运用目标成本法精细管控油气井项目投资研究与实践

2021-12-30刘文涛丁丹红张云怡蒋雪梅袁春花姬文贞

石油科技论坛 2021年5期

司光刘文涛丁丹红张云怡蒋雪梅袁春花姬文贞

（1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油天然气集团有限公司发展计划部；3.中国石油西南油气田公司；4.中国石油塔里木油田公司）

为落实习近平总书记关于“加大国内油气勘探开发力度，保障国家能源安全”的批示精神，中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）持续加大油气勘探开发力度，页岩气、页岩油、致密油等资源已成为公司增储上产的主力，“十三五”期间，国内新增油气储量70%以上都是低渗透、特低渗透资源。2017年以来国际油价低迷，常规油气项目效益与“十二五”相比大幅下滑，页岩气、页岩油等非常规油气开发遇到瓶颈，成本高、产量低、油价低是当前石油公司生产经营面临的主要矛盾[1]。

油气井工程是油气勘探开发的重要环节，其投资在常规油气开发投资中占比接近70%，在非常规油气开发投资中占比高达90%[2]。而影响油气井投资的因素包括设计、价格、市场、管理等多重因素[3-5]，贯穿项目建设全过程。为此，以效益为导向，引入目标成本法和价值分析原理，建立一套行之有效的油气井投资全过程管理方法，实现各环节的精细化管控，控制油气井投资，降低成本，是保障上游业务高质量发展的关键[6]。

1 油气井项目投资全过程控制体系

1.1 体系构建思路

根据中国石油投资管理要求，结合油气井项目特点，遵循事前规划、事中控制、事后评价原则，引入目标成本管理法为油气井项目投资控制提供新思路，实现油气井项目决策、设计、招标、施工、竣工全过程精细化管理，做到事前能算赢、事中可控制、事后有考核。

根据目标成本法原理，在满足投资效益的前提下，科学设定目标成本，即项目投资。在项目不同环节层层控制，用经济指标引导约束技术指标，把油气井工程成本限定在投资范围之内，从而实现项目最佳收益。该方法的优点：一是从源头抓起，项目投资成本效益可控；二是促进施工企业管理和技术创新，有利于钻井提速提效；三是实现低油价形势下油气资源的效益开发，提高企业抗风险能力[7-14]。

由于油气井工程具有不可预见性[15]，工艺技术措施对成本、产量、效益影响大，生产要素具有不确定性，可挖潜空间大，改善技术参数可有效提高单井估算最终采收率（EUR），通过市场竞争可有效降低工程成本，实现单位产量投入最低。因此，在项目事前规划阶段，引入价值分析优化设计，加强项目概算控制；在事中控制阶段，通过市场招标选择技术服务队伍，有效降低工程造价；在事后评价阶段，开展成本分析与考核，给予奖惩。将事前规划、事中控制、事后评价3个阶段，细分为目标成本制定、优化、分解、实施、控制、分析考核6个环节；技术与经济相结合，把项目投资估算、项目概算、工程预算、市场招标、竣工结算、成本分析全过程造价精细管理融入其中，赋予新的要求与内涵，有利于油气资源的效益开发。

1.2 体系架构设置

（1）目标成本制定。主要在项目决策阶段，根据市场需求，选择经济效益最优方案确定投资，作为目标成本。（2）目标成本优化。在初步设计阶段实施，项目投资确定后，要进一步应用价值分析，优化设计内容编制概算，优化目标成本。（3）目标成本分解。在工程设计阶段，根据初步设计方案，开展单项工程设计编制预算，实现目标成本工程专业分解。（4）目标成本实施。通过市场招标控制项目价格，按承包单元分解目标成本。（5）目标成本控制。主要是在施工阶段，加强管理，控制项目工程量。（6）成本分析考核。在竣工阶段，通过工程结算审核，确保目标成本控制在预期之内，对工程结算低于或超出目标成本一定幅度范围要进行系统评价，并给予适当奖惩。油气井工程投资控制体系整体框架详见图1。

