沉寂了六年之久，长停井GO4-17X291被重新“唤醒”。8月13日，孤东采油厂GO4-17X291井在洗井、放压后，通过防砂作业成功扶停，实现日增油6.2吨，摇身一变成为上产“新星”。

长停井是指因井筒井况、油藏、地面及计关等原因停产连续时间超过90天的油水井。今年前七个月，油田累计扶停1008口油水井，平均单井恢复日产油2.3吨、日注水78.8立方米，平均单井扶长停费用同比降低10%。

“不仅盘活了闲置资源，还有效恢复了失控储量。”油田工程技术管理中心工作人员介绍，油田创新构建长停井扶停机制，停产时间大于等于1年的长停井或长停、低产、储量失控井组及单元区块，可由油气井下作业中心出资、组织队伍上修、恢复长停井生产，突出专业化单位支撑保障作用。

“区别于开发单位自主扶停，这种扶停方式的主体由开发单位转变为油气井下作业中心。实行产量单计、成本单核、效益单算的独立运营管理模式。”油田工程技术管理中心工作人员介绍，此种扶停机制实现核算模式、扶停主体、合作模式“三个转变”。

油气井下作业中心副总工程师兼扶长停井项目部党支部书记张广辉介绍，作为此种扶停方式的运营主体，他们强化扶长停方案优化论证，形成从建设扶停仓到做大储备库、做优实施库、做快运行库、做强评价库的流水线作业模式，为扶停工作提速开展奠定基础。

油气开发单位是长停井管理的主体，负责本单位长停井的管理与治理，也是自主扶停的发起单位和责任单位。

各油气开发单位成立了长停井扶停项目组，负责长停井潜力的摸排、效益测算，制定了长停井扶停运行流程，加快了扶停运行节奏。

技术人员坦言，以往，更多考虑单井扶停和单井当期效益；现如今，更多考虑井网流线和整体全周期效益。

由措施摸排向措施培养转变，从区块整体治理的角度出发，技术人员结合油水井生产情况、井网完善情况、层系动用情况，选择扶停井和常规井实施顺序，有效提高整体实施效果。

为规范长停井扶停工作，今年，油田出台《扶长停井管理实施指导意见》，重点从扶停选井、方案设计、合作管理、实施要求、产量核实、结算与效益评价等方面规范扶停工作程序，有序高效推进长停井治理，提升扶长停井质量效益。

油田将1700口扶停井目标分解到各油气开发单位，定期召开扶停井方案论证会，同时每月在作业工作运行例会上通报完成情况，要求欠计划运行及扶停效果欠佳单位分析原因，制定下一步措施。

深化扶停的全过程管控是确保扶停效果的重要举措。扶停前，技术人员对停井原因、工艺技术、油藏潜力、井筒状况和地面状况等情况进行调查；扶停时，做到对潜力不落实、风险不清、效益不明等“五个不干”；扶停后，避免治理无效、责任不明、产量不清、总结不全、效益不好。