周娟，辜穗，王文婧，余曉鐘，李佳，劉玲瑞

（1.中國石油西南油氣田公司天然氣經(jīng)濟研究所；2.四川長寧天然氣開發(fā)有限責任公司；3.西南石油大學經(jīng)濟管理學院）

當前，中國的天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展已邁入“常非并舉”時代，以頁巖氣、煤層氣、致密氣為代表的非常規(guī)天然氣資源勘探開發(fā)已取得重大進展，在未來將成為天然氣增儲上產(chǎn)最重要的領域。其中，致密氣是具有重大勘探開發(fā)潛力的非常規(guī)天然氣之一。根據(jù)中國石油第四次油氣資源評價統(tǒng)計，中國致密氣資源主要集中于鄂爾多斯盆地、四川盆地等地區(qū)，地質(zhì)資源總量為21.9萬億立方米，技術可采資源量為11.3萬億立方米，資源潛力巨大，開發(fā)前景十分廣闊[1]。四川盆地“以氣為主”，目前是國內(nèi)發(fā)現(xiàn)的八大致密油氣重點勘探區(qū)之一，極具代表性[2]。隨著致密氣勘探開發(fā)技術的不斷進步和規(guī)?；瘧茫撡Y源埋深淺、靠實、勘探開發(fā)成本逐步降低等優(yōu)點將日益凸顯，為其規(guī)模效益開發(fā)、快速增儲上產(chǎn)提供了堅實的基礎條件。

對標管理是建立標桿、尋找差距、改進措施、提高管理水平的一種行之有效的方法，對四川盆地致密氣勘探開發(fā)進行對比研究，可以有效提升四川盆地致密氣的勘探開發(fā)水平。本文運用對標管理思路，構建了一個科學、合理、全面、實用的對標指標體系，對選取的各項指標進行對比分析，尋找與標桿之間存在的差距，透過問題表面究其原因并及時總結經(jīng)驗，助推致密氣規(guī)模增儲，助力四川盆地致密氣勘探開發(fā)水平邁上新臺階。

1 四川盆地致密氣勘探開發(fā)對標管理思路

對標管理是美國施樂公司于20世紀80年代在管理經(jīng)營實踐過程中發(fā)展起來的一種高效的管理方法，現(xiàn)已廣泛應用于現(xiàn)代企業(yè)的管理活動。借鑒國內(nèi)外企業(yè)實施對標管理的經(jīng)驗，對標管理的關鍵是確定對比對象、明確對比原則、構建對標指標體系、開展對比分析4個環(huán)節(jié)。

1.1 對比對象

四川盆地致密氣勘探開發(fā)開展對標管理，首先需要在結合客觀實際的基礎上，遵循最優(yōu)性、相似性和可行性的原則，選擇對比對象。如今，全球已有十幾個國家率先開展了致密氣勘探開發(fā)工作，其中美國和加拿大是致密氣勘探開發(fā)領域的領先者[3]，在非常規(guī)地質(zhì)勘探開發(fā)理論和技術上取得了重大突破，并在圣胡安盆地等致密氣藏實現(xiàn)了規(guī)?；纳虡I(yè)性開發(fā)。因此，本研究選擇北美圣胡安盆地致密氣作為對比對象，客觀對比中美致密氣資源地質(zhì)特征、致密氣勘探開發(fā)技術水平、開發(fā)成本、優(yōu)惠政策等因素，為完善四川盆地致密氣勘探開發(fā)模式提供經(jīng)驗。

1.2 對比原則

1.2.1 全面開展原則

在四川盆地致密氣勘探開發(fā)對比過程中，要針對致密氣勘探開發(fā)的各個方面開展對比工作，要貫穿致密氣開發(fā)的全過程。在對比內(nèi)容上，要進行資源指標、技術指標、經(jīng)濟指標、政策指標以及管理指標等全方位的比較。

1.2.2 最具代表性原則

開展對比工作時，評價指標的選取不是越多越好，而是應該選擇最具有代表性的指標組成指標體系。代表性是指該指標能夠代表反映致密氣勘探開發(fā)全過程或某一單元資源開發(fā)利用效率，或是影響致密氣開發(fā)利用效率的重要因素，能充分體現(xiàn)非常規(guī)氣勘探開發(fā)行業(yè)指標的參數(shù)特點。

