页岩气规模效益开发模式创新——长宁页岩气钻井“日费制”探索实践

何 骁

一、引言

现阶段基于技术进步和气候变化的全球经济转型正在加快，能源结构向绿色低碳转型已成为全球共识。党中央做出了“力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和”的重大决策部署，推进能源低碳化发展是大势所趋。天然气具有低碳清洁属性，是“清洁化、低碳化、中和化”能源发展进程中重要的接替能源。

页岩气是我国天然气能源的重要组成部分，具有广阔的发展前景。据多家机构预测，中国页岩气可采资源量达12.8～31.2万亿立方米[1-3]，2020年国内页岩气产量已突破200亿立方米[4]，成为除北美之外最大的页岩气生产国。预测到2035年，我国页岩气增量在天然气增量中占比将超过50%。

四川盆地是中国页岩气资源最丰富的地区，可采资源量占全国的30%。川南地区作为四川盆地页岩气勘探开发的主战场，2020年页岩气产量在全国占比超过了50%。西南油气田公司中长期规划中明确2030年天然气年产量将达到800亿立方米，其中页岩气占比50%[5]。但川南页岩气区块地形复杂，受多期构造运动影响，断裂发育，纵向上存在多压力系统，开发难度大，导致钻井周期普遍偏长，作业成本高[6]。在目前体制机制下，国有陆上油气田企业市场化程度低，激励考核机制不完善，主观能动性未得到充分发挥。特别是2020年以来，国际油价断崖式下跌，在产量和效益的双重考验下，必须加速页岩气产业技术进步和管理变革，才能实现行业的健康可持续发展。因此，西南油气田公司在长宁区块试验钻井“日费制”，进一步探索新的钻井管理模式。

二、“日费制”的前期探索

（一）前期管理状况

四川长宁天然气开发有限责任公司（以下简称长宁公司）成立于2013年12月，是国内首家央地合作开发页岩气的合资公司。至2020年，已建成了60亿立方米天然气年产能，目前已累计生产页岩气188亿方，成为中国页岩气勘探开发的排头兵和西南油气田页岩气发展的主力军。

在钻井“总承包”模式下，长宁地区平均钻井周期普遍在80天左右，标准井（井深4800米、水平段长1800米）钻井成本为2700万元左右。按“提质增效”要求，必须降低至2300万元以内，钻探企业均难以接受，严重影响了页岩气勘探开发有序进行。

中国陆上石油天然气钻井项目以工程“总承包”管理模式为主，该模式由油田公司（甲方）确定井位和钻探目的，编制设计，钻探企业（乙方）按照设计组织施工，甲方将约定的钻井总投资直接拨给乙方，出现地质复杂或工作量调整另行追加费用。其特点是甲方责任小、操作简单，但由于甲方未对工程项目进行实质性把控，导致工期、成本难以有效控制[7-10]。一是油田公司对实际钻井成本难以完全掌握并确定合理的总承包费用；二是甲乙双方核心意图和盈利渠道完全不同，难以形成合力；三是钻探企业和队伍流动性较强，开展瓶颈技术攻关的动力不足；四是钻探企业风险承担能力较弱，不愿实施“风险总承包”，增大了成本管控难度；五是多家钻探企业难以实现技术经验、物资保障和管理资源共享；六是管理层级多，决策周期长，降低了管理效率、增加了安全风险。

（二）“技术日费制”探索

2018年，长宁公司引进北美系统钻井优化理念，委托第三方专业技术支撑团队，代表甲方主导现场技术管理，并按天向支撑团队支付费用，长宁公司和钻探企业“总承包”结算模式不变，仅在目的层水平段开展甲方主导的“技术日费制”。2018至2019年，共实施23口井，目的层井段平均钻井周期31天，较“总承包”井缩短35.4%，并总结形成了钻井提速的关键核心技术。但由于经营、管理模式未发生根本改变，甲乙双方在关键技术措施和管理界面上无法达成共识，难以推广。

