经济可采储量与单井产量、递减率、成本、价格这几个方面有密切的正向和反向关系。“单井产量决定着经济可采储量的高度，递减率决定经济可采储量的斜度，高度越高，斜度越小，越有利于经济可采储量提升，同时，气田操作成本的降低、天然气销售价格的上扬均有利于经济可采储量提高。”杨占玄说。
顶层设计提产量
“今年华北油气分公司规划中的10亿立方米产能建设，要计划新增50亿立方米的经济可采储量。”该分公司勘探开发研究院副院长高青松说。
要实现这一目标，首先要优化部署，其次，地质与工艺要紧密结合，提高优质储层的命中率和单井产量。坚持“先肥后瘦，先易后难”的原则，气藏评价优先在储量规模大、勘探认识程度高的区域开展。根据储量分级分类评价结果，对储量品位相对较高、提高产量需要克服的问题相对较少、分布范围相对较大的高产富集区优先动用，然后随着认识的不断深化、技术的不断完善和成熟，再逐次对较差的储量进行动用，以好带差、以肥带瘦、逐步推进，最后达到整体动用。
按照“先评价后建产，先试验后开发，成熟一块，动用一块”的开发决策程序，以地质认识和配套工艺为支撑，适当控制节奏、稳步推进产能建设。在大牛地气田10亿立方米直井规模开发成功以后，历年的开发一直坚持这一决策程序，逐步实现了气田2003平方千米区域内的整体开发。
该分公司通过坚持地质评价、储层预测和产能评价相结合的“三统一”原则，提高钻井成功率和建产成功率。确保每一口井打在最有利的位置，并探索形成了不同层位、不同储层类型的有效储层预测技术，提高了预测准确度。
工程、运行与开发部门紧密结合，现场跟踪，根据工程进度、储层变化情况，适时调整设计，有效控制了低效井的产生。平均储层钻遇率较上年明显提高。“在去年完钻的83开发井中，平均单井日产量2.3万立方米，优于方案设计。”高青松说。
措施维护控递减
“控制气田递减率，使气田长期稳产，盘活现有存量资源，气田的经济可采储量才能提升。”华北油气分公司专家吴伟然说。
2016年，华北油气分公司通过对大牛地气田排查，因水淹等原因造成的251口气井不能正常生产，严重影响经济可采储量。他们对排查出计划内的68口井实施气举排水等复产措施，日恢复产量50万立方米，全年增收产量1.4亿立方米，新增经济可采储量5亿立方米。
2017年，该分公司将大牛地稳产当作一项重点工作。大牛地气田拥有7套气层，因气田开发早期运用直井技术，施工有500余口气井，开发的是丰度较高单层，其他层位均未打开，通过实施转层射孔措施作业，可以让其他层位继续做贡献，可恢复日产量潜力200万立方米。
同时，大牛地气田还有因多种原因造成的关停井147口，复产潜力每天78万立方米；因输气管线敷设不到形成的未投产井有46口，复产潜力每天达16万立方米，合计配产潜力达到每天近300万立方米，相当于一个10亿立方米产能建设的贡献水平。这些资产是花比较小的代价就可以盘活，变成效益，成为气田“十三五”乃至“十四五”持续稳产的基础。
目前，该分公司成立了专业的井下作业管理队伍，计划投资5000余万元，用于措施作业和气田综合治理，将对69口井实施措施作业。“实施一口井单井费用按最高200万元计算，也比新施工一口井节省1000多万元。”华北油气分公司采气一厂厂长何云说。
另外，针对气田大部分气井压力降低至2.7兆帕以下，严重影响气井产量这一问题，该分公司计划今年在2～5座集气站开展二期增压试验，逐步推广，提高这类气井产量。
多措并举降成本
“降低气田开发成本，也是提升经济可采储量重要指标。”杨占玄说。
气田勘探开发所用的工程队伍全部实施公开招标，仅钻井施工价格连续多年持续以5%～9%递减，工程价格得到有效控制，截至去年，平均单井钻采投资较气田建设初期下降1000万元。针对杭锦旗新区出现井漏这一顽症，该分公司工程技术部门协助工程施工单位破难题，2016年发生井漏几率大幅度压缩，钻井时效得到显著提高，
在气田管道敷设、集气站、脱水脱烃站等重点地面工程建设中，全部实施限价招标，使得中标价格比最高限价降低10%左右，有效防止了中标价格失控现象。
在气田使用的泡排剂的采购中，通过规范药剂类型，优选信誉高的承包商，使得药剂价格下降10%~15%，气井排水的泡排效果明显提高。
为降低人工成本，该分公司加大清退业务外包，减少用工400余人，全年节省费用4000余万元。尽力实行“自己的活自己干”，气田的外输气的增压站，所使用的大型压缩机因技术含量高，投产初期全部使用厂家技术服务人员30余名。自去年，采气一厂大幅度压减厂家技术人员，仅留下6名技术人员，全年节省业务外包费用30多万元。
电力消费是气田较大开支，华北采油气工程服务中心通过潜心研究地方电力制度，成功入围陕西省电力直接交易市场，并完成今年第一季度集中竞价和上半年双边协商交易，自主协商购得电量882.5万度，每度电优惠0.023元；集中竞价购得电量739万度，每度电优惠0.02元。大牛地110千伏变电站一季度可形成优惠电量1621.5万度，节约电费至少35万元。
深耕市场多创效
“天然气销售价格是提高经济可采储量的重要指标，国家发改委制定的天然气价格不能改变，但是我们可以通过增加自营客户，使天然气销售向高价、供气稳定区域转移，提升价格盈利空间。”该分公司销售中心主任王勇说。
为深耕天然气销售市场，提升天然气销售盈利能力，该分公司积极推行四种天然气销售模式。第一是在精算账的基础上，推行气源+中下游一体化的销售模式。与中下游企业建立长期的互利共赢关系，降低市场风险。
第二是委托气田周边LNG加工企业进行代加工，然后点供销售。一方面可以和LNG加工厂建立起互利共赢的战略合作伙伴关系，扩大业务范围；另一方面还可以抢抓冬季LNG价、销两旺的有利时机，延伸天然气价值链，实现天然气的增值。
第三是通过代输或合作开展供销管网布局的方式，开发规模优质直供用户或联合供应用户。去年底，该分公司与宁夏哈纳斯集团公司达成供气协议，2018～2020年协议气量30亿立方米，由哈纳斯自建输气管道，实现风险共担，大大增加了天然气销售的主动权，拓展了销售渠道。
第四是本地自销气模式，为解决气田当地农牧民和一些工业用户的用气需要，采取LNG或管网销售模式进入并占领市场。这样可以打破大牛地气田一直依靠榆济管线销售单一的局面，自去年，该分公司加快大牛地至东胜气田一条输气管线建设，目的是扩大气田周边天然气销售市场。目前已经落实新建输气管道沿线用户13家企业，预计年销售气量增加1亿立方米。
