中原油田东濮油区在山东省西南部和河南省东北部的交界处。1982-2005年，东
濮油区在山东省境内和部分在山东省境内的7个油田和3个气田先后投入开发，累计生
产原油2152.37万吨、天然气20.38亿立方米。1996-2005年，新建原油生产能力73.0
5万吨、天然气生产能力3.92亿立方米；累计产油819.34万吨、产气19.17亿立方米，
分别占中原油气区同期产量的22.06%和11.28%。
一、文明寨油田
位于山东省莘县大张家镇、古云镇和河南省清丰县瓦屋头镇境内，是以断层为主
要圈闭的极复杂断块油田。1982年投入开发，至1995年底，累计产油556.3万吨，累
计注水2175.5万立方米。
1996-2000年，文明寨油田进入高含水开发期，综合含水达到89.1%。由于认识局
限，加之井况恶化和非均质矛盾加剧，油田水驱储量降低、地层压力下降，含水上升
加快，递减加大，开发效果变差。通过加强监测，重新研究断层、断块结构和注采对
应关系；应用油藏工程分析法研究断块及井组分层动用和水淹、水洗状况，强化了油
藏注水-产液结构调整，增加动用储量和注采连通厚度，实现能量和产量的双稳定、
含水和递减的双控制。截至2000年，年产油量稳定在22万吨左右，含水降至85.5%，
自然递减率由1995年的24.96%减缓至20.1%。
2001-2005年，对明1块进行以井网重组细分为主的整体技术改造，对明6块、卫
7块进行滚动扩边综合治理。在技术改造和综合治理中，采取以下措施：一是根据断
层边角剩余油富集的规律，反复落实断层的精确位置，紧靠断层处部署小位移双靶井
。2003-2005年，新钻井13口、返层补孔57口，动用新落实含油小断块18个、地质储
量170.7万吨，新建产能7.8万吨，日增产油能力178吨。二是采用调整、更新、侧钻
、大修和转注等技术，优化目的层井段，完善注采井网。2003-2005年，新钻注水井
26口，实施转注93井次(其中差层井21口)，油水井大修75井次、补孔435井次；增加
注采连通634层1248.5米，增加水驱控制储量638.9万吨，增加水驱动用储量428.7万
吨。注采比由1996年的0.48提高到2005年的0.54，年注水见效增油由2002年的3500吨
提高到2005年的9500吨。三是调整注水结构，对Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层分类治理，强化差
层动用，改善水驱效果。2003-2005年，共实施分注井57口，层段重组和细分井89口
。与2002年相比，2005年油田分注率由47.4%上升到69.8%，分层测试合格率由52.3%
提高到68.7%。四是开展断层、断块、剩余油识别和研究，使用大位移双靶定向钻井
、射孔、分层开采、调剖、大修侧钻、不稳定注水等配套技术，对全油田进行技术改
造和综合治理。治理后，与2002年相比，2005年综合含水由87.6%降至87.2%，自然递
减率由21.76%减至15.22%。
1996-2005年，文明寨油田累计新增探明含油面积2.1平方千米、石油地质储量4
24.32万吨；新建原油生产能力15.3万吨，生产原油231.52万吨；累计注水1703.52万
立方米。
截至2005年底，文明寨油田共探明含油面积8.7平方千米、石油地质储量2658.3
2万吨、溶解气地质储量12.68亿立方米。动用含油面积8.7平方千米、石油地质储量
2456万吨、可采储量1054万吨；共有油井190口，综合含水86.94%；采油速度0.97%，
年产油24.83万吨，累计产油787.82万吨，采出程度29.64%；注水井115口，日注水平
0.55万立方米，累计注水3879.02万立方米。
