134.6km。干线设计供水能力6204×104m3×104m3/a。在不完整的48个开发单元中，共有48座配水间承当多个油藏经营管理单元的水井供水任务，涉及水井270口〔附表8〕。回水、清水供水系统描述表表22单位污水站回水管线清水供水系统污水站数设计能力104m3/d实际量104m3/d干线支线供水管线水表块数供水量104m3/a条数长度km条数　长度km条数长度km一厂2315572二厂3611107514598三厂2212613四厂15625917360五厂235011.879六厂23232合计12392593255供电系统:一条供电线路由多个油藏经营管理单元共同使用，油藏经营管理单元用电计量方式是以计量站为单元，采用低压计量后累加总电量，目前有93口油井用电无计量。单井用电由对应的油井所在的计量站提供，单井调整后，相对应供电成为交叉管理和计量。供电、道路系统描述表表23序号采油供电线路变压器油田道路

28气厂35KV6KV水泥、沥青路简易路面km条数长度km条数长度km台数容量KVA大于1公里小于1公里条km条km1一厂1772007706516822二厂81857312246026663三厂101132599702567.2541954四厂1011811686630810986415五厂1344221019756六厂131512488019721077内蒙31016158产销厂22300564合计583312703948081205111450.3〔6〕资产、本钱和投资描述在划分归集后的54个油气藏经营管理单元中，资产原值大于10亿元的有5个，介于10亿元到1亿元之间的有42个，小于1亿元的有7个；年平均单位完全本钱高于1500元/吨的有11个，介于1500元/吨到1000元/吨之间的有31个，低于1000元/吨的有12个；年平均油气商品量高于10万吨的有19个，介于10万吨到1万吨之间的有30个，低于1万吨的有5个；年平均投资超过1亿元的有4个，介于1亿到100万元之间的有39个，低于100万元的有11个〔附表9〕。〔二〕地面配套改造工作量及费用测算1、地面配套改造原那么①地面与地下相对统一，地面服从地下，地下兼顾地面，到达油藏经营管理单元投入产出清晰，能够独立核算。②整体规划，统筹考虑，系统配套，近远期结合。③充分利用现有设施，减少地面改造工作量及投资，方便施工和日后管理。④所选设备、仪表、材料遵循技术先进、性能稳定、效率高、经济合理、平安适用，运行可靠原那么。⑤流程密闭，合理用能，降低油气损耗、动力和热力消耗。

29⑥注重环境保护。2、地面调整归集的主要做法①对跨油藏经营管理单元计量站〔配水间〕，划归所占油井较多的油藏经营管理单元，其余的油〔水〕井按照就近原那么调整到所在单元的计量站〔配水间〕；通过调整后，出现同一单元的油〔水〕井集中、较多，附近计量站又不能挂接，考虑新建计量站。②对目前的单拉井，通过归集改造尽可能的进入系统。对现进入其他油藏经营管理单元计量站油井，因集输管线较长，回压高进不了本系统，可不做流程改造，只调整井籍和管理权，采用委托计量方法，搞清油气水量；对长关井不做流程改造，只进行井籍归集。③注回水干线原那么上不做改造，主要完善计量，到达各油藏经营管理单元注回水量清晰；④供电主线路不做改造，只完善计量，计量清各油藏经营管理单元用电量，单井供电线路随油井一并调整改造。3、地面归集调整工作量及投资按照油藏经营管理单元地面划分方案和改造原那么，确定地面系统归集调整工作量：集输系统：涉及油井527口，其中随站归集的油井295口，委托计量管理的16口，长关井16口，共237口油井不发生改造工作量；需新建单井管线的油井200口，单井管线总长135.84km；涉及计量站调整44座，需新建外输管线的计量站34座，管线总长45.87km；因单井的归集需新建计量站6座，改造11座；集输系统计量完善需新配套计量装置23套。注回水系统：

30涉及注水井270口，其中随站归集的注水井143口，委托计量管理的11口，长关井19口，共计173口注水井不发生改造工作量；需新建单井注水管线的97口，单井注水管线67.91km，涉及配水间调整48座，配水间需新建来水管线的35座，管线总长35.11km；新建增注站1座；配套注水系统计量装置101套；计量站完善注水井回水计量装置120套，回水干线计量18套。供电系统：新建上下压供电线路11.44km，新建单井电缆83.38km，配套高压计量装置8套，低压计量装置129套。调整改造投资预算：〔附表10、11〕。各采油厂情况见附表12-1、2、3、4、5。〔三〕油气藏经营管理区重组方案1、油气藏经营管理区设置的原那么①油气藏经营管理区以能够独立计量、投入产出相对清晰的油藏经营管理单元和配套地面系统为管理对象。②油气藏经营管理区必须具备适度的储量、产量规模以及适中的管理幅度。③一个油气藏经营管理区可以管理一个或两个地面相邻的油藏经营管理单元。④储量、产量规模较小的遥远油藏经营管理单元可以由一个油藏经营管理区管理。⑤单拉井和收油井作为特殊的油藏经营管理方式，应由专业化队伍管理。⑥尽量保持现采油区管理规模和干部队伍稳定。2、油气藏经营管理区设置结果

31采油气厂油气田名目前开发单元现有采油气区划分归集方案〔个〕开发管理单元油藏经营管理单元油藏经营管理区一厂文中、文东油田2782198文中气田22二厂濮城油田30102989濮城气藏22三厂文-卫-马-古云油田35931108卫城气藏31311四厂文南油田2882566文南气田22五厂胡-庆-刘庄油田3561996刘庄气藏11六厂桥-马-徐-三春集油田164544桥口、白庙气田21211产销厂文中-户部寨气田83443内蒙白音查干油田22221分公司油田173471324842气藏2051665油气藏合计193521485447油气藏经营管理单元及经营管理区归集划分结果表表24遵照上述原那么，分公司共设置油气藏经营管理区47个，其中油藏经营管理区42个、比现采油区减少5个，其中采油四厂减少2个，采油二厂、三厂、内蒙采油事业部各减少1个。气藏经营管理区维持现有5个不变。油气藏经营管理区分类表表25类型名称区数不需改造可到达油藏经营管理需要一厂八区、二厂八区、九区，三厂卫东-古云区、马寨区、卫4区、卫城气区，五厂五区，六厂桥口、马厂、徐集、三春集、桥-白气区，产销厂一区、二区、三区，内蒙区17经局部微调可到达油藏经营管理需要一厂一、二、五、六、七区，四厂三、六区，五厂六区8需配套改造到达油藏经营管理需要一厂三、四区，二厂一、二、三、四、五、六、七区，三厂明一、二区，卫一、二、三区，四厂一、二、四、五区，五厂一、二、三、四区22合计47

32在47个油气藏经营管理区中，有17个管理区所管理的地下油气藏与地面系统完全配套，不需进行归集调整；有8个管理区所管理的地下油气藏局部存在跨单元管理井点，需进行局部微调到达地下地面统一；有22个管理区所管理的地下油气藏与地面系统配置错位，需进行局部调整改造才能到达地下地面统一的目的。3、油气藏经营管理区管理规模统计拟设置的42个油藏经营管理区，产量规模在10×104t×104t，平均总井数213口；产量规模5-10×104t×104t，平均总井数157口；产量规模5×104t×104t，平均总井数55口〔详见下表26〕。油藏经营管理区划分规模统计表26采油二厂针对濮城油田特高含水油藏计关井多、报废井多的特点，组建专业化的收油队伍，保障原油颗粒归仓，年收油4000t以上，创出了较好的经济效益。收油及收油管理区这种特殊的经营模式在油气藏经营管理中继续保存〔2-9区〕。5个气藏经营管理区，年产量规模在1×108m3×108m3；1×108m3

