胜利油田陆上油田的产能建设自1964年胜坨、东辛油田试采开始，至2005年，共
有67个油田投入开发，其中胜坨、东辛、现河庄、乐安、单家寺、孤岛、孤东、埕东
、渤南、临盘、八面河11个主力老油田累计建成联合站26座、注水站82座、污水处理
站20座、注汽站46座。
一、胜坨油田
1966年投入开发，至1995年12月，经历以细分完善为重点的大规模产能扩建3次
，当年核定原油年生产能力373万吨。
1995年，胜坨油田综合含水达93.8%，进入特高含水产量递减期。“九五”时期
，胜坨油田运用三维地震资料成果，发现油气富集的坨71等多个含油断块，共建产能
30万吨，老区以钻补充完善井网为主扩大生产能力。
“十五”时期，通过加大地质研究力度，累计在坨142、坨143等8个新建区块建
产能32万吨。在坨七断块实施井网重组先导试验，加强非主力层注水，对坨二污水站
进行总体改造，水质标准由C3级提高到B2级，基本满足坨七非主力层注水水质要求，
确保非主力层有效注水。根据“立足II类，发展III类”的总体思路，开展胜一区沙
二1-3扩大区等单元的三次采油。1998年4月，胜一区注聚先导试验区建设配注站1座
，注聚站2座(1号、2号注聚站)。2002年3月10日，在胜一区新建配注站1座、注聚站
4座。扩大区建有母液干线(尼龙管)14.1千米。2005年3月，胜二区沙二1-2北区新建
3号配注站，新建注聚站3座。8月，胜三区新建配注站1座。
截至2005年12月，胜坨油田在用原油联合站7座，设计年原油外输能力500万吨；
原油稳定装置4套，设计年原油处理能力580万吨；配气站7座，天然气年集输能力1.
2亿立方米；污水站8座，日处理能力19万立方米；注水站8座，日注水能力13.6万立
方米；6千伏供电线路61条，长588.66千米。
二、东辛油田
1968年投入开发，至1993年，产能建设由以注水开发、投产优质高效新区块为主
发展到以老区滚动、综合调整为重点，调整区块多，产能建设规模大。
1994年，产能建设主要以精细滚动勘探发现的复杂断块油藏、小构造油藏和沙三
段岩性油藏为主，产能区块多，储量、产能规模较小。截至2005年，新发现含油小区
块49个，新增产能104万吨，为油田实现块间接替发挥重要作用。其间，建成投产注
水站4座，日供水能力3.6万立方米；污水站2座，日污水处理能力1.1万立方米；新建
成边远集油站2座，年原油处理能力50万吨。
截至2005年，东辛油田核定原油生产能力202.3万吨；在用集油站(联合站)5座，
设计原油年外输能力430万吨、采出水(污水)日处理能力7.4万立方米；在用计量站1
65座，集油支干线193条、长160.32千米；单井集油管线1242条、长612.32千米；在
用注水站14座，其中常压(16兆帕)注水站6座，高压(25兆帕——32兆帕)注水站8座，
设计日供水能力11.9万立方米；开水井466口，在用注水干线59.6千米、配水间125座、
注水支干线72.7千米；污水处理站5座，设计日处理能力7.4万立方米，污水外输管线
17条、总长57.8千米。
三、现河庄油田
1973年投入开发，1991年进入低渗透油藏全面开发阶段。根据低渗透油藏开发方
案，对河111等3个低渗透油藏进行配套建设，截至1999年底，配套建成油井190口、
注水井41口，铺设各类油水井管线190.8千米，油井计量站31座、水井配水间10座。
建成投产河50、河111、河68三座注水站和现河污水站，并对集输系统进行完善。建
成投产龙居变35千伏变电所1座，配套6千伏线路6条，架设高压线路78.15千米。
2000-2002年，配套建设河110沙二上等8个区块，完善河68等7个断块区，建成油
井计量站12座、水井配水间4座，铺设各类油水井管线80.6千米；新建并投产河71、
河167简易注水站2座，更新、新建注水干线3条10.1千米。并先后对现河污水站、郝