（三）“日费制”探索

“日费制”是国际油公司普遍采用的钻井管理模式，是指油田公司根据钻机工作天数，按一定的日费率向承包商支付报酬的承包方式，油田公司承担几乎所有的地质和工程风险[11]。得益于完善的管理体系、成熟的技术队伍和开放的工程服务市场，“日费制”钻井模式在国外广泛推广。1995年美国石油钻井“日费制”运用率超过50%，2001年进一步提高至82%。20世纪90年代及本世纪初，在中国陆上塔里木盆地也曾开展了“日费制”尝试，见到了一定成效[12-13]，但未全面推广。

“日费制”是目前国际公认的最为高级和高效的钻井工程管理模式，但在国内难以直接推行。一是油田公司技术管理人员短缺，缺乏专业的“日费制”监督，难以承担工程项目整体组织的任务；二是现行的管理体制与“日费制”模式存在冲突；三是部分干部员工尚未完全认识到实施“日费制”的迫切性和必要性，畏难、抵触情绪较为严重；四是钻井工程技术服务市场不够开放，缺乏活力。

由于中外国情、公司制度和管理现状存在重大差异，完全照搬国外“日费制”管理模式行不通。因此，探索具有西南油气田特色的“日费制”势在必行。西南油气田公司首先从干部队伍的“观念转变”和“能力培育”着手，派遣技术管理人员赴北美学习、考察。长宁公司对标国际油公司“日费制”管理模式，构建了一套独具长宁特色的钻井“日费制”管理体系，并选择了一批地质条件复杂、钻井难度大、钻探企业不愿按“提质增效”要求实施的平台进行了试验和推广。

三、长宁特色“日费制”体系构建及主要做法

（一）组织管理体系

1.建立“日费制”管理机构。立足“组织机构扁平化、协调决策高效化”，长宁公司成立了以主要领导为组长的“日费制”推进组，主要负责项目方案、资金审批和重大事项决策。充分下放管理权限，采用项目经理负责制，抽调公司地质、钻井、造价、运行以及安全环保骨干组建了“日费制”项目组，在给定投资成本范围内，代表公司主导工程技术、物资采购和成本管理，并对进度、成本和QHSE结果负责。公司各职能部门按项目实施方案和项目组需要履行相关程序，做好业务范围内的过程监管工作。通过厘清长宁公司内部管理界面，妥善处理了行政管理和项目管理的责权关系，为“日费制”的顺利推进奠定了重要基础。

2.明确划分各责任主体工作界面。按照国际油公司“日费制”工作惯例，结合各主体单位实际情况，建立了以油公司“日费制”项目组为管理核心、现场“日费制”监督组负责执行、专业化服务队伍为具体工作单元的扁平化管理模式，划清了长宁公司、钻井公司、专业服务公司和“日费制”监督组工作界面，明确各分支业务的责任主体和工作目标，实现了权责界面明晰准确、执行力大幅提升。

长宁公司主要负责地质工程设计、施工队伍组织、甲供物资采购、重大技术指令下达和进度成本综合控制。“日费制”监督组主要负责按设计方案、规章制度和甲方指令直接指挥现场施工。钻井公司和专业化服务公司主要负责组织队伍严格按设计、监督指令和操作规程施工，按合同要求配置维护好钻井装备、工具以及相关乙供物资的组织。各责任主体单位和岗位员工各司其职、各负其责，有效增强了主动性和责任感，彻底扭转了“总承包”模式中权责不统一和效率低下的问题。

（二）技术管理体系

1.地质工程一体化体系。地质工程一体化部署，充分发挥油田公司地质、油藏、工程一体化和大数据优势，结合地质情况和钻前、钻井工程实施难度，合理确定各平台水平段长度、轨迹，尽量降低钻井难度，充分动用地面、地下两个资源。地质工程一体化设计，开展表层岩溶勘察、地质力学建模和裂缝预测等，打造“透明油气藏”，提前预判工程复杂程度，利用先进模拟软件和大数据分析等手段，在工程设计基础上针对平台施工难点个性化编制优化方案，科学有效防控风险，实现设计源头提速。地质工程一体化实施，组建一体化工作团队，跟踪、修正地质模型，实时调整工程措施，实现优快钻井。

