第四节 采油 大庆油田截至1985年末，已经探明和基本探明的油田有23个，其中，投入开发的有喇嘛甸、萨尔图、杏树岗、太平屯、高台子、葡萄花、杏西、龙虎泡、宋芳屯等10个油田，主要开采萨尔图、葡萄花、高台子三套油层。这些油层属陆相沉积砂岩储集层，层数多、差异大、分布广、变化大。原油含蜡量高、凝固点高、粘度高，加上大庆地区的气候严寒，给油田开采和油气集输工作增加了难度。自油田投入开发以来，由于开发方案实施比较顺利，油田地质研究和采油工艺技术的不断发展，对油层的认识不断加深，并采取了相应的措施，因而原油产量逐年增长，一直保持着较高的开发水平。
1960年到1975年，大庆油田随着开发规模日益扩大，原油产量平均每年以 28％的速度递增。1976年，大庆油田原油年产量登上了5000万吨的台阶，在世界大油田的行列中跃居第8位。
1976年以来，大庆油田在萨尔图、杏树岗、喇嘛甸油田开始出现自然递减，进入中高含水阶段。在地下油、水层情况更加复杂，工作量成倍增加的情况下，大庆油田连续10年保持年产原油5000万吨生产水平，而且逐年有所增长，1985年产油量达到5529万吨，跃居世界第6位。
大庆油田经过26年的开发建设，已经投入开发面积1442.7平方公里，建成年产原油5342万吨的生产规模，累计为国家生产原油7.92亿吨，成为世界上原油产量达到或超过5000万吨的少数几个特大油田之一。
一、采油历程
大庆油田从1960年5月投入开采到1985年的26年间，按原油生产水平可划分为产量上升（1960～1975年）和高产稳产（1976～1985年）两个时期。
（一）产量上升时期（1960～1975年）
产量上升时期的16年间，大庆油田开采面积不断扩大，动用原油地质储量不断增加，原油产量逐年上升。依据油田开发形势的发展和特点，这个时期可分为3个阶段。
1960年到1964年，是油田笼统注水阶段。1960年 5月，萨尔图油田中区生产试验区投入开发。并相继在试验区开展了10个开采试验（后面专门介绍）。通过试验取得了开发萨尔图油田的实践经验。1962年编制开发方案，确定把萨尔图油田中部的 146平方公里开发区建成年产原油550万吨的生产规模，萨尔图油田正式投入开发。这个阶段主要是采用早期内部横切割（注水井在油田内部东西向排列成井排）注水，注水井笼统注水保持油层压力的开采方式。经过3年的开采实践，显示了早期内部注水保持油层压力采油的优越性。油层压力保持在原始压力附近，油井生产能力旺盛，全部油井自喷采油。但是，由于油层的性质在平面和层间的差别都很大，部分注水井出现了注入水单层突进。为了解决这个问题，1964年冬开始，大庆油田全面进行了注水井分层段注水的井下作业施工。到1964年底，油田开采范围扩大到萨尔图油田的北一区三排至南一区三排之间，动用面积241.46平方公里，投产油井713口、注水井239口，年生产能力达到800万吨。当年生产原油625万吨。
1965年到1968年，为油田分层段注水阶段。大庆石油会战指挥部针对笼统注水阶段高渗透率主力油层吸水多、油井见水早、原油含水比增长快的问题，自1964年冬至1965年初采用了分层段注水开采技术，先后在101和115口注水井的444和426个层段进行了分层配水作业施工会战。经过两年时间的努力，大庆油田全面实现了分层段注水开采。老开发区在分层注水的基础上还进行了分层配产，从而使油田进入分层开采阶段。开发范围发展到萨尔图油田北三区二排至杏树岗油田七区三排之间。到1968年底，油田开采动用面积495.1平方公里，投产油井 1255口，注水井714口，年生产能力达到1580万吨，当年生产原油1151万吨。
1969年到1975年，为提高采油速度阶段。为适应国家对石油产量不断增长的需要，大庆油田自1969年开始进一步提高了油田开采速度。按复算核实的石油地质储量和产油量计算，由每年采出石油地质储量的0.36％提高到1.07％，提高采油速度主要采取了 3个措施：一是在已开采区内，在分层注水、分层采油的基础上，以“六分四清” （即分层注水、分层采油、分层改造、分层测试、分层研究、分层管理；产量清、压力清、注水量清、含水清） 分层开采工艺技术为主要内容，实行综合调整工作，提高注水量和采油量；二是继续扩大新开发区块，相继投入的有杏树岗油田南部，萨尔图油田南部和北部过渡带（油田边缘）。1973年根据国家决定，把喇嘛甸油田投入开发，1975年全面建成，形成年原油生产能力1000万吨；三是针对原井网对中低渗透率油层控制程度低，油层动用差，采油速度低的问题，对老开发区进行加密井网调整试验。1972年开始先后在萨尔图油田北二区东部等9个区块实行了开发调整。调整区块总面积达 87平方公里，共打调整井506口。同时，1972年至1973年，还先后把萨尔图油田各开发区的 13个中间井排上的部分油井转为注水井，改善了中间井排的开发效果，提高了采油速度。到1975年底，喇嘛甸、萨尔图、杏树岗3个油田已全面投入开发，动用面积779.6平方公里，投产油井3790口，注水井1864口，年生产能力达到4443万吨，当年生产原油4626万吨。
（二）稳产高产时期（1976～1985年）
1976年到1985年，是大庆油田原油年产量达到5000万吨，并持续10年稳产高产时期。这个时期，按主要开发特点又可分为两个阶段。
1976年到1980年的前5年，油田开发进入中含水期（综合含水 40％至60％），主要开发特点是高压注水，提高油层压力，全面实行“六分四清”自喷开采。大庆油田开发建设以来，每年都有新区投入开发，油田产量逐年上升，但最早开发的萨尔图油田中区综合含水已达 54％，老开发区陆续出现了产量递减的局面。 为了扭转这种状况，大庆油田党委于 1975年组织职工围绕“年产能不能上5000万吨，稳产能不能持续十年”的问题开展了油田地下形势的大调查、大讨论。经过半年多的调查讨论，从油田地下形势，油层开发动用状况，典型开发区块、典型井和开发试验区的经验，油田接替稳产条件。采油工艺技术的现状和发展，地面油气集输流程的现状和发展，以及35个国外油田开发的资料等方面的分析研究对比，得出了大庆油田“年产上5000万吨，稳产十年”的奋斗目标是有把握的结论。为此，在调查研究的基础上编制了大庆油田实现“年产上5000万吨，稳产十年”的规划，并精心组织实施，经过努力，1976年产油达到5030万吨，实现了年产5000万吨的目标。1977年到1980年，大庆油田仍以主力油层为主要开采对象。基本做法是：立足于原有井网，立足于自喷开采，立足于已有的工艺技术，立足于充分发挥主力油层的作用，保持油田稳产；同时完善了萨尔图、喇嘛甸、杏树岗油田井网，投产了萨尔图油田南四区至南八区和杏树岗油田一区至六区的11个中间井排，新开发了杏树岗油田十三区、过渡带和萨尔图油田北部过渡带、葡萄花油田北部和太平屯油田北部地区， 5年建成原油生产能力466万吨。在老开发区，这5年在搞好分层注水的基础上不断提高油田注水压力和注水量，逐步提高油层压力增大生产压差，同时通过油井的综合调整挖潜和对地面流程的改造，保证了产液量迅速增长的需要。1980年原油年产量由1976年的5030万吨增加到 5150万吨，实现了前5年的稳产。
