第三节 齐家—古龙地区及其西部油田 齐家—古龙地区及其西部油田的地质构造，位于大庆长垣以西，开发范围包括齐家古龙凹陷、龙虎泡大安阶地、泰康隆起带和西部超覆带四个二级构造单元。主要开发目的层为黑帝庙、萨尔图、葡萄花、高台子和扶杨油层。西部地区的油田特点是，油气田面积小而分散，油气藏类型复杂，储层物性差，储量丰度低，自然产能低，还包含一些稠油油藏。
一、龙虎泡油田 龙虎泡油田位于杜尔伯特蒙古族自治县境内，探明含油面积346.7平方千米、石油地质储量5537万吨。
龙虎泡油田包括葡萄花油藏、高台子油藏、布木格区块、金251区块4个部分。其中，葡萄花油藏、高台子油藏由第九采油厂开发和管理；布木格区块、金251区块由方兴公司开发和管理。
（一）龙虎泡油田葡萄花油藏 区域构造位于松辽盆地中央坳陷区齐家古龙凹陷西侧，是龙虎泡红岗阶地北端的一个三级背斜构造。兼具多种性质油藏，萨一、萨二组以层状构造油藏为主，萨三组和葡一组以岩性油藏为主，全油田无统一油水界面。主要目的层为萨尔图、葡萄花、高台子油层，储层———萨尔图油层和葡一组油层———可分为4个油层组、41个小层，探明含油面积27.1平方千米、石油地质储量1316万吨、可采储量500万吨。原油物性较好，地面原油比重为0.8407（萨尔图油层）～0.8359（葡萄花油层），原油黏度14.8～10.5毫帕·秒，地层原油比重0.751～0.735，地层原油黏度2.45～2.50毫帕·秒，原始油气比75～79.5立方米／吨，原始饱和压力11.15～11.13兆帕。
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龙虎泡油田地面建设系统平面图 图－19 |
1985年，葡萄花油层首批开发井投产。到1986年底，投产油水井257口，产油19.36万吨，建成产能21.9万吨，并首创单管环状流程，利用油田气进行燃气发电，热电联供，开了外围中小油田能源综合利用的先河。1987年，葡萄花油层全面投入开发，为充分利用天然能量，延迟注水2～4年，实现一次采油采收率6.16％。1990年8月，葡萄花油层按反九点法面积井网全面转注且分层注水，首创在低注水量条件下耐高压、小卡距、细分层及渗镍防腐管柱的分注工艺，水驱控制程度达到62.3％（砂岩厚度）～63.5％（有效厚度）。1991年，按照五点法面积井网布局着手对注采系统进行调整。到1995年，转注23口油井，并遵循“分类研究、分类管理、分批动用”的开发原则，确定7个主力砂体、17个二类砂体、368个非主力砂体，对不同类型砂体采取不同做法，适时进行结构调整，使主力层得到合理开发，接替层和非主力层改善了出油状况。同时，对原含油面积以外的龙13—15井区和北块西部进行外扩，新增石油地质储量122万吨。1996年，龙虎泡油田被评为中国石油天然气集团公司高产稳产油田。
1996年以后，加大细分层注水和综合调整力度，每年压裂20多口井，年均增油1.78万吨，年产油量一直稳定在20万吨以上。1998年，龙20－15井区14口加密井投产，井距由300米缩小到212米，初期单井日产油3.4吨。同年，龙33排以北注水井转到龙二联，使龙一联与龙二联注水泵压上升1.1～2.3兆帕，使差油层吸水量增加，油层动用状况得以改善。到2000年，地质储量采出程度达到25.49％，油田综合含水69.89％。
2001～2005年，龙37排以北钻建加密井25口，在龙20－新21井区钻建一批扩边井；着手下调注水量，对高含水、高强度的油层实施周期注水，对注水强度和含水相对较低的小层增量注水；油井通过压裂、堵水、压堵或补孔，产量递减和含水上升速度有所减缓；通过储量核算，葡萄花油层地质储量由935万吨（1989年探明）增至1316万吨，可采储量为500万吨。
截至2005年底，龙虎泡油田葡萄花油藏动用含油面积27.5平方千米、地质储量1316万吨，建井383口（含油井250口，注水井133口），年产油12.07万吨，累计采油432.19万吨，采油速度0.92％，采出程度32.71％；年注水126.68万立方米，累计注水1869.45万立方米，年注采比1.54，累计注采比1.53；油田综合含水83.84％。
（二）龙虎泡油田高台子油藏 龙虎泡油田高台子油层主要分布在龙虎泡油田的北部及西部地区。高三组顶面构造按构造起伏变化可划分为西部单斜带、中部平台区、东部单斜带三个部分，其萨二组顶面构造属龙虎泡背斜构造的一部分。主要目的层为萨尔图油层和以高三组为主的特低渗透（<1毫达西）的高台子油层，储层连续性较好，物性差。油藏类型分别为构造———岩性油藏和层状构造油藏。含油面积346.7平方千米，探明地质储量5795万吨。高台子油层原油物性较好，地层原油比重0.7347，地层原油黏度1.4毫帕·秒，实测地层压力16.18兆帕（井深1691.5米），饱和压力9.74兆帕，原始油气比77立方米／吨。