二、卫城油田
位于山东省莘县古云镇和河南省濮阳县柳屯镇、户部寨乡境内，是低渗透复杂小
断块油田。1982年投入开发，至1995年底，累计产油514.65万吨，累计注水2150.43
万立方米。
1996年后，为减缓递减，以油藏精细描述和剩余油研究为基础，大力调整、恢复
和优化注采系统，建立差层注采井网，逐步形成适应油藏特点和开发阶段的注采井网
。1996-2001年，对卫81块、卫22块、卫2块进行多次综合调整，共钻新井66口，实施
转注等措施163井次。在进行注采综合调整的同时，积极引进注采配套新工艺，改善
注采剖面，油田开发效果得到明显改善。2005年，油井开井率提高到93.5%，增加水
驱控制储量380万吨，增加水驱动用储量300万吨，增加可采储量76.31万吨，自然递
减率控制在20%，含水上升率控制在1%。
1996-2005年，卫城油田累计新增探明含油面积6.3平方千米、石油地质储量490
万吨、溶解气地质储量4.15亿立方米；新建原油生产能力24万吨，生产原油369.84万
吨；累计注水2791.24万立方米。
截至2005年底，卫城油田累计探明含油面积24.7平方千米、石油地质储量3836万
吨、溶解气地质储量33.85亿立方米。动用含油面积15.4平方千米、石油地质储量12
29.3万吨、可采储量1229.3万吨；共有油井331口，综合含水85.28%；采油速度0.82
%；年产油31.24万吨，累计产油884.49万吨，采出程度23.62%；注水井194口，日注
水平0.9万立方米，累计注水4941.67万立方米。
三、古云集油田
位于莘县古云镇境内，是中低渗透复杂断块油田。1986年，上报探明含油面积8
.5平方千米、石油地质储量814.93万吨。1990年进入滚动开发。由于地质构造复杂、
地面管理难度大，截至1995年底，只开发3个小区块(卫77、明9、卫49块)，累计产油
3.16万吨。
1996年，经过对地质构造和储层特征分析研究，核算含油面积6.9平方千米、石
油地质储量405.2万吨。12月，编制古云集地区云3块初步开发方案。方案部署云3块
主力含油层系沙三中采用一套层系开发。部署油井8口，注水井4口，井网密度8口井
每平方千米。1998年，编制云3块沙三中1-5砂组产能建设和注采方案，云3块投入开
发。开发中采用滚动开发的方式对井网不断实施加密调整，由北至南完善注采井网，
逐渐形成东南低部位注水、西北高部位采油的井网格局。至1998年底，日产油由方案
实施前的7.5吨上升到58.3吨，日注水145立方米。
1999年，通过对云3块成藏条件分析，发现该块东部卫东断层下降盘是有利的油
气富集圈闭。为探明沙三段含油气情况，油田部署探井云9井，1999年7月27日至8月
1日对3251.6米——3259.8米井段3层6.3米测试，日产油24.7吨，由此发现云9块。云
9块投入开发后， 古云集油田进入稳产阶段。至2000年底，油田日产油水平达到80.5
吨，2000年原油产量达到3.6万吨，综合含水22.73%，采油速度1.39%。
2001年，针对云2块沙一下储层比较薄的特点，采用水平井技术开发，部署水平
井云2-平1井，7月投产后日产油42吨。2001-2002年，对主力区块云3块进行注采井网
调整完善，共投产新井7口，油井转注4口，注采井比0.5。2002年，油田原油产量达
到4.39万吨。由于受边水推进影响，云2块含水上升，从2002年的22%上升至2004年的
94%。2003年，云3块受层间矛盾影响，区块部分重点井含水上升，自然递减率达到2
9.25%，综合递减率达到26.06%，古云集油田开发形势变差。
截至2005年底，古云集油田共探明含油面积6.9平方千米、石油地质储量405.2万
