楊占玄+王然

[摘要] 致密油氣資源在中國開發(fā)潛力巨大，是中國目前最重要的一種非常規(guī)油氣資源。如何對(duì)中國致密油氣田進(jìn)行低成本有效開發(fā)，保障國家能源安全，是當(dāng)前中國油氣田面臨與亟待解決的重大問題。鄂爾多斯盆地作為中國第二大盆地，致密油氣資源儲(chǔ)量豐富，對(duì)其開發(fā)策略研究具有較強(qiáng)代表性。基于成本效益、技術(shù)特征等的分析可看出，鄂爾多斯盆地致密油氣田開發(fā)中存在一定困難，但也取得了一定成效。中國應(yīng)從技術(shù)創(chuàng)新、管理創(chuàng)新、政策扶持三方面來降低致密油氣田的開發(fā)成本。

[關(guān)鍵詞] 致密油氣田；低成本開發(fā)；技術(shù)創(chuàng)新；管理創(chuàng)新；國家政策

[中圖分類號(hào)]F406.72[文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼]A[文章編號(hào)] 1673-5595（2014）01-08-07

一、引言

致密油氣藏已逐漸成為油氣資源開發(fā)新領(lǐng)域，越來越受到世界各國和各石油公司的重視。中國的致密油氣資源分布廣泛、儲(chǔ)量較多，致密砂巖氣產(chǎn)量已占到全國的30%左右，累計(jì)探明地質(zhì)儲(chǔ)量19279億立方米。[12]待發(fā)現(xiàn)的油氣資源中，致密油氣資源分別占40%、60%左右[3]。中國第二大盆地鄂爾多斯盆地有著豐富的致密油氣資源。在中國當(dāng)前能源緊缺、碳排放量大的情況下，大力開發(fā)致密油氣藏，對(duì)于保障能源安全、加快能源結(jié)構(gòu)調(diào)整和轉(zhuǎn)變能源發(fā)展方式具有極其重要的意義。然而鄂爾多斯盆地致密油氣藏開發(fā)具有工藝復(fù)雜、成本高等特點(diǎn)，制約了產(chǎn)能建設(shè)和效益提升，如何對(duì)其進(jìn)行低成本有效開發(fā)，是當(dāng)前中國面臨與亟待解決的重大問題。

目前國內(nèi)外對(duì)鄂爾多斯盆地油氣資源有效開發(fā)的研究較多，主要集中在地質(zhì)特征、技術(shù)創(chuàng)新、管理創(chuàng)新以及政策扶持四個(gè)方面。地質(zhì)特征的研究已相對(duì)比較成熟；技術(shù)創(chuàng)新、管理創(chuàng)新正不斷探索，且取得了明顯成效；政策扶持多是針對(duì)非常規(guī)油氣資源的研究。

對(duì)鄂爾多斯盆地地質(zhì)特征充分了解，有助于油氣企業(yè)的技術(shù)創(chuàng)新。劉洪林等認(rèn)為要分析非常規(guī)油氣田地質(zhì)特征，應(yīng)先分析非常規(guī)油氣資源的砂成礦規(guī)律、油頁巖成礦規(guī)律以及頁巖氣成藏機(jī)制等地質(zhì)特征，并在此基礎(chǔ)上進(jìn)行技術(shù)創(chuàng)新研究，比如提高分離效率基礎(chǔ)研究、原位開采基礎(chǔ)研究、高效開采基礎(chǔ)研究等。[4]魏海峰、周妍等分析了中石化以及鄂爾多斯盆地致密油藏的地質(zhì)特點(diǎn)、開發(fā)狀況及其分布規(guī)律，認(rèn)為地質(zhì)認(rèn)識(shí)是致密油藏有效開發(fā)的基礎(chǔ)，開發(fā)配套技術(shù)是保障，開發(fā)基礎(chǔ)研究是關(guān)鍵，同時(shí)提出技術(shù)創(chuàng)新比如水平井和分段壓裂技術(shù)有利于實(shí)現(xiàn)致密油氣田的工業(yè)開發(fā)[56]。