1995年9月，北块西部龙21～12井区开辟高台子油层注水开发试验区，投产油水井11口。油井因自然产能低，经压裂改造后才出油；注水井因吸水能力差，经高压注水后，才形成一定的吸水能力。1997年，大批油水井同步投入开发，部分地区还超前注水。1998年，优选厚度大、物性相对较好的龙26区块投入开发，油井全部采用压裂投产，但因渗透率太低，难以建立有效的驱动体系，注水受效差，产量递减快。后改为捞油生产，平均单井日产油0.2吨。
1998年，在钻开发井过程中发现萨尔图油层，圈定其含油面积4.5平方千米，石油地质储量69万吨，平均单井厚度2.1米。于是，将开采高台子一套油层改为高台子与萨尔图两套油层合采、合注，但层间矛盾突显，萨尔图油层厚度与配注量分别占全井的36.8％和41.1％，而吸水量却达61.2％，致使注水后见效快，受效程度高，产油比例高达全井的66.9％。1999年，高台子油层开发步伐加快，到2000年，动用含油面积42平方千米、地质储量1311万吨，建井636口（含油井464口，注水井143口），年产量达28.39万吨，年注水量达166万立方米，并连续三年高速度开采。但其中储量占60％的高台子油层动用状况较差，吸水比例仅占45.4％，产出比例仅占31.4％；而且注采比低，含水上升快，产量递减率高。2001年，自然递减率达10.06％，到2003年增至20.64％。随后，通过细分注水、注采系统调整和整体调剖，转注14口井，合采区水驱控制程度有所提高，层间和平面矛盾及边水推进速度趋缓，油层动用状况有所改善。2005年老井自然递减率降至17.2％。
截至2005年底，龙虎泡油田高台子油层动用含油面积57.2平方千米、地质储量1577万吨、可采储量324.4万吨；建井617口（含油井455口，水井162口）；年采油16.57万吨，累计采油172.01万吨，采油速度1.05％，采出程度11.02％；年注水84.17万立方米，累计注水865.04万立方米，年注采比1.9，累计注采比2.11；油田综合含水51.52％。
（三）布木格区块 布木格区块位于龙虎泡油田西部，发育葡萄花、扶杨两套含油层系。葡萄花油层发育在该区块北部，砂体呈短条带状和透镜状分布，横向连通性差；扶杨油层发育在该区块南部，为特低渗透储层，砂体呈透镜状分布，规模小。含油面积15.2平方千米，探明石油地质储量468万吨。
1995年，布木格区块3口探井投入试采。1997年，该区块始钻开发井，1998年正式投入开发。1999年，油水井抢建投产47口，油井压裂开井，年产原油5万吨；注水井在采取油层保护措施的情况下试注，年注水11.45万立方米。到2001年，40口扶杨油层油井三年不受注水效果，单井日产油量降至0.4吨。于是，21口油井改为捞油生产，16口油井只好长期间抽，注水井也只能周期性注水。2002年，扶杨油层采油井全部采用捞油方式开采；葡萄花油层由于油层少、砂体小，且油水同层发育，产量递减与含水上升速度呈“双快”局面，致使整个区块年产量降至2.9万吨。2004年后，由于控制注水量，产油量下降，自然递减率达10％以上，综合含水由升转降。
截至2005年底，布木格区块动用含油面积7.9平方千米、地质储量234万吨、可采储量52万吨，建井101口（含油井77口、注水井24口），年采油1.69万吨，累计采油23.08万吨，采油速度0.72％，采出程度9.86％；年注水2.73万立方米，累计注水61.49万立方米，年注采比0.75，累计注采比1.35；油田综合含水50.3％。
（四）金251区块 该区块位于龙虎泡油田北端。开采高三、四组油层，含油面积60平方千米，探明Ⅲ类油藏地质储量1150万吨、可采储量219.6万吨。2004年4月投入开发。
二、杏西油田 杏西油田位于大庆市大同区，距杏树岗油田约7千米，是长垣外围最早投入开发的油田。构造位于大庆长垣西侧构造斜坡的鼻状构造，主要储层为萨尔图油层和葡萄花油层，埋藏深度1350～1600米，含油井段160多米。探明含油面积9平方千米、地质储量248万吨、天然气储量4692万立方米。原油性质与杏树岗油田相近，南块较好，平均地面原油黏度8.7毫帕·秒，地面原油比重0.8369；北块较差，平均地面原油黏度18.4毫帕·秒，地面原油比重0.8571。
杏西油田由第九采油厂开发和管理。
1986年，杏西北块靠天然能量历经近4年的开发，日均产油67吨，综合含水13.5％，采油速度2.2％，采出程度3.2％。随后，杏西北块实施边缘注水开发，转注7口边缘井，注水系统基本完善。到1987年1月，杏西南块日产油71吨，综合含水39.7％，采油速度2.03％。1990起，杏西北块再度陆续转注5口井，形成四点法面积注采系统。同时，对注水井实施压裂、注水泵改造等措施。通过调整，杏西北块产油量由降转升至37吨／日，综合含水控制在31.3％，采油速度达到1.32％。
