第一节 萨尔图油田 萨尔图油田位于大庆长垣北部的萨尔图构造，属短轴背斜构造油藏，含油面积462.9平方千米，地质储量25.7亿吨。萨尔图构造轴向北东22度，南窄北宽，长轴32千米，短轴14～22千米，闭合高差600米，东翼缓（倾角2～5度），西翼陡（倾角3～14度）。
该油田在开发过程中划分为中、南、北三部分，分别由第一、第二、第三采油厂开发管理。
一、萨中开发区 位于萨尔图油田中部，辖区北起北一区一排，南至南一区三排，南北长9.7千米，东西宽18.9千米，北宽南窄，东翼缓，西翼陡。全区断层约80条，多分布在西部，均为正断层，断层走向多为北西－南东向。面积161.25平方千米，地质储量12.275亿吨。萨中开发区属大型陆相砂岩油藏，油藏的边水不活跃，油层埋藏深度700～1200米，沉积环境为河流———三角洲相，主要为砂岩和粉砂岩。油层自上而下为萨尔图油层、葡萄花油层、高台子油层，共分为10个油层组、43个砂岩组、144个小层，158个沉积单元。
萨中开发区原油比重0.86，地面黏度20.4毫帕·秒，凝固点23.2摄氏度，含蜡量23.4％，含胶量15.0％，含硫量0.07％，原油地下黏度8.8毫帕·秒，原始油气比70.8立方米／吨，天然气比重0.672，甲烷含量86.9％，油田水属重碳酸钠水型。
1960年5月，萨中开发区投入开发。至1985年底，共钻井2951口，其中投产油井1760口、水井678口、待投产506口、未用投资井7口；投产联合站6座、中转站57座，计量站173座；日采油34560吨、注水11万立方米；年采油1172万吨、注水4055.13万立方米，累计采油20167.17万吨、注水52730.43万立方米。
1985年起，萨中开发区以细分开发层系为重点，按250米井距对萨、葡油层进行井网加密调整，使井网密度由9.5～8.8口／平方千米提高到23.1～23.8口／平方千米；原行列注水地区井网密度由7.8口／平方千米提高到15.7口／平方千米。所调整区块采油速度由0.65％～0.75％提高到1.1％～1.3％，萨、葡油层的采油速度由0.75％提高到0.93％，全区年产油量达到1480万吨。根据水驱特征曲线计算，采收率提高7.14％。同时，油井转抽全面推进，到1987年，油井机械采油率达76％。转抽后，油井生产压差增大89％，产液量年递增约12％。尽管如此，一次加密调整未能从根本上改变薄差油层动用状况。1991年，萨中开发区着手二次井网加密调整，在以后数年间二次加密井增至2062口，年产油量达到全区的19.5％，油田采收率提高约5％。同期，根据大庆油田在老区实施“稳油控水”系统工程的总体部署，萨中开发区在中区西部和南一区丙块开辟示范区，进行综合调整试验，并逐步在全区进行“注水、产液、储采”结构调整。到1995年底，油田水驱效率提高3.97％，产油量稳定，阶段性含水上升率控制在0.24％，较之实施结构调整前下降0.96％；产液量由年递增10.75％降至2.34％。
1996年，萨中开发区综合含水达到81％，进入高含水后期开采阶段。4月，在萨中3个区块一类油层葡一组首次实施聚驱采油，之后逐步扩大聚驱规模。1999年，着手实施三次开发调整，中区东部、东区、北一二排和南一区（二三次加密结合）经加密调整，薄差油层开发效果得以进一步改善。同时，在北一区及北一二排西部等4个区块进行多学科研究和综合治理，在南一区2排平25水平井进行曲流河点砂坝厚油层顶部的薄差层挖潜，初期日产油110吨、含水10.6％，当年产油2.49万吨，取得了特高含水期水平井挖潜的成功经验。