1.2.3 定量指標與定性指標兼?zhèn)湓瓌t

致密氣勘探開發(fā)過程較為復雜，其中包含了很多難以量化的因素，僅僅依靠定量指標并不能客觀地反映勘探開發(fā)水平的優(yōu)劣，還需要與定性指標結合起來進行分析。利用對標指標體系的分析結果找準差距，解決問題，確定四川盆地致密氣勘探開發(fā)的發(fā)展方向，通過不斷創(chuàng)新提升非常規(guī)氣勘探開發(fā)水平。

1.3 對標指標框架及分析

對標管理思路的核心環(huán)節(jié)是搭建對標指標框架并開展分析，這是進行對標管理的基準，也是進行對標管理的中心環(huán)節(jié)。

四川盆地致密氣勘探開發(fā)對標指標框架的搭建，首先要充分考慮非常規(guī)氣行業(yè)的特殊性和行業(yè)的自身的特點，以四川盆地致密氣和北美圣胡安盆地致密氣勘探開發(fā)對標管理為核心，不斷調(diào)整和優(yōu)化評價指標，充分體現(xiàn)對標指標體系的功能和優(yōu)勢；其次應該重點關注所選取的指標必須是可以直接反映其對應資源勘探開發(fā)水平的高低[4]。

通過細化及研究，本文從目標層、準則層和指標層3個層面，在資源、技術、經(jīng)濟、政策、管理5個方面篩選指標建立對標指標體系，各級指標之間存在邏輯遞進關系。結合相關文獻的梳理，針對四川盆地致密氣和圣胡安盆地致密氣勘探開發(fā)特點建立了對標指標框架圖（見圖1）。通過該評價指標體系對比分析各個方面存在的差距，找出問題的根源，制訂相應的對策，為進一步提高四川盆地致密氣勘探開發(fā)水平提供有力的支持。

圖1 四川盆地致密氣勘探開發(fā)對標框架

2 四川盆地致密氣勘探開發(fā)對標指標體系構建

在分析了致密氣勘探開發(fā)規(guī)律的基礎上，選取22個指標建立了四川盆地致密氣勘探開發(fā)對標指標體系（見表1），其中資源指標5個、技術指標6個、經(jīng)濟指標4個、政策指標3個、管理指標4個[5]。

表1 四川盆地致密氣勘探開發(fā)對標指標體系

2.1 資源指標

資源類指標用于評價地質(zhì)特征、資源儲量及潛力。地質(zhì)資源量能夠反映致密氣勘探開發(fā)潛力，二者之間呈正相關關系；儲量豐度反映致密氣資源的富集程度；致密儲層厚度達到一定標準才可以提供充足的儲集空間，厚度越大，致密氣的富集程度越高，資源條件越好；儲集條件對致密砂巖氣成藏非常重要，只有較大規(guī)模的盆地的某些區(qū)域具有適合致密氣形成和保存的環(huán)境；埋藏深度影響致密氣的開采成本，如果埋藏深度太深則需要更加先進的開發(fā)技術，從而增加了開發(fā)成本，不具備經(jīng)濟價值。

2.2 技術指標

技術類指標用于評價開發(fā)質(zhì)量和開發(fā)效率。鉆井周期是反映鉆井速度快慢的一個重要技術性指標；水平井水平段段長與天然氣產(chǎn)量成正比；排量越大的發(fā)動機單位時間所釋放的能量越大，即動力越強；機械鉆速能夠反映所采用的鉆井技術的效率；儲集層識別及甜點預測能夠反映厚砂體的識別準確率和致密氣高產(chǎn)區(qū)預測的準確率；水平井分段壓裂段數(shù)越多，增產(chǎn)效果就越好；壓裂周期是反映壓裂速度快慢的一個重要技術性指標。

2.3 經(jīng)濟指標

經(jīng)濟類指標用于評價盈利能力，即開發(fā)效益。凈現(xiàn)值是油氣投資經(jīng)濟評價的基本指標，是對處于計算期內(nèi)的項目的盈利能力進行動態(tài)評估的一個重要指標；內(nèi)部收益率能夠反映該項目是否經(jīng)濟有效；投資回收期是項目在財務上回收投資能力的主要靜態(tài)指標；投資利潤率需要與行業(yè)的標準投資利潤率進行比較，以此判斷該項目是否具有經(jīng)濟效益。

