周娟，辜穗，王文婧，余晓钟，李佳，刘玲瑞

（1.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所；2.四川长宁天然气开发有限责任公司；3.西南石油大学经济管理学院）

当前，中国的天然气产业发展已迈入“常非并举”时代，以页岩气、煤层气、致密气为代表的非常规天然气资源勘探开发已取得重大进展，在未来将成为天然气增储上产最重要的领域。其中，致密气是具有重大勘探开发潜力的非常规天然气之一。根据中国石油第四次油气资源评价统计，中国致密气资源主要集中于鄂尔多斯盆地、四川盆地等地区，地质资源总量为21.9万亿立方米，技术可采资源量为11.3万亿立方米，资源潜力巨大，开发前景十分广阔[1]。四川盆地“以气为主”，目前是国内发现的八大致密油气重点勘探区之一，极具代表性[2]。随着致密气勘探开发技术的不断进步和规模化应用，该资源埋深浅、靠实、勘探开发成本逐步降低等优点将日益凸显，为其规模效益开发、快速增储上产提供了坚实的基础条件。

对标管理是建立标杆、寻找差距、改进措施、提高管理水平的一种行之有效的方法，对四川盆地致密气勘探开发进行对比研究，可以有效提升四川盆地致密气的勘探开发水平。本文运用对标管理思路，构建了一个科学、合理、全面、实用的对标指标体系，对选取的各项指标进行对比分析，寻找与标杆之间存在的差距，透过问题表面究其原因并及时总结经验，助推致密气规模增储，助力四川盆地致密气勘探开发水平迈上新台阶。

1 四川盆地致密气勘探开发对标管理思路

对标管理是美国施乐公司于20世纪80年代在管理经营实践过程中发展起来的一种高效的管理方法，现已广泛应用于现代企业的管理活动。借鉴国内外企业实施对标管理的经验，对标管理的关键是确定对比对象、明确对比原则、构建对标指标体系、开展对比分析4个环节。

1.1 对比对象

四川盆地致密气勘探开发开展对标管理，首先需要在结合客观实际的基础上，遵循最优性、相似性和可行性的原则，选择对比对象。如今，全球已有十几个国家率先开展了致密气勘探开发工作，其中美国和加拿大是致密气勘探开发领域的领先者[3]，在非常规地质勘探开发理论和技术上取得了重大突破，并在圣胡安盆地等致密气藏实现了规模化的商业性开发。因此，本研究选择北美圣胡安盆地致密气作为对比对象，客观对比中美致密气资源地质特征、致密气勘探开发技术水平、开发成本、优惠政策等因素，为完善四川盆地致密气勘探开发模式提供经验。

1.2 对比原则

1.2.1 全面开展原则

在四川盆地致密气勘探开发对比过程中，要针对致密气勘探开发的各个方面开展对比工作，要贯穿致密气开发的全过程。在对比内容上，要进行资源指标、技术指标、经济指标、政策指标以及管理指标等全方位的比较。

1.2.2 最具代表性原则

开展对比工作时，评价指标的选取不是越多越好，而是应该选择最具有代表性的指标组成指标体系。代表性是指该指标能够代表反映致密气勘探开发全过程或某一单元资源开发利用效率，或是影响致密气开发利用效率的重要因素，能充分体现非常规气勘探开发行业指标的参数特点。

1.2.3 定量指标与定性指标兼备原则

致密气勘探开发过程较为复杂，其中包含了很多难以量化的因素，仅仅依靠定量指标并不能客观地反映勘探开发水平的优劣，还需要与定性指标结合起来进行分析。利用对标指标体系的分析结果找准差距，解决问题，确定四川盆地致密气勘探开发的发展方向，通过不断创新提升非常规气勘探开发水平。

1.3 对标指标框架及分析

对标管理思路的核心环节是搭建对标指标框架并开展分析，这是进行对标管理的基准，也是进行对标管理的中心环节。

四川盆地致密气勘探开发对标指标框架的搭建，首先要充分考虑非常规气行业的特殊性和行业的自身的特点，以四川盆地致密气和北美圣胡安盆地致密气勘探开发对标管理为核心，不断调整和优化评价指标，充分体现对标指标体系的功能和优势；其次应该重点关注所选取的指标必须是可以直接反映其对应资源勘探开发水平的高低[4]。

通过细化及研究，本文从目标层、准则层和指标层3个层面，在资源、技术、经济、政策、管理5个方面筛选指标建立对标指标体系，各级指标之间存在逻辑递进关系。结合相关文献的梳理，针对四川盆地致密气和圣胡安盆地致密气勘探开发特点建立了对标指标框架图（见图1）。通过该评价指标体系对比分析各个方面存在的差距，找出问题的根源，制订相应的对策，为进一步提高四川盆地致密气勘探开发水平提供有力的支持。

