第一节　三肇地区油田

　　三肇（肇源、肇州、肇东）地区油田包括宋芳屯、升平、徐家围子、永乐、肇州、榆树林、卫星油田，地质构造属于“三肇”凹陷。其西北连接大庆长垣，东南比邻朝阳沟阶地。“三肇”凹陷是松辽盆地中央坳陷区内面积约5575平方千米的二级负向构造，包括西北部的宋芳屯鼻状构造、南部的模范屯鼻状构造、东北部的升平鼻状构造、东部的尚家———榆树林鼻状构造4个三级正向构造单元，以及升西向斜、徐家围子向斜、杏山向斜及永乐向斜4个负向构造单元，是已勘探开发程度较高的富油凹陷。断层比较发育，发育多种油藏类型，主要储油层是下白垩统姚家组一段葡萄花油层，以及下白垩统的泉头组三四段的扶余、杨大城子油层。葡萄花油层属于三角洲分流平原相———三角洲前缘相沉积，物性较好，为中、低渗透油层；扶余油层属于三角洲前缘相与分流平原相沉积，杨大城子油层主要为河流相沉积，物性较差，为特低渗透及致密油层，其顶部断层发育522条。

　　一、宋芳屯油田

　　宋芳屯油田位于大庆市肇州县和安达市境内。东西宽17千米，南北长38千米。主要油藏类型属被断层复杂化的构造油藏和岩性油藏，东西翼斜坡带含断层遮挡油藏及砂岩上倾尖灭油藏。原油性质较大庆长垣明显变差，地面原油性质具有比重大、黏度高、凝固点高、含胶量高等特点。宋芳屯油田包括原模范屯油田，其葡萄花及扶余油层探明石油地质储量11668.55万吨、经济可采储量2749.09万吨，探明含油面积404.12平方千米。宋芳屯油田由第八采油厂开发和管理。

宋芳屯油田地面生产系统平面图　图－11

　　1986年9月，宋芳屯油田南部祝三试验区投产。至此，该油田共建成油水井118口，年产油7.28万吨。1988年后，在芳707井和芳17井区继续少量布井，产量有所增加。到1991年，年产油量仍徘徊在10万吨以内。1992年以后，随着地震岩性预测技术和高分辨率处理解释断层的识别技术趋于成熟，油田开发步伐加快，年钻井量陡增至几百口。1993～1995年，芳6井区、芳907井、芳507井区投产，其中后两个井区同步注水。通过芳607井区小井眼注采试验与探索，完善了“五小”抽油举升配套技术和小管、小注水井口注水技术。1996年11月，州16井区葡、扶合采试验区投产油水井13口。1997年，宋芳屯油田总井数增至1142口，年产油量达84.18万吨。期间，针对油井见水后含水上升快、产量大幅递减的问题，祝三试验区和宋芳屯试验区分别进行了注采系统调整和井网加密调整。1999年，油田含水上升率达3.31％，综合递减率达16.7％。面对产量降低、耗能增加的不利局面，宋芳屯试验区在21口油井成功进行提捞采油试验的基础上，2000年投产的芳148区块依据油层和产能状况，只建注水管网，油井提捞采油，既节省投资，且使难采储量得到动用。在祝三试验区芳130－58、芳136－42井组开展交联聚合物深度调剖试验并取得成功，试验井日产量增加5吨，综合含水下降至73％。同时，在升155、芳708、芳907和芳908小井眼井区成功进行周期注水试验。同年11月，第八采油厂三矿经大庆油田有限责任公司授权，成立大庆模范屯油田有限责任公司，与肇州县天会油田开发有限公司合作开发原模范屯油田（石油地质储量3016万吨，含油面积146.3平方千米）。
　　2002年，芳48断块注气试验区首次试注氮气。2003年，在芳188－139、芳204－112等几口井开展二氧化碳驱油试验，就有效动用特低渗透油层的可行性进行了尝试。同时，在宋芳屯油田北部地区实施注水方案调整以及压裂、酸化、复合解堵等降压增注措施，有针对性地将反九点法面积井网注水调整为五点法面积井网注水；在祝三试验区、芳707井区进行加密与扩边；在南部的新区块进行注采系统调整。2005年，宋芳屯油田在芳6井和芳507井区钻加密调整井，与之配合转注老井，并整体调整芳148区块注采系统。由于适时采取调整和扩边等措施，产量递减和含水上升势头得以控制，至2005年，宋芳屯油田连续10年产油量保持60万吨以上。
　　截至2005年底，宋芳屯油田动用含油面积204.5平方千米，动用地质储量7133.9万吨，动用可采储量1783.47万吨；油水井总数1997口（含油井1388口、注水井609口），年产油61.86万吨，累计产油851.53万吨，采油速度0.98％，地质储量采出程度12％；年注水280.37万立方米，年注采比1.75，累计注水3162.51万立方米，累计注采比1.79；油田综合含水53.07％，含水上升率1.67％。