2.4 政策指標

政策類指標用于評價國家對該行業(yè)的重視和支持程度。價格優(yōu)惠政策是國家用于調(diào)控宏觀經(jīng)濟的重要舉措；財政補貼政策不僅是國家調(diào)節(jié)經(jīng)濟運行和協(xié)調(diào)社會各方利益分配關系的經(jīng)濟杠桿，也是發(fā)揮財政分配機制作用的特定手段；研發(fā)投入包括研究與試驗發(fā)展經(jīng)費，反映國家對該行業(yè)的支持力度。

2.5 管理指標

管理類指標用于評價管理水平。組織結構是反映組織各個部門和各個要素之間相互聯(lián)系的“框架”，是實現(xiàn)油氣效益提升的關鍵；業(yè)務模式是指解決固有問題的通用方案；流程管理是針對客戶的具體需求設計的，伴隨內(nèi)外部環(huán)境的改變而被逐步優(yōu)化；信息管理能夠反映組織的各項業(yè)務活動狀況，不僅包括了人對信息資源的管理，也包括了人對信息活動的管理。

3 四川盆地致密氣勘探開發(fā)對比分析

3.1 資源指標對比分析

致密氣為覆壓基質(zhì)滲透率不高于0.1毫達西的砂巖類氣藏，與常規(guī)天然氣相比，致密氣儲層非均質(zhì)性強、有效砂體小、孔隙度和滲透率低，規(guī)模開發(fā)難度較大[6]。圣胡安盆地致密氣與四川盆地致密氣資源對比如表2所示。通過對圣胡安盆地和四川盆地的成藏要素進行對比分析，發(fā)現(xiàn)這兩個地區(qū)致密氣地質(zhì)特征既存在相同點，又存在明顯差異。

表2 圣胡安盆地與四川盆地致密氣資源對比

圣胡安盆地和四川盆地在源巖巖性、源巖有機質(zhì)類型、儲層物性、儲集條件等方面的存在著明顯的共同特征[7]。圣胡安盆地和四川盆地都與煤系地層關系密切，具有發(fā)育廣泛、分布穩(wěn)定、有機質(zhì)含量豐富和演化程度高等特征，這為致密氣產(chǎn)生提供了良好的烴源條件。但是，這兩個地區(qū)致密氣藏儲集條件普遍較差，儲層孔隙度大約為10%左右（0.1毫達西）。

圣胡安盆地和四川盆地地質(zhì)特征在沉積環(huán)境和儲層特點兩個方面存在明顯的差異，差異性的成因有多種，如盆地背景、構造演化和沉積充填等。圣胡安盆地致密氣以海相大型寬緩的克拉通沉積背景為主，相比之下，四川盆地致密氣儲層總體呈現(xiàn)出多旋回構造演化的特點，其發(fā)育背景多種多樣。另外，圣胡安盆地致密氣儲層厚度較大，分布較為穩(wěn)定，存在廣泛分布的源儲；儲集層連通性較好，規(guī)模較大；物性較好，孔隙度較高，儲量豐度較高[9]；巖體埋藏深度適中，以超壓為主，局部裂縫發(fā)育。這些特征都是由沉積環(huán)境和盆地性質(zhì)決定的。相比之下，四川盆地的致密氣藏巖相差異較大，地層分布不穩(wěn)定；地表條件復雜，施工更加困難；儲集層較薄，非均質(zhì)性較強，變化大，分布范圍局限；物性較差，孔隙度偏低，儲量密度較低；埋深較深，裂縫發(fā)育性較差，壓力系數(shù)偏低。通過圣胡安盆地和四川盆地致密氣地質(zhì)資源量的定量對比發(fā)現(xiàn)，四川盆地致密氣地質(zhì)資源量和單井產(chǎn)氣量均明顯高于圣胡安盆地，這表明四川盆地致密氣具有巨大的資源潛力和可觀的規(guī)模儲量。