在地質(zhì)特征分析的基礎(chǔ)上，才能有針對(duì)性地提出技術(shù)創(chuàng)新。實(shí)施技術(shù)創(chuàng)新是油氣田企業(yè)降本增效、增強(qiáng)可持續(xù)發(fā)展能力、提高企業(yè)國際競爭力的有利保障，技術(shù)創(chuàng)新可能使短期固定成本上升，但從長遠(yuǎn)來看，企業(yè)的生產(chǎn)成本會(huì)降低，單位成本呈下降趨勢(shì)。劉成貴、熊湘華、Duane A. McVay等認(rèn)為，水平井技術(shù)及分段壓裂技術(shù)能促進(jìn)非常規(guī)油氣資源有效開發(fā)，并從水平井固井、壓裂液、泥漿體系、加密鉆井等方面提出了提高開采效率的措施，具體包括壓裂液的泡沫化降低濾失、增壓助排、配液與施工流程優(yōu)化、鉆井液優(yōu)化等，還進(jìn)行了油氣在微米、納米等孔喉系統(tǒng)中的生成、吸附等重大理論和技術(shù)問題的研究，有助于水平井技術(shù)、多級(jí)分段壓裂技術(shù)等技術(shù)的大力發(fā)展。[79]楊華、劉新社等著重分析了鄂爾多斯盆地油氣勘探開發(fā)的技術(shù)創(chuàng)新，認(rèn)為全數(shù)字地震技術(shù)、鉆井技術(shù)、壓裂改造技術(shù)、井下節(jié)流技術(shù)、排水采氣技術(shù)、數(shù)字管理技術(shù)是適合鄂爾多斯盆地勘探開發(fā)的一系列配套技術(shù)。[10]

地質(zhì)特征、技術(shù)創(chuàng)新在一定程度上反映致密油氣藏的成本特性，地質(zhì)特征決定了其開采成本居高不下，但技術(shù)創(chuàng)新以及管理創(chuàng)新等能使單位成本下降，因此管理創(chuàng)新也是油氣資源降本增效的措施之一。時(shí)代的變遷、市場(chǎng)的變化、技術(shù)的進(jìn)步等都要求致密油氣田的管理與時(shí)俱進(jìn)。作為一個(gè)從事生產(chǎn)、服務(wù)的油氣企業(yè)，從材料采購、機(jī)械搬遷，到勘探開發(fā)生產(chǎn)集輸?shù)冗^程，都有成本費(fèi)用的發(fā)生，通過管理創(chuàng)新即將新的管理方法、手段或模式融入企業(yè)管理系統(tǒng)，可大幅度降低成本費(fèi)用。李玉喜、潘繼平等認(rèn)為，技術(shù)創(chuàng)新能提高非常規(guī)油氣資源的自給能力，提出進(jìn)行地震儲(chǔ)層預(yù)測(cè)、水平井壓裂技術(shù)、“井工廠”等體系研究以及低成本人員管理等有助于致密油氣藏的大規(guī)模低成本有效開發(fā)。[1112]吳裕根等認(rèn)為，要發(fā)揮鄂爾多斯聚寶盆的功能，應(yīng)重點(diǎn)從管理、資源整合等方面提高資源開發(fā)利用效率。[13]Zuo Caineng、JIA Chengzao等認(rèn)為，開采非常規(guī)油氣資源應(yīng)把重點(diǎn)放在低成本戰(zhàn)略上，應(yīng)加強(qiáng)規(guī)劃、完善管理，并努力做好新技術(shù)和精細(xì)化管理的有效整合，以獲得降低成本的效果。[1415]

致密油氣藏的地質(zhì)特征、技術(shù)要求等同樣在一定程度上決定油氣企業(yè)需要政策扶持。油氣企業(yè)最終銷售產(chǎn)品具有同質(zhì)性，對(duì)致密油氣資源給予政策扶持，可降低致密油氣資源的相對(duì)成本，提高企業(yè)的相對(duì)利潤，進(jìn)而提高企業(yè)對(duì)致密油氣資源開發(fā)的積極性。謝克昌、丁浩、羅佐縣等認(rèn)為，政策扶持對(duì)有效開發(fā)非常規(guī)油氣資源有著極其重要的作用，提出應(yīng)改進(jìn)財(cái)政支出政策、明確稅收優(yōu)惠政策的整體取向、提升對(duì)技術(shù)創(chuàng)新的稅收激勵(lì)，建立以“政策調(diào)控為主，市場(chǎng)調(diào)節(jié)為輔”為核心的長效機(jī)制來有效開發(fā)非常規(guī)油氣資源，具體可通過財(cái)稅引導(dǎo)、技術(shù)創(chuàng)新以及多元化投資來實(shí)施。[1618]

綜上所述，運(yùn)用定性方法從技術(shù)創(chuàng)新、管理創(chuàng)新、政策扶持等單方面提出開發(fā)策略的研究較多，但目前定量分析方法用于致密油氣資源開發(fā)策略研究的還不多見。致密油氣資源作為非常規(guī)油氣資源的一種，具有非常規(guī)油氣資源的共性，但同樣具有其特殊性。鄂爾多斯盆地作為中國第二大盆地，致密油氣資源儲(chǔ)量豐富，對(duì)其開發(fā)策略研究具有較強(qiáng)代表性，能對(duì)中國其他致密油氣田的開發(fā)起到一定的借鑒意義。為此，本文基于成本效益、技術(shù)特征等分析鄂爾多斯盆地致密油氣田開發(fā)中面臨的現(xiàn)實(shí)困難以及取得的成效，從而為低成本開發(fā)致密油氣藏提供策略選擇，具體從技術(shù)創(chuàng)新、管理創(chuàng)新、政策扶持三方面提出措施建議。