1991年底，杏西油田综合含水达63.15％，进入高含水期。1992年，杏西南块首次钻建扩边井12口，单井钻遇含油砂岩厚度8.4米，有效厚度3.5米，新增动用储量44.9万吨。新井投产后，杏西南块日产油62吨，综合含水59.42％，含水上升率由8.74％降至－3.2％，采油速度达到1.33％。1994年7月，为完善注采关系，杏西南块转注4口井，水驱控制程度由52.3％提升至68.9％，水驱控制储量由71.7万吨提高到94.4万吨，产量最高峰时达到82吨／日，综合含水控制在61.27％。1996年以后，该油田实施增压注水，南部地区调整注采系统，并对集油管网及联合站流程进行了调整改造。随着注水时间的延长，油田主力层含水上升与产量递减速度加快。2001年，油井多层多方向见水，平均单井日产油1.4吨。2002年，经过精细油藏描述，南块边部再度钻建扩边井9口，初期单井日产油2.6吨，综合含水38.7％，由于部分外扩井处在油水过渡带的外缘，投产15个月后，低构造部位2口井含水迅速上升为全水。2003年以后，经过精细地质研究和剩余油分布描述，第三次钻建扩边井2口，并实施注水综合调整措施。
截至2005年底，杏西油田动用面积9平方千米，地质储量248万吨，共建油井43口，开井22口，日产油45吨，日产水213吨，综合含水82.48％，采油速度0.73％，累积产油67.39万吨（1986～2005年累计产油53.84万吨），采出程度27.17％，采出可采储量的76.58％；建注水井27口，开井13口，日注水394立方米，年注水15.24万立方米，年注采比1.96，累计注水372.08万立方米（1986～2005年累计注水363.73万立方米），累计注采比1.84。
三、齐家油田 齐家油田地处大庆市让胡路区，区域构造位于中央坳陷区齐家古龙凹陷北部西翼斜坡的齐北1号构造。含油范围内构造完整，无断层，主要储层为高台子油层的高二三组，其中高二组油层以边水层状构造油藏为主，高三组以底水块状油藏为主；含油面积0.9平方千米，地质储量155万吨。高台子油层原油比重平均为0.8597，原油黏度平均为27.9毫帕·秒。
该油田由第九采油厂开发和管理。
1985年，齐家油田投产金6井。到1986年10月，陆续投产4口开发生产井，产量达到设计指标。1987年6月，齐家油田依靠天然能量全面投入开发，油井达到14口，年产油4.55万吨，年底综合含水52.83％，含水上升率达7.11％。1988年，油田遵循“强采边部，控制中部；强采高二（组），控制高三（组）”的开发调整方案，实施堵水、补孔、调参及间抽等措施，含水上升速度得以控制，开发效果有所改善。但由于靠天然能量开采，产量递减率持续达15％以上。1990年，产量降至2.69万吨，综合含水升至70.18％。1991～1994年，针对底水锥进的问题，优化注水方案，分两批转注边部高含水井9口，完善环状注水系统；采取堵水或补堵等措施，治理中部高三组油层底水，底水锥进速度由3530立方米／月降至1259立方米／月，综合含水下降3.4个百分点。1995年产油1.46万吨，产油量递减率控制在10％以内。此后，进一步控制油井生产压差，抑制油井底水锥进，并实施周期注水，产量递减速度趋缓。2004年，年产量降至0.96万吨，综合含水81.09％，油田进入高含水后期。
截至2005年底，齐家油田动用含油面积0.9平方千米，地质储量155万吨，可采储量48万吨，建井17口（含油井9口，注水井8口），年产油0.88万吨，累计采油36.61万吨，采油速度0.57％，采出程度23.62％；年注水量达3.83万立方米，累计注水79.36万立方米，年注采比0.79，累计注采比0.62；油田综合含水82.93％。
四、金腾油田 金腾油田地处杜尔伯特蒙古族自治县境内，区域构造位于齐家古龙凹陷的金腾鼻状构造，系被断层切割形成的断鼻构造，是由多个受断层、岩性控制而叠合成的层状背斜构造油藏，油水层纵向上交叉分布。金17井区主要储集层为萨尔图油层及葡一组油层，均以席状砂为主，萨二三组还夹杂一些透镜状砂体，探明含油面积0.8平方千米、石油地质储量22万吨。该油田地面原油比重为0.8463～0.8601，地面原油黏度为27.9毫帕·秒，地层原油黏度为6.8毫帕·秒。
该油田由第九采油厂开发和管理。
1987年，金17井区块（含油面积0.6平方千米，地质储量37万吨）投入开发，采用300米正方形井网，投产生产井9口，主要开采葡萄花油层，初期年采油1.39万吨。由于依靠弹性能量开采，采油与产量递减及地层压力下降都很快，致使边水推进，含水上升。1988年，通过采取堵水、调小抽油参数等措施，后来又实施边缘注水，情况有所好转。1990年，金17区块开始注水开发。
1994年，金2井区投产油井5口（含代用井1口），初期日产油32吨，年产5426吨。由于靠天然能量开采，产量递减快。1995年起，金2井区开油井3口，日产油20吨。到1996年，金2井区日产油14吨，综合含水41.67％，地层压力降至7.23兆帕。1998年，金2井区日产油量首次降至10吨以下（9吨）。2002年以后，金2井区日产量保持5～3吨。