图1 油气井工程投资控制体系整体框架

2 油气井项目全过程投资控制方法

2.1 事前规划

2.1.1 决策阶段目标成本确定

油气井工程投资控制的关键是项目可行性研究决策阶段，决策阶段对投资的影响程度达到95%以上。该阶段投资控制的核心在于合理确定投资估算，即确定目标成本[16-17]。传统做法是依据设计，套用企业定额或成本指标正向计算项目投资，项目成本主要由技术决定，与市场关联度小。油价高低直接决定了投资效益，高油价高回报，低油价则面临亏损风险。“十三五”期间，国际油价两次断崖式下跌，对石油公司上游产业带来严重冲击。

为保障资源效益开发，改变传统定额成本管理法，以效益为导向，应用经济评价理论，反推出目标成本。项目可研方案编制单位先采用传统定额成本法确定项目投资，并进行经济效益评价，然后对产量、气价、投资、经营成本进行敏感性分析。在产量、气价、经营成本相对稳定的前提下，根据项目基准收益率，反算钻井和地面投资需求。当反算投资大于定额成本时，采用定额成本作为目标成本和经济评价；当反算投资小于定额成本时，采用反算投资作为目标成本和经济评价。

2.1.2 初步设计阶段目标成本优化

工程设计人员和经济人员密切配合，运用一系列科学的方法和手段对设计方案进行选择和优化，正确处理技术与经济的对立统一关系，实现投资有效控制。根据国内外工程实践及造价资料分析，在初步设计阶段，影响项目投资的可能性为75%～95%；工程设计阶段，对投资影响的可能性为35%～75%[18-20]。设计阶段对有效控制油气井项目总投资有着极其重要的意义。

初步设计阶段投资控制主要通过价值分析法优化目标成本。项目建设单位在可研方案投资批复后，结合井位部署、地质认识、工艺措施等情况，采用价值分析法进一步优化编制单井概算。优化基本原则是单位产量投资最小，即：

式中 V——价值；

F——功能；

C——成本。

非常规油气水平井设计方案优化项目主要是压裂工艺参数，对已投产井压裂段数、射孔簇间距与单井EUR相关性进行分析，确定单位产量投资最小情境下的压裂工艺技术参数及单井成本，优化钻井工作量，实现项目总体效益最大化，即：

2.1.3 工程设计阶段目标成本分解

工程设计阶段要落实工艺技术措施和生产组织方式，建设单位编制工程预算需细化分解目标成本。油气井工程成本包括工程费和工程建设其他费。其中，工程费包括钻前工程费、钻井工程费、固井工程费、录井工程费、测井工程费、射孔工程费、试油工程费、压裂工程费；工程建设其他费包括建设项目管理费、可行性研究费、征地及补偿费、设计费、专项评价及验收费、贷款利息等。工程设计阶段投资控制主要采用限额设计法和标准化设计法[21-22]。

（1）限额设计法。充分考虑项目实施特点，选择成熟适用技术，优化不同专业工程设计参数，分专业编制工程预算。工程预算结果不超过目标成本，通过限额设计的方法实现对目标成本的分解。优化设计内容包括井身结构、钻头类型、套管材质、测井项目、定向服务、压裂液量、石英砂比例、试油（气）工序等。结合油气井工程特点，建立限额设计流程（图2）。

图2 限额设计流程

（2）标准化设计法。针对技术上成熟、经济上合理的已投产井，按效益最优原则对工艺技术定型，形成标准化设计，按市场价格编制预算，实现目标成本分解。为了提高生产效率或获取更高质量，也可采用非标准化项目，但需开展项目论证后方可实施（图3）。

图3 标准化设计主要流程

标准化设计的目的在于控制与降低低效和无效措施项目。标准项目依据标准化设计文本正常设计，非标准化项目按管理权限履行事前审批，2017—2019年累计节约投资约2.5亿元（表1）。