现污水站进行改造。2003年12月，现河污水站至电厂调水工程改造投产，设计污水日
调水能力1.5万立方米。经除油工艺、污水过滤工艺技术改造后，水质达到C3级标准
，满足回注水水质要求，污水处理综合达标率70%以上。
截至2005年12月，现河庄油田建有联合站2座(现河首站、郝现联合站)，设计年
脱水能力380万吨；污水处理站2座(现河污水站、郝现污水站)，设计日处理能力4万
立方米；建设运行注水站7座，设计日注水能力27000立方米；铺设外输原油管线9.3
千米、外输污水管线28.3千米；建有原油稳定装置1套，原油稳定能力200万吨，轻烃
回收装置2套，设计日处理能力5万立方米。
四、乐安油田
1996年，乐安油田建成胜利油气区规模最大的稠油油田，形成稠油热采、集输及
处理工艺和配套设施。
1996年，草20潜山油藏投入开发，钻井61口，并对草20区块馆陶组油藏进行调整
完善。 截至2000年，草古1地区共钻井101口，建成计量站11座，铺设外输干线13.48
千米、单井集油管线22千米、掺水流程35.48千米，建成注汽站1座，铺设高压注汽管
线22.19千米，建成年产20万吨的生产能力。
图2-5 1996年，乐安油田稠油热采场景。
随着乐安油田稠油开采程度不断加大，1999年，南区强边水推进加快，造成大量
油井水淹，当年产油量大幅度下降。2000年，潜山油藏底水锥进加快，大量油井暴性
水淹，产油量又一次大幅度下降。乐安油田开发建设规模减小。
2001-2004年，草13块等块先后投入开发，共建产能13.2万吨，新建、改扩建计
量站7座，新建外输干线7.5千米、单井集油管线35.25千米、掺水伴输流程10.9千米
，铺设高压注汽管线9.9千米。2005年，乐安油田开发建设规模开始扩大，草31区块
钻井23口，新建产能5.2万吨，并完成23口井的地面配套，铺设单井集油管线8.2千米
、外输干线2.6千米，更换草20地区高压注汽管线1.3千米，更换高压注汽锅炉4台，
改造草西联合站、草桥1#接转站以及草桥2#接转站。
截至2005年底，乐安油田在用联合站2座，设计原油年脱水能力204万吨；污水处
理站2座，设计日处理能力1.5万立方米；污水深度处理站1座，设计日处理能力2万立
方米；在用注水站1座、污水回灌站2座，配水间4座；在用固定及活动注汽锅炉18台
，注汽能力331.4吨每小时。
五、单家寺油田
1984年10月，单家寺油田(分单家寺稠油油藏和稀油油藏)单2稠油试验区投入开
发，标志着单家寺油田整体开发的开始。
1992年，单家寺油田进入稳产开发阶段。1994年6月，稠油首站至滨一站建成一
条5千米玻璃钢污水管线，将污水输送至滨一站集中处理。随着单家寺稀油油藏配注
水量增大，1996年，建成投产单9注水站。同年，单14块、单14-30块转入注水开发。
1997年，单14注水站建成投产。至2000年，单6块馆陶组三次共新建产能14.5万吨，
建成投产单56块接转站，建成丛式采油平台5座、计量站9座，铺设集油管线5.2千米
、供气管线3.3千米、掺油管线3.5千米。
2001年，单家寺稠油生产进入产能扩建阶段，面临油田“三高”递减的严峻形势
，充分发挥地质、工艺和工程紧密结合的优势，加强超稠油攻关，先后完成单6东、
单6西和单83块馆陶组滚动建产能，新建产能43.5万吨。为缓解滨一站来液处理压力
，2003年12月-2004年10月，先后在单9站内和注汽5号站设立回灌点，分别对5口长停
油井进行转注回灌。
截至2005年12月，单家寺油田建成原油脱水处理站1座、计量站39座、接转站1座
，设计年原油处理能力150万吨，年原油外输能力140万吨；建有注水泵站2座，设计
日注水能力3800立方米；建有污水回灌点2处，设计日污水回灌能力3220立方米；建
成投产固定式注汽站13座、活动式注汽站4座，每小时注汽能力355.3吨；建成投产注
汽管网59千米；建设6千伏线路124千米，安装变压器365台，总容量23250千伏安。
六、孤岛油田
