胜利油气区67个陆上油田中，胜坨、东辛、现河庄、乐安、单家寺、孤岛、孤东
、埕东、渤南、临盘、八面河等11个1996年前投入开发的陆上老油田，储量大于500
0万吨，年产量大于(曾大于)50万吨。2005年，这11个陆上老油田储量和产量分别占
胜利油气区储量和产量的49.3%、56.6%，是胜利油气区产量的主力军。
一、胜坨油田
位于东营市东营区和垦利县境内，是一个被断层复杂化的穹隆背斜构造油藏，截
至2005年，探明含油面积84.2平方千米，探明石油地质储量48730万吨，为山东省境
内探明储量规模最大的油田。1966年投入开发，1994年初进入精细开发阶段。此阶段
以控水稳油为目标，运用精细油藏研究成果，调整完善韵律层井网，调整产液结构，
扩大堵水调剖规模，开展聚合物驱油，在油田周边及深层滚动勘探开发隐蔽岩性油藏
和复杂断块油藏。1994-2005年，胜坨油田平均年产油能力保持在330万吨左右。
1996-2000年，面对地下油水关系复杂、剩余油分布异常零散、开采难度越来越
大的局面，胜坨油田运用多种方法开展油藏精细描述和剩余油分布研究工作，研究区
覆盖石油地质储量10622万吨。通过开展精细油藏研究，建立特高含水期地层、构造
、储层、流体模型。同时，运用精细油藏研究成果，选择剩余油相对富集的构造部位
和沉积相带钻油井挖掘潜力，选择注采对应差、水驱控制程度低的部位钻注水井完善
井网，调整完善胜一区沙二4-6砂层组等6个开发单元；综合治理胜三区东三段等3个
“双低”单元，老区钻补充完善井291口，其中，油井141口，注水井132口，更新井
18口。扩大堵水调剖应用规模，实施水井调剖358井次，累计增油25.58万吨，累计降
水27.36万立方米；在区块整体调剖选井决策上形成比较成熟的压力指数决策(PI决策
)技术、油藏工程决策(RE决策)技术、充满度决策(FD决策)技术。油田周边及深层勘
探开发取得突破，运用三维地震解释成果发现投产坨142等6个断块油藏，新增石油地
质储量1256万吨，增加产能25万吨。
2001-2005年，在精细油藏研究的基础上，根据剩余油分布规律，调整完善胜三
区坨28断块沙二7-13砂层组等8个开发单元的反韵律沉积较低渗透潜力油层的注采井
网，调整完善胜二区沙二3-6砂层组等5个开发单元的正韵律沉积潜力油层的注采井网
，跟踪研究、滚动调整复杂断块油藏--胜三区坨30断块沙二段，共增加可采储量
301万吨，新增产能26.19万吨。以韵律层为对象，对胜三区坨7断块沙二1-10砂层组
的主力、非主力韵律层进行井网重组，调整后日产油能力由538吨增至730吨，自然递
减率由16.29%降至3.41%。为满足深部堵水调剖需要，研发应用成胶时间可控、运移
性能较强的弱凝胶调剖剂，并在选井决策上形成由单元到井区再到井层的分层次决策
技术。为拓展聚合物驱油技术的应用领域，在胜利油气区Ⅰ类油藏开展聚合物驱油取
得降水增油效果的基础上，选择Ⅱ、Ⅲ类油藏开展聚合物驱油先导试验获得成功，并
在Ⅱ类油藏聚合物驱油扩大试验上取得突破，胜一区沙二1-3砂层组注聚合物后，见
效率达到90%，阶段累计增油42.05万吨，提高采收率2.41%。综合运用新技术、新方
法，在胜坨油田周边及深层发现坨719断块、坨143断块等5个隐蔽岩性油藏和复杂断
块油藏，实现当年发现、当年滚动开发、当年建产能的目标，新增石油地质储量836
.5万吨，增加产能24.89万吨。在注水工艺方面，推广配套应用防蠕动分层注水管柱
，形成较大规模，占分注井的66.5%。在开发稠油油藏方面，推广应用蒸汽吞吐、电
加热降黏、空芯杆掺水等工艺技术，取得较好效果。
胜坨油田在实践中探索和形成适应多油层、复杂油水系统、中高渗透砂岩油藏特
点的早期分层注水、细分开发层系、提液增油、堵水调剖、韵律层挖潜等特色鲜明的
