天然氣開發對標管理探索

譚 健 方建龍

中國石油勘探與生產分公司

0 引言

2000年以來，中國國內天然氣勘探開發業務進入快速發展階段，儲量、產量快速增長，特別是“十三五”期間，年均新增天然氣探明地質儲量超過6 200×108m3，年均新增天然氣產量近80×108m3，2019年達到1 777×108m3，中國已發展成為世界第六大天然氣生產國；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基地，這四大基地的天然氣探明地質儲量之和占全國總量的89%，2019年天然氣產量占全國總量的87%。國內天然氣開發指標總體良好，剩余可采儲量儲采比較高，具備長期穩定發展的基礎[1]，同時，國內石油公司的天然氣業務保持了較高的凈現金流與凈利潤，營利性較好，已經成為大多數石油公司的主營核心業務和新的增長點。2003年，楊橋[2]對中國氣田開發水平進行了評價，之后，針對國內石油公司天然氣開發水平的評估、開發指標的比較研究及變化趨勢的預測等，業內尚未開展更深入、更系統的研究。

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。開展天然氣開發對標分析，是提升天然氣開發水平的有效途徑。對標是企業持續尋找最強競爭對手或被公認為是行業領袖的企業的產品、服務及管理實踐活動進行對比分析的過程[3]，在找到產生差距的原因以后，不斷調整工作對策、改進工作措施，以期創造顯著的效益，從而實現對一流公司的趕超。對標管理可以幫助企業創造自身的管理模式或工作模版，是實現管理創新并獲得競爭優勢的最佳工具[4]。對標管理是1979年由美國施樂公司首創，被視為現代西方發達國家企業管理活動中支持企業不斷改進和獲得競爭優勢的重要管理方式之一，西方管理學界將對標管理與企業再造、戰略聯盟一起并稱為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]。

天然氣開發對標管理和日常管理的側重點不同。目前，國內石油公司，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管理文件體系，其中包括“天然氣開發管理綱要”及配套的6個管理規定，以及與天然氣開發相關的各類管理實施細則和技術標準等。該管理體系側重于天然氣開發管理的宏觀性、程序性與可操作性，從而實現天然氣開發的合規性與科學性。而天然氣開發對標管理的針對性更強，主要側重于尋找制約天然氣開發水平提升的薄弱環節，并提出針對性的改進措施，從而提高天然氣開發的水平。

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對標指標體系，在此基礎上開展股份公司級、地區公司級及重點氣田（藏）級三個層面上的對標分析，以期為國內天然氣開發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、地區公司和重點氣田（藏）為橫軸，圍繞多個關鍵開發指標和經營指標開展縱向和橫向對標，建立標桿，對比存在的差距，查找產生差距的原因，進而從技術層面和管理層面制訂有針對性的改進措施，為持續提升天然氣開發水平提供有力抓手。

2 對標原則

一是目標引領，通過對標管理來深化改革創新，提升氣田開發管理水平；二是問題導向，尋找氣田開發業務管理的短板，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行業中具有代表性的石油公司及其下屬地區公司，以及重點氣田（藏），同時，對標對象要具備一定的天然氣生產規模。

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

本次研究選取了中國石油及其下屬6個天然氣產量規模較大的地區公司和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、地區公司級、氣田（藏）級多層次、縱橫向、全方位天然氣開發對標分析。針對股份公司級的對標對象，采用縱向對標方式，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，選取天然氣年產規模大于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，采用縱向對標及地區公司之間橫向對標相結合的對標方式，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外典型氣田（藏）采取橫向對標方式，具體內容包括結合現場生產實際及現行管理方式，對已開發重點氣田（藏）進行分類[15]，根據氣田（藏）儲層物性、巖性和壓力特征，結合現有氣藏分類標準[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）及其所處的開發階段如表1所示，然后，選取天然氣年產量規模相對較高、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）統計表

4 對標指標體系

天然氣開發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水平、開發效果、可持續發展能力及盈利能力，進而體現出天然氣開發水平的高低。將天然氣開發指標分為技術類和經營類，技術類指標用于評價開發質量，經營類指標用于評價盈利能力，即開發效益。

針對國內天然氣開發特點，并結合長期生產實踐，優選出24項主要開發指標，建立針對公司級（股份公司和地區公司）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對標指標體系

在分析天然氣開發規律[17]的基礎上，優選15項指標，針對國內石油公司建立股份公司級和地區公司級的對標指標體系。其中，技術類指標有14項，包括年產量、新建產能、新建產能完成率、新建產能到位率、新井氣產量、老井氣產量、直井占比、水平井占比、開井率、新投產井單井產量、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；經營類指標有1項，即單位完全成本。該對標指標體系中，年產量是反映公司規模實力的指標，新建產能是反映公司天然氣發展能力的指標，新建產能完成率、新建產能到位率是反映公司天然氣產能建設成果的指標，新井、老井氣產量占比反映公司天然氣穩產能力和增長趨勢，直井占比、水平井占比、開井率、新投產井單井產量、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質量，剩余可采儲量儲采比反映公司天然氣開發的可持續發展能力，單位完全成本則反映公司天然氣開發盈利能力，即開發效益。詳見表2。

表2 國內石油公司股份公司級和油田公司級天然氣開發對標指標統計表

4.2 氣田（藏）級開發對標指標體系

根據不同類型氣藏地質及開發特征[18]，優選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、新投產井單井產量、單井估算最終開采量（EUR）、壓降速率、壓力保持程度、綜合遞減率及達產率；經營類指標有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的盈利能力，其他指標則反映氣田開發質量。詳見表3。

