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标题 低成本与高效益的“辩证法”
范文 李亚利

成本管理贯穿油田勘探、开发、生产全过程。SLG气田依靠思路创新、技术创新和管理创新，形成了以“标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化运作”为主要内容的“四化”管理模式，从设计、建设和运营三个环节着手，实施全过程、全方位和全员成本管理，大幅节约投资和成本，实现了经济有效开发。本案例通过对SLG气田“低成本”开发的描述，探索出国内低渗透气田经济有效开发的成功经验，为其他企业的成本管理提供了有益的借鉴和启示。
一、引言
随着我国国民经济持续快速增长，工业化和城市化步伐加快，天然气作为一种优质、高效的清洁能源和化工原料，市场需求迅猛增长，供需矛盾日益突出。2004年初，京津、华北及西安等大中城市经历了罕见的冷冬，人们纷纷把目光投向天然气生产企业，位于鄂尔多斯盆地中北部的SLG气田进入了人们的视线。SLG勘探面积5.5万平方千米，总资源量5.0万亿方，是目前我国陆上探明储量最大的气田，也是确保京津及长庆周边地区安全平稳供气的主力气源。实现SLG气田的有效开发不仅是一个经济问题，而且对保证国家能源安全，缓解能源供应压力也具有十分重要的意义。
二、气田概况及面临的问题
气田区域处于毛乌素沙漠的南部，地貌类型主要为沙丘及湿地。水系不发达，地表水资源稀少，大部分为天然草场和风沙草滩。经济发展比较落后，工业基础薄弱，以农、牧业为主。气田所在地区人文环境敏感，生态环境脆弱，生态恢复难度大。
2000年8月26日，苏6井试气获得高产工业气流，标志着SLG大气田的大发现。2001年～2005年，经过大量的前期评价和先导性试验，石油勘探者们逐渐认识到SLG气田是一个“一大三低”气田，即：大面积、低渗、低压、低丰度。气田储层渗透率0.06～2md，压力系数0.86，储量丰度0.8～1.5×108m3/km2；有效储层难以预计，找到砂层不一定找到气层，井位优选难度大；储层非均质性强，埋藏较深，平均井深超过3500米；单井控制储量少，平均日产不足2万立方米，累积产量低。气田开发难度极大，国内外尚无该类气田开发可供借鉴的经验。按常规，SLG气田一口深3500米的开发井需要1300万元投资，单井累计产量要达到3000万立方米以上才能盈利。在SLG气田前期开发试验中，没有一口井能达到这个标准，再加上气田骨架工程建设投资，SLG气田在当时的技术条件下，无疑是不具备开采价值的。SLG气田成为“半生不熟的肉”。如何降本增效，实现规模开发，是SLG气田亟待解决的问题。
三、降本增效的实践及效果
2005年1月22日，中石油在北京召开了鄂尔多斯盆地天然气勘探开发汇报会，专家、学者汇聚一堂，共商SLG气田开发大计。面对SLG气田开发难、效益差的客观现实，中石油认识到低成本是实现经济有效开发的唯一选择。必须依靠技术创新、管理创新、市场开放降低成本，在勘探开发的每一个环节都控制投资和降低成本，研究和完善降低投资和控制成本的配套政策和措施。传统的仅局限于控制产品的生产阶段的成本消耗的方式显然不能满足降低成本的要求，要将成本管理贯穿于产品生产经营周期的整个过程，实现从设计、建设到运营的一体化成本管理。
（一）“6+1”合作开发模式，实现“六统一、三共享、一集中”
SLG气田开发工作量大，如果按传统油田的组织方式，仅仅依靠长庆油田很难短期内开展大规模建设，也不利于开发水平的提高和开发成本的降低，因此，在气田全面开发之初即确立了“引入市场竞争机制”的理念，并通过机制创新将之付诸实践。
气田实行风险作业开发的管理政策，合作方不成立法人实体，以项目经理部的形式纳入油田公司管理体系。采用“联合办公，协调管理”的模式，指挥部全面负责“6+1”合作开发、生产运行、科技攻关等工作，机关设8部（室），协调管理1个研究中心，3个采气厂，7个项目部。
油田公司统一建设和管理集输干网、天然气处理厂、外输管线、合同者分区等（具体见图1），使得最终利润来源由工程服务费转为油气销售收入，极大调动了合作者参与开发的积极性，充分发挥各自的工程技术优势。