开发模式。截至2005年12月，油井开井1536口，日产油水平7674吨，综合含水94.2%
；注水井开井806口，日注水平12.75万立方米，注采比0.94。2005年产油294.98万吨
，年产伴生气12606.24万立方米。
二、东辛油田
位于东营市东营区境内，是一个被许多断层切割、遮挡而复杂化的复杂断块油田
，是华北地区发现最早、投入开发最早的大型复杂断块油田。1968年正式投入开发，
经过多年开发，油田进入勘探开发高成熟期。
1994年，东辛油田推广应用三维地震、构造低平区人机联作自动追踪成图、断裂
转换带演化模式描述等技术，滚动勘探发现辛3、营52等6个复杂断块油藏及4个构造
幅度10米——20米的微小构造油藏。 1998-2003年，利用储层测井约束反演等技术，
发现17个沙三段岩性油藏，成为油田上产的主要阵地。2004年，运用地震资料目标处
理、相干分析手段及测井二次解释等技术，发现营27等8个浅层含油断块区。20 05年，
在东营构造北翼、 辛镇南翼沙四段部署钻探营400、 辛176井，分别获日产15.5吨、
118.8吨的工业油流，沙四段油气勘探取得重大突破。1994-2005年，发现含油小区块
49个，新增含油面积33.6平方千米、石油地质储量8211.46万吨，新增年产油能力104
万吨，为油田实现“块间接替”发挥重要作用。
1995年起，东辛油田开展胜利油气区第一个复杂断块油藏精细油藏描述项目--“
东辛油田辛1、辛23断块区沙二6-9精细油藏描述及剩余油分布研究”，对断块进行注
采综合调整。随后相继在东辛油田6个断块(区)推广应用精细油藏描述技术，提高油
田开发水平。截至2000年，东辛油田精细油藏描述涉及含油面积26.5平方千米、石油
地质储量7602万吨，占东辛油田总石油地质储量的28.7％，共部署实施新钻油水井1
16口，初期平均单井日产油18.6吨，综合含水41.4%(比油田老井低51.2％)，累计产
油97.4万吨，增加可采储量268万吨。
为适应油田开发需要，在单元开发效果分类评价的基础上，东辛油田对不同类型
油藏分类实施注采调整、“双低”单元治理、老区技术改造以及产液结构调整等分类
治理，应用和发展复杂断块油藏控水稳油技术系列。1995-2000年，东辛油田每年注
采调整单元超过20个，对改善油田水驱状况，增加可采储量、降低产量的递减速度起
到明显作用。针对复杂断块油藏特高含水期出现的新矛盾，根据东辛油田的油藏地质
特征和开发特点，相继在辛47、辛50、辛109、辛16等12个断块区进行细分层系综合
调整，断块水驱储量控制程度从53.7%提高到72.7%，注采对应率从66.1%提高到83.6
%，增加原油生产能力56.9万吨，增加可采储量355万吨。
2001年，在低渗透岩性油藏营11断块的营11斜95井组开展经济合理小井距加密先
导性试验，利用老井作为注水井排，在水井井排之间部署加密新油井7口，实施后井
组日产油由26.1吨增至50.7吨，采油速度从0.38％提高到1.7％。2005年，在先导试
验井组的基础上，进一步扩大推广应用范围，编制并实施营11沙三中下整体加密井网
综合调整方案，钻新井17口(9口油井、8口水井)，新增产能5.6万吨。
东辛油田提出并实施“注水-产量-成本”并重的注水带动战略，从简单注水到有
效注水再到经济有效注水，逐渐形成分层注水工艺、欠注层改造技术、弱凝胶调驱技
术三大主导配套注水技术。2001-2005年，连续5年实施“三个100(转注100口、扶停
100口、增注100口)”工程，先后转注水井509口，恢复长期停注井334井次，累计调
配5200余井次，其中提高配注的有2400余井次，日增注14万立方米，降低配注2800井
次，日减少注水量28万立方米，注采对应率从63%提高到78.7%，水驱控制程度从56.