　　二、升平油田

　　升平油田位于安达市升平镇南部，构造位于“三肇”凹陷东北部。升平构造是被断层复杂化的鼻状构造，东西最宽7.5千米，南北最长15.5千米。由多种复合式油藏组成，主区为岩性———构造油藏，升13断块为岩性———断块油藏，其他还有升32断层———岩性油藏和升102断块油藏等。含油面积71.7平方千米，地质储量3934万吨（包括葡萄花及扶余油层）。葡萄花油层作为其主力油层，既薄且渗透率较低；地质储量为2448万吨，埋藏深度为1420～1550米。地面原油比重为0.8678，地面原油黏度平均为39.85毫帕·秒，地层原油黏度9.9毫帕·秒，原始油气比21立方米／吨，原始饱和压力4.9兆帕。另外，升南扶杨油层为渗透率特低、自然产能低的储层，砂体呈条带、断续条带和透镜状分布，规模小，连通差，平均空气渗透率1.1毫达西。
　　升平油田由第八采油厂开发和管理。
　　1987年10月，升平油田投产，采用350米井距的正方形井网。1989年4～10月，注水井始用反九点法面积井网注水。升南地区开辟面积为1.4平方千米的试验区，动用地质储量98万吨，布井14口，采用压裂方式完井，初期日产油8.1吨，但出现压力下降、产量递减“双快”的问题。1990年，升平油田注水50.59万立方米，产油36.55万吨，达到开发设计指标，并连续3年产量保持36万吨以上。升南开发试验区转注3口排液井，与其联通9口油井受效后，日产油量由1.9吨增至3.4吨。
　　升平油田转入注水开发后，笼统注水导致层间矛盾加大，油井含水上升加快，产量大幅递减。1993年，综合含水率达到34.67％，上升17.85个百分点，年产油量降至30.65万吨。为此，有针对性地实施以分层注水为基础的综合调整，使含水上升速度有所趋缓。1996年，着手调整注采系统，治理低压区块，含水上升率控制到3％以下。
　　1997年，钻建扩边井和加密井106口，并于当年底投产转注，新增动用面积8.1平方千米、地质储量546万吨。1998年，油井全面受效，年产量上升到27.57万吨，综合含水相对稳定。2000年，升132井区进行加密调整试验，钻建加密井54口（含水井8口）。2002年，加密井全部投产，正常生产的47口采油井初期井均日产油3.5吨，综合含水42.8％，达到设计指标，但油田采油速度仍只有1％左右。同期，升南开发试验区单井日产液量降至3.5吨以下，综合含水约28％。由于后期注水不足，致使70％的油井供液差，间歇出油，试验区日产油量只有7～10吨。
　　2003年，钻建扩边井31口（含水井5口），投产后的26口油井均达到设计指标。2004年，升541－升155井区也进行加密调整，全油田增布加密井与扩边井117口，油田主力区块井距缩至248米，井网密度达到12.34口／平方千米。2005年，该油田进一步实施分层注水调整和周期注水，并在升155区块开展复合离子聚合物调剖试验，但原油年产量仍降至11.75万吨。

升平油田地面生产系统平面图　图－12

　　截至2005年底，升平油田动用含油面积47.0平方千米、地质储量2546万吨、可采储量730万吨，油水井总计534口（含采油井356口、注水井178口），累计产油445.73万吨，采油速度0.48％，采出程度1.58％；年注水82.71万立方米，累计注水1333.87万立方米，年注采比2.72，累计注采比18.21；油田综合含水56.93％。升南开发试验区平均单井日产油0.6吨，采油速度0.19％，采出程度7.08％，综合含水58.6％。

