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本文选自《中国工程院学报》《Engineering》 2022年第11期

作者：李国新，冼成刚，刘鹤来源：中国非常规油气经济开发“一机六档”系统工程方法[J].工程，2022，18(11):105-115.

编者注

我国非常规油气资源丰富，油气勘探开发已进入“非常规油气并举”时代。非常规油气已成为我国油气增储上产最重要的现实资源，是我国油气工业长远发展的战略选择。然而，目前非常规油气的生产规模与巨大的资源量和快速增长的探明地质储量不匹配。技术、成本、管理、理念等方面的挑战制约了非常规油气资源规模效益开发，亟需提高抗风险能力和可持续发展潜力。中国工程院刘鹤院士研究团队在《中国工程院学报《Engineering》2022年第11期发表文章《中国非常规油气开发的“一全六化”系统工程方法论》。文章基于系统工程，提出“一- “六六”非常规油气效益开发方法论，包括全生命周期管理、一体化规划、专业协同、市场化运作、社会化支持、数字化管理和绿色发展七大要素。 “六个现代化”系统工程方法在吉木萨尔陆相页岩油等国家示范区得到了很好的应用。文章指出，以“非常规并不意味着低效率”、“非常规并不意味着回收率低”等颠覆性观点，管理者和开发专家必须始终将效率目标扎根于心中，必须推动管理革命通过观念转变，实现大幅降本增效，引领技术发展。通过实施“一全面、六化”，提质增效，降低桶油成本，显着提高采收率，实现绿色发展，实现资源规模化高效利用，年产量显着提高，将极大拓展非常规油气开发空间，服务国家油气供应安全和国家“双碳战略”。此外，从国家石油公司发展空间、发展利益、发展战略等多个维度来看，“一全面、六现代化”方法论也体现了非常规油气开发体系分层耦合优化的要求。

一、简介

经过十多年的探索，我国非常规油气开发取得了重要突破和重大进展。主要技术与美国的差距迅速缩小和接近，部分单项技术参数或指标已达到美国主流水平。但我国非常规油气开发规模却远远落后于美国。与我国庞大的非常规油气资源也极不相符。此外，一些非常规油气项目的桶油成本仍然居高不下。迫切需要提高抗风险能力和可靠性。可持续发展潜力。为此，本文提出基于理论分析和实践指导的“一对一、六位一体”的系统工程方法论，以助力我国非常规油气效益开发。

2、我国非常规油气勘探开发现状及存在挑战

我国非常规油气资源丰富。根据“十三五”全国油气资源评价结果，我国陆上页岩油资源量为2.831010t，致密油资源量为1.391010t。截至2020年底，我国页岩油、致密油探明地质储量分别为7.580108t、2.758109t；陆上页岩气资源量1.221014 m3，技术可采资源量2.21013 m3。此外，还有丰富的致密气、煤层气资源。非常规油气资源已成为国内油气增储上产最重要的实践领域。 2019年，国内非常规油气产量达到7.668107t油当量，占油气总产量的23%，其中非常规天然气产量占天然气总产量的35%（其中致密砂岩气4.101010） m3，页岩气1.541010 m3，煤层气5.90109 m3），非常规石油产量占国内原油总产量的11%（其中致密油2.3106 t，油页岩油1.5106 t，重质油）石油1.5107吨，油砂2.0106吨）。国家能源局在2021年12月24日召开的“2022年全国能源工作会议”上公布的数据显示，2021年国内页岩油、页岩气产量和煤层气利用量分别达到2.4106t和2.3。 1010 立方米和7.7 109 立方米。非常规油气产量占国内油气总产量的比重将逐年提高。致密油气和页岩油气产量的年增长率和年增长率远远超过常规油气资源。将对国内油气基础生产发挥关键作用，保障国家油气供应安全。盈利也变得越来越重要。但技术、成本、管理、理念四个层面的瓶颈挑战制约着我国非常规油气资源的高效开发。 （一）技术挑战我国非常规油气资源主要分布在陆相，实现效益开发面临重大技术挑战，主要表现在：基础地质认识不足，平面上建立“甜点区”和纵向“甜蜜区间”分级评价标准难以规范； • 水平井钻探难度明显增加，表现为优质油藏钻遇率低、钻井周期长、工程成本高，制约了大型井丛平台三维发展模式的应用和推广； • 岩性特征、岩石组构、多尺度非均质性和微渗流机制复杂，储层改造材料和工艺技术适应性差异较大，极大限制了体积压裂效果，单井产量难以提高并预测最终累计产量（欧元）； • 薄互层和高度非均质储层难以高分辨率、高精度建模，基于混合井型或多层水平井的三维开发。精准布井、产能预测和多维度协同优化的不确定性较高，开发方案和部署策略的适应性差异较大； • 数据基础和工程经验相对薄弱，多学科数据存在“孤岛”现象，智能化装备率不高。地下井网系统、地上井场及集输系统、远程操作与决策系统的集成共享技术有待完善。 （2）成本挑战非常规油气的地质特征决定了需要持续钻探以维持产能，整个生命周期需要持续投入大量的资源、人力、技术和资金。因此，只有不断降低每桶油的成本，不断突破成本极限，才能增强项目的抗风险能力和盈利能力。现阶段我国非常规油气开发每桶油当量成本较高，距离规模效益的开发要求还存在较大差距。据国内相关公司报道，在钻井深度和水平段长度相似的条件下，国内页岩油井钻井周期和单井建设投资远超北美。