吨、溶解气地质储量6.15亿立方米，探明含气面积0.8平方千米、天然气地质储量1亿
立方米、凝析油地质储量0.8万吨。动用含油面积1.6平方千米、石油地质储量169万
吨、可采储量42万吨；共有油井22口，综合含水77.35%；采油速度0.7%，年产油1.6
5万吨，累计产油29.37万吨(其中1996-2005年累计产油26.21万吨)，采出程度10.21
%；注水井6口，日注水平240立方米，1990-2005年累计注水50.78万立方米。
四、桥口油田
位于东明县城关镇、菜园集乡境内，是低渗透复杂断块油田。1988年3月投入开
发，至1995年底，累计产油85.38万吨，累计注水243.89万立方米。
在经历高速稳产阶段后，1996年，桥口油田储层非均质性的矛盾十分突出，加之
长期实行合注合采和高强度注采，导致储层物性较好的Ⅰ类高渗透油层水淹严重，储
层物性较差的Ⅱ、Ⅲ类低渗透油层难以动用。至年底，综合含水上升至72.27%，自然
递减率34%，油田进入中高含水期。
自1996年起，桥口油田陆续编制并组织实施调整、综合治理技术改造方案。一是
在新增加的断块及断块高部位剩余油富集区、小断层遮挡的有利井区和Ⅱ、Ⅲ类层集
中动用较差的井区，部署调整井，完善注采井网，挖掘剩余油的潜力；二是适时转注
，增加注水井点；三是利用更新、侧钻等技术及时恢复受损井网；四是通过油井堵水
、水井分注调整两个剖面结构，实现开发层系由物性较好的水淹层向薄差层转移。同
时，利用增注、压裂等技术提高Ⅱ、Ⅲ类层的水驱动用程度，挖掘薄差层潜力。199
9年，在油藏精细描述、重建地质模型的基础上，油田采取平面上不断调整完善注采
井网，纵向上实现开发层系由Ⅰ类层向Ⅱ、Ⅲ类层转移的综合调整治理；实施小泵深
抽、堵水、压裂等成熟工艺，全油田逐步实现控水稳油，产量递减、综合含水得到有
效控制， 原油年产量稳定在6.4万吨——6.9万吨。1996-2005年，桥口油田累计新增
探明含油面积15.05平方千米、石油地质储量851.44万吨；新建原油生产能力16.05万
吨，生产原油74.78万吨；累计注水465.75万立方米。
截至2005年底，桥口油田共探明含油面积23.75平方千米、石油地质储量1380.4
4万吨、溶解气地质储量16.08亿立方米。动用含油面积16.3平方千米、石油地质储量
976万吨、可采储量283万吨；共有油井107口，综合含水73.4%，采油速度0.79%；年
产油7.72万吨，累计产油160.16万吨，采出程度16.40%；注水井41口，日注水平0.1
8万立方米，累计注水709.64万立方米。
五、马厂油田
位于东明县王店、焦园、刘楼乡境内，是中渗透极复杂断块油田。1987年投入开
发，至1995年底，累计产油156.96万吨、注水422.38万立方米。1995年底，由于主力
油层相继水淹，综合含水升至72.9%，油田进入中高含水期。
1996年，针对局部构造复杂、油水井损坏严重、主力层水淹程度高等问题，马厂
油田开展油藏精细描述研究，提高对马厂油田的地质特征、开发特点及剩余油分布规
律的认识。通过研究和实验，将水驱动用状况好、采出程度高的Ⅰ类层调整为一套层
系；将水驱动用状况差、采出程度低的Ⅱ、Ⅲ类层组合为一套层系，针对不同层系制
定调整挖潜对策。Ⅰ类层通过抽稀井网，应用调剖、调驱技术及周期注水变强度注水
等进行挖潜，提高水驱效果。1998-2001年，共实施下电泵、堵水、石灰泥调剖，预
交联复合颗粒凝胶调驱等措施74井次，增加水驱波及体积，提高水驱油效率，累计增
油0.9万吨，综合含水下降0.5%。同时，采取新钻调整井，老井侧钻大修、转注等措
