“两个挖潜方向实现了内外‘开花’，油田2014年恢复长停井260口，年增加产油能力2.8万吨，今年复活井数将有增无减。”4月13日，吉林油田公司开发部副总师祝孝华介绍。
吉林油田长停井数量多、潜力大。长停井“躺倒”的主要原因是产量过低、负效生产。另外，还有水淹、环保制约、井况等因素造成长期停产。
吉林油田一是针对外围探井、评价井的挖潜，主要通过点的突破实现区域规模有效开发;二是针对生产区内长停井挖潜，通过完善注采关系，增加可采储量，提高采收率。
第一步，揭开长停井挖潜奥秘。2011年开采的G+7-031井位于高台子油藏西边部，构造位置偏低。由于主力开采层位水洗严重，于2012年5月停井。2014年，通过小层精细对比和含油性分析，油田认为本井补孔压裂动用如获突破，油藏西边部G25层会有10口以上井得以有效动用。去年6月施工后，停产两年的G+7-031井补孔压裂G25层恢复生产，日产油稳定在1.8吨。
第二步，要考虑长停井能否成“长寿”井。同样是G+7-031井，吉林油田制定合理的生产参数，保持合理流压生产，减缓边水推进速度，采取温和注水补充能量，延长了有效采油周期，预计这口井可生产15年以上。
第三步是经济效益评价。G+7-031井总恢复费用约53万元。按照吉林油田提出的“内部收益率大于12%”的经济效益评价指标，恢复后累计增油须达240吨。截至目前，这口井复产8个月增油已达410吨，预计可累计增油5000吨以上，经济效益可观。
探井和评价井恢复，如何复活一点、激活一面?长春采油厂伊63井于2009年完钻，当年试油后关井。2013年6月，开始捞油生产，捞油期间平均日产0.46吨。2014年7月，采用大规模体积压裂，压裂后日产油稳定在2.6吨，也莫里青斜坡带得以解放。目前，从老探井和评价井中寻找效益动用规模区块的大幕已经拉开。“我厂难采储量区共有探评井15口，去年针对这些井实施新工艺4口，为摸清整个难采储量区开发潜力奠定了基础。”长春采油厂地质所所长张会雪说。
