埕岛油田是山东省内第一个年产200万吨级的极浅海油田，位于渤海南部的极浅
海水域，南界距海岸约3千米。
1993年，埕岛油田投入开发，1995年1月进入先导试验和全面开发阶段，利用天
然能量进行开采。中国石油天然气总公司开发生产局决定在埕岛油田主体北部埕北1
1-埕北25井区开辟先导试验区。1995年初，先导试验方案编制完成并实施。方案设计
采用一套层系、250米——400米的三角形井网，部署30口油井、14口注水井，设计年
产油能力55.3万吨。受气象、海况、钻机能力的制约，先导试验区当年仅完钻开发井
32口，投产26口，建成产能35万吨，为馆陶组全面开发打下坚实基础。
1996年，编制完成埕岛油田百万吨产能建设方案，馆上段油藏全面开发建设。随
着油田开发的深入，海工建造、油气开采、油气集输、供配电技术不断完善，逐步形
成具有胜利极浅海油田特点的采油技术体系。在采油工艺方面，针对投产初期机采井
以螺杆泵为主的特点，与石油大学(华东)联合开展“地面驱动螺杆泵抽油井节点系统
优化设计”研究，建立地面驱动螺杆泵抽油杆工况校核和设计计算模型。为解决采油
平台狭小空间内设备设施对不同电压等级的需求，胜利油田海洋石油开发公司与胜利
油田无杆采油泵公司联合攻关研制采油平台一变多控系统。在防砂工艺方面，针对馆
陶组油层埋藏浅，地层胶结疏松、易出砂及海上作业的特点，采用双层预充填绕丝筛
管防砂、不锈钢金属棉滤砂管防砂等工艺，对油井实施先期防砂。为适应定向井开发
需要，提高电泵对出砂井的适应程度，1998年，海洋石油开发公司与无杆采油泵公司
合作研制加强机组，开发新型电泵防砂采油管柱，延长了机组寿命。在油气集输方面
，海四联合站、开发三号平台、埕岛中心一号平台、埕岛中心二号平台、埕岛中心二
号平台至登陆点输气管线等建成投产，海上、陆上集输主干网络基本形成，逐步适应
了油田开发建设的配套集输需要。1995年1月-2000年6月，埕岛油田馆陶组共动用石
油地质储量13106万吨，完钻投产开发井184口，新建产能217.5万吨。年产油由1995
年的54万吨增至2000年的217.7万吨。截至2000年6月，埕岛油田开井182口，日产油
能力6703吨，综合含水31%。
图2-4 1993年投入开发的极浅海油田--埕岛油田。
2000年7月， 埕岛油田主力层系馆陶组油藏转入注水开发。注水初期，针对注水
整体滞后、地层能量亏空较大的状况，运用跟踪建模与数值模拟动态分析技术，对馆
陶组油藏注水开发技术政策进行优化和完善， 确定注水初期温和注水，注采比0.8左
右，逐步提高注采比到1——1.2。为完善老区注采井网，在埕岛油田主体馆陶组开
发井网控制程度差的区块部署投产7个井组33口井， 建成产能34.6万吨。该阶段由于
埕岛油田主体馆陶组探明储量已基本动用，新建产能区块以古近系隐蔽油藏和潜山、
复杂断块岩性油藏为主，产能建设难度加大，周期延长，规模减小。该阶段埕岛油田
主体外围新区部署投产8个区块， 动用石油地质储量6512万吨，投产油井80口，建成
产能75.2万吨。这一时期为适应复杂油藏开发，采用精密微孔复合滤砂管、循环充填
防砂、高压挤压充填防砂、压裂防砂、威德福膨胀筛管裸眼防砂等防砂工艺；在注水
工艺方面研制开发大通径金属毡分层防砂、二次完井分层注水工艺，既实现分层防砂，
又适应分层注水、分层测试和全井筒洗井的需要。2003年，引进电动潜油螺杆泵，实
现埕岛油田主体外围区块稠油井正常生产。为提高开发管理水平，2000年，从澳大利
亚引进自动化监控系统，埕岛油田成为胜利油气区第一个实现工业自动化管理的油田。
该阶段油井开井数、水井开井数增加，日产油水平基本稳定，综合含水上升，年产油
量稳定在200万吨以上。
埕岛油田的开发，在没有先例可循、没有经验可借鉴的情况下，走出一条海上油
田开发的新路子。建成投产海上平台、管线、电缆等枢纽工程，使海上油田拥有集油
气处理外输、注水、消防、生活等多种功能为一体的大型综合平台群。通过合理利用
天然能量，进行生产参数、产量结构优化调整，油井综合利用率大于75%；针对馆陶
组溶解气驱状态下转入注水开发、易快速水淹等特点，运用跟踪建模与数值模拟动态
分析技术，确定馆陶组溶解气驱状态下合理注水开发技术政策，取得较好效果。截至
2005年底，埕岛油田探明含油面积166.5平方千米，探明石油地质储量41492万吨。截
至2005年12月，油井开井215口，日产油水平5699吨，综合含水49.4%，年产油量212
万吨，采油速度1%。注水井开井62口，日注水平6864立方米，年注水218.54万立方米
，注采比0.61。气井开井2口，日产气水平1.44万立方米。累计产油2002.65万吨，累
计产气94387.89万立方米。