施，建立和完善Ⅱ、Ⅲ类层注采井网；结合应用分层注水和增注、油井分层改造及见
效提液等工艺技术，改善Ⅱ、Ⅲ类层的注水、产液剖面，提高其动用程度。措施实施
后，Ⅱ、Ⅲ类层共增加水驱控制储量234.3万吨，增加水驱动用储量136.7万吨。
2002-2005年，马厂油田对老区开展以构造研究和储层评价为重点的油藏精细描
述及剩余油挖潜研究，实施以打调整井、侧钻、更新、堵水、压裂、大修和转注、分
注、增注、调剖为主导措施的综合调整，初步实现控水稳油。年产油从2001年的6.1
万吨升至2005年的6.66万吨，综合含水从2001年的92.79％降至2005年的89.96％，自
然递减率控制在25%以内。
自2002年开始，马厂油田对外围进行滚动扩边，先后发现13个新的含油断块。同
年，对马厂构造形态有了新认识，北部边界断层由原来认定为半背斜构造，重新认定
为不对称的断背斜构造，因此发现马62块，新增含油面积0.5平方千米、石油地质储
量66万吨。在马7、马26、马38、马47、马66等6个断块新发现石油地质储量337万吨
。2003年，利用老区调整并兼探深层沙三4-7砂组含油情况，发现马11-158块。2004
年，在马厂构造东北翼发现马73、马75块，2005年又发现马53、马56、马78块。以上
13个含油新断块共探明含油面积11.28平方千米、石油地质储量554.29万吨。除马7块
未动用外，其余12个新块全部动用。1996-2005年，马厂油田累计新增探明含油面积
13.08平方千米、石油地质储量630.5万吨；新建原油生产能力9万吨，生产原油78.2
5万吨；累计注水839.1万立方米。
截至2005年底，马厂油田共探明含油面积23.48平方千米、石油地质储量1472.5
万吨、溶解气地质储量16.47亿立方米；探明含气面积2.8平方千米、天然气储量10.
5亿立方米。动用含油面积9.6平方千米、石油地质储量871万吨、可采储量294万吨；
共有油井102口，综合含水89.46%；采油速度0.77%，年产油6.67万吨，累计产油235
.21万吨，采出程度27%；注水井55口，日注水平0.3万立方米，1987-2005年累计注水
1261.48万立方米。
六、三春集油田
位于山东省东明县焦园、沙窝、长兴乡和河南省兰考县爪营乡、谷营乡、固阳镇
境内，是中低渗透复杂断块油田。1990年投入开发，至1995年，累计产油6.71万吨、
注水2.58万立方米。
三春集油田的8个含油断块分布零散，至2005年底，除春8块投入开发外，其余7
个断块只进行试采。春8块位于三春集构造东北部，分为春8西和春8东2个断块。春8
西块1990年投入滚动开发，1993年12月开始注水开发。1998年，对春8东块进行滚动
勘探开发目标评价，部署春9-38井和春9-39井两口滚动开发井，落实了该块构造。2
000年，编制春8东块初步开发方案，部署春9-40、春9-41两口开发井，2001年春8东
块注水开发。1996-2005年，三春集油田累计新增探明含油面积3.4平方千米、石油地
质储量273万吨；新建原油生产能力2.25万吨，生产原油13.38万吨；累计注水21.93
万立方米。
截至2005年，三春集油田共探明含油面积4.7平方千米、石油地质储量361万吨、
溶解气地质储量3.29亿立方米。动用含油面积1.4平方千米，石油地质储量122万吨，
可采储量26万吨；共有油井22口，综合含水90.37%；采油速度0.9%；年产油1.1万吨
，累计产油20.09万吨，采出程度16.47%；注水井3口，日注水平140立方米，累计注
水24.51万立方米。
七、徐集油田
位于东明县沙窝乡境内，是低渗透复杂小断块油田。1993年投入开发，1995年3
