孤岛油田是1968年5月发现的。位于东营市河口区，是一个高渗透、高粘度、
高饱和的稠油疏松砂岩油藏。在区域构造上位于沾化凹陷的东部，是由第三系地层
组成的大型披覆背斜构造，主体部分构造完整、倾角平缓。主要含油层系为上馆陶
组油层，埋藏深度为1120～1350米，共划分为6个砂层组，馆3～6砂层组为主要开
发层系。含油面积83.7平方千米，地质储量38211万吨，是山东境内的第二大油田。
馆3～6砂层组具有高渗透、高粘度、高饱和、油层非均质程度高、油层疏松出
砂等特点。油层物性好，胶结疏松，非均质严重。岩性以粉细砂岩为主，孔隙度32
～35％，空气渗透率1.264～3.37二次方微米，平均1.69二次方微米。原始含油饱
和度64％。原油粘度高，油水粘度比大，地下原油粘度20～130毫帕秒，油水粘度
比80～350。油层饱和压力高、地饱压差小，顶部有分散的小气顶。饱和压力7.2～
11.5兆帕，地饱压差在构造主体部位为1.5～2.0兆帕。
1971年初编制了孤岛油田开发总体规划，根据原油性质及油层分布特点，将油
田划分为6个开发区10个开发单元，分区编制开发方案，分区实施投产。共经历了6
个开发阶段：
(一)分区投产、产量上升阶段(1971年11月～1975年8月)
1971年11月中1区正式投产。随着分区逐步投产，产量稳步上升。1973年4月在
中2区南开展注水试验取得成功后，1974年9月中1区全面转注，至1976年油田全面
进入注水开发。根据稠油的特点，各开发区分别采用了225～300米的密井网。采用
反九点、四点和三点法面积注水。这个阶段初期利用天然能量开采，地层压力不断
下降，总压降2.29兆帕。中1区、中2区主力开发单元出现气顶局部扩散，油气比上
升，最高达到100立方米/吨。由于气驱作用，提高了油井产量，增加了无水采油量。
1975年末日产油量达到10024吨，1975年产油339万吨。
(二)注水见效、油井出砂、产量下降阶段(1975年9月～1977年3月)
为恢复地层压力，日注水量由4554立方米提高到9203立方米，注采比由0.29提
高到1.02，注水全面见效，地层总压降回升到0.5兆帕，油气比从89立方米/吨下降
到52立方米/吨。由于抑制了气效作用，平均单井日产油由18.3吨下降到13.5吨。
油井见水后，油层出砂严重，造成停产井增加，由117口增加到226口，使油田日产
油量下降到6984吨。
(三)治砂扶井、注采调整、产量稳定阶段(1977年4月～1981年5月)
从1977年4月开始广泛推广滤砂管防砂，并及时更换抽油机，调大抽油参数，
先后调参550口1011井次，换抽油机134台，日增油3418吨，日产油量恢复到1万吨。
1977年7月以后，全面推广中2区南治砂扶井、注采综合调整经验，减缓层间、平面
矛盾，控制含水上升速度，使日产油稳定在1万吨左右。
(四)层系井网调整、产量上升阶段(1981年6月～1985年12月)
到1981年，油田开发处在中含水期末和高含水初期，层间矛盾突出，靠原层系
稳产较难。为此，进行了细分层系和适当加密井网的层系井网调整，先后对中1区、
中2区和西区的7个单元进行调整，除中1区馆3～6因油层发育差采用一套层系加密
井网外，将其余6个单元细分为13个单元开发，充分挖掘层间潜力。共钻调整井643
口，使油田采油井由503口增加到864口，注水井由204口增加到319口。并且突破了
孤岛油田提高采液强度的“框框”，不断进行泵径升级(至1985年70毫米泵径占生
产井数的33％)，提高了产液量，平均年增液速度达到14.7％，保持了产量的稳定
上升。日产原油1.2万吨。从1984年开始年产原油440万吨以上。
(五)强化注采系统、保持稳产阶段(1986～1990年)
油田开发进入高含水期采油阶段，层间和平面潜力相对减小。为了大幅度提高
采液量，采取强注强采的井网调整，增加注水井点。5年间，注水井由380口增加到
810口，年注水量增加3倍，地层总压降回升到1.1兆帕，油井采液量大幅度提高，
平均年增液速度达到22.1％，单井日产液量由42.6吨增加到96.7吨。减少了含水上
升对产油量递减的影响，年产油440万吨稳产了7年。特别是1990年，在进入特高含
水期后，油田产量稳中有增，年产原油467.3万吨，孤岛油田实现了高产稳产。
(六)特高含水期持续稳产阶段(1991～1995年)
1991年孤岛油田进入特高含水期采油。针对孤岛油田井网对储量的控制程度较
高、层系调整增加可采储量的余地较小的状况，1991～1995年开展了控水稳油注采
综合调整，共进行注采调整54单元次，完成油水井工作量2040井次，调整后日产油
增加1796吨，综合含水平均下降0.1％。每调整一次，单元稳产在半年以上。同时
对局部油层厚度大、剩余油富集的南区、东区等9个开发单元进行调整，新增产油
能力40万吨，增加可采储量281万吨。1991～1995年推广应用堵水调剖工艺，施工
968井次，累计增油46.2万吨，平均单井增油472吨。通过以上措施，1991～1995年
孤岛油田各项开发指标均按规划进行，每年产油量均高于规划指标，5年规划产油
2123万吨，实际产油2290万吨。孤岛油田高产稳产期超出理论预测值2～3年，达到
了国内同类型油田开发较高水平。自1984年原油年产440万吨，到1995年已累计稳
产12年，被中国石油天然气总公司评为高效开发油田。
在孤岛油田开发中，涌现出作业519队等先进典型。作业519队和采油8队实行
联产承包，为了提高油水井作业的成功率，他们从分析油层状况入手，建立地宫，
设立了“4图5本1盒”(即承包区井位图、油水井连通图、作业质量因果图、单井施
工工作流程图，作业井井史、经济技术指标台帐本、作业公报本、历年各项指标台
帐本、单井作业效果台帐本，月度单井质量盒)，并坚持每月与采油8队开一次油井
分析会，掌握油水井生产动态。与此同时，制定和完善了以岗位责任制和承包经营
责任制为主要内容的各项管理制度，从而使各项生产指标创出高水平，油井免修期
达397天。1989年采油8队在含水达83％的情况下比1988年增油3.35万吨。作业施工
过程中做到了原油不落地等。1984～1991年，作业519队连续8年被中国石油天然气
总公司授予“金牌作业队”称号。
图4-2 国家重点科技攻关项目孤岛注聚合物驱油试验站投产
到1995年底，孤岛油田有油井1679口，开井1392口，日产油11942吨，综合含水92
.5％，采油速度1.15％；1995年产油431.04万吨，累计产油9225万吨，采出程度24.
51％；注水井886口，开井778口，日注量137020立方米，月注采比0.88。