譚 健 方建龍

中國石油勘探與生產(chǎn)分公司

0 引言

2000年以來，中國國內(nèi)天然氣勘探開發(fā)業(yè)務進入快速發(fā)展階段，儲量、產(chǎn)量快速增長，特別是“十三五”期間，年均新增天然氣探明地質(zhì)儲量超過6 200×108m3，年均新增天然氣產(chǎn)量近80×108m3，2019年達到1 777×108m3，中國已發(fā)展成為世界第六大天然氣生產(chǎn)國；建成了鄂爾多斯盆地、塔里木盆地、四川盆地和海域四大天然氣生產(chǎn)基地，這四大基地的天然氣探明地質(zhì)儲量之和占全國總量的89%，2019年天然氣產(chǎn)量占全國總量的87%。國內(nèi)天然氣開發(fā)指標總體良好，剩余可采儲量儲采比較高，具備長期穩(wěn)定發(fā)展的基礎[1]，同時，國內(nèi)石油公司的天然氣業(yè)務保持了較高的凈現(xiàn)金流與凈利潤，營利性較好，已經(jīng)成為大多數(shù)石油公司的主營核心業(yè)務和新的增長點。2003年，楊橋[2]對中國氣田開發(fā)水平進行了評價，之后，針對國內(nèi)石油公司天然氣開發(fā)水平的評估、開發(fā)指標的比較研究及變化趨勢的預測等，業(yè)內(nèi)尚未開展更深入、更系統(tǒng)的研究。

對標管理是建立標桿、查找差距、改進措施、提升管理水平的有效手段。開展天然氣開發(fā)對標分析，是提升天然氣開發(fā)水平的有效途徑。對標是企業(yè)持續(xù)尋找最強競爭對手或被公認為是行業(yè)領袖的企業(yè)的產(chǎn)品、服務及管理實踐活動進行對比分析的過程[3]，在找到產(chǎn)生差距的原因以后，不斷調(diào)整工作對策、改進工作措施，以期創(chuàng)造顯著的效益，從而實現(xiàn)對一流公司的趕超。對標管理可以幫助企業(yè)創(chuàng)造自身的管理模式或工作模版，是實現(xiàn)管理創(chuàng)新并獲得競爭優(yōu)勢的最佳工具[4]。對標管理是1979年由美國施樂公司首創(chuàng)，被視為現(xiàn)代西方發(fā)達國家企業(yè)管理活動中支持企業(yè)不斷改進和獲得競爭優(yōu)勢的重要管理方式之一，西方管理學界將對標管理與企業(yè)再造、戰(zhàn)略聯(lián)盟一起并稱為20世紀90年代三大管理方法[5-7]。對標管理的工作內(nèi)涵包括對標、對表、對照，即通過對照標桿找差距，對比表格抓落實，對照標準提問題[8]。

天然氣開發(fā)對標管理和日常管理的側(cè)重點不同。目前，國內(nèi)石油公司，特別是國家石油公司，基本上都建立了成型的天然氣開發(fā)管理體系。例如中國石油天然氣股份有限公司（以下簡稱中國石油）建立了3個層級的天然氣開發(fā)管理文件體系，其中包括“天然氣開發(fā)管理綱要”及配套的6個管理規(guī)定，以及與天然氣開發(fā)相關的各類管理實施細則和技術標準等。該管理體系側(cè)重于天然氣開發(fā)管理的宏觀性、程序性與可操作性，從而實現(xiàn)天然氣開發(fā)的合規(guī)性與科學性。而天然氣開發(fā)對標管理的針對性更強，主要側(cè)重于尋找制約天然氣開發(fā)水平提升的薄弱環(huán)節(jié)，并提出針對性的改進措施，從而提高天然氣開發(fā)的水平。

為此，筆者本著找差距、查原因、補短板、促提升的目的，運用對標原理，確立對標對象，篩選出對標指標，并首次建立了天然氣開發(fā)對標指標體系，在此基礎上開展股份公司級、地區(qū)公司級及重點氣田（藏）級三個層面上的對標分析，以期為國內(nèi)天然氣開發(fā)水平的提升提供借鑒。

