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摘要：剩余经济可采储量是各上市油气公司的核心资产，其规模及价值大小反映公司的发展潜力，直接影响公司的折耗、利润和油气资产的保值、增值。以剩余经济可采储量及储量价值计算模型为基础，定量研究不同油价下初始产油量、递减率、油价、总操作成本等因素对剩余经济可采储量及储量价值的影响程度。
关键词：经济采收率;效益产量;经济可采储量;降本增效;SEC储量影响因素
面对低油价的严峻形势，保持效益产量规模及优化成本结构是核心工作。为了适应低油价下老油田的生存及发展，以增加经济可采储量为目的，对SEC储量影响因素敏感性进行分析，总结低油价以来采油厂降本增效的做法，摸索进一步提高经济可采储量的途径，努力提高老油田经济采收率。
1、采油厂SEC现状分析
A目前管辖着a、b、c三个油田。目前综合含水96.55%，平均单井日产液66.2吨，单井日产油2.1噸，采出程度38.84%，采收率41.1%，可采储量采出程度94.4%。
SEC储量（利用SEC准则评估出的油气储量）是现有技术、经济和法规条件下的剩余经济可采储量。采用的评估方法为现金流法，预测净现金流为零之前的累积产油量。产油量采用递减法进行预测，然后根据相关的成本、税率、油价等经济参数计算经济可采储量。[1]
2011-2015年技术可采储量持续增加;2016年受低效益关井影响，可采储量下降162万吨;2011-2014年，剩余经济可采储量保持在3500万吨左右。2015-2016年评价油价下滑，剩余经济可采储量下降1295万吨。SEC储量规模缩小导致吨油折耗在2016年大幅上升，采油厂利润受到影响。按照2015年的折耗计提情况测算，SEC储量增（减）10万吨，影响折耗率下降（上升）0.6%，影响吨油折耗35元/吨。增加SEC储量，降低吨油折耗，是当前优化成本结构、改善经营状况的重点。
2、SEC储量敏感性分析
2.1 建立模型
采用现金流法，按照当前的开发规律，预测净现金流为零之前的剩余累积产油量，建立采油厂概念模型。
2.2 主要因素影响程度分析[2]
改变初产，其它条件不变（50美元，10%递减率）;初产与单井控制经济可采储量关系近似呈直线，单井初产每增加5%，单井控制经济可采储量增加835吨左右。
改变递减率，其它条件不变（50美元，初产13.7万吨）;递减率的倒数与单井控制经济可采储量呈直线关系，递减率每增加5%，单井控制经济可采储量减少420吨左右。
改变油价，其它条件不变;单井控制经济可采储量随油价的升高而增大，油价每增加5%，单井控制经济可采储量增加858吨左右。
改变桶油操作成本，其它条件不变;单井控制经济可采储量随桶油操作成本的升高而减小，桶油操作成本每增加5%，单井控制经济可采储量减小443吨左右。
各因素对单井控制经济可采储量的敏感程度依次是：油价（0.69）>初产（0.67）>操作成本（-0.35）>递减率（-0.34）。
单井控制经济可采储量与初产、油价是正相关关系，与递减率、成本是负相关关系，提升SEC储量重点是提高初产、控制递减和降低成本。
3、提高SEC储量的做法
SEC储量的四项敏感性分析，仅是依据概念模型从理论上的研究。在实际应用过程中，必须要和当前的形势、油藏目前潜力结合起来。理论上，提升初产是提高SEC储量的最直接、最明显的方式，但在低油价形势下，受油藏潜力大小等因素的限制，主要适用于提高增量投入的产能建设期。实际上，规模更大的是存量部分，尤其是目前低油价的形势下，开发上控递减和经营上降成本才是当前工作的重点，才是实现SEC储量的稳定和增长之本。
低油价下，着力做好控减稳产和降本提效工作，最大限度提高老油田经济采收率，延长老油田的经济寿命期，实现高效可持续发展。控递减方面，一是强化水井治理提升效益三率，二是精细矢量注采调整优化注水产液结构，降成本方面主要是控无效低效产液量。
如果不采取控减稳产和降本提效工作，按2014-2015年基础递减率预测，剩余经济可采储量将降低至481万吨，通过一系列工作，减缓下降89万吨，三率指标持续提升，稀油自然递减率得到有效控制。
4、下步工作方向及认识
4.1 持续细分注水，改善水驱开发效果，控递减
在精细油藏研究的基础上，以提升水驱质量为中心，制定细分注水界限，明确细分潜力需求，进一步推进河流相小层多级多段细分、三角洲相韵律层细分，加强潜力小层（韵律层）的动用，持续改善水驱开发效果。
河流相沉积储层细分到小层，达到“362”的界限;三角洲相沉积储层细分到韵律层，达到“382”的界限，高效动用好每个层。
