华北油田经过40多年的开发，因水淹、套损套变等原因，有2593口井长期停产。开展长停井治理恢复，是提高油田开发效益、盘活闲置资源的重要举措。
近年来，随着持续开展恢复工作，剩余长停井潜力更隐蔽，井况和地面更复杂，恢复难度更大。油田公司高度重视长停井治理工作，于2021年成立长停井治理项目部，力争大幅提高恢复井数和效果。
目前，油田公司共开井7490口，开井率66.6%。其中，长停井2593口。从单位分布来看，二连分公司和采油三厂长停井数量较多，分别为793口和538口，其余单位在300口左右。从停产原因来看，采油井以低压低产、高含水和井筒因素为主；注水井以井筒因素、无效注水、注不进水为主。
据初步评估，油田公司现有长停井中有恢复潜力的井有1753口，目前认识无潜力的井有580口，待进一步落实潜力的井有260口。在进一步排查1753口潜力井的井筒、地面情况后发现，具备恢复条件的长停井有1473口。
油田公司设立长停井治理项目部，专职负责长停井治理恢复工作。项目部下设3个组，成员15人，涵盖地质、工程等专业。
长停井治理项目部的工作职责是：负责与老区滚动勘探开发、产能建设、老油田治理、提高采收率工作的沟通与衔接。
负责对油田长停井开展全面综合复查；开展选井选层及综合排队，提出措施建议；跟踪现场实施动态，结合措施效果，开展油藏综合分析。
负责油田长停井复产工程技术方案编制，负责推广应用新工艺、新技术，负责进行现场技术支撑。
负责审核采油单位提出的长停井恢复方案。
负责长停井周报、月报编制及恢复井跟踪、生产协调等日常管理工作。
负责按照长停井专项资金中下达的工作量及实施情况进行验收、结算与管理。
负责组织与长停井业务相关的合作开发队伍或外部队伍进行现场实施。
对于长停井治理项目部来说，目标责任为：总体目标是5年治理长停井1300口。
3年治理长停井750口，年产油12.5万吨，年注水39万立方米。
其中，2021年治理长停井270口，年产油4.5万吨，年注水15万立方米；2022年治理长停井250口，年产油4.0万吨，年注水12万立方米；2023年治理长停井230口，年产油4.0万吨，年注水12万立方米。
油田公司对项目部实行“责任目标阶段预考核+周期总考核”。项目部将任务分解到各采油厂，对应考核。
为实现长停井治理目标，项目部面临诸多挑战。多数长停井是水驱采出相当部分储量后高含水停产，剩余油相对隐蔽；井筒状况差，套变套损井多，修井面临技术和投入双重压力；地面条件差，制约现场工作的开展。
虽有挑战，但项目部有信心实现既定目标。
近年来，油田公司每年都能恢复一定数量的长停井，已经形成行之有效的工作方法，即不断深化剩余油认识，与评价、建产、油藏治理结合，深化地质工程一体化，强化经济效益评估，择优实施。所以，只要精准认识潜力，精细制定措施，加强组织协调与考核督导，就能实现目标。
根据今年公司的部署安排，长停井治理项目部制定了许多具体落实措施：
工作思路方面，建立整体油藏概念，重新认识地下潜力，坚持长停井治理恢复与滚动增储、评价建产、油藏综合治理、套变套损专项治理、新技术应用相结合。兼顾地面恢复难度，强化效益评价，地下、地面、效益统筹考虑，择优实施。
工作部署方面，综合治理区块整体注采配套治理恢复300口井以上，控制油藏递减；建产区块恢复老井100口井以上，实现注采配套完善；油层复查100口井以上，助力评价增储；利用新技术新工艺挖潜100口井以上，实现增产增效。
长停井治理项目部2021年重点工作安排：
一要坚持“四个结合”，优化方案。
与油藏评价相结合，开展油层复查，助力评价增储。主要在留北、京22等区块。计划恢复40口井，年产油0.5万吨。
与老区产能建设相结合，恢复老井，与新钻井形成注采井网，实现有效开发。主要在南马庄、留70区块，计划恢复70口井，年产油1.0万吨，年注水3.0万立方米。
与综合治理区块相结合，整体注采配套恢复，实现减缓自然递减。主要在留477、京11等区块，采取大修、卡堵水、压裂等措施，计划恢复130口井，年产油2.0万吨，年注水12万立方米。
与新工艺应用相结合，实现增产增效。主要在任丘、龙虎庄潜山等，采取氮气重力驱、二氧化碳吞吐等新技术，计划恢复30口井，年产油1.0万吨。
二要加强管理，保障成效。
包括理顺运行机制、加强资金管控、引入风险承包、引入外部力量、加强队伍保障、加强跟踪督导、加强考核奖励、加强生产管理等。
为严控新增长停井数量，油田公司制定并下发了《油气水井关停管理办法》。
目前，长停井治理项目部的措施落实情况：
长停井治理项目部已经审查通过长停井219口，其中油井143口、水井76口。
目前，已完成长停井恢复52口，正实施21口。
其中，典型井之一——留98井恢复，为评价提供了线索。该井位于路32断块，多段试油均为低产油层或含油水层，1985年投注雾迷山组，累计注水5.1万立方米，因套管漏失停注。
该井的恢复效果为，2021年1月8日大修恢复，转采55号层，日产油4.9吨，含水74.1%。该井取得的突破为路32断块Ng段评价建产指明了方向，有望对Ng段储层实现规模动用。
典型井之二——赵57-43X井，采用防砂新技术恢复。该井位于赵57断块，1998年投产，由于地层出砂严重，到2019年3月停产前频繁检泵冲砂共计12次，同时油层上部套管变形严重进一步加大了该井的恢复难度，普通的防砂施工带来大修的风险较高。
该井的实施成效是，技术人员优选新型清洁控砂防砂工艺，施工中通过精确控制防砂液浓度与液量，强化作业现场安全环保管理，确保作业安全高效。该井于2020年12月底恢复生产，日产液稳定在24.5立方米，日产油最高达8.91吨，目前稳定在6吨，含水最低63.8%。
防砂新技术的推广前景是：常规防砂工艺有效期短，新型防砂工艺具有工艺清洁、对储层无污染的特点，且施工后能够有效固结目的地层，可应用于同类型出砂严重且存在套管变形等复杂井况井的防砂治理，具有很好的推广前景。
长停井治理项目部下一步重点工作安排为：
全面梳理摸排长停井潜力，分门别类建好长停井台账；制订好分月、分季度的长停井运行计划，按照工作计划加强督导检查，确保工作量和增油效果；加快审查方案进度。积极对接产能建设区块、重点治理区块、三次采油等工作，加快二连分公司等单位的方案审查。上半年完成全年300口井的方案审查工作量；以老井二次复查为重点，与测井公司签订合作项目，重点是上第三系油层整体复查、二连低产低效区块整体复查并做好技术支撑，安排专人驻厂开展研究；加快已审查井实施进度。开展精细排序，对潜力大，施工难度小的井，尽快作业。同时，密切跟踪分析，动态调整排序，力争最优化。