　　三、徐家围子油田

　　徐家围子油田位于肇州县和安达市境内，其构造位置属于“三肇”凹陷北部升平构造向南延伸的徐家围子向斜西坡，东西最宽5.6千米，南北最长6.8千米。小断层发育，是由众多微幅度构造控制的岩性油藏。其中徐20－30井区为岩性断层油藏，徐10井区为岩性油藏，徐1、徐3井区为岩性构造油藏。油田含油面积30.4平方千米，地质储量860万吨。开发目的层为姚家组一段葡萄花油层。地面原油黏度平均35.9毫帕·秒，原油比重0.865，地层原油黏度平均9.36毫帕·秒，原始气油比18.87立方米／吨。
　　徐家围子油田由第八采油厂开发和管理。
　　1996年11月，该油田投入开发，同步投产投注油水井40口。注水10个月，油井全面见效。1998年，通过压裂改造，产油量达到4万吨，注水量达到10.31万立方米。经3年开发，油田采出程度达到10.01％，采油速度保持2.82％以上。但由于油水同层发育，含水大幅上升。后经细分注水，含水上升过快势头得以控制，产量自然递减率却居高不下，1999年达12.7％，2000年降至2.88万吨。为此，从储层精细描述入手，在徐3区块发现大面积油藏的基础上，年投产投注油水井60口。2002年又投产投注36口油水井，终于使产油量和注水量同步增加，年产量增至7.94万吨。2003年，通过老区块注采系统调整以及薄差油层的压裂改造，年产量增至9.04万吨。2004年，在加强注水细分调整的同时，实施周期注水和酸化措施，油田注水质量得以进一步提高。2001～2004年，新增开发面积10平方千米，新增动用地质储量271万吨。2005年，产油量又回落到6.63万吨。但由于在徐家围子向斜及周边6个井区查明油气成藏的有利地带，经部署93口评价井和开发控制井，有26口井32个油层获得工业油流，新增探明地质储量3000万吨、含油面积137.09平方千米。
　　截至2005年底，徐家围子油田动用含油面积13.8平方千米、地质储量395万吨、可采储量97.8万吨；拥有油水井164口，其中油井118口、注水井46口；年产原油6.63万吨，累计产油51万吨，采油速度1.68％，采出程度12.91％，综合含水49.32％；年注水25.07万立方米，累计注水量153.86万立方米，年注采比1.61，累计注采比1.5。

　　四、永乐油田

　　永乐油田位于肇州县境内，区域构造位于“三肇”凹陷宋芳屯鼻状构造向西翼永乐向斜倾斜部分，以永乐向斜和大断裂为界划分成东西两块。开发的主要目的层为葡萄花油层，其次为扶余油层的扶一二组。永乐油田葡萄花油层以三角洲内前缘相沉积的水下分流河道砂和席状砂为主，多为宽条带或片状分布，平面连续性较好；扶余油层为河流———三角洲沉积，主力储层为分流河道砂和决口扇砂，以条带状或断续条带状为主，平面连续性差。探明石油地质储量15837.42万吨，含油面积501.35平方千米。永乐油田葡萄花、扶余油层地面原油比重平均为0.8645～0.8657，原油黏度平均31.9～36.8毫帕·秒；地层原油比重0.8028～0.821，地层原油黏度5.68～4.4毫帕·秒，平均原始油气比25～21.3立方米／吨，平均饱和压力5.2～5.24兆帕；地层水均属于碳酸氢钠型。
　　永乐油田的肇212、台105地区由第七采油厂开发和管理；肇291、台5地区由第八采油厂开发和管理；源13、肇261区块由头台油田有限责任公司开发和管理。