03%提高到71.79%。
复杂结构井(水平井、侧钻井)技术的进步为挖潜东辛复杂断块油藏剩余油提供钻
井技术手段。1995-2005年，东辛油田投产水平井35口，初期平均单井日产油34.2吨
，含水41.8%，单井累计增油1.9万吨，共增加可采储量103万吨，有效改善储量动用
程度。利用侧钻井技术对断层遮挡油藏的构造顶部、井网不完善的构造低部位等剩余
油富集区进行挖潜，部署投产侧钻井32口，初期平均单井日产油11.6吨，综合含水6
2%，单井累计增油0.68万吨，共增加可采储量27万吨。
在勘探开发过程中，东辛油田探索形成“整体设想、分批实施、及时调整、逐步
完善”的滚动勘探开发程序，发展形成“多油层断块油藏细分开发”、“复杂断块、
中高渗透岩性油藏复杂结构井挖潜”、“半开启型断块油藏‘顶密边稀’式不规则布
井方式”、“开启型断块油藏适时高速开发”、“低渗透岩性油藏逐步加密调整”等
复杂断块油藏开发模式。1996-2005年，东辛油田探明石油地质储量由22796万吨增至
28045万吨，动用石油地质储量由22313万吨增至27343万吨。截至2005年12月，油井
开井1114口，日产油水平5653吨，综合含水90％，年产油197.02万吨。注水井开井4
67口，日注水平43915立方米，注采比0.78；累计注水36961.78万立方米。气井开井
1口，年产气层气201.59万立方米。
三、现河庄油田
位于东营市东营区和垦利县境内，是一个被断层复杂化的复式断块油田，截至2
005年，探明含油面积44.7平方千米、石油地质储量9013万吨。该油田1973年2月正式
投入开发，1991年后，随着断块油藏水淹程度加剧，井况问题增多，注采不平衡严重
，层间矛盾突出，油田产量大幅递减。
为扭转产量大幅递减局面，自1991年至1999年12月，在进行中高渗透断块油藏滚
动开发的同时，注重高压低渗透油藏的开发动用。在总结史南油田史深100、现河庄
油田河135等低渗透断块油藏成功开发经验的基础上，连续开发河111、河146、河14
3三个低渗透油藏，建成产能18.8万吨。河111断块区滚动开发方案设计总井38口，其
中，油井20口，注水井18口，年产油能力9万吨。方案于1992年12月实施，先期完钻
10口井，但因钻遇储层及油井产能差异大，剩余方案工作量转为以边扩、边建的方式
逐步滚动开发，该块于1994年10月开始注水开发。河146断块开发方案设计总井22口
，其中，油井14口，注水井8口，年产油能力5万吨。方案工作量于1997年全部完成。
河143断块开发方案设计总井14口，其中，油井10口，注水井4口，年产油能力4.8万
吨。方案工作量于1999年完成。
2000年1月-2005年12月，现河庄油田开展“两个重建，四项配套”的老油田精细
开发管理工作。“两个重建”是重建地质模型、重建各层系的开发井网；“四项配套
”是实现油藏地质、油藏工程、采油工艺、动态监测配套，充分挖掘油藏平面、纵向
剩余油潜力，改善开发效果。该阶段先后实施河68、河31、河90-104、河51沙三、河
43-106、河111、河143-146等7个老区综合调整方案，累计增加年产油能力28.2万吨
。在实施老区精细开发的同时，加强老区精细滚动勘探工作，发现河65-斜15、河71
-2、河68-313、河110扩边区、河75扩边区、河135扩边区、河91扩边区、河65扩边区
等零散及复杂小断块。该阶段新增动用石油地质储量463万吨，采用滚动开发方式，
占高点、点状不规则井网注水开发，设计总井46口，其中，油井38口，注水井8口，
年产油能力13.7万吨。
截至2005年12月，油井开井433口，日产油水平1864吨，综合含水91.6%，年产油
66.4万吨，采油速度0.81%，累计产油1926.26万吨，采出程度23.02%。注水井开井1
22口，日注水平14011立方米，注采比0.63。
四、乐安油田