33以下2个〔三厂、产销厂各1个〕〔详见表37〕。气藏经营管理区管理规模表表27气藏经营管理区储量产量总井数卫城气区25白庙气区66产销-114948产销-25产销-3328中原油田油气藏经营管理单元、区划清楚细表见附表13；中原油田油气藏经营管理单元—管理区根底数据明细表附表14。三、油藏经营管理体制〔一〕建立四级经营管理体制根据股份公司油藏经营管理的根本意见，结合油田实际，建立股份公司、分公司、采油〔气〕厂、油藏经营管理区四级运作体制，采油〔气〕厂为油藏经营管理责任主体，油藏经营管理区是油藏经营管理责任主体的操作层，是油藏经营管理的根底核算单位。采油〔气〕厂与分公司为经营承包关系，与分公司内部单位形成模拟市场关系，与分公司外部单位形成市场关系。油藏经营管理区与采油〔气〕厂为承包经营关系，与厂内部辅助生产单位形成模拟市场关系，职能内独立完成不了的工作量，可按程序委托相关部门完成。〔二〕采油〔气〕厂内部组织结构整合方案1、厂机关及职能部室整合方案根据各厂需要，将科研单位、机关科室整合成4个或5个管理部：生产、平安、油地关系等科室组成生产管理部；地质、工艺、技术、注水、工程监督等技术部门组成技术管理部；经营、合同、方案

34、财务、人力资源等科室组成经营管理部；党群和综合办公室等科室组成党群工作部；审计、监察等科室组成审计监察部。各管理部内设具体的管理科室。管理部部长由厂主管领导兼任。厂机关管理部在厂领导班子领导下全面开展工作，业务由厂油藏经营管理办公室管理、指导、协调。2、油藏经营管理区整合方案依据油藏经营管理单元划分意见，本着精干高效的原那么，为便于工作组织协调，在目前52个采油管理区根底上进行调整，组建成立47个油气藏经营管理区。油藏经营管理区设经营班子、机关职能管理组和现场操作层。经营班子是油藏经营管理区责任集体，直接对采油〔气〕厂负责。经营班子设置经理、书记、副经理假设干名，设置职数及配备按油田现行有关政策和程序执行。机关职能管理组和现场操作层设置可根据需要采取两种模式：模式一，4个管理组及3类操作站、班组。即：对应厂机关，将区机关管理岗位整合成生产管理组、技术管理组、经营管理组、党群工作组；操作层设注采站、维修班、巡井班。模式二，4个管理组及2类操作站。即：区机关管理组设置同模式一；操作层设注采站〔包括油、气、水计量和巡井〕、生产效劳站〔包括维修、电工、物资、生活等〕。机关职能管理组组长依据经营班子分工，由书记或副经理兼任，不设立专职组长。各组根据管理需要设置不同的管理岗位。3、后勤辅助生产单位整合方案采油〔气〕厂内部的监测测试、化验检测、油气集输、物资配送、维修效劳、电力管理、治安和交通运输及生活效劳等业务为相应的辅助生产单位。为适应油气藏经营管理需要，采油〔气〕厂可根据实际组建假设干个油气藏开发技术管理工程组，对口负责油气藏经营管理单元的技术方案研制及实施技术指导，承包油气藏经营管理单元相关开发技术经济指标，从厂部层面上建立技术平台支撑，确保油气藏储量经营、开发管理与生产经营管理协调统一〔附图3〕。

35（一）分级管理职能、责任和权利1、分公司职能油田分公司职能定位于模拟利润中心，是油气藏经营管理的具体组织机构。负责对采油厂开发生产过程的组织、指导和监督；负责勘探部署方案的制定和审批后的实施；负责开发建设方案、单项公用工程方案的编制和审批后的实施；负责油藏经营管理单元开发技术方案、单项工程方案的审查评估；负责油藏经营管理方案和经营管理目标的审查和考核；负责分公司内部辅助生产单位资产的保值增值；负责对采油厂、分公司内辅助生产单位和外部效劳单位之间经济活动的市场管理监督；负责油藏经营管理人员培训和管理。2、采油〔气〕厂职能采油〔气〕厂职能定位于本钱中心，是油藏经营管理责任主体，负责油气开发生产过程的油气藏经营管理。具体责任：（1）执行国家有关政策，落实股份公司、分公司有关管理规定；（2）对油藏经营管理单元开发技术方案、单项工程方案、油藏经营管理方案进行编制、优化、上报、实施，负责油气藏开发动态分析和油气藏开发管理；合理配置人、财、物、技术、信息等各种资源要素，完成分公司确定的效益目标，实现油气藏效益最大化和持续稳定开展；（3）强化内部管理，保持资产保值增值；（4）落实HSE管理制度，高效率组织生产经营管理；（5）负责钻井、测录井、井下作业、工程施工、研究工程、生产物资招议标、合同签订及实施过程监督；〔6〕制定内部经营管理机制，将产量和本钱目标、可持续开展目标转化为每个员工的自觉行动；〔7〕负责生产管理人员、职工技能培训和队伍建设；〔8〕落实股份公司、分公司有关内控制度，强化内部管理，建立健全内部经营管理机制，堵塞管理漏洞；

36〔9〕接受股份公司、分公司监督，按规定上报各种资料。采油〔气〕厂涉外经营交易活动执行分公司有关规定。3、采油〔气〕厂机关部室职能采油〔气〕厂机关和管理部以效益最大化和持续开展为目标，以油气藏经营管理方案为指导，将本部室工作展开落实到具体的责任科室、岗位，各责任科室、岗位制定出具体的工作措施，并落实到油气藏经营管理的各个环节。各管理部职责如下：〔1〕生产管理部在年度油气藏经营管理方案指导下，编制年度生产运行方案，依据年度生产运行方案和月度经营要求制定月度生产运行方案；负责日常生产运行组织、平安生产管理管理、环境保护和日常生产过程中的油地关系协调、机动设备管理；负责钻井、作业、测录井、工程施工质量监督，为内部市场化结算提供依据。〔2〕技术管理部组织油藏经营管理开发技术、单项工程、产量运行等方案的前期研究和编制；负责油水井资料录取、计量管理和油气生产措施的制定工作；负责油气藏动态分析、动态监测、注采管理、采油注水工艺技术、地面油气水系统管理、生产设施的技术管理和科技及信息管理工作；负责钻井、井下作业、测录井、测井试井、工程施工、外购产品等过程的技术审查与监督。〔3〕经营管理部组织职能部门依据各类技术开发方案，按照油藏经营效益最大化和可持续开展的要求，进行方案论证、优化，形成油藏经营管理方案；组织内部投资工程跟踪评价和对各单位工作绩效的评价，为考核兑现提供依据；负责生产经营过程中的工程招议标、内部考核和经营管理工作；按照投资本钱一体化原那么，优化投资结构，合理控制投资规模，提高投资效益；负责油藏经营管理的财务核算工作，为决策和经营考核提供依据；负责本钱

37控制、资金管理、资产管理、物资管理、市场管理；负责人力资源管理与开发，负责内部薪酬设计，提高薪酬的鼓励作用。〔四〕党群管理部职责负责行政事务管理、政策研究等；党委办公室业务、党务管理、宣传、机关党总支、纪检、工会、团委、计生及职工后勤生活管理等。（五）审计监察部负责审计及效能监察工作。4、油藏经营管理区职能油气藏经营管理区是油气藏经营管理的独立核算主体，在四级管理体制下油气藏经营管理区是油气生产操作层，负责油气生产过程管理、设备设施维护等。油藏经营管理区具有以下职能：〔1〕依据采油〔气〕厂下达年度经营方案及月度运行方案组织落实和协调管理区的生产经营工作，完成承包的、产量、本钱和管理指标；〔2〕负责编制及实施注采调配方案、生产管理维护方案；〔3〕参与编制开发调整、注采完善、技术改造、综合治理、油水井措施等方案，并组织实施；〔4〕负责油气藏动态监测、动态分析和油气藏开发生产管理；〔5〕落实HSE管理制度，高效率组织生产经营管理；〔6〕参加井下作业、工程施工、生产物资招议标及实施过程监督；〔7〕负责设备设施维护、油地关系协调，建立正常有序的油气藏经营管理工作环境。〔8〕制定油气藏经营管理区各项管理制度，强化内部管理，并接受上级管理层对工作的指导和监督。油藏经营管理区管理组、现场操作层职能及职责由采油〔气〕厂根据油藏经营管理区管理幅度和规模自行研究确定。四、油藏经营管理运作模式及运作程序