2.技术创新体系。长宁公司联合相关高校、科研院所和西南油气田院士工作站，充分发挥其特色和优势，积极开展新工艺、新技术试验与推广，强力推动技术革新。同时，应用大数据分析，总结各钻探企业经验做法，逐渐形成并完善了长宁页岩气区块钻井特色技术，为钻井提速提效注入了强劲动力。

采用“大扭矩螺杆+定制PDC钻头+强化钻井参数”快速钻井技术，解决了难钻地层钻井提速问题。采用“表层清洁钻井、控压钻井和井眼清洁”故障复杂防控技术，解决了区块漏、垮难题。采用“地质工程一体化导向”技术，解决了储层钻遇率和钻井速度的矛盾。建立和完善长宁页岩气钻井系列技术模板和关键核心技术管理指南，目前已成为川南页岩气钻井工程精细管理和技术创新的“样板和标杆”。

3.信息化指挥体系。组建了中国石油西南地区首个钻井优化中心（DOC）。应用工程技术监督信息化系统，实现了生产数据的实时传输。引进《钻井系统优化软件》，涵盖多个运算模块，实现了从设计阶段到施工全过程的智能支持。聘请了资深技术专家和优化工程师，24小时远程监控，发现异常及时纠偏，重大施工作业实时远程指挥。钻井优化中心（DOC）的建设实现了生产管理数字化、信息化和智能化，有效降低了项目运行成本，解决油田公司技术管理人员严重不足问题，大幅提升了技术决策的科学性和时效性。

（三）经营管理体系

1.钻井成本预算体系。坚持“问题导向、目标导向、结果导向”，建立了“成本写实”“市场标定”和“定额套算”相结合的钻井成本预算体系。如实记录钻机能耗、生产材料和设备折旧等基本生产要素，结合市场情况，较为准确地掌握了钻井系统工程的真实成本。以井区为单位，采用“拼接法”“时效标定”等方法编制井区、单井优化钻井方案，预测平均钻井周期和材料消耗，计算综合成本。将预算成本和批复成本进行对比，若不能满足投资成本控制要求，再进一步优化技术方案，认真落实“先算后干、算赢再干”。

2.成本跟踪及预警体系。自主开发《长宁公司日费制钻井成本管理系统》，在项目设计阶段绘制进度-成本曲线图并设置风险预警阈值，在实施阶段，实时采集成本数据，将真实发生成本与设计进行比对，采用“技术经济一体化决策”方法，发现问题及时纠偏，强化了施工成本的过程管控，认真落实“边算边干”。

3.市场化运作体系。在不违反现行规章制度的前提下，主动担当作为，持续引入钻头、泥浆、旋转导向等外部专业化服务队伍，充分发挥“鲶鱼效应”。面对中石油内部油服企业，强化市场化运作机制，促进其技术服务能力和装备配套水平提升，进一步锤炼了钻探企业核心竞争力。

4.结算考核激励体系。建立了基于效率管理和精准激励的结算考核激励体系。用区块内钻井队伍前30%的作业时效标定区块标准作业时效（包含搬安、开钻准备、井口安装、测井、起下钻等），结算时用标准作业时效考核“日费制”井，可大幅节约单项工序作业时间和工序间的衔接时间。以“进度、效益、QHSE”为核心，设置阶段目标和总体目标，涵盖进尺、趟钻数、组织效率、安全环保等20余项奖励项目，对油服企业和监督单位实施精准激励，目前已累计实施奖励800余万元。同时，油服企业和监督单位参照长宁公司考核项目也制定了相关奖惩制度，结合岗位贡献对项目组、监督组和一线员工进行了精准激励，目前已累计奖励100余万元，有效激发了作业队伍、岗位员工的活力，提升了监督组的责任心和执行力。

