●本报记者 赵津萱 肖丹 通讯员李沛霖
　　在油气田高质量发展的词典里，“储采比”是衡量可持续发展能力的“能量表”。它的计算公式（剩余经济可采储量/年产量）直指一个根本问题：油气田以现有的“有效家底”还能稳产多久？
　　对已开发半个多世纪的长庆油田而言，这道算术题的答案，关键在于持续做大公式中的“分子”。
　　“‘分子’的关键，在SEC证实储量。”勘探事业部矿权储量管理科负责人祁越解释。简单来说，就是在现有技术、经济和开发条件下，有充分依据证明能够经济有效采出的那部分油气储量。
　　作为我国第一大油气田，1999年以来，随着油气产量不断攀升，长庆油田原油储采比始终保持在8以上，天然气储采比保持在14以上。在巨大的产量基数上，资源接替能力没有因持续开发而明显减弱。
　　这背后，是一场围绕“分子”的持续经营：向认知边界要资源、向技术进步要潜力、向管理变革要效益，让更多地下资源进入经济有效开发的“家底”。
　　以思想换资源理论革命做大增量
　　站在年产6000万吨以上当量高点，当稳产上产的压力迫近，老区块的潜力空间越来越受限，新的增长从哪里来？这是长庆油田必须直面的问题。
　　在鄂尔多斯盆地这个地质结构相对稳定、岩性油藏为主的“老战场”，寻找规模性、可有效动用的新储量，难度逐年递增，勘探目标日益隐蔽，条件日趋复杂。
　　传统认知与既有技术，触到了一层看不见的天花板。
　　突破，往往始于思想的“灵光一现”。长庆油田将目光从盆地内部，投向了盆缘那些构造活跃、曾被长期视为“禁区”的复杂地带。
　　横跨西缘冲断带与天环坳陷的洪德地区，成为了新一轮思想解放与技术攻坚的试验场。
　　这里地质条件复杂，构造低部位长期被认为难以成藏。“能不能成藏，关键可能不在于‘位置’高低，而在于‘通道’是否畅通。”长庆油田勘探团队提出了一个颠覆性的猜想。
　　基于海量地震资料与钻井数据的反复验证，一个全新的“烃源岩—储层—断层复合控藏”理论模型逐渐清晰。该理论指出，在洪德这类地区，断裂带本身及其影响区域，可以与优质烃源岩和储层形成高效匹配，共同控制油气的富集。这意味着，先前被忽视的构造低洼区，可能“别有洞天”。
　　思想的“灵光”照亮了勘探的盲区。随着一口井在目标层钻遇近30米厚油层，试油获日产超55吨的高产油流，一个全新的规模性油藏浮出水面。
　　2023年，长庆油田第36个亿吨级整装油田——洪德油田诞生。这一步，不仅打破了传统认识，打开了新的找油领域，更直接为补充SEC经济可采储量、做大储采比“分子”注入了关键的源头活水。
　　2025年以来，新区及扩边区域对新增SEC储量的贡献占比已超过70%，成为储量接替最重要的一环。
　　以技术换产量精细治理盘活存量
　　勘探做大增量，开发则要盘活存量。对于已进入“双高”开发阶段的长庆油田，老区的稳产是SEC储量基本盘的关键。
　　在甘肃陇东，长庆油田元284区曾面临“亿吨级储量、94.4%超低渗”的困局，岩性致密如磨刀石。2016年，长庆油田以“体积压裂、流场重构”技术，构建起裂缝“毛细血管网”，单井日产量大幅提升，盘活了巨量难采储量。
　　元284区的成功，折射出老油田“做大分子”的另一条路径。
　　储量并不是一经核定便永久不变的静态数字。技术进步可以提高采收率，开发方式优化可以改善储层动用程度，成本下降则能够拓宽经济开发边界。三者共同决定着地下资源中究竟有多少能够成为经济可采的“有效家底”。