38（一）总体模式油田分公司为中石化股份公司下属地区性油气勘探开发企业,为模拟利润中心。分公司对上与股份公司、对下与采油〔气〕厂形成经营承包关系。采油〔气〕厂是油气藏经营管理的责任主体。采油〔气〕厂对上与分公司、对下与油气藏经营管理区形成经营承包关系，与分公司内部辅助生产单位形成模拟市场关系，与分公司外部专业化效劳单位形成市场化运作关系。油气藏经营管理区是投入产出清晰的油气生产操作主体，与采油〔气〕厂形成经营承包关系，承包与其责任和权利相适应的产量、本钱和管理指标；与采油〔气〕厂内部辅助生产单位形成模拟市场关系。〔二〕油藏经营管理方案实施运作程序分公司采用四级管理体制，油藏经营管理方案主要由采油〔气〕厂机关科室和科研究部门组织实施。油藏经营管理方案的实施运作主要包括油藏经营管理水平评价、油藏经营管理方案的编制、生产管理、技术管理、经营管理等主要内容。采油〔气〕厂通过三条主线实施油藏经营管理方案：一是以生产管理部为中心，以平安生产管理、质量监督为主要内容的生产运作；二是以技术管理部为中心，以油藏动态分析、技术方案论证等为主要内容的技术运作；三是以经营管理部为中心，以经营方案论证、优化、投资管理、本钱控制、合同招议标、评价考核、鼓励等为主要内容的经营管理。三条主线相互配合、各有侧重，以油藏经营管理方案为主要依据开展工作，直接对油藏经营管理领导斑子负责。1、油气藏经营管理水平评价开展油气藏经营管理水平评价，搞清油气藏资源状况、开发管理水平、生产管理水平、财务指标状况和综合经营管理水平，为经营者比照同类油气藏查找管理差距和客观分析存在问题、合理确定工作目标、科学制定三年滚动方案

39和年度经营方案提供依据，为评价考核经营者年度及任期油气藏经营管理绩效提供依据，是油气藏经营管理活动的一项重要内容。〔1〕评价内容以股份公司?油藏经营评价体系?为指导，结合中原油田天然气开发经营自成体系的具体实际，以搞好油气藏经营管理与五项劳动竟赛及三基工作的紧密结合为原那么，制定?中原油田油藏经营管理评价体系?和?中原油田气藏经营管理评价体系?，作为评价油气藏经营管理水平的工作标准。对油气藏经营管理水平的评价涉及油气藏开发单元、经营管理单元、经营管理区和采油〔气〕厂四个管理层面，包括储量管理水平评价、开发管理水平评价、生产管理水平评价、财务管理水平评价四个板块。其中，油气藏开发单元评价剩余可采储量品位、储量管理水平和开发管理水平；油气藏经营管理单元根据开发单元剩余可采储量比例、油气年产量比例折算储量管理水平、开发管理水平，按标准评价生产管理水平、财务管理水平及综合经营管理水平；油气藏经营管理区评价产量、递减及操作本钱等可控指标；采油〔气〕厂分别按经营管理单元剩余可采储量比例、油气产量比例及销售利润比例折算评价储量管理水平、开发管理水平、生产管理水平和财务管理水平，按规定权重综合评价经营管理水平。〔2〕评价周期按季进行油气藏生产管理指标、财务管理指标执行情况检查；分年度进行油气藏储量管理水平、开发管理水平、生产管理水平、财务管理水平及综合经营管理水平评价。〔3〕分级管理职责按照权责对等、自下而上、逐级把关、分工协作的原那么，确定评价油气藏经营管理水平的分级管理职责。油气藏经营管理区：按季进行可控指标的评价分析工作，评价分析结果上报采油〔气〕厂油藏经营管理办公室。采油〔气〕厂：

40负责审查油气藏经营管理区相关指标评价结果，组织开展油气藏开发管理水平、生产管理水平、财务管理水平及经营管理水平评价，编写本厂评价分析报告，评价分析报告上报分公司油藏经营管理办分室。勘探开发科学研究院：负责油气藏根底参数与储量品位审查，负责储量价值管理水平评价〔评价结果返还采油厂参与经营管理水平综合评价〕及分公司储量管理水平评价分析报告的编写，评价分析报告报分公司油藏经营管理办公室。分公司开发管理部、油气技术管理部、财务资产部：对口审查各采油〔气〕厂开发管理水平评价指标、生产管理水平评价指标、财务管理水平评价指标，编写分公司开发管理水平、生产管理水平、财务管理水平评价分析报告。分公司油藏经营办公室：组织建立分公司油气藏经营管理评价体系；组织开展分公司油气藏经营管理水平评价；负责分公司油气藏经营管理水平评价指标的汇总；编写分公司油气藏经营管理水平评价分析报告。评价结果经分公司领导审定后返还相关单位，并上报股份公司备案。2、油藏经营管理方案编制〔1〕油藏经营管理方案的编制原那么油藏经营管理方案是确定油藏经营管理目标和考核指标的核心文件。要在前期经营管理水平评价和研究及动态监测的根底上，按照油气资源合理利用、经营效益最大化、实现可持续开展、平安、环保和表达先进工艺技术的原那么，根据经营期进行编制。油藏经营管理方案指标预测三年，第一年部署必须切实可行，后两年方案可滚动完善。〔2〕油藏经营管理方案的编制内容油藏经营管理方案包括开发技术方案、单项工程方案、油田开发中长期规划方案、产量运行方案、投资预算方案、本钱预算方案和利润规划方案。开发技术方案包括老油田滚动开发方案〔滚动扩边、新层系〕

41、开发调整方案、技术改造方案、综合治理方案、注采调整方案和科研先导试验方案。单项工程指有独立设计文件，竣工后可以独立发挥生产能力或效益的油气集输、注水、注汽、污水处理、供电、通讯、生产后勤辅助、平安环保、信息自控等建设和改造工程。老油田滚动开发方案、开发调整方案、技术改造方案：主要是针对油藏未动用、未水驱动用、已井损减少的经济可采储量，进行开发动用、开发调整和井网优化重组。内容包括油藏地质、油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程、动态监测、老井措施、经济评价及风险分析。主要指标包括钻井、投产、措施、监测、地面配套等工作量和储量、产能、产量及构成、产液、注水、递减等开发指标以及投入、产出、利润指标。综合治理方案和注采调整方案：主要是在现井网条件下，针对影响油藏开发的主发矛盾，进行油水井综合治理及分层注采结构调整。内容包括油藏地质、油藏工程、采油工程、地面工程、老井措施、动态监测、经济评价及风险分析。主要指标包括油水井措施、监测、地面配套等工作量和产量及构成、产液、注水、递减等开发指标以及投入、产出、利润指标。先导试验方案：主要是针对特殊类型油藏和开发难度很大的油藏开展以攻克开发难题、改善开发效果和提高采收率为主要目的的矿场先导试验,并将矿场先导试验成果作为油田开发方案设计的依据。先导试验方案重点阐述油藏开发难题、拟试验技术室内试验成果、矿场试验工作量及配套油水井措施、试验资料录取要求及预测开发指标与经济效益指标。单项工程方案：编制的主要内容包括工程建设的依据及必要性、工程概况、建设能力及规模、工艺方案、主要工作量及投资、组织方案、方案评价结论及建议等。油田中长期规划方案：中长期规划方案的编制以股份公司总体开展战略为指导，结合中原油田管辖的油藏类型及开发阶段，深入研究油田控制储量的探明、动用状况，研究各种影响因素和问题，提出下阶段油田的开展方案、工作目标、开展重点和重大措施。

