勘探管理模式初探

□ 文/沈平 黄先平 杨跃明 赵路子 唐玉林

一、实施背景

西南油气田公司从事四川盆地天然气勘探开发半个多世纪，勘探面积16.8万平方公里，占四川盆地18万平方公里的90%，先后发现了20多套产层，100多个气田，目前已形成天然气年生产能力150亿立方米。但是随着勘探的快速发展，勘探程度的不断提高，勘探对象日趋复杂，已由简单的构造油气藏、复合圈闭气藏转变为复杂山前带、高陡构造、超深、超压、特低孔特低渗、隐蔽油气藏，油气发现的难度越来越大，对物探、测井、钻完井、储层增产改造等新技术的依赖程度逐渐增高，对勘探综合地质研究、勘探部署、生产组织、技术管理也提出了更高要求。同时物探、钻井所依赖的外部环境，如安全环保、土地征用、房屋拆迁等地方关系协调越来越难，客观上也要求必须进一步创新勘探管理模式，提升勘探管理水平来应对。

二、主要做法

（一）开展对标，向一流看齐

在股份公司15家油田中，分公司勘探实物工作量完成率指标：地震工作量完成较好，近3年地震勘探工作稳中有升，完成率在90%-100%，位于股份公司15家油田前列；钻井工作量偏低，钻井完成率连续4年走低，位于股份公司15家油田后3位。成本指标：二维地震成本控制好，连续3年控制在6.9万元/公里；三维地震成本偏高，2012年达54万元/平方公里；钻井成本偏高，每米进尺成本平均已超过1.5万元，居于股份公司首位。成效指标：储量任务完成较好，年提交探明储量超过100%；探井成功率46%，位居中游；试油层成功率偏低，7年平均27%；天然气发现成本1.97美元/桶。

（二）原因分析，对症下药

1. 勘探管理要进一步创新

井位论证更加困难，对各种新技术的依赖更加明显，加之外部环境的复杂，落实后运行中常常遇到征地困难、钻前工程时间长、钻井、试油事故多、进度慢，导致勘探工作量完成不理想，导致探井成功率低，探井成本偏高。

2. 勘探地质综合研究横向联合协作机制有待完善

目前参与四川油气田综合地质研究、井位目标论证、地震攻关等研究工作的单位较多，需要合理分配力量，从研究方向、研究领域、研究内容、创新程度、应用效果进行综合考虑，形成一套完善的管理体制和奖惩考核机制，形成良好合理的竞争格局。

3. 客观因素制约勘探成本的控制

三维地震技术设计参数提高、钻井试油改造规模大，成本上升明显；盆地人口稠密，钻井受地方阻扰停工、变更设计增多，导致钻井周期延长和成本上升。井场征、租地困难，土地赔偿增多，时间大幅延长，严重影响了钻前工程进度。新农村建设“村村通”工程和农民阻停，造成部分已批复井位难以实施，重新迁移井位，施工井、搬安井等待道路通行后复工，需要协调工农关系恢复作业等等，严重影响施工周期。

4. 市场化程度低，不利于勘探成本的控制

与其他油田相比，四川盆地油气勘探主要以关联交易为主，实行的定额偏高，未形成合理的竞争局面，市场化程度低，勘探工程成本难以有效降低。内部施工力量的恒定有限，不利于短期集中工作量的突击，制约勘探工作量的完成。

（三）确立指标，明确目标

首先设置量化指标，共提出100多项指标，优选后最终保留69个指标，涵盖了勘探综合研究、探井运行、实物工作量、勘探技术管理、勘探成效、综合管理等六大领域。其次是“对标”，以近2年分公司勘探领域各项指标为基础，以股份公司先进指标为目标，按照2013年全面提升，落后指标重点提升，2-3年内各项指标进入股份公司前列的原则，对69个指标赋予目标值，建立形成西南油气田公司“勘探对标指标体系”。

