我国致密气效益开发管理创新的途径与政策建议

任丽梅 王 隽 高卓月 夏江华 冯宇超

（中国石油西南油气田分公司致密油气勘探开发项目部，四川 成都 610051）

0 引言

致密气作为非常规天然气产业的重要组成部分，影响其规模开发效益的因素较多，如致密气资源品质与规模、技术研发与应用、勘探开发成本、环境因素（财政政策、生态环境、天然气价格、资金、工程技术服务等）、产业规划与布局、投资与融资、效益评估和监管等。几年前，我国致密气开发模式还缺乏大规模商业化开发的外部环境和内在动力［1］，要实现工业化发展还需技术进步、观念转变和国家政策等方面的支持。实践表明，技术创新是创新驱动发展战略的核心，管理创新是创新驱动发展战略的关键［2］。技术创新对时间的要求较长，而管理创新相对容易见效也快，因此，通过进一步加强管理创新实现提质是十分重要的［3］。

1 我国致密气开发现状、面临挑战与趋势

1.1 致密气开发现状

1）致密气资源丰富，产量已具较大规模。我国致密气勘探开发已有将近半个多世纪的历史，致密气集中分布在四川盆地与鄂尔多斯盆地两大区域，储量约占全国的90%。近年来，在鄂尔多斯盆地上古生界、四川盆地上三叠统须家河组、塔里木盆地库车深层发现了一批大型致密气田，在吐哈、松辽、渤海湾等盆地发现了一批产量较高的致密气井，展现出良好的发展前景［4］。2017 年我国天然气总的探明储量为14.22 × 1012m3，而致密气为3.8 × 1012m3，占比高达26.72%。我国致密气产量由2017 年的340× 109m3升至2018 年的380 × 109m3，也实现了工业化、规模化发展，如何进一步通过技术和管理创新将资源品位更差的致密气有效开采出来，在相当长时期都是一项重要课题。

2）勘探开发技术体系较为成熟。致密砂岩气藏具有低渗透率、孔隙度低、连通性差、非均质性高、含水饱和度高、储量丰度低、储量难动用的特点，即储量经济有效动用难度大、采收率低。相对于常规气藏而言，一般情况下致密气藏单井控制储量小且产量较低。目前国外石油公司通过三维地震技术、井网加密技术、直井分层压裂技术、小井眼技术、快速钻井技术、地面优化简化技术等来提高单井产量，降低开发成本。我国致密气与常规气的分布多有重叠，致密气开发技术体系较为成熟，在基础设施建设方面的额外成本投入较低，为我国进一步实现致密气效益开发奠定了基础。

1.2 致密气开发面临的困难与挑战

1）经营管理与市场化机制创新有待提升。在致密气开发经营管理方面，如致密气钻完井和压裂核心工程“工厂化”作业模式有待加大推广，非核心工程和生产运行服务市场化程度较低，致密气开发规划、项目前期工作管理和工程造价定额管理有待加强，管理细节也有待提升；在致密气开发市场化机制方面有待进一步创新，地方政府和环保部门也亟需创新环保监管理念与机制。

2）关键技术体系需进一步攻关。致密气分布的不同区域储量品位差异大，动用难度大，致密气气藏的成藏模式构建也还未完善，关键技术需进一步攻关［5］。对于难以动用的储量，高投入产生的高成本与气价不匹配［6］，采用“水平井+体积压裂+工厂化”模式实现工业化开采仍处于初级阶段，致密油气资源与投资评价方法、模块和功能、软件及关键技术、工作流程等需进一步优化［7］。

3）价格、财税政策需要进一步完善。致密气开发成本比常规气高，由于天然气价格体系不完善，出厂价却与常规气一样，导致致密气开发的经济效益差，甚至亏损，降低了生产企业的积极性。在目前技术经济条件下，尽管鄂尔多斯盆地实现了规模开发及四川须家河气田实现了初步开发，但由于经济效益很差造成了亏损，且后续待开发资源品位较差、成本更高，无法实现规模有效开发与可持续发展［7］。尽管财政部关于《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》的补充通知规定，可再生能源发展专项资金支持煤层气、页岩气、致密气等非常规天然气开采利用，但对致密气的优惠政策仍显力度不够。