42产量运行方案：首先，采油〔气〕厂根据单位油气完全本钱和盈亏平衡分析结果，测算经营管理单元的年度产量目标值；其次，围绕目标值，编制产量运行方案。方案内容包括：责任主体、工作目标、新井和老井措施及产量运行方案、经济评价、风险分析、考核机制等。投资预算方案：采油〔气〕厂根据油田开发中长期规划方案、自有资金总额、产量运行方案安排、单项工程方案安排，确定年度投资总额；编制投资预算方案。方案内容主要包括：油藏经营管理单元内所有技术方案及单项工程方案的要点描述，技术方案、单项工程方案工作量〔钻井、措施、维护、监测、地面工程等〕汇总，方案指标汇总〔液量、油量及构成、气量、注水量、注汽量、油气藏开发指标〕，单个技术方案、工程方案投资预算、运行方案、经济评价、风险分析。本钱预算方案：本钱预算以股份公司制定的油气生产本钱定额为依据，按照不同的产量构成，确定出年度本钱费用总水平。采油〔气〕厂的生产本钱分别按照自然产量、措施产量和新井产量构成，采用定额本钱法、历史本钱分析法或两种方法相结合的形式测算。首先要确定老井自然产量本钱的构成工程和测算要素，然后结合油藏经营管理方案中相应的维护生产工作量、人员、资产等数据，套用油气生产本钱定额及对历史本钱数据进行分析，形成老井自然产量本钱；措施产量本钱根据股份公司编制的井下作业本钱定额和油藏经营管理方案中措施作业工作量进行套算；新井产量本钱根据油藏经营管理方案中新井开井口数、结合平均生产时率、采用边际本钱法进行测算。利润规划方案：利润规划方案是油藏经营管理方案的核心内容，是确定油藏经营管理活动规模和水平的标准。利润规划方案应把实现油藏的良性开发和利润最大作为编制方案的根底，综合平衡现有的地质条件、开发方案、投资规模、本钱水平、国际油价等因素，按照本量利分析方法确定出利润目标，明确可用的资金、可实现的收益、必要的本钱

43费用，编制利润规划方案，作为下一步编制财务预算的依据。其中，收入规划按照年度开发方案确定的油气产量方案和实际的商品率，计算可销售油气产量，利用股份公司确定的油气价格，计算出年度可实现的收入。〔3〕油藏经营管理方案的编制程序油气藏经营管理方案的编制分五个步骤进行：①进行油气藏经营管理水平评价、油藏地质根底研究和管理区地面系统调查，搞清油气藏储量管理、开发管理、生产管理、财务管理状况，找出存在问题，明确油气藏开发经营潜力。②编制开发技术方案、单项工程方案、中长期规划方案。油田中长期规划方案开发技术以油气藏开发管理单元为根本编制单位，通过逐层汇总开成油气藏经营管理单元、油气藏经营管理区、采油〔气〕厂开发技术方案；单项工程方案应包括油藏经营管理单元内单项工程和跨单元配套单项工程两局部；油田中长期规划方案必须以前期规划执行情况、前期经营管理水平评价、开发技术方案和单项工程方案为依托。

44③编制产量运行方案〔年度开发部署〕，安排年度新井、措施、维护工作量，注水量、产液量、产油量及构成，和其它储量经营、开发管理指标；排出月度生产运行。④根据年度开发部署及单项工程方案测算编制投资预算方案、本钱预算方案和利润规划方案。⑤汇总优化形成年度油气藏经营管理方案。年度油气藏经营管理方案以效益规划目标为根底，实行自下而上汇总、自上而下优化。通过反复结合、不断优化、综合平衡、进而筛选出切实可行、效益最正确的油藏经营管理方案。〔4〕油藏经营管理方案分级管理职责据股份公司油藏经营管理根本意见精神,结合中原油田实际情况，对油藏经营管理方案、新井和措施实施方案、维护作业方案的编制及实施运作实行分级管理，明确三个层次的责任主体。第一个层次为分公司管理方案。包括：老油田滚动开发方案〔滚动扩边、新层系〕、油田开发中长期规划方案、先导试验方案。由分公司委托相关研究院所编制，采油厂参与研究，分公司组织审查，股份公司批准，分公司组织实施或委托采油厂组织实施。第二个层次为采油〔气〕厂管理方案。包括：开发调整方案、技术改造方案、综合治理方案、注采调整方案、单项工程方案、产量运行方案、投资预算方案、本钱预算方案、利润规划方案、新井钻井方案、新井投产方案、大型措施方案〔转注、转采、压裂改造、补层、封堵、大修、侧钻、4〞套等〕、动态监测方案。由采油〔气〕厂技术管理部、经营管理部组织编制，油藏经营管理区协助编制，油气藏整体方案及新井钻井方案需经分公司职能管理部门审查、分公司批准后，采油厂方可组织实施；新井投产方案、大型措施、动态监测实施方案经主管厂领导审查批准后即可组织实施。

45第三个层次为油藏经营管理区管理方案，包括：注采调配方案、生产管理维护方案、常规措施方案。由油藏经营管理区论证确定，报采油厂相关职能管理部批准，油藏经营管理区组织实施。油藏经营管理方案的编制和实施运作坚持“整体监测、超前研究、深化认识、优化部署、跟踪分析、不断完善〞的原那么，前期研究可由采油厂与相关院所合作进行。3、生产管理〔1〕主要内容①按照油藏经营管理方案的总体要求组织制定本系统年度及月度生产运行实施方案,组织实施方案部署工作量,做好实施过程监控及跟踪分析调整,确保方案设计技术经济指标和油藏经营管理目标的实现。

46②做好日常生产协调、平安管理及日常生产情况的收集、汇总、分析、上报工作，发现问题及时处理、及时上报，确保各项工作正常运行。③按照健康、平安、环保管理的要求，组织好油水井措施工作量、维护性作业、钻井工程、地面工程等施工，协调施工队伍和物资供给、投产运行，对工程质量进行跟踪监督，确保作业及工程施工优质高效。④组织好油田生产设备、生产设施、油区道路的维护保养工作，保证各种设备、设施平安、平稳运行，道路畅通。⑤做好伴生气管理、节能降耗等工作，定期开展节能降耗监测，开展挖潜创效活动，控制油气生产本钱。⑥做好供用水、水资源管理及冬防保温工作，制定油田防洪、防震预案，并组织实施。⑦)做好电力供给、有线、无线通讯管理和集输管网维护工作。⑧做好油田生产内外部环境的综合治理工作，确保油田开发生产秩序。〔2〕运作程序生产管理部是采油〔气〕厂的生产运行组织中心，采油〔气〕厂的所有现场生产组织工作量归口生产管理部组织运作。生产管理部依据总体方案制定本部的年度和月度运行方案，经领导班子讨论决策后实施；按照月度运行安排，组织基层单位和机关有关科室落实。对突发性工作量由各岗位操作人员上报，生产管理部组织有关人员落实。设备管理、平安管理等工作由对应的机关责任人定期组织检查制度落实情况，组织平安、设备隐患整改；定期开展生产运行总结分析，及时调整年度运行方案，安排月度工作运行。在生产运作的每个环节由工程质量监督岗位进行全过程质量监督。

474、技术管理〔1〕主要内容①综合考虑储量、地质、工艺、油价等因素，确定油气产量及构成，编制、论证审查油田开发中长期规划方案、年度开发技术方案、单项工程方案、产量运行方案等。②按油藏经营管理方案实施要求，协调跟踪方案部署工作量的实施进度，做好效果跟踪分析、验收和评价工作，确保方案设计技术经济指标和油藏经营管理目标的实现。③按资料录取标准，定期进行油、气、水井和生产设备的资料录取、井况测试、油藏动态监测、生产管网和油气设施的腐蚀监测；定期进行油气藏开发分析、生产动态分析和开发管理技术交流，搞好注采调配和油、气、水井管理,实现油气藏调控指标。④