以页岩油项目完整成本为例，到2020年，鄂尔多斯盆地青城油田长7页岩油将达到52美元/桶，准噶尔盆地吉木萨尔芦草沟组页岩油将达到52美元/桶。为72美元/桶。由于处于开发和测试初期，价格高达90美元/桶以上。相比之下，2017年以来，美国主要致密油/页岩油盆地石油标准化桶成本按年产量已降至50美元/桶以下，普遍低于WTI原油价格。到2020年，美国致密油/页岩油每桶成本再创新低。 （3）管理挑战以资产项目为基本单元实施全生命周期管理，是国际石油公司经过长期实践证明的有效管理模式，也是非常规油气高效利用最有效的组织模式资源。该模型特别注重系统性的前期研究，利用充足的时间和资金投入产生更大的价值影响，为整个资产项目价值链的优化奠定基础（图1）。目前，我国非常规油气开发项目仍采用传统的学科、专业接力管理。不同阶段、流程、环节之间存在衔接不畅甚至脱节的问题。及时投入机制、动态反馈机制、及时调整机制还不完善。各学科之间很难实现交叉融合。各个专业子系统的局部优化并不能保证整个系统的全局优化。全生命周期管理尚未实现，不再适合非常规油气行业的快速响应、及时调整、整体优化。要求（参见附录A 中的图S1）。

图1 油气资产项目成本价值曲线示意图。需要强调的是，稳定的流程总比没有流程好。 （四）理念挑战与常规油气资源相比，非常规油气资源虽然属于相对“低品位、劣质”的资源，但不能简单地将非常规油气资源等同于低采收率、低效率。国外实践表明，非常规油气完全可以实现高采收率；北美在油价剧烈波动的情况下，通过不断降低每桶石油成本，实现了非常规油气的规模效益开发。在我国，很多非常规油气开发项目在油田层面规划甚至总部层面顶层设计时都被等同于“采收率低、效率低”。默认恢复率设置为低于10%。加上一定油价下的低收益甚至负收益，还原论的层层分解、条块分割和传统思维的僵化，自我限制了发展和创新的空间。总体来看，我国非常规油气经济发展面临的四个层面的挑战中，技术挑战是现状，成本挑战是表象，管理挑战是症结，观念挑战是核心（图2）。只有解决理念问题，才能理顺管理症结，坚持成本底线思维，实施全生命周期管理，进行全流程优化，进而突破高成本的表象。因此，我们必须以创新理念为指导，以管理改革为突破口和关键抓手，推进管理革命，加快我国非常规油气规模高效开发，保障国内油气供应、服务国家能源安全战略、适应“碳达峰” “碳中和”是国家战略的新要求。

图2 我国非常规油气受益发展“挑战金字塔”的四个层次。

三、非常规油气效益开发“一全六化”方法论

基于系统工程，提出中国石油天然气集团公司非常规油气效益开发“一六”方法论，包括全生命周期管理、统筹规划、专业协同、市场化运作、社会化七大要素。支撑、数字化管理和绿色发展（图3）。