1 對標思路

以時間為縱軸，分別以股份公司、地區(qū)公司和重點氣田（藏）為橫軸，圍繞多個關鍵開發(fā)指標和經(jīng)營指標開展縱向和橫向?qū)?，建立標桿，對比存在的差距，查找產(chǎn)生差距的原因，進而從技術層面和管理層面制訂有針對性的改進措施，為持續(xù)提升天然氣開發(fā)水平提供有力抓手。

2 對標原則

一是目標引領，通過對標管理來深化改革創(chuàng)新，提升氣田開發(fā)管理水平；二是問題導向，尋找氣田開發(fā)業(yè)務管理的短板，明確關鍵舉措，制訂有針對性的整改措施，進而推進精益管理；三是全面對標，從股份公司、地區(qū)公司和重點氣田（藏）三個層面，進行多層次、縱橫向、全方位對標。

3 對標對象

對標對象選取天然氣開發(fā)行業(yè)中具有代表性的石油公司及其下屬地區(qū)公司，以及重點氣田（藏），同時，對標對象要具備一定的天然氣生產(chǎn)規(guī)模。

中國石油是世界三大天然氣生產(chǎn)商之一，2019年國內(nèi)天然氣產(chǎn)量達到1 188×108m3，占全國天然氣產(chǎn)量的71%。近年來，隨著開發(fā)技術的不斷進步[9-13]，該公司天然氣業(yè)務快速發(fā)展[14]，天然氣儲量、產(chǎn)量穩(wěn)定增長，天然氣開發(fā)對象從單一類型氣藏拓展到復雜類型氣藏，從常規(guī)氣藏擴展到非常規(guī)氣藏，非常規(guī)氣（包括致密氣、頁巖氣及煤層氣等）產(chǎn)量占比逐年增加，至2019年，非常規(guī)氣的產(chǎn)量占比達到了36%。

本次研究選取了中國石油及其下屬6個天然氣產(chǎn)量規(guī)模較大的地區(qū)公司和26個不同類型典型氣田（藏）作為對標對象，首次開展股份公司級、地區(qū)公司級、氣田（藏）級多層次、縱橫向、全方位天然氣開發(fā)對標分析。針對股份公司級的對標對象，采用縱向?qū)朔绞?，對標時間段選取2014—2018年共5年時間；針對油氣田公司級的對標對象，選取天然氣年產(chǎn)規(guī)模大于20×108m3的長慶油田、西南油氣田、塔里木油田、青海油田、新疆油田和大慶油田公司，采用縱向?qū)思暗貐^(qū)公司之間橫向?qū)讼嘟Y(jié)合的對標方式，對標時間段選取2014—2018年共5年時間；針對屬于同一類型氣藏的國內(nèi)外典型氣田（藏）采取橫向?qū)朔绞剑唧w內(nèi)容包括結(jié)合現(xiàn)場生產(chǎn)實際及現(xiàn)行管理方式，對已開發(fā)重點氣田（藏）進行分類[15]，根據(jù)氣田（藏）儲層物性、巖性和壓力特征，結(jié)合現(xiàn)有氣藏分類標準[16]，將氣藏類型劃分為低滲砂巖、致密砂巖、異常高壓、碳酸鹽巖、火山巖、中高滲砂巖、頁巖氣和煤層氣八類，各類型氣藏的主要特點、典型氣田（藏）及其所處的開發(fā)階段如表1所示，然后，選取天然氣年產(chǎn)量規(guī)模相對較高、當前備受關注的低滲砂巖、致密砂巖、異常高壓、碳酸鹽巖、頁巖氣及煤層氣6種類型氣藏26個典型氣田（藏）進行對標分析。

表1 氣藏分類及典型氣田（藏）統(tǒng)計表

4 對標指標體系

天然氣開發(fā)對標指標的選取原則是指標應該能夠直觀反映天然氣開發(fā)水平、開發(fā)效果、可持續(xù)發(fā)展能力及盈利能力，進而體現(xiàn)出天然氣開發(fā)水平的高低。將天然氣開發(fā)指標分為技術類和經(jīng)營類，技術類指標用于評價開發(fā)質(zhì)量，經(jīng)營類指標用于評價盈利能力，即開發(fā)效益。