图1 四川盆地致密气勘探开发对标框架

2 四川盆地致密气勘探开发对标指标体系构建

在分析了致密气勘探开发规律的基础上，选取22个指标建立了四川盆地致密气勘探开发对标指标体系（见表1），其中资源指标5个、技术指标6个、经济指标4个、政策指标3个、管理指标4个[5]。

表1 四川盆地致密气勘探开发对标指标体系

2.1 资源指标

资源类指标用于评价地质特征、资源储量及潜力。地质资源量能够反映致密气勘探开发潜力，二者之间呈正相关关系；储量丰度反映致密气资源的富集程度；致密储层厚度达到一定标准才可以提供充足的储集空间，厚度越大，致密气的富集程度越高，资源条件越好；储集条件对致密砂岩气成藏非常重要，只有较大规模的盆地的某些区域具有适合致密气形成和保存的环境；埋藏深度影响致密气的开采成本，如果埋藏深度太深则需要更加先进的开发技术，从而增加了开发成本，不具备经济价值。

2.2 技术指标

技术类指标用于评价开发质量和开发效率。钻井周期是反映钻井速度快慢的一个重要技术性指标；水平井水平段段长与天然气产量成正比；排量越大的发动机单位时间所释放的能量越大，即动力越强；机械钻速能够反映所采用的钻井技术的效率；储集层识别及甜点预测能够反映厚砂体的识别准确率和致密气高产区预测的准确率；水平井分段压裂段数越多，增产效果就越好；压裂周期是反映压裂速度快慢的一个重要技术性指标。

2.3 经济指标

经济类指标用于评价盈利能力，即开发效益。净现值是油气投资经济评价的基本指标，是对处于计算期内的项目的盈利能力进行动态评估的一个重要指标；内部收益率能够反映该项目是否经济有效；投资回收期是项目在财务上回收投资能力的主要静态指标；投资利润率需要与行业的标准投资利润率进行比较，以此判断该项目是否具有经济效益。

2.4 政策指标

政策类指标用于评价国家对该行业的重视和支持程度。价格优惠政策是国家用于调控宏观经济的重要举措；财政补贴政策不仅是国家调节经济运行和协调社会各方利益分配关系的经济杠杆，也是发挥财政分配机制作用的特定手段；研发投入包括研究与试验发展经费，反映国家对该行业的支持力度。

2.5 管理指标

管理类指标用于评价管理水平。组织结构是反映组织各个部门和各个要素之间相互联系的“框架”，是实现油气效益提升的关键；业务模式是指解决固有问题的通用方案；流程管理是针对客户的具体需求设计的，伴随内外部环境的改变而被逐步优化；信息管理能够反映组织的各项业务活动状况，不仅包括了人对信息资源的管理，也包括了人对信息活动的管理。

3 四川盆地致密气勘探开发对比分析

3.1 资源指标对比分析

致密气为覆压基质渗透率不高于0.1毫达西的砂岩类气藏，与常规天然气相比，致密气储层非均质性强、有效砂体小、孔隙度和渗透率低，规模开发难度较大[6]。圣胡安盆地致密气与四川盆地致密气资源对比如表2所示。通过对圣胡安盆地和四川盆地的成藏要素进行对比分析，发现这两个地区致密气地质特征既存在相同点，又存在明显差异。

表2 圣胡安盆地与四川盆地致密气资源对比

圣胡安盆地和四川盆地在源岩岩性、源岩有机质类型、储层物性、储集条件等方面的存在着明显的共同特征[7]。圣胡安盆地和四川盆地都与煤系地层关系密切，具有发育广泛、分布稳定、有机质含量丰富和演化程度高等特征，这为致密气产生提供了良好的烃源条件。但是，这两个地区致密气藏储集条件普遍较差，储层孔隙度大约为10%左右（0.1毫达西）。