3.2 技術指標對比分析

北美地區(qū)先進的非常規(guī)地質(zhì)工程一體化技術，為中國非常規(guī)氣勘探開發(fā)提供了經(jīng)驗。經(jīng)過不斷探索實踐，中國致密氣勘探開發(fā)技術也取得了突破性進展，但是關鍵核心技術與北美地區(qū)差距還很大，鉆井、壓裂技術水平仍有較大的提升空間。鉆井技術在尋找開發(fā)油氣藏、增加產(chǎn)量和提高采收率方面起著舉足輕重的作用。儲層壓裂技術對于改造儲層、提高單井產(chǎn)量至關重要。本文主要對四川盆地和圣胡安盆地所采用的致密氣鉆井技術和儲層壓裂技術進行對比分析（見表3、表4）。

表3 圣胡安盆地和四川盆地致密氣水平井鉆井技術對比

表4 圣胡安盆地和四川盆地壓裂技術對比

對以上技術對比表進行分析可知，通過持續(xù)地技術攻關，中國致密氣勘探開發(fā)規(guī)模不斷擴大，勘探開發(fā)技術不斷提高，總體雖然呈現(xiàn)不斷向前發(fā)展的趨勢，但是鉆井、壓裂等技術的自動化、智能化、成熟度與世界先進水平相比仍然存在很大差距。四川盆地致密氣的鉆井周期約是北美地區(qū)的2倍；平均水平段長、最長水平段長都明顯低于圣胡安盆地，圣胡安盆地致密氣井采用延長水平段長度，優(yōu)化水平段方向，提高了開采效率[10]；排量、機械鉆速略低于圣胡安盆地，這反映了配套設備的動力不強，有待改進；儲集層識別精度和甜點預測準確率都略低于圣胡安盆地；國內(nèi)一些高端的技術設備仍需依靠進口，油氣勘探開發(fā)領域的技術薄弱和技術瓶頸主要存在于高精尖的設備、工具、材料、軟件、工藝等，而北美地區(qū)的鉆井技術已經(jīng)發(fā)展得較為成熟，逐步實現(xiàn)了多樣化和系列化功能；在水平井分段壓裂技術方面，兩個地區(qū)在壓裂效率、壓裂周期、鉆塞時間和作業(yè)時長上存在的差距較大，最關鍵的是中國支撐劑用量較少，尚未滿足“超級壓裂”的要求，同時由于工業(yè)化生產(chǎn)規(guī)模較小，導致產(chǎn)量較低，壓裂成本仍然有進一步下降的空間。

綜上，四川盆地致密氣勘探開發(fā)技術仍然面臨巨大的挑戰(zhàn)，在鉆井、儲集層識別精度和“甜點”預測、多層多段壓裂等工藝改造方面還有待完善，攻克關鍵核心技術難關在未來還有很長的路要走。

3.3 經(jīng)濟指標對比分析

選擇四川盆地Y氣田須家河組三段氣藏為研究對象。Y氣田位于四川盆地川北坳陷與川中低緩構造帶的交界地區(qū)，儲集層巖性以鈣屑砂巖為主，是典型的低孔低滲致密氣藏。以Y12直井的動態(tài)數(shù)據(jù)為實例，應用遞減法，計算得出技術可采儲量為2.2億立方米，技術采收率為37%。根據(jù)動態(tài)曲線分析可知，直井合理配產(chǎn)為4萬立方米/日，穩(wěn)產(chǎn)4年后呈指數(shù)下降趨勢，遞減率為15%。水平井單井產(chǎn)量是直井的1.5～2倍，水平井配產(chǎn)定為7.萬立方米/日。須家河組三段氣藏地質(zhì)儲量和產(chǎn)能評估結果表明，若所有井都采取直井開發(fā)的方式，需要開采68口井，計算出的合理井距為1800米；若所有井都采取大斜度井開發(fā)的方式，則需要開發(fā)45口井，計算出的合理井距為2200米。開發(fā)致密氣不僅需要進行大規(guī)模的鉆井活動，而且需要采取一些增產(chǎn)措施，這就使得投資費用大大提高。目前，該氣田開發(fā)投資約為44億元，操作成本為18億元，棄置費按照地面工程投資的10%進行計算，棄置費為4500萬元。四川省發(fā)改委公布的門站基準價格為1530元/千立方米（包含稅價9%），運用中國石化推廣的儲量經(jīng)濟評價軟件和現(xiàn)金流模型，以8%的折現(xiàn)率進行計算，得出財務內(nèi)部收益率為12.3%，財務凈現(xiàn)值為1.8億元，投資回收期為7.08年，投資利潤率為5.3%[10]。