針對國內(nèi)天然氣開發(fā)特點，并結(jié)合長期生產(chǎn)實踐，優(yōu)選出24項主要開發(fā)指標，建立針對公司級（股份公司和地區(qū)公司）和典型氣田（藏）級的兩套對標指標體系，分別開展對標分析。

4.1 股份公司級和油田公司級天然氣開發(fā)對標指標體系

在分析天然氣開發(fā)規(guī)律[17]的基礎上，優(yōu)選15項指標，針對國內(nèi)石油公司建立股份公司級和地區(qū)公司級的對標指標體系。其中，技術類指標有14項，包括年產(chǎn)量、新建產(chǎn)能、新建產(chǎn)能完成率、新建產(chǎn)能到位率、新井氣產(chǎn)量、老井氣產(chǎn)量、直井占比、水平井占比、開井率、新投產(chǎn)井單井產(chǎn)量、綜合遞減率、儲量動用程度、可采儲量采出程度及剩余可采儲量儲采比等；經(jīng)營類指標有1項，即單位完全成本。該對標指標體系中，年產(chǎn)量是反映公司規(guī)模實力的指標，新建產(chǎn)能是反映公司天然氣發(fā)展能力的指標，新建產(chǎn)能完成率、新建產(chǎn)能到位率是反映公司天然氣產(chǎn)能建設成果的指標，新井、老井氣產(chǎn)量占比反映公司天然氣穩(wěn)產(chǎn)能力和增長趨勢，直井占比、水平井占比、開井率、新投產(chǎn)井單井產(chǎn)量、綜合遞減率、儲量動用程度及可采儲量采出程度等指標反映公司天然氣開發(fā)質(zhì)量，剩余可采儲量儲采比反映公司天然氣開發(fā)的可持續(xù)發(fā)展能力，單位完全成本則反映公司天然氣開發(fā)盈利能力，即開發(fā)效益。詳見表2。

表2 國內(nèi)石油公司股份公司級和油田公司級天然氣開發(fā)對標指標統(tǒng)計表

4.2 氣田（藏）級開發(fā)對標指標體系

根據(jù)不同類型氣藏地質(zhì)及開發(fā)特征[18]，優(yōu)選9項指標，建立不同類型氣藏的對標指標體系。其中，技術類指標有8項，包括標定采收率、可采儲量采出程度、新投產(chǎn)井單井產(chǎn)量、單井估算最終開采量（EUR）、壓降速率、壓力保持程度、綜合遞減率及達產(chǎn)率；經(jīng)營類指標有1項，即單位完全成本。該對標指標體系中，單位完全成本反映氣田開發(fā)的盈利能力，其他指標則反映氣田開發(fā)質(zhì)量。詳見表3。

表3 氣田（藏）級開發(fā)對標指標統(tǒng)計表

5 對標實踐

5.1 股份公司層面

2014—2018年，中國石油天然氣年產(chǎn)量呈持續(xù)上升的趨勢，2018年達到1 094×108m3，年均增長率為3.5%；年均新建產(chǎn)能保持穩(wěn)定，新建產(chǎn)能完成率保持穩(wěn)定，新建產(chǎn)能到位率呈上升趨勢，且這兩項指標近5年均超過85%；老井氣產(chǎn)量逐年遞增，新井氣產(chǎn)量及占比逐年下降，天然氣產(chǎn)量增長勢頭減緩；直井、水平井數(shù)量逐年增加，水平井數(shù)占比穩(wěn)中有升，超過10%，水平井新建產(chǎn)能占比逐漸升高至25%；開井率呈緩慢下降趨勢，2018年加大實施老井措施力度后，開井率略有回升；單井氣產(chǎn)量及新投產(chǎn)井平均氣產(chǎn)量逐年下降；隨著新建產(chǎn)能規(guī)模的增大和老井措施工作量的增加，綜合遞減率得到有效控制，總體呈下降趨勢；隨著勘探開發(fā)力度的加大，儲量動用程度呈逐年上升的趨勢，但總體不到70%；可采儲量采出程度逐年上升，總體低于40%；剩余可采儲量儲采比趨勢穩(wěn)定，總體較高，具有一定的上產(chǎn)資源潛力；天然氣單位完全成本逐年穩(wěn)中略降，均小于1 000元/103m3。

