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外围油田是大庆油田生产的重要力量，但是这里低产低效井比例高、常规治理效果差。由于渗透低、原油黏度大、水敏性强，尽管采取了压裂投产以及大量调整措施，注不进、采不出的问题仍然非常突出，采油速度和采出程度均较低。
基于此，大庆油田选取葡333、州201、朝65三个典型区块，转变注水开发方式。如今，三个典型区块大量存量资源有效盘活，标志着油田外围扶余油层转变注水开发方式试验取得初步成效，并为后续试验井方案优化提供了借鉴。
盘活低效资源
针对扶余油层常规压裂后注水老区因储层砂体连续性差、孔渗条件差、难以建立有效驱动体系，致初期产量低、递减快、阶段采出程度低的问题，采油七厂在油田公司开发事业部的组织下，参照长庆油田元284区块开展转变注水开发方式试验，探索以“重构井网、再造缝网、全程补能”为核心的转变开发方式提产技术。
截至目前，试验完成压裂直井27口、水平井3口，累计增油1.9万吨，阶段提高采收率1.6个百分点，采油速度提高到2.4%以上，较水驱提高10倍多，低效益资源挖潜实现了突破，为盘活此类低效区块提供了一条可行的道路。
单井产量大幅提升
受注采井距大的影响，扶余油层整体表现为注水受效差、难以建立有效驱替的特征。
按照油田公司部署要求，采油八厂优选州201区块“水驱受效差、采油速度低、采出程度低”的北部井区开展转变注水开发方式试验，旨在解决常规压裂后注水开发难以建立有效驱动体系的开发现状，改善致密油层注水老区的开发效果，探索转变注水开发技术的可行性和适应性。
截至目前，这一区块阶段压裂启抽的14口井，平均单井高峰日增油4.1吨，对外围致密油层水驱老区块的有效开发起到了良好示范作用。
据了解，州201井区转变注水开发方式试验共分三年实施，累计安排油井压裂8井次、注转采井压裂8井次，增能吞吐16井次。从目前的试验效果来看，试验区单井产量大幅提升，区块大量存量资源有效盘活，为同类油藏的有效开发提供了有力技术支撑。
采出程度大幅增加
扶余油层由于渗透低、原油黏度大、水敏性强，尽管采取了大量调整措施，注不进、采不出的问题仍然非常突出。
朝65区块转变注水开发方式试验是油田为解决外围扶余低渗透油层因砂体连续差、孔渗条件差，常规压裂后注水开发难以建立有效驱动体系，导致初期产量低、递减快、阶段采出程度低而开展的重点攻关试验。
试验以效益治理为目标，以压前补能、压中蓄能、压后增能为手段，采用大液量、大砂量、大排量、工厂化压裂，“扰、闷、吐、排、采”一体化设计，以此提高单井产量和储量动用程度，最终实现传统平面水驱向井间缝间驱替+渗吸转变、井别固定向井别灵活调整转变。
截至目前，试验的4口加密水平井、16口斜直油井、8口斜直转采井初期平均单井日产油全面高于方案设计水平。从目前的试验效果看，与常规注水开发对比，这一区块预计10年采出程度增加13.58%，标志着转变注水开发方式试验取得初步成效，并为后续试验井方案优化提供了借鉴，具有很好的示范作用。
