夏日的松嫩平原，吉林油田的扶余采油厂民47区块先导试验井场上，一口油井正平稳地流淌着原油。现场看起来一切如常，并无特别之处。
但时光回溯至几个月前，彼时松原大地尚未解冻。就在这片井场上，一群人紧紧围着一口井，目光齐刷刷盯着压力表。前置氮气注入、多级暂堵剂到位、变排量压裂液依次推进——井下传来一阵阵沉闷且规律的震动，声声叩击着在场每个人的心房。
几个小时后，油管口涌出了第一股原油。“成了！”2026年3月12日，一项集成了“前置氮气增能、多级暂堵、变排量降粘”的复合型压裂技术，在这里成功实施。
时至盛夏，这口试验井始终保持稳产，状态喜人。而这一声振奋人心的“成了”，背后是吉林油田数年如一日的潜心钻研、攻坚克难。
老油田找油有多难？
走进扶余采油厂工艺所办公室，记者看到墙上挂着一张密密麻麻的压裂井分布图。不同颜色标注着不同年份的措施井位，星星点点。
总地质师指着图，语气平淡却扎心：“你看，现在剩余油分布得有多么零散。”
扶余油田原油黏度高、储层水敏性强，传统常规压裂技术早已适配不了当下开采需求，犹如隔靴搔痒、收效甚微，出现了投入成本逐年攀升、增产效果持续弱化的困境。
一组核心数据更能直观印证开采难题：油田综合含水率高达95.6%，剩余油高度分散，油田自然递减率逐年攀升。业内人士打了一个生动的比方：“老油田找油，比大海捞针还难。大海捞针，针尚且完整集中，而老油田的剩余油，细碎零散、无处聚焦。”
这样的困境，不只是扶余的难题，而是整个吉林油田老区开发的共同痛点。
如何突破技术瓶颈、盘活存量资源、唤醒地下剩余油？吉林油田的回答很硬核：用科技“手术刀”解剖剩余油。但这把刀，不是一天磨成的。
2024年，在吉林油田统一部署下，扶余采油厂专家牵头，工艺所与地质所骨干组成压裂增产项目组。他们做的第一件事，就是自我革命——果断摒弃过去的单一技术模式。
项目组在全油田范围内开展系统性、组合式的压裂技术攻关。精准，是这套技术的核心关键词。首先，对海量地质数据进行深度挖掘与软件模拟，精准“把脉”地下油藏的细枝末节。其次，采用逐级提排量的方式，有效“压开”泥质夹层，通过多造缝、造复杂缝，实现对隔夹层控制下低含水部位的有效支撑。最后，拿出核心武器——吉林油田首创“变排量逐级提净压力”核心工艺，配套迭代升级了的“变排量+降粘六步法”及“变排量+全程无清水压裂”技术，针对不同油品与储层特性实现精准化压裂改造。
其间，同步研发的“特高含水开发期封堵压裂改造技术”，填补了国内相关领域的技术空白，并获得了国家发明专利。技术路线打通了。但光有技术，还不够。先进技术落地，离不开先进理念的引领。
一口老井，怎么日产1.2吨原油？来到长春岭区块边部的一口老井，记者提出了这个问题。
“我们用降黏压裂技术重新做优化设计，一项一项排查数据，精准定位剩余油富集区域。”技术人员说：“放在以前，这口井可能早就关停了。但现在，它已经稳定出油超过一年。”
这不是个例。吉林油田还延长了压裂井管理链条，持续跟踪：优化生产参数、调整注水方案、实施化学解堵……一套“组合拳”下来，一批低效井成功转变为效益井。管理精细化，给技术效果上了“双保险”。
630口井，换来了什么？2024年至2025年，扶余采油厂累计实施压裂630井次：平均单井日增油0.43吨；较常规压裂增幅提高25%；经济有效率高达74.3%；效果与效益，实现了“双提升”。正是在这一创新实践的支撑下，扶余油田实现连续9年相对稳产，为吉林油田老区整体稳产贡献了关键力量，也为国内同类油藏在特高含水期的开发，提供了可借鉴的经验。