永乐油田地面生产系统平面图　图－13

　　1997年11～12月，肇291区块先期投入开发，同步投产投注油水井128口，建成产能10万吨。1998年，新井投产334口，其中小井眼试验井45口，建成产能25万吨，动用含油面积28.8平方千米，动用地质储量799万吨。1999年10～11月，州182井区投产投注油水井45口，开始试验性分注合采物性差异大、跨距长的葡、扶两套层系。2000年，台105地区和肇212地区投入开发，采用300米排距的反九点法面积井网注水，共投产油井247口、注水井65口，年产油10.59万吨、注水29.32万立方米。是年，该油田还试验性投产140口小井眼井。2001年，台5井区块投入开发，投产油水井47口；南部源13区块投入开发，年底有14口产量较高的井由捞油改为抽油，但由于其葡萄花油层东西向裂缝十分发育，致使部分油井遭水淹。2002年，肇291区块通过注采系统调整，产量递减与含水上升势头得到遏制。肇261区块投入开发，采用线状注水井网，油水井排距缩小到106米、175米、212米不等，注水井井距拉大为640米，油井排仍采用300米井距。肇261区块采用同步注水开发，储层物性较好的30口油井实行机采，储层物性较差的34口油井实行提捞采油。2003年，肇291区块加大注水井细分、浅调剖、注采系统调整力度，将反九点法面积井网注水改为五点法面积井网注水，并针对台5井区裂缝发育情况，将反九点法注水调整为线状注水。2003～2004年，台7－台601井区及葡361区块投入开发，投产投注油水井218口；台105及肇212地区在经过进行线状注水试验的基础上，着手实施细分注水和注采系统调整；源13区块进一步完善注采关系，实施线状强化注水。2005年，源141井区新井投产，并对部分井进行压裂，产液量和产油量同步上升；肇212地区开展井网加密调整试验，转注老井5口，加密油井15口，形成150米排距线性注水井网。
　　截至2005年底，永乐油田共动用含油面积115.3平方千米、地质储量3545万吨、可采储量862.1万吨，建各类井1832口（含油井1266口、注水井458口），年产油55.22万吨，累计采油413.58万吨，采油速度0.96％～2.18％，采出程度14.41％～7.45％；年注水246.23万立方米，累计注水1363.64万立方米；年注采比1.90～2.18，累计注采比1.69～1.96；油田综合含水61.68％～23.26％（其中肇291区块含水61.68％，已进入高含水采油阶段）。

　　五、肇州油田

　　肇州油田位于肇州县境内，区域构造位于中央坳陷区“三肇”凹陷南端的肇州鼻状构造，属于继承性发育的裕民—肇源—头台—新立鼻状构造群的局部构造。储油层为葡萄花油层和扶杨油层：葡萄花油层属于中孔、低渗油层；扶杨油层以条带或断续条带为主，平面连续性差，属于低孔、特低渗透油层。肇州油田含油面积384.78平方千米，地质储量18230.09万吨，可采储量3339万吨。
　　肇州油田芳483井区、州2～州211和州5区块、州19井区、州603区块，由第八采油厂开发和管理；州13区块内含6个小区块，面积167.3平方千米，地质储量7153.18万吨，由大庆油田有限责任公司与中亚石油有限公司合作开发与管理；肇25区块由榆树林油田开发有限公司开发和管理；州401区块隶属中国华油集团。
　　1996年8月，中国石油天然气总公司与加拿大皇朝能源有限公司签订《中华人民共和国大庆肇州油田州13区块开发和生产石油合同》，合同区面积22.8平方千米，地质储量1761万吨（其中葡萄花油层地质储量830万吨，扶杨油层地质储量931万吨），合作期限为30年。合同约定，投资回收前中方与外方分成比例为15∶85；投资回收后，按51∶49的比例分成。中方由大庆油田组成项目经理部，参与共同管理。1996年12月，该项目经中国对外经济贸易合作部批准实施，加拿大皇朝能源有限公司投资9511万元，钻井5口。1998年7月，州13（1～2）区块投入先导性试验，采用五点法面积井网，按400米井距布采油井4口、注水井1口，并进行总体开发方案设计。
　　1999年11～12月，第八采油厂所辖的肇州油田芳483井区采用300米排距的正方形井网布局，投产投注首批油水井100口（含油井73口、注水井27口）；州2～州211区块投产投注油水井29口，试验性合采葡萄花、扶杨两套油层。
　　2001年1月22日，州13区块总体开发方案经国家外经贸委批准实施。12月，州13（1～2）合同区块转让给香港中汇石油有限公司（皇朝能源有限公司仍保留其中4％的作业者权益）；州13（1～2）合同区块井网调整方案正式确定；大庆油田公司与香港中汇石油有限公司签订《中华人民共和国大庆肇州油田州13的（3～6）区块开发和生产石油合同》，合同区面积74.6平方千米，合同区内葡萄花油层地质储量930.5万吨，扶杨油层地质储量1778.3万吨。合同约定，投资回收期中方与港方的分成比例为30∶70，投资回收后中方与港方的分成比例为55∶45；合作期限为30年（合同自2002年2月起正式生效）。2001年10～12月，第八采油厂所辖的州5区块投产投注油水井50口；州2～州211区块扶余油层加密2口注水井，进行150米小井距注水开发试验，从而使该油田形成300米、212米、150米三种不同井距的注采井网。
　　2002年，香港中汇石油有限公司作为州13区块开发和生产合同的作业者，钻井15口。同年，肇州油田第八采油厂辖区开展水平井开发试验，肇55－平46井初期日产油48吨；芳483区块因局部严重水淹而调整注采系统，转注4口水淹油井；州19井区投产投注油水井48口。至2002年底，肇州油田动用地质储量461万吨、含油面积13.8平方千米，年产原油10.27万吨，年注水37.89万立方米。
　　2003年，香港中汇石油有限公司更名为中亚石油有限公司，州13区块1～2小区开始进行开发井钻井与地面设施建设，州13区块3～6小区总体开发方案编制完成，6月进入先导性试验阶段。

