3月8日，“病卧”5年的长停井义80-新斜10通过补孔恢复开井，这是河口采油厂在压驱补能与井网完善相结合思路下，扶长停井工作取得的又一成果。

该厂坚持算好老井利用效益账，按照“恢复1口老井>增加1口新井”的思路，大力开展长停井潜力调查和扶停工作力度，深入挖掘存量资产创效能力。

渤南油田作为油区最大的低渗透油田，历经50多年开发，存在主力层系水淹严重、剩余油分散，非主力层系注采井网不完善、动用差、能量不足等问题，停产停注井多，是河口厂摸排长停井措施的主阵地。

该厂把潜力摸排工作细化到每个开发单元，多方向剖析区块问题，深化油藏特征和潜力认识，从井网流线、采出程度、能量状况及地面条件等多个角度展开分析，明确长停井潜力方向。

针对主力层系采出程度高、水淹严重，非主力层系动用差的油井，技术人员立足注采井网完善，挖掘动用程度差的非主力层潜力。

义72-斜1侧井2011年投产后一直低液高含水，2017年12月长停。2023年9月，技术人员重新认识非主力层系，从沉积相带的分布、储层的展布等方面进行研究，认为1沙组油气显示较好，具备补孔单采恢复的潜力，对该井实施卡封换层，实施后该井日产油稳定在3.3吨。

针对主体部位高液高含水，边部水淹轻的中高渗油田，技术人员充分论证井区剩余油分布状况，运用吞吐、降黏、压裂、侧钻等多种措施盘活长停井，提升区块开发效果。

义12-16井因低液量高含水，2006年长停。技术人员结合邻井生产情况，分析认为该区域注采井网完善，近几年经过压驱注水，地层能量充足，采出程度不到15%，具备剩余油挖潜的潜力，对其进行补孔合采并实施压裂，开井后油井自喷生产，日产油稳定在5.6吨。

2023年，渤南油田实施扶长停措施39井，累计增油1.53万吨。今年年初以来，已在渤南方向储备长停井恢复措施45口。