天然气开发对标管理探索

谭 健 方建龙

中国石油勘探与生产分公司

0 引言

2000年以来，中国国内天然气勘探开发业务进入快速发展阶段，储量、产量快速增长，特别是“十三五”期间，年均新增天然气探明地质储量超过6 200×108m3，年均新增天然气产量近80×108m3，2019年达到1 777×108m3，中国已发展成为世界第六大天然气生产国；建成了鄂尔多斯盆地、塔里木盆地、四川盆地和海域四大天然气生产基地，这四大基地的天然气探明地质储量之和占全国总量的89%，2019年天然气产量占全国总量的87%。国内天然气开发指标总体良好，剩余可采储量储采比较高，具备长期稳定发展的基础[1]，同时，国内石油公司的天然气业务保持了较高的净现金流与净利润，营利性较好，已经成为大多数石油公司的主营核心业务和新的增长点。2003年，杨桥[2]对中国气田开发水平进行了评价，之后，针对国内石油公司天然气开发水平的评估、开发指标的比较研究及变化趋势的预测等，业内尚未开展更深入、更系统的研究。

对标管理是建立标杆、查找差距、改进措施、提升管理水平的有效手段。开展天然气开发对标分析，是提升天然气开发水平的有效途径。对标是企业持续寻找最强竞争对手或被公认为是行业领袖的企业的产品、服务及管理实践活动进行对比分析的过程[3]，在找到产生差距的原因以后，不断调整工作对策、改进工作措施，以期创造显著的效益，从而实现对一流公司的赶超。对标管理可以帮助企业创造自身的管理模式或工作模版，是实现管理创新并获得竞争优势的最佳工具[4]。对标管理是1979年由美国施乐公司首创，被视为现代西方发达国家企业管理活动中支持企业不断改进和获得竞争优势的重要管理方式之一，西方管理学界将对标管理与企业再造、战略联盟一起并称为20世纪90年代三大管理方法[5-7]。对标管理的工作内涵包括对标、对表、对照，即通过对照标杆找差距，对比表格抓落实，对照标准提问题[8]。

天然气开发对标管理和日常管理的侧重点不同。目前，国内石油公司，特别是国家石油公司，基本上都建立了成型的天然气开发管理体系。例如中国石油天然气股份有限公司（以下简称中国石油）建立了3个层级的天然气开发管理文件体系，其中包括“天然气开发管理纲要”及配套的6个管理规定，以及与天然气开发相关的各类管理实施细则和技术标准等。该管理体系侧重于天然气开发管理的宏观性、程序性与可操作性，从而实现天然气开发的合规性与科学性。而天然气开发对标管理的针对性更强，主要侧重于寻找制约天然气开发水平提升的薄弱环节，并提出针对性的改进措施，从而提高天然气开发的水平。

为此，笔者本着找差距、查原因、补短板、促提升的目的，运用对标原理，确立对标对象，筛选出对标指标，并首次建立了天然气开发对标指标体系，在此基础上开展股份公司级、地区公司级及重点气田（藏）级三个层面上的对标分析，以期为国内天然气开发水平的提升提供借鉴。

1 对标思路

以时间为纵轴，分别以股份公司、地区公司和重点气田（藏）为横轴，围绕多个关键开发指标和经营指标开展纵向和横向对标，建立标杆，对比存在的差距，查找产生差距的原因，进而从技术层面和管理层面制订有针对性的改进措施，为持续提升天然气开发水平提供有力抓手。

2 对标原则

一是目标引领，通过对标管理来深化改革创新，提升气田开发管理水平；二是问题导向，寻找气田开发业务管理的短板，明确关键举措，制订有针对性的整改措施，进而推进精益管理；三是全面对标，从股份公司、地区公司和重点气田（藏）三个层面，进行多层次、纵横向、全方位对标。

3 对标对象

对标对象选取天然气开发行业中具有代表性的石油公司及其下属地区公司，以及重点气田（藏），同时，对标对象要具备一定的天然气生产规模。

中国石油是世界三大天然气生产商之一，2019年国内天然气产量达到1 188×108m3，占全国天然气产量的71%。近年来，随着开发技术的不断进步[9-13]，该公司天然气业务快速发展[14]，天然气储量、产量稳定增长，天然气开发对象从单一类型气藏拓展到复杂类型气藏，从常规气藏扩展到非常规气藏，非常规气（包括致密气、页岩气及煤层气等）产量占比逐年增加，至2019年，非常规气的产量占比达到了36%。

