胜利油田孤岛采油厂生产指挥系统数据显示，长停井中1-13平511井扶停后开井55天，累计增油183.6吨。
　　今年以来，孤岛采油厂已经有132口油井和33口水井摘掉“长停”标签，日增油275吨，恢复日注水2901立方米，控制储量1056万吨，将低效闲置资产变为价值创造的“聚宝盆”。

本报记者 顾松
通讯员 李超君 刘雪松

单打独斗到集团作战
　　近三年来，孤岛采油厂油井开井率不断上升，由86.3%提升为89.4%，稳居油田第二位。
　　数据提升的背后，是孤岛采油厂不断深化油藏经营理念，坚持“所有报废井均可利用，所有长停井均可扶停，所有套损井均可修复”新理念的生动实践。
　　随着老油田步入开发后期，含水升高，套损加剧，效益变差，部分低效井被迫关停。与此同时，开发转型、井网转换、流线转变又亟需投入大量井位重新完善井网。
　　如何把“废井”再利用？2020年开始，孤岛采油厂把目光瞄向了420口长停油水井。
　　思路决定出路，但真正要把长停井再利用，依旧困难重重。“长停井之所以‘长停’，大都存在套损、套破等‘疑难杂症’。”孤岛采油厂副厂长徐磊说，“为了破解这些难题，我们积极转变观念，变‘单打独斗’为‘集团作战’，大打地质工艺、油藏工程一体化联合攻关主动仗，积极探寻管理提效和技术创新方面的新突破。”
　　在管理运行上，孤岛采油厂组织地质、工艺、管理区以及机关相关部室成立扶长停项目组，坚持以效益为中心，明确了“油藏超前研究、工艺综合配套、运行精准前延”的长停井治理思路，统一规划、综合排序、分类治理，在方案论证、设计优化和施工督导等关键环节发挥重要作用，让长停井治理工作更专业、更全面、更高效。
　　在技术保障上，随着油藏研究的更加深入以及大修侧钻技术的不断提升，该厂逐步拓展了作业施工“小修干大修的活、大修干侧钻的活、侧钻干浅钻的活”三种能力。
失控储量变效益产量
　　近三年来，孤岛采油厂通过改造小修设备，攻关修井工艺，使小修队伍具备了实施大修作业项目的施工能力。他们将“地上服从地下”变为“地面有井口，地下找潜力”，充分发展了打通道下小套、换井底、定向大修、侧钻等低成本井筒恢复技术，实现了大修能干侧钻的活。
　　于此同时，孤岛采油厂持续完善套管内水力定点切割套管、震击增力拔套管、裸眼悬空侧钻等技术，实现了侧钻也能干浅钻的活；配套射孔、防砂、解堵、降黏四大高效投产工艺，投产作业质量不断提高，老井产能进一步释放，平均单井液量提升3—5吨/天，长停井低成本再利用水平踏上新台阶。
　　因套错关井的东11-检28井，是一口定向大修扶停井，关停前生产馆3层。地质技术人员精细分析动静态资料，认为该井馆42层附近动用较少，剩余油富集，有扶停潜力。2023年实施定向大修后换层生产馆42后，“沉睡”10年的长停井被成功“唤醒”，日产油9吨。
　　三年来，孤岛采油厂累计实施扶长停392口，油井平均单井日油2.3吨，恢复失控储量2742万吨，成为推动采油厂低成本高质量发展新的增长极。
　　“长停井不仅是单井增油潜力，更重要的是恢复了失控储量，提高了井网控制程度，从油藏上实现了真正的价值不流失。”徐磊表示，下一步，孤岛采油厂将持续做好长停井常态化治理工作，盘活存量资产，助力水驱转井网、聚驱变流线、稠油转方式、断块高效挖潜，确保油水井开井数、老井综合利用率的稳步上升，为高质量发展夯基固本。