48针对油田开发生产过程中出现的问题，组织新工艺、新技术的研究和推广应用；做好研究成果、新技术、新工艺、新材料〔产品〕的鉴定评审工作；组织好先导试验工程的实施；评价新工艺、新技术的实施效果和经济效益。⑤执行有关油田开发的技术政策、标准，推动油田标准化建设，标准油田管理，提升油田开发管理水平。⑥做好计算机信息系统的开发与管理，推动油田自动化生产管理水平提高。⑦做好采购产品质量的认证和检测管理，施工队伍资质认证和现场技术监督管理，营造良好的市场运行秩序。⑧制定油气开发系统的技术管理制度(规定)和考核标准，组织开展好五项劳动竞赛。⑨按行业标准做好数据及资料的管理工作。按分公司有关档案管理规定,做好各种开发动态监测资料、开发数据、方案、报告、图件和岩心化验分析等资料的归档管理工作。特别要做好涉及国家和股份公司商业秘密的规划方案、开发部署、科技成果、储量和财务数据等资料的保密工作。〔2〕运作程序技术管理部是采油厂的技术管理运作中心。其内部运作程序如下：①技术管理部组织编制开发技术方案、单项工程方案和产量运行方案，并细化成具体的工作量；②技术管理部负责将工作量安排到具体的工程和责任人,并形成月度、季度运行方案；③技术管理部直接组织落实技术管理工作；④对需要外部队伍进入的，由油藏经营管理部牵头、技术管理部参加，办理委托设计、图纸会审、投资预算、立项审批等手续；⑤经营管理部负责组织招投标及物资采购工作，生产管理部组织方案实施；技术管理部工程监理岗位组织全过程、全方位工程质量监督和工程验收；

49⑥技术管理部组织好方案实施过程中的技术管理工作和实施后的效果跟踪分析；⑦经营管理部组织好评价考核工作；⑧油藏经营管理部审核各环节的制度落实情况，组织好结算工作。5、经营管理油气藏经营管理部是采油〔气〕厂的生产经营运作中心。油气藏经营管理部组织各机关部室编写中长期规划方案和油气藏经营管理方案，经领导班子优化决策后上报上级职能总部门审批；以确定的油气藏经营管理方案为依据，油藏经营管理部将产量目标、本钱目标、投资目标进行细化分解，落实到有关职能部门和基层单位。各职能部门和基层单位进一步将目标细化分解到具

50体的岗位和责任人。技术管理、生产组织部门组织落实具体工作量，监督工程施工质量，实施过程控制；依据年初测算下达的目标，油藏经营管理局部别按月度、季度、年度对责任部门、基层单位和责任人进行评价考核。〔1〕投资管理

51在股份公司指导下，分公司实行投资工程分级管理，进一步明确决策界面，健全完善工程管理机制。按照油藏经营管理要求，调整投资管理权。油气勘探、油气藏评价、新区产能建设、老区产能建设规模以上等扩大再生产工程，由股份公司决策并筹措资金，委托分公司成立工程组，按照模拟法人的方式运作；老区规模以下产能建设及老油田维持简单再生产工程由分公司决策，资金来源为参照计提的折旧和超缴利润核定形成的自有资金。实行投资本钱一体化管理，在确保完成利润指标的情况下,根据效益最大化原那么和可持续开展原那么,对老油田投资和本钱相互平衡调节使用,在上级部门监督下组织实施。①是紧紧围绕油藏经营管理方案，做好投资预算的编制和工程优化工作。注重超前运作、综合平衡和优化调整，坚持效益第一的原那么，通过细化、优化，确保油气藏经营管理方案能够统筹经营、贴近生产、符合实际，为各油藏经营管理责任主体实现投资效益和经营效益最大化提供保障。②搞好投资规模的平衡和控制工作。重点搞好总投资规模和投资责任主体之间的投资规模平衡。老油田维持简单再生产投资，在股份公司核定的总额内平衡控制，根据油气藏经营方案，按照投资收益率，通过优化平衡，确定各责任主体的投资规模。③建立分公司三年滚动开展方案制度，超前运作重大工程。三年滚动方案要做到“落实当年、准备明年、方案后年〞，通过三年滚动方案，建立四类工程库，即前期研究储藏工程库、可研工程库、年度工程库、实施工程库。原那么上未进入前一阶段工程库的工程，不得进入下一阶段的工程库。④强化工程前期论证和后评估工作。进一步标准投资工程前期研究、论证、评估和决策程序，工程运行节奏可以加快，程序不能逾越。在充分做好技术方案论证的根底上，做深做细投资工程前期论证；建立投资估算和效益标准指标体系，提高油气田开发工程经济评价的科学性和标准性。强化工程

52后评估工作，提高投资决策的科学性。同时，为绩效评价提供依据，把投资责任制度落到实处。⑤做好勘探、产能建设、油气生产三个阶段的投资管理。勘探阶段：勘探工程包括区域普查、圈闭预探、油气藏评价、老区滚动勘探四类工程，按照模拟法人方式运作。工程和投资由股份公司决策，股份公司或股份公司委托分公司成立具有模拟法人资格的工程组，在股份公司监督下实施。产能建设阶段：新区产能建设工程由股份公司筹措资金，由股份公司或股份公司委托分公司成立具有模拟法人资格的工程组组织实施；老区规模以上产能建设工程，由分公司成立具有模拟法人资格的工程组实施，资金由股份公司筹措；老区规模以下产能建设工程，由分公司决策并筹措资金，采油〔气〕厂成立工程组实施。油气生产阶段：坚持“投资跟着效益走，自己花钱自己挣〞的投资理念，投资工程由分公司或油藏管理责任主体自主决策。油藏经营管理区所属老油田调整和技术改造投资工程，由采油〔气〕厂在核定规模内自主决策，报分公司核准、备案；跨油藏经营管理区公用工程，包括后勤辅助、综合利用、平安环保、节能工程、非安装设备购置、信息工程及管道储运工程等，由采油〔气〕厂提出申请，分公司决策审批。⑥搞好投资工程的监督检查工作。按照股份公司的要求及分公司投资工程管理规定，对所有投资工程严格监督检查，确保工程和投资运行标准合法，经济高效。〔2〕财务管理油藏经营财务管理是在油藏经营开发寿命期中的勘探、产能建设、油气生产等不同阶段，强化全面预算管理，细化本钱控制和分析，实现油藏经营管理经济效益最大化。油藏经营财务管理要遵循“本钱效益原那么、资金合理配置原那么、核算主体投入产出清晰原那么、本钱管理精细化原那么及投资本钱一体化原那么〞。

53①全面预算管理A、健全全面预算管理体系，完善预算管理制度。全面预算管理是集经营预算、资本预算和财务预算于一体的综合性预算，涵盖预算的编制、审核、上报、分解下达、执行、分析、控制、评价和考核全过程。B、全面预算管理主要包括经营预算、资本预算和财务预算。经营预算是指对预算期会计主体经营过程中可能形成的收入、支出、盈亏所作的方案和测算，预算结果形成预算期的经营目标，主要包括产量预算、收入预算、生产本钱预算、期间费用预算等；资本预算是指对预算期会计主体资本性支出方案和测算，包括维持简单再生产的投资和扩大再生产投资；财务预算是以经营预算和投资预算为根底，对经营预算和投资预算在财务上的综合反映，是对会计主体预算期间经营成果和现金流量所作的预计，主要包括资金筹集，预计现金流量表、预计资产负债表和预计损益表的编制。C、完善预算编制方法，加强经营预算的编制。根据油藏经营管理三年滚动及年度实施方案中的油气产量和实物工作量，结合油气生产本钱定额，在油藏经营管理单元预算根底上逐级形成油藏经营管理区、采油厂预算。对与生产工作量相关性密切的变动本钱工程，根据工作量结合本钱定额或历史单耗指标优化编制；对与生产工作量相关较差的固定性本钱工程，结合人员规模、资产数量、降本增效目标等因素，采用零基预算法编制。D、健全预算机构，标准预算程序。明确各层次的预算管理机构及其职责，标准预算的编制、上报、审批、下达和调整程序，严肃预算的执行、分析和考核。E、完善定额价格体系。油气勘探、开发工程以及油气生产本钱定额是开展零基预算的根底，根据实际情况及时修订各项工程本钱定额，按照划分后的油藏经营管理单元，对油气生产各种定额价格进行完善，作为准确编制预算的根底。②本钱管理