圣胡安盆地和四川盆地地质特征在沉积环境和储层特点两个方面存在明显的差异，差异性的成因有多种，如盆地背景、构造演化和沉积充填等。圣胡安盆地致密气以海相大型宽缓的克拉通沉积背景为主，相比之下，四川盆地致密气储层总体呈现出多旋回构造演化的特点，其发育背景多种多样。另外，圣胡安盆地致密气储层厚度较大，分布较为稳定，存在广泛分布的源储；储集层连通性较好，规模较大；物性较好，孔隙度较高，储量丰度较高[9]；岩体埋藏深度适中，以超压为主，局部裂缝发育。这些特征都是由沉积环境和盆地性质决定的。相比之下，四川盆地的致密气藏岩相差异较大，地层分布不稳定；地表条件复杂，施工更加困难；储集层较薄，非均质性较强，变化大，分布范围局限；物性较差，孔隙度偏低，储量密度较低；埋深较深，裂缝发育性较差，压力系数偏低。通过圣胡安盆地和四川盆地致密气地质资源量的定量对比发现，四川盆地致密气地质资源量和单井产气量均明显高于圣胡安盆地，这表明四川盆地致密气具有巨大的资源潜力和可观的规模储量。

3.2 技术指标对比分析

北美地区先进的非常规地质工程一体化技术，为中国非常规气勘探开发提供了经验。经过不断探索实践，中国致密气勘探开发技术也取得了突破性进展，但是关键核心技术与北美地区差距还很大，钻井、压裂技术水平仍有较大的提升空间。钻井技术在寻找开发油气藏、增加产量和提高采收率方面起着举足轻重的作用。储层压裂技术对于改造储层、提高单井产量至关重要。本文主要对四川盆地和圣胡安盆地所采用的致密气钻井技术和储层压裂技术进行对比分析（见表3、表4）。

表3 圣胡安盆地和四川盆地致密气水平井钻井技术对比

表4 圣胡安盆地和四川盆地压裂技术对比

对以上技术对比表进行分析可知，通过持续地技术攻关，中国致密气勘探开发规模不断扩大，勘探开发技术不断提高，总体虽然呈现不断向前发展的趋势，但是钻井、压裂等技术的自动化、智能化、成熟度与世界先进水平相比仍然存在很大差距。四川盆地致密气的钻井周期约是北美地区的2倍；平均水平段长、最长水平段长都明显低于圣胡安盆地，圣胡安盆地致密气井采用延长水平段长度，优化水平段方向，提高了开采效率[10]；排量、机械钻速略低于圣胡安盆地，这反映了配套设备的动力不强，有待改进；储集层识别精度和甜点预测准确率都略低于圣胡安盆地；国内一些高端的技术设备仍需依靠进口，油气勘探开发领域的技术薄弱和技术瓶颈主要存在于高精尖的设备、工具、材料、软件、工艺等，而北美地区的钻井技术已经发展得较为成熟，逐步实现了多样化和系列化功能；在水平井分段压裂技术方面，两个地区在压裂效率、压裂周期、钻塞时间和作业时长上存在的差距较大，最关键的是中国支撑剂用量较少，尚未满足“超级压裂”的要求，同时由于工业化生产规模较小，导致产量较低，压裂成本仍然有进一步下降的空间。

综上，四川盆地致密气勘探开发技术仍然面临巨大的挑战，在钻井、储集层识别精度和“甜点”预测、多层多段压裂等工艺改造方面还有待完善，攻克关键核心技术难关在未来还有很长的路要走。

3.3 经济指标对比分析

选择四川盆地Y气田须家河组三段气藏为研究对象。Y气田位于四川盆地川北坳陷与川中低缓构造带的交界地区，储集层岩性以钙屑砂岩为主，是典型的低孔低渗致密气藏。以Y12直井的动态数据为实例，应用递减法，计算得出技术可采储量为2.2亿立方米，技术采收率为37%。根据动态曲线分析可知，直井合理配产为4万立方米/日，稳产4年后呈指数下降趋势，递减率为15%。水平井单井产量是直井的1.5～2倍，水平井配产定为7.万立方米/日。须家河组三段气藏地质储量和产能评估结果表明，若所有井都采取直井开发的方式，需要开采68口井，计算出的合理井距为1800米；若所有井都采取大斜度井开发的方式，则需要开发45口井，计算出的合理井距为2200米。开发致密气不仅需要进行大规模的钻井活动，而且需要采取一些增产措施，这就使得投资费用大大提高。目前，该气田开发投资约为44亿元，操作成本为18亿元，弃置费按照地面工程投资的10%进行计算，弃置费为4500万元。四川省发改委公布的门站基准价格为1530元/千立方米（包含税价9%），运用中国石化推广的储量经济评价软件和现金流模型，以8%的折现率进行计算，得出财务内部收益率为12.3%，财务净现值为1.8亿元，投资回收期为7.08年，投资利润率为5.3%[10]。