位于广饶县及博兴县境内，是一个以特稠油为主的油田，截至2005年，探明含油
面积78.8平方千米、石油地质储量12894万吨。该油田1986年投入开发，1994年1月进
入产能接替和产量稳定阶段，边水水侵加剧，吞吐开发进入中后期，油井周期效果变
差，老区年综合递减率达到18%。
1990-1992年，乐安油田用3年时间建成年产100万吨的稠油生产能力，并形成稠
油热采水平井开发模式，直斜井、水平井组合开发模式，放射状水平井开发模式，侧
钻水平井开发模式，为乐安油田和其他油田水平井开发提供了宝贵经验。
1994-1996年，为控制老区块产量递减，乐安油田开展两个方面的工作：一是边
部提液降压，减缓边水内侵速度。1995年，在草南边部开展提液降压治理工作，在边
部换大型抽油机、大泵106井次，使日边部提液量上升1500吨，年边水内侵量由214万
吨降至139万吨。二是扩大转驱面积，形成一定汽驱产能规模，减缓产量递减。1994
年、1996年，草20块分别转汽驱2个和1个井组，1996年草南转驱9个井组，使1996年
底乐安油田汽驱面积达到2.2平方千米，动用石油地质储量439万吨，汽驱日产油水平
达到294吨。由于错过最佳转驱时机，井组地层压力偏低(<5兆帕)，综合含水高(>
80%)，剩余油饱和度较低及油层非均质性严重等原因，汽驱效果降低。但经过吞吐
引效、调整井组注采比、提高采注强度以及实施泡沫调剖等工艺措施，汽驱开发仍取
得一定效果。
1997-2005年，乐安油田进入产能迅速递减阶段，原油年产量由1997年的120.7万
吨大幅下降到2002年的23.9万吨。主要原因：一是老区大批油井进入高轮次吞吐阶段
，边底水内侵以及井间汽窜和油井井况变差等因素使产量迅速递减，年均综合递减2
5%以上；二是产能接替不足，1997-2005年每年平均新增产能仅8.1万吨，不足以弥补
递减；三是受国际油价因素影响，稠油热采效益变差，大批油井关井，油井开井数由
1997年的654口下降到2002年的229口。2002-2005年，乐安油田原油年产量稳定在23
.9万吨——35.6万吨。
截至2005年12月，油井开井353口，日产油水平1087吨，日产液14431吨，综合含
水92.5%，采油速度0.41%，年产油35.59万吨，累计产油1207.54万吨。
五、单家寺油田
位于利津县北宋乡境内，1970年发现，是山东省境内发现的第一个稠油油田。该
油田1984年投入开发，1992年1月-2000年12月，单家寺稠油油田含水快速上升，油田
稳产难度加大，年产油量由1991年的101.63万吨下降到1992年的69.92万吨，至1999
年，降至45.44万吨。
为实现稳产，1996-2000年，单家寺油田对单家寺稠油主要开展单2块和单10块精
细油藏描述和剩余油分布规律研究，实施单6西北部滚动扩边产能建设，实施单6块、
单10和单2东东部综合治理，对单113块和单6东超稠油进行前期开发研究及现场先导
试验。对单家寺稀油主要开展单14-30块和单142块新建、单18块“双低”单元改造、
单14块和单14-30块注采完善。采油速度保持在0.7%以上，年产油量逐步回升，
并稳产10年，平均年产油60.3万吨。
2001年1月-2005年12月，单家寺油田坚持“效益为先，稀稠兼顾，储量和产能并
进”的方针，发挥地质、工艺和工程紧密结合的优势，先后完成单6东馆陶组超稠油
油藏、单83块新建产能，共新钻井98口，新建产能34万吨；并滚动开发单83-014块和
单83-014扩边，新钻井26口，新建产能8.5万吨。单家寺油田加强滚动扩边、探新块
，先后发现单142-5、单14-42、单83块馆陶组、单10-73井区、单6东扩边5个单元，
共新增探明石油地质储量802万吨。规划老区钻调整完善井63口，实际完钻52口，投
产52口，累计新增产能14.1万吨，新增可采储量139万吨。该阶段还完成单2断块西部
沙三段、单10断块馆陶组调整完善井网，实现单家寺稠油油藏产量的稳中有升，年产