54A、开展油藏经营管理区和油藏经营管理单元的完全本钱核算，并在此根底上按照产品类别和产量结构进一步细化本钱核算，结合ERP工程开展单井、单个工程和单项资产核算，将单井直接费用计入单井本钱中，按照需求可将间接分摊费用采用科学的方法分摊到单井中，尽量做到核算资料满足对油藏经营管理单元的评价、分析和考核的需要。B、加强对油藏经营管理单元的分析评价工作，在细化核算的根底上，开展责任主体、油藏经营管理单元、开发单元及单井的分析评价工作。按照分析模板的要求对各油气生产过程的经济活动进行分析；结合各种开发指标对不同油藏经营管理单元的经营情况进行比照分析；结合不同措施工程和产量结构开展本钱效益分析，结合油价的变动趋势对油藏经营管理单元或单井的投入产出效益进行分析和评价。C、完善油藏经营管理单元的长短期经营决策评价体系，加强对单个工程评价方法的研究，如：资产更新投入与资产维护支出的决策；监测费用支出额度的平衡决策等。同时，加强对重大经济事项的后评估工作，催促开发生产环节对方案、设计以及投资本钱进一步优化。D、勘探、产能建设和油气生产阶段的投资核算，不管是否成立工程组，均不专设财务机构和财务人员，由分公司、采油厂财务部门进行相关的财务核算。③资金管理A、实行资金集中管理，分公司统一开设账户，统一借贷，统一调拨。各单位所需生产资金，按照月度安排方案、预算和支付；投资资金按照投资方案以及工作量实施进度进行拨付。B、在核定油藏经营管理责任主体合理的流动资金额度根底上，实行资金的有偿使用。当其营运资金缺乏时，可向分公司申请贷款，资金占用费按照同期银行贷款利率和本金计算确定。按照油气生产阶段投资本钱一体化原那么

55，建设资金和生产资金可以调剂使用，优化油藏经营管理方案，灵活安排资金流向，实现资金收益最大化。C、根据?现金管理暂行条例?和股份公司“资金管理制度〞有关规定，对分公司的货币资金进行限额管理。分公司依据资金收支余量和结算的便利程度将限额分解到各油藏经营管理责任主体及其它所属单位。④资产管理资产管理主要包括流动资产、长期投资、固定资产、无形资产和其它资产的管理。A、适当下放资产处置权限，合理确定采油厂的资产处置范围和额度。分公司明确闲置、报废资产的管理部门，健全闲置资产调剂市场，充分发挥各项资产的运营效率。B、加强固定资产的实物管理，按照油藏经营管理单元明确资产的受益对象，建立固定资产的管理卡片，加强固定资产的运营管理，尤其是在ERP环境下，对固定资产的转资、报废、处置、调剂等环节要加强监控。C、探索储量价值化和市场化的相关业务处理方法，做好油藏经营管理后期资本运作过程中的资产评估和增减方面的管理。D、对占有资产结构进行分析研究，结合本单位生产需求，通过分析占用资产利用率，对下一年的投资投向提供依据。E、统筹财产保险方案。集中投保、集中理赔，减少保险本钱，实现财产保险投保、躲避风险、理赔一体化管理。F、结合油气资产报废方法，完善对已报废油气水井在油价和储量条件许可的情况下再利用方法。〔3〕物资管理根据?股份公司物资供给管理规定?，结合油藏经营管理实际，完善分公司、采油〔气〕厂两级物资供给管理机制。一是明确采购权限和职责。大宗、通用、重要及常耗物资，由采油〔气〕厂编制需求方案，分公司集中采购。急用、零星生产用料，由采油〔气〕

56厂在分公司划定的范围和零星采购限额内自行采购。二是加强物资招投标和配送监督工作。涉及油气生产大宗重要物资的招投标，三分之一的评委由采油〔气〕厂管理人员出任。强化物资配送工作，分公司严格按照采油〔气〕厂的物资配送方案按时保质保量配送到位，采油〔气〕厂对配送过程实施监督。三是完善采油〔气〕厂层面上的物资管理及配送制度。根据本钱预算和生产实际，编制、优化、审定物资需求方案。物资供给部门加强物资管理，完善物资配送机构，做好对油藏经营管理区的二次配送和消耗监督工作，做好物资管理的分析评价和资金结算管理工作。〔4〕市场管理一是建立两类市场、两级管理、三级运作的市场机制。采油〔气〕厂与分公司以外的单位形成市场关系，与分公司所属科研、辅助生产单位，以及厂内所属生产辅助单位之间形成模拟市场关系。分公司层面上建立一级市场，组织分公司对外的重大工程招投标工作，监督考核二级市场。采油〔气〕厂建立二级市场，负责进入本单位投资、本钱工程的招投标和实施过程的监督。参与分公司组织的涉及采油〔气〕厂重大工程和大宗重要物资的招投标活动。油藏经营管理区参与二级市场的招投标活动，监督施工质量以及竣工结算报告的签认。二是完善内部价格体系，建立简便易行的内部协作运行机制。分公司层面上，根据油藏经营管理的需要，制定完善科研、辅助生产单位对应采油〔气〕厂相关协作工程的价格依据。采油〔气〕厂制定完善厂内单位相互协作的结算依据。具体运行上，组织签订年度框架协议，以协议条款标准约束协作双方的经营行为，按照生产运行方案组织实施。〔5〕人力资源管理

57人力资源管理要紧紧围绕油田生产经营中心工作，以能力建设为重点，不断强化核心业务、主体专业和尖子人才培养，全面加强经营管理、专业技术、技能操作三支队伍建设；以满足油藏经营管理为重点，进一步深化改革，优化组织结构和人力资源配置，继续深化单位内局部配制度改革，坚持以人为本，促进和谐油田建设，为油田持续有效开展提供组织和人才保证。人力资源管理主要包含5个方面的内容：①以优化结构、提高能力为重点，加强领导班子和干部队伍建设，全面提高干部队伍的管理水平；②以强化高层次人才培养、激发队伍活力为重点，加强专业技术人才队伍建设，着力提高专业技术人员的科技创新能力，提升油田的核心竞争力；③以深化“三定〞和岗位管理为重点，进一步优化人力资源配置，着力解决人员整体充裕和结构性缺员的矛盾，进一步提高组织效率；④以深化管理和专业技术人员绩效考核为重点，积极探索多种有效分配形式，理顺分配关系，调动各类人员的积极性，激发队伍活力；⑤以加强高层次、高技能人才培训为重点，开展大规模的人才培训，大力加强三支人才队伍的能力建设和作风建设，着力提升员工队伍整体素质，满足油田开展对各类人才的需求。五、油藏经营管理机制〔一〕经营承包考核机制参照?中石化股份公司油藏经营管理试点单位经营目标考核暂行方法?，结合分公司实际情况，本着“指标设置科学合理、评价考核循序渐进、执行操作简便易行、加大鼓励约束力度〞的原那么，制定了?中原油田分公司2006年经营承包考核方法?。1、分公司对采油〔气〕厂的经营绩效考核（1）考核指标效益指标：原油统销量、天然气配置量、油气单位完全本钱、投资总额；经济技术指标：新增可采储量、自然递减率。

