这个位于松辽盆地南部，吉林油田发源地的老采区，已经动用了半个多世纪，开井数4700余口，占吉林油田总井数的三分之一还多，并于2007年至2011年连续5年产量上百万吨。时至今日，它仍是吉林油田的主力采区。

 

    随着开采年限增加，整个扶余采区已完全进入高含水开发期，井口含水达94%以上，层间矛盾日益突出，无效水循环严重，注入水达不到驱替目的，反而会导致油层含水上升速度加快。稳产难度非常大，平均单井日产仅为0.3吨。

 

    针对上述种种难题，扶余采油厂采取分类管理办法，根据油井产量标准，将其划分为A、B、C、D四类，优化生产方式，提升效益产量。

 

    对于日产油量大于0.7吨的A类高产井，加大维护性措施力度，提升效益指标，延长高产年限。以29个地质单元作为基础单元，分别研究制定适合各单元开发实际的注水技术政策，确定合理压力恢复速度与各单元合理注采比，稳定A类井产量。

 

    推进水井综合治理，进一步完善注采井网。通过水井恢复注水、油井转注、增注等方式，累计增加注水量3000立方米，日增油达到7.5吨。采取储层物性相似层段进行组合周期注水，重点挖掘低渗储层潜力，控制高渗储层无效水循环，真正实现注水层位有效启动。总体效果评价后得出，2016年含水上升率由0.4%下降到0.2%，自然递减率由10.5%下降到9.5%。

 

    将平均单井日产大于0.4吨小于0.7吨的油井定为B类井，将平均单井日产大于0.2吨小于0.4吨的油井定为C类井。B、C类井虽然是产量不尽如人意的低效井，但数量最多，共有2544口，提升空间最大。扶余采油厂在保证其稳产的基础上提产，降低油井井底压力，增大生产压差，使油层压力较低且受层间干扰不产液的小层开始生产；增加了油层中的压力梯度，位于低渗透层和启动压力较高的原油克服毛管阻力开始流动，同时可削弱重力的不利影响，从而改善效果。

 

    开展低成本措施挖潜工程，优化选井及施工参数，化学解堵类措施采取增加顶替液的方式注入吞吐。让工作液进入油层深部，提高与油层接触面积，达到改善原油流动性及渗流通道的目的，提高增产量，降低单井成本。今年采取自主施工，单井费用可降低至1万元以内，油井化学解堵类措施138口井，平均单井当年内累计增油量14吨，有效期内单井累计增油量可达到20吨以上，效益产量可观。

 

    结合扶余储层特征，开展清水不加砂压裂实验，取得阶段性效果及认识，目前实施12口井，可评价6口，平均单井日增油0.3吨。为优化压裂施工参数，大幅降低压裂费用提供支持，目前扶余油田压裂单井费用从每口16.5万元降至每口12.5万元。

 

    将开展堵水措施一定时间的堵水井进行解封，利用层内周期采油模式，起到了有效动用正韵律储层中上部剩余油的目的。截至去年年末，解封25口井，对比未解封井动态表现为日产液、日产油上升，含水稳定。

 

    精细D类井分类，灵活应用关停方式，最小化降低产量影响。以油价为盈亏平衡点，对每口井开展“单井效益评价”，筛选出740口低无效益井。从2016年3月份，对水淹无效益井（高产液、高含水井）、低产无效益井、平台高耗能无效益井、高频作业无效益井，按电费、井下作业费等7项费用进行单井效益评价，优选没有地质挖掘潜力的155口井关停，截至2016年12月份，节约各项费用282万元，创效39万元。对585口低产液、低产油井实行间抽，不但节约电费136万元，且日产由间抽前的0.1吨提升至0.12吨。