遵循互利双赢、共同发展；管理简单、运行高效；技术创新、成果共享的基本原则，SLG气田探索出“六统一、三共享、一集中”的全新管理模式，即“统一规划部署、统一组织机构、统一对外协调、统一技术政策、统一生产调度、统一后勤支持”，“资源共享、技术共享、信息共享”和“集中管理”，建立了统一、竞争、示范、交流、提高的良性运行机制，开发技术和水平在竞争中显著提高，先进技术和经验得以迅速推广，既降低了成本，又充分发挥了中石油整体优势。
（二）推行四化管理模式，全方位节约成本
面对降本增效的严峻形势，气田创新生产组织方式和管理方式，形成了以“标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化运作”为主要内容的“四化”管理模式，从设计、建设和运营三个环节着手，大幅节约投资和成本。
1.设计阶段标准化
“今天的投资就是明天的成本”，投资建造的固定资产一旦形成，资产的折旧就转化为固定的成本支出，而要实现对这些固定成本的有效控制，就必须从投资的设计、建设等源头环节抓起，努力降低投资规模，实现高效开发。另外，投资的设计方案以及建设模式的选择也会对投产后的运营成本支出产生重大影响。因此在设计、建设阶段，要充分考虑投产后运营成本支出情况，合理确定投资方案，实现投资与运营的有机结合，成为控制成本的重要途径。如何在设计环节降低投资成本的同时，减少建设和营运阶段成本支出，进而推动成本全面降低，是SLG气田开发建设亟待解决的课题。
标准化设计的核心是工艺流程通用、井站平面统一、工艺设备定型、安装预配模块组装、建设标准统一，最终形成一套标准、通用、相对稳定、适用于地面建设的指导性和操作性文件。标准化设计适应大规模建设的需要，对设计资源进行重新优化配置，技术人员从设计环节的重复劳动中解放出来，致力于技术攻关和设计方案的不断优化，全面推动技术进步，提升设计方案质量，提高设计效率，为优选地面集输工艺流程，优化站场布置，优化集输管网，以及为走低成本开发之路奠定了良好的基础。
优秀的设计离不开技术创新的支持，特别是对于SLG气田这样的世界性开发难题，技术的创新就尤为重要。气田总共创新了气藏工程、钻采工程、地面工程三大系列十二项开发配套技术。其中：地震和地质相结合井位优选技术，使Ⅰ+Ⅱ类井比例由60%提高到80%，达到了有效开发的技术指标；PDC快速钻井技术的推广应用大幅缩短钻井周期，纯钻井费用降低了75万元；井间串接技术的应用使单井采气管线减少了36%，平均单井管线投资节约32%；标准化设计带来的地面工艺流程的简化以及井下节流等核心技术的应用，既有效降低了投资成本，又大幅度降低了运营成本，其中仅井下节流技术一项就使单井注醇量减少61%至95%；另外地面流程的简化还大幅度减少了采气作业强度和频次，相应的作业费用也大比例减少。近年来，又与时俱进，把成熟的水平井钻井技术应用于气田的设计。2012年底，投产水平井221口，水平井产能比例由5.1%提升到56.9%；有效储层钻遇率由23.9%提升到62.2%；水平井初期产量达到6.6万方/天，是直井的3～5倍，水平井产能已占当年总产能的57%。
目前，气田标准化设计覆盖率100%，设计周期缩短60%，设计图纸复用率达到95%以上，设计速度提高了近两倍；每座站节约投资60多万元；地面单井的平均投资由2002年气田开发初期的约500万元降低到约150万元；每座井场占地面积由原来的3亩变为1.8亩，按气田200亿开发规划建井规模测算，节约土地将达19200亩。
2.建设阶段模块化管理和市场化运作
为了压缩建设阶段的投资成本，缩短建设周期，气田提出了模块化建设的思想。模块化建设是建设方式的一次变革，充分体现了专业化分工的思想。通过模块化建设，将复杂的建设过程细分为多个简单作业，使得建设者可以专注于自身作业过程和产品制造，推动了各领域的技术进步和施工效率的提高，有效降低了建设成本。通过组件预制工厂化、工序作业流水化、过程控制程序化、模块出厂成品化、现场安装插件化和施工控制数字化等方式，实现高效生产，显现出大规模工业化应用的雏形。
组件预制工厂化通过标准化设计将工艺过程划分为模块，施工阶段再根据加工、焊接、在线检测、运输、组装要求，将模块分解为组件，进行工厂化分项预制；工序作业流水化通过施工工艺合理组配流水资源，使得工序相互衔接，流向顺畅，操作简捷、高效、可靠；过程控制程序化通过编制模块化施工技术手册，应用模块化预制工艺卡，统一工艺流程，统一工序检验标准；模块出厂成品化通过组件装配成便于运输的最大模块出厂，转运方便，产品系列化，互换性强；现场安装插件化实现现场以插件形式安装模块，现场作业量小，适应快速建站需要，便于维修；施工控制数字化通过统一数据模型，整合项目管理系统，满足施工过程数据的可追溯性及标准规范要求。
