扶余油田位于吉林省松原市内，松花江与嫩江交汇地带,地势比较平坦，油区有1/3的地面在市区内。油田区域构造位于松辽盆地南部中央坳陷区扶新隆起带扶余Ⅲ号构造上。
油田1959年投入开发，开发的主要油层是扶余油层及杨大城子油层。1971年年产油首次超过100万吨，达到126.7万吨，此后在100万吨以上运行了近16年，1987年后产量下降，到2003年原油产量60.9万吨。2004年开始进行调改，2007年原油产量重新攀上100万吨，达到102万吨，2008年达到103万吨。
总结油田原油产量重上百万吨的的关键技术，归纳有以下八项：
一、复杂地面条件浅层三维地震技术
油田地表地下有四大难题即目的层浅，地下构造复杂；地表高程落差大，表层结构复杂；村屯、林地和水网密集；人文、工业噪声干扰大。
针对以上问题的采集技术对策：浅层复杂断块，采用精细目标勘探观测系统设计技术；城区障碍物，采用动态变观设计与实施技术；复杂地面条件，采用激发参数动态设计与逐点实施技术。
采集施工对策：确保检波器埋置平、稳、正、直、紧，与大地耦合良好；针对城区人文干扰，采取夜间施工，现场逐炮分析，实时监控环境噪音；针对松花江，采取分区采集的方法，在冰冻后实施。
关键处理技术：高精度配套静校正技术；配套的去噪技术；子波整形技术——消除横向差异、提高纵向分辨率。
处理解释结合措施：应用多种质量控制手段，处理解释一体化分析、提高成像精度；采用试验偏移方法，提高剖面质量
通过以上技术，采集的三维地震资料在资料品质上有了质的提高。首次完整刻画了扶余地区构造形态和断裂系统，重新落实构造圈闭面积和构造。
二、油藏再认识技术
储层再认识：扶余油层原认为砂体大面积连片分布、平面非均质性较弱，为水下三角洲前缘亚相，新认识是尽管砂体连片，但平面差异大、非均质性严重，1～3号小层为水下三角洲前缘亚相，4～13号小层为陆上三角洲分流平原亚相；杨大城子油层原来钻遇井点少，没有系统研究，砂体特征不明确，新认识认为杨大城子油层为曲流河亚相，微相分布和储层含油性有着密切关系。微相控制着单砂体分布，河道单砂体数量决定含油丰度。
流体性质：原来没有进行系统的研究工作，现认为平面上原油性质有很大差别，东区为稠油，其他区域为稀油，扶杨油层物性差异较大。
成藏控制因素：原认为油田油气水分布主要受构造控制，属构造油气藏，扶杨油层属于同一个压力系统；再认识认为在宏观的构造背景控制下，扶余油田扶杨油层具有相对统一的油水系统,自西向东油水界面逐渐抬升，断块内具有相对统一的油水界面，油藏类型为大型构造背景下的岩性——断块油气藏。
资源再认识：通过三维地震和进一步研究评价，重新落实了扶余油层外围和杨大城子油层资源潜力，新增原油探明储量6211万吨。
提高开发效果潜力：扶余油层原始含油饱和度为73％，残余油饱和度为32.7％，水驱油效率为55.2%，2002年标定采收率只有26.5％，以此推算波及体积仅为48.1％，如果波及体积达到80％，采收率可以达到44.2％。稠油区水驱后转蒸汽驱三维物理模拟实验，表明采收率可达到50%。
三、井网综合调整技术
油田2排水井夹4排油井、2排水井夹5排油井的井网严重不适应开发形势，需进行井网调整，而剩余油分布规律的研究是确定井网调整方式的关键。
通过对检查井剩余油饱和度、驱油效率研究，搞清了不同井网的剩余油分布规律。
层内剩余油分布特征：扶余油层90%以上油层为正韵律沉积，层内剩余油分布特征是单个正韵律底部强水洗、多个正韵律叠置表现出分段水洗的特征，底部正韵律水洗重、复合韵律储层明显底部水洗重。
层间剩余油分布特征：层间剩余油饱和度差异较大，主要受注采关系影响，同一沉积相带注水强度大的油层水洗程度高；当注采关系相同时，受物性影响大，渗透率高的层强水洗；在注采关系及物性相似情况下受沉积环境控制。
平面剩余油分布特征：平面上水洗程度的差异主要受沉积环境及与相邻水井平面配置关系影响。沉积相带相同时，一线油井水洗程度高于三线油井；河道水洗程度要高于河道侧翼及其它溢岸沉积，剩余油饱和度较高的部位主要在水下分流河道、废弃河道、井网未控制的透镜砂体及砂体边缘等低压差滞留区，剩余油较为富集。
纵向上，正韵律和复合韵律的上部，剩余油较为富集。