　　作为开发了半个多世纪的油气田，长庆油田85%以上的油气藏为非常规致密类型，随着开发年限延长，老井产量递减、地层能量不足、低效井占比升高等问题，成为制约SEC储量稳定的核心瓶颈。
　　长庆油田管理层充分认识到，老油气田稳产的本质，不仅要守住当期产量，更是通过提高采收率、降低开发成本，不断拓展存量资源的经济动用边界。
　　围绕这一理念，长庆油田从两方面着手降低开采成本、提升最终采收率，将更多地质储量“激活”为SEC储量。
　　——做强注能端，为地下油藏精准“输血补气”。针对鄂尔多斯盆地超低渗油藏“注不进、驱不动”的世界级难题，长庆油田通过全面推进压驱渗转等开发方式转变和精细注水工程，努力重建地层能量系统，让“磨刀石”里蕴含的难动用储量，转化为实实在在的SEC储量。
　　——做优提采端，以精细化治理重塑开发秩序。长庆油田坚决杜绝破坏开发规律的短期行为，全面推行“一井一策”全生命周期精益管控。通过建立油水井动态“健康档案”，对低效井、关停井实施靶向治理。
　　目前，长庆油田已在塞160、木30等66个重点油藏推广全生命周期精益治理模式，累计实施“一井一策”动态管控超1.1万井次，完成油水井措施2338井次，阶段累计增油6.5万吨、增注10.2万立方米，低产井挖潜单井日增油0.9吨，套损井治理有效率达95.0%。
　　以经营换效益管理变革做实家底
　　在长庆油田勘探开发研究院储量矿权研究所韩旭等科研人员看来，保持储采比稳定不仅是一个技术问题，更关乎管理方式的革新。要实现从“年末核算储量”到“全程经营储量”的转变，就必须推动储量管理模式的系统性转型。
　　“心中有PD，干活算效益”是长庆油田在“做大分子”管理上迈出的第一步。
　　所谓“PD”，即证实已开发储量，与SEC储量管理相衔接。SEC储量目标任务被分解到具体岗位和个人，让“人人身上有PD、人人肩上有效益”成为行动自觉。
　　在此过程中，采油六厂组建专项技术团队，通过三维可视化地质建模技术，精细描述沉积微相、单砂体空间展布及孔、渗、饱等地质特征，实现一次油藏描述覆盖率提升至99.1%，二次描述覆盖率提升至50.7%。
　　组织架构是优化管理的第二步。
　　作为长庆油田改革的“先行官”，页岩油开发分公司通过推行降维式扁平化管理，与常规采油模式相比，“机关—中心站”的两级架构大大缩短了工作安排流程，流程化操作时间更是节省了1/3。经过“瘦身强体”后的页岩油开发分公司，实现百万吨原油用工控制在230人以内，人均原油当量高达4500吨，劳动生产率达786万元/人，为常规采油厂的3.3倍。这场改革通过管理决策效率的有效提升，精准作用于储量的经济有效动用。
　　与此同时，智能化与数字化手段为生产管理持续赋能。AI工况诊断、三维地质建模等技术的应用，使生产方式从依赖经验转向数据驱动。这不仅实现了对上万口井的“一井一策”精益管控，更能通过优化运行参数、预警异常、精准措施，持续降低桶油操作成本。在SEC储量评估中，成本是决定储量经济性的关键变量。成本的有效控降，意味着更多原先处于经济边际的储量被“激活”为SEC储量，从而做实、做厚了资源的效益家底。
　　储采比看似是一道除法题，背后却是一套关于资源、技术与效益的系统工程。
　　对于开发超过半个世纪的长庆油田而言，“做大分子”已经不只是多找一些储量。从洪德新区的前沿理论突破，到老区的精细能量补充，再到全链条的数智化管控，长庆油田走出了一条在“双高”阶段筑牢储采比根基的可持续发展的“做大分子”之路。