1.3 致密气产业发展趋势

1）国家强化致密气产业规划与布局，将迎来致密气发展新机遇。国家积极出台政策激励致密油气开发，天然气“十三五”规划中提出，致密气勘探开发将以四川、鄂尔多斯、塔里木盆地为重点。《国务院关于促进天然气协调发展的若干意见》明确提到，研究将中央财政对非常规天然气补贴政策延续到“十四五”时期，从2021 年开始将“致密气”纳入财政补贴范围。财政部关于《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》的补充通知规定，可再生能源发展专项资金支持煤层气、页岩气、致密气等非常规天然气开采利用，这也将极大地鼓励油气开采企业增产，迎来我国致密气发展新机遇。

2）油气行业加大对致密油气开发投资力度。中国石油从2012 年起全面加快致密油气勘探开发进程，2015 年初国家能源致密油气研发中心落户中国石油，形成了以合作开发降低成本、以技术集成创新实现突破和以管理变革提升质量效益的苏里格模式［8］，且编制完成《2019-2025 年国内勘探与生产加快发展规划方案》。中国石化已经就致密气开发做了相关部署，将大牛地气田打造成为我国致密低渗高效开发气田的典范，不断探索创新外包业务一体化管控融合的方式，实行“油公司”管理模式，确保了气田安全平稳运行、高效生产［9］。

2 油公司体制下致密气效益开发管理创新发展途径

2.1 推动油公司管理体制下致密气开发管控模式和柔性组织管理方式创新

2.1.1 建立油公司体制下的致密气开发管控模式

统筹致密气开发战略定位与规划布局，建立油公司体制下的致密气开发管控模式，即：①从产业整体优化为出发点，持续深化改革、激发创新活力，以致密气藏经营为主体，围绕勘探开发核心业务流程，明确油气田企业机关、项目部、作业区各管理层级的业务定位。②坚持组织机构扁平化和用工方式多样化，并搭建财务资源共享与资产运营增值、互联网+与智能化气田等管理平台。③合理、高效利用社会资源，有效控制管理成本，实行市场化运作、合同化管理、专业化服务和社会化依托的企业经营方式，实施勘探开发一体化模式、一体化评价、一体化模式预测的项目管理，形成科学高效的投资决策、经营管理、人力资源管理、生产运行、考核激励等管理创新决策支撑机制，实现甲方主导高效化。④积极推广钻完井和压裂核心工程的“工厂化”作业模式，运用市场化手段优选服务队伍，提高服务质量和效率，提高非核心工程和生产运行服务的市场化程度［3］，做实高效勘探与低成本开发。

2.1.2 构建柔性的致密气开发组织管理体系

适应市场化和数字化管理要求，构建柔性的致密气开发组织管理模式，即：①构建“小机关、大前指、小后勤、大前线”的市场化运行机制，提升前线指挥效率［10］。致密气业务领导小组实施决策部署，健全和完善致密气勘探开发-工程地质-技术经济一体化管理的项目管理模式。推进采气作业区组织结构扁平化，优化生产辅助单位机构设置，调整业务机构［11］。②建立科技创新的协同机制。在技术服务支撑方面，强化勘探开发研究机构作科研和生产管理支撑，工程技术研究机构作钻完井及增产改造工程设计等支撑，工程技术服务主要通过市场化招标确定。③在技术经济决策支撑方面，创建技术与经济管理决策支撑模式，通过市场化业务外包方式选择管理创新决策支持机构予以支撑，可聘请现有油气田企业的生产管理团队提供生产经营管理专业服务，有效促进致密气建产和整体评价工作。

2.2 进一步探索市场化条件下致密气合资合作开发模式

2.2.1 创新国内和国际合资合作开发模式

依据致密气开发的技术经济特点和成本构成，进一步总结提炼致密气开发和对外合作模式的实践经验与教训，借鉴苏里格气田开发模式，从油公司体制的内涵、战略成本管理、技术研发管理、投资管理、风险管理、运营管理等方面，进行国际合资合作开发模式架构设计，即自主开发+国际合作开发模式、低成本开发工艺模式，发挥双方优势，资源合作共享，实现互利共赢。利用中方和外方各自的优势，创新出“外方出资，中方作业”的合作模式。在国内合作开发模式方面，加快引入有实力的企业参与致密气勘探开发，尽快制定促进民营资本、中央和地方国有资本等以独资、参股、合作、提供专业服务等方式参与致密气开发的具体办法，推进投资主体多元化［5］，建立致密气开发“混合所有制”，提高致密气资源的开采效率。

2.2.2 实施致密气一体化的自营开发模式

在油气田企业内部，以项目管理的方式，加强致密气的风险勘探，促进开发方式转变，进一步向丛式井、多井型、工厂化作业、多层系立体开发转变。实施“地质工程一体化”、“地面地下一体化”、“技术与经济一体化”的项目组织方式，引入多家工程技术服务企业同时开展风险作业服务，在相同区块同台竞技［12］，以加快致密气开发进程，提升致密气开发效益。