本次研究选取了中国石油及其下属6个天然气产量规模较大的地区公司和26个不同类型典型气田（藏）作为对标对象，首次开展股份公司级、地区公司级、气田（藏）级多层次、纵横向、全方位天然气开发对标分析。针对股份公司级的对标对象，采用纵向对标方式，对标时间段选取2014—2018年共5年时间；针对油气田公司级的对标对象，选取天然气年产规模大于20×108m3的长庆油田、西南油气田、塔里木油田、青海油田、新疆油田和大庆油田公司，采用纵向对标及地区公司之间横向对标相结合的对标方式，对标时间段选取2014—2018年共5年时间；针对属于同一类型气藏的国内外典型气田（藏）采取横向对标方式，具体内容包括结合现场生产实际及现行管理方式，对已开发重点气田（藏）进行分类[15]，根据气田（藏）储层物性、岩性和压力特征，结合现有气藏分类标准[16]，将气藏类型划分为低渗砂岩、致密砂岩、异常高压、碳酸盐岩、火山岩、中高渗砂岩、页岩气和煤层气八类，各类型气藏的主要特点、典型气田（藏）及其所处的开发阶段如表1所示，然后，选取天然气年产量规模相对较高、当前备受关注的低渗砂岩、致密砂岩、异常高压、碳酸盐岩、页岩气及煤层气6种类型气藏26个典型气田（藏）进行对标分析。

表1 气藏分类及典型气田（藏）统计表

4 对标指标体系

天然气开发对标指标的选取原则是指标应该能够直观反映天然气开发水平、开发效果、可持续发展能力及盈利能力，进而体现出天然气开发水平的高低。将天然气开发指标分为技术类和经营类，技术类指标用于评价开发质量，经营类指标用于评价盈利能力，即开发效益。

针对国内天然气开发特点，并结合长期生产实践，优选出24项主要开发指标，建立针对公司级（股份公司和地区公司）和典型气田（藏）级的两套对标指标体系，分别开展对标分析。

4.1 股份公司级和油田公司级天然气开发对标指标体系

在分析天然气开发规律[17]的基础上，优选15项指标，针对国内石油公司建立股份公司级和地区公司级的对标指标体系。其中，技术类指标有14项，包括年产量、新建产能、新建产能完成率、新建产能到位率、新井气产量、老井气产量、直井占比、水平井占比、开井率、新投产井单井产量、综合递减率、储量动用程度、可采储量采出程度及剩余可采储量储采比等；经营类指标有1项，即单位完全成本。该对标指标体系中，年产量是反映公司规模实力的指标，新建产能是反映公司天然气发展能力的指标，新建产能完成率、新建产能到位率是反映公司天然气产能建设成果的指标，新井、老井气产量占比反映公司天然气稳产能力和增长趋势，直井占比、水平井占比、开井率、新投产井单井产量、综合递减率、储量动用程度及可采储量采出程度等指标反映公司天然气开发质量，剩余可采储量储采比反映公司天然气开发的可持续发展能力，单位完全成本则反映公司天然气开发盈利能力，即开发效益。详见表2。

表2 国内石油公司股份公司级和油田公司级天然气开发对标指标统计表

4.2 气田（藏）级开发对标指标体系

根据不同类型气藏地质及开发特征[18]，优选9项指标，建立不同类型气藏的对标指标体系。其中，技术类指标有8项，包括标定采收率、可采储量采出程度、新投产井单井产量、单井估算最终开采量（EUR）、压降速率、压力保持程度、综合递减率及达产率；经营类指标有1项，即单位完全成本。该对标指标体系中，单位完全成本反映气田开发的盈利能力，其他指标则反映气田开发质量。详见表3。

表3 气田（藏）级开发对标指标统计表

5 对标实践

5.1 股份公司层面

2014—2018年，中国石油天然气年产量呈持续上升的趋势，2018年达到1 094×108m3，年均增长率为3.5%；年均新建产能保持稳定，新建产能完成率保持稳定，新建产能到位率呈上升趋势，且这两项指标近5年均超过85%；老井气产量逐年递增，新井气产量及占比逐年下降，天然气产量增长势头减缓；直井、水平井数量逐年增加，水平井数占比稳中有升，超过10%，水平井新建产能占比逐渐升高至25%；开井率呈缓慢下降趋势，2018年加大实施老井措施力度后，开井率略有回升；单井气产量及新投产井平均气产量逐年下降；随着新建产能规模的增大和老井措施工作量的增加，综合递减率得到有效控制，总体呈下降趋势；随着勘探开发力度的加大，储量动用程度呈逐年上升的趋势，但总体不到70%；可采储量采出程度逐年上升，总体低于40%；剩余可采储量储采比趋势稳定，总体较高，具有一定的上产资源潜力；天然气单位完全成本逐年稳中略降，均小于1 000元/103m3。