二、鄂爾多斯盆地致密油氣田開發(fā)中面臨的現(xiàn)實(shí)困難

鄂爾多斯盆地致密油氣藏地質(zhì)特征決定了其在開采過程中面臨現(xiàn)實(shí)困難，開發(fā)成本居高不下，同時(shí)因國家缺少相應(yīng)政策扶持，各項(xiàng)稅收及地方規(guī)費(fèi)增長過快，開發(fā)效益水平較低。本文運(yùn)用定性與定量相結(jié)合方法，從稅費(fèi)負(fù)擔(dān)、總成本、天然氣價(jià)格調(diào)整、投入產(chǎn)出比四個(gè)方面，分析中石化華北分公司在鄂爾多斯盆地致密油氣田開發(fā)過程中面臨的現(xiàn)實(shí)困難，為制定策略奠定良好的基礎(chǔ)。

（一）稅費(fèi)負(fù)擔(dān)沉重

隨著各大致密油氣田勘探開發(fā)步伐的不斷加快，勘探開發(fā)面積進(jìn)一步擴(kuò)大，但受油氣價(jià)格調(diào)整及礦區(qū)所在地政府訴求不斷增加的影響，在產(chǎn)量及效益增長的同時(shí)，噸油收入中各項(xiàng)稅費(fèi)依然占據(jù)較大比例，企業(yè)負(fù)擔(dān)較重。除所得稅以外，目前油氣企業(yè)繳納的主要稅費(fèi)為資源稅、石油特別收益金、礦產(chǎn)資源補(bǔ)償費(fèi)等國家性稅費(fèi)，以及環(huán)境保護(hù)等地方性規(guī)費(fèi)。其中，礦區(qū)所在地省級(jí)地方政府征收的有水土流失補(bǔ)償費(fèi)、地方性規(guī)費(fèi)（主要為道路維修費(fèi)、油區(qū)治安費(fèi)等）、價(jià)格調(diào)節(jié)基金等。表1為單位噸油收入為4916元/噸的企業(yè)稅費(fèi)情況。由表1可知，地方政府征收的三項(xiàng)稅費(fèi)占噸油收入的119%，占整體稅費(fèi)的344%，石油特別收益金所占比重最大，為整體稅費(fèi)的494%。

中國石油大學(xué)學(xué)報(bào)（社會(huì)科學(xué)版）2014年4月第30卷第2期楊占玄，等：鄂爾多斯盆地致密油氣田開發(fā)現(xiàn)狀及策略研究石油特別收益金是指國產(chǎn)原油銷售價(jià)格達(dá)到一定水平，國家按一定比例對(duì)超額收入征收的收益金，其在調(diào)節(jié)經(jīng)濟(jì)利益關(guān)系、增加中央財(cái)政收入等方面起到了積極作用。但也要看到，石油特別收益金沒有考慮非常規(guī)石油資源的發(fā)展前景以及其增強(qiáng)國家能源安全保障的重大作用。雖然中國非常規(guī)油氣資源（頁巖油氣、致密油氣）豐富，加大開發(fā)力度可大大增加國內(nèi)油氣的供給水平，然而現(xiàn)行的石油特別收益金制度卻抑制了油氣田企業(yè)通過技術(shù)創(chuàng)新開發(fā)非常規(guī)油氣的積極性。研究結(jié)果顯示，目前利用水平井等先進(jìn)技術(shù)工藝開發(fā)致密油氣的成本在80～100美元/桶左右，而現(xiàn)行特別收益金政策沒有體現(xiàn)致密油氣開發(fā)成本較高的客觀現(xiàn)實(shí)和調(diào)整油氣田企業(yè)超額收益的宗旨，造成了油氣田企業(yè)實(shí)際負(fù)擔(dān)增大，收入降低，已在一定程度上影響了國內(nèi)非常規(guī)油氣勘探開發(fā)能力和水平。

表1案例稅費(fèi)情況表

項(xiàng)目標(biāo)準(zhǔn)金額

（元/噸）備注 一、單位噸油收入4916107美元/桶 二、各種稅費(fèi)合計(jì)1704占收入347%1.資源稅收入4%1972.石油收益金55美元起征8423.礦產(chǎn)資源補(bǔ)償費(fèi)收入1%494.水資源費(fèi)4元/噸45.水利建設(shè)基金收入01%56.排污費(fèi)用原油20元/噸207.價(jià)格調(diào)節(jié)基金收入015%78.水土補(bǔ)償費(fèi)30元/噸309.地方性收費(fèi)550元/噸550地方自行制定政策收費(fèi)，占比119%

油氣企業(yè)稅費(fèi)負(fù)擔(dān)沉重，尤其是石油特別收益金繳納金額很高，較少顧及到致密油氣田開發(fā)高成本的特點(diǎn)，這影響了企業(yè)開發(fā)致密油氣藏的積極性。

