今年前8个月，华北油田采油四厂原油SEC储采比由3.7提高至5.3，储量替换率由0.37跃升至2.0，完全成本实现硬下降。把这两条曲线从低位拉起的，不是某项技术突破，也不是一批新井投产，而是一张覆盖全厂每个岗位的考核表。

　　一张表，立起硬杠杠

　　今年年初，采油四厂按惯例下发了年度业绩考核表。和往年不同，表上新增了多项指标：油气储量替换率、经济可采储量、油气储采比。

　　对老油田来说，这几项指标的分量并不轻。产量要稳、成本要降、效益要增，可资源接替跟不上，地下情况越来越复杂，投入产出矛盾越来越突出。采油四厂决定从SEC储量管理入手，夯实效益开发的储量根基。

　　这个厂没有把稳产和增储割裂开来，而是把储量、产量、资产、效益穿成一条完整的链条，从两个维度入手，重塑管理基础。一个是横向上的单井成本核算，将基本运行费、人工成本、财务费用、资产折旧折耗全额归集并精准分摊到井。另一个是纵向上的经营单元重构，将多个管理单元、开发单元整合为11个具备独立评估SEC储量条件的经营单元，将储量提升、成本管控等指标逐一分解到单元，责任落实到人。

　　指标到了不同岗位，有了不同的落脚点。生产一线盯住开井率、生产时率和集输损耗；后勤保障人员算起修旧利废、库存盘活的细账，能修不领新、能调不买贵；技术人员则把重心放在增储方案上，对技术病灶、成本出血点一一进行识别，并靶向施策。

　　每月，各经营单元把产量、成本、储量三本账摆上桌面逐项分析，把曲线异常的单元当场“拎”出来重新拆解分析；每季度，开展增储成效分析，预判形势、调整策略；年底，全面复盘、完善体系。

　　一口井，算出真效益

　　指标有了，又如何撬动SEC储量的增长？

　　柳泉油田泉241-45井颇具代表性，全天不停抽，电费支出不少，但产量长期在低水平徘徊。过去，这口井维持着惯性运行方式，没人细算它的投入产出。单井核算数据拉出来后，症结一目了然。这样的井在厂里并非个例。

　　采油四厂认识到，对老油田而言，老区修正是存量资源挖潜的关键抓手，必须进一步加大精益管理力度，确保每一份储量“可动用、有效益”，让每一分资产都发挥更大的创效作用。

　　依托敏感性分析，采油四厂统筹考虑井网布局、井筒状况、储层物性等开发因素，量化各因素对开发效果、操作成本的影响程度，精准识别出影响老区SEC储量的核心参数，靶向指导提产增储与降本增效工作。

　　一方面，技术人员开展大范围老井复查，利用精细构造解释、储层再刻画技术，重新落实剩余油分布与资源，在零散“甜点”中探寻新的增长极。今年以来，全厂共恢复油井36口、水井19口，累计增油2509吨。

　　另一方面，技术人员对京11断块的14个井组开展精细注水工程。通过井网完善、欠注井治理、水质管理、流场调控等举措，这一断块日产油从40吨上升至63吨。

　　同时，该厂提升资产质量与创效能力。对还有潜力的井，通过优化工作制度、调整措施结构，提高产量、摊薄折耗；对资产净值高但产量低效的井，开展资产减值测试，合理压减折耗；对无效益的井，果断关停或间开，减少无效折耗。

　　一本账，撬动边际线

　　这张考核表带来的，不只是成本数字的压减，更是SEC储量经济可采边界的改变。

　　随着成本下降，一批原先被判定为“不经济”的边际储量，被重新纳入“经济可采”的序列。这种变化最终体现在储量指标上：原油SEC储采比由3.7提高至5.3，“家底”更厚了；储量替换率由0.37跃升至2.0，意味着新增储量补上了采出量。换句话说，考核表管的是成本，撬动的是储量，这份成绩单的每一笔，最终都要落在单井账本上。

　　“现在排措施计划，每排一项都要先算清楚：产量能不能上去，折耗能不能摊薄。”永清作业区副经理孙晓光说。

　　在采油四厂工作了10多年的员工沈妮娜感慨道：“现在知道了，我管好每一口井、节省每一度电，最终也能为提升全厂储采比出一份力。”

　　员工的思想变化也折射出这个厂管理路径的深层转变：从“先干后算”到“先算后干”，从“要产量”到“要效益产量”。

　　随着全员增储意识的显著增强，增储能力也稳步提升，过去那些被遮蔽的潜力点被逐一激活，难以动用的储量逐渐“解冻”，成为产能接替的重要支撑。每口井是盈是亏、对SEC储量贡献几分，翻台账就有答案，一口口看似普通的老井，正以新的方式为增储作出贡献。

　　一口井的账本很小，小到一个岗位、一张表就能装下；一口井的账本也很大，大到关乎老油田的效益开发。采油四厂从“算总账”到“总账、单井账一起算”，把每一口井的潜力释放到极致，算出了储量、算出了效益，更算出了老油田精细管理的新逻辑。