统筹考虑注采对应及井筒状况，以提高水驱动用、超前潜力培养、控制无效注水为原则，对全厂中高渗整装油藏1118口（刨除待报废井79口、低渗透104口）注水井进行了分层潜力及工艺适应性分析，下步光管改分注井82口，进一步细分井103口。
在细分注水潜力调查的基础上，根据目前的工艺技术状况，确定了“十三五”后三年15个重点单元及29个零散井组，合计工作量145口。
4.2开展低效水循环矿场识别及调整技术攻关，控成本
从层内→层间→平面和高渗条带→高耗水带→低效水循环分级次层层递进描述，通过对当前矿场识别技术的系统整合以及关键技术的攻关突破，建立适合于矿场实际的识别方法，控制。
在矿场识别基础上，开展不同成因低效水循环开发调整治理。描述低效水循环的同时，凸显潜力砂体、潜力区域，利用轮替策略，集中老井资源优先开发潜力砂体，暂停动用低效砂体，达到控制低效无效产液量降低成本的目的。
5、几点认识
认识1：低油价形势下，强化水井治理，提升效益三率以及精细矢量注采调整，控制低效无效产液量和注水量是实现经济可采储量的稳定和增长之本。
认识2：深化低效水循环研究，加强停产停注井治理，双低单元治理，做实技术创新创效，推进存量提质增效，是水驱开发油田下一步控本增效的核心工作。
参考文献
[1]贾承造.美国 SEC油气储量评估方法[M] .北京：石油工业出版社，2004：45-50.Jia Chengzao.SEC estimation approach for oil & gas reserves[M] .Beijing：Petroleum Industry Press，2004：45-50.
[2]侯春华，邴绍献，王滨，等.基于增量和存量的油田效益开发优化模型 [J] .油气地质与采收率，2015，22（6）：102-106.Hou Chunhua，Bing Shaoxian，Wang Bin，et al.Optimization model for oilfield benefit development based on existed/incrementalproduction [J] .Petroleum Geology and Recovery Efficiency，2015，22（6）：102-106.
作者简介：陈小磊，女，1986年10月出生，中级职称，2009年7月毕业于西南石油大学石油工程学院，开发方向，从事开发地质研究工作。
关键词：经济采收率;效益产量;经济可采储量;降本增效;SEC储量影响因素
面对低油价的严峻形势，保持效益产量规模及优化成本结构是核心工作。为了适应低油价下老油田的生存及发展，以增加经济可采储量为目的，对SEC储量影响因素敏感性进行分析，总结低油价以来采油厂降本增效的做法，摸索进一步提高经济可采储量的途径，努力提高老油田经济采收率。
1、采油厂SEC现状分析
A目前管辖着a、b、c三个油田。目前综合含水96.55%，平均单井日产液66.2吨，单井日产油2.1噸，采出程度38.84%，采收率41.1%，可采储量采出程度94.4%。
SEC储量（利用SEC准则评估出的油气储量）是现有技术、经济和法规条件下的剩余经济可采储量。采用的评估方法为现金流法，预测净现金流为零之前的累积产油量。产油量采用递减法进行预测，然后根据相关的成本、税率、油价等经济参数计算经济可采储量。[1]
2011-2015年技术可采储量持续增加;2016年受低效益关井影响，可采储量下降162万吨;2011-2014年，剩余经济可采储量保持在3500万吨左右。2015-2016年评价油价下滑，剩余经济可采储量下降1295万吨。SEC储量规模缩小导致吨油折耗在2016年大幅上升，采油厂利润受到影响。按照2015年的折耗计提情况测算，SEC储量增（减）10万吨，影响折耗率下降（上升）0.6%，影响吨油折耗35元/吨。增加SEC储量，降低吨油折耗，是当前优化成本结构、改善经营状况的重点。
2、SEC储量敏感性分析
2.1 建立模型
采用现金流法，按照当前的开发规律，预测净现金流为零之前的剩余累积产油量，建立采油厂概念模型。
2.2 主要因素影响程度分析[2]
改变初产，其它条件不变（50美元，10%递减率）;初产与单井控制经济可采储量关系近似呈直线，单井初产每增加5%，单井控制经济可采储量增加835吨左右。
改变递减率，其它条件不变（50美元，初产13.7万吨）;递减率的倒数与单井控制经济可采储量呈直线关系，递减率每增加5%，单井控制经济可采储量减少420吨左右。