1971年8月，孤岛油田开始建设地面一期工程，1972年建设二期工程。此后，孤
岛油田多次调整会战，地面建设逐步完善配套。“八五”时期，孤岛油田不断加强地
面工程的新建、改建、扩建工作，为持续稳产创造了条件。
自1994年起，孤岛油田呈现出总递减趋势，“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)矛盾突出。为确保油田的
高速高效开发，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，滚动勘探孤北地区、老油田周围地区，先后发现4个新块和2个老区扩边。199
5年，先后扩建孤南注水站，新建投产孤七注水站、2#活动注汽站等。1996年12月，
建成投产4#固定注汽站。分批投产中一区馆4注聚区、西区北聚合物驱，新建4座配注
站和3座注聚站；投产西区三元复合驱先导试验工程，新建表面活性剂配注站1座。1
998-1999年，先后投产中二南28口井及中二中先导区9口井注聚工程、南区渤19交联
聚合物先导试验工程，新建配注站2座、注聚站1座、注聚井58口。2000年，建成投产
5#固定注汽站、3#活动注汽站，配套注汽管线8.46千米。同年9月，投产中一区馆5-
6及馆3西北部注聚区，改造原中一区馆4配注站7座、注聚站7座。孤岛油区的注水工
程系统在满足注水生产的前提下，基本实现经济运行。
2000年后，孤岛油田南部孤南稠油、馆下段油藏勘探取得突破，周边含油面积再
次扩大。为满足零散稠油热采井的注汽需求，建成投产4#活动注汽站。2001年4月，
投产中一区馆4注磺酸盐试验工程，新建磺酸盐试验站1座；11月，投产中二中馆3-5
扩大区注聚工程，新建、改建2座配注站、3座注聚站。
2002-2003年，孤岛油田开展孤四区提高注水系统效率的专项工程。先后完成对
孤七注、孤三注的拆级和车削叶轮等技术改造，建成投产孤北35注水站、5#活动注汽
站，建成西区南馆3-6聚合物驱工程(包括LPS试验区)，新建2座注聚站，改造利用原
西区北8#配注站，投产孤北35注水站。2004年，根据中一区馆6及西区北、南区东扩
、孤岛油田渤89-渤76稠油产能建设等方案设计要求，建成投产2座活动注汽站、3座
配注站、3座注聚站。2005年，建成投产8#活动注汽站，投产中二北馆3-5聚合物驱工
程，新建3座注聚站，改造2座配注站。
截至2005年底，孤岛油田共有联合站6座，日处理液量13.5万吨，建有计量站21
8座、配水间204座，配水间以10井式配水间为主；建成固定注汽站5座，投产额定蒸
发量每小时23吨固定注汽锅炉9台，建成活动注汽站8座，投产活动注汽锅炉2台、额
定蒸发量每小时9吨活动注汽锅炉6台，设计注汽能力每小时284吨，配套建设固定注
汽管线70千米；建成水库5座、取提水泵房11座、净化站2座，铺设供水管线125千米
；供电系统共有6千伏线路72条、长度610千米，配电变压器1649台，自用电量4.77亿
千瓦时。
七、孤东油田
1986年投入开发，至1993年，进入控水稳油和精细开发阶段。1996年后，开展聚
合物驱、交联聚合物驱、二元复合驱、预交联增效聚合物驱等三次采油先导试验，并
逐步扩大三次采油规模，在8个区块开展工业聚合物驱项目，新建成地面配注站9座、
注聚站14座，三次采油成为孤东油田改善开发效果、增加可采储量、提高原油采收率
的有效途径。
1997年6月，调整七区中注水管网，日注水量增加1420立方米。1998年10月，对
二区、六区北部注水管网进行技术改造，日注水量增加1080立方米。
2001年后，孤东油田进一步加大老区调整和井网完善力度，整体调整18个单元，
覆盖石油地质储量15247万吨，占孤东油田储量近60%。2000年5月，在6座注水泵站安
装自动化监控系统，对注水泵机组30个运行参数点进行在线监测，平均泵效提高0.6
7%。同年，设计安装输油管道泄漏监测和外输油管线防盗系统，实现对原油外输的2
