馆陶网站优化（馆陶网站推广）
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埕岛油田一区馆陶组上段注水特征研究
赵红霞 刘利 任允鹏 李建 于东海
参加本项工作的还有：崔映坤，王爱景，季雅新，张素玲，姜书荣，王世燕，张海娜等.
摘要 埕岛油田馆陶组上段（简称“馆上段”）油藏饱和压力高，地饱压差小，加之没有活跃的边底水，油田天然能量不足，必须注水保持地层能量。为了搞好埕岛油田的注水开发，本文通过数值模拟手段从注采比、注水方式、油层吸水能力、水淹特征、含水上升规律、产液量、产油量变化等方面开展了该油田一区馆上段注水特征研究，以指导埕岛油田馆上段的注水开发。
关键词 数值模拟 注采比 注水方式 注水特征 埕岛油田
一、概况
埕岛油田位于渤海湾南部的极浅海海域。构造上位于济阳坳陷与渤中坳陷交汇处的埕北低凸起的东南端。埕岛油田以北纬38°15′和193.8东西向测线为界分为三个区，北部为三区、中部为一区、南部为二区。一区为本课题研究的主要目标区，以其主体部位作为数值模拟区。
数值模拟模型区内包括12个井组72口单井，自1995年起相继投入生产。投产初期平均单井日产油79t。截止1999年12月，模型区开井56口，日产液能力2432.4t，日产油能力1924t，日产油水平1862t，平均单井日产液能力41.5t，单井日产油能力32.8t，综合含水量20.9%，年采油72.1×104t，采油速度1.8%，累积产油346.85×104t，采出程度6.5%。
二、主要开采特征研究
开采特征研究是注水特征研究的基础，通过对埕岛一区馆上段天然能量、油井产能、产量递减、压降变化的分析，为数值模拟提供可靠依据。
1.天然能量分析
根据行业标准SY/T6167-1995《油藏天然能量评价方法》，对埕岛一区馆上段的天然能量进行了评价：①计算弹性产量比Q。＝2.6；②计算每采出1%地质储量地层总压降值为0.72MPa。
由能量分级标准可知，此点正好落在有一定天然能量框内，说明埕岛一区馆上段具有一定天然能量，但天然能量不足，需注水保持地层能量。
2.油井产能分析
统计埕岛一区馆上段平均初期单井日产油能力68.1t，方案设计日初产能力69t，符合程度好。但经分析认为，构成产能的几个因素存在不同程度的差异（表1）。
表1 产能分析表
由此可以看出，埕岛一区实际动用厚度和采油指数比方案预计要好，但生产压差却仅为方案设计值的一半。所以，要进一步改善开发效果，可从工艺上着手。
3.产量递减
到目前为止，埕岛油田一区馆上段油藏已投产17个井组108口井，只有两口井试注14天，因此油藏仍处于天然能量开采阶段，由于油藏没有活跃的边底水能量补充，虽然油井初期产能较高，但随着地层能量的下降，油井产液量产油量下降较快。
为此，将模型区内投产的72口井进行递减分析，结果发现，模型区内的井全部投产以后平均单井日产油能力逐渐上升，大约一年后，油田开始出现递减且呈指数规律递减[1]，递减期内平均单井日产油年递减率为29.9%。
4.油田压降情况
一区馆上段油藏饱和压力高，平均为10.12MPa，地饱压差小，平均为3.4MPa，地层压力降至饱和压力前可供利用的弹性能量弱，加之又无大面积连通的活跃的边底水供给，地层压力下降较快。通过对一区馆上段油藏测压资料统计，到1999年6月，平均地层总压降4.1MPa。
1.模型建立
（1）模型区选择
三、数值模拟