58〔2〕考核兑现根底工资及岗位工资按月发放；绩效工资基数与效益指标挂钩，产量及本钱指标按季累计考核，其它指标年终考核，完成任务兑现绩效工资基数。效益指标的考核：绩效工资基数与油气单位完全本钱、油气配置量分别按50%的比例挂钩。本钱节余，按节余额的50%提成绩效工资；本钱超支，按超支额的50%扣减挂钩工资。油气配置量〔当量〕每超〔欠〕1吨，奖〔扣〕采油〔气〕厂300元。同时，超产局部，按股份公司核定的完全本钱水平核定差额本钱补贴；欠产局部，按股份公司核定的完全本钱水平扣减本钱。本钱及产量指标的扣减额以挂钩工资的50%为限。为表达“投资、本钱一体化〞管理，对分公司核定投资资金的节超，年终按本钱指标的考核政策指行。经济技术指标的考核：实行正向鼓励。每新增1吨可采储量，老区人均奖励2元，新区人均奖励1元；自然递减率每降低0.5个百分点,人均奖励200元。2、分公司对采油〔气〕厂经营管理者的绩效考核〔1〕根本思路对采油〔气〕厂经营管理者继续实行年薪制。同时，实行承包期与任期目标相一致、年度经营目标与任期经营目标相结合、分期评价考核兑现的方法。个人收入由根底工资和年度效益奖两局部构成〔分别占总收入的40%和60%〕。根底工资根据单位级别、行业特点、管理难易程度确定；年度效益奖与承包指标完成情况及单项奖惩挂钩。〔2〕评价考核指标评价考核指标包括核心指标、鼓励指标、约束及否决指标。核心指标：单位完全本钱完成率、油气统销量〔当量〕完成率；鼓励指标：可采储量变化率、综合递减率、自然递减率、含水上升率；约束指标：平安

59生产、党风廉政建设、财经纪律、社会治安、精神文明建设、环境保护等方面出现平安事故或违规行为的，按有关规定扣减年收入。〔3〕考核兑现方法月度按油田核定标准预支生活费，年度效益奖根据承包指标完成情况考核确定〔具体考核兑现标准另行制定〕。考虑到油田的可持续有效开展，为防止短期行为，对经营者实行承包期与任期目标相一致、年度考核与任职期满考核相结合的考核方法，将年度效益奖分阶段兑现：任期内年度效益奖的60%用于当期兑现，剩余的40%待任期结束、经离任审计和考核评价，未发现潜亏或其他严重违规违纪行为、且全面完成任期内有关可持续开展指标予以全额兑现，反之那么全额漂浮。3、采油〔气〕厂内部经营绩效考核指导意见为适应油藏经营管理需要，促进各单位转变经营机制，提高油〔气〕藏经营效益，对采油〔气〕厂建立内部考核评价机制提出以下指导意见。（1）指导思想以油藏经营管理为主线，以经济效益为中心，以明确目标、落实责任为重点，逐级细化分解责任目标，建立以经济效益和可持续开展为主要内容的指标体系和鼓励与约束并重的绩效考核机制，加大员工收入与效益挂钩的力度，促进油气藏经营管理水平和企业整体效益的不断提高。根据油田管理实际，要求采油〔气〕厂内部经营承包考核方案的制定，必须坚持和把握“三个弱化、三个强化〞的总体原那么。即：弱化岗位鼓励，强化奉献鼓励；弱化定性考核，强化定量考核；弱化随机管理，强化制度管理。使企业内部管理迈上现代科学管理的先进水平。（2）考核指标设置原那么一是责任与能力匹配原那么：单位不仅有完成分解指标的责任，而且要具备完成分解指标的能力，指标设置要合理；二是反映主观努力效果原那么：指标完成的好坏是单位主观努力效果的直接表达，指标确定要科学；

60三是共性目标与个性目标相结合原那么：合理确定共性目标与个性目标的挂钩比例，适当加大个性目标的挂钩考核力度，明确直接责任；四是指标内化原那么：在指标无法细化分解到单位和岗位时，要通过分析完成指标的具体措施，内化为与单位管理责任相适应的指标。〔3〕考核指标设置思路根据采油〔气〕厂内部组织结构特点，通过对完成产量、本钱的途径进行分析，将产量、本钱、投资指标进一步细分整合成五条指标体系链：一是以油〔气〕藏经营管理区为责任主体的自然产量指标体系链；二是以技术管理部和地质、工艺、工程监督岗位为责任主体的投资控制、总产量、措施效益、新井效益指标体系链；三是以油藏经营管理区、生产管理部等为责任主体的维持生产规模操作本钱指标体系链；四是以集输大队、维修大队等后勤辅助单位为责任主体的操作本钱、生产效率指标体系链；五是以经营管理部为责任主体的相对固定本钱指标体系链。采油〔气〕厂要围绕五条指标体系链，进一步细化分解，落实到具体单位、岗位和个人，形成采油〔气〕厂全员、全方位、全过程的经营指标体系。（4）考核兑现操作方法采油〔气〕厂对油〔气〕藏经营管理区的考核，要坚持突出主观努力效果和责任与能力匹配的原那么，重点实施产量〔工时〕、本钱、根底工作与考核基数挂钩不同比例的考核方法。为表达操作岗位对不同指标的主观可控程度，对不同的指标要分别制定不同的奖扣比例；采油〔气〕厂对技术管理部、地质及工艺两所的考核，要突出技术决策、技术支撑的主导地位，要加大投资效益、措施效益及油藏经营持续开展指标的挂钩考核力度，鼓励科研人员通过精细研究和优化方案来控本增效，发挥科学技术的巨大潜能。采油〔气〕厂对内部辅助生产单位重点考核内部利润，鼓励辅助生产单位提高生产效率，降低本钱消耗。

61采油〔气〕厂对机关部室实施责任目标考核，绩效工资与总产量和责任目标本钱控制情况挂钩，重点突出对责任本钱控制情况的考核。由于机关部室分工不同，根据工作性质与产量的直接相关性确定不同的挂钩系数。〔5〕建立全员量化评价体系在按照方案指标与实际指标比照考核的同时，对工作性质相同的单位或岗位〔如采油管理区之间、计量站之间〕及单项工作实施管理水平量化评价，建立同类型工作单位或岗位之间的竞争机制。对油藏经营管理区评价的重点指标主要是产量、本钱、根底工作等单项指标。为提高评价指标的准确性，在具体操作时依据单项指标排名顺序附标准分计算。对员工个人采用岗位薪点工资方法，重点突出对绩效薪点的考核。单位评价结果、单项工作评价结果与单位主要责任人和单位利益挂钩，岗位评价结果作为岗位分配、晋升以及薪点工资兑现的主要依据。〔二〕油藏经营管理过程检查与评比推行油藏经营管理，确立采油〔气〕厂为油气藏经营管理的责任主体地位，确定油气藏经营管理区为能够独立核算、投入产出清晰的油气生产操作层，老油田经营管理措施的局部审批决策权限由分公司下移到采油〔气〕厂，分公司机关职能转向对采油〔气〕厂经营管理工作的指导、催促、协调和宏观控制。在分公司层面上，建立一体化的油藏经营管理工作检查评价机制，加强过程监控、评比及督导，是确保油藏经营管理工作水平提高的重要手段之一。1、根本思路由分公司油藏经营管理办公室牵头，组织相关业务管理处室制定油藏经营管理工作检查评比方法。在强化审计监督和效能监察的根底上，实行日常监控与定期检查、评比相结合的管理方式。对评比排名前三位的单位进行表彰和奖励，促进分公司油藏经营管理水平和整体效益的不断提高。2、检查评比内容

62检查评比内容主要包括：油藏经营管理方案的编制水平和实施状况，内控制度落实情况，内部经营承包指标完成情况，新技术应用管理水平及效果，生产管理系统效率，新井及措施效益评价，全面预算管理、投资本钱一体化管理、工程管理、物资管理、市场管理及人力资源管理水平等。3、检查评比标准首先由分公司油藏经营管理办公室组织各系统专家根据各项检查评比内容的重要程度，确定各项指标的评价权重及系统分值。再由分公司相关业务管理部门根据职责分工，分别对以上评价内容制定具体评比标准。包括：检查评比内容、具体细化指标、标准分值、评价打分标准。最后由分公司油藏经营办公室汇总，经分公司专家委员会审议，报分公司领导批准后投入实施。4、检查评比方式分公司成立油藏经营管理工作检查评比领导小组，分公司经理任组长，成员由相关的业务主管领导组成，具体业务部门由分公司油藏经营管理办公室、生产管理处、规划方案部、财务资产部、人力资源处、勘探管理部、开发管理部、油气技术管理部、科技部、物质供给处、企业管理处等组成。检查评比办公室设在分公司油藏经营管理办公室。在日常协调、指导与监督的根底上，实行季度检查通报、半年检查评比、年终综合考评。对综合量化评比排名前三位的单位进行表彰和奖励。〔三〕健全和完善内控体系按照四级管理体制下，决策点适度下移。在下放局部经营决策权限的同时，按照内控制度的总体要求，建立健全逐级授权体系,实现自主经营、授权有度。进一步完善各项经济业务的拟办、会签、审批、控制、监督程序，特别是在预算方案的下达和调整、投资本钱一体化的相互调剂、合同管理、招投标管理等环节，要加强关键点的控制，做到阳光操作、风险受控。要严格执行股份公司?内控手册?