四、取得的成效

（一）技术成果

1.形成了系列技术模板。形成了“表层清洁钻井、钻井防漏治漏、水平井钻井防卡、超长水平井钻完井、地质工程一体化导向、页岩气钻井井控”等六大山地页岩气钻井主体技术。主导编制并发布了10余项技术模板（见表1），目前已成为川南页岩气普遍采用的钻井技术指南。

表1 长宁公司近年发布的主要技术模板和操作规程

2.大幅提升了作业效率。2020年以来，长宁页岩气“日费制”开发井累计开钻28口井，完钻13口井，在井深基本持平、水平段增加43.6%的情况下，平均钻井周期由81天降低至45.84天，机械钻速由6.85米/小时提高至16.17米/小时，较同期“总承包”井钻井周期降低43.45%、机械钻速提高136%。在宁209H72-1井创造了单井钻井周期18.83天、水平段钻井周期3.46天、一趟钻进尺3700米、水平段日进尺777米等一系列国内页岩气最佳钻井纪录，水平段钻井速度接近北美平均水平。钻成3000米以上水平段井7口，平均“铂金靶体”钻遇率达到98%，为提高单井最终可采储量奠定了坚实基础。单部钻机作业效率从全年“三开三完”提高至“五开五完”，作业效率提升67%，大幅缓解了钻机队伍有限和天然气规模快速上产的矛盾。

（二）经济成果

完钻井平均单井钻井成本（标准井）由2700万元降低至2250万元（含奖励费用），降幅16%；单位钻井成本由5487元/米降低至4500元/米，降幅18%（见表2），达到长宁页岩气区块钻井成本的控制要求。同时，实行“日费制”的钻井队伍实现综合效益提升10%以上。

表2 已完钻“总承包”、“日费制”开发井技术经济指标对比表

长宁公司目前已具备同时组织15个平台实施钻井“日费制”的管理能力，年均可完成“日费制”井80口左右，下一步长宁公司将进一步加大“日费制”实施力度。按川渝页岩气中长期规划，长宁公司“十四五”期间新投产井300口。实施钻井“日费制”井均可节约投资500万元以上。若三分之一的井实施“日费制”，可节约钻井投资5亿元；若全部实施“日费制”，可节约钻井投资15亿元。

（三）管理成果

长宁公司着眼世界一流，充分吸收了国外钻井“日费制”经验做法并充分本土化，构建了独具长宁特色的钻井“日费制”管理模式和运作体系。形成了以“项目负责制”为主体、“行政负责制”为保障，以油田公司统一指挥、各责任主体执行落实的扁平化高效组织管理模式，解决了目前“金字塔”模式管理层级多、决策效率低的问题，实现了生产组织最优化。以“数字化、信息化、智能化”为基础，地质工程一体化为载体，钻井、定向、泥浆、录井等专业紧密配合的高效技术管理模式，实现了协同效应最大化。形成了以市场化运作为抓手，精准激励为特色，甲乙双方互利共赢的高效经营管理模式，实现了综合效益最大化。

通过“日费制”实施，探索出了一条适合于中国石油的“油公司”发展之路，促进了管理的水平提高。形成了“技术管理、效率管理和成本管理”等一系列可供类似区块和其他专业学习借鉴的经验做法。打磨出了一支认真负责、执行力强、作风优良的“日费制”监督队伍，锻造出了一个勇于创新、充满活力、务实高效的“日费制”管理团队。培育出了一批装备精良、技术精湛、能打硬仗的技术服务队伍，为新形势下油田公司的健康可持续发展注入了新活力。

通过钻井“日费制”实践，有望在页岩气领域将油田公司的钻井投资降低15%，钻探企业、专业化服务公司利润增加10%，整体综合效益提高20%以上。同时，对其他低效油气规模效益开发，若有序推广钻井“日费制”，有望实现中石油近万亿立方米难动用天然气储量的效益开发，打造中石油“提质增效”的“升级版”。