模型区选择在资料齐全、准确且地质认识清楚的埕岛油田一区馆上段主体部位。模型包括12个井组72口井。区域面积17.48km2，地质储量5296×104t。纵向上除（1+2）砂层组未考虑外，其他小层完全按地质上分层，共19个小层，即31～6、41～5、51～6、61和63作为模拟目的层，这些层包括了所有的目前射孔层位和将来配产配注方案的补孔层位。
（2）网格划分
平面网格划分 考虑到实际井网井距、计算机条件等因素，取数值模拟模型的平面网格步长为100m×100m，这样可以保证在300m左右的井距下，井间一般有2～3个网格。
垂向网格划分 垂向网格划分与地质上所划分小层一致，即垂向网格为19个。因此，模型区网格总数为33212。2.控制参量的确定
（1）射孔
目前井网条件下，按生产井实际射孔状况射孔，注水后按配产配注方案进行补孔。
（2）生产井最低井底流压与生产压差
根据动态分析及垂直管流计算[2]结果，油井自喷生产的能力是较弱的，应立足于机械采油。机械采油方式最低井底流压主要受工艺下泵深度限制。埕岛油田平均下入深度按1000m考虑。为满足泵效，考虑300m沉没度，油层中部深度取1350m，因此将最低井底流压设定为6MPa。
根据动态分析结果，初期平均生产压差在1.2MPa左右，由于最佳注水时机为0.85倍饱和压力，即8.5MPa附近，因此注水后最大生产压差设定为2.5MPa。
（3）生产井最大日产液量
动态分析结果显示，埕岛油田馆上段平均采油指数为3.5t/(d·MPa·m），补孔完善井网实施注水后，单井平均射开有效厚度21.6m，合理注水时机为0.85倍饱和压力，最低井底流压6MPa，因此最大生产压差为2.5MPa，综合含水60%时无因次采液指数为1.7左右，计算得到最大液量为321m3，取值300m3。虽然随着含水的上升，无因次采液指数上升，液量不断增大，但考虑到注水井注水能力、注采平衡、地面管线承受能力及方案的可比性，因此单井最大液量取值300m3。
（4）注水井最高井底流压及最大日注水量
以油层破裂压力的80%为上限。应用威廉斯《压裂指南》的破裂压力公式，计算得到馆上段破裂压力为21.2MPa，则注水井最高流压取值16.96MPa。
生产井单井最大液量300m3，根据注采平衡的需要，注水井最大日注水量确定为600m3。参考同类油田资料初步计算，该注水量完全可以达到。
3.历史拟合
（1）拟合原则
储量拟合精度控制在2%以内；产量拟合精度控制在1%以内；含水要求精细拟合全区含水和典型井含水；压力要求拟合全区压降及典型井压降。
（2）拟合结果
储量拟合 储量拟合误差最大的35层为1.79%，最小的41层为0.03%，总储量拟合误差为0.09%。
产量拟合 根据动态分析，埕岛油田一区实际生产压差1～1.5MPa，模型区内初期产量79t，校正流体模型，使初产控制在80t左右。并拟合了有测压资料井的米采油指数。
含水拟合 通过调整相渗曲线拟合含水，拟合期模型区平均误差2.7%，典型井含水误差在9%以内，含水上升趋势与实际保持一致。
压力拟合 全区压力拟合到1999年6月，模型区模拟地层总压降为4.4MPa；实际地层总压降为4.1MPa，单井压降拟合误差在8%左右。
四、注水特征研究
1.注采比
在分段注水的前提下，设计0.8,0.9,1.0,1.1四种不同注采比进行数值模拟研究，在注水过程中，注采比始终保持不变。
地层压力降至0.85倍饱和压力注水，不同注采比数值模拟方案指标预测结果（表2）显示：注采比0.9～1.0开发效果最好，注采比0.8开发效果最差，注采比1.1开发效果居中。这主要是因为注采比1.1时，注水强度太大，水线推进不均匀，水驱效果差；注采比0.8时，地层压力下降较快，生产压差得不到保障，采油速度低，因而开发效果变差。注采比0.9～1.0很好地解决了上述矛盾，所以开发效果最好。