63，在不影响企业经营效率的同时，强调从合法性、合规性角度对各项经济业务进行控制，到达业务真实、程序严明、手续完备、标准运行的目的。（一）油气藏经营管理监督机制1、强化管理制度的执行情况监查重点监查生产管理、方案管理、技术管理、质量管理、计量管理、财务管理、资产管理、人才使用、物资管理、市场管理等制度的执行情况。分公司主要监查采油“气〞厂对上级管理制度的执行情况和厂级管理制度的建立落实情况；采油〔气〕厂内部，以执行单位、责任人为对象，重点做好实施过程的监督落实。2、强化审计监督充分发挥分公司、采油〔气〕厂两级审计部门的职能作用。分公司坚持“全面审计、突出重点〞的方针，加强对经济行为的事前、事中、事后审计，重点做好季度、年度和承包期指标完成情况的审计；加大可控本钱费用、预算执行情况、地面配套工程及外委工程的审计力度。定期对内控制度的执行情况进行检查、测试和评价。对经营者，主要审计重在经营事项决策、经济责任目标完成情况、财经法规执行情况和内部管理制度的建立执行情况。采油〔气〕厂主要负责油藏经营管理区以及内部协作单位生产经营活动全过程的审计监督。六、试点工作运行要求〔一〕落实资金方案,加快油藏经营管理单元地面系统归集调整节奏,建成一体化油藏经营管理操作平台。〔二〕组织制定?油气藏评价及分析预测技术标准??投资管理方法??财务管理方法??投资、本钱一体化管理方法??市场管理方法??物资采购管理方法??经营绩效考核方法??油藏经营管理检查评比方法?等配套管理方法及标准，推动油藏经营管理工作标准有序地展开。〔三〕

64依据计提折旧和超缴利润核定落实老油田维持简单再生产投资，实施投资、本钱一体化管理，最大限度地提高资金营运效率。〔四〕按照“开发单元→开发管理单元→经营管理单元→经营管理区→采油〔气〕厂→分公司〞这种逐步递进的框架结构建立储量管理、开发管理、生产管理、财务管理及经营管理综合信息平台，完善信息保障体系。〔五〕以油藏经营管理为主线，分层次开展油藏经营管理技术培训，提升队伍整体素质和管理技能，促进油藏经营管理水平的进一步提高。

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68采油〔气〕厂组织结构及人员构成表附表4单位名称组织结构〔个〕按岗位分工按工别分〔人〕备注采油气管理区生产辅助单位科研管理单位厂机关科室管理岗技术岗操作效劳岗操作岗服务岗合计正式工劳务工内聘工农民工占地工合计采油一厂8951534721324322432029922674318002992　采油二厂1086155702562984271626867943120690003810　采油三厂9其中1个采气区761543625327802777334692892577003469含注水队采油四厂87515567137202319824127272320407002727含注水队、注气站采油五厂77615448184183717667124692120349002469含劳务技术输出工程部采油六厂5其中1个采气区9615239110122012101015691315254001569　天然气产销厂3均为采气区1561524611910571057014221156266001422　内蒙采油事业部211748918180756820575　合计52个采油气区6341112290112811435113958393185331566528630518533　

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71油藏经营管理单元集输系统描述表附表7单位联合站集输管线所辖开发单元井站调整情况联合站〔座〕设计能力104t/a实际处理量104t/a输油泵配套电机功率kw储油罐干线支线完整单元个不完整单元个计量站座随站归集井数口单井归集(口)总计　台数效率〔%〕总容量m3座　条数　长度km设计能力104m3/a实际量104m3/a条数　长度km新建管线井委托井长关井　小计　一厂23005360300006181022621910811258159171二厂350065435055000112222921054961814168166369150三厂2200652484230007169607215205214344768四厂1150602681503000061176170181211601961641101五厂11503534336529000713768302583064211421637六厂2100176562702500082200902516内蒙12合计1114002819791920004582299600338411862442952001616232527

72油藏经营管理单元注水系统描述表单位离心注水站注水管线开发单元增注站井站调整情况注水站座设计能力实际注水泵配套电机功率kw储水罐干线支线完整单元个不完整单元个站数设计能力实际配水间水井台数效率容量m3座条数　长度km设计能力实际条数长度km随站归集单井归集总计104m3/d104m3/a座104m3/d座新建管线委托井长关井小计一厂147595001000213711376715121423141417二厂315722665010006122285136911118112923483944391三厂387012200100061111804976721101315672512693四厂156899001000278405004918123686193333五厂277079801000474662527352323825111136六厂2459500050025301222418内蒙2合计12437123022553137310134.6124489248143971119127270附表8

73油气藏经营管理单元资产、本钱、投资现状表附表9单位单元名称资产原值(亿元)资产净值(亿元)油气商品量(吨)近三年平均吨油完全本钱〔元〕年平均开发投资(万元)单位单元名称资产原值(亿元)资产净值(亿元)油气商品量(吨)近三年平均吨油完全本钱〔元〕年平均开发投资(万元)一厂文10-101块66120.931239.131824.22三厂古云30130.741091.193222.88一厂文13北块62125.901582.46655.42四厂文33块212801.33975.06224.76一厂文13东块130680.831054.83813.33四厂文95块123325.33865.0157.13一厂文13西块166730.23814.893959.22四厂文85块97450.671437.79140.85一厂文203块44175.761271.231727.32四厂文135块138521.331031.22209.29一厂文19-220块8320.663573.081160.56四厂文79块130324.001209.5079.90一厂文西垒块107675.671050.512345.66四厂文184块40406.001537.2118.80一厂文25块79927.701194.243622.55五厂胡5块57429.441639.73781.48一厂文15块46268.411306.121252.68五厂胡19块16566.181286.47二厂沙一18771.502021.50五厂胡2块38102.221261.76243.47二厂东区北部181773.701237.2810191.48五厂胡7-94块8835.301458.50　二厂东区南部115802.371370.155971.73五厂胡7块71786.801719.132522.13二厂西区134206.861202.8111536.10五厂胡12块62951.501551.011352.49二厂南区218517.121140.9611353.16五厂庆祖集43072.081265.76　二厂文51120478.95877.338009.81五厂胡状零散块32580.161064.88172.36二厂外围北部90649.911063.366796.41五厂刘庄16013.98928.49　二厂外围南部108170.931023.905314.82六厂马厂55980.672152.573666.48三厂眀一东109008.361130.234893.70六厂白庙101420.33816.129611.61三厂眀一西80666.671047.282748.21六厂三春11423.331871.05552.50三厂明1532000.00581.07251.74六厂桥口83290.001498.0522190.90三厂卫2293794.641064.873142.25六厂徐集16957.672061.452799.51三厂卫1161765.721314.663755.10产销厂文23气田621277.00238.19416.20三厂卫2131864.431275.815310.37产销厂文24气田2502.33605.41三厂卫36055972.031161.818145.50产销厂文96气田12027.00604.83三厂卫412038.101971.57产销厂户部寨气田118019.00515.98495.85三厂卫城气藏86748.97201.89678.27内蒙达尔其4699.511229.63888.42三厂马寨105935.811180.052340.25内蒙桑合8688.001146.832455.10

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97中原油田分公司组织结构图附图2

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