2005年实行储量套改，金17井区划归龙虎泡油田，金腾油田地质储量由59万吨缩减至22万吨，可采储量由11.3万吨缩减至5万吨，含油面积仍为0.8平方千米。
截至2005年底，金腾油田动用含油面积0.8平方千米，动用地质储量22万吨，可采储量5万吨；建成采油井5口（包括抽油井3口，捞油井2口），年采油0.11万吨，累计采油量3.68万吨，采油速度0.49％，采出程度16.75％；3口注水井已停止注水，油田综合含水62.5％。
五、敖古拉油（气）田 敖古拉油（气）田地处杜尔伯特蒙古族自治县境内，区域构造为位于松辽盆地西部斜坡区泰康隆起之上的一个三级鼻状构造，整个构造由北部塔8井起，向南端倾没于塔10井附近，被敖古拉大断裂切割成东西两部分。其储层为萨尔图、葡萄花、高台子油层，可进一步划分为萨零组、萨一组至萨三组、葡一组和高零组（相当于大庆长垣的葡二组）等39个小层。油（气）藏类型包括岩性油气藏、岩性上倾尖灭油藏、背斜构造油气藏、断层构造油气藏4种。探明石油地质储量990万吨，含油面积26.2平方千米。其原油性质比龙虎泡油田差，且纵向上差异大，萨零组与高零组油层的原油性质好于中间的萨一组至葡一组油层。地层原油比重为0.777～0.797，地层原油黏度3.4～6毫帕·秒，原始饱和压力6.8～7.9兆帕，原始油气比29.9～39立方米／吨；天然气性质均属于干气类型，有气层气、气顶气、溶解气三种。
1988年8月，塔2区块依靠天然能量投入滚动开发。到1990年，钻井40口，投产油井30口，开发萨零组岩性油藏（含油面积0.7平方千米，地质储量46万吨），日产油92吨，综合含水25.69％，采油速度0.48％，采出程度0.81％。同时，发现塔5井区的萨零组岩性气藏，含气面积0.7平方千米，天然气地质储量5400万立方米。随着开发规模的扩大，油层压力降速加快。于是，1991年起改靠天然能量开发为注水开发，并投产29口井，使塔2、塔5井区的井网得以完善，年产量达到4.4万吨，年注水0.65万立方米。1992年，敖古拉油田采用一套开发层系开采，塔5井区先开采葡、高油层，后续开采上部萨尔图含油气层。到1993年，该油田产量首次突破7万吨，并通过采取综合增产措施，年产7万吨以上持续稳产8年。随着油田全面注水开发，始现平面矛盾突出、含水上升快等问题。1997年，塔5区块实施局部注采系统调整，使其更趋完善，并采用五点法开发，先后转注6口井，促成油田持续稳产。
2000年3月，在对塔5区块萨尔图油层进行反复论证的基础上，把以往误认为气层的小层作为油层，先后对相应区域的9口油井和8口水井进行补孔，以接替葡萄花油层和高台子油层。2001年，塔2和塔3井区钻建一批扩边井，油田产能规模进一步扩大。2003年，该油田着手实施加密调整与综合治理，优化注水结构，使年注采比保持1.6～1.8。但由于油田进入高含水期，老井自然递减率与综合含水分别达到16.6％和78.58％，产油量持续下滑。到2005年，产油量只有3.66万吨。
截至2005年底，敖古拉油田动用含油面积9.6平方千米、动用地质储量431万吨、可采储量130.89万吨，建井126口（含油井76口，注水井50口），年产原油3.66万吨，累计采油101.68万吨，采油速度0.85％，采出程度23.59％；年注水40.79万立方米，累计注水499.6万立方米，年注采比1.74，累计注采比1.62；油田综合含水82.43％。
六、龙南油（气）田 龙南油（气）田位于龙虎泡油田南部，主要目的层为葡萄花油层和黑帝庙油层。含油面积19.7平方千米，地质储量536万吨，葡萄花油层发育良好，物性较差，油藏类型为岩性构造油藏，油水分布比较复杂，没有统一的油水界面。其地层原油比重0.753，原油黏度3.4毫帕·秒，实测地层压力22.1兆帕（井深1718.1米），饱和压力8.8兆帕，原始油气比60立方米／吨。古41井区的黑帝庙油层物性较好，主要为黑Ⅱ3、黑Ⅲ1号油层。其黑Ⅱ3油层在－1120米等高线以内为气层，含气面积4.05平方千米，天然气地质储量1.8129亿立方米。
该油（气）田由第九采油厂开发和管理。