月注水开发，至1995年底，累计产油8.64万吨，累计注水0.41万立方米。
1996-1998年，徐集油田初步实现注采完善。开发特点为油井见效快、见水快、
含水上升快。至1999年底，油田综合含水上升至76.56%，自然递减率高达29.03%。自
2000年1月起，针对油田产量下滑、含水持续上升的状况，在油藏精细描述的基础上
，制定平面上不断调整完善注采井网，纵向上实现开发层系由Ⅰ类层向Ⅱ、Ⅲ类层转
移的综合调整治理措施，采用小泵深抽、堵水及压裂等工艺。徐集油田从2000年逐步
实现控水稳油，截至2005年，年产量保持在1万吨左右，自然递减、综合含水得到有
效控制。1996-2005年，徐集油田累计新增探明含油面积0.6平方千米、石油地质储量
67万吨；新建原油生产能力4.35万吨，生产原油17.99万吨；累计注水83.98万立方米
。
截至2005年底，徐集油田共探明含油面积2.4平方千米、石油地质储量211万吨、
溶解气地质储量2.19亿立方米。动用含油面积1.4平方千米、石油地质储量120万吨、
可采储量42万吨；共有油井16口，综合含水84.7%，采油速度0.71%；年产油0.85万吨
，累计产油26.63万吨，采出程度22.19%；注水井9口，日注水平164立方米，累计注
水84.39万立方米。
八、白庙气田
位于菏泽市牡丹区与东明县交界处，是深层断块凝析气藏。1987年试采，2000年
正式开发。
白庙气藏共有断块68个(含油断块2个、含气断块66个)，其中断块最大的面积3.
4平方千米，最小的0.03平方千米。整个气藏断块多、断块小，构造复杂，属异常高
温高压气藏。主要含气层位为古近系沙河街组沙二下、沙三上、沙三中、沙三下，气
藏埋深2630米——4090米。
1987年，试采2口气井。1993年，编制实施白庙凝析气藏初步开发方案。截至19
99年，共投产气井13口，当年产天然气2006万立方米，累计产天然气2亿立方米。在
储量增长的基础上，2000年，编制白庙气藏初步开发方案，白庙气藏正式投入开发。
方案拟定采用一套井网，逐层上返，衰竭式开采。1996-2005年，白庙气田累计新增
探明含气面积11.45平方千米、天然气地质储量75.36亿立方米；新建天然气生产能力
1.51亿立方米，生产天然气4.46亿立方米；生产凝析油5.28万吨。
截至2005年底，白庙气田共探明含油面积24.4平方千米、石油地质储量800万吨
、溶解气地质储量15.8亿立方米、叠合含气面积32.4平方千米、天然气地质储量153
.2亿立方米、凝析油地质储量408.4万吨。动用天然气地质储量40.05亿立方米、可采
储量18.4亿立方米；共有气井42口、开井33口，采气速度2.1%；年产天然气0.84亿立
方米，累计产天然气5.68亿立方米，采出程度14.17%。累计生产凝析油6.52万吨。
九、卫城气田
位于莘县古云镇与河南省濮阳县柳屯镇交界处，区域构造位于东濮凹陷中央隆起
带北端、卫城构造垒块高部位和盐间。主要有沙三上、沙三中、沙三下等4套含气层
系，是一个盐间多类型气顶气藏。1996年投入开发。
1995年，对5口气井进行试气，均获工业气流。1996年，编制卫11气藏开发方案
，卫城气藏正式投入开发。方案部署开发井5口，单井日产气3.2万立方米，年产气能
力0.7亿立方米，采取衰竭式开发。同时，逐步利用下层油藏低效井转采气以完善采
气井网。截至1998年底，共建成气井8口，单井日产天然气3.35万立方米，当年产气
10175.41万立方米，可采储量采气速度4.5%。由于采取衰竭式开发，气藏压力下降很
快。
1999年，编制并实施卫2块气顶开发方案。方案确定先开发纯气断块和油环很小
的砂层组，采取块间或井间接替来保持一定的稳产期。共部署新井9口，年生产能力