对标结果显示，中国石油天然气开发形势总体较好，产量稳步上升，剩余可采储量储采比和可采储量采出程度基本稳定，具备一定的稳产能力和上产潜力；新建产能完成率、综合递减率与单位完全成本基本保持在较合理水平，开发效果总体较好，具有较强的盈利能力；但是，也面临着开发对象资源品质劣质化严重、单井气产量和新建产能到位率下降明显等问题。针对存在的问题，下一步要加大天然气开发评价力度、规模推进水平井等提高单井产量的工艺技术应用、优化生产制度及加强产能建设组织等方面的措施。

5.2 地区公司层面

2014—2018年，长庆油田、塔里木油田、西南油气田、青海油田、大庆油田、新疆油田6家油气田公司，天然气产量总体呈上升趋势，2018年天然气产量占中国石油的93%，形成了长庆油田、塔里木油田、西南油气田3个年产200×108m3以上的大气区，以及青海油田、大庆油田、新疆油田3个天然气年产量介于30×108～70×108m3的中型气区，其中长庆油田的天然气年产量居全国地区公司之首。

长庆油田、青海油田、大庆油田天然气井中新井产量占比基本保持稳定，西南油气田、塔里木油田、新疆油田新井产量占比呈下降趋势，新井产量占比与当年投入工作量及新建产的资源品质具有较高相关性；6家地区公司开井率差异较大，且均呈下降趋势，长庆油田、青海油田开井率高，其余4家油田公司开井率均不到65%，主要是由于出砂、出水、低产低效等原因导致关停井较多；新投产井单井产量平均值略有下降，塔里木油田单井产量相对最高，长庆油田以致密气开发为主，其单井产量相对最低，其他油田公司则介于这二者之间；长庆油田天然气产量综合递减率稳中略有上升，其他油田公司通过加大建产和老井措施力度，综合递减率得到了有效控制，呈下降趋势。

6家油田公司的天然气储量动用程度均保持稳定，其中青海油田与新疆油田储量动用程度高，稳产接替面临较大挑战，而大庆油田储量动用程度相对最低；天然气可采储量采出程度总体呈上升趋势，主要是因为近几年来对天然气的勘探开发力度得到提升，加大了建产规模；剩余可采储量储采比总体呈下降趋势，但总体保持较高水平，除青海油田外均大于30；单位完全成本均呈下降趋势，其中塔里木和青海油田的单位完全成本最低，大庆、新疆油田因天然气商品率过低使得单位完全成本较高。下一步要加强对未动用储量的分类评价，制订有效的动用计划；同时，减少天然气自用量，提高天然气商品率。

对标结果显示，6家油气田公司天然气产量近几年来持续稳定增长，形成了“三大三中”气区新格局。剩余可采储量储采比、储量动用程度和可采储量采出程度总体保持在较好水平。

5.3 重点气田（藏）层面

根据已划分的气藏类型，对同一类型气藏的典型气田（藏）进行开发对标分析。将各类型气藏的对标指标进行列表，采用雷达图来表征，雷达图中最外层指标为各项指标的最优指标，圈定面积最大的气田开发效果则最好。选取的26个气田（藏）均具有代表性且已形成一定的开发规模，达到方案设计规模的气田达产率大多数为100%，由于克拉苏气田、神木气田及页岩气田还处于上产阶段，计算达产率的时机尚不成熟，此次仅针对煤层气藏进行了达产率对标分析。

5.3.1 低渗透—致密砂岩气藏

低渗透砂岩气藏选取中国石油的长北气田和榆林南气田进行对标，致密砂岩气藏选取中国石油的苏里格、川中须家河组、神木及中石化大牛地气田进行对标。由于低渗—致密砂岩气藏气井生产特征为初期产气量较高，之后迅速进入长期的低压生产阶段，通过井间接替或区块接替来保持气田稳产，因此，该类气藏进行对标分析时不考虑压降速率和压力保持程度2项指标；另外，目前针对低渗—致密砂岩气藏正在进行采用密井网来提高气田（藏）采收率的试验，该类气藏的标定采收率还有待深入研究，此次也暂不考虑。对标指标选取气田（藏）可采储量采出程度、综合递减率、新投产井单井产量、单井EUR及单位完全成本5项开发指标。总体来看，低渗砂岩气藏的开发效果优于致密砂岩气藏；低渗砂岩气藏中的长北气田可采储量采出程度、新投产井单井产量、单井EUR和单位完全成本优于榆林南气田对应指标，长北气田的开发效果总体更优；致密砂岩气藏中大牛地气田、苏里格气田开发效果相当，川中须家河组和神木气田开发效果相对较差（图1）。