1987年7月，该油（气）田首次投入试采。1998年8月，古41井区开辟面积为3.2平方千米的开发试验区，投产油水井32口（其中油井26口），产油0.17万吨，注水0.35万立方米。2000年，年产量达到2.38万吨，年注水5.76万立方米。2001年底，古38井区投产油井17口，日产油2.3吨，综合含水11.6％；投产注水井4口，日注水119立方米；古38区块投产油井10口、注水井2口，单井日产油3.8吨，综合含水9.4％，日注水73立方米。2002年，27－11井区钻建扩边井6口，使该油田年产油量和注水量分别增至3.51万吨和15.79万立方米。但由于储层泥质含量高，敏感性强，砂体发育零散，连通性差，造成注水压力高却受效差。2003～2004年，分别对注水压力高的2口注水井和受效差的7口油井进行酸化和压裂改造，使得注水压力上升速度由0.09兆帕／月降至0.05兆帕／月，油田自然递减率由13.71％稳定在12.67％。但压裂改造后微裂缝开启，使东西向注水井井排上的油井裂缝性见水，导致油田综合含水由措施前的36.30％升至44.23％。为此，遵循“以层段交替周期注水与全井周期注水相结合，对裂缝发育井区实施线性注水，提高注水波及其体积，促使南北向油井受效”的思路，在微裂缝发育井区陆续转注5口井，实施线性注水；对高度水淹井区的4口注水井实施全井周期注水，油田日注水由512立方米减少到389立方米，取得了预期的成效。2004～2005年，龙南油（气）田两次扩边，共布井141口，完钻9口井，6口葡萄花油层井平均单井钻遇有效厚度2.5米，3口黑帝庙油层井平均单井钻遇有效厚度4米。
截至2005年底，龙南油（气）田动用含油面积7.8平方千米，地质储量189万吨，可采储量44.5万吨；建井85口（含采油井58口，注水井27口），年产原油2.02万吨，累计采油18.33万吨，采油速度1.07％，采出程度9.7％；年注水16.27万立方米，累计注水86.32万立方米，年注采比3.33，累计注采比2.21；油田综合含水53.07％。
七、高西油田 高西油田构造为高台子油田背斜构造向西南方向古龙凹陷延伸倾没的鼻状构造，构造内断层66条。开发的目的层是葡萄花油层（相当于大庆长垣的葡一组），属中孔、低渗透油层，含油面积26.8平方千米，石油地质储量398万吨。地面原油黏度为16.47毫帕·秒，地下原油黏度1.9毫帕·秒，原始油气比63.3立方米／吨。
该油田由第九采油厂开发和管理。
1993～1994年，经采用烃类检测技术重新对高西地区早期的探资井资料进行评价预测，确定大断裂西侧古508井区为具有开发价值的含油区块。1995年9月，古508井区钻建43口油水井，钻井成功率达96％。生产工艺采用分散水源、短流程密闭的高压注水工艺和单管电加热、一级布站的集输流程。1996年，转注4口注水井，砂岩水驱控制程度达56.3％，比原井网条件下提高21.3％，年注水量达10.35万立方米，年产原油2.73万吨。1997～2001年，年均投产或转注1～6口新井，并实施分层注水调整，对部分油井实施压裂改造或堵水处理，但因砂体规模小，油层发育少，单井控制储量程度低，注水调整难度大，无效注水多，整体受效不明显。到2002年，油田累积注采比已达到2.49，但注采不平衡，捞油井区注采比为7.6，抽油井区注采比为1.3，且抽油井长期供液不足。为此，调整注采系统，将年注采比控制在2，确保注采平衡；捞油井区5口注水井实施层段周期注水，日注水减少57立方米；古26－23井高含水层予以堵水处理，使日产液量减少17.2吨；抽油井区调整注采系统，转注古30－27井，提高水驱控制程度和油井受效程度，使注采比由1.9提高到2.8，日产油量稳定在19.5吨，综合含水由33.24％上升到41.18％。鉴于油田开发效益差，采油井于2004年4月全部改为捞油生产。
截至2005年底，高西油田动用含油面积5.3平方千米、地质储量155万吨、可采储量40.3万吨，建油井40口（均为捞油井），开井18口，年产原油1.1万吨，累计采油19.5万吨，采油速度0.71％，采出程度12.58％；建注水井15口，开井5口，年注水3.61万立方米，累计注水102.25万立方米，年注采比1.57，累计注采比2.43；油田综合含水41.67％。
八、新店油（气）田 新店油（气）田地处杜尔伯特蒙古族自治县境内，是油气水分布复杂的油田，其储层为萨尔图、葡萄花、高台子油层，平均单井有效厚度4.6米。油藏类型属层状构造油气藏，探明石油地质储量195万吨，含油面积4.7平方千米。
该油（气）田由第九采油厂开发和管理。
1996年，该油田投入开发，当年投产9口井，平均单井日产油6.8吨，年产原油0.69万吨。开发初期采用“先井后站、先拉后输”的建设模式，单井采用撬装式“多功能储油器”，所产原油用汽车运至敖一联集中处理。1998年，井均日产量达到8吨，年产油2.04万吨。1999年，产量开始递减。2000年，新井投产3口。2002～2003年，油田投入全面开发，钻建扩边井和加密调整井33口，形成完善的开发井网。2004年，油田转入注水开发阶段，6口老井按照点状注水方式转注，同时投产19口扩边井，并对动用差的萨二组油层采取补孔措施，年产油量达到4.39万吨。
截至2005年底，新店油田动用含油面积2.5平方千米、地质储量180万吨、可采储量51.4万吨，建井44口，其中采油井38口，注水井6口；年产原油3.21万吨，累计采油量22.58万吨，采油速度1.78％，采出程度12.54％；年注水6.95万立方米，累计注水8.49万立方米，年注采比0.92，累计注采比0.22；油田综合含水45.52％。