0.52亿立方米，单井日产气2万立方米。方案实施后，卫2块年产能力0.38亿立方米，
单井日产气1万立方米。卫2块、卫11块投入开发后，通过开展气藏精细构造研究和储
量动用状况评价，并采取打调整井、侧钻井、油水井转采气等措施，进一步调整完善
气藏开发井网，实现气井产能的块间和井间接替，达到高速高效开发气藏的目的。2
001年，卫城气藏气井增至23口，储量动用程度达到80.7%，日产气水平达到40.4万立
方米，可采储量采气速度8%。当年生产天然气14737.38万立方米，为卫城气田历史最
高产量。
2002-2005年，卫城气藏储量采出程度由55.91%增至64.95%，加之没有后备储量
接替，气藏地层压力由2001年的9.8兆帕降至2005年的4.8兆帕，低于气藏标定废弃压
力(5.0兆帕)。气井低压低产，积液井间开，停产井增多，井筒结盐、结蜡现象加剧
，集输系统对气井影响加大。2005年，产气降至4252万立方米。
截至2005年底，卫城气田累计探明含气面积18平方千米、气层气地质储量29.64
亿立方米、凝析油地质储量17.9万吨。动用含气面积6.5平方千米、天然气地质储量
27.1亿立方米、可采储量20.55亿立方米；有生产气井31口，累计建成天然气年生产
能力1.6亿立方米，生产天然气13.35亿立方米；当年产量为4252万立方米；采气速度
1.4%，采出程度45.11%。
十、桥口气田
位于菏泽市牡丹区与东明县交界处，区域构造位于东濮凹陷中央隆起带桥口构造
东翼。主要含气层段为沙三段，该气藏为复杂断块深层凝析气藏。2003年投入开发。
1994年2月，桥14井投入试采。截至2002年底，先后投入试采气井7口，当年生产
天然气127.06万立方米。2003年5月，编制桥口气藏初步开发方案，气藏正式投入开
发。方案动用含气面积4.8平方千米、天然气地质储量32.65亿立方米，采用1套井网
、逐层上返、衰竭式开发，部署新钻井14口，老井利用6口。方案实施后，至2005年
底，投产气井24口，年产气能力0.5亿立方米。2004年，生产天然气5860万立方米，
为桥口气田历史最好水平。
桥口气藏投入开发后，井筒积液严重，气井不能连续携液生产，产量逐步下降。
根据最小携液理论，将油管由21/2英寸更换为2英寸，排液能力提高30%以上。2
003年，桥口气藏共有11口气井改用2英寸油管生产，使这些气井在日产量低于1万立
方米的情况下保持稳定带液生产能力。
随着气藏开发程度的提高，埋藏较深且低孔低渗的沙三中、沙三下储集层反凝析
污染严重。早期应用的常规压裂改造技术已不适应气田开发的需要。自2003年起，压
裂工艺向规模较大、砂比较高的复合压裂，能快速返排、减轻对气层污染的二氧化碳
泡沫压裂以及适应压力较低气井的二氧化碳增能压裂发展，有效降低压裂液对储集层
的污染。随着气田开发的深入，气井压力越来越低，“激动式”排液、“撬装”气举
排液、依靠气井自身能量的井下工具排液方式局限性大，效果变差。桥口气田自200
5年开始设增压站气举排液，解决积液问题。1996-2005年，桥口气田累计新增探明含
气面积8.6平方千米、天然气地质储量33.33亿立方米。
截至2005年底，桥口气田累计探明含气面积26.7平方千米、天然气地质储量78.
47亿立方米、凝析油地质储量106.3万吨。动用含气面积4.8平方千米、天然气地质储
量32.65亿立方米、可采储量12.49亿立方米；有气井24口，建成天然气年生产能力0
.78亿立方米，累计生产天然气1.36亿立方米；当年生产天然气4488.63万立方米；采
气速度1.37%，采出程度4.16%。当年生产凝析油4734吨，累计生产凝析油2.09万吨。