油量由2001年的38.89万吨上升到2005年的51.60万吨。
单家寺油田稠油油藏是胜利油气区第一个热采开发油田。经过多年开发，逐步形
成包括普通、特稠、超稠油油藏的开发技术，创新完善超覆油藏识别技术，配套超稠
油攻关技术和高轮次高含水稠油开发后期提高采收率技术，实现超稠油油藏工业化开
采和老油田的持续稳产。截至2005年底，单家寺油田探明含油面积28.5平方千米，探
明石油地质储量9966.63万吨，动用含油面积24.8平方千米、石油地质储量8554.37万
吨。截至2005年12月，油井开井365口，日产油水平1682吨，综合含水82.3％；年产
油62.17万吨，累计产油1215.76万吨，采出程度15.22％。注水井开井25口，日注水
平723立方米。
图2-1 2000年9月，开发单家寺稠油油藏用的亚临界注汽锅炉。
六、孤岛油田
位于东营市河口区境内黄河入海口北侧，是一个大型披覆背斜构造油气田。197
1年投入开发，1994年第四季度呈现出总递减趋势，“三高一低”(综合含水高、可采
储量的采出程度高、剩余可采储量的采油速度高，储采比低)矛盾更加突出。为确保
高速高效开发，油田在开展精细油藏描述的基础上，加快新区勘探、强化老区挖潜，
开展调压、稳液、不稳定注水、攻欠增注、注采结构调整、局部加密等综合治理，改
善了油田水驱效果。
1998年后，孤岛油田实施“高效开采、良性循环”的发展战略，推广应用新工艺
、新技术挖掘油田潜力，提高开发水平。先后在中一区馆3、馆4、馆5、西区、中二
区推广应用聚合物驱开采技术，配套完善稠油热采技术，遏制了产量大幅度递减的趋
势，年产油稳定在350万吨以上，比预测时间延长6——8年。
自2001年起，孤岛油田确定老油田调整思路：厚油层顶部水平井挖潜、稠油热采
井间加密调整、稠稀过渡带转换开发方式、水驱及注聚前完善注采井网调整。特别是
厚油层顶部水平井挖潜取得突破，初步形成利用水平井技术挖掘正韵律厚油层顶部剩
余油的配套技术。
勘探方面，先后实现南区东、渤21南、东区东扩边，发现中区北馆63、孤北断
块、孤南断块等油藏，新增探明含油面积16.29平方千米、石油地质储量2210万吨。
截至2005年，孤岛油田年产油在350万吨以上稳产27年(其中1984-1995年连续12
年保持在430万吨以上)，走出一条适合常规稠油、出砂油藏的高效开发之路，形成一
套常规稠油砂岩油藏开发理论与技术。累计探明含油面积96.9平方千米，探明石油地
质储量40085.38万吨。截至2005年12月，油井开井1825口，日产油水平9672吨，综合
含水91.08%；年产油355.22万吨，累计产油12798.93万吨。注水井开井760口，日注
水平96954立方米，注采比0.78。
七、孤东油田
位于垦利县黄河入海口北侧的滩涂地带，是山东省第一个围海造堤开发的大型油
田，是在中、古生界潜山背景上发育的、被断层复杂化的古近系与新近系大型披覆背
斜构造整装油田。1986年投入开发，1993年1月进入控水稳油精细开发阶段。
“九五”时期，针对含水上升较快、产量递减大的情况，孤东油田开展以注水产
液结构调整、分级分类管理和区块目标管理为主要内容的“控水稳油”综合治理，逐
步扩大三次采油和稠油热采规模，使产量递减明显减缓，平均年产量递减15.8万吨，
平均总递减率4.6%。“十五”时期，平均年产量递减4.6万吨，平均总递减率1.8%，
产量递减得到控制。
针对进入高含水期、挖潜难度大的特点，1996年起，孤东油田开展以挖潜单元为
对象、以建立精细三维模型为基础、以揭示剩余油分布规律为重点、以提出挖潜措施
和方案为根本目的的精细油藏描述，共进行4轮10个区块19个单元开发，覆盖石油地
质储量2.3亿吨。发现孤东油田特高含水期剩余油分布符合“两段三层四区”的规律
，即层内低渗透段、受夹层影响的低水淹段；层间状况差异大的物性差层、累积注入
倍数低的低水淹层及动用差或未动用的薄层；平面上动态注采对应差部位、受井间渗