（四）建立完善的对标管理体系

根据专业分工将69个指标分解到各单位，对重要提升指标，制定详细提升方案，并层层分解落实。勘探系统年初即下发全年勘探管理提升方案以及各单位对标提升目标，此后各单位每月上报方案实施进度、存在问题。6月进行年中调整，年底进行总结考核。

（五）健全配套措施，确保对标有效推进

1. 建立完善有效的提升保障机制

创新组织管理，提升项目经理部管理级别，重点区块靠前指挥，主管领导、技术人员坚持现场指挥。成立分公司风险勘探领导小组，明确职责、目标，进行分工管理。探索创新联合研究平台，充分借用中国石油北京研究院，廊坊、杭州分院科研力量，联合组建“四川项目部”，形成稳定的科研力量，有计划、分领域开展研究工作；由东方地球物理勘探公司在川成立“四川研究中心”，常年驻守，对四川重点领域开展攻关，逐步形成“基础研究提领域、综合研究锁区带、前期研究提目标、专项研究定井位”的规范秩序。

2. 加强勘探基础管理

配套完善了《探井地质设计管理办法》、《探井论证踏勘管理办法》、《探井测井管理办法》、《勘探图册编制技术规范》等勘探管理制度和规范；勘探图库建设进展迅速，已收集四川盆地主要勘探层系各类图件4000余幅；建立了四川盆地分公司矿权范围内的卫星遥感数据库；加强了岩心管理，在岩心实物库的基础上建立了岩心扫描和分析化验成果数据库。

3. 加强勘探生产组织和技术的精细管理

（1）加强生产组织协调，提升勘探精细管理水平

一是强化探井钻前工程的组织运行管理，明确井位申报、土地征用、钻前施工、钻机搬安等环节的阶段时间、责任单位、责任人员，确保施工进度；二是加强土地征用的针对性管理措施，强化公司土地办、勘探事业部、油气矿三级土地征用、协调机制，尽可能缩短征地周期、降低征地难度；三是加强钻机运行管理，超前编制探井运行计划大表，实时调整，及时协调沟通，最大限度的减少井场等钻机现象发生。

（2）加强勘探技术管理，提高勘探时效

进一步加强风险探井、重点探井、特殊井型探井和事故复杂井的科学管理，实行“风险探井、三高井钻井地质设计的工程地质联合审查和会审；重点探井测井储层评价平行解释；重点探井试油地质方案多专业联合论证；重点井、复杂井地质动态跟踪研究”等管理措施，有效保障和提高了探井的实施成效。

4. 严控勘探成本，提高勘探整体效益

一是严格钻前、钻井、试油预警过程管理，强化技术与经济结合，确保各环节投资成本受控；二是继续探索钻井提速投入与产出新模式，在引进新技术、新工艺、新材料和推动勘探工程技术水平整体快速发展的同时，逐步建立“利益共享，风险共担”新机制；三是精细钻井、试油过程管理，确保钻井、试油生产时效，有效减少复杂事故和组停损失；四是在条件成熟时逐步开放勘探技术服务市场，充分调动和发挥中国石油整体技术力量以及社会力量，努力降低油气勘探工程成本。

三、取得的成效

（一）油气勘探成效显著。2013年上半年，四川盆地探井综合成功率达72%，继续保持同行业较高水平，层试油成功率46.15%，较往年同期提高5.42%。探井钻前工程完工时间控制在70天，比往年缩短28天，钻井生产时效和纯钻时效较往年分别提高了3.68%、4.65%，事故时效、复杂时效和组停时效较往年分别下降了2.14%、0.14%、1.84%，完成探井进尺8.69万米，较去年同期增加了13.14%。

（二）油气勘探成果丰硕。高石梯－磨溪地区作为盆地重点增储地区，勘探获得重要新进展，上半年探井成功率达100%，新获百万方级工业气井7口，基本探明磨溪构造主体寒武系龙王庙组地质储量，为开发建产提供了优质资源。盆地新区、新领域勘探获得重要新发现、新苗头，大川中侏罗系致密油勘探获得重要新发现。