表2 埕岛一区不同注采比开采期末指标对比表
综合分析认为，埕岛油田属高孔隙度、高渗透率储集层，始终保持较高注采比极易造成水窜流，影响总体开发效果，因此，注采比总体上应该控制在0.9～1.0。由于埕岛油田注水较晚，地层已出现脱气，所以初期注采比可考虑控制在1.0稍高水平，待地层压力恢复到饱和压力时，再将注采比保持在0.9～1.0，从而既能保持较大的生产压差和采油速度，又不至于因注采比过高，注水强度过大，导致综合含水量迅速上升，驱油效率下降，开发效果变差。
2.注水方式
注水方式从纵向上来说主要分为笼统注水和分段注水两种。笼统注水时注入水容易沿物性好的高渗透层推进，油井见水后容易形成大孔道，造成水线单向突进，不利于提高水驱波及系数，不利于发挥各油层的潜力，也不利于实现分层注采平衡，但笼统注水工艺简单，采油工程费用少，通常适用于非均质不严重的油藏；分段注水有利于改善水驱波及系数，并实现注采平衡，但工艺较为复杂，特别是采油井段长、层间矛盾突出的井，工艺就更为复杂，且采油工程投资高，风险大，通常适用于非均质较严重的油藏。
埕岛油田馆上段各个油层的原油性质、储集层物性无论是层间还是平面上，都存在不同程度的差异，因此埕岛油田要实现高水平开发，在现有的工艺水平条件下，对注水方式进行优化研究是必要的。
（1）数值模拟优化研究注水方式
根据埕岛一区馆上段配产配注研究，注水前首先对油水井按方案设计进行补孔作业。由于三级三段注水难度很大，工程尚难以实现，因此，数值模拟分段注水按两级两段考虑。
笼统注水与分段注水数值模拟结果（表3）显示，后者开发效果好于前者。这主要是因为分段注水使分段配注成为现实，物性好、吸水能力大的层可以通过调小水嘴或降低注水压差实现少注，物性差、吸水能力弱的层通过调大水嘴或提高注水压差也可以实现多注，不但实现了注采总体平衡，而且使分段注采平衡基本成为可能，既减少了单层注入水的突进，节约了注水量，又改善了水驱效果，因此分段注水开发效果好于笼统注水。
表3 埕岛一区不同注水方式开采期末指标对比表
但是，分段注水比笼统注水优势不是十分明显，主要原因有以下几点。
第一，指标预测15年，而天然能量开采期为4.5年，且两种开发方式相同，注水时间仅为10.5年，注水时间短，因此，开发效果差异小。
第二，埕岛油田虽然存在较严重的层间、平面非均质，但总体上仍属于高孔高渗储集层。岩心分析渗透率统计显示，4砂层组空气渗透率最高，平均为3072×10-3μm2,5砂层组空气渗透率最低，但平均也达到1440×10－3μm2。
第三，埕岛油田大部分为斜井，受目前工艺水平的限制，根据实际静态资料，注水井最多分两段，油层层间非均质虽然有所减小，但有的井级差仍然较大，还不足以使水线均匀推进。
第四，模型平面网格步长100m，网格内部物性参数相同，而实际地层存在差异。
如11E-4井笼统注水时渗透率级差为18.5，实施分段注水后，第一段渗透率级差为7.27，第二段渗透率级差为3.52，分段后，油层非均质性有所改善。而22B-4井，笼统注水时渗透率级差为90.2，实施分段注水后，第一段渗透率级差仍为90.2，第二段渗透率级差为9.16，分段后，油层非均质性改善不大。
（2）类比研究注水方式
孤岛油田中一区3～4层系投产初期为反九点井网，第一次调整后将油井合采改为分采，第二次调整后将水井合注改为分注，分段后，日产油水平提高了311t，含水降低0.7个百分点，分段注水效果好于合注。