流特征及大孔道等影响的滞留区、绕流区、起伏较大的微构造高部位。以精细油藏描
述成果为依托，实施15个整体调整方案，完钻新井139口，投产初期平均日产油8.5吨
，比相邻老油井多3吨；实施挖潜措施1238井次，措施有效率提高3%。新增可采储量
655万吨，平均每年提高采收率0.5%。
自1996年起，运用水平井挖潜技术从滩海油田海油陆采拓宽到厚油层韵律段、薄
油层、底水油藏。截至2005年底，孤东油田累计投产水平井26口，累计产油22.89万
吨，平均单井新增可采储量2.9万吨。其中七区中馆陶组海油陆采、六区和七区西的
厚油层挖潜、馆下和东营组小油砂体调整均取得较好效果。
1997年10月，孤东油田实施蒸汽吞吐+蒸汽驱开发，不断完善注采井网，开展间
歇蒸汽驱，配套振动解堵、复合泡沫调剖、掺水工艺，实现持续稳产。大规模井网调
整后，先后形成以九区间歇蒸汽驱为代表的间歇蒸汽驱开发技术，以热采开发指标为
基础的蒸汽吞吐决策技术、热采复合防砂工艺技术、化学助采工艺技术、化学降黏冷
采技术等稠油开发技术。
1999年，开展孤东油田不稳定注水机理研究。2001年，在七区西馆63+4实
施不稳定注水，挖掘平面和层内潜力，在稳产的同时，当年减少注水量127万立方米
，减少产液量60万吨，增加可采储量50万吨。依据边水能量大小，分别实施二区馆6
、七区沙河街、九区沙河街间歇注水、孤东18-7块脉冲注水等方案。
2000年，开展七区西馆41-51“双低”单元治理，取得良好效果。通过深化
油层认识及剩余油分布研究、细分层系对比及微构造研究，完钻新井3口，完成措施
井34口，完善单砂体注采关系，提高了各类油层的动用程度，日产油水平增加87吨，
采收率提高11.2％。
截至2005年底，孤东油田先后开展三元复合驱、黄原胶驱、粘土胶驱、微生物驱
、聚合物驱、交联聚合物驱、二元复合驱、预交联增效聚合物驱等多项三次采油试验
。作为中国石化先导试验和国内首例二元复合驱油项目，2005年底，孤东七区西馆5
4-61南部二元驱取得突破，日产油由40吨上升到203吨，综合含水由98.3%下降到
84%，累计增油8.4万吨，提高采收率3％。已开展聚合物驱单元8个，注聚储量6747万
吨，累计增油194万吨，提高采收率2.87％。
1986-2005年，孤东油田高速高效开发20年。截至2005年底，孤东油田探明含油
面积66.4平方千米、石油地质储量27185万吨。截至2005年12月，油井开井1527口，
日产油水平6382吨，综合含水94.4%，采出程度26.35%，采油速度0.88%；注水井开井
618口，日注水平112446立方米，注采比1.03，累计注采比0.98；年产油234.19万吨
，产气4895.17万立方米，累计产油6907.06万吨，累计产气175463.77万立方米。
八、埕东油田
位于利津县刁口乡境内，是在古生代前震旦系基岩隆起上发育的一个新生代的披
覆背斜构造整装稠油疏松砂岩油田。1974年5月投入开发，1996年进入精细开发和综
合治理开发阶段。
1996年7月，埕东油田开始对东区进行精细油藏描述，重建地质模型，对构造、
储层、剩余油分布规律进行重新认识，采取堵水调剖、不稳定注水、产液结构调整等
综合治理措施，使油田递减得到控制。同时，应用新技术在油田的周边陆续发现一批
断块油藏，并立即投入开发，为埕东油田注入新的活力，年产油量走出1995年的低谷
，上升势头一直保持到2001年。
初期，埕东油田为解决稠油生产，发展掺污水降黏开采工艺，中、高含水期针对
整装疏松砂岩油藏采用细分层调整、卡堵水强化注采、大泵提液、化学调剖、电泵提
液等工艺，使油田保持19年稳产。截至2005年底，埕东油田探明含油面积37.1平方千
米、石油地质储量6969.36万吨，累计探明含气面积5.6平方千米、天然气地质储量4
.69亿立方米。截至2005年12月，油井开井362口，日产油水平1767吨，综合含水96.