2.3 强化致密气安全清洁生产与高效利用的风险管控

2.3.1 优化开发工程，确保致密气开发安全清洁生产

把高效开发作为发展的目标，优选井位，实现单井高产，实现多层系立体开发，整体评价，统筹推进，实现多区块整体勘探。持续优化致密气气藏工程、采气工程和地面工程，提高气田生态文明建设效能。切实强化井控和安全环保管理。继续建立完善隐患排查治理机制，加强致密气开发的环境治理工作，搞好环境保护与资源开发关系，确保实现致密气田安全清洁发展［13］。对致密气资源开发初期的环境保护和治理投入，可以根据实际情况，按照一定比例，进入成本核算或抵扣相关税费。适时开展管理评审，实现承包商全方位、全过程监管，促进QHSE管理体系持续改进。

2.3.2 强化致密气市场开拓，确保致密气高效利用

加强同行业的战略合作，持续推进管网互联互通互保，促进天然气终端公司发展，扩大市场份额。

油气田企业与政府和用户共建天然气清洁高效利用的示范项目、示范园区和天然气工业园区，加快发展城市燃气业务以及LNG 市场用气，油气田企业应与地方政府、地方投资商、分布式能源企业建立战略合作培育天然气分布式能源产业。

2.4 推进致密气效益开发战略成本管理创新

2.4.1 建立致密气开发战略成本管理体系

继续加大矿权内部流转力度，深化工程技术服务和价格市场化改革，完善增储上产激励政策，积极引进社会资本，与地方政府合作推进混合所有制改革，共同分享致密气开发利用带来的效益和收益。完善基础工作，在价格、计量和结算体系方面，要结合实际情况认真测算内部市场价格，形成内部结算价格体系，确保全面市场化运行顺畅。借鉴国外财税政策设计理念，对不同类型致密油气区块进行大量模拟技术经济评价的基础上，制定与价格、产量、储量、井深等因素相关的财税政策，最大限度地促进致油气效益开发。

技术创新与管理创新协同降本增效，在管理模式、技术创新以及机制改革等方面，实施“效益倒逼”机制，倒算投资规模、成本费用，协同发力降本增效。完善技术与管理创新联盟机制，优选战略联盟伙伴，签订长期战略联盟协议，简化优选队伍程序，建立考核奖惩机制。加强技术创新，协同发展，提高施工能力和效率，降低致密气开发运行成本。建立致密气效益开发与管理创新决策支持体系建设，构建精细化管理体系，充分发挥全面市场化的作用，坚持气田开发全生命周期效益评价与跟踪评价。重点研究致密气藏开发机理、开发规律、井型井网优化、合理配产和合理产能规模等理论研究，为大规模有效开发致密气藏做好理论支持和人才储备。建立中心井站作业成本管理机制，促进生产组织精细化管理机制、生产组织标准化机制、生产组织信息化机制建立。

2.4.2 建立致密气效益开发智能化成本管理机制

建立并完善致密气田数字化管理体系建设和致密气开发的智能化管理决策支持系统，包括基础数据管理、财务信息管理、人事信息管理、业务合同管理、系统维护管理、数据库维护管理等。进一步加大建设项目技术与经济的结合，优化设计方案，严格投资合规性管理，推广市场竞争性更强的招标和竞争性谈判选商方式，从源头降低投资成本。强化对财务共享平台建设和管理会计体系建设，做好财务管理信息系统集成与有机融合完善，促进开源节流降本增效工作开展。

2.5 优化致密气效益开发评价方法与激励方式

2.5.1 优化致密气勘探开发效益评价方法

深化总结苏里格、四川盆地致密气开发经济效益评价经验，优化经济效益开发技术思路，根据致密气勘探开发绩效类型，集成创新气田效益分类与判断标准、气田成本费用构成、气田效益评价方法等，优化致密气勘探开发效益评价方法。综合考虑技术、经济、资源、环境与社会等因素，发展形成对经济、技术、环境和社会等因素，建立起一套完整的致密气资源价值评估体系。应加强致密气开发的效益数据比较分析，主要财务指标（总收入、净利润、资本支出、勘探开发支出、投资回报率、操作成本、总资产等）统计与比对，主要勘探开发业务指标（油气储量、油气产量、钻井工作量、员工数量、安全环保等）统计。考虑风险因素对致密气藏开发项目的影响，在经济评价过程中加强风险评估方法研究，将常规经济评价方法与风险评估相结合，从而更好地解决致密气藏开发过程中的投资决策问题。