選擇圣胡安盆地布蘭科氣田Mesaverde氣藏進行對比分析。根據(jù)所收集到的相關信息，平均每口井資本投入為650萬美元，其中鉆井成本平均投入240萬美元，占資本成本的36.9%，并且單井成本有逐年上升的趨勢，近幾年水平段長度不斷增加，所使用的技術更加復雜，單位英尺的水平段壓裂投資約為500美元，生產(chǎn)稅費約為14700萬美元。內(nèi)部收益率為14.5%，凈現(xiàn)值為2.7億元，投資回收期為9.87年，投資利潤率為8.9%。

從評價結果來看，四川盆地Y氣田須家河組三段氣藏致密氣開發(fā)項目的內(nèi)部收益率為12.3%，圣胡安盆地布蘭科氣田Mesaverde氣藏致密氣開發(fā)項目的內(nèi)部收益率為14.5%，都大于行業(yè)基準收益率8%，這說明兩個項目都具有可行性。一般情況下，規(guī)模越大的項目投資回收期越長，北美圣胡安盆地侏羅紀組某致密氣開發(fā)項目的投資回收期較長，投資風險也相對較大。綜合來看，圣胡安盆地致密氣開發(fā)項目經(jīng)濟效益略高于四川盆地致密氣開發(fā)項目。這也進一步表明了中國致密氣勘探開發(fā)水平與國際先進水平還存在一定的差距，需要借鑒和學習國外高效的致密氣勘探開發(fā)模式，充分利用四川盆地致密氣的資源優(yōu)勢，探索適合自己且低成本的開發(fā)模式，以提高四川盆地致密砂巖氣勘探開發(fā)的經(jīng)濟效益。

3.4 政策指標對比分析

與常規(guī)天然氣相比較而言，致密氣勘探開發(fā)對技術要求較高、對政策依賴性較強、投資成本偏高、投資回收期較長，因此，要實現(xiàn)致密氣規(guī)模效益開發(fā)，必須依靠國家政策的支持和激勵。美國是最先并且最大規(guī)模對非常規(guī)天然氣進行開采的國家，它的成功離不開政府在致密氣發(fā)展早期對其提供的大力支持。政府不僅僅是在物價和稅收方面出臺了一些優(yōu)惠政策，同時也為致密氣勘探開發(fā)關鍵核心技術的攻關提供了大量的資金。國家政策的大力扶持和正確指導，有效調(diào)動了生產(chǎn)商勘探開發(fā)的積極性，促進了致密氣勘探開發(fā)技術不斷突破，為美國致密氣大規(guī)模開發(fā)奠定了良好基礎。

中國非常規(guī)油氣資源有著較好的基礎，非常規(guī)天然氣資源量是常規(guī)天然氣的5倍左右。近年來，非常規(guī)天然氣開發(fā)迎來熱潮，已逐步發(fā)展成為油氣勘探開發(fā)的一個重點和亮點領域，且在未來還有很大上升空間。為了鼓勵該產(chǎn)業(yè)進一步高質(zhì)量發(fā)展，國家基于實際情況對煤層氣、頁巖氣產(chǎn)業(yè)實施了一定的補貼和扶持政策，但是涉及致密氣的扶持政策仍然很少。中美部分與非常規(guī)天然氣勘探開發(fā)相關的政策內(nèi)容如表5所示。