高产稳产油井——中6排17井 自1981年开始，大庆油田进入高含水开采阶段，稳产条件发生了很大变化，稳产难度显著增加。表现在：油田老井随着含水上升产量递减加快：老开发区主力油层大面积被注入水水淹；地下含水饱和度已经比较高，继续提高注水量，产水量将大幅度增加：高压注水后，油、水井的套管损坏程度明显加快；油层压力普遍较高，老区钻调整井困难。通过对上述问题的分析认识到，油田进入高含水开采阶段后，已不能再采用提高注水压力和油层压力的办法保持稳产。为此，从1981年开始，对老油田全面进行层系井网调整，钻加密调整井4266口，改善了中低渗透率油层的开发效果；逐步改变开采方式，自喷井转为机械采油井2381口：搞好分层注水，调整压力系统，继续搞好油井压裂，减少了老油井产量的递减幅度；投产部分外围油田，打生产井1201口，增加了新的生产能力；结合钻调整井、新建产能，进行了老开发区的地面流程改造。由于稳产措施符合油田实际，实现了“高产5000万吨，稳产十年”的奋斗目标。
截止1985年底，已投入开发的10个油田，动用面积1442.7平方公里，投产油井8438口，注水井3342口，累计建成年生产能力5343万吨，当年生产原油5529万吨。
大庆油田历年开发状况表 表52
大庆油田历年天然气产量表 表53
（单位：万立方米）
二、开发试验
大庆油田投入开发以来，油田职工遵循毛泽东《实践论》的方法，针对油田不同开采阶段提出的课题，开展了一系列的现场开发试验，对于了解油、水、气在地层中的分布和动态变化规律，寻找适合于油田实际情况的合理开发程序、层系井网、注水方式、开采方式和工艺措施，从而提高油田开发水平实现长期高产稳产起了重要作用。
（一）生产试验区
大庆油田开发初期，为了进一步搞清地下油层情况，探索油、气、水在油层中流动的规律，研究油田对注水开发的适应能力，了解油层的生产特征，并进一步暴露油田注水开发中的各种问题，找到解决这些问题的途径。1960年 9月，石油部党组决定在油田中部开辟一块生产试验区即中区生产试验区。试验区东西长6公里，南北宽 3.6公里。试验区打两排注水井，中间夹3排生产井，各排间距离600米（两排注水井距离2.4公里），在两排注水井的北侧和南侧 600米处，又各加1排生产井，形成一个完整的开发系统。注水井排和生产井排的井距都采用500米，对萨尔图油层和葡萄花油层分两套井网。各排井地面井距为 250米。钻井施工中，首先钻注水井，然后钻注水井排两侧的 2排生产井，最后钻中间井排生产井，这些井排的编号自北至南分别为中2—中8排（中3排和中7排为注水井排）。全区共有各类井177口，其中生产井114口，排液井32口、注水井19口、观察井及探井12口，钻井工作于1961年底全部完成。
根据要求，开发试验过程分为排液、拉水线和全面注水开发3个阶段进行。
（二）十大试验
大庆油田开发初期，为进一步了解油层特征，掌握油田在注水开发后的变化规律，为合理开发大庆油田提供依据，根据石油部党组的指示精神，1961年 6月在萨尔图油田生产试验区开展了十大开发试验。
十大试验的内容是：
1、分层注水，分层配产试验；
2、强化注水，强化排液，迅速拉成水线试验；
3、合注分采试验；
4、合注合采试验；
5、分注分采试验；
6、不同渗透层同时注水，观测水推进速度试验；
7、不注水依靠天然驱动能力采油试验；
8、强化注水提高油层压力试验；
9、注二氧化碳及其他活性剂提高采收率试验；
10、大井距面积注水，强化采油试验。
1961年5月 23日，松辽石油勘探局采油指挥部对于试验具体步骤和人员组织及有关观察工作制度作了详细安排。
在试验过程中，由于设备、钻井等原因，经过调整、合并，实际开展试验的只有7项。
（三）采油速度试验
1970年，国家要求大庆油田进一步提高采油速度。为了给油田提高采油速度提供科学依据，1970年6月开始到1979年5月在萨尔图油田中区西部开展了中含水期“六分四清”提高采油速度试验。
当时，萨尔图油田中区西部已经开采10年，全区采油速度达到1.51％，采出程度13％，综合含水 35.6％，进入了中含水期。通过全面加强注水，提高各类油层的压力，调整分层和全井的工作制度，采取切实有效的措施，使全区的采油速度提高到了2％，主要做法是：
1、把影响油井采油速度的高压高含水层单独划出，减少层间干扰， 发挥其它油层的作用。
2、提高中低渗透率油层的注采强度，合理发挥高渗透率油层的作用。
3、运用“六分四清”工艺技术，控制含水上升速度，提高采收率。
通过这些做法，使萨尔图油田中区西部采油速度由1.51％提高到2.14％，地层压力仍保持在原始压力附近。含水上升率控制在2％以内，各类油层开采状况都有所改善，低渗透率油层的产能有所提高，主力油层的生产能力大幅度提高，日产油量由原来的1584吨增加到2203吨。
1976年6月，大庆油田根据提高采油速度的要求，围绕“高产上 5000万吨，稳产十年”的目标，针对老开发区如何稳产的问题，在中区西部开展了分层开采、接替稳产的试验。主要做法是：
1、充分发挥分层注水工艺的作用，提高中低渗透率油层的注水强度， 使全区各类油层都保持充足的能量。
2、调整注水井不同方向的注水量， 对油井的来水方向加以控制，对油井的非来水方向加强注水；同时在第一排油井中，对高压高含水层进行细分堵水。通过层间和平面接替，使主力油层继续保持高产稳产。
3、采用堵水、压裂和双管采油等措施，排除层间干扰，改善中渗透率油层动用状况。
这项试验到1981年12月结束。通过试验，5年平均年采油速度达2.02％，含水上升率小于2％，油层压力保持在原始压力以上。共采出石油地质储量的 35％，基本上实现了原设计要求的在采出石油地质储量25％—35％之间实现油田高产稳产的任务。
