今年产油132万吨。8年前就进入稠油油藏高轮次、高采出程度吞吐开发末期，稀油注水区块进入高含水、高采出程度阶段，储采比失衡导致递减加快的辽河欢喜岭采油厂，能否完成这一目标。
采油厂厂长范英才说：“三个转变，让我们信心倍增。”
今年前9个月，欢喜岭采油厂一直保持计划线以上运行，实现超产3万吨，132万吨原油任务主动权已掌握在手中。
由“油层找油”向“水中找油”转变
欢喜岭采油厂位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南端，1979年投入开发，已开发欢东、双台子、双南三个油田。
今年年初，面对新井部署难、稠油蒸汽吞吐产量递减加快、稀油油藏稳产基础差等严峻形势，欢喜岭人冷静分析。他们认为：在油田开发初期，按照开采的难易程度和采收效果，在优质油层进行试油开采。但随着后备储量、难动用油藏的陆续开发，没有新的产量接替区，成为制约油田发展的最大难题。对此，他们提出必须转变发展方式，保储量、增后劲。
面对油层找油难的形势，他们及时转变思路，将重点目标放在优选有潜力的“疑似水层”上，坚持立足老区，加大基础研究和关键技术攻关力度，积极开展储量大调查、出油井点大排查活动，进行“三老”资料复查，通过老井寻找新的储量，实施“水中找油”。
齐2—15—12井区成功实现了“水中找油”，就是“转变”给欢喜岭采油厂带来的新欢喜。他们在测井资料复查中，对这个井区成藏规律研究，应用VSP测井技术落实储层、构造，同时应用录井、测井资料研究分析，建立该井区大凌河油层电型图版，确定大凌河层段电测解释水层，并与齐2—13—11井和齐2—13—312井大凌河油层为同一套储层，应为油层。实际试采，获得日产15吨高产工业油流。
在此基础上，他们重点围绕下台阶深层隐蔽油气藏、潜山油藏、低电阻油藏、双台子兴隆台油层低含油幅度油气藏和双台子—双南背斜带东营组岩性油气藏五个目标区域开展工作，加强老区内部和边部研究，积极实施扩边部署和优选老井试采，在欢95井区、齐古潜山、双台子、双南等区域部署探井7口、老井试油试采3口，口口出油，显示出较好的储量前景。
由“向新井要油”到“向老井要油”转变
没有新的储量区块，新井部署难。这是老油田共同的困境。
基于成本投入产出等因素，欢喜岭油田很早就对产量低于0.5吨的油井实行关停、间开、捞油等日常措施管理。2009年，欢喜岭油田共有各类停产井1963口，占总井数50%以上。
长停井有没有开采价值？
欢喜岭人回答是，关停井是受当时市场、成本、技术等因素影响，但对待关停井，思想认识不停，分析测试不停，措施优化不停，动态管理不停。
随着产量递减形势日益严峻，欢喜岭采油厂用全新的视角和思维对待关停井，把停产井复产作为老油田稳产的进攻性战略，使以前的低效井、停产井成为以后的潜力井、高效井。
今年年初，这个厂成立了厂长亲自挂帅的停产井复产机构，对停产井现状进行拉网式排查，做到油层钻遇、生产历史、井下状况、停产原因、复产潜力、措施方向“六个清楚”，并将长停井纳入区块综合治理和油藏整体开发研究工作中，科学编制“2010年停产井复产方案”，开展复产难度、措施有效率、工艺可行性、投入产出和效果评价分析，针对不同区块、不同层系、不同井况、不同类型复产井，落实“一井一法、一井一策”复产管理制度，提出要向关停井要原油产量的具体目标。上半年累计复产停产井149口，增油1.76万吨，增气130.5万立方米。
由“集中多注”向“单井单注”转变
按照目前国际油价测算，稀油的吨油价格要高于稠油1000余元，而操作成本不到稠油的一半。
强化注水开发，有效补充地层能量，减缓油田递减速度，就是为稀油老油田注入生命力。
欢喜岭采油厂共有稀油井1111口，开井512口，其中注水井212口，开井108口，注水井占稀油开井数的41%。他们针对集中多注效果差的实际，对欢北区块进行沉积相、地层流体配伍性以及敏感性分析等基础研究，开展注采井网优化、温和注水等工作，着力在改善注水水质和工艺措施上下工夫，采取单井单注的方式，做到了注好水、注够水、有效注水。
他们重点在欢26块杜家台油层，开展低渗油藏精细注水试验，兴建精细注水站，注水水质达到A1类标准，采油速度从0.33％提高到0.84％，日产油从年初的29吨上升到目前的70吨以上。这个区块最终采收率将提高5.2个百分点，增加可采储量16.3万吨。去年年底以来，他们在8个区块实施转注、补层、动态调配等措施60井次，累计增油1.23万吨。
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