2001年以后，萨中开发区以控水挖潜为核心，实施精细调整。水驱领域优化产液结构，对北一区及北一二排西部等4个区块实施注采系统、二三次加密、细分注水调整，并通过多学科综合治理，使注水量与产液量增长率、自然递减率、含水上升速度得以有效控制，开发效果明显改善。三采领域创新聚驱提高采收率技术，做到聚前深度调剖、分层注聚以及聚驱全过程跟踪调整。聚驱区块应用超高分子量及高浓度高用量技术、分注技术，2003年开始实施二类油层聚合物驱工业化推广及三类油层“两三结合”（三次加密与三次采油结合）先导性试验，并对二次开发示范区、长关井治理区进行精细储层描述；开展聚表剂、蒸汽吞吐等多种方法的聚后提高采收率攻关和现场开发试验，油田开发整体水平稳步提高。到2005年，萨中开发区实现1000万吨以上持续稳产32年，累计采油4.918亿吨，稳居大庆油区开发区块“三甲”（最长开发时间、最高原油产量、最佳开发效益）之首，达到国内外同类油田开发先进水平。
截至2005年底，萨中开发区动用含油面积161.25平方千米，动用地质储量12.2750亿吨，动用可采储量6.0740亿吨；共有各类井11067口（含油井6783口，注入井3839口）；年产油1262.76万吨，累计采油4.9179亿吨（1986～2005年，累计产油2.8538亿吨），采油速度1.03％，采出程度40.06％，采出可采储量的80.96％；综合含水90.67％，年注水14428万立方米，累计注水24.5432亿立方米（1986～2005年，累计注水19.5284亿立方米），年注采比1.05，累计注采比1.03，地层压力9.03兆帕，总压差－1.71兆帕；聚驱采油区块11个，空白水驱区块3个，试验区块10个，总面积116.8平方千米，动用地质储量2.4043亿吨，有油水井2831口，累计注入聚合物等三采溶液20259.7万立方米，聚驱年产油连续8年保持300万吨以上。
二、萨南开发区 萨南开发区位于萨尔图构造的南部，北起南一区丁四排，南至杏一区丁一排，开采萨、葡、高油层，面积182.85平方千米，地质储量7.289亿吨。过渡带两翼不均衡，东翼缓而宽，西翼陡且窄。断层均为正断层，共有103条断层，大部分集中在构造西翼和轴部。储油层沉积环境为河流三角洲及浅湖盆沉积，沉积厚度在550米左右，储油层为萨尔图、葡萄花、高台子油层，划分为9个油层组、41个砂岩组、134个小层，萨、葡、高一组油层分布全区，高二组到高四组油层分别在南七区至南三区以南尖灭。属三角洲分流平原相的葡一组油层，是萨南地区储油条件最好的油层。
萨南开发区原油地面比重为0.8589～0.8733，原油地面黏度为18.1～33.7毫帕·秒，原油地下黏度为7.3～10.1毫帕·秒，含蜡量为22.3～30.7％，原始油气比为43.6～47.6立方米／吨，原始地层压力11.67兆帕，天然气比重在0.67左右，其中甲烷含量约为84.9％。
1967年7月，萨南开发区投入开发。至1985年底，共钻井2003口，其中投产油井1274口、水井628口、待投产井84口、未用探资井17口；投产联合站9座、中转站44座、计量站141座；日产油29094吨、注水9.6万立方米；年产原油1003.42万吨、注水3685.45万立方米；累计生产原油15567.78万吨，累计注水38307.61万立方米。
1986年以后，萨南开发继续实施二次加密调整。到1987年，南二三区面积井网和萨东过渡带400米井距地区也进行一次加密调整；东部过渡带第四条带以及南二三区的高台子油层投入开发。高台子油层采用一至两套开发层系（高Ⅰ加高Ⅱ、高Ⅲ加高Ⅳ或高台子油层）开采，采用250米井距的反九点法正方形注水井网。通过高台子油层的开发和加密调整井的投产，以及老井综合措施的实施，全区年增产原油80～120万吨，从而保证了整个萨南开发区的高产稳产。1991～1993年，在南二三区面积井网东块和中块开始实施“稳油控水”示范工程，边试验、边总结、边推广稳油控水配套技术，实现持续稳产和综合含水连续3年负增长。1993年下半年，着手实施南四至南八区萨葡差油层的二次加密调整，南二三区高台子油层全面投产。当年全区产油量达到1083.45万吨的高峰。在高含水中期，萨南开发区先后对过渡带进行一次加密调整、南四至八区二次加密调整，还对南二三区面积井网开展二次加密调整和综合治理，均取得显著成效，连续14年保持1000万吨以上高产稳产。