（四）小井距试验
小井距试验区是大庆油田进行采收率试验的基地。试验区位于萨尔图油田北部的2—6—50井区，共布井14口，井距75米。组成501和511两个井组。
在小井距试验区共进行3个单层的提高采收率试验。
1、501井组葡Ⅰ组4—7层注二氧化碳水提高采收率试验。
这项试验从1965年9月开始到1966年2月结束。注入井为 502、504、506三口油井，注入水浓度为3.8％的二氧化碳水15760.9吨，其中含二氧化碳594.3吨。
试验证明，当501井含水为96.2％，累积注水量达到孔隙体积的2.5倍时，采收率达到72.6％。而在同样条件下，注清水的511井组葡Ⅰ组4—7层采收率为62.1％。注二氧化碳水可提高采收率10.5％。
2、511井组葡Ⅰ组1—2层注二氧化碳、轻质油提高采收率试验。
该试验在1969年3月到6月间进行，对注入井513、515、517三口井注入液态二氧化碳292.47吨，轻质油231.3吨。
试验结果，当511井含水97.8％，累积注水量达到孔隙体积的2.9倍时，采收率为63.2％。而注清水的501井含水96.5％，累积注水量为孔隙体积的2.13倍时，采收率为 55.0％。结果说明注入二氧化碳、轻质油可提高采收率8.2％。
3、501井组萨Ⅱ7＋8油层注稠化水二次采油试验。
该试验于1972年8月至9月间进行，从注入井501井注入浓度为1.36％的部分水解聚丙烯酰胺（简称PHP）溶液3637.8立方米，溶液粘度在45℃时为7.5厘泊。
该试验调整了吸水剖面，增加了吸水厚度，使生产的原油性质变好，并增产原油616吨。
（五）厚层试验
厚油层开发试验区位于萨尔图油田北部的北3—6—44井区，全区共有油、水井13口，面积0.32平方公里。主要进行厚油层不同注采强度下的单层水驱油开采试验。
试验区于1973年下半年钻井，1974年上半年试油，用以了解层内水淹状况。1975年 4月对葡Ⅰ组1—2层开展不同注采强度下单层水驱油开采试验。通过试验，使油井具有较高的采油指数，还减缓了油井含水上升速度，提高了注入水的利用率。
1978年以来，对萨尔图油田北部的厚油层试验区的 3口注水井先后注悬浮液，用石灰颗粒堵塞吸水孔道，扩大注入水的波及体积，以改善厚油层的开发效果。其中 343井注入最多，累积注入悬浮液 659立方米，悬浮物 150吨。从分层吸水剖面资料看出，注石灰悬浮液前葡Ⅰ组1—2层的吸水部位主要在底部，吸水量占 55—75％；注悬浮液后，底部不吸水，上部油层吸水量由30％左右提高到100％，起到了调整吸水剖面的作用。
（六）高台子油层开发试验
大庆油田为了取得全面开发好高台子油层的科学依据，于1980年 8月在高台子油层比较发育的萨尔图油田中区西部开辟了高台子油层开发试验区。对高台子油层的生产能力、吸水能力、生产特点、沉积地质特点，以及合理的井网层系和开采方式，采用不同的井距和层系组合，进行了试验和研究。
试验区北块，面积0.5平方公里，有采油井18口，注水井5口。采用面积注水井网。
试验区南块，面积1.2平方公里，有采油井18口，注水井4口。采用面积注水井网。
通过生产试验，掌握了高台子油层的生产潜力，并根据对油层地下情况的认识，编制了萨中高台子油层开发方案，方案实施后。取得较好的开采效果。
（七）层系调整
喇嘛甸油田采用两套层系面积注水井网。由于层系划分比较粗，单井开采厚度达40.6—49.7米，使得层间干扰大，注水井1/4的厚度不吸水，采油井35.1％的厚度不出油，开发效果差。
为了改善油田开发效果，于1979年在喇嘛甸油田南块开辟了层系井网调整试验区。试验区面积7.58平方公里，石油地质储量4970吨。10月开始钻井，共钻调整井91口，其中采油井71口，注水井20口。
试验共分两个阶段进行，第一阶段从1980年11月开始，试验内容是观察注水井双井分注后的效果。通过试验，改善了分层注水状况，各油层的注水量明显增加，不出油厚度减少，层间差异有所缓和。
第二阶段是对葡 Ⅱ4及其以下油层进行分注分采。通过试验，使石油地质储量动用程度提高，含水上升速度减缓，全区采油速度从2.5％提高到2.62％，接近1974年历史最高水平。
（八）萨南地区井网调整
萨尔图油田南部南二、三区面积 47.82平方公里，分葡一组和萨尔图加葡二组两套井网开发，并分别进行开发试验。
葡一组为行列注水井网，1971年5月中间井排投产，1972年10月到1983年8月，为恢复中间井排压力和控制含水上升速度，11口油井转为点状注水井。1973年采油速度超过2％，1975年达到3％，并稳产3年。1978年产量开始下降，1978年8月开始进行以主力油层分层注水为基础的综合调整措施，使该区产量递减速度明显减缓，含水上升速度得到控制。
南二、三区面积井网于1964年投产，1972年12月对南三区西块 4.2平方公里地区进行井网加密调整，共钻调整井29口。1973年陆续投产，射开萨尔图加葡二组的差油层，初期平均单井日产油20吨，含水26％，全区采油速度由加密前的1.9％提高到3.0％，1978年开始提高到4％。
（九）注悬浮物试验
1978年以来，对萨尔图油田北部的厚油层试验区的 3口注水井先后注悬浮液，用石灰颗粒堵塞吸水孔道，扩大注入水的波及体积，以改善厚油层的开发效果。其中 343井注入最多，累积注入悬浮液659立方米，悬浮物150吨。从分层吸水剖面资料看出，注石灰悬浮液前葡Ⅰ1—2油层的吸水部位主要在底部，吸水量占 55—75％；注悬浮液后，底部不吸水，上部油层吸水量由30％左右提高到100％，起到了调整吸水剖面的作用。
（十）降压开采
杏树岗油田一区东部面积7.8平方公里，共有油水井57口，1981年 7月全区综合含水57.4％，采出程度 23.1％，原油产量开始递减。为了降低注水压力保护套管和降低油层压力以利于调整井的钻进，并使在压力降低的条件下，油井产量不降，1983年开始在该区进行转抽降压开采试验。年底全部转抽完毕，平均采油速度由2.38％提高到 2.58％，注水压力由145大气压逐步降到130大气压。1984年4月，在该区开始钻调整井，注水压力进一步下降到100—120大气压。到年底，试验区共有电泵井13口，抽油井24口，采油速度2.25％，油层压力降到原始压力以下。
三、采油工艺
大庆油田从1960年投入开发就开始着手采油工艺技术的研究。