4小时监控。2002年，扩建3000立方米原油存储罐1座。针对联合站人工盘库工作量大
、误差大的弊端，2004年在东一联、2005年在东三联应用联合站自动盘库系统。200
5年，改造东三联原油外输线，将100米变径管线由Φ159毫米改为Φ273毫米，增大外
输能力，原油外输压力由1.1兆帕降至0.5兆帕以下。
2000年6月，孤东油田在沿河二线终端安装10千伏升压变，建成投产第一条10千
伏线路沿新线；2001年6月，建成投产农牧线；2003年2月，安装6千伏线路故障指示
器150组；2005年3月，安装氧化锌式避雷器1046组。至2005年，油田安装配电线路4
7条、409千米，变压器1088台，安装容量14.5万千伏安。
截至2005年底，孤东油田有联合站4座，设计年原油外输能力600万吨；注汽站4
座，轻烃站1座，接转站3座，污水处理站4座，设计日处理污水能力13.4万立方米；
计量站174座，集油支干线201.35千米；单井集油管线563.94千米；注水站10座，日
供注水11万立方米；建有配注站12座、注聚站16座。
八、埕东油田
1974年5月，埕东油田正式投产。截至1995年，建有计量站36座，年产油59.74万
吨；配水间31座，年注水1335.59万立方米。核定原油生产能力111.5万吨。
1996年，对埕三注3000立方米大罐进行防腐改造，对埕一注5000立方米罐进行改
造。1999-2002年，先后对埕一注、埕三注的水泵进行改造，提高泵效。2004年，对
埕东油田主体部位注水系统进行改造，建立新的分区分压注水新模式，综合管网效率
提高8.8%，注水系统效率提高9.94%。
2001年，新建投产埕913高压注水站，设计日注水能力460立方米。2004年，在埕
91区块新建埕70#注水站，设计日注水能力384立方米。2005年，因区块注水需求增加
，对泵柱塞进行升级，日注水能力增至648立方米。
截至2005年底，埕东油田建有联合站1座，设计年原油脱水能力100万吨、外输能
力100万吨，天然气集输能力5500万立方米；共有计量站55座，在用51座，建有1座注
聚站、5座注水站，配水间39座，年注水1394.8万立方米。
九、渤南油田
1973年投入开发。截至1990年，先后建成投产渤三站稳定装置(设计年处理量10
0万吨)、渤一接转站(设计日处理能力5000立方米)及4座变电所等，注水站呈规模建
设，分散在渤南油田一、三、四、五区。
1991-1996年，通过滚动勘探开发新投产部分小区块，对已开发老区加强注水，
完善注采关系，共投产注水井31口，安装注水单井管线12.6千米。建成投产义35等7
座注水站，设计日注水能力8060立方米。
1997年，渤南十区投入开发，配套建设罗北临时变电所(容量4000千伏安)和罗北
原油接转站(设计原油日处理能力2500立方米)。随着液量不断增加、含水不断上升，
2000年，建成投产渤三站污水处理系统，设计污水日处理能力7200立方米，2003年进
行系统升级。2003年8月渤深6潜山油藏投入开发后，建设渤深六接转站，担负渤深6
区块的原油接转任务。2004年3月，开始建设配电网自动化工程。由于注水管线腐蚀
较严重，渤南油田更换从渤南注水站至5#配水间的注水干线。
截至2005年底，渤南油田建有联合站2座、接转站4座，年原油处理能力250万吨
；中心配气站1座，天然气集输能力16425万立方米；污水处理站2座；注水站50座，
日供注水能力1.2万立方米。
十、临盘油田
1973年投入开发。截至1995年底，建成计量站63座，铺设计量站外输干线104千
米，建成配水间42座。
1996-2000年，临盘油田通过开展滚动勘探“数块块”工作、精细油藏描述及剩
余油分布研究，先后发现临7-1、田家块、盘80块、盘9块、盘2-18块等区块，累计建
成原油生产能力11万吨，新建计量站3座、拉油站4座、配水间2座，铺设集油管线9.