肇州油田地面生产系统平面图　图－14

　　2004年，肇州油田肇405、州603、州11等区块钻水平井15口，投产10口，平均单井日产油8.9吨，达到直井的3～4倍。同年7月，州13区块1～2小区投产投注油水井167口；3～6小区总体开发方案开始实施。
　　2005年，州13区块1～2小区进入生产期，开始滚动扩边开发，外方累计投资达11.8亿元，并于同年5月，收回全部投资，中方分成比例由15％增至51％。该区块年产油量达到29.87万吨（2003年为6万吨）。同年，大庆油田新时期“十大试验”之一的州201区块（含油面积2平方千米，地质储量95万吨）扶余油层有效动用开发试验启动实施，试验区分别采用“300米×60米”“400米×80米”井排距的开发井网以及“400米×100米”井排距的水平井与直井矩形开发井网，共钻井50口，钻井成功率达98％，平均单井钻遇砂岩厚度27.2米，有效厚度7.1米，有2口井压裂后实施捞油试采。肇州油田第八采油厂辖区建成面积达40.3平方千米的9个区块地质模型，并依此设计出36口水平井轨迹，综合应用随钻测井、录井、建模技术指导25口水平井钻机运行，使阶梯状水平井的平均含油砂岩钻遇率达到59.2％，并选择井眼轨迹近南北向的2口水平井，开展限流法压裂完井试验。
　　截至2005年底，肇州油田动用含油面积108.7平方千米，动用地质储量2944.84万吨，共投产油水井768口（油井557口、注水井211口），累计产油106.255吨，采出程度3.61％，采油速度1.18％，综合含水27.2％；累计注水293.31万立方米，累计注采比1.67。其中第八采油厂辖区投产油水井413口，累计生产原油68.2072万吨，采出程度5.65％，采油速度1.23％，综合含水34.19％；累计注水224.1675万立方米，累计注采比1.96；地层压力7.4兆帕，总压差－5.89兆帕。与中亚石油有限公司合作开发的州13合作区块投产油水井355口，累计生产原油38.0478万吨，综合含水20.2％；累计注水69.1422万立方米，累计注采比1.16。
　　肇州油田肇25区块和州401区块尚未投入开发。