60年代在采油工艺研究方面，主要研究分层注水的配水器、封隔器，分层采油的配产器、封隔器及其配套的不压井作业管柱，初步形成“六分四清”的采油工艺技术。
70年代，“六分四清”采油工艺技术进一步改进和完善，使分层注采、测试、改造等工艺达到了高水平。尤其开展了压裂改造工艺，在压裂液、压裂机理及选择性压裂技术等方面都有了新的突破，全油田每年通过压裂增产原油100万吨以上。
80年代前 5年，随着油田由自喷开采方式向机械采油方式转变，机械采油工艺有了很大发展，采用潜油电泵抽油开采取得明显效果。与潜油电泵配套的一系列工艺也随着发展。油田上基本形成了一套机械采油的配套工艺技术，它包括：不压井作业工艺技术、分层堵水工艺技术、机械采油综合诊断技术、采用计算机进行选泵选参数技术、抽油机节电技术、综合防气技术、综合测压测试技术等。
（一）油田注水
大庆油田开发前，分析了大量国内外油田的开发资料，根据大庆油田的实际情况，确定了早期内部注水保持油层能量的开发原则。这一原则一直贯穿油田开发的全过程。在26年的生产实践中，都把注水当成最重要的工作来抓，使油层保持旺盛的能力，油田实现了稳产高产。
油田注水是一项系统工程。水源水经过除铁、脱氧、杀菌、清除杂质等，处理合格后送往注水站，再经高压注水泵升压后送往配水间，按地质方案要求向各注水井分配水量，最后经注水井配水管柱向油层注水。为了注够水、注好水，主要抓好供水（水源）、注水、分层配水、分层找水、分层堵水、原油脱水和污水回注7个环节。
1960年在萨尔图油田生产试验区注水试验成功。注水井成排状分布，一般两排注水井排之间夹3排油井，注水井数约为油井数的1/2。萨尔图、杏树岗油田在1972年前，主力油层的第一套井网基本上是采用这种行列注水方式，非主力油层的第二套井网和加密井网以及以后开发的喇嘛甸、葡萄花、太平屯、高台子等油田均采用六角形、正方形或不规则的面积注水方式。
1960年 4月，大庆油田建成第一座水源——西水源，1961年建成东水源、北水源，1965年到1971年又先后建成了北二水源、南水源、北三水源、杏树岗水源、南九水源和杏六水源，日供水能力达到27.4万立方米，满足了油田低含水期注水和其它用水的需要。1972年后，大庆油田进入了中含水期采油，为了保证油田注水量日益增长的需要，到1979年的 7年间继续扩建了以上 9座地下水源，还新建了红卫星水源、南二水源、杏二水源、独立屯水源、喇嘛甸水源、让胡路水源6座地下水源和大庆水库，全油田的日供水能力达到 53万立方米。到1979年末，日注水达到39万立方米以上。随着其它工业和农业的发展。仅靠地下水源已供不上油田注水及其它工业和生活用水的需要，因此，在1969年东油库进行含油污水处理回注试验成功的基础上，1972年开始建设含油污水（从原油中脱出来的水）处理和回注工程。到1979年末，已建成投产18座含油污水处理站，日处理能力达 16万立方米，实际处理回注 10万立方米左右。同时，还在1964年将北二注水站水泡子水进行处理回注试验成功的基础上，1972年又相继建了 5座地面污水处理站，每天增加供水能力 3万立方米左右。由于地下水源、含油污水和地面水泡子水源工程的建设，满足了油田提高注水压力和注水量的需要。1980年后，大庆油田进入了高含水期采油，原油脱出水大量增加，注水量也迅速增加，地下水源因资源有限不能满足需要，在这段时间，一方面继续扩建和新建部分小型水源，另一方面继续扩建和新建含油污水、地面污水处理和回注工程。到1985年末，共建成地下水源18座，日供水量 66.79万立方米；含油污水处理站37座，日处理量45.3万立方米；地面污水处理站10座，日处理量9.02万立方米。由于含油和地面污水量的大量增加，满足了油田日注水量63万立方米的需要和工业、农业、生活对地下清水的需要。
大庆油田开发建设中，随着集油站和油井的建设，也陆续建立和投产了一批注水站。1960年末，建成投产了中一注水站，采用Y—8—3、3PN钻机泥浆泵作注水泵，基本满足了试注要求。为了建成高效注水系统，以满足注水量的需要，从1961年开始新建的注水站，均改柴油机驱动为电机驱动。1963年开始引入高压锅炉给水泵，达到了注水量和压力平稳的目的。以后又相继采用了6D100—150型和150D—170型高压离心式注水泵，配以800—1250千瓦的电机，每小时排量达到100至150立方米以上。1980年以后，油田对注水量和压力的要求更高，为此，对老一代注水泵进行了改造，并试制和投产新一代的高效离心注水泵。又相继投产了D155—170型、D280和300型注水泵，匹配1600、1800和2200千瓦的电机，每小时排量达到 250至300立方米以上。注水泵泵效由60％提高到73.06％，注水系统效率由45.5％提高到55％，注水电耗指标由7.72度/立方米下降到6.9度/立方米，每年可节电 0.614亿度。到1985年底，大庆油田已建成投产注水站67座，注水泵253台，日注水能力达89.18万立方米，较好地满足了油田注水的需要。原油脱水、油井找水、堵水和注水井分层配水的工艺技术也相应地得到了发展。
（二）分层注水
大庆油田于1960年首先在中 7—11井进行第一口油井转注试验。1961年以后在油田开发面积内实现了早期笼统注水。
油田实现早期注水，使油层压力得到保持，油井自喷能力旺盛。但笼统注水使注入水在地下产生单层突进造成含水上升过快。1964年冬季，油田组织了在101口水井配注444个层段的分层配水会战后，油田进入了分层注水的开发阶段，取得了较好的效果，每采出1％石油地质储量的含水上升率从笼统注水期的6—7％下降到2％左右。
1962年研究成功以水力压差式封隔器（475—8封隔器）、固定式配水器为主体的分层配水管柱。1965年在油田推广使用了活动式分层配水管柱。1972年研制成功偏心配水器。使用这种配水器使油田分层注水工艺进入偏心配水、钢丝投捞、流量计测试、防腐油管等配套的分层注水新阶段。偏心配水管柱采用偏心配水器、涂料防腐管和分层测试仪器配套工艺，使油田注水合格率从1972年的35％，提高到1977年的70％以上。
1980年研制成功755型水力压缩式封隔器并把它用于分层注水。
1980年6月在喇嘛甸油田注水井开始推广使用 755—2型封隔器和偏心配水器配套管柱，油田含水上升率从1980年的4％下降到1981年的1.8％。1982年大庆油田全面推广使用水力压缩式封隔器与偏心配水器配套的分层注水管柱。到 1982年底，已有 1046口注水井采用这项技术。与1980年对比，仅作业井次全油田就下降27.7％。