82千米、注水管线2.78千米。
2001年后，针对不同类型油藏的特点，整体调整18个单元，覆盖石油地质储量7
213万吨，技术改造6个单元，覆盖石油地质储量2640万吨，开发及滚动开发大芦家馆
3、临104、盘52块、田7-2块等24个含油区块。截至2005年底，临盘油田新建计量站
107座、单井拉油站14座，建注水站10座、配水间55座；铺设集油管线230千米、注水
管线248.3千米。
临盘油田供电工程自1972年开始建设，当年建成投产首站35千伏变电所。至199
5年，先后投运临济长输活动变电站、35千伏盘二、盘三、盘四变电所等，并根据开
发生产的需要进行不同程度的扩容。1999年11月，临盘采油厂新建驻地变电所1座，
变压器容量为2×6300千伏安。2003年，禹城35千伏辛店变电所投运。2005年，对苗
坊线进行改造，接入田五专线。
截至2005年12月，临盘油田共有联合站2座，设计年原油处理能力260万吨；输油
站1座，设计年外输能力180万吨；压气站1座，设计日气体处理能力12万立方米；污
水站2座，设计日处理能力2.3万立方米。
十一、八面河油田
1986年9月，八面河油田开发建设全面展开。截至1992年，建成接转站、计量站
、集气站共17座，建成产能13.7万吨。
1993-2000年，油田进入复杂断块滚动建产阶段。在面22区等区块建成年产能力
41.4万吨，又通过老区调整建成年产能力6万吨。铺设集(输)油管线112千米、注水管
线50.2千米；建成接转站、计量站、集气站共25座；完成丁庄段外输管线大修和小清
河穿越工程，建成Φ273毫米输油管线、Φ219毫米输气管线、污水输送管线各1条。
“十五”时期，随着复合型油藏的勘探突破，八面河油田实现二次稳产，投入开
发4个区块，建成产能63.7万吨。
2003-2004年，八面河油田完成3#接转站和6#接转站改造；建成面120接转站，日
处理液量130立方米左右，实现油气密闭混输。完成羊2接转站和广8接转站改造，更
换联合站集油站3#、4#(3000立方米)沉降罐、6#站500立方米油罐。更换管线21.2千
米，新建35#至4#接转站输油干线1.3千米。2005年，建成面138接转站，日处理液量
130立方米左右。当年建接转站1座、计量站4座，接转站最大输出能力为每小时50立
方米，更换输油干线6.6千米、注水管线3.71千米。
图2-6 2005年，八面河油田的清河采油厂联合站罐区。
截至2005年底，八面河油田建有联合站1座，设计年外输能力100万吨，原油年脱
水能力100万吨， 实际年脱水处理能力70万吨；接转站15座，计量站75座，单井拉油
点35座； 建有9条集输干线共计66.4千米，长输管线31.6千米，集油总罐容5.25万立
方米；污水站3座，设计年处理能力1040万立方米。