（二）百萬噸產(chǎn)能成本呈上升態(tài)勢(shì)

雖然已分析的操作成本波動(dòng)幅度不大，但操作成本僅為完全成本中的小部分，完全成本還受到科研費(fèi)用、折舊折耗費(fèi)用等的影響。近幾年，隨著致密油氣資源大規(guī)模開發(fā)，勘探開發(fā)技術(shù)要求越來越高，科研、配套技術(shù)投入逐年加大，同時(shí)受生產(chǎn)原料、地方各類費(fèi)用增長等外部因素影響，中國各大致密油氣田單位完全成本整體上呈較大幅度增長趨勢(shì)。圖1為鄂爾多斯盆地天然氣、原油單位完全成本變動(dòng)趨勢(shì)。由圖1看出，天然氣、原油單位完全成本均有不同幅度的增長；天然氣單位完全成本2011年同比增長1318%，2012年同比增長744%；原油單位完全成本近三年保持持續(xù)增長，但增長幅度有所降低，2010年同比增長2475%，2011年同比增長2196%，2012年同比增長1036%。

單位完全成本的上升主要源于水平井技術(shù)的大規(guī)模應(yīng)用以及壓裂材料費(fèi)用的大幅度上漲。中石化華北分公司在鄂爾多斯盆地勘探開發(fā)總成本包括物化探成本、探井成本及其他成本，探井成本是勘探開發(fā)成本的主要組成部分。由于水平井技術(shù)在致密油氣田中大規(guī)模應(yīng)用，探井成本增加幅度較大，僅水平井成本就達(dá)到直井成本的3～4倍，有的氣田甚至更高。水平井成本的重點(diǎn)環(huán)節(jié)主要包括鉆前工程、鉆井工程、完井工程、壓裂、鉆后治理、試油等。鉆井工程成本占探井成本比例最高可達(dá)50%以上，其次是壓裂環(huán)節(jié)。鉆井工程由于其復(fù)雜的工藝，成本一直居高不下，近幾年略有下降。壓裂成本主要包括施工作業(yè)費(fèi)、甲供材料費(fèi)、石油技術(shù)勞務(wù)費(fèi)。壓裂成本自2011年大幅度上升，主要是由于甲供材料由以前的國外采購，目前轉(zhuǎn)變?yōu)閲鴥?nèi)采購，使壓裂成本上漲10倍多。國家在要求采購國內(nèi)材料的同時(shí)，應(yīng)鼓勵(lì)創(chuàng)新技術(shù)，使相關(guān)材料的費(fèi)用降低，或給予適當(dāng)?shù)难a(bǔ)貼。

圖1原油、天然氣單位完全成本變化趨勢(shì)有著豐富致密油氣資源的華北分公司，資源動(dòng)用難度大，開發(fā)技術(shù)要求高，百萬噸產(chǎn)能成本呈上升態(tài)勢(shì)，單位完全成本持續(xù)增長，增長幅度顯著高于價(jià)格增長幅度。

（三）天然氣價(jià)格調(diào)整不到位，未能反映致密油氣藏開采成本高特性

國內(nèi)針對(duì)天然氣價(jià)格采用的“成本加成”定價(jià)方法主要是依據(jù)成本變化進(jìn)行調(diào)整，而國際上價(jià)格的制定是根據(jù)天然氣富含熱量與富含同樣熱量的石油價(jià)格進(jìn)行比較得出的。目前國際通用的原油天然氣熱值比為1噸比1255立方米。以2013年4月的油氣價(jià)格為例，1噸原油價(jià)格為4916元，而1255立方米天然氣的價(jià)格僅為1617元，油氣價(jià)格比達(dá)到3∶1。天然氣價(jià)格相對(duì)原油價(jià)格明顯偏低。政府指導(dǎo)下的成本加成定價(jià)方法，各環(huán)節(jié)定價(jià)均由政府部門根據(jù)生產(chǎn)與供應(yīng)成本再加合理利潤確定，天然氣的市場(chǎng)價(jià)值不能在其定價(jià)過程中得到認(rèn)可，天然氣相對(duì)替代能源頗為廉價(jià)。同時(shí)，中國天然氣價(jià)格相對(duì)國際市場(chǎng)偏低，從而影響了天然氣企業(yè)的生產(chǎn)積極性。中國現(xiàn)有的天然氣氣價(jià)不能真實(shí)體現(xiàn)其市場(chǎng)價(jià)值。

圖2是近幾年天然氣、原油收入利潤率的變動(dòng)趨勢(shì)。由圖2可知，原油的盈利能力很低，收入利潤率均為負(fù)數(shù)，2011年低至-7084%，說明原油并未盈利；天然氣收入利潤率均為正數(shù)，近幾年波動(dòng)較大，2011年收入利潤率最高，為2635%，2010年同比增長12倍，天然氣收入利潤率不高，說明天然氣盈利水平有限。華北分公司僅靠天然氣盈利，雖然天然氣產(chǎn)量有所增加，但價(jià)格調(diào)整不到位，不能反映致密油氣藏開采成本高的特性。天然氣作為最終產(chǎn)品的同質(zhì)性，使華北分公司整體盈利能力持續(xù)走低。同時(shí)說明目前國內(nèi)的天然氣價(jià)格在一定程度上誤導(dǎo)了能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)的調(diào)整方向，難以反映消費(fèi)需求對(duì)價(jià)格的制約。