综上所述研究成果，鉴于埕岛油田馆上段储集层非均质程度严重的特点，应该实施分段注水。
3.油层吸水能力
（1）试注资料分析
埕岛油田只在一区主体部位的22A-3和22A-6井进行了试注，并且时间很短，只有13天22小时，未取得相应的试注压力等资料，所以对油层吸水能力认识不很清楚。
22A-3井分两段注水
第一段44、51层，44层为补孔层段，51层经过一段时间的排液，周围25B-2井也在采同一层位，地层有一定压降，注水时井口压力4.9MPa，累积注水393m3。由于注水井未取得流压测试资料，为了掌握吸水能力的变化情况，用视吸水指数来表示吸水能力的大小。
视吸水指数＝日注水量/井口压力，计算视吸水指数平均为5.76m3/(d·MPa）。
第二段52～56层，这几个层为该井的主力小层，到目前为止，该井已累积采液38447m3，地层压力下降较大，注水时仅靠静水柱压力水就可进入油层，井口压力为0，累积注水量859m3。
22A-6井分两段注水
第一段44、51层均为补孔层段，未经排液，没有压降，因此注水时井口压力较高，平均为8.6MPa，累积注水548m3，计算视吸水指数平均为4.58m3/(d·MPa）。
第二段52～55层，这几个层为该井的主力小层，周围油井都已射孔，到目前为止，该井已累积采液54300m3，地下亏空严重，注水时仅靠静水柱压力水就可进入油层，井口压力为0，累积注水量1026m3。
由于该两口井注水前未测静压，且由于水嘴很小，嘴损尚有待进一步深入研究，因此注入压差难以估算。
（2）油藏工程方法分析油层吸水能力
埕岛油田试注时间很短，并未取得很多资料，无法进行常规的吸水能力分析。应用平均油水相对渗透率曲线计算的水油流度比为2.04，理论推算油藏初期每米吸水指数与每米采油指数之比应等于水油流度比，初期埕岛一区每米采油指数为3.5t/(d·MPa·m），所以理论计算初期每米吸水指数为7.14m3/(d·MPa·m）。
（3）数值模拟研究油层吸水能力
油田开发实践表明，注水开发过程中，随着含水饱和度的增加，流动阻力减小，水相相对渗透率增大，油层吸水能力增强。注水开发后，随着含水的上升，每米吸水指数不断增加。该区数值模拟结果符合以上规律，中含水期吸水指数上升较慢，从注水到含水60%，吸水指数由32m3/(d·MPa）上升到55m3/(d·MPa）；高含水期，吸水指数上升较快，到含水92.7%时，吸水指数上升到116m3/(d·MPa）。
4.水淹特征
（1）注水前部分油井过早见水
埕岛油田投产初期，由于各种原因，部分井射孔底界控制不够或平面上距油水边界较近，致使有的油井投产后很快见水，目前，模型区72口井已有29口井不同程度见水。投产即见水井9口，占见水井数的31.0%；投产后见水的井20口，占见水井数的69.0%。有边水的小层，油层边部含水饱和度略高，计算其边水推进速度为2.93m/d。
（2）注水后油井见水快，油层平面水淹面积逐步扩大
埕岛一区馆上段油层孔隙度大，渗透率高。数值模拟结果显示：油田注水后3个月内油井受效，注入水水线推进速度为5.33m/d；一年半左右，综合含水达到60%，主力层采出程度仅11.8%，而平面水淹面积达到65.1%；评价期末，综合含水92.7%，主力层采出程度24.0%，主力油层平面水淹面积84.9%（表4）。
（3）注采井网完善程度不同，储集层渗透率不同，相应的水淹程度不同
数值模拟结果表明：油层平面水淹程度与注采井网的完善程度和储集层渗透率有关，在注采井网完善程度好，储集层渗透率高的油层，平面波及系数大，如41层最高可达94.7%，而注采井网完善程度相对差的非主力层或渗透率相对低的油层，如33层平面波及系数在中含水期只达到28.6%，到开采期末，该层平面波及系数只有42.9%（表4）。