九、新站油（气）田 新站油（气）田地处肇源县境内，区域构造位于大安鼻状构造向东北延伸及倾没部分，储量规模较大，探明地质储量2889.3万吨，含油面积122.7平方千米。开采目的层为特低渗透的葡萄花油层和以黑二组为主的黑帝庙油层。葡萄花油层平均空气渗透率2.1毫达西，天然裂缝发育，且原油品质优良，地层原油黏度1.8毫帕·秒，原油比重0.746；原始地层压力20.8兆帕，平均压力系数1.28，属异常高压类型油藏，饱和压力11.3兆帕，地饱压差高达9.5兆帕，溶解油气比较高，为73立方米／吨，天然能量比较充足。黑帝庙层渗透性较好，但原油黏度大，地层原油黏度为9～42.5毫帕·秒，是葡萄花油层的5～23.6倍，该油层原始地层压力11.7兆帕，压力系数为1.04兆帕／百米，属正常压力系统。
该油（气）田由第九采油厂开发和管理。
1996年，北部大401～大424断块辟为开发试验区，钻建油井39口、注水井9口，动用面积4.4平方千米、地质储量125万吨。试验区南部18口油井靠天然能量开采，试验区北部施行注水开发，建成21口油井、3口同步注水井及6口不同时机注水井。当年投产油水井16口，至1998年48口油水井全部投产。开发试验表明，该油田可以利用比较充足的天然能量投入开采，逐步转为注水开发。1998年8～12月，地处大庆油田南部泄洪区的新站油（气）田，因遭受洪水侵袭，临时关井48口。1999年，该油田大规模投入开发，先后在大401、大402、大403和大407井区投产120口新井，日产油294吨，年产油9.2万吨。2000年，投产油水井205口，压裂油井50口，年产原油14.94万吨，采油速度3.36％，年注水33.62万立方米。2001年，在大402区块和大413、大415、大426等井区进行外扩钻井，并将低洼的大415区块100口井所在区域作为试验区，实行地面工程与油藏工程设计一体化，在井型设计上斜井与直井相结合，部署丛式井组，并采用“一围、二埋、三顶、四架”和修过水路面的地面建设方式，不但节省大量开发成本，油田产量也增至22万吨。存在的问题是，9口油井见到水浸，见水层位以裂缝发育的葡Ⅰ－4层为主，见水后综合含水由20.6％上升到83.9％。2002年，见水井数增至52口，日产油量由124吨锐减至62吨，油田综合含水由10.3％猛升到70.9％。为此，随后几年在定压注水的基础上，先后实施19个井组22个井次整体调剖，平均日增油25.7吨，平均有效期达8个月。2003年8～12月，位于茂兴湖区的大415区块遭遇洪水侵袭，临时关停所有生产井。其他区块为了拓宽治理复杂裂缝型油田的途径，按五点法转注3口井，线性注水转注2口井，不规则注水转注1口井，开始不拘一格地实施注采系统调整。经调整，水驱控制程度由89.8％逐步上升到92％，增加水驱控制储量2.12万吨，老井自然递减率由最高时的26.66％降至18.24％。同期，新站油田北部地区投产扩边油井34口、注水井5口；大426、大153、大415区块投产油井13口；大405区块投产油井104口，动用储量170万吨。2004年2月，英41井（该井于1993年在黑帝庙层发现工业气流）开始在黑帝庙层试采天然气，初期日产气2万立方米。2005年7～12月，大415区块遭遇洪水侵袭，保护性关停所有生产井。
由于该油（气）田地处大庆油田南部泄洪区，分别于1998年8～12月、2003年8～12月、2005年7～12月，三次遭遇洪灾，曾关井157口。
截至2005年底，新站油气田动用含油面积49.4平方千米、地质储量1190.72万吨、可采储量281.07万吨，建井540口，其中采油井436口（包括抽油井356口、捞油井80口），注水井104口；油井开井202口，年产原油12.95万吨，累计采油121.34万吨，采油速度1.09％，采出程度10.19％；年注水68.27万立方米，累计注水418.46万立方米，年注采比2.47，累计注采比1.8；油田综合含水45.08％。
十、新肇油田 新肇油田地处肇源县新肇镇，区域构造位于古龙凹陷西侧的新肇鼻状构造上，主要由古634区块、古63区块、古611区块、古601区块四部分组成，断层较发育，主要储层为葡萄花油层，平均空气渗透率为28.2毫达西，是一个被断层复杂化的岩性构造油藏。探明含油面积157.9平方千米、地质储量4128万吨。
葡萄花油层地面原油密度0.8296克／立方厘米，原油黏度18.1毫帕·秒，凝固点33摄氏度；含蜡量29.1％，含胶量6％；地层原油密度0.732克／立方厘米，原油黏度1.84毫帕·秒，体积系数1.224，一次脱气气油比68.9立方米／吨，饱和压力9.09兆帕。新肇油田由第九采油厂开发和管理。