對標結(jié)果顯示，中國石油天然氣開發(fā)形勢總體較好，產(chǎn)量穩(wěn)步上升，剩余可采儲量儲采比和可采儲量采出程度基本穩(wěn)定，具備一定的穩(wěn)產(chǎn)能力和上產(chǎn)潛力；新建產(chǎn)能完成率、綜合遞減率與單位完全成本基本保持在較合理水平，開發(fā)效果總體較好，具有較強的盈利能力；但是，也面臨著開發(fā)對象資源品質(zhì)劣質(zhì)化嚴重、單井氣產(chǎn)量和新建產(chǎn)能到位率下降明顯等問題。針對存在的問題，下一步要加大天然氣開發(fā)評價力度、規(guī)模推進水平井等提高單井產(chǎn)量的工藝技術應用、優(yōu)化生產(chǎn)制度及加強產(chǎn)能建設組織等方面的措施。

5.2 地區(qū)公司層面

2014—2018年，長慶油田、塔里木油田、西南油氣田、青海油田、大慶油田、新疆油田6家油氣田公司，天然氣產(chǎn)量總體呈上升趨勢，2018年天然氣產(chǎn)量占中國石油的93%，形成了長慶油田、塔里木油田、西南油氣田3個年產(chǎn)200×108m3以上的大氣區(qū)，以及青海油田、大慶油田、新疆油田3個天然氣年產(chǎn)量介于30×108～70×108m3的中型氣區(qū)，其中長慶油田的天然氣年產(chǎn)量居全國地區(qū)公司之首。

長慶油田、青海油田、大慶油田天然氣井中新井產(chǎn)量占比基本保持穩(wěn)定，西南油氣田、塔里木油田、新疆油田新井產(chǎn)量占比呈下降趨勢，新井產(chǎn)量占比與當年投入工作量及新建產(chǎn)的資源品質(zhì)具有較高相關性；6家地區(qū)公司開井率差異較大，且均呈下降趨勢，長慶油田、青海油田開井率高，其余4家油田公司開井率均不到65%，主要是由于出砂、出水、低產(chǎn)低效等原因?qū)е玛P停井較多；新投產(chǎn)井單井產(chǎn)量平均值略有下降，塔里木油田單井產(chǎn)量相對最高，長慶油田以致密氣開發(fā)為主，其單井產(chǎn)量相對最低，其他油田公司則介于這二者之間；長慶油田天然氣產(chǎn)量綜合遞減率穩(wěn)中略有上升，其他油田公司通過加大建產(chǎn)和老井措施力度，綜合遞減率得到了有效控制，呈下降趨勢。

6家油田公司的天然氣儲量動用程度均保持穩(wěn)定，其中青海油田與新疆油田儲量動用程度高，穩(wěn)產(chǎn)接替面臨較大挑戰(zhàn)，而大慶油田儲量動用程度相對最低；天然氣可采儲量采出程度總體呈上升趨勢，主要是因為近幾年來對天然氣的勘探開發(fā)力度得到提升，加大了建產(chǎn)規(guī)模；剩余可采儲量儲采比總體呈下降趨勢，但總體保持較高水平，除青海油田外均大于30；單位完全成本均呈下降趨勢，其中塔里木和青海油田的單位完全成本最低，大慶、新疆油田因天然氣商品率過低使得單位完全成本較高。下一步要加強對未動用儲量的分類評價，制訂有效的動用計劃；同時，減少天然氣自用量，提高天然氣商品率。