圖2華北分公司油氣收入利潤率變動(dòng)趨勢(shì)（四）加大投入使成本加劇上升，投入產(chǎn)出倒掛

2010年，中國汽油、柴油價(jià)格調(diào)整了4次，2011年調(diào)整3次，2012年調(diào)整3次。調(diào)整后的原油價(jià)格已逐漸與國際接軌，但調(diào)整仍不到位，煉油板塊嚴(yán)重虧損。中石化華北分公司原油年平均投入產(chǎn)出比變化趨勢(shì)見圖3。2012年以前投入產(chǎn)出比均大于2，主要是由于致密油氣藏動(dòng)用難度大、效率低，為保障油氣資源的有效開發(fā)，需對(duì)采油采氣裝置、生產(chǎn)工藝流程、油氣田配套設(shè)施等逐漸加大投入。2012年隨著開發(fā)的進(jìn)一步推進(jìn)，勘探投入減少，產(chǎn)量上升后，實(shí)現(xiàn)微利經(jīng)營。

圖3華北分公司原油投入產(chǎn)出比變動(dòng)趨勢(shì)三、鄂爾多斯盆地致密油氣田開發(fā)成效

雖然鄂爾多斯盆地致密油氣田開發(fā)過程中面臨著開發(fā)難度大、稅費(fèi)負(fù)擔(dān)沉重、價(jià)格調(diào)整不到位、投入產(chǎn)出倒掛等問題，但針對(duì)資源特點(diǎn)，鄂爾多斯盆地已逐漸強(qiáng)化科技引領(lǐng)作用、進(jìn)行精細(xì)化管理，努力實(shí)現(xiàn)致密油氣資源有效開發(fā)。目前，中石化華北分公司確定了內(nèi)涵式科學(xué)發(fā)展的方針，以國家重大專項(xiàng)大牛地示范工程項(xiàng)目為抓手，以油氣增儲(chǔ)上產(chǎn)大會(huì)戰(zhàn)為平臺(tái)，加快油氣增儲(chǔ)上產(chǎn)，實(shí)現(xiàn)油氣田有效開發(fā)。本文以中石化華北分公司為例，分析鄂爾多斯盆地致密油氣田已取得的成效，主要從配套技術(shù)、勘探開發(fā)成效、產(chǎn)能建設(shè)進(jìn)度、單位操作成本等方面分析。

（一）配套技術(shù)實(shí)現(xiàn)突破

一是建立了“精細(xì)三維儲(chǔ)層預(yù)測(cè)+分段壓裂水平井”開發(fā)方式，大大提高了儲(chǔ)量動(dòng)用率。華北分公司針對(duì)鄂爾多斯盆地地質(zhì)特征及儲(chǔ)量特點(diǎn)，提出了三維儲(chǔ)層預(yù)測(cè)技術(shù)、水平井分段壓裂技術(shù)以及增壓開采和綜合調(diào)整等技術(shù)措施，有助于水平井的平面優(yōu)勢(shì)鉆遇更多含氣砂體時(shí)擴(kuò)大波及體積，提高單井產(chǎn)量和儲(chǔ)量動(dòng)用程度，實(shí)現(xiàn)老區(qū)氣田穩(wěn)產(chǎn)，進(jìn)一步提高采收率。目前對(duì)實(shí)現(xiàn)直井無法動(dòng)用儲(chǔ)量的經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)已初見成效，兩年來動(dòng)用儲(chǔ)量73341億立方米，建成產(chǎn)能1477億立方米，2012年產(chǎn)氣量達(dá)2727億立方米，水平井開發(fā)成功率達(dá)100%，產(chǎn)能完成率為1002%。

二是通過探索開發(fā)示范工程和示范基地建設(shè)，完善了致密低滲油氣田水平井開發(fā)理論技術(shù)體系，填補(bǔ)了致密低滲氣田“水平井整體開發(fā)”的空白。關(guān)于水平井技術(shù)，華北分公司已有了一批創(chuàng)新成果，初步形成9項(xiàng)核心技術(shù)，獲得國家知識(shí)產(chǎn)權(quán)局著作權(quán)2項(xiàng)，制定技術(shù)規(guī)范/規(guī)程12項(xiàng)，并建成中國首個(gè)致密低滲氣田10億立方米全水平井規(guī)模建產(chǎn)示范區(qū)。