2000年11月，按照“总体部署，分步实施，钻井过程跟踪预测，钻后深化油藏地质认识”的滚动开发模式，优选古634区块投产油水井98口，部署4口控制井，着手研究周边区块的布井潜力，编制古63区块和古611区块的布井方案。2001年，古63区块和古611区块投产油水井124口，初期平均单井日产油3.3吨。同时，向外部署8口控制井，进一步探究外扩潜力，着手编制新98－86区块布井方案。2002年，新88－84区块投产油水井50口，年产油16.55万吨，年注水35.64万立方米，综合含水21.2％。鉴于油田储量规模较大，且井位比较集中，在地面建设方面采用“串联阀组、集合流程”。2003年起，古634区块分三批转注32口井，将反九点法面积注水井网调整为线状注水，以解决由于受近东西向主裂缝和地层水影响，部分油井含水上升、产量递减的问题，使得注水压力和地层压力快速上升，油井见效率达48％。同时，优化新区井网设计，古68和古628区块按北东45度设计井排，投产油水井132口，油井压裂33口，增加注水6.5～14.2万立方米。但由于葡萄花油层有效厚度仅1.9米，储层物性差，自然递减率高，无法保持稳产，致使产量持续下降。2005年，针对该油田发育单一的东西向裂缝的特点，采取以定压注水为基础，重点实施线性注水井网调整和整体调剖的综合治理措施，使供液能力趋于稳定，老井自然递减率由高峰时的25.81％降至23.67％，含水上升率控制在1.9％。
截至2005年底，新肇油田动用含油面积30.68平方千米、地质储量818.88万吨、可采储量199.97万吨；建井467口，其中采油井298口（包括抽油井178口、捞油井120口）、注水井100口；年产原油10.62万吨，累计采油67.51万吨，采油速度1.3％，采出程度8.24％；年注水47.44万立方米，累计注水201.27万立方米，年注采比2.24，累计注采比1.66；油田综合含水38.01％。
十一、葡西油田 葡西油田地跨肇源、杜蒙两县，区域构造位于古龙凹陷内的葡西鼻状构造，是油水分布异常复杂的油藏。区域内葡萄花油层分布规模最大、但以油水同层为主，油水层分布受控于早、晚期断层和异常高压区的分布，局部单砂体上倾尖灭部位存在凝析气藏，探明地质储量6559万吨、含油面积284.4平方千米。压力系数大（为1.53），原始油气比高，天然能量比较充足。地面原油比重变化范围较大（在0.7029～0.8594之间），原油性质介于挥发油与黑油之间的过渡型原油。
该油田由第九采油厂开发和管理。
2001年，为了探索油水同层油藏经济有效的开发途径，葡西油田古109区块划出33口井辟为试验区，古109区块以南射开油水同层，古109以北与古116井区只射开主力层，以提高初期产量，降低含水。试验区投产初期，单井日均产油2吨，综合含水31.6％。2003年，同层试验区投产25口井，年产油1.39万吨，平均单井日产油1.04吨，综合含水51.5％。同年，古137区块钻建开发井112口；古1区块钻评价井，为开发做准备。由于初期油层测井解释符合率仅为51.3％，制约了储量动用程度。2004年，古137区块投产油井86口、注水井26口。2005年12月，古1区块投产油井102口、注水井24口。两个区块同步注水开发，投产初期单井日产油1.9吨，综合含水23.8％，达到方案设计指标。
截至2005年底，葡西油田动用含油面积29.87平方千米，地质储量437.91万吨，可采储量102.37万吨；建井266口，其中采油井210口（包括抽油井170口、自喷井20口、电泵井7口、螺杆泵井1口、捞油井12口）、注水井56口；年产原油6.54万吨，累计采油11.2万吨；年注水18.45万立方米，累计注水23.23万立方米，年注采比2.15，累计注采比1.68；油田综合含水17.37％。
十二、他拉哈油田 他拉哈油田地处杜蒙巴彦查干乡和他拉哈乡境内，区域构造位于齐家古龙凹陷和龙虎泡———大安阶地两个二级构造单元交汇处。纵向上发育多套含油层系，主要储层为萨尔图油层和黑帝庙油层，萨尔图油层以条带状分布于大断层西侧，黑帝庙油层主要分布在英46断块和英16井区。其构造上部和中下部油层组的储层分布特征差异较大，油水分布主要受岩性因素控制，依傍透镜状砂体和上倾尖灭砂体形成小规模岩性油藏，油气富集区主要分布在断层的下降盘。含油面积34.5平方千米，探明石油地质储量1580万吨。
葡萄花油层地面原油密度0.8395克／立方厘米；原油黏度变化在8.9～23.5毫帕·秒之间，平均15.2毫帕·秒；凝固点32.6摄氏度；含蜡量27.3％；含胶量5.87％。
2001年，哈5井区钻滚动开发井6口，发现以萨尔图油层的萨Ⅱ8、萨Ⅲ5层为主的砂体连片程度较好。在英42、英46和哈10井区钻开发首钻井过程中，发现英42井区发育黑帝庙、萨尔图、葡萄花油层，砂体规模不大，但错叠连片；哈10井区油层也比较发育。2002年，哈7、英42、哈12区块的14口油井投入开发，年产油1.43万吨。由于依靠天然能量开采，产量递减快，而且含水较高。2003年，英51区块以“百井工程”的模式进行开发，先钻开发井15口，随后又在英51区块东南部和南部钻英51－1、英51－2两口控制井。2004年，在英51区块北部、东部、南部和开发区块以东边部滚动外扩钻井19口，压裂投产后初期井均日产油3.7～2.4吨，初期含水较低。2005年，投产新井49口，油田产油量和综合含水同步上升，注水井投注8口，油田步入注水开发阶段。