對標結(jié)果顯示，6家油氣田公司天然氣產(chǎn)量近幾年來持續(xù)穩(wěn)定增長，形成了“三大三中”氣區(qū)新格局。剩余可采儲量儲采比、儲量動用程度和可采儲量采出程度總體保持在較好水平。

5.3 重點氣田（藏）層面

根據(jù)已劃分的氣藏類型，對同一類型氣藏的典型氣田（藏）進行開發(fā)對標分析。將各類型氣藏的對標指標進行列表，采用雷達圖來表征，雷達圖中最外層指標為各項指標的最優(yōu)指標，圈定面積最大的氣田開發(fā)效果則最好。選取的26個氣田（藏）均具有代表性且已形成一定的開發(fā)規(guī)模，達到方案設計規(guī)模的氣田達產(chǎn)率大多數(shù)為100%，由于克拉蘇氣田、神木氣田及頁巖氣田還處于上產(chǎn)階段，計算達產(chǎn)率的時機尚不成熟，此次僅針對煤層氣藏進行了達產(chǎn)率對標分析。

5.3.1 低滲透—致密砂巖氣藏

低滲透砂巖氣藏選取中國石油的長北氣田和榆林南氣田進行對標，致密砂巖氣藏選取中國石油的蘇里格、川中須家河組、神木及中石化大牛地氣田進行對標。由于低滲—致密砂巖氣藏氣井生產(chǎn)特征為初期產(chǎn)氣量較高，之后迅速進入長期的低壓生產(chǎn)階段，通過井間接替或區(qū)塊接替來保持氣田穩(wěn)產(chǎn)，因此，該類氣藏進行對標分析時不考慮壓降速率和壓力保持程度2項指標；另外，目前針對低滲—致密砂巖氣藏正在進行采用密井網(wǎng)來提高氣田（藏）采收率的試驗，該類氣藏的標定采收率還有待深入研究，此次也暫不考慮。對標指標選取氣田（藏）可采儲量采出程度、綜合遞減率、新投產(chǎn)井單井產(chǎn)量、單井EUR及單位完全成本5項開發(fā)指標?？傮w來看，低滲砂巖氣藏的開發(fā)效果優(yōu)于致密砂巖氣藏；低滲砂巖氣藏中的長北氣田可采儲量采出程度、新投產(chǎn)井單井產(chǎn)量、單井EUR和單位完全成本優(yōu)于榆林南氣田對應指標，長北氣田的開發(fā)效果總體更優(yōu)；致密砂巖氣藏中大牛地氣田、蘇里格氣田開發(fā)效果相當，川中須家河組和神木氣田開發(fā)效果相對較差（圖1）。

5.3.2 異常高壓氣藏

選取中國石油的克拉2氣田、迪那2氣田、克拉蘇氣田的大北、克深2及克深8區(qū)塊進行對標。由于克拉蘇氣田整體處于上產(chǎn)階段，因此，此次對標分析不考慮可采儲量采出程度和綜合遞減率2項指標，選取氣田的標定采收率、新投產(chǎn)井單井產(chǎn)量、單井EUR、壓力保持程度、壓降速率及單位完全成本等6項開發(fā)指標。對標分析結(jié)果表明，克拉2氣田的開發(fā)效果最好，標定采收率、新投產(chǎn)井單井產(chǎn)量、單井EUR和單位完全成本均優(yōu)于其他氣田（區(qū)塊），迪那2氣田開發(fā)效果次之，克拉蘇氣田的大北、克深2及克深8區(qū)塊則相對略差（圖2）。