三是開展天然氣水平井井工廠實(shí)驗(yàn)。異層井組開發(fā)可提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度，為水平井立體開發(fā)提供技術(shù)支撐。華北分公司于2011年研發(fā)了六井式井組，取得的效果明顯，平均單井無阻流量1294萬立方米/天，平均單井配產(chǎn)34萬立方米/天。2012年水平井開發(fā)方案已通過水平井井組式的應(yīng)用，減少井場(chǎng)24個(gè)，有效降低了井場(chǎng)的征地費(fèi)及搬遷費(fèi)用，提高了勞動(dòng)生產(chǎn)率。

四是三維地震深化應(yīng)用，大大提升了開發(fā)效果。在三維地震技術(shù)應(yīng)用之前，華北分公司砂巖鉆遇率僅為8820%，通過對(duì)三維地震技術(shù)的探索及深化應(yīng)用，砂巖鉆遇率不斷提高，在目前三維地震技術(shù)成熟的情況下可達(dá)到9410%，平均單井日產(chǎn)油也從技術(shù)應(yīng)用前的53噸提升至現(xiàn)在的81噸。

（二）資源勘探開發(fā)成效顯著

鄂爾多斯盆地致密油氣資源開發(fā)的前景很好，中石化華北分公司在鄂爾多斯盆地勘探開發(fā)的資源已得到進(jìn)一步落實(shí)，主要體現(xiàn)在以下兩個(gè)方面：

一是在石油勘探方面，鄂爾多斯盆地各區(qū)塊探明儲(chǔ)量豐富。鎮(zhèn)涇區(qū)塊勘探實(shí)現(xiàn)持續(xù)發(fā)現(xiàn)與突破，2012年新增探明儲(chǔ)量178億噸；彬長區(qū)塊落實(shí)延長組長7、長8巖性油藏圈閉資源量272億噸，新增控制儲(chǔ)量128億噸；旬宜區(qū)塊發(fā)現(xiàn)億噸級(jí)資源目標(biāo)（長3圈閉資源量127億噸），首次探明儲(chǔ)量492萬噸；麻黃山西發(fā)現(xiàn)延長組長8、長6巖性油藏圈閉資源量105億噸；富縣區(qū)塊圈定石油資源量超4億噸，2012年提交預(yù)測(cè)儲(chǔ)量121億噸。隨著資源基礎(chǔ)的進(jìn)一步落實(shí)，為建設(shè)百萬噸油田提供了資源保障，更為新區(qū)規(guī)模產(chǎn)建奠定了堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)。近五年華北分公司累計(jì)勘探投資2610億元，提交探明儲(chǔ)量189億噸，平均發(fā)現(xiàn)成本1381元/噸。

二是在天然氣勘探方面，大牛地氣田杭錦旗初步培育出5000億立方米的規(guī)模儲(chǔ)量區(qū)，已成為天然氣生產(chǎn)主要產(chǎn)量接替陣地。其他區(qū)塊控制、預(yù)測(cè)儲(chǔ)量也不低，2012年十里加汗地區(qū)新提交控制儲(chǔ)量1353億立方米，預(yù)測(cè)儲(chǔ)量1275億立方米；什股壕地區(qū)保有三級(jí)儲(chǔ)量58109億立方米；定北區(qū)塊發(fā)現(xiàn)太2整裝大型氣田，基本落實(shí)了千億立方米規(guī)模儲(chǔ)量區(qū)，首次提交探明儲(chǔ)量535億立方米。

（三）產(chǎn)能建設(shè)進(jìn)度加快

中石化華北分公司在鄂爾多斯盆地產(chǎn)能建設(shè)進(jìn)度加快，主要體現(xiàn)在產(chǎn)量及收入增長、勘探開發(fā)投入持續(xù)增加兩方面，具體分析如下：

天然氣產(chǎn)量穩(wěn)步增長，原油產(chǎn)量快速提高，見圖4。天然氣在近五年均有明顯的增長，原油在2012年產(chǎn)量增長幅度很大，增長15倍，2012年合并油當(dāng)量達(dá)305萬噸，居中石化上游板塊第四位；原油、天然氣產(chǎn)量增長及價(jià)格調(diào)整使?fàn)I業(yè)收入大幅度上漲，近五年?duì)I業(yè)收入年均增長22%，2012年大幅提高，突破703億元大關(guān)。

圖4華北分公司天然氣、原油產(chǎn)量增長趨勢(shì)勘探、開發(fā)投資持續(xù)增加，年均增長53%，2012年更是同比增長160%以上，達(dá)到125億元。天然氣產(chǎn)能穩(wěn)步增長，2012年當(dāng)年新建1002億立方米，期末保有產(chǎn)能34億立方米；原油產(chǎn)能快速增長，2012年當(dāng)年新建4726萬立方米，期末保有產(chǎn)能5776萬噸，見圖5，新建、保有產(chǎn)能都比上年增長2倍以上。