另外，1980年还研制成功756—2型可洗井水力压缩式封隔器，1981年研制成功752—4型可洗井封隔器和用聚乙烯醇为暂堵剂的选择性控制注水技术，使分层注水工艺更加完善。
（三）分层采油
1965年大庆油田采油工艺研究所研究成功耐油性能比较好的水力自封式、水力密闭式油井封隔器和625型油井配产器，在油田初步形成了一套可以封隔 4—5层和用井下油嘴调节出油量的活动式分层采油管注。
1971年至1972年采油工艺研究所研制成功水力挤压式封隔器。1975年研制出752和755型水力压缩式封隔器。1978年又研究成功“635”型偏心配产器。
采用水力压缩式封隔器与偏心配产器配套，实现了采油井的分层采油，使大庆油田分层采油工艺技术进入了新阶段。
大庆油田进入高含水期开采后，分层采油工艺向分层堵水工艺方面发展。1981年，采油工艺研究所罗光群等研究成功“654”型滑套细分堵水器，可使断层出液或堵死，成功率在90％以上。
在中含水阶段，对于油层压力差别大、高低含水层交错分布、层间干扰大、产能较高的井，在发展完善分层采油技术的同时，还开展了双管分采工艺。在 1口井内下入两根油管，主管和副管各控制 1个油层段，中间用封隔器分隔开，各段的油通过主副管流人井口汇合。这项技术1979年开始在大庆油田应用。同年，大庆油田采油四厂金东明等对双管分采工艺进行了改革。1983年采油四厂又研究成功 752—3型封隔器，它比755—2、755型封隔器施工更加简单，成功率达95％。
截止1983年，大庆油田自喷井机械分层采油工艺基本上形成了一套比较完善的技术。
（四）分层改造
大庆油田为提高中低渗透层的吸水量和产能，通过对注水井和油井进行分层改造来调整层内、层间和平面三大矛盾来实现。对注水井的分层改造以酸化为主，对油井的分层改造以压裂为主。
大庆油田从1963年开始，在酸化工艺上先后发展了土酸排酸酸化，二氧化碳排酸酸化，土酸不排酸酸化，压裂加酸化，选择性土酸酸化及过渡带、稠油带的稠油段增注工艺等。
油井压裂工艺从1966年开始进入现场应用。到1985年，大庆油田基本上形成了一套比较完整的分层压裂工艺。这套分层压裂工艺，既能适应低含水期主力油层挖潜，又能适应中高含水期中低渗透油层的分层改造。对薄油层、厚油层、纯油层、含水层都可进行压裂，也可次压裂一层和多层。并可采用不压井起下管柱的办法进行压裂等。
（五）分层堵水
大庆油田分层注水后，为了调整受注水影响的油井的平面矛盾，从1961年开始着手油井分层堵水工艺的试验研究。
1、机械堵水技术
1963年7月在中3—12、中4—4井，采用365型封隔器进行堵水试验。
1963年9月采用365—2型、515—3型封隔器等，在萨尔图油田北一区三排8口井进行堵水试验。
1964年6月采用365型、515型、516型封隔器同 625—2配产器在9口井进行堵水试验。当时，由于胶筒不过关和没有专业施工队伍，没有全面推广。
1965年，大庆油田采油工艺研究所研究成功油井用水力自封式封隔器、水力密闭式封隔器和配合使用桥式配产器，在15口生产井进行分层采油试验，获得成功后，逐步在全油田推广使用。
1968年试验成功“851”型封隔器与625型配产器配套的堵水工艺。
1973年研究成功“755”型封隔器与“635”型偏心配产器配套堵水工艺，实现了多级堵水。
1981年研究成功的“755”型封隔器与1980年研制的“654”型滑套细分堵水器，使现场作业实现了不压井、不投堵、不放喷文明施工。
通过封隔器机械堵水，平均单井日增产原油15.3吨，日减水44.5立方米。
2、化学堵水技术
1961年大庆油田同锦州和抚顺两个石油研究所共同制定了试验题目，并着手进行试验准备工作。1962年3月在萨27井进行了四氧化硅试堵试验。
1962年利用石棉粉在中3—11井进行封堵高渗透层试验。
1975年研究成功了水玻璃加氯化钙非选择性化学堵水工艺技术。
1977年到1983年，用聚丙烯酰胺在12口井上进行堵水实验。
1983年以来，开始进行高强度化学堵水和平衡法化学堵水工艺的研究和实验。
（六）分层测试
大庆油田随着分层注水、分层采油工艺技术的发展，分层测试工艺也相应发展起来。这套工艺技术主要是了解地下油、水分布状况和油、水井生产动态。主要包括：
1、生产动态测井技术
生产动态测井是为了监测油井出油剖面和注水井吸水剖面的动态变化，录取每个油层的产油量、产水量、含水率、温度、压力、流体密度及吸水量等参数，为制定油、水井调整措施和开发方案提供依据。
（1）集流型油井分层找水技术
1979年前，大庆油田的油井分层测试技术主要采用投球、堵层办法和涡轮产量计进行分层测试。1979年研制成功693找水仪，初步实现了仪表测试。1979年后，广泛采用了 73型找水仪，并陆续发展为73型找水系列，满足了不同产液量井的找水要求。为了提高单层找水精度，还先后研制成功双涡轮、双皮球找水仪和低能源含水率密度计等。每年测3000井次左右，为了解分层动态提供了资料。
（2）连续型油井生产剖面测试技术
对日产液量超过 300立方米的水井，集流型找水技术已不适应。因此又研究发展了压差式密度计和高灵敏度井温仪，同引进的连续流量计、伽玛流体密度计和六参数综合测试仪配套，初步形成连续型生产剖面测试技术，录取的资料直观可靠。
（3）注水井吸水剖面测试技术
对笼统注水井应用点测流量计和连续流量计测吸水剖面，对分层注水井，研究试验成功在配注管柱中应用同位素微球载体测吸水剖面的技术，到1985年底已具备每年测井1000口的能力。
2、工程测井技术
为了检测套管损坏状况， 大庆油田发展应用了微井径仪及两臂过油管和八臂、 十臂以及X—Y井径仪，能测出内径±1毫米的变化。应用的φ40、φ80m/m超声电视仪和磁性定位器，能测出不同位置套管损坏状况。应用声幅测井，示踪法测井以及井温测井，能检查水泥与套管之间的胶结质量，确定串槽位置。这套测井技术为判断油、水井技术状况提供了科学依据。
3、试井技术
试井，是用仪器在井筒内直接测量油层压力变化、温度和取油样等。1960年大庆油田采用的试井仪表，主要是从苏联进口的M一2Y型、MLz—S型井下压力计、水银玻璃管温度计和MLL—3型深井取样器。 1961年，研究成功“松辽一法”试井法，也称不稳定试井法。同时学习苏联先进技术生产了CY611水力动力仪，CY612深井取样器，CY613深井压力计，CY614井下温度计，在油田自喷井广泛应用。
