8月中旬，油田公司“沉睡”多年的220口长停井经过科学有效治理，呈现出勃勃生机。其中，173口油井恢复生产后累计增油3.4万吨、47口注水井累计增注13.3万立方米，盘活闲置资产1.9亿元，效益较往年进一步提升，平均单井日增油提高16%，平均单井费用控减11%。

今年，依托油田公司长停井治理项目部，长停井治理工作坚持问题导向，转变认识理念，科学规划顶层设计，优化方案部署，将长停井治理与评价增储、产能建设、油藏治理统筹考虑，逐步实现长停井恢复井数、增油量、增注量的效益叠加。

A　画出路线图：科学科学“排兵布阵”，优化方案部署，源头保障成效油田公司现有长停井2593口，占油水井总数的23.8%。这些长停井中为数不少是由于高含水、低产、出砂、套变和落物等原因导致“休眠”。近几年，公司持续开展长停井治理恢复工作，年均恢复200口井左右。但随着潜力越来越小，井筒、地面情况愈加复杂，长停井治理面临效果和效益双重挑战。

为有效开展长停井治理工作，公司将科学“排兵布阵”、优化方案部署、采取革新性措施作为破解困难点、激发效益点的重要抓手，着力实现长停井增油提效。

优化组织结构。公司专门成立长停井治理项目部开展长停井潜力研究，采油单位成立长停井项目组提出长停井治理意见和组织现场实施。工作中，长停井治理项目部将公司下达的工作量及增油量分解到采油单位，并结合采油单位提出的治理意见制订治理方案，内部审核通过后交由相应采油单位或合作开发项目部现场实施，并下拨相应资金加快推动长停井治理工作。

结合实际，转变思路，科学规划。今年，地质技术人员进一步深入分析长停井恢复生产的历史措施和治理成效，发现有不少复产高产井成功恢复生产的原因在于深挖不易发现的隐性潜力，这给原本困难重重的长停井恢复工作开辟了一条新路径。本着“突出效益导向、优化总体部署”的原则，工作思路由“大型措施”向“重新潜力认识、采取个性化针对性措施”转变，高度重视油层复查、剩余油分布等隐蔽性潜力，加大全面、逐井排查工作力度。

突出油藏概念，坚持与评价增储、产能建设、油藏治理“三个结合”，进一步统筹优化方案。长停井治理项目部集中召开17次方案会诊会，持续优化治理方案，共审定措施井372口，为长停井恢复生产提供保障。

B　定好运行表：优化组织运行，加强考核监督，实现高效推进

一分部署，九分落实。强管理、硬考核、优运行是推进工作部署落实的重要抓手。

深化精细管理。着力在长停井治理工作中精细油藏描述，强化地质认识，加强剩余油监测，落实层间潜力；精细潜力分析与措施论证，使低产井变成高产井，确保实施效果。例如，路15-2井大修恢复后，日产油不足1吨，与原认识不符。为进一步提高单井产量，采油三厂地质技术人员对该井开展精细油层复查，实施补孔措施，喜获日产原油31吨高产。

加强考核督导。在“减存量”方面，将各单位长停井治理指标纳入业绩考核范围，提高推进效率；在“控增量”方面，制定《油气水井关停管理办法》，严控新增数量；在“保安全”方面，修订《闲置井管理办法》，建立长停井台账，执行定期巡查制度，杜绝安全隐患。

优化组织形式。持续加强工程地质一体化，注重地质潜力与工艺技术的有机结合，实施优化及效果评价，提升效益与效率。例如，重新认识大王庄油田留70-139X井组3口井油水分布，采取大修、检泵等措施恢复，实现有效水驱，井组日增油18吨，阶段增油2200吨。

上下联动发力。明确长停井治理项目部和各长停井项目组的工作职责，建立工作群，实时联动，保障工作有序开展。针对基层单位面临的成本紧张、技术薄弱、基础工作繁杂等困难，通过加大专项资金支持力度、加强技术支撑、搭建自动化的长停井管理平台等举措，减少基层单位负担，提升运行效率，保障长停井治理工作落地靠实。仅以加强技术支撑为例，公司组织科研单位、公司技术部门、生产单位、施工单位技术专家成立专项技术小组，重点论证解决长停井恢复技术疑难问题，提高实施效率和效果。今年3月，采油五厂晋93-10X井在恢复生产过程中，遇到常规射孔低产等困难。在专项技术小组的帮助下，采用深穿透射孔技术，仅用10天就解决了难题，使油井焕发生机，增油效果明显。

目前，长停井治理各项任务指标均实现超计划运行，治理井数、年增油、年增注分别完成全年任务指标的82%、75%、89%，预计全年可超额完成任务。

C　激发深潜力激发深潜力：强化创新驱动，技术管理并重，实现提质增效

“今年，针对长停井潜力隐蔽化和措施困难化的问题，我们以创新为强大驱动力，激发深层次潜力，实现提质增效。”油田公司开发部负责人如是说。

模式创新降成本。引入中油测井华北分公司协同研究，以“主攻重点区块、兼顾重点单井”的方式，在留北上第三系、深南油田、淖22断块开展油层复查，为高效复产提供支撑；充分利用合作开发平台，引入外部优质施工队伍，提升施工水平，降低单井费用。

技术创新解难题。今年，优选先进适用技术，针对天然水驱油藏高含水、多层系合采油藏层间矛盾突出等疑难瓶颈问题，试验推广注气吞吐、智能分采、聚合物微球堵水等新技术，现场应用16口井，累计增油2577吨，实现增产增效。例如，强37井停产近一年，地质技术人员针对上第三系厚油层开发含水上升特点，结合该类油藏剩余油分布特征，创新应用聚合物微球堵水技术进行高含水治理，实现对水锥、水窜部位的有效封堵，措施后日增油8吨，累计增油950吨。

同时，“先算后干”成为提质增效开展长停井治理的一大特点。按照“有保有压、效益优先”的原则，优化措施结构与组织方式，大型措施占比由21%降至14%；充分利用合作开发平台，大修平均单井施工周期减少2.3天，费用降低20%；新技术试验采取“风险+增油量考核+费用封顶”模式，单井费用降低10%。上述几项措施实施后，共计节约投资1440万元，措施成功率由79.8%提高至81.9%，平均单井费用由44万元降至39万元，提质增效成效凸显。

下一步，公司将加强长停井隐患管控，长停井治理项目部成员深入现场全面开展长停井隐患排查与治理，与采油单位技术人员合力推动工作落实，确保长停井安全平稳受控。同时，加快推进油层复查，加大新技术推广应用及市场化运作力度，采取组合措施提高单产、控制投入，为长停井持续高效治理提供保障。