表1 辽河油田推行标准化设计优化投资情况

2.2 事中控制

2.2.1 招标阶段目标成本实施

此阶段重点是建设单位选择服务商，确定合同价格，把目标成本要求落到实处。根据有无独立第三方参与竞争的情况，选择定价和承包方式。

定价方面，有独立第三方参与市场竞争项目，以目标成本作为招标控制价，按照合理低价中标原则选择承包商；没有独立第三方参与竞争项目，以目标成本作为市场协议价，通过竞争优选技术指标先进的队伍，促进提速提效，保障工程质量和安全。

承包方式上，在项目建设期，可按技术需求分专业确定承包商，甲乙双方共担风险，探索适用技术，推动标准化设计；在项目稳产期，鼓励总承包模式，充分调动施工企业积极性，发挥施工单位技术管理一体化优势，有效降低成本。

2.2.2 施工阶段目标成本控制

此阶段投资控制的核心是控制工程量。在项目实施过程中，建设单位要采取一体化组织、工厂化作业、协同化管理，实行现场监督工程量签证制度，有效控制各专业分项工程量，减少无效劳动和事故复杂[23]。

一是生产部署一体化组织。油田公司安排钻井计划要充分考虑施工企业方便生产保障、方便设备调配等因素，尽可能集中生产，鼓励电代油技术应用，减少长距离物资运输，实现平台间资源、管理共享。

二是钻井压裂工厂化作业。非常规油气开发主要采用平台井工厂化作业模式，平台部署井数一般不低于4口，双排布井，双钻机工作，拉链式压裂，可减少钻井、压裂设备动迁，循环利用钻井液、压裂返排液，提高压裂效率和连续油管车使用率[24]。

三是专业之间协同化管理。强化施工环节标准化建设，提前对生产组织工序进行优化，做好专业队伍之间有序衔接，缩短停等时间，杜绝不必要的工序发生。

2.3 事后评价

竣工阶段的投资控制主要是成本分析与考核。造价部门加强工程结算审核，对超出设计的工程量要严格把关。根据目标成本和结算情况，建立成本考核奖惩机制。结算费用低于目标成本项目，油田公司要对建设单位给予奖励；结算费用未达标项目，建设单位要分析原因，对标先进单位控制经验，制定追赶计划，带动项目提质提效。

3 油气井项目投资全过程控制配套机制

3.1 市场机制

根据集团公司改革〔2019〕2号文件《关于印发〈中国石油天然气集团有限公司工程技术服务市场化计价规则〉的通知》要求，市场化定额体系首先应用于市场化工作量。随着改革深入，在扩大自主经营权的企业和市场开放程度低的油区继续扩大应用范围。新工艺、新技术、新领域完全市场化定价。由于历史原因继续保留的“一对一”关联交易工作量，逐步过渡到以市场化定额为基础形成协议价格，协议价与市场价差异显性化，并逐步缩小与市场化价格间的差距。

市场化定额在2020年降本增效专项活动中发挥了重要作用。其中，56%钻井进尺工作量参考市场化定额计价，钻井综合成本与2019年相比下降3%，同口径对比下降5%左右。塔里木、冀东、玉门、浙江、南方油田及中石油煤层气有限责任公司全面落实市场化改革要求，推广应用市场化定额。吐哈、青海、吉林油田贯彻市场化改革理念，在市场化价格基础上逐步减少关联交易补贴。大港、华北油田与渤海钻探积极协商应用市场化定额，已经在页岩油、储气库项目计价中取得进展。

3.2 总承包机制

充分发挥施工企业生产组织一体化等优势，在充分研究学习曲线规律的基础上，以目标成本为基础，采取区块一体化总承包模式，充分调动施工企业积极性，激发内生动力，通过优化生产运行组织管理，实现提速提效。