表4 埕岛一区平面波及程度统计表
（4）纵向上主力层水淹程度高，非主力层水淹程度相对较低
纵向上主力层水淹程度高，采出程度大，非主力层水淹程度相对较低，采出程度较小。具体到单井上也是如此，CB22B-1井射开8个小层，其中41、52小层为主力小层，单层厚度大，渗透率高，所以水淹程度较高。而44、53、54虽然是主力小层，但该井在这三个层中或处于砂体边界，或注采系统不完善，所以水淹相对较差。因此油层纵向水淹状况与其地质条件及物性有很大关系。
5.含水上升规律
（1）油藏工程方法分析含水上升规律
埕岛油田属常规稠油油藏，油水粘度比较高，在含水与采出程度关系曲线上一般呈凸形曲线，主要储量在高含水期采出。这是由于非活塞式水驱油，岩石的润湿性和储集层的非均质性决定的。
（2）油田基本无无水采油期，注水前已结束低含水期
埕岛一区馆上段油层1996年大规模投入开发，投产初期油田含水＞2%，基本无无水采油期和无水采收率。注水前模型区预测综合含水29.9%，已结束低含水期。与同类型其他油田相比，含水略高。孤岛油田注水时含水＜2%；孤东油田注水时含水为20.7%。
（3）中低含水期含水量上升快
埕岛一区馆上段低含水期及中含水初期依靠天然能量开采，目前，综合含水量20.8%，采出程度5.33%，含水上升率3.9%；注水前综合含水量 29.9%，采出程度7.81%，含水量上升率3.83%。孤东油田三套不同层系（6区3-4、6区5-6、7区52+3）天然能量开采阶段含水量上升率分别为6.3%、4.9%、5.4%，孤岛油田为1.3%。埕岛一区含水量上升速度介于同期同类型油田之间。中含水期，孤东油田三套层系含水量上升率分别为16.7%、8.5%、11.2%，孤岛油田为5.2%，埕岛一区为12.2%，与同期孤东7区52+3层系含水上升速度相近（表5）。
（4）高含水期含水量上升速度减缓
埕岛一区含水量上升高峰主要在中含水期，含水量大于60%以后，含水量上升速度明显减缓，其上升率为4.23%，含水量上升规律与常规稠油油藏基本一致。
表5 各油田注水时含水情况统计表
6.产液量、产油量变化
（1）枯竭式开采阶段产液量、产油量变化
枯竭式开采阶段，数值模拟模型区单井日油能力按年递减率29.9%的速度递减，单井日液能力按23.7%的速度递减，产量下降较快，递减幅度比较大。
（2）油藏工程方法研究产液量、产油量变化
一般水驱油藏产油量、产液量变化主要是根据油水相对渗透率曲线所得的无因次采油、采液曲线进行预测，埕岛油田的无因次采油、采液曲线表明，随着含水的上升，无因次采油指数逐渐下降，无因次采液指数逐步上升。到高含水期，无因次采液指数增长加快。当含水60%时，无因次采液指数是无水期采油指数的1.7倍，到含水90%时，达到4倍。
（3）数值模拟分析产液量、产油量变化
数值模拟研究结果表明：随着含水量上升，产油能力逐步降低，产液能力不断增加。中含水期，油田产油能力下降较快，平均年递减率为24.3%，油田产液能力上升较快，由6250m3上升到7400m3；高含水期，油田产油能力下降较慢，平均年递减率为14%，油田产液能力上升变缓且趋于稳定，保持在11000m3左右。分析主要原因认为：中含水期含水上升较快，在定压差生产的情况下，产液量上升不足以抵消含水的上升，导致日产油量下降也较快；到高含水后，此时由于含水量上升速度变缓，因此日产油量递减较小。而高含水期油田产液能力基本不变，主要是受采油工程的限制，达到了最大液量。