1997年，萨南开发区进入高含水后期（综合含水达到80.15％），开始在南六区中块进行三次加密调整试验，以后逐步由南四到八区全面进行三次加密调整。1999年起，在南二区东部开展聚合物驱工业化生产，并进行驱替方式的调整工作，继而在南三区东部、南二三区西部和南四五区推广应用聚合物驱的三次采油技术。通过聚驱开发方案的个性化设计，提高聚驱井网对砂体的控制程度，优化注入参数设计，聚驱开发效果显著，四个工业化应用区块采收率升幅均比预测结果高2.2％～4.8％。其中，南二三区东部采收率比水驱提高14.88～13.95个百分点。2001年起，针对产量逐年下降的态势，水驱区块进行现井网注采系统适应性研究，逐个开展加密井网的注采系统调整，并通过调整注水井工作量和注水井设施改造，增加全区注水量，以保持注采平衡，使注水结构与产液结构得到调整，自然递减率得以有效控制，含水上升速度有所减缓。同时，聚驱开发力度不断加大。到2005年，萨南开发区共有聚驱开发区块6个，三次采油试验区块4个，面积80.04平方千米，地质储量10721.66万吨，共有注入采出井1479口，年产油307万吨，占全开发区产油量的34％左右。
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截至2005年底，萨南开发区累计采油3.6亿吨（其中1986～2005年，累计产油2.0476亿吨），约占大庆油田同期总产量的20％；含油面积182.85平方千米，动用地质储量7.2898亿吨，动用可采储量4.5221亿吨；拥有各类井8812口（含采油井5484口、注入井3182口），年产油924.21万吨，采油速度1.27％，采出程度49.4％（创大庆油田采出程度之最）；综合含水为89.26％，年注水9370.6万立方米，累计注水17.5061亿立方米（其中1986～2005年，累计注水13.4668亿立方米），年注采比1.06，累计注采比1.07，地层压力9.42兆帕，总压差－1.36兆帕；累计注入聚合物等三采溶液8764.48万立方米。
三、萨北开发区 萨北开发区位于萨尔图油田北部，南部与萨中开发区北1－1排分界，北和东到油田过渡带，西至喇、萨油田储量分界线。构造南北长9.5千米，东西最宽处17千米，面积118.8平方千米，地质储量6.129亿吨。断层均为正断层，多为北西走向，过渡带面积51.6平方千米，占全区的43.4％。油层埋藏深度为900～1200米，主要发育萨尔图、葡萄花、高台子三套油层，可分为8个油层组、35个砂岩组、99个小层，其中高台子油层仅发育高一组至高三组油层。
萨北开发区原油比重0.865～0.89，地面原油黏度16.6～90毫帕·秒，地下原油黏度8.2～10.4毫帕·秒，原油含蜡量23.4％～32.04％，含胶量19％～23％，含硫量<0.2％，凝固点22～30摄氏度，具有黏度较高、比重较大、凝固点高的原油性质，原始地层压力在10.8～11.8兆帕，原始饱和压力在9.77～10.09兆帕，地饱压差较小。
1963年10月，萨北开发区投入开发。至1985年底，共钻井1579口，其中油井1044口、注水井409口、未利用探资井3口、待投产井62口；投产大型联合站7座、中转站44座、计量站112座；日产油25015吨、注水12.12万立方米；年产原油823.39万吨、注水4010.52万立方米；累计生产原油12250.57万吨，累计注水33261.82万立方米。