改变油价，其它条件不变;单井控制经济可采储量随油价的升高而增大，油价每增加5%，单井控制经济可采储量增加858吨左右。
改变桶油操作成本，其它条件不变;单井控制经济可采储量随桶油操作成本的升高而减小，桶油操作成本每增加5%，单井控制经济可采储量减小443吨左右。
各因素对单井控制经济可采储量的敏感程度依次是：油价（0.69）>初产（0.67）>操作成本（-0.35）>递减率（-0.34）。
单井控制经济可采储量与初产、油价是正相关关系，与递减率、成本是负相关关系，提升SEC储量重点是提高初产、控制递减和降低成本。
3、提高SEC储量的做法
SEC储量的四项敏感性分析，仅是依据概念模型从理论上的研究。在实际应用过程中，必须要和当前的形势、油藏目前潜力结合起来。理论上，提升初产是提高SEC储量的最直接、最明显的方式，但在低油价形势下，受油藏潜力大小等因素的限制，主要适用于提高增量投入的产能建设期。实际上，规模更大的是存量部分，尤其是目前低油价的形势下，开发上控递减和经营上降成本才是当前工作的重点，才是实现SEC储量的稳定和增长之本。
低油价下，着力做好控减稳产和降本提效工作，最大限度提高老油田经济采收率，延长老油田的经济寿命期，实现高效可持续发展。控递减方面，一是强化水井治理提升效益三率，二是精细矢量注采调整优化注水产液结构，降成本方面主要是控无效低效产液量。
如果不采取控减稳产和降本提效工作，按2014-2015年基础递减率预测，剩余经济可采储量将降低至481万吨，通过一系列工作，减缓下降89万吨，三率指标持续提升，稀油自然递减率得到有效控制。
4、下步工作方向及认识
4.1 持续细分注水，改善水驱开发效果，控递减
在精细油藏研究的基础上，以提升水驱质量为中心，制定细分注水界限，明确细分潜力需求，进一步推进河流相小层多级多段细分、三角洲相韵律层细分，加强潜力小层（韵律层）的动用，持续改善水驱开发效果。
河流相沉积储层细分到小层，达到“362”的界限;三角洲相沉积储层细分到韵律层，达到“382”的界限，高效动用好每个层。
统筹考虑注采对应及井筒状况，以提高水驱动用、超前潜力培养、控制无效注水为原则，对全厂中高渗整装油藏1118口（刨除待报废井79口、低渗透104口）注水井进行了分层潜力及工艺适应性分析，下步光管改分注井82口，进一步细分井103口。
在细分注水潜力调查的基础上，根据目前的工艺技术状况，确定了“十三五”后三年15个重点单元及29个零散井组，合计工作量145口。
4.2开展低效水循环矿场识别及调整技术攻关，控成本
从层内→层间→平面和高渗条带→高耗水带→低效水循环分级次层层递进描述，通过对当前矿场识别技术的系统整合以及关键技术的攻关突破，建立适合于矿场实际的识别方法，控制。
在矿场识别基础上，开展不同成因低效水循环开发调整治理。描述低效水循环的同时，凸显潜力砂体、潜力区域，利用轮替策略，集中老井资源优先开发潜力砂体，暂停动用低效砂体，达到控制低效无效产液量降低成本的目的。
5、几点认识
认识1：低油价形势下，强化水井治理，提升效益三率以及精细矢量注采调整，控制低效无效产液量和注水量是实现经济可采储量的稳定和增长之本。
认识2：深化低效水循环研究，加强停产停注井治理，双低单元治理，做实技术创新创效，推进存量提质增效，是水驱开发油田下一步控本增效的核心工作。
参考文献
[1]贾承造.美国 SEC油气储量评估方法[M] .北京：石油工业出版社，2004：45-50.Jia Chengzao.SEC estimation approach for oil & gas reserves[M] .Beijing：Petroleum Industry Press，2004：45-50.
[2]侯春华，邴绍献，王滨，等.基于增量和存量的油田效益开发优化模型 [J] .油气地质与采收率，2015，22（6）：102-106.Hou Chunhua，Bing Shaoxian，Wang Bin，et al.Optimization model for oilfield benefit development based on existed/incrementalproduction [J] .Petroleum Geology and Recovery Efficiency，2015，22（6）：102-106.
作者简介：陈小磊，女，1986年10月出生，中级职称，2009年7月毕业于西南石油大学石油工程学院，开发方向，从事开发地质研究工作。