　　六、榆树林油田

　　榆树林油田构造位于“三肇”凹陷东部斜坡，断层十分发育，均是近南北向为主的正断层。因岩性和断层因素的影响，油水分布较复杂，其油藏类型主要有岩性油藏、断层岩性油藏、断层遮挡油藏三种。榆树林油田的扶余、杨大城子油层可分为6个油层组、51个小层，其中的杨一组和扶一组为主力油层。探明含油面积260.9平方千米，探明石油地质储量11642.07万吨。
　　榆树林油田由榆树林油田有限责任公司开发和管理。
　　1991年10月，榆树林油田开辟树32井试验区，采用300米、212米及600米井排距的反九点法井网进行开发试验，投产大庆油田第一口水平井———树平1井。3个月后，试验区开始用反九点法面积井网注水，水驱控制程度逐步提高到66.7％。随后投入开发的树34井试验区和东16井区及其他区块，实现同步注水和早期分层注水。1994年投入开发的树2井区南部和随后开发的东18井区，因油层厚度大、储量丰度高且断层密度大，按250米井距布井，并通过灵活注水，使扶杨油层水驱控制程度达到60％～70％以上。
　　1995年5月，南部树2井区被确定为合资合作开发区块，当年树13断块投产油水井78口，建成产能5.67万吨。到1995年，树32、树34、树322、东16、东14、树162等6个井区投入开发，年注水121.35万立方米、产量达36.22万吨。
　　1998年，第十一采油厂与树2公司合并成立榆树林油田开发有限责任公司。是年，榆树林油田累计动用含油面积68.5平方千米、动用地质储量3853万吨，投产油水井797口，建成产能76.9万吨，产油48.01万吨，并在22口井实施二氧化碳泡沫压裂。1999年，东14井区开始试验性加密调整。随后，树322、树8和东16井区也陆续加密调整，到2005年，共钻建加密井49口。2000～2005年，榆树林油田优选东162、东16、东14、树2、东18、升382等8个区块，滚动钻井493口，钻井成功率保持98％～99.4％，建成产能22.08万吨；主力区块东160井区实施注采系统调整，转注水井排上的12口高含水井，形成线状注水，水驱控制程度提高15.7个百分点，产量递减势头得以有效控制。
　　截至2005年底，榆树林油田动用含油面积103.6平方千米、地质储量6836.08万吨、可采储量1295.77万吨，建油井1013口，开井811口，年产量40.01万吨，累计产油501.4万吨，采油速度0.65％，采出程度8.89％；注水井322口，开井197口，年注水107万立方米，累计注水1546.78万立方米，年注采比1.76，累计注采比2.01；综合含水22.3％；平均地层压力13.97兆帕。

榆树林油田地面生产系统平面图　图－15

　　七、卫星油田

　　卫星油田横跨大庆市、安达市，构造位于中央坳陷区“三肇”凹陷西北部的斜坡区，断层较发育，呈南北向条带排列展布。自西北向东南依次发育杏东构造群、太东构造、中内泡构造和永福构造4个三级构造、33个四级构造，含油面积73.80平方千米，地质储量4008.58万吨。
　　卫星油田由榆树林油田有限责任公司开发和管理；卫星油田卫11（即芳24）区块由第八采油厂开发和管理。
　　1999年9月，按照小油公司模式———自负盈亏运作———开发卫星油田，实行勘探开发一体化，即边勘探、边打井、边生产。主要开采目的层为葡萄花油层，合作区块含油面积45.51平方千米，地质储量2562.4万吨。当年投入开发卫1区，投产采油井86口、注水井4口，主要依靠弹性能量开采。2000年，卫2区投产油水井84口（含油井64口、水井20口）。2001年10月，卫2区转入注水开发。随后卫251区块投入开发，并钻建外扩井20口，发现其北部的新油层。2002年，在卫1区的芳33井区、卫21井区投产投注30口油水井，建成产能1.8万吨；老井区完善注采系统，实施以分层注水为主的综合调整，年产原油18万吨。由于油水同层发育（大部分为主力油层），注水见效后同层产液量增加，导致2003年含水上升较快。2004～2005年，卫星油田一批新井投入开采，主体区块年产油量突破20万吨，分层注水合格率及水质合格率分别提高到78.6％和76％，产量递减率和含水上升速度得以有效控制。同期，芳24（卫11）区块投入开发，建油水井179口。
　　截至2005年底，卫星油田动用含油面积18.2平方千米、地质储量2036.87万吨，建井504口（含油井393口、水井111口），年产油41.27万吨，累计采油118.75万吨，采油速度2.03％，采出程度5.83％；年注水65.61万立方米，累计注水176.41万立方米，累计注采比0.85；油田综合含水32.34％。

卫星油田地面生产系统平面图　图－16