圖5華北分公司原油、天然氣產(chǎn)能增長趨勢(shì)（四）單位操作成本的增長勢(shì)頭得到遏制

隨著對(duì)致密油氣田地質(zhì)認(rèn)識(shí)的不斷深入以及先進(jìn)技術(shù)的應(yīng)用，致密油氣資源開采效率有所提高，單位操作成本的增長勢(shì)頭得到遏制。天然氣操作成本變動(dòng)較為穩(wěn)定，沒有出現(xiàn)較大幅度增長；原油操作成本波動(dòng)幅度較大，尤其2010年較2009年增長2783%，主要是由于該區(qū)塊2010年原油開發(fā)進(jìn)入快速發(fā)展階段，見圖6。隨著科研投入的加大以及配套技術(shù)的應(yīng)用，2012年原油操作成本的增長趨勢(shì)得到有效控制。

圖6華北分公司原油、天然氣操作成本變化趨勢(shì)四、鄂爾多斯盆地致密油氣田低成本開發(fā)策略選擇

技術(shù)創(chuàng)新有利于油氣企業(yè)提高施工效率、降低作業(yè)成本，然而技術(shù)創(chuàng)新需要大量資金的投入，需要國家給予政策扶持。因此，為加快中國致密油氣資源有效低成本開發(fā)，需要政府和企業(yè)共同努力。在對(duì)鄂爾多斯盆地致密油氣田開發(fā)存在困難及已取得成效分析的基礎(chǔ)上，本文站在企業(yè)角度，從技術(shù)創(chuàng)新、管理創(chuàng)新、政策扶持三方面提出策略選擇。

（一）技術(shù)創(chuàng)新策略

技術(shù)創(chuàng)新在提高采收率、油氣產(chǎn)量方面起著舉足輕重的作用，但會(huì)導(dǎo)致油氣企業(yè)總成本上升加快，在一定程度上影響企業(yè)技術(shù)創(chuàng)新的積極性，尤其在國家科技投入明顯不足的情況下，油氣企業(yè)技術(shù)創(chuàng)新的積極性會(huì)明顯降低。在鄂爾多斯盆地大牛地（致密低滲）氣田開發(fā)示范工程建設(shè)中，通過創(chuàng)新水平井技術(shù)，使原來難以動(dòng)用和無法開采的油氣資源變成可采儲(chǔ)量，采收率可提高10%～15%左右，原油平均日產(chǎn)提高約26噸，天然氣平均日產(chǎn)提高約15萬立方米。由于水平井單井鉆井費(fèi)用大約是直井的3倍，原油水平井單位完全成本較直井單位完全成本上升約140%；天然氣水平井單位完全成本較直井單位完全成本上升約80%。但該氣田開發(fā)示范工程建設(shè)的中央預(yù)算資金2011—2012年度總共投入僅6942萬元，而企業(yè)配套資金共投入76459萬元，國家投入資金僅為企業(yè)的9%。國家應(yīng)適當(dāng)加大對(duì)致密油氣藏開發(fā)研究的投入力度，促使油氣企業(yè)加大研發(fā)投入，提升技術(shù)創(chuàng)新的積極性，以解決關(guān)鍵技術(shù)瓶頸。

（二）管理創(chuàng)新策略

在競爭日益激烈的能源市場(chǎng)，鄂爾多斯盆地致密油氣田要想在競爭中立足，需要改善原有的管理模式，重視全成本精細(xì)化管理，在管理上不斷創(chuàng)新，降低成本。目前，適用于致密油氣藏的創(chuàng)新技術(shù)如水平井技術(shù)已在鄂爾多斯盆地大規(guī)模應(yīng)用，并取得了一定的成果。但水平井技術(shù)相對(duì)于直井有更嚴(yán)格的要求，對(duì)井眼尺寸的設(shè)計(jì)、鉆井液組合、水平段長度的設(shè)計(jì)等要求遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于直井。原有的管理模式主要是針對(duì)直井投資規(guī)律，工藝技術(shù)的改善、科學(xué)化管理的投入對(duì)現(xiàn)有的管理模式都提出了挑戰(zhàn)。鄂爾多斯盆地在實(shí)施水平井鉆井過程中，可以考慮在剖析水平井流程的基礎(chǔ)上尋找關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)，分多個(gè)層級(jí)進(jìn)行流程再造或業(yè)務(wù)重組，在此基礎(chǔ)上，結(jié)合致密油氣田水平井鉆井自有的規(guī)律，建立一套特有的全成本精細(xì)化管理體系，包括鉆井成本精細(xì)化預(yù)算、核算、控制與分析、考核等，通過建立以成本精細(xì)化為目標(biāo)的企業(yè)制度以及以人為本的人本管理理念來營造良好的實(shí)施環(huán)境等，來保證全成本精細(xì)化管理的實(shí)施。

