孤东油田是1984年11月发现的，位于东营市垦利县，地处黄河入海口北侧新淤
积的海滩地区，是一个含油层系多、地质条件与孤岛油田类似的具有较高生产能力
的大油田。含油面积60.3平方千米，地质储量26085万吨。
孤东油田的开发方案遵循如下原则：执行长期、稳定、高产的开发方针，3年
配套建成500万吨生产能力，力争实现较长时期稳产，对馆陶组及沙河街组油层的
储量一次动用，实行合理细分层系开发，控制水驱储量75％以上。对馆陶组油藏实
行早期注水开发，保持地层压力在饱和压力以上，沙河街组油藏先充分利用边水能
量，适时注水。
孤东油田含油层系自上而下为上第三系馆陶组、下第三系东营组、沙河街组和
中生界含油层系，主要含油层系为馆陶组。上馆陶组分为5个砂层组。馆3～6砂层
组有23个小层，其中52+3、54、55、61、62小层连片分布，为主力
油层，平均单层有效厚度5米左右，其余18个小层砂体发育差为次要油层。上馆陶
组油层为一套河流相砂岩沉积，埋藏深度1195～1350米，压实差、胶结疏松、易出
砂。平均孔隙度为33.3％；平均空气渗透率为1568×10－3二次方微米；油
层饱和压力9.9～13.2兆帕，地饱压差0.38～4.07兆帕。馆陶组原油具有密度大、
粘度高、含蜡少、凝固点低的特点。原油粘度分布规律是顶部稀、边部稠，各小层
原油粘度随深度增加而变稠。馆陶组油藏为高饱和、高粘度、高渗透的纵向上具有
多个油水界面的构造层状油藏。
1986年5月孤东油田投入开发，大体经历了4个阶段：
(一)产能建设阶段(1986年5月～1987年12月)
1986年4月，胜利油田地质科学研究院和石油工业部勘探开发研究院共同编制
了孤东油田开发方案。1986年5月，开始了以钻井和投产排液为中心的开发建设第
一期工程。到10月投产17个单元、880口新井，日产油15332吨，建成年产420万吨
的生产能力，当年产油323.8万吨，采油速度1.28％。
1986年12月至1987年12月，进行了以注水和防砂为重点的开发建设第二期工程，
油水井防砂1089口、转注241口，形成反九点面积注水开发单元13个(注水量占80.6
％)，日注水量1987年末达到12450立方米。1987年产油436.1万吨，采油速度1.73
％。由于转注初期注水不足，地层亏空大，出现了产量下降，平均单井产能由20.3
吨下降到18.3吨。
(二)注水见效、高速稳产阶段(1988年1月～1989年12月)
日注水量从1987年末1.24万立方米上升到1989年末3.45万立方米，补充了油层
能量，地层压力上升，总压降上升了0.97兆帕，日产液量由17489吨增加到36193吨，
日产油量由12443吨增加到13463吨。随之出现了油井见水快，含水上升快，综合含
水由28.9％上升到62.9％，含水上升率为8.52％。油井见水后出砂严重，停产井增
加，由1987年底的163口增加到1989年底的309口。年产油稳定在476万吨，采油速
度1.89％。
(三)综合调整阶段(1990年1月～1992年12月)
针对前一阶段含水上升快、采出程度低、综合含水高及注水井点少、不利于提
液稳产的问题，为提高井网对油层控制程度，适应油田持续稳定发展的需要，从
1990年1月起，先后对七区西、七区中等7个区块进行了以细分开发层系、加密井网、
改变注水方式为主要内容的开发调整。新钻油水井579口，转注油井280口，油水井
归位304口，将孤东油田馆陶组上段开发单元由原来的20个细分为25个，由原来的
反九点注采井网改变为行列井网，使井网对油层的适应程度及油水井注采对应率有
了较大提高，注入水的波及状况得到了改善，井层对应率由64.2％上升到87.6％，
厚度对应率由71.4％上升到89.3％，油田水驱动用储量大幅度增加。年产液量由
1157万吨上升到3266万吨，年产油量由476.4万吨上升到488.8万吨，1990～1992年
连续3年保持了480万吨以上的产量。
(四)综合治理、控水稳油阶段(1993年1月～1995年12月)
孤东油田由于储量一次动用，高速开发，储采失调，于1992年下半年开始出现
产量递减，进入了采油速度高、采出程度高、综合含水高开发阶段，油田开发难度
加大。为此，1993年以后，制定了坚持精细地质管理和综合治理、控水稳油的开发
方针，针对各单元的地质特点，采取了相应的开发对策。对七区西52+3、5
4～61、63+4等主力单元，以整体注采调整、控水稳油为主，辅以局部
水量调配、水井调剖、油井堵水等措施；对六区54～68、八区5～6、七区西6
2+65－8等中等开发效果单元，采取整体注采调配、提水提液及完善注采
系统等措施，挖掘油层层间和平面上的潜力；对四区3～4、六区31～53、七区
西41～51、八区3～4等低速开发单元，以提高储量动用程度为重点，实施综合
治理、简化层系开采等措施，逐步控制了含水上升和产量递减，3年产量总递减控
制在23.7％，平均每年递减8％左右。同时，强化内部滚动勘探，每年增加200万吨
的地质储量，增加了40～50万吨的可采储量。依靠科技进步，搞好三次采油试验工
作。国家“八五”重点科研攻关项目“孤东小井距三元复合驱油先导试验”取得突
破性进展，在水驱末期(含水高达98％以上)基本呈水驱残余油状态下，应用三元复
合驱油技术，增加采收率13.4％，是全国首例成功的三元复合驱油提高采收率现场
实施项目，为国内同类油田开展化学驱油提高采收率提供了经验和技术。此外，还
进行了注交联聚合物、注黄原胶、注粘土胶等三次采油现场试验，均取得较好效果。
针对孤东九区及孤东51块馆陶组上段储量动用程度差等问题，自1993年下半年开始，
先后应用蒸汽吞吐、电热杆、抽稠泵、螺杆泵、稠油降粘剂、高温驱油剂等稠油热
力采油先进技术，动用稠油储量1378万吨，稠油年产量达10.2万吨，形成了一定的
稠油开采规模。
到1995年底，孤东油田有油井1409口，开井1189口，日产油8628吨，综合含水
93.4％，采油速度1.25％；1995年产油328.78万吨，累计产油4291.50万吨，采出
程度17.02％；注水井763口，开井702口，日注水量141989立方米，累计注水21649
万立方米。