机械采油井试井，1983年前主要采用JH—711型晶体管回声仪，1983年后采用CJ—1型双频道回声仪。1982年研制成功的“回声仪声响发生器”与回声仪配套使用，提高了测液面资料的准确性。
1981年研制成功的电泵井测压阀，与机械压力计配套测试，可取代进口的压力监测装置，成为具有中国特点的电泵井测压技术。
4、水淹层测井
1972年，大庆油田试验成功以人工电位为主的水淹层解释方法，编制出了水淹层解释图版，解释符合率达80％。这种方法一直被油田采用。
1978年到 1980年，油田科技人员运用人工电位、声速和三侧向等4条曲线，对水淹层分级解释和岩芯资料进行对比，符合率达80％以上，1981年5月通过大庆鉴定。同时，点测 C/0能谱测井经过十几年的研究取得成功，1980年通过石油部鉴定。为解决薄层水淹层解释问题，开展了环自然电位电流测井方法的研究。1983年环自然电位和自然电流在大庆油田南区推广使薄油层解释符合率提高到80％以上。1984年和1985年该方法继续扩大推广。
1981年到1985年，油田科技人员还建立了水淹层测井定量解释方法，编制了计算机解释程序，使一次可输出孔隙度、渗透率、束缚水饱和度、剩余油饱和度、采出程度、地层压力、水淹程度和水淹厚度，水淹层解释符合率达 85％以上，地层参数解释精度可满足地质要求。运用这个程序已经解释了油田调整井2500多口。
（七）机械采油
大庆油田为适应持续高产稳产和不断提高产液量的要求，从1981年开始逐步由自喷采油方式向机械采油方式转变。机械采油在大庆油田主要是用潜油电泵和抽油机管式泵进行采油。
1、潜油电泵采油工艺技术
1964年，大庆油田采油工艺研究所开始研制潜油电泵，当时仅研制 40方/日×1000米的泵。1975年引进和学习国外先进技术，开始研制200方/日×1000米潜油电泵。与此同时结合油田生产需要，开展了潜油电泵配套工艺技术的研究。1981年，大庆油田高级工程师王德民组织人员，与天津、沈阳有关厂家协作，先后研制成功 6种型号的国产潜油电泵及配套使用的测压阀和旋转分离器。 1982年开始，采用潜油电泵的选泵技术，并在 58口井选泵，平均单井产液量增加17.89吨/日。同年大庆油田采油工艺研究所和电泵厂共同研制测验了分离能力较高的旋转分离器。1983年开始引进和研制的旋转分离器同时在油田推广使用，年增产原油5.7万吨。
为封隔电泵井的高含水层，采油工艺研究所从1979年开始研究丢手式分采管柱，1982年通过鉴定。这种封隔器可以不压井起下电泵，所有电泵均已使用这套技术。
大庆油田从1981年全面推广潜油电泵后，在油田高含水开采期，实现高产稳产中发挥了重大作用。据1983年6月前148口油井统计，平均单井日增液量117吨，增加80.9％。平均单井日增产原油4.25吨。到1985年，全油田潜油电泵井达911口。
2、抽油机——管式泵工艺技术
大庆油田集中国内抽油井生产所使用的先进技术，针对油田特点进行改革，形成了一套抽油机——管式泵工艺。这种工艺包括不压井技术，分层采油技术，分层测试技术，采用软活塞、无衬套管式泵，抽油井清蜡防蜡技术等。1981年到1985年，全油田共有抽油机井1470口，连同潜油电泵在内，5年共增产原油438.4万吨。
（八）油井清蜡防蜡
大庆油田开发初期普遍采用刮蜡片清蜡，随着采油工艺的发展，试验了单井热油洗井和电缆加热清蜡。以后又采用玻璃衬里油管和涂料油管防蜡。1973年喇嘛甸油田开发后，清蜡工艺采用了小站流程计量站热油洗井配玻璃油管，用计量站热油洗井清蜡代替了单井热油洗井。1978年又发展了化学清防蜡剂，先后试验了油溶性清防蜡剂和水溶性清防蜡剂。以后随着老开发区改造，萨尔图流程逐渐改变为小站流程，油井清蜡采用中转站集中热洗，其它清蜡方式逐渐被热洗代替。1983年以后随着抽油井的发展，为了延长清蜡周期，采用了化学防蜡剂套管点滴的方法。到1983年底，有机械清蜡井344口，化学清蜡井329口，热洗清蜡井 329口，电缆清蜡井65口，其它221口。到1985年底，套管点滴已超过1000口井。
（九）油井大修
1972年以后，大庆油田随着开发时间的增长，套管损坏速度逐年加快，到1983年底已发现458口油井、755口水井套管损坏，大约每年套管损坏井数230口左右，损坏速度为3天2口井。
1980年油田开始油、水井大修，本着先易后难的方针，针对套管损坏原因及不同的套管损坏类型，先后研究了相应的修井工艺技术，基本形成了一套解卡、打捞，外漏井修复、整形加固及错断报废等工艺。
1、解卡、打捞
它是由于各种原因把油管和井下工具掉在或卡在井内，使油、水井不能正常生产。通过解卡、打捞的方法捞出落物，使油、水井恢复正常生产。
大庆油田在155口解卡打捞井进行的大修施工作业证明，每处理2.5口解卡、打捞井有 1口井可以恢复正常生产。
2、外漏井修复
外漏是指在油、水井周围冒油、气、水，破裂是指油、水井的套管由于压力、酸化施工和油、水井的长期生产，使井内套管受到破坏出现了裂缝和孔洞。
对于浅层套管外漏井，采取换套管的修井技术，以恢复油、水井正常生产能力；对于套管损坏部位较深的套管破裂井及机械损伤的套管损坏井，采用套管补贴技术进行修复。大庆油田1965年至1966年曾在5口外漏井上进行补贴实验，3口井获得良好效果。1982年 10月对1965年7月补贴成功的中 1—丙水25井进行了井身技术状况检测作业施工，发现补贴层容易损坏的部位是上、下端面，中间段主要是磨损变薄。1984年从美国引进了套管衬贴技术和补贴工具，经现场4口井试验（其中两口为堵漏井），均取得成功。
3、整形加固
大庆油田修复变形井主要是采用裂形涨管器顿击整形。整形后为防止重复变形采用吊管法加固。吊管加固对油井转抽造成困难，因此研制了套管悬挂式加固器。经加固管加固的变形修复井，控制了修复井的重复变形。有3口油井已下入抽油泵，生产正常，平均单井日抽油8.7吨。这项技术1984年通过鉴定。
对于错断井，修复方法同变形井的修复方法类似，均采用整形打捞，扶正加固。对于报废井，主要采用重泥浆压井进行报废处理。
（十）井下作业
井下作业，是利用专用特种设备和施工技术，实施各种采油工艺、水井挖潜措施，对油、水井进行修理和维护，对油层进行改造。
大庆油田开发建设以来，特别是 1973年后，通过井下作业，为萨尔图、喇嘛甸、杏树岗3个油田进入高含水期开采，转入抽油生产进行了工艺准备，对新油田低渗透油层改造、挖潜进行了工艺攻关，对低产井开展了压裂改造投产施工，对探井深层进行了压裂改造、试油。总共完成科研成果206项。平均每年增产原油100多万吨，其中1983年达194万吨。
