近日，西北油田2021年度SEC储量评估结果接受了外方过程审计，按目前财务预测经济参数，西北油田2021年度石油储量替代率122%、天然气储量替代率136%，双超年度目标任务，连续5年实现了储采平衡。

 SEC储量是在现有技术、经济和法规条件下剩余经济可采储量，变化的主要影响有初产、递减率、油价、成本等因素。2021年，西北油田持续完善SEC储量管理模式，实现了全员参与增可采的工作体制。

 在管理方面，西北油田出台《新增经济可采储量目标化管理实施细则》，搭建了SEC储量管理平台，实现年度新增经济可采储量实时监控和各区块SEC储量实时测算，推进SEC储量与生产一线日常生产的融合。同时，西北油田与中石油塔里木油田常态化开展“中-中”合作，双方互相学习，取长补短，持续提升SEC储量管理和评估水平。

 在塔河油田碳酸盐岩油藏领域，科研团队聚焦未动用储量，攻关不同岩溶类型复合叠加关系、量化次级断裂充注能力、提升缝洞刻画精度等三项关键技术，推进塔河小缝洞群和中深层评价动用，2021年在塔河未动用区投产新井66口。针对已开发储量，科研团队集成岩溶系统描述、储量分类评价、油藏工程方法和调堵解驱配套提高采收率技术，强化剩余油精细描述与注采井网优化调整，改善水驱和气驱效果，2021年治理12个单元，日产原油水平同比提高180吨。

 在塔河碎屑岩油藏领域，科研团队深化石炭系沉积相研究，开展多属性叠前反演超薄层预测技术攻关，将储层预测吻合度提高到80%以上。同时，厂院联合团队从直井动用单砂体转变为长水平井钻遇多套砂体，动用储量和产量大幅提升，2021年碎屑岩投产新井14口、老井补孔48井次。

 在顺北油气田，科研团队加快顺北一区补能方案设计与实施，设计14个注采井组，实现大单元注采骨架井网构建。通过建模-数模一体化技术，创建了超深断控型油藏分水率计算图版、注采参数优化标准，强化开发过程管控，已实施9个井组全部见效，生产压力保持程度由注水前31%恢复到39%。在顺北二区西北油田推进勘探开发一体化、地质工程一体化，加快优质资源的增储上产速度，投产的9口均获高产工业油气流。