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水驱采收率提高8.1%。这标志着吉林油田历时3年多，针对高含水区块的换向驱油技术试验取得成功，为今后规模推广奠定基础。
　　有着50余年开发历史的吉林油田，已进入高含水开发后期，很多老井反复调整注水方式，效果却微乎其微。如果选择打新井进行加密调整，投入产出不成正比，无法效益建产。换向驱油技术将这两个难题同时有效解决，采用油水井井别互换，实现低渗透、非均质油藏的有效动用，老油田得以成功二次开发。
　　冲破传统观念，新思路带来高采收率
　　换向驱油试验绝非简单地一蹴而就，而是历经了近20年的探索实践、改进、打磨与完善。
　　创新最难的是转变观念。在传统认识上，水井就是水井，只负责注水，油井就是油井，只负责采油，井别互换就是“旁门左道”。
　　1997年，吉林油田科研人员在新立油田选取10余口注水作用发挥较差的水井，开展零星转抽试验，经过一段时间的监测、观察和调整，取得较好效果。在此基础上，技术人员结合井网调整逐步深化这项工作，到2003年，水井转抽已达26口井。2010年开始，新立油田进行有目的地挖潜，不断扩大试验规模，截至目前，包括新立Ⅳ区块整体换向驱油试验在内的水井转抽达107口，累计产油31.4吨，生产能力相当于打51口新井。
　　有了前期水转抽成功经验的积累，科研人员又大胆设想，依据满足地下砂体控制程度，将井网作用发挥不大、产能较低的油井转为水井，进而扩大水驱波及体积，改善开发效果。2013年，科研人员优选新立Ⅳ区块南部的7口油井和10口水井进行井别互换，拉开了吉林油田整体换向驱油的序幕。
　　精细认识油藏，看得准才有效益
　　换向驱油技术在地表的显现仅是油井与水井井别的互换，其实却是对油藏整体审慎分析，对油水运动规律和剩余油分布规律精准判断的结果。地下认识准确，才能出效益。
　　2013年，科研人员通过精细地质认识得出，新立Ⅳ区块中南部，位于两条南北向断层之间，属于断堑构造。从油藏剖面看，油层整体连通性较好，尤其是主力油层，从东西向横切油藏剖面看，油层整体连通性变差。若进行井网加密，则新井投入与产出不成正比。
　　这种不具备加密条件的井区，根据砂体方向注水推进快的特点，正适合通过井别转换形成新井网系统，实现沿砂体延伸方向注水、向两侧驱油，扩大水驱波及体积，改善开发效果。一旦实施成功可有效指导今后井网调整方向。
　　2013年7月，吉林油田完成了新立Ⅳ区块17口油水井的换向驱油工作。初期总体表现为产液量、注水量、含水上升，日产油总体上升3.9吨。经过井网转换一段时间后，水驱波及状况发生改变，水井转抽后在新井网下逐步建立起新的注采关系，含水逐步下降、产油能力逐步上升。10口转抽井日产由初期的3.5吨，上升至目前的9.2吨。
　　不仅如此，17口井的井别互换，影响了整个区块的驱替关系。由于地质条件的改善，同区块的64口油水井均有不同程度的注采反应，没有进行挖潜措施，目前日产量较试验前增加3.2吨。
　　放大技术成果，老区挖掘新潜力
　　换向驱油试验证明，采取井别互换可使原油沿砂体沉积方向流动，挖掘现有井网资源潜力，即通过水井转抽，动用水井挤出水井间的剩余油；通过油井转注驱替油井间剩余油，并形成沿砂体方向注水，向河道两侧驱油。
　　试验取得成功后，科研人员挖掘老区潜力，提质增效的思路进一步拓宽。依据剩余资源潜力，当转换井经过多年生产或注水，根据油藏实际动态变动情况，可以进行二次、甚至三次转换，用这种低成本方式，充分实现油田开发效益的最大化。
　　处于高含水开发后期的吉林油田，要向老区老油藏要效益，换向驱油是重要技术手段之一。吉林油田将在成熟技术经验基础上，进一步应用换向驱油技术，扩大井网转换区试验规模。截至8月底，吉林油田已初步优选新立Ⅴ区块南，现已完成11口转注井和6口转抽井的方案论证工作，涉及油水井58口。同时，油田将在新民、乾安、扶余等采区选取同类型油藏，开展换向驱油试验，进而推动吉林油田整体采收率的提高。
　　转注驱替油井剩余油示意图

　　油井8-2.1井采收率低，通过实施换向驱油技术，使油井转换为水井，改变井网驱替方式，扩大注水波及体积，有效将层间剩余油驱出，分别通过周围油井采出。
　　转注挖掘水井剩余油示意图

　　经过前期对地层的有效分析判断得出，水井+4-01所处储层富含