图3.“一个完整的六个现代化”系统工程方法的简化图。以资产项目为基本单元，在具体运营中实施全生命周期管理。项目投资按照全流程进行详细计算和评估，追求关键优化指标最大化。由于非常规油气开发具有独特的地质和工程约束，在项目推进过程中，需要各部门、各学科、各系统相互衔接、协调，同时需要与政府密切互动。社会、环境、第三方单位。要不断积累和更新知识，持续迭代完善技术和管理学习曲线，针对关键需求及其动态变化做出快速前瞻响应、及时调整。 “六个现代化”方法论运用整体思维、辩证思维，从探索阶段就开始顶层设计，充分聚焦技术、管理、人员、市场等各个方面，推动规划、流程、技术的优化创新。管理机制。本文提出方法论的目的是最大限度提高油气最终采收率，创新组织各类资源优化运行，以规模效益提高我国非常规油气开发能力。 （1）全生命周期管理全生命周期管理是指贯穿资产项目全过程，在合理的经济指标下实现回收最大化的最终目标（图4）。实施过程中，资产区块内设置独立项目，边界清晰。采用“单项设计、单项投资、单项方案审查、单项成本核定、单项产量测算、单项效益评价”的逆向倒逼机制，综合考虑底线成本、收益率和回收率，测算项目全寿命循环效益，结合跨责任部门的一体化管理，在从勘探到处置各阶段可接受的成本偏差条件下，优化各子阶段的重点任务（表1），真正做到“事前算利、事中制胜、真正之后获胜“”。

图4. 非常规油气开发推荐的生命周期优化模型。欧元：预测最终累计产量； IRR：内部收益率； f：函数。表1 非常规油气开发全生命周期管理框架

CCUS:碳捕获、利用和封存； EOR: 提高采收率。非常规油气项目作为一个系统，必须从系统工程的角度分析和理解其完整性、层次性、复杂性、开放性和动态性。项目中以“点、线、面”的思路组织多学科跨学科、多部门协作。 “点”明确关键技术问题，“线”保证各阶段、各流程的程序衔接，“面”形成实施应用机制。基于数据融合和知识共享，实现各要素、阶段、过程的无缝连接，构建物理-物理-人文系统的学习曲线，达到利用现有理论和技术形成可靠、可靠的目标。有效的大系统初级阶段和高级阶段的目的是利用先进的理论和技术形成高效、优秀的大系统。为此，提出了通用的生命周期管理概念模型。模型的X轴定义了资产项目的各个阶段及其明确的任务清单，Y轴确定了研究和规划程序，Z轴对应了地质工程一体化的每个关键任务过程。基于大数据和人工智能优化赋能，地质工程一体化模型和方法贯穿多学科融合、跨部门协作、多目标优化、流程再造、分层决策和全生命周期优化，支撑地质工程地质工程一体化模型和方法的应用。资产项目整体优化。优化并获得最优路径（图5）。

图5. 全生命周期管理的一般概念模型。 （2）综合规划综合规划围绕控制资源、建设产能、获取产出三大业务线，以资产项目为单位，综合考虑内外部系统，掌握系统之间、系统内子系统与子系统之间的关系。其要素之间互联互通，进行总体设计和流程规划，在国家石油公司现有管理架构和运营架构下建立新的、可操作的组织管理架构和运营模式，推进跨系统、跨部门，以及跨学科、跨专业、跨层次的交叉协作（参见附录A中的图S2）。一体化规划包括勘探开发一体化、地质工程一体化、地面地下一体化、科研生产一体化、生产经营一体化、设计监理一体化六大重点内容。 • 勘探开发一体化：加强顶层规划和总体布局，随着勘探评价滚动进展，动态调整开发规划和部署策略，提高决策效率，降低项目技术经济风险。在总结昭通国家页岩气示范区实践的基础上，提出了勘探开发一体化总体路线图（见附录A，图S3），可针对不同非常规油气类型量身定制具体详细的技术内容。 • 地质工程一体化：明确项目不同运营阶段各子系统的流程和关键要素，打破学科执念、专业壁垒和管理边界，通过迭代学习不断完善整体系统和各子系统，提高方案合规性率、技术有效性和运营效率，管理地质不确定性，降低工程风险，并支持全生命周期管理优化（图6）。

图6. 地质工程一体化推荐的一般流程。 • 地表地下一体化：在最大限度地有效利用资源的同时，首要考虑的是地面的人文地理条件、环境生态约束以及由此带来的工程复杂性。从全局角度优化基地、仓储、供水、电力、交通、道路等基础设施布局，加强地面子系统、环境子系统、供应链子系统与总体发展规划的协调性和动态灵活性，从而提高项目安全能力并降低相关成本。 • 科研生产一体化：专门针对该项目建立多学科综合研究团队，支撑从勘探到开发利用各个阶段的全流程优化。科研人员应尽可能靠前部署，融入生产一线，与各工程子系统紧密结合，及时互动。根据重大现场需求和实施变化，整合内外部研究力量开展阶段性研究，及时高效调整研究重点，进一步提高解决方案部署水平和项目实施效率（图7）。