截至2005年底，他拉哈油田动用含油面积7.2平方千米、地质储量197万吨、可采储量40.9万吨；建井101口，其中采油井93口（包括抽油井77口、自喷井1口、捞油井15口）、注水井8口；年采油4.45万吨，累计采油10.19万吨，采油速度2.26％，采出程度5.17％；年注水5.22万立方米，累计注水5.22万立方米，年注采比0.56，累计注采比0.25；油田综合含水42.46％。
十三、西部斜坡区稠油油藏 大庆地区的稠油资源除了葡南地区黑帝庙油层以外，主要分布在西部斜坡区。西部斜坡区是一个东倾单斜，由东向西形成三个较平缓的阿尔什代—白音诺勒构造带、阿拉新—二站构造带以及江桥—泰来构造带。在区域沉积体系上，江桥—富拉尔基、平洋—阿拉新地区所处的齐齐哈尔和英台沉积体系，近短物源沉积体系，其稠油具有“浅、薄、松、散”等特点，其探井试油产量较高，日产量大于0.3吨的井分别有4口、3口和17口。但稠油区块分布零散，分布范围小。这些地区勘探程度较高，探井、资料井密度大。
（一）富拉尔基油田 富拉尔基油田地处齐齐哈尔市南部，区域构造位于西部斜坡区北端，是平缓的稳定单斜构造，断层不发育。主要储层为萨二三组油层，属上倾尖灭油藏，含油面积32.9平方千米，地质储量2961万吨。原油比重0.926，含蜡量12％～22％，含胶量12.7％～34.1％，属环烷———中间基油。在油层温度18摄氏度时，原油黏度为1000～4000毫帕·秒，该原油对温度比较敏感，当温度超过50摄氏度时，黏度明显下降，超过90摄氏度，则降到常规原油黏度值。其天然气以水中溶解气状态存在，每2～3立方米水中含1立方米天然气。
1988年，经国家计委、中国石油天然气总公司批准，富拉尔基油田由齐齐哈尔市接管。是年，富718井区作为热采先导试验区，按“100米×100米”井距钻定向井21口。平均日产油3.7吨，油气比0.67。1993年，大庆市联谊石化总厂与齐齐哈尔油田开发建设总公司决定合作开发富拉尔基油田。1996年，齐齐哈尔联谊油田开发有限公司成立，油田投入热采生产。截至1999年底，富拉尔基油田动用含油面积0.8平方千米、地质储量77.43万吨，开发A、B两个区块，钻评价井2口、开发井86口，采用注采井距100米的反五点法注水井网，建成生产井80口（地质报废井除外），形成年产2.59万吨原油的生产能力。其中A区建成生产井21口，累计采油2.71万吨，采出程度12％；B区建成生产井59口，累计采油3.67万吨，采出程度6.7％。2001年后，由于资金及技术原因，富拉尔基油田处于停产状态。
（二）江桥油田 江桥地区稠油油藏具有“埋藏浅、厚度薄、黏度高”的特点，主要有江37和江55两个区块。
江37区块，主力层高台子油层组平均砂岩厚度4.7米，有效厚度3.3米，地面脱气原油（50摄氏度）黏度563毫帕·秒，油层温度条件下黏度18600毫帕·秒。根据黏温关系测试，其原油在60摄氏度时流动性较好。江55区块主要目的层为萨尔图油层，与富拉尔基地区同属一个沉积体系、一套油层组，属于受构造控制的岩性油藏。
2004年，在江37、江372井分别进行两个周期的蒸汽吞吐试验，2口井分别注汽1760～1450吨，产油602～531吨。2005年底，在江55地区完钻10口开发井，油层平均有效厚度2.7米，砂体呈南北条带状分布，横向变化较大。
（三）平洋油田 其主要储层是萨尔图油层。含油区块包括来27井区和来64井区，其中来27井区面积7.6平方千米，地质储量255万吨；来64井区面积68.6平方千米，地质储量2043万吨。1990年代后期，平洋油田钻开发井37口。2001年，来27井区辟为蒸汽吞吐试验区，开始在2口井进行热采，年采油0.12万吨。至2005年，采油量下降为0.01万吨，累计采油0.3万吨。
（四）阿拉新油环 阿拉新区块鼻状构造东南翼构造宽缓，高部位油气同层，低部位为油水同层过渡带，形成一个气顶边水的稠油油环。依据油层厚度大于2米、试油产量大于1吨和探井试采产量高者优先的原则，选取高部位的杜612－杜1－杜616井区圈定目标评价区16平方千米，可布控制井8口；初步圈定含油面积3平方千米，可布开发井100口。
阿拉新地区还包括二站区块和杜66井区。
二站区块为岩性油藏，主要发育萨尔图油层。依据探井试油试采结果，圈定目标评价区20平方千米，可布控制井10口；在杜Ⅰ－7、杜Ⅰ－3、杜Ⅴ－3及杜Ⅴ－4井区初步圈定含油面积3平方千米，可布开发井100口。杜Ⅴ－3井原为气井长期关井，2003年转为稠油开采井。
杜66井区为岩性油藏，在萨二三组油层钻遇含油砂岩5.2米，试油日产油3.64吨，但杜66井周围探井尚无油气显示。