五、结语

加快推动页岩气规模效益开发对于确保“能源的饭碗必须端在自己手里”、推动集团公司全面建成“基业长青世界一流综合性国际能源公司”、实现国内石油天然气行业的健康、稳定和可持续发展具有重大现实意义和战略意义。作为一项系统工程，需要从思想认识、价值理念、管理模式等方面进行深刻变革，需要油田公司、钻探企业、专业化服务企业多方同向发力。

（一）效益开发是前提条件。创造效益是企业的基本使命，没有效益，没有投资回报，企业就谈不上生产和发展，过去靠投资拉动增长的发展方式已不可持续。长宁页岩气钻井“日费制”立足问题导向、效益导向、价值导向，积极发挥投资对效益的正向拉动作用，为高效组织项目运行创造必要条件，为严控成本提供有效保障，使得速度、质量、效益之间的关系更为紧密，让油田公司和油服企业的生产经营目标回归到了“利润与效益”的核心本质。未来一个时期，页岩气仍然是我国天然气产量增长的主体，有效降低成本是页岩气规模效益开发的前提条件，这需要从根本上解放思想，凝聚“一切成本皆可降”“成本是设计出来的”等思想共识，进一步优化调整工作思路，紧密围绕“效益”这一核心目标创造性开展工作。

（二）技术革新是关键所在。科技是第一生产力，创新是引领发展的第一动力。长宁公司借助地质工程一体化打造“透明气藏”，建立个性化、系列化钻井技术模板，试验井钻井周期降低了43.45%，机械钻速提高了136%，形成的技术体系具备推广应用价值，推动了川南页岩气开发从核心区向外围区、从简单构造区向复杂构造区的逐步拓展。在提升自身管理能力的同时，通过甲方主导、管理倒逼等方式有效促进了服务队伍技术水平和装备配套能力的提升。实践证明，只有将科技创新作为发力点，加快从要素驱动向创新驱动转变，整合优化科技资源配置，独立自主与开放合作相结合，充分发挥企业创新主体作用，才能以科技创新赋能页岩气产业高质量发展。

（三）人才队伍是第一资源。人才是发展的根基，没有人才就没有发展。长宁公司实行“日费制”以来，厘清工作界面，转变角色定位，管理人员变“关键环节现场把关”到“全程监管在线指挥”，有效增强了人员的主动性和责任感。引入外部高水平人员联合组建项目组，通过交流协作、学习借鉴，不断提高自身技术管理水平，培养构建了一支地质工程一体化协作的专业管理工作团队，为高级人才的培养提供了优质土壤。着眼未来，唯有继续坚定实施“人才强企”工程，抓好专业化管理人才队伍的建设，全面提升人员的综合素质和管理水平，坚持由不敢用向大胆用转变，由满足近期需要向重视梯队建设转变，由偏重“选人用人”向统筹“选育管用”转变，才能形成优秀人才充分涌现、茁壮成长、干事创业的良好局面。

（四）体制机制是重要保障。创新体制机制是活力之源，体制活则全盘活，体制新则局面新。长宁公司在国外“日费制”拿来主义难以推行的情况下，深入分析和查找制约钻井提速提效的矛盾和问题，着力创新管理模式、运行机制、激励方式，牢牢抓住了改革的“牛鼻子”，破除了体制机制的束缚，形成了高效协同的生产组织模式，搭建了统一共享的信息化指挥体系，实现了多种信息化资源的融合共享，建立了良性的内外部竞争机制，大幅提升了管理效率、完成质量和经济效益，为川南页岩气钻井提速提效提供了可资借鉴的样板。实践证明，只有坚持勇于创新，大胆探索，持续构建更为灵活高效的体制机制，充分调动各方的积极性、主动性和创造性，才能最大限度激发内部发展活力，实现低成本高质量发展。