表3 氣田（藏）級開發對標指標統計表

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量呈持續上升的趨勢，2018年達到1 094×108m3，年均增長率為3.5%；年均新建產能保持穩定，新建產能完成率保持穩定，新建產能到位率呈上升趨勢，且這兩項指標近5年均超過85%；老井氣產量逐年遞增，新井氣產量及占比逐年下降，天然氣產量增長勢頭減緩；直井、水平井數量逐年增加，水平井數占比穩中有升，超過10%，水平井新建產能占比逐漸升高至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；單井氣產量及新投產井平均氣產量逐年下降；隨著新建產能規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定，總體較高，具有一定的上產資源潛力；天然氣單位完全成本逐年穩中略降，均小于1 000元/103m3。

對標結果顯示，中國石油天然氣開發形勢總體較好，產量穩步上升，剩余可采儲量儲采比和可采儲量采出程度基本穩定，具備一定的穩產能力和上產潛力；新建產能完成率、綜合遞減率與單位完全成本基本保持在較合理水平，開發效果總體較好，具有較強的盈利能力；但是，也面臨著開發對象資源品質劣質化嚴重、單井氣產量和新建產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評價力度、規模推進水平井等提高單井產量的工藝技術應用、優化生產制度及加強產能建設組織等方面的措施。

5.2 地區公司層面

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

長慶油田、青海油田、大慶油田天然氣井中新井產量占比基本保持穩定，西南油氣田、塔里木油田、新疆油田新井產量占比呈下降趨勢，新井產量占比與當年投入工作量及新建產的資源品質具有較高相關性；6家地區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、低產低效等原因導致關停井較多；新投產井單井產量平均值略有下降，塔里木油田單井產量相對最高，長慶油田以致密氣開發為主，其單井產量相對最低，其他油田公司則介于這二者之間；長慶油田天然氣產量綜合遞減率穩中略有上升，其他油田公司通過加大建產和老井措施力度，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定，其中青海油田與新疆油田儲量動用程度高，穩產接替面臨較大挑戰，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力度得到提升，加大了建產規模；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。

對標結果顯示，6家油氣田公司天然氣產量近幾年來持續穩定增長，形成了“三大三中”氣區新格局。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指標，圈定面積最大的氣田開發效果則最好。選取的26個氣田（藏）均具有代表性且已形成一定的開發規模，達到方案設計規模的氣田達產率大多數為100%，由于克拉蘇氣田、神木氣田及頁巖氣田還處于上產階段，計算達產率的時機尚不成熟，此次僅針對煤層氣藏進行了達產率對標分析。

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特征為初期產氣量較高，之后迅速進入長期的低壓生產階段，通過井間接替或區塊接替來保持氣田穩產，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、新投產井單井產量、單井EUR及單位完全成本5項開發指標?？傮w來看，低滲砂巖氣藏的開發效果優于致密砂巖氣藏；低滲砂巖氣藏中的長北氣田可采儲量采出程度、新投產井單井產量、單井EUR和單位完全成本優于榆林南氣田對應指標，長北氣田的開發效果總體更優；致密砂巖氣藏中大牛地氣田、蘇里格氣田開發效果相當，川中須家河組和神木氣田開發效果相對較差（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區塊進行對標。由于克拉蘇氣田整體處于上產階段，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、新投產井單井產量、單井EUR、壓力保持程度、壓降速率及單位完全成本等6項開發指標。對標分析結果表明，克拉2氣田的開發效果最好，標定采收率、新投產井單井產量、單井EUR和單位完全成本均優于其他氣田（區塊），迪那2氣田開發效果次之，克拉蘇氣田的大北、克深2及克深8區塊則相對略差（圖2）。

圖1 低滲—致密砂巖氣藏典型氣田開發對標指標雷達分析圖

圖2 異常高壓氣藏典型氣田（區塊）開發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、新投產井單井產量和壓降速率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項開發指標。如圖3所示，總體看來，安岳氣田龍王廟組氣藏開發效果最好，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）中開發效果相對較差。

圖3 碳酸鹽巖氣藏典型氣田（藏）開發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。由于頁巖氣開發采用平臺式布井，主體開發技術為水平井體積壓裂，現場實踐表明單井EUR與水平段長度、加砂量、壓裂規模等因素正相關，結合頁巖氣開發特點[19-20]，選取氣田的新投產井單井產量、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頁巖氣田新投產井單井產量、單井EUR和單位完全成本均優于其他氣田，開發效果最好，其次為涪陵、長寧和昭通頁巖氣田，威遠頁巖氣田開發效果相對較差（圖4）。

圖4 典型頁巖氣田開發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、鄭莊區塊、中海油潘莊區塊、中石化延川南區塊進行對標。由于目前煤層氣開發仍處于探索階段，其開發成本普遍較高，結合煤層氣的開發特點[21-22]，選取達產率、可采儲量采出程度、新投產井單井產量、單井EUR及綜合遞減率5項指標進行對標。通過對標分析，中海油潘莊區塊煤層氣開發效果最好，可采儲量采出程度、新投產井單井產量、單井EUR、達產率4項指標均優于其他區塊；保德、樊莊、延川南區塊基本相當；韓城、鄭莊區塊的開發效果相對較差（圖5）。

圖5 典型煤層氣藏開發對標指標雷達分析圖

6 結論與建議

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

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

3）國內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水平的提升。

4）不斷完善天然氣開發基礎數據，確保其準確性，以避免基礎數據不準確而使對標結果產生錯誤。

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