表5 中美主要非常規(guī)氣開發(fā)相關政策對比

對比分析中美非常規(guī)氣勘探開發(fā)優(yōu)惠政策可知，價格優(yōu)惠和稅收補貼政策與非常規(guī)氣勘探開發(fā)作業(yè)頻次呈現(xiàn)正相關關系。這意味著價格優(yōu)惠和稅收補貼對非常規(guī)氣鉆井活動有積極作用，鉆井數(shù)量的增多將會推動勘探開發(fā)技術的進步，技術的進步又反過來影響鉆井活動，使得作業(yè)效率不斷提升，從而提高非常規(guī)氣的儲量和產(chǎn)量。美國油氣公司得益于上世紀八九十年代的優(yōu)惠政策，才能持續(xù)推動技術創(chuàng)新，擴大油氣可采種類，減少開發(fā)成本，從而無需過分依賴國外非常規(guī)氣。在中國目前制定的天然氣價格體系下，致密氣的開發(fā)成本相對較高，投資較低，經(jīng)濟效益不佳，甚至出現(xiàn)虧損[12]。近年來，國家對煤層氣、頁巖氣價格和開發(fā)等方面都給予了一定的補貼和獎勵，但是對于致密氣卻沒有特殊的扶持政策，這在一定程度上制約了致密氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，降低了企業(yè)綜合開發(fā)致密氣的積極性。中國的致密氣產(chǎn)業(yè)亟需相關政策和措施的支持與引導。

3.5 管理指標對比分析

北美的石油公司通過不斷對組織結構、業(yè)務流程、信息管理模式等進行改革和重組，加快技術攻關和創(chuàng)新，構建一體化服務管理平臺，形成了獨具特色的一體化管理模式（見圖2）。

圖2 北美某典型石油公司一體化管理模式框架

中國致密氣勘探開發(fā)的地質(zhì)條件、技術水平與北美地區(qū)差異較大，在引進、吸收先進技術和經(jīng)驗的基礎上，持續(xù)探索并創(chuàng)新，最終形成了一套適合中國致密氣勘探開發(fā)的管理模式。中國石油西南油氣田公司在四川盆地國家級致密氣開發(fā)示范區(qū)實施一體化管理模式（見圖3），有利于實現(xiàn)高質(zhì)量開發(fā)目標。

圖3 中國石油西南油氣田公司一體化管理模式框架

對比北美某典型石油公司和中國石油西南油氣田公司致密氣勘探開發(fā)一體化管理模式可以發(fā)現(xiàn)，組織結構對于提高油氣效益至關重要。西南油氣田公司現(xiàn)行的致密氣勘探開發(fā)組織結構具有職能交叉、權責不清、層級較多的缺點，很難調(diào)動致密氣勘探開發(fā)積極性?！氨馄交钡慕M織結構現(xiàn)已成為地質(zhì)工程領域變革的一個重要趨勢。北美的石油公司經(jīng)歷了組織結構由“職能型”轉(zhuǎn)向“事業(yè)部型”的變革，最終形成了由橫向業(yè)務管理與縱向職能管理相結合的矩陣型組織結構。目前，中國的油氣公司以職能型組織結構為主導，采用地質(zhì)工程一體化思想，對原有的矩陣型組織結構進行整合。中國石油天然氣集團有限公司將“大協(xié)同”理念作為指導思想，針對致密氣勘探開發(fā)的業(yè)務特點，建立起涵蓋領導小組、前線指揮部、西南油氣田分公司及工程服務公司的三級管理模式[12-14]，為四川盆地致密氣規(guī)模開發(fā)提供了有力的保障。

油氣公司與工程公司的協(xié)調(diào)配合是致密氣開發(fā)地質(zhì)工程一體化的重要前提，然而，目前在致密氣勘探開發(fā)過程中，各部門常常因為利益沖突產(chǎn)生目標協(xié)調(diào)不一致、業(yè)務分割不合理等問題，導致致密氣資源開發(fā)效率和利用效率難以提升。如何創(chuàng)新業(yè)務模式，探索各業(yè)務板塊的協(xié)同管理機制，已成為地質(zhì)工程一體化管理的重中之重[15-18]。北美的石油公司采用“端到端”的上下游一體化管理模式，突破了上下游項目相對獨立管理的制約。國內(nèi)的油氣公司則是立足于自身實際，以油氣公司為主導，以地質(zhì)工程一體化思想為指導，積極探索新的工程服務模式，努力提升整體經(jīng)濟效益。

致密氣勘探開發(fā)流程繁瑣，容易導致作業(yè)時間延長、管理效率低下問題，因此，建立一個涵蓋整個致密氣勘探開發(fā)過程的系統(tǒng)化、規(guī)范化管理體系至關重要。北美的石油公司在全生命周期管理思想的指導作用下，通過各類一體化工作平臺對各部門的協(xié)同工作流程進行了規(guī)范，實現(xiàn)了致密氣勘探開發(fā)全方位、多工作的協(xié)同，以提升工作的銜接效率。中國的油氣公司以優(yōu)化協(xié)同管理機制為核心，結合致密氣勘探開發(fā)實際和規(guī)律，統(tǒng)一研究、統(tǒng)一部署，在現(xiàn)有的基礎上建立了一個整體部署、分批實施的致密氣勘探開發(fā)工作流程，通過優(yōu)化流程使得各環(huán)節(jié)銜接更加順暢[19-20]。