大庆油田从2016年起，在杏7区中部三次加密调整区块根据效益评价结果采用区块总承包。钻井成本从1806元/m降到1462元/m，降幅达19%。该区块每年可节约投资近2亿元，累计已节约投资10亿元。西南油气田在安岳气田高石梯―磨西区块实行钻井工程风险总承包，钻探公司通过加强施工组织管理，在提高钻速、缩短周期的同时，有效降低事故复杂发生，钻井成本得到有效控制[22]。采用总承包方式后，该区块施工费用降低7%，每口井可节约投资340万元，累计节约投资2.4亿元。

3.3 预警机制

建立单井工程概算预警指标。当工程预算大于预警指标时，造价管理部门要向钻井业务主管部门提出单井投资异常情况说明，按超出概算指标幅度高低和授权级别，分别由建设单位业务主管部门、油田公司业务主管部门、油田公司主管领导决定处置意见，通过再次优化设计和效益论证，重新决策。

西南油气田按区块通用设计方案测算区块控制成本，实行区块成本预警监控。若钻井工程预算大于预警指标，由建设单位工程造价管理部门向本单位工程技术与监督部门或勘探开发管理部门等业务主管部门提交相关资料，当超过值≤5%时，由建设单位业务主管部门提出处置意见；当5%＜超过值≤10%时，由业务主管部门会同相关科室提出建议意见，并上报油田公司业务主管部门，由油田公司业务主管部门会同相关处室提出处置意见；当超过值＞10%时，还要送油田公司主管领导决定处置意见（图4）。

图4 钻井目标成本控制预警机制

3.4 激励机制

充分发挥油田公司与内部服务企业一体化优势。油田公司和服务企业建立长期战略合作伙伴关系，共同应对市场挑战，探索服务价格，实现油价联动机制，低油价时风险共担，高油价下效益共享。

浙江油田签订以产量为目标的总承包协议，将通过采用优化设计等措施后低于目标成本节约的金额作为奖励。与中国石油集团西部钻探工程有限公司（简称西部钻探）、中国石油集团长城钻探工程有限公司（简称长城钻探）、中国石油集团川庆钻探工程有限公司（简称川庆钻探）和中国石油集团测井有限公司（简称中油测井）等建立良好的合作关系，形成油气田企业与多个钻探企业市场竞争格局，实现提速提效，提升区域内钻井服务水平。2016年，浙江油田与长城钻探、川庆钻探合作，在两个平台实施以产量为目标导向的钻井、压裂、试采一体化工程总承包，建立优质油层钻遇率、工程质量、压裂程序优选、高产量为一体的激励机制。合同约定单井日产气量大于10×104m3，奖励工程款20万元；单井日产气量小于10×104m3，罚没工程款20万元。该激励机制调动了乙方积极性，提高了项目施工效率和效益。

4 油气井项目投资全过程控制信息保障措施

加强造价管理信息化建设，通过与股份公司投资管理信息平台融合，将造价管理系统纳入项目全过程技术经济管理一体化的决策支持系统中，满足项目精益化管理需要，提升造价管理水平。

（1）推广应用工程量清单计价系统。结合工程设计内容和工程造价特点，按照通用性、适用性、快捷性、安全性原则，构建工程量清单计价系统模块，选择条件成熟的市场化油区先行试点，逐步推广。

（2）做好不同系统之间衔接。中国石油物探钻井工程造价管理中心统筹信息系统开发，侧重定额管理、造价编审、工程结算、统计分析等功能模块，在此基础上做好与公司投资项目管理系统、地区公司造价管理系统数据衔接。各地区公司上报风险井等重点项目投资全部通过信息系统编制上报，并逐步扩大应用范围；新上项目建议从立项就应用信息系统进行数据跟踪，实现投资项目的全过程控制。

（3）加强造价历史数据收集整理。造价部门依托信息系统全面掌握项目概算、预算、结算执行情况，开展成本分析，为投资决策、造价控制和定额修订提供支持，促进上游业务提质增效。