圖1 低滲—致密砂巖氣藏典型氣田開發(fā)對標指標雷達分析圖

圖2 異常高壓氣藏典型氣田（區(qū)塊）開發(fā)對標指標雷達分析圖

5.3.3 碳酸鹽巖氣藏

選取中國石油靖邊氣田、安岳氣田龍王廟組氣藏、羅家寨氣田、塔中Ⅰ號氣田及中石化普光氣田進行對標。由于碳酸鹽巖氣藏類型復雜，包括縫洞型、風化殼型等，有的還存在邊、底水，安岳氣田龍王廟組氣藏、羅家寨氣田等還處于開發(fā)早期階段，因此，本次對標分析不考慮可采儲量采出程度、新投產(chǎn)井單井產(chǎn)量和壓降速率3項指標。對標指標選取氣田（藏）的標定采收率、單井EUR、壓力保持程度、綜合遞減率及單位完全成本等5項開發(fā)指標。如圖3所示，總體看來，安岳氣田龍王廟組氣藏開發(fā)效果最好，普光氣田次之，羅家寨氣田由于單位完全成本高，開發(fā)效果不及普光氣田，塔中Ⅰ號氣田由于綜合遞減率較高、單井EUR較低，在上述5個氣田（藏）中開發(fā)效果相對較差。

圖3 碳酸鹽巖氣藏典型氣田（藏）開發(fā)對標指標雷達分析圖

5.3.4 頁巖氣藏

選取中國石油長寧、威遠、昭通頁巖氣田、中石化涪陵頁巖氣田、美國Haynesville頁巖氣田進行對標分析。由于頁巖氣開發(fā)采用平臺式布井，主體開發(fā)技術為水平井體積壓裂，現(xiàn)場實踐表明單井EUR與水平段長度、加砂量、壓裂規(guī)模等因素正相關，結(jié)合頁巖氣開發(fā)特點[19-20]，選取氣田的新投產(chǎn)井單井產(chǎn)量、單井EUR、綜合遞減率及單位完全成本4項指標進行對標。通過對標分析，Haynesville頁巖氣田新投產(chǎn)井單井產(chǎn)量、單井EUR和單位完全成本均優(yōu)于其他氣田，開發(fā)效果最好，其次為涪陵、長寧和昭通頁巖氣田，威遠頁巖氣田開發(fā)效果相對較差（圖4）。

圖4 典型頁巖氣田開發(fā)對標指標雷達分析圖

5.3.5 煤層氣藏

選取中國石油樊莊、韓城、保德、鄭莊區(qū)塊、中海油潘莊區(qū)塊、中石化延川南區(qū)塊進行對標。由于目前煤層氣開發(fā)仍處于探索階段，其開發(fā)成本普遍較高，結(jié)合煤層氣的開發(fā)特點[21-22]，選取達產(chǎn)率、可采儲量采出程度、新投產(chǎn)井單井產(chǎn)量、單井EUR及綜合遞減率5項指標進行對標。通過對標分析，中海油潘莊區(qū)塊煤層氣開發(fā)效果最好，可采儲量采出程度、新投產(chǎn)井單井產(chǎn)量、單井EUR、達產(chǎn)率4項指標均優(yōu)于其他區(qū)塊；保德、樊莊、延川南區(qū)塊基本相當；韓城、鄭莊區(qū)塊的開發(fā)效果相對較差（圖5）。

圖5 典型煤層氣藏開發(fā)對標指標雷達分析圖

6 結(jié)論與建議

1）本次建立的天然氣開發(fā)對標指標體系，能夠直觀反映出天然氣開發(fā)效果、開發(fā)質(zhì)量、基于該指標體系進行對標，能夠較準確地評估天然氣開發(fā)水平。

2）同類型氣藏由于受到儲層條件、開發(fā)方式及所處開發(fā)階段存在差異的影響，應盡可能在同盆地、同區(qū)域、同開發(fā)階段等條件的限制下開展對標，對標結(jié)果才更有價值。

3）國內(nèi)石油公司應建立對標管理長效機制，不斷完善對標指標體系，通過學習先進、查找差距、補齊短板來促進天然氣開發(fā)水平的提升。

4）不斷完善天然氣開發(fā)基礎數(shù)據(jù)，確保其準確性，以避免基礎數(shù)據(jù)不準確而使對標結(jié)果產(chǎn)生錯誤。

5）應盡快建立天然氣開發(fā)水平分級標準，明確不同類型氣藏開發(fā)水平分級的指標界限，建立高效開發(fā)對應的關鍵指標標準，以指導天然氣開發(fā)對標工作的深入開展。