井下作业公司压裂大队在油井进行压裂施工 26年来，井下作业工作量随着油田的发展而越来越大，施工队伍也相应逐步发展起来，形成了两支专业队伍，即专门进行油、水井大修、油层改造和新工艺试验的井下作业公司 （面向全油田）和专门进行油、水井小修，简单起下作业的各采油厂作业大队。
1964年全年施工332井次；1976年达到4206井次，其中油井压裂 428口、水井酸化300井次、水井调参1941井次；1985年全年施工上升到13312井次，其中油井压裂834口，水井调参 800井次（工艺进步后减少了作业工程量）。由于施工技术的进步和管理水平的提高，施工质量一直较好，施工合格率达99.4％，全优率达92.9％。
四、油气集输
油气集输，是将油田上各油井生产的原油及其伴生气收集起来，进行必要的初加工，然后再输送出去。整个生产过程叫做油气集输流程。
1960年以来，大庆油田随着开发布井方式和开发形势的改变，从行列布井改为面积井网，从1次井网到加密调整的2次井网，从自喷开采到机械抽油，从不含水到低、中、高含水采油，产液量不断大幅度增长，对油气集输流程不断提出新的要求，油气集输流程也随着不断改造、发展和完善。从单管密闭混输流程发展到多井集中计量小站流程，从开式流程发展为全密闭流程，从只能进行简单油气分离发展为油气水分离、沉降、脱水、原油稳定、油田气浅冷、深冷、回收轻烃等。
（一）原油集输流程
大庆油田使用的原油集输流程，主要有两种类型：
1、单管密闭混输流程，又称萨尔图流程。创造于 1960年。它的特点是单管多油井串联，利用油井井口压力将油、气从井口经集油管线密闭混合输送到转油站。单井油、气计量和加热保温，井场设有油、气分离器和水套式加热炉。集油干线上设有分气包和加热炉，就地利用伴生气分段加热。油、气进入转油站后进行油气分离、脱水，净化油用泵输送到油库，然后装车或用管线外输送给用户。
这种流程集油半径大，省投资，适合大庆高寒地带“三高”原油的要求。但在油井之间压力和生产能力差别大的地区，井间干扰大，管线回压高，影响油井生产能力的发挥。这种流程随着钻加密调整井已逐步得到改造。1985年在萨尔图油田的少数开发区块还保留着这种流程。
2、集中计量小站流程。这种流程的特点是单井直接进计量间 （或站），在计量间设有油、气分离器和计量仪表，对油、气分别进行计量，然后将油、气经管线用泵输到中转站。井场和干线上均取消了加热炉，管线保温靠掺热水或热油来解决。1973年在喇嘛甸油田首先采用井口加热小站流程（纯油区）和掺热油流程（在过渡带）。1976年在杏树岗油田十三区和葡萄花油田采用了热水伴随（热水管线与集油管线并列）流程。1979年后开始采用了双管掺活性水流程，中转站加热的活性水用泵打到计量间和井口，与井口出来的原油混输到计量间、中转站，起到保温、降粘的作用。油、气进入中转站后，进行油、气初步分离、脱水，然后用泵输至联合站，进一步进行油气分离、脱水，然后将净化油用泵输到油库，经管线或装车外输。天然气输到集气站或压力站进行初加工，然后输送给用户。
到1985年，大庆油田共建成投产计量间719座，转油站276座，计量站144座，联合站44座，油库6座，油库储油能力达23.797吨。总外输计量站1座，年输油4480万吨以上。共建集油管线14314公里，输油管线1890公里。
原油外输，主要靠管道输送和铁路装车输送。1960年 4月，在萨尔图油田第一口油井萨66井和高台子油田建成集油设施，用罐车拉油送到用户。1960年 3月建成大庆第一座油库——东油库，当年6月1日用临时设施装油发出了第一列车原油，以后建成了装油单侧栈桥 427米、装油鹤管119个。1961年7月西油库投产，与东油库一起承担起大庆原油经铁路装车外运的任务。从1963年开始，东油库承担起经输油管道向大庆炼油厂供油的任务。1973年 9月，从东油库发出了向日本出口的第一列车原油。1965年后，南二油库、南三油库相继建成投产，也承担了铁路装车外运原油的任务。
1974年，大庆油田至秦皇岛长距离输油管道全线投产后，东油库、南一油库、南二油库停止铁路装车外运，仅保留西油库、南三油库的部分原油仍由铁路装车外运，原油基本上改为管道外输。在大庆油田内部的外输干线有从采油一厂东油库至大庆炼油厂；采油二厂南七联合站至大庆炼油厂；采油四厂南三油库至林源炼油厂；北油库（采油六厂、三厂）至喇嘛甸黑龙江石油化工试验厂；采油四厂总外输计量站至东北输油管理局的太阳升首站；采油七厂葡一联至太阳升首站等。以上大庆内部输油干线1985年共输原油5327.6万吨。
（二）天然气集输
大庆油田有丰富的天然气资源，大部分是原油伴生气，是发展石油化工的宝贵原料。天然气集输流程随着原油集输流程的建设而建设起来，1975年以前，大庆油田以原油生产为主，没有更多的资金和力量投入发展油田气的初加工和利用工程。当时除约有 20万立方米/日的油田气输到大庆炼油厂生产合成氨和制氢外，全部油田气用于油气集输管线的保温和工业及民用燃料。1976年以油田气为原料的年产30万吨合成氨装置投产，开始了油田气利用的新阶段。之后，随着乙烯原料工程的建设，促进了油气集输技术和初加工技术的发展。并日趋完善。
截止1985年底共建成浅冷压气站4座，500号浅冷油、气处理装置3座，原油稳定装置4座。增压集气站 7座，大罐抽气装置2套，地下气库 2座。累计建成集气管线323.3公里，输气管线184.5公里，集气能力达358万立方米/日，年外输天然气65245万立方米，轻烃年生产能力达21万吨（实际生产15.4万吨），原油稳定年处理能力达2450万吨。
1、主要压气站和集输气干线
（1）红岗压气站
天然气公司红岗压气站位于大庆杏树岗油田，占地面积9万平方米，建筑面积为4.9万平方米，投资804万元。
该站建于1969年，当时隶属大庆石油化工总厂，有两台苏联产 87K型压缩机和一套小型天然气净化装置，任务是为大庆石油化工总厂输送天然气。1974年转交天然气公司管理。1975年5月设备报废，当年10月改造工程竣工，1976年1月17日投产。全站设有 3个主要生产工段，有设备144台。站内管线总长7公里。建成日处理天然气60万立方米、年产轻烃1.12万吨的生产能力。
（2）北区压气站
天然气公司北区压气站始建于1974年，1976年10月竣工投产。