4%，年产油62.91万吨，采油速度0.94%。注水井开井147口，日注水平39117立方米，
注采比0.8。累计产油2470.16万吨，累计产气80597.49万立方米。
九、渤南油田
位于东营市河口区境内，是胜利油气区最大、投入开发最早的低渗透油田，是以
低渗透油藏为主的大型油田。1973年投入开发，1996年1月进入滚动扩边和精细挖潜
开发阶段。
图2-2 渤南油田发现井--义11井(2000年)。
在滚动扩边和精细挖潜阶段，渤南油田先后在118块、五区、六区和一区开展精
细油藏描述及剩余油分布规律研究和老区调整，在四区沙35-8、二区义80块、
六区进行“双低”治理。针对油藏特点，推广实施大炮弹(重复)射孔技术、长冲程低
冲次深抽技术、复合酸酸化解堵技术等配套工艺技术，强化水井大修、增注、转注、
不稳定注水等工作，油田自然递减率降至13%左右。
同时，利用渤南油田新三维地震资料，加强渤南周边及深层综合地质研究，新发
现并动用义112块、义941块、罗35-1块、罗36块、罗151块、义12-1块、渤深6块等多
个单元，新增动用含油面积22.54平方千米，动用石油地质储量2010万吨，新建产能
40.6万吨，有效地减缓了油田产量递减。
渤南油田在开发实践中，积累了勘探开发低渗透油气田的经验，摸索出一套以油
层保护、压裂改造、早期注水、高压注水、小泵深抽等为主的深层低渗透油田开发技
术和方法，创造并总结一系列开发管理的经验。截至2005年底，渤南油田探明含油面
积97.6平方千米，探明石油地质储量13941万吨。截至2005年12月，油井开井331口，
日产油水平1298吨，综合含水86.9%，采油速度0.38%；累计产油2085.79万吨，采出
程度16.59%。注水井开井139口，日注水平10099立方米，累计注水9100万立方米。
十、临盘油田
位于临邑县、禹城市境内，是多断层的复杂断块油田。1973年8月投入开发。19
93年，由于钻井工作量减少，加上老井套损、大修井增多，油水井开井率下降，稳产
基础减弱，油田年产油由1993年的125.1万吨降至1999年的94.5万吨。
1995-1999年，临盘油田先后开展临13断块区沙二下、沙三上，大芦家构造至沙
二上等4个断块区的精细油藏描述及剩余油分布研究，覆盖石油地质储量1.04亿吨，
占动用储量的81.5%。在此基础上，注采调整9个单元，覆盖储量5900万吨；控水稳油
4个高含水单元2303万吨储量，“双低”治理3个低速开发单元620万吨储量。同时，
对28个单元的3089万吨储量采用不稳定注水技术，引进水平井钻井技术对临2块馆二
段进行整体调整。
1998年起，针对老区滚动勘探难度越来越大的问题，临盘油田开展滚动勘探“数
块块”工作，先后发现唐庄、田家、临95等区块，新增探明、动用石油地质储量163
2万吨，新建原油生产能力27万吨。
针对“九五”时期油田稳产基础薄弱、自然递减率居高不下的问题，自2000年起
，临盘油田进行详细的调查，分析关井原因，然后从中优选有潜力的井采取针对性的
技术措施，应用配套技术手段治理长停井，油水井利用率大幅提高。油井利用率从7
0.6%提高到86.4%，水井利用率由52.9%提高到80%。2001年，临盘油田决定实施“五
年大调整”，针对不同类型油藏的特点，通过深化构造、储层、剩余油潜力的研究，
增加和恢复注水储量，提高水驱控制和动用程度，增强油田稳产基础。实施整体调整
单元18个，覆盖地质储量7213万吨，技术改造单元6个，覆盖石油地质储量2640万吨
，新增产能35万吨，水驱控制程度由2000年的60.8%增至2005年的68.5%，自然递减率
由2000年的16.2%降至2005年的11.3%，开发形势逐步好转，年产量在94.5万吨稳产两
年的基础上，2004年后升至100万吨，总体保持稳产。
滚动勘探方面继续开展“数块块”工作。应用DISCOVERY地震解释系统微机群、
老井复查、高精度及大连片三维资料，集中对中央隆起带的五套标准层进行系统综合
评价，新发现大芦家馆35等断块，新增动用石油地质储量1907万吨，新建产能36.