2.5.2 致密气勘探开发激励方式

鼓励油气田企业调整内部投资收益率，对致密气资源开发实行较低和可行的投资收益率标准，项目审批时适当降低其内部收益标准。完善增储上产激励政策，共同分享新建项目带来的效益和收益。根据致密气开发的政策、技术、供求、宏观经济波动、投资机会及其他风险及防范分析，抓好致密气勘探开发绩效管理基础工作。

采取多种承包形式，灵活多样的经营形式，如租赁经营、承包经营、成立“影子公司”进行经营、出售等。建立灵活的用工机制，单井承包方式多样化，优化人力资源，亏损井应限产或关闭并对其人员就近培训或转岗培训，优秀人才和经培训后人才充实其他井站。探索千方气价格买断、部分费用承包、千方气工资含量承包、管护责任承包等方式，向作业井站承包，达到减少用人的目的。对于频临经济临界点的油气井，可试行个人承包，盘活低效井的住井人力资源，充实到其他或新开发区块。

3 推进致密气效益开发的政策建议

3.1 致密气价格与税费政策

致密气勘探开发难度大，开发技术要求和成本高，致密气开发应与页岩气开发一样，需要国家、油气行业以及企业给予政策体系支持，如致密气效益开发市场化管理政策、投资与造价定额政策、决策支持体系建设、效益开发激励等政策，重点放在资源勘探、技术研发、高效利用等环节。一方面，进一步完善致密气标准，加强致密气储量价值评估与处置管理规范，并按非常规天然气类管理，政府应比照页岩气的财政补贴政策，重点研究鼓励致密气开采价格机制、土地使用费用，以及资源税、增值税、所得税等减免税政策，鼓励企业进行设备投资和降低成本，调动油气田企业的积极性。另一方面，大力推进气价的市场化改革需要建立与价格、单井产量联动的资源税计价机制。同时，鼓励加强理论研究和建立致密气学科体系，促进核心关键技术研发，促进致密气产量快速增长，对致密气新技术、新工艺的研发费用给予税费优惠政策，鼓励自主创新，积极推动工程技术与设备配套发展，进一步促进致密气的技术革新，促进致密气的大发展［12］。

3.2 致密气开发市场化投融资和激励政策

引导各类金融机构增加对致密气资源综合利用项目的信贷支持，建立健全致密气资源综合利用的融资体制和信用担保体系。继续深化油气田企业管理创新，进一步提高管理效率、强化降本增效措施，有效规避投资风险。以价值链为主线的全面预算管理和成本控制同致密气生产建设、经营承包、生态文明等一道纳入绩效考核，将预算执行和成本控制与单位承包人及职工绩效工资挂钩，落实成本控制责任。在致密气开发过程中，以水平井平台为单位设立超产奖，奖金倾向于一线人员，全面覆盖地质与工程、设计与施工、生产与管理、甲方和乙方的一线人员，对致密气效益创收超创的单位，按超创额的一定比例增加单位职工绩效工资，真正起到奖优罚劣的激励作用，打造协同创效的劳动氛围，有效推动致密气效益开发。

4 结论

1）致密气效益开发需要技术与管理创新驱动。从储量、产量、技术、成本以及美国的非常规气发展历程来看，致密气应该是我国发展非常规天然气的重要目标，要同步实现理论、技术、成本三个革命，走常规—非常规立体、工厂化、协同开发之路，才能促进致密气的大发展。值得重视的是，这是一个通过管理思想、体制机制、管理制度、管理方法、企业环境及文化的不断创新，是一个错综复杂的动态循环管理过程。

2）持续创新致密气风险勘探开发新模式是实现效益开发的重要途径。油气田企业应借助社会资源，采取开放的合作模式，创新体制机制，形成国际合作、国内合作、自主经营、风险服务的致密气开发模式，实现资源优势互补，减少投资风险。通过引进市场化钻井队伍，利用较为成熟的钻采技术，提高钻速和压裂效率。加强基础练内功，强化监管控风险，实现致密气开发项目绿色安全发展。

3）致密气效益开发需要政策体系支持［13］。例如，建立与价格、单井产量联动的致密气资源税计价机制，出台财税激励政策，积极推进致密气价格市场化，促进致密气清洁高效利用。对致密气开发项目进口物质给予免征进口税收政策，致密气开采实行特殊的固定资产加速折旧政策，延长致密气开采亏损弥补年限。