为加强石油天然气可采储量动态管理，原国土资源部出台了《石油天然气探明可采储量动态管理办法》，要求对已开发油田的可采储量实行"三年一大标，一年一小标"。延长油田已开发油田中个别油田开发历程复杂，均未开展过系统的可采资源评价。因此，为使可采储量动态管理规范化、常态化，及时掌握油田可采资源潜力的变化，延长油田提出在全油田开展系统规范的可采储量标定工作，评价已开发油田可采资源潜力状况，为开发决策提供最新依据。

开展这项工作，需解决传统标定方法对数据缺失严重的老油田计算误差大，滚动建产方式模式下递减曲线标定法应用难度大，水驱曲线法对初始含水高、开采期含水变化不明显的油藏实用性差，经济可采储量计算中各采油厂财务参数的取值和成本的劈分无统一标准等难题。为此，延长油田成立可采资源评价技术研究与应用项目组，三年的技术研究与应用取得显著成果。

1、建立了延长油田可采储量标定的基本原则。技术可采储量采用动态法进行系统标定，经济可采储量采用经济极限产量法进行标定；根据油田开发状况，合理划分开发单元和标定单元；针对数据缺失的油田，采用部分代表性单井的标定结果代表该油田标定后的采收率；以标定单元实际成本与费用开展经济可采储量标定。 

2、建立了适宜延长油田的采收率计算经验公式。拟合出了延安组和延长组的注水区和衰竭区的经验公式共13个，并优选出了不同油藏不同渗透率级别下拟合度最高、相对误差最低的经验公式。在所有探明的20多个油田应用后，与动态法标定结果相比，相对误差在4.55%-7.83%之间，低于行业标准。

3、创新了延长油田技术可采储量计算模式，提出了两种针对滚动勘探开发模式下递减曲线法的改进方法。方法一针对单井生产历史资料齐全的油田，以时间单元投产井分析产量递减规律。方法二针对单井生产资料部分缺失的油田，以标定选用井的采收率作为油田的采收率。这两种方法广泛应用于油田可采储量标定中，特别是在延长组低渗-特低渗储层应用较多。

4、确定了采用经济极限产量法计算油田经济可采储量的方法，首次统一了经济可采储量计算过程中固定成本和可变成本的合理劈分和取值，同时统一了税费的取值，以此对已备案油田进行了经济可采储量标定。

5、明确了延长石油已开发和未开发储量资源现状，摸清了可采资源利用潜力。剩余资源中已探明未开发储量主要集中在长6、长2和长8。潜力评价表明延长油田注水开发采收率较高，注水开发利用储量资源的潜力较大，预测通过注水开发可提高衰竭开发区采收率4.6个百分点。

通过该项目的实施，一方面，接轨了国土资源部储量管理模式，达到国土资源部对油田可采储量的动态管理要求，开创了延长油田可采储量动态管理的新篇章。另一方面，为延长油田规范化、常态化地开展资源动用评价、未动用可采资源潜力分析奠定了技术基础。

本项目实施期间，为延长油田培养了110名左右技术财务复合型人才队伍，改变了以往此类项目由外协单位完成的局面，为延长油田的人才队伍体系的建立做出贡献。同时也间接地提高了油田开发技术水平，提高的石油资源利用率，对延长油田缓解资源接替不足的困境，为国家能源战略安全做出了一定的贡献。