全站占地面积7.5万平方米，建筑面积3660平方米，投资1500万元。有各种设备151台。建成日处理天然气60万立方米、年产轻烃2.32万吨的生产能力。
（3）喇嘛甸压气站
天然气公司喇嘛甸压气站，占地面积10.5万平方米，建筑面积8532平方米，投资2201万元。
1974年10月6日破土动工，1976年7月19日正式向大庆化肥厂供气。站内设有气体净化、气体压缩、水处理加药实验等岗位。主要产品是净化天然气，同时生产净化轻烃液化石油气。建成了日处理天然气120万立方米，年产轻烃2.69万吨、液化气1000吨的生产能力。
（4）南区压气站
天然气公司南区压气站，1965年4月兴建，投资517万元，1969年 8月19日投产，当时附属于大庆炼油厂，1974年划归天然气公司。建成日处理天然气30万立方米，年产轻烃1.12万吨的生产能力。
2、地下储气库
（1）喇嘛甸油田北块地下储气库
该库有10口气井、2口代用井。设计要求日注采气能力60万立方米。
1983年7月开始试验注气，截止1985年累积注气2897万立方米。
该库于1975年7月开始采气，到1985年末累计采气66456.79万立方米，采出程度41.7％。
（2）萨尔图油田一号地下储气库
该库位于萨尔图油田中部，由于中 7—21井断层切割，把气库分为北、中两块，仅动用了北块。
北块有井5口，储气库面积1.05平方公里，气井井深一般为 708.2—794.8米，贮气层厚度3.3米，贮气能力达3900万立方米。
1969年至1970年两年中，气库利用中 5—23气井、中3—24气井进行了试注试采。1975年4月储气库正式投入注采气试验生产。截止1985年底，累计注气42122万立方米。
（3）萨尔图油田二号地下储气库
该库位于萨尔图油田构造顶部。南北长 5.1公里，东西最大宽度 3.8公里，地下储气面积8.4平方公里。共有气井7口，代用井4口。气层平均埋藏深度 693米，含气砂层平均厚度为1.7米。当气库恢复到原始地层压力时，气库总容量达1.36亿立方米。
3、乙烯原料工程
大庆乙烯原料工程是经国家批准的重点建设工程之一，1978年国家计委以计字 （1978）526号文件下达了《关于大庆三十万吨乙烯及原料工程设计任务书的批复》，1979年10月大庆16套乙烯原料工程破土动工。
1980年10月，由于国家调整了基本建设项目，大庆乙烯原料工程除大庆油田16套引进装置继续施工外，其余工程项目均停止建设。1981年 9月，国务院批准国家计委《关于大庆三十万吨乙烯工程建设的请示报告》，决定继续全面建设大庆乙烯原料工程。
1981年 4月，将14套一期工程引进装置由原来所在的采油厂移交天然气公司管理，负责装置的安装、试运投产、生产管理等一系列工作。
14套引进装置共有设备789台，其中动设备320台，静设备469台。1983年底 14套引进装置全部安装试运，投入试生产。到1985年底，累计生产轻烃39.1万吨。
（三）油气计量
大庆油田的油、气生产量和外输销售量计量，包括井口、站、库和外输口计量。
1、井口计量
1960年初，曾采用木桶、方池子直接量油，由于这种方法是在没有压力的条件下量油，与正常生产条件差别很大，计量数据准确性差。当时还研究试验过用浮漂法、虹吸法量油等，但都不理想。同年下半年，油田设计人员根据连通管原理，研制出玻璃管量油法和 V型管放空测气法，经试验获得成功。玻璃管量油法和放空测气法，是一种抽样计量法，均要有不同规格的油、气分离器与之配套。原油从井口出来首先进入分离器进行油、气分离，分别对油和气进行计量。这种方法计量数据较准确，得到广泛采用。
1965年，单玻纹管压差计测气法试用成功，取代了放空测气法。
1969年，翻斗分离器研制成功，它与计数仪表配套进行单井计量，可连续计量油井的产液量。
1970年后，油气集输流程由萨尔图流程过渡到小站流程。小站流程的单井计量由原在井场计量集中到计量间分别计量。1970年到1975年建成的计量间（站），产油量仍用玻璃管或翻斗计量，产气量改用CW双玻纹管压差计计量，1976年以后产油量改用齿轮流量计计量，产气量仍用双玻纹管压差计计量。截止1985年底，实行玻璃管量油的井有4980口.翻斗量油井 599口，流量计量油井2793口，其它66口，绝大部分井采用双玻纹压差计测气。
2、站、库计量
1965年以前，大庆油田原油站、库是采用立式金属罐和铁路罐车计量法。1965年开始引进日本、英国等国家生产的齿轮流量计、涡轮流量计、罗茨流量计和电子液面计等计量仪表。在西一油站、南四联、南二油库等站、库进行试验，后因“文化大革命”和缺少货源而中断，站、库仍采用大罐和槽车检尺法计量。
1971年成立了标准计量处，加强了对计量仪表的检修、标定和管理工作。1973年试制成功并推广应用 Dg250罗茨流量计，并相继研制成大口径、高压、高精度成套计量仪表，陆续推广应用。1975年又推广 Dg300腰轮流量计，并不断健全了计量管理机构，完善了维修、检校、标定系统。
油、气站的天然气计量。1968年南区压气站建成投产，并配套建成了净化气计量装置。1979年以后，集气和油、气初加工处理站陆续建成投产，1983年在大庆化肥厂计量间建起了以计算机处理的净化气计量装置。净化气计量技术初步实现了以孔板气流量计为主的仪表化计量，油田各采油厂所辖油站均采用了孔板流量计对未脱水、脱油处理的天然气进行计量。截止1985年底，大庆油田实现了站站有计量。净化气实现了分装置进行计量，天然气计量达到全部仪表化。
3、原油总外输计量站
1976年2月，大庆总外输计量站建成，原油计量分高压侧和低压侧两部分。低压侧3条来油线上装了11台LL—300腰轮流量计，6套双管振动式密度计，以及相应的二次仪表。1976年 5月通过试运。1977年2月和9月国家计量局组织进行鉴定和复检，同年10月石油部又组织全国48个单位的代表来大庆油田参加“大庆总外输计量站成套计量仪表鉴定会”，认为这套计量仪表精度达到国家要求，可正式投入运行。高压侧安装了9台LL—300腰轮流量计，但未投产。
截止1985年底，大庆油田有一级计量点 8个，安装各种流量计31台；二级计量点12个，安装各种流量计44台；三级计量点33个，安装各种流量计711台；四级计量点221个，安装各种流量计339台。全油田厂、矿计量率达87.9％，小队计量率达 93.2％。一、二、三级计量装表率和周期复检率均达100％。