选择圣胡安盆地布兰科气田Mesaverde气藏进行对比分析。根据所收集到的相关信息，平均每口井资本投入为650万美元，其中钻井成本平均投入240万美元，占资本成本的36.9%，并且单井成本有逐年上升的趋势，近几年水平段长度不断增加，所使用的技术更加复杂，单位英尺的水平段压裂投资约为500美元，生产税费约为14700万美元。内部收益率为14.5%，净现值为2.7亿元，投资回收期为9.87年，投资利润率为8.9%。

从评价结果来看，四川盆地Y气田须家河组三段气藏致密气开发项目的内部收益率为12.3%，圣胡安盆地布兰科气田Mesaverde气藏致密气开发项目的内部收益率为14.5%，都大于行业基准收益率8%，这说明两个项目都具有可行性。一般情况下，规模越大的项目投资回收期越长，北美圣胡安盆地侏罗纪组某致密气开发项目的投资回收期较长，投资风险也相对较大。综合来看，圣胡安盆地致密气开发项目经济效益略高于四川盆地致密气开发项目。这也进一步表明了中国致密气勘探开发水平与国际先进水平还存在一定的差距，需要借鉴和学习国外高效的致密气勘探开发模式，充分利用四川盆地致密气的资源优势，探索适合自己且低成本的开发模式，以提高四川盆地致密砂岩气勘探开发的经济效益。

3.4 政策指标对比分析

与常规天然气相比较而言，致密气勘探开发对技术要求较高、对政策依赖性较强、投资成本偏高、投资回收期较长，因此，要实现致密气规模效益开发，必须依靠国家政策的支持和激励。美国是最先并且最大规模对非常规天然气进行开采的国家，它的成功离不开政府在致密气发展早期对其提供的大力支持。政府不仅仅是在物价和税收方面出台了一些优惠政策，同时也为致密气勘探开发关键核心技术的攻关提供了大量的资金。国家政策的大力扶持和正确指导，有效调动了生产商勘探开发的积极性，促进了致密气勘探开发技术不断突破，为美国致密气大规模开发奠定了良好基础。

中国非常规油气资源有着较好的基础，非常规天然气资源量是常规天然气的5倍左右。近年来，非常规天然气开发迎来热潮，已逐步发展成为油气勘探开发的一个重点和亮点领域，且在未来还有很大上升空间。为了鼓励该产业进一步高质量发展，国家基于实际情况对煤层气、页岩气产业实施了一定的补贴和扶持政策，但是涉及致密气的扶持政策仍然很少。中美部分与非常规天然气勘探开发相关的政策内容如表5所示。

表5 中美主要非常规气开发相关政策对比

对比分析中美非常规气勘探开发优惠政策可知，价格优惠和税收补贴政策与非常规气勘探开发作业频次呈现正相关关系。这意味着价格优惠和税收补贴对非常规气钻井活动有积极作用，钻井数量的增多将会推动勘探开发技术的进步，技术的进步又反过来影响钻井活动，使得作业效率不断提升，从而提高非常规气的储量和产量。美国油气公司得益于上世纪八九十年代的优惠政策，才能持续推动技术创新，扩大油气可采种类，减少开发成本，从而无需过分依赖国外非常规气。在中国目前制定的天然气价格体系下，致密气的开发成本相对较高，投资较低，经济效益不佳，甚至出现亏损[12]。近年来，国家对煤层气、页岩气价格和开发等方面都给予了一定的补贴和奖励，但是对于致密气却没有特殊的扶持政策，这在一定程度上制约了致密气产业的发展，降低了企业综合开发致密气的积极性。中国的致密气产业亟需相关政策和措施的支持与引导。

3.5 管理指标对比分析

北美的石油公司通过不断对组织结构、业务流程、信息管理模式等进行改革和重组，加快技术攻关和创新，构建一体化服务管理平台，形成了独具特色的一体化管理模式（见图2）。

图2 北美某典型石油公司一体化管理模式框架

中国致密气勘探开发的地质条件、技术水平与北美地区差异较大，在引进、吸收先进技术和经验的基础上，持续探索并创新，最终形成了一套适合中国致密气勘探开发的管理模式。中国石油西南油气田公司在四川盆地国家级致密气开发示范区实施一体化管理模式（见图3），有利于实现高质量开发目标。