（三）政策扶持策略

1.價(jià)格策略

目前中國的天然氣價(jià)格在一定程度上誤導(dǎo)了能源消耗結(jié)構(gòu)調(diào)整的方向，抑制了油氣企業(yè)產(chǎn)量提升的積極性，中國有必要對(duì)國內(nèi)天然氣價(jià)格進(jìn)行改革。應(yīng)將現(xiàn)行的以“成本加成”為主的定價(jià)改為按“市場(chǎng)凈回值”定價(jià)，用模擬市場(chǎng)的方法確定天然氣的價(jià)格，并依據(jù)可代替能源和國際天然氣價(jià)格變化情況對(duì)國內(nèi)價(jià)格每年調(diào)整一次。中國目前在廣東、廣西兩省開展了天然氣改革試點(diǎn)，采用市場(chǎng)凈回值法進(jìn)行定價(jià)。國家制定統(tǒng)一門站最高上限價(jià)格，供需雙方在不超過這一價(jià)格水平的前提下，自主協(xié)商確定實(shí)際交易價(jià)格。凈回值法定價(jià)使得天然氣價(jià)格與原油和LNP價(jià)格聯(lián)動(dòng)，將有效提高天然氣市場(chǎng)價(jià)格，體現(xiàn)天然氣市場(chǎng)價(jià)值，激勵(lì)天然氣企業(yè)擴(kuò)大生產(chǎn)。建立反映市場(chǎng)供求的天然氣價(jià)格形成機(jī)制，有利于從需求方面約束企業(yè)生產(chǎn)和進(jìn)口成本的不合理上升，促進(jìn)天然氣企業(yè)提升管理水平，提高生產(chǎn)效率，從而促進(jìn)市場(chǎng)健康發(fā)展。因此，應(yīng)推動(dòng)國內(nèi)天然氣價(jià)格機(jī)制改革，建立煤、油、氣價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制。

2.補(bǔ)貼策略

減稅和補(bǔ)貼能較大提高非常規(guī)油氣開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益，其中補(bǔ)貼的作用尤為明顯。相比而言，美國對(duì)非常規(guī)天然氣開發(fā)利用的綜合補(bǔ)貼力度達(dá)到氣價(jià)的50%左右，而中國目前僅為35%。為加速非常規(guī)油氣的發(fā)展，建議拓寬非常規(guī)油氣的補(bǔ)貼對(duì)象，將補(bǔ)貼對(duì)象由煤層氣、頁巖氣拓展到致密油和致密氣，增加對(duì)致密性油氣藏財(cái)政補(bǔ)貼，并加大補(bǔ)貼力度，達(dá)到降低致密油氣藏相對(duì)成本的目的，從而促進(jìn)致密油氣產(chǎn)業(yè)的有效發(fā)展。

3.稅費(fèi)策略

（1）完善石油特別收益金政策，提高征收起點(diǎn)標(biāo)準(zhǔn)

完善石油特別收益金制度應(yīng)重點(diǎn)解決兩方面問題：一是適當(dāng)提高起征點(diǎn)，以反映企業(yè)成本和美元匯率（人民幣一直在升值）的變化，以提高企業(yè)的承受能力，如針對(duì)非常規(guī)石油成本、收益的特點(diǎn)，將石油特別收益金起征點(diǎn)提高到每桶90美元以上進(jìn)行征收；二是適當(dāng)擴(kuò)大油價(jià)累計(jì)稅率的區(qū)間，適當(dāng)增加企業(yè)留利，如在調(diào)高起征點(diǎn)的同時(shí)，適當(dāng)擴(kuò)大累計(jì)稅率的區(qū)間。另外需要關(guān)注的是，油氣田企業(yè)勘探開發(fā)成本、美元匯率等因素都處在變化過程中，為更好地反映這些因素的變化，有必要建立特別收益金的動(dòng)態(tài)調(diào)整機(jī)制，以反映各種外部環(huán)境和條件的變化。還要考慮到，石油資源稅改革已經(jīng)推行，在完善特別收益金制度時(shí)，宜將資源稅政策調(diào)整的影響考慮在內(nèi)。

（2）提高科學(xué)研究費(fèi)加計(jì)扣除比例，加大稅收優(yōu)惠政策支持

目前油氣勘探開發(fā)研究主要在新能源及節(jié)能技術(shù)、新材料技術(shù)、資源與環(huán)境技術(shù)等三大方面，按照目前國家所得稅優(yōu)惠政策，研發(fā)費(fèi)用按照150%加計(jì)扣除。由于致密油氣藏資源開發(fā)難度大等特殊性，企業(yè)在科技研發(fā)、技術(shù)攻關(guān)等方面投入了大量的人力物力，國家應(yīng)加大對(duì)企業(yè)科技投入的扶持力度，可將研發(fā)費(fèi)用加計(jì)扣除比例由現(xiàn)有標(biāo)準(zhǔn)的150%稍微增加，以降低油氣企業(yè)總成本，為企業(yè)的科技進(jìn)步提供更為寬松的政策環(huán)境。

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[責(zé)任編輯：張巖林]