9万吨，弥补了老区递减。
临盘油田在开发建设中，形成复杂断块滚动勘探开发、油藏分类综合评价、精细
油藏描述、不稳定注水、水平井开发等开发模式，“数块块”工作程序成为复杂断块
油田勘探开发的重要组成部分。截至2005年底，临盘油田累计探明含油面积81.5平方
千米，探明石油地质储量15919.84万吨。截至2005年12月，油井开井835口，日产油
水平2644吨，综合含水88.6%。注水井开井247口，日注水平15057立方米，注采比0.
71。累计产油3126.98万吨，累计注水11188万立方米，累计产气135795万立方米。
十一、八面河油田
位于寿光市和广饶县境内，是油藏类型多、油源比较丰富、多油层、多断层、圈
闭面积小、油气水关系复杂、由复杂小断块组成的复式油气聚集带。
八面河油田1986年7月由江汉油田承包开发，经过3年多产能建设，1990年初至1
998年底进入稳产阶段。1993年，八面河油田完成主体构造三维地震工作。1994年，
在广北农场北部完成三维地震工作的基础上，陆续在北区发现并探明角4块、扬2块、
莱5块、角12-斜40块、角10-斜6块、角10-斜8块，1995年后又落实广北6块、广北8块
、广北9块等小而肥的高产富集断块。同时，老区滚动扩边不断有新发现，有效弥补
了老区的产量递减。1990-1995年，共新增探明含油面积14.3平方千米，新增探明石
油地质储量2112万吨。该阶段工作以北区、广北区的大规模钻井、增储上产为主。6
年间共新钻井341口，其中，探井51口，开发井290口。
1999年1月-2000年12月，八面河油田进入产量递减阶段。在经历13年的滚动勘探
开发后，稳产难度越来越大。两年间新发现9个含油小块，新增探明石油地质储量49
2万吨。但新发现的构造圈闭面积小，且幅度低、含油宽度窄、钻井风险大，储量动
用效果差。由于北区、广北区没有有效接替储量，油井产量递减大，北区、广北区产
量由上升转为下降；南区由于井下技术状况差、停产井多、新投入工作量不足等原因
，水驱储量控制程度逐年下降，水驱储量动用程度得不到保证，无法实现稳产。诸多
因素导致八面河油田产量快速递减，从1998年的年产油78.1万吨递减至1999年的年产
油72万吨。为控制产量快速递减，2000年，在“八面河油田南区提高采油速度研究”
基础上，南区开始较大规模的调整。
2001年1月-2005年12月，八面河油田进入精细调整阶段。油田进入特高含水开采
期后，针对老油田主力层系高含水、挖潜余地小、稳产难度大的情况，为实现控水稳
油的目标，按照“精细地质、精细工艺、精细管理”的思想，实施精细开发5年，平
均年产油能力保持在67万吨以上。“十五”时期，在精细油藏研究的基础上，根据剩
余油分布规律，在八面河油田南区面14区开展储层再认识滚动扩边以及内部面20井区
井网加密等工作，5年共钻开发井88口，其中，油井75口，水井13口，使面14区年产
油由2000年的7.2万吨上升到2005年的11.4万吨，并开展面1区注氮、面4区和面14区
调剖等工作，实现南区产油量的稳定；在北区、广北区，通过下大泵、电潜泵提液，
利用新工艺钻大斜度井、水平井挖掘剩余油，取得一定效果。同时，及时调整勘探思
路，由勘探构造油藏向勘探岩性油藏转移，使东、西区石油地质储量大幅增长，动用
石油地质储量由2000年的474万吨上升到2005年的2970万吨，岩性油藏年产油由2000
年的1.5万吨上升到2005年的10.1万吨，占2005年八面河油田总产量的15%。
图2-3 2005年，八面河油田场景。
八面河油田开发是中国石油工业实行跨区承包的成功探索。经过近20年的勘探开
发，形成一套适合稠油、易出砂、小断块油藏的开发模式。截至2005年底，八面河油
田累计探明含油面积83.6平方千米、石油地质储量14387.32万吨。截至2005年12月，
油井开井754口，核实日产油水平1788吨，综合含水90.1%，年产油67.5万吨，采油速
度0.61%，累计产油1455.56万吨，采出程度13.6%。注水井开井137口，日注水平123
75立方米，注采比0.63，累计注采比0.63。