5.3.2 异常高压气藏

选取中国石油的克拉2气田、迪那2气田、克拉苏气田的大北、克深2及克深8区块进行对标。由于克拉苏气田整体处于上产阶段，因此，此次对标分析不考虑可采储量采出程度和综合递减率2项指标，选取气田的标定采收率、新投产井单井产量、单井EUR、压力保持程度、压降速率及单位完全成本等6项开发指标。对标分析结果表明，克拉2气田的开发效果最好，标定采收率、新投产井单井产量、单井EUR和单位完全成本均优于其他气田（区块），迪那2气田开发效果次之，克拉苏气田的大北、克深2及克深8区块则相对略差（图2）。

图1 低渗—致密砂岩气藏典型气田开发对标指标雷达分析图

图2 异常高压气藏典型气田（区块）开发对标指标雷达分析图

5.3.3 碳酸盐岩气藏

选取中国石油靖边气田、安岳气田龙王庙组气藏、罗家寨气田、塔中Ⅰ号气田及中石化普光气田进行对标。由于碳酸盐岩气藏类型复杂，包括缝洞型、风化壳型等，有的还存在边、底水，安岳气田龙王庙组气藏、罗家寨气田等还处于开发早期阶段，因此，本次对标分析不考虑可采储量采出程度、新投产井单井产量和压降速率3项指标。对标指标选取气田（藏）的标定采收率、单井EUR、压力保持程度、综合递减率及单位完全成本等5项开发指标。如图3所示，总体看来，安岳气田龙王庙组气藏开发效果最好，普光气田次之，罗家寨气田由于单位完全成本高，开发效果不及普光气田，塔中Ⅰ号气田由于综合递减率较高、单井EUR较低，在上述5个气田（藏）中开发效果相对较差。

图3 碳酸盐岩气藏典型气田（藏）开发对标指标雷达分析图

5.3.4 页岩气藏

选取中国石油长宁、威远、昭通页岩气田、中石化涪陵页岩气田、美国Haynesville页岩气田进行对标分析。由于页岩气开发采用平台式布井，主体开发技术为水平井体积压裂，现场实践表明单井EUR与水平段长度、加砂量、压裂规模等因素正相关，结合页岩气开发特点[19-20]，选取气田的新投产井单井产量、单井EUR、综合递减率及单位完全成本4项指标进行对标。通过对标分析，Haynesville页岩气田新投产井单井产量、单井EUR和单位完全成本均优于其他气田，开发效果最好，其次为涪陵、长宁和昭通页岩气田，威远页岩气田开发效果相对较差（图4）。

图4 典型页岩气田开发对标指标雷达分析图

5.3.5 煤层气藏

选取中国石油樊庄、韩城、保德、郑庄区块、中海油潘庄区块、中石化延川南区块进行对标。由于目前煤层气开发仍处于探索阶段，其开发成本普遍较高，结合煤层气的开发特点[21-22]，选取达产率、可采储量采出程度、新投产井单井产量、单井EUR及综合递减率5项指标进行对标。通过对标分析，中海油潘庄区块煤层气开发效果最好，可采储量采出程度、新投产井单井产量、单井EUR、达产率4项指标均优于其他区块；保德、樊庄、延川南区块基本相当；韩城、郑庄区块的开发效果相对较差（图5）。

图5 典型煤层气藏开发对标指标雷达分析图

6 结论与建议

1）本次建立的天然气开发对标指标体系，能够直观反映出天然气开发效果、开发质量、基于该指标体系进行对标，能够较准确地评估天然气开发水平。

2）同类型气藏由于受到储层条件、开发方式及所处开发阶段存在差异的影响，应尽可能在同盆地、同区域、同开发阶段等条件的限制下开展对标，对标结果才更有价值。

3）国内石油公司应建立对标管理长效机制，不断完善对标指标体系，通过学习先进、查找差距、补齐短板来促进天然气开发水平的提升。

4）不断完善天然气开发基础数据，确保其准确性，以避免基础数据不准确而使对标结果产生错误。

5）应尽快建立天然气开发水平分级标准，明确不同类型气藏开发水平分级的指标界限，建立高效开发对应的关键指标标准，以指导天然气开发对标工作的深入开展。