西1队井网调整试验，老井开发状况得到明显改善。38口可对比老井调整后日产油是调整前的最好水平，自然递减率明显减缓。新井投产初期含水74.2％，比老井含水低15％，单井日产油1.4吨，是老井的1.75倍，后期稳产状况也较好。
在此实验基础上进行整体井网调整，通过井网综合调整，油水井井况差、分注状况差、井网不适应等问题得到改善，注采关系进一步完善。
四、浅层定向井、水平井技术
定向井：采用井眼轨迹控制技术，进行轨迹跟踪精确控制；钻进过程中采取防碰绕障技术。目前定向井技术已经非常成熟，定向井占总钻井井数的90%，没有发生过一起与老井的碰撞事故，解决了扶余油田复杂地面条件制约综合调整的问题。
浅层水平井钻井技术：已成功地实施了大斜度+水平段、阶梯、大位移等多种剖面类型的浅层水平井，井身结构及完井管柱已形成技术系列。
水平井环空分段压裂技术：实现了水平井有效分隔、分段压裂，提高了压裂的针对性和有效性；实现两段有效密封，保证不动管柱一次性压裂两段的目的。
水平井举升技术：形成了具有吉林油田特点的浅层水平井螺杆泵举升技术。
水平井应用及效果：油田边部水平井与直井产量比第12个月为3.4；老区内部水平井与直井产量比第12个月为2.6。
五、完井技术
新井固井存在地表裂缝漏失、上部水砂层漏失、油水层高压水窜、层间压差大等矛盾。
施工时采用了双凝双密度水泥浆结构、JSS-1高效低失水冲洗液、NCD-2速凝早强防窜水泥浆、铵盐聚合物钻井液体系四项新技术。同时采取水泥返高到地面；对套管局部加强，A/B界面以上100米至油层顶界套管钢级由J55调整为P110。
固井质量合格率由80%以下提高到99%以上。从2002年到2007年共投产新井2808口，仅12口发生了套变，套变率仅为0.4%。
六、储层改造技术
针对中高渗透、密井网条件下，有效控制缝长，同时保证导流能力；降低储层伤害；合理控制裂缝延伸方向以降低油井含水的问题采取了携砂液造缝高砂比压裂；暂堵细分层及转向压裂工艺；低温低伤害压裂液应用等技术。
通过以上措施，压裂成功率明显提高。调整井初期含水一般在70%以内，比老井含水低20％左右；单井产能实现逐年提高，由2002年的1.1吨提高到2007年的1.8吨。
七、有效注水技术
变参数射孔调整吸水剖面技术：扶余油田经多年注水开发，注入水沿高渗条带或高渗透层突进，严重影响油田的注水开发效果，层间、层内矛盾非常突出。提出变参数射孔技术对策，通过改变孔密、孔深、孔径及射孔方式等参数以满足不同层段或同一层内不同位置的加强或控制注水需要。
细分层注水技术：把封隔器和配水器有机组合到一起，解决了封隔器和配水器之间由于隔层薄、油层薄无法分注的难题，实现最小隔层2米的注水井有效分注，满足了扶余细分层注水开发需要。
提高注水井测试效率配套技术：为满足分注层段需求，调整区注水层段由原来的平均3.5段增加到4.3段；测试效率提高，2002年以前，每月每班测试5-6口井，测试15-18层，目前每月每班测试8口井，测试35层左右；分注率和有效注水合格率明显提高，注水状况得到明显改善。
八、地面系统配套技术
不加热集输配套技术：在试验基础上确定单井不加热集油输送管线的长度为500m；集油单井管线埋深2.0m，井口及立管均加电伴热带保温；站外单井集油管线材料推荐选用玻璃内衬无缝钢管。
低温原油脱水及污水处理技术：由于采用不加热集输流程随之带来的问题就是集输温度低容易凝管，脱水、污水处理温度低影响处理效果，研制了满足需求的新型低温破乳剂和絮凝剂，加入破乳剂可以取得良好的破乳脱水效果。
密闭及节能降耗配套技术：接转站改造为密闭流程、增压站采用油气混输技术、干燥器采取凝液自动回收降低油气损耗、原油脱水采用多功能沉降罐、辅助大罐抽气技术，降低油气损耗、注水系统三网联通，三座注水站对应的注水干线联网，通过低压变频调整柱塞泵的流量，注水系统效率提高25％。
供配电系统节能配套技术，大量应用节能设备，如S11-M型节能变压器；新型YJV型电缆同时应用智能电容补偿技术及变频调速技术，节省电能。
应用效果：在井数增加1829口的情况下，站外管线、接转站、加热炉、大幅度减少，总能耗由4029(MJ/t)下降到510(MJ/t)，实现了安全环保节能降耗生产。（作者单位：吉林油田公司勘探开发研究院）