图3 中国石油西南油气田公司一体化管理模式框架

对比北美某典型石油公司和中国石油西南油气田公司致密气勘探开发一体化管理模式可以发现，组织结构对于提高油气效益至关重要。西南油气田公司现行的致密气勘探开发组织结构具有职能交叉、权责不清、层级较多的缺点，很难调动致密气勘探开发积极性。“扁平化”的组织结构现已成为地质工程领域变革的一个重要趋势。北美的石油公司经历了组织结构由“职能型”转向“事业部型”的变革，最终形成了由横向业务管理与纵向职能管理相结合的矩阵型组织结构。目前，中国的油气公司以职能型组织结构为主导，采用地质工程一体化思想，对原有的矩阵型组织结构进行整合。中国石油天然气集团有限公司将“大协同”理念作为指导思想，针对致密气勘探开发的业务特点，建立起涵盖领导小组、前线指挥部、西南油气田分公司及工程服务公司的三级管理模式[12-14]，为四川盆地致密气规模开发提供了有力的保障。

油气公司与工程公司的协调配合是致密气开发地质工程一体化的重要前提，然而，目前在致密气勘探开发过程中，各部门常常因为利益冲突产生目标协调不一致、业务分割不合理等问题，导致致密气资源开发效率和利用效率难以提升。如何创新业务模式，探索各业务板块的协同管理机制，已成为地质工程一体化管理的重中之重[15-18]。北美的石油公司采用“端到端”的上下游一体化管理模式，突破了上下游项目相对独立管理的制约。国内的油气公司则是立足于自身实际，以油气公司为主导，以地质工程一体化思想为指导，积极探索新的工程服务模式，努力提升整体经济效益。

致密气勘探开发流程繁琐，容易导致作业时间延长、管理效率低下问题，因此，建立一个涵盖整个致密气勘探开发过程的系统化、规范化管理体系至关重要。北美的石油公司在全生命周期管理思想的指导作用下，通过各类一体化工作平台对各部门的协同工作流程进行了规范，实现了致密气勘探开发全方位、多工作的协同，以提升工作的衔接效率。中国的油气公司以优化协同管理机制为核心，结合致密气勘探开发实际和规律，统一研究、统一部署，在现有的基础上建立了一个整体部署、分批实施的致密气勘探开发工作流程，通过优化流程使得各环节衔接更加顺畅[19-20]。

致密气勘探开发的数据信息繁多冗杂，给挖掘、利用和共享有效信息带来巨大挑战，限制了致密气勘探开发综合效益的提升。因此，如何提高信息综合管理水平成为实现地质项目效益提升的关键因素之一。北美的石油公司将数字化、智能化引入油气行业，利用云平台学习和共享技术，开展数字化业务，推动致密气勘探开发信息的深度集成和应用，进一步提升信息数字化管理水平。中国的油气公司也将数字化转型作为发展重点，例如中国石油以“共享中国石油”为核心战略目标，构建了相关的数据服务管理系统，全面推动信息、数据、经验、知识等无形资源的共享，促进人、财、物等有形资源的有效应用和整体优化[21-23]。

4 结论与建议

1）本文所构建的致密气勘探开发对标指标体系，全面考虑了致密气勘探开发受气藏储层条件、开采技术差异等众多因素的影响，可以更加直观地反映四川盆地致密气的资源优度、开发效率、开发质量等，立足于该指标体系进行对比和分析，可以更加准确地评估四川盆地致密气藏的勘探开发潜力和水平。

2）中国油气企业应该建立对标管理长效机制，持续丰富和完善对标指标体系，通过学习先进、查找差距、补齐短板来提高致密气勘探开发水平。

3）四川盆地应加快致密气勘探开发一体化步伐，坚持勘探开发业务为重中之重的地位不动摇，致力于降低勘探开发成本，高质量响应国家号召，全力推动致密气增储上产，进一步实现天然气领域的战略性突破，加速能源转型升级，稳步推进能源接替。

4）加大与致密气勘探开发理论和技术研究相关的科研投入，不断支持其规模开发和应用，建立更加专业化、智能化的致密气勘探开发技术体系，统筹规划科技重大专项，加速完善并形成与之相适应的致密气勘探开发配套技术。强化技术攻关，特别是要加大关键核心技术的研发力度，扩大推广应用范围，逐步实现先进技术的规模化应用，支撑国家天然气产业建设，降低致密气勘探开发成本。

5）加强致密气勘探开发利用并非权宜之计，而是促进我国天然气增储上产、保障我国能源安全的重要战略举措。从发达国家成功的实践经验来看，在致密气勘探开发初期需要政府制定相关政策给予激励。受税收负担过重、开发成本偏高以及预期非常规天然气价格持续性偏低等因素的影响，致密气勘探开发项目的开发成本可能会高于投资收益，导致企业对致密气开发的积极性持续走低。参考美国鼓励开发非常规天然气的政策经验，并依据我国近年来对煤层气、页岩气实施的优惠措施，政府应针对健全天然气价格机制、减轻财政负担等方面制定政策，以政策为导向，推动致密气实现效益开发。