模块化建设离不开技术创新。SLG气田创新了平台井数优化、井身剖面优化、优选PDC钻头、优化钻具组合等技术，开发井型实现了由直井到丛式井、水平井的快速转变，机械钻速提高2倍，钻井周期缩短40%，最短钻井周期23.25天（苏36-22-7H1），最长水平段3056m（苏5-15-17AH）。到2012年，完钻丛式井组467个，1354口井，节约土地面积约654公顷，单井平均投资控制在750万元以内。
推行模块化建设后，SLG气田现场作业时间由40多天缩短到20天以内，工期减少50%；集气站施工周期由110天缩短到30天；处理厂施工周期由14个月缩短到9个月；综合建井周期由原来的130天缩短为80天；投资平均下降了1/3，地面建设安装人员减少了40%。
市场竞争机制的建立，为社会各方提供了一个参与竞争的平台，原来令人棘手的队伍配置、技术引进、降低成本等一系列制约气田有效开发的瓶颈问题迎刃而解。市场化运作引入社会队伍和设备，不但减少了大量的固定资产投入，提高了高产井的布井成功率，且通过多家联手挖潜攻关，使气田建设的各项费用大幅下降。其中测井费用由33万元下降至25万元，井下作业和试气费用由223万元下降至130万元。
市场化运作和模块化建设还推动了主要设备采购竞价机制的形成，并实现了主要设备的定型化和系列化，对单井投资的降低起到了重要作用。如紧急断流阀采购价格由4.2万元下降至3.83万元、旋进漩涡流量计由1.4万元下降至0.8万元，井下节流器由4.8万元下降至3.8万元。
3.运营阶段数字化
SLG气田幅员辽阔，单井产量低，依据气田规划，SLG气田未来井数将超过1万口，这些气井如果都按传统人工看管模式，巡井和生产后期大面积的间歇生产井的频繁开关需要大量用工，加上集气站管理、处理厂运营和各项目部管理层，整个气田开发队伍将非常庞大，使得气田开发面临巨大的成本压力。因此推进管理创新，实现数字化管理就成为SLG气田实现规模有效开发的关键。为解决这一问题，SLG气田使用一套智能化生产管理控制系统，实现对整个气田生产过程的自动化、科学化、数字化、现代化管理。有效降低了操作成本，精简了组织机构，当达到200亿规模时，气田用工总量控制在2000人以内，比原用工总数减少近2000人。同时，该系统还能有效减少巡井和现场操作次数，减少安全风险，以辖井50口的一座集气站为例，采用普通模式管理，需安排4名员工，2台车每3天巡井一轮，年运行费用约50万元，通过数字化管理措施，只需安排2名员工，1台车每15天巡井一轮，每年每站至少节约运行费用25万元，按200亿立方米开发规划测算，每年预计可节约运行费用5000万元左右。
四、结论
SLG气田的快速上产、规模建产和经济有效开发，探索出了国内低渗透气田经济有效开发的成功经验，总结SLG气田的开发经验，我们可以得出以下结论：
第一，引入市场竞争机制是关键。离开了市场配置资源这一有效方式，就不可能有效调动市场开发主体、服务主体的积极性并实现生产要素的合理配置和开发成本的显著降低。
第二，整体开发、整体布局、统一管理是前提。SLG气田打破了国内油气田开发生产的传统模式，实现了勘探、开发、生产的整体布局和市场开发主体、服务主体的统一管理，最大限度发挥了中石油整体管理和集群管理的优势，为国内油气田开发开创了新的思路。
第三，全面成本管理是核心。即实施全过程、全方位和全员成本管理。将成本管理贯穿于产品生产经营周期的整个过程，从整个企业的角度来控制各个环节的成本支出，实现从设计、建设到运营的一体化成本管理，最大限度降低成本才是降本增效的出路所在。
第四，机制创新、技术创新和管理创新是手段。科学技术是生产力，机制及管理方式是必要条件。只有在务实的基础上，对机制、技术和管理不断进行有效创新，才能真正落实科学发展观，促进企业全面、健康、有效发展。
作者单位：中国石油天然气集团公司预算部
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更新时间：2025/3/23 0:01:31