五、结论
鉴于埕岛一区注水时间较晚，初期注采比可控制在1.0稍高水平，待地层压力恢复到饱和压力附近，再将注采比保持在0.9～1.0。
油田含油井段长，一套层系开发，为了避免注入水单层突进，提高水驱波及体积，注水井应尽量分段注水。
埕岛一区属高孔、高渗储集层。随着注水开发，渗流阻力减小，油层吸水能力增强，到高含水阶段，吸水指数上升加快，达116m3/(d·MPa）。
油田平面水淹面积差别较大，注采井网不完善和平面非均质性严重的层水淹程度低。各小层一般为11～94.7%，平均为67.4%，主力层平面波及面积平均可达84.9%。
油田中含水期采出程度低，为9.8%，含水上升快，含水上升率为12.2%。进入高含水期后含水上升速度减缓，含水上升率为4.2%，大部分可采储量将在高含水期采出。其含水上升规律与稠油高渗透油田一般规律基本一致。
低含水和中含水期，油田产油量递减较快，平均单井日产油年递减率为24.3%；到高含水期，递减率减小，为14.8%。注水后，产液量逐步增加，大部分井可达到极限产液量300m3。因此，到开发后期，埕岛一区可实行强注强采。
主要参考文献
[1]陈钦雷.油田开发设计与分析基础.北京：石油工业出版社.1982.
[2]黄炳光，刘蜀知.实用油藏工程与动态分析方法.北京：石油工业出版社.1997.
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馆陶县的经济
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粮食种植：2015年，全县小麦播种面积32.18万亩，平均亩产485.6公斤，最高亩产达到713公斤；全县玉米播种面积27.87万亩，平均亩产529公斤。
蔬菜种植：蔬菜种植历史悠久，蔬菜种类齐全，种植面积持续稳步增长。2015年，全县蔬菜播种面积17万亩，蔬菜总产量81.8万吨，总产值14.92亿元。认证无公害蔬菜基地5个，认证产品26个，面积3.5万亩，绿色食品认证产品12个，注册品牌有“馆青”、“金凤”、“魏徵”、“邯绿”、“雅情”等。
馆陶的特色产业有“一白二黑一黄”之称，其中除了黑陶以外，都是农业方面的：
一白：即蛋鸡产业。2015年，馆陶县蛋鸡存栏1951万只，出栏1559万只，2000只以上规模养殖场810家，存栏万只以上蛋鸡场109家，禽蛋产量25.3万吨。2014年馆陶县实施蛋鸡产业链项目，打造金凤新市场、蛋鸡肉鸡规模养殖、屠宰分割、鸡蛋深加工四大板块，努力培育华北地区最大的蛋鸡产业基地。2015年度金凤市场荣获全国肉禽蛋批发市场十强。
两黑：一是黑小麦产业。冀紫439黑小麦是我国审定的第一个富铬黑小麦品种。2015年，全县种植冀紫439黑小麦30000亩，覆盖全县4个乡镇5个村，平均亩产500公斤，总产1500万公斤。冀紫439黑小麦富含三价有机铬、硒、锌、花青苷、膳食纤维、蛋白质等多种营养成分，具有食、药、保健功效，尤其是三价有机铬具有激活胰岛素和控制血糖的作用，是糖尿病人的最佳食品原料。二是黑陶产业。馆陶自古就有发达的制陶业，属典型龙山文化系统。古代馆陶之名，就始于黑陶（馆陶古有陶丘，赵王置驿馆于其侧，故名馆陶）。经过数千年的发展，馆陶黑陶已作为民间工艺美术品展现世人面前，集陶艺、漆艺、镶艺于一身，形成镂空、浮雕、线刻、影雕、彩绘、漆画、镶嵌几大系列，达1000多个品种，被誉为“土与火的艺术、力与美的结晶”。陶山黑陶的代表人物是殷俊廷，荣获中国工艺美术大师称号，是国内黑陶行业获此殊荣第一人。