1986年，进入高含水后期（综合含水达到80.72％）的萨北开发区，进一步推进开采方式的调整———油井自喷转抽，合理调整注采系统和压力系统，着力控制成片套损区扩展，并适当调整采油速度，年产油量逐步下调。1987年，在萨、葡油层合采合注的北三区一排至三排间，开始加密调整，开采萨尔图、葡二组及以下油层。1988年，过渡带四条带地区投入开发，采用350米井距且排距不等的四点法面积注水井网。同期，小井距试验区与厚油层试验区开展注聚合物、注胶束溶液及调剖剂试验，并在北二区东部6口注水井的萨Ⅲ3～7油层进行注天然气试验，在东部过渡带油井进行热力采油试验。
1990年底，萨北开发区完成一次加密调整，占全区含油面积45％的过渡带也全部动用。1991年，开始全面实施二次加密调整，以改善薄差油层的动用状况。北二区东部开辟“稳油控水示范区”，着手实施“稳油控水”系统工程、寻找“聪明井”“3、6、9、10”措施（喇萨杏油田油井堵水，自喷井转抽、老井压裂和调整井初期开井日增产或产油量分别达到3、6、9、10吨）增产工程，以及全区性“注水、产液、储采”结构调整；纯油区西部的成片套管损坏区，则开展更新、加密调整，并同步推进更新井钻井、投产工程与北三区西部和北二区西部萨尔图油层的加密调整。1994年，在北二区东部开展密井网试验，井网加密到90口／平方千米，寻求三次加密的可行性。至1995年，产油量持续稳定，油田综合含水只上升0.67％，全区储采比保持在12.5以上。是年底，萨北开发区开始聚驱工业化采油，而后在纯油区全面推广，并在过渡带及二类油层进行聚驱试验。同时，开展多种表面活性剂的三元复合驱油试验及泡沫复合驱油试验。由于全区注采平衡，压力系统调整合理，地层压力于1996年恢复到接近于原始状态。1997年，萨北开发区完成二次加密调整。1999年，萨北开发区综合含水达到90.17％，成为继喇嘛甸油田之后又一个进入特高含水期的老区。为此，在经过精细地质研究的基础上，实施注采系统调整，并进一步深化结构调整。2000年以后，北三东、北二西两个主体区块实施三次加密、注采系统调整，以及过渡带整体扩边挖潜，水驱自然递减率始终控制在9％以内，含水上升率保持0.6％左右，整体开发效果出现良好态势。
2001年，萨北开发区聚驱开发规模进一步扩大，三元复合驱技术也进入工业化试验阶段。2002年以后，水驱领域以多学科油藏研究为先导，完善周期性注采技术，其应用规模也逐步扩大。聚驱领域发展完善聚驱个性化调整技术，提高聚驱控制程度，使平面、层间开采矛盾得以缓解；二类油层聚驱加大分注、调剖力度，优化注采参数，使整体效果得以改善；开展了聚驱后蒸汽热采、微生物调驱等一系列旨在进一步提高采收率的先导性试验。至2005年，萨北开发区聚驱区块达到10个，含油面积65.69平方千米，动用地质储量10846万吨，占总储量的17.7％；三次采油量连续8年保持170万吨以上，最早开展聚驱工业化生产的北二区西部东块，提高采收率17.4％，成为大庆油田聚驱效果最好的区块之一。
截至2005年底，萨北开发区动用含油面积118.8平方千米，动用地质储量61290万吨，可采储量27942万吨；共有油水井5203口，井网密度43.8口／平方千米。其中油井3021口，注入井2156口，年产油量达到435.16万吨，采油速度0.71％，累计采油2.3461亿吨（其中1986～2005年累计产油1.1555亿吨），采出地质储量38.38％，采出可采储量的83.69％；综合含水92.6％，年注水量6075.59万立方米，累计注水14.9369亿立方米（其中1986～2005年累计注水11.5898亿立方米），年注采比1.09，累计注采比1.08，平均地层压力11.01兆帕，总压差－0.32兆帕；累计注入聚合物等三采溶液9308.42万立方米。