致密氣勘探開發(fā)的數(shù)據(jù)信息繁多冗雜，給挖掘、利用和共享有效信息帶來巨大挑戰(zhàn)，限制了致密氣勘探開發(fā)綜合效益的提升。因此，如何提高信息綜合管理水平成為實現(xiàn)地質(zhì)項目效益提升的關鍵因素之一。北美的石油公司將數(shù)字化、智能化引入油氣行業(yè)，利用云平臺學習和共享技術，開展數(shù)字化業(yè)務，推動致密氣勘探開發(fā)信息的深度集成和應用，進一步提升信息數(shù)字化管理水平。中國的油氣公司也將數(shù)字化轉(zhuǎn)型作為發(fā)展重點，例如中國石油以“共享中國石油”為核心戰(zhàn)略目標，構建了相關的數(shù)據(jù)服務管理系統(tǒng)，全面推動信息、數(shù)據(jù)、經(jīng)驗、知識等無形資源的共享，促進人、財、物等有形資源的有效應用和整體優(yōu)化[21-23]。

4 結論與建議

1）本文所構建的致密氣勘探開發(fā)對標指標體系，全面考慮了致密氣勘探開發(fā)受氣藏儲層條件、開采技術差異等眾多因素的影響，可以更加直觀地反映四川盆地致密氣的資源優(yōu)度、開發(fā)效率、開發(fā)質(zhì)量等，立足于該指標體系進行對比和分析，可以更加準確地評估四川盆地致密氣藏的勘探開發(fā)潛力和水平。

2）中國油氣企業(yè)應該建立對標管理長效機制，持續(xù)豐富和完善對標指標體系，通過學習先進、查找差距、補齊短板來提高致密氣勘探開發(fā)水平。

3）四川盆地應加快致密氣勘探開發(fā)一體化步伐，堅持勘探開發(fā)業(yè)務為重中之重的地位不動搖，致力于降低勘探開發(fā)成本，高質(zhì)量響應國家號召，全力推動致密氣增儲上產(chǎn)，進一步實現(xiàn)天然氣領域的戰(zhàn)略性突破，加速能源轉(zhuǎn)型升級，穩(wěn)步推進能源接替。

4）加大與致密氣勘探開發(fā)理論和技術研究相關的科研投入，不斷支持其規(guī)模開發(fā)和應用，建立更加專業(yè)化、智能化的致密氣勘探開發(fā)技術體系，統(tǒng)籌規(guī)劃科技重大專項，加速完善并形成與之相適應的致密氣勘探開發(fā)配套技術。強化技術攻關，特別是要加大關鍵核心技術的研發(fā)力度，擴大推廣應用范圍，逐步實現(xiàn)先進技術的規(guī)?；瘧茫螄姨烊粴猱a(chǎn)業(yè)建設，降低致密氣勘探開發(fā)成本。

5）加強致密氣勘探開發(fā)利用并非權宜之計，而是促進我國天然氣增儲上產(chǎn)、保障我國能源安全的重要戰(zhàn)略舉措。從發(fā)達國家成功的實踐經(jīng)驗來看，在致密氣勘探開發(fā)初期需要政府制定相關政策給予激勵。受稅收負擔過重、開發(fā)成本偏高以及預期非常規(guī)天然氣價格持續(xù)性偏低等因素的影響，致密氣勘探開發(fā)項目的開發(fā)成本可能會高于投資收益，導致企業(yè)對致密氣開發(fā)的積極性持續(xù)走低。參考美國鼓勵開發(fā)非常規(guī)天然氣的政策經(jīng)驗，并依據(jù)我國近年來對煤層氣、頁巖氣實施的優(yōu)惠措施，政府應針對健全天然氣價格機制、減輕財政負擔等方面制定政策，以政策為導向，推動致密氣實現(xiàn)效益開發(fā)。