一黄：黄瓜种植面积10.23万亩，总产量62.93万吨，占全县蔬菜总产量的75%以上。规模化黄瓜种植园区16个，并与全国黄瓜最权威的研究机构——天津科润黄瓜研究所签订了战略合作协议。2014年8月，被农业部优质农产品中心评为“全国优质黄瓜生产基地示范县”；馆青牌黄瓜荣获2014年第十五届中国（上海）绿色食品博览会“金奖”，2015年第十六届中国（西安）绿色食品博览“金奖”。是河北省唯一获此奖项的蔬菜产品。魏微牌蔬菜被评为“河北省名牌产品”。2015年创建了“农业部蔬菜标准园河北省供京津蔬菜示范园”（王桥乡赵庄萃源蔬菜种植园）。2015年现代农业园区被省政府认定为“河北省现代农业园区”。 馆陶县精密轴承园区：该园区位于馆陶县北部，与全国最大的轴承市场——烟店市场只有一公里距离，有117家加工企业，带动了3个乡镇、51个专业村、2000个专业户，从业人员2万余人。轴承园区由个体户成长为企业、一般企业成长为规上企业的达到17个。与山东烟店、河北临西形成了三足鼎立的格局，已经成长为全国最重要的轴承集散地。
河北邯郸新型化工产业园区：该园区位于馆陶县最西端，2011年被省政府批准为省级经济开发区。园区建成区7.2平方公里。园区产业定位以盐化工为基础，以氯、苯深加工为主要产业链，重点发展高附加值、高性能的农药、医药中间体等精细化学品和化学新材料，着力打造“绿色环保、产业循环、结构升级、特色突出”四位一体的新型化工产业园。
北京科技大学邯郸科技园：该园区是馆陶县和北京科技大学合作建立的一所科技型园区。园区总规划面积13平方公里，建成区4平方公里，以装备制造、新能源、新材料为主导产业。园区已建成“四纵六横”的道路格局，基础设施较为完善。该园区拥有省级品牌10个，高新技术企业8家。2015年，园区拓普汽车零部件、洁雅卫生用品、金安金属结构、永盛机械、葵科生物等项目相继竣工投产，园区经济规模进一步壮大。
馆陶县拖拉机产业园：该园区位于馆陶县309国道南侧，占地1600亩，以中韩铠特农机制造项目为龙头，重点发展中高端拖拉机及多品种复合式农机配套项目。主要产品为30-150马力高性能拖拉机、玉米收割机、田园管理机及其相关农业机械配套零部件，目标是建设中国一流的拖拉机研发生产基地。产品定位着眼于改善国内拖拉机的结构性稀缺和短板，专注于国内中高端拖拉机及多品种复合式配套农机生产。该项目已于2015年6月第一台拖拉机下线，8月份大型玉米收割机样机测试成功，不到一年时间，企业进入常态化生产。目前铠特农机与坦桑尼亚世达维有限公司、赞比亚泽世集团分别达成出口协议意向，2016年生产的拖拉机将出口到坦桑尼亚，逐步销售到中南非，抢占非洲市场。 陶山市场：该市场占地7万平方米，有800余间营业门店、380多个经营商户，年交易额达到13.5亿元，是以成衣、布匹、小商品、烟酒副食等几十种产品批发零售综合市场。
金凤市场：该市场占地20万平方米，建有900间营业门店和占地15000平方米的交易大棚及仓储设施，年交易额达到100亿元，是以禽蛋交易为主，集蔬菜、水果、饲料、兽药批发储运为一体的大型农副产品交易市场，是“农业部定点市场”、全国最大的禽蛋交易市场。
亿丰电动车市场：该市场占地30亩，建筑面积近3万平方米，市场经营区有标准门店156间，市场入住经营户80多家，年交易额达到8000万元，是冀鲁边界地区规模较大、功能设施齐全、信息化程度高、商品种类多、辐射能力强的电动车集散基地。
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