图7 多学科研究与运行协同工作框架。 • 生产运营一体化：遵循项目全生命周期的整体质量要求和关键指标，以基层ERP系统为抓手，从顶层设计、计划部署到各项工程运营，精细化计划设计、过程控制和成本管理，不断提高经济效益、降低成本，增强抗风险能力和盈利能力。 • 设计监理一体化：运用强有力的监理手段，严格落实、高质量落实相关技术方案；石油公司确保经过系统论证和决定的项目计划得到毫不妥协的实施；加强过程管理和监督监督控制，确保任务明确、责任明确、反馈迅速、决策及时。 （3）专业协作一个非常规油气开发项目通常需要多个专业子公司、多个单位和部门共同完成。来自不同方面的人员具有不同的专业背景和经历，涉及多个服务团队、多个专业流程、数十项业务活动、数百个工作环节或工作流程，此外还要支持集中营地、钻完井压裂材料、通讯网络、应急救援等。因此，技术方案和实施流程必须优化、组合、有针对性地选择专业服务团队，在资源共享、技术共享、流程共享的基础上实施专业协作，从而大大提高项目效率和效果，保护相关服务方的利益。附录A图S4是压裂子系统专业协作示意图。它包括多个业务流程，每个业务流程又包含多个业务活动，每个业务活动又包含多个工作流。 （四）市场化运作：充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，大力组织推进市场化运作，既是国家改革的方向，也是非常规石油盈利发展的必然选择和气体。从我国非常规油气开发体系来看，必须建立运营商与服务商利益共享、风险共担、合作共赢的理念和机制，培育市场化的良性竞争环境。石油公司首先要开放内部技术服务市场，石油公司之间也要逐步开放技术服务市场。最终，各石油公司必须逐步向社会开放其非常规油气领域的技术服务市场。以资产项目为基础，创新管理机制、考核评价体系和商业模式，确保优质高效的服务，促进各利益相关方和参与者共同发展，共同实现各方降本增效，形成市场化运作。协作范例。 （五）社会支持依托地方政府和社会“轻量化”管理，是实现非常规油气效益开发的重要举措。开发项目的运作模式要求充分利用社会网络和公共资源获得专业服务，提高基础设施支撑能力，优化供应链配置，获得公众支持，避免形成“大综合、小综合”但缺乏专业性和效率。 Febi的自循环支持服务体系。充分利用社会支持，从外部获得高效率、高质量的服务成为一种理念和项目运作常态，从购买设备和产品到购买服务或租赁服务，从内部完全独立到完全依靠可靠的服务服务提供商将部分投资转化为成本，并尽可能减少项目的固定资产投入。 （六）数字化管理数字化、数字化智能化正在推动社会和行业加速变革。组织管理架构和流程优化再造的相应变化，使油气行业的快速响应能力成倍甚至提高了数量级。运营效率和决策可靠性。

与2014年相比，2020年美国页岩油气产量增长近一倍，数字化智能在大幅提高劳动生产率和运营效率、降低成本方面发挥了关键作用。我国油气行业数字化目前正处于快速发展阶段。实施非常规油气工程全面数字化建设，应基于数字油气田和大数据系统，实现全面的知识感知与发现、自动化生产、实时监测与诊断、预测预警、协同研究、全生命周期多目标多层次优化、一体化运营、节能碳减排、智能决策。在大数据和人工智能赋能驱动下，推动生产方式、管理架构、运营模式和流程模式再造更加高效、优质。附录A 中的图S5 提出了非常规石油和天然气开发项目的简化数字管理架构。 （七）绿色发展绿色发展是新时代油气行业的重要使命。与常规油气项目相比，非常规油气项目由于需要持续高强度的钻井和压裂，面临着更大的环境和碳减排压力。在“碳达峰”和“碳中和”的硬约束下，非常规油气项目必须从一开始就树立绿色发展理念，通过技术进步和管理转型，实现项目与自然环境的和谐统一。绿色发展体现在五个方面：清洁生产过程，应用绿色环保材料和清洁生产技术，从源头上减少废物产生； 废弃物资源化利用，确保废水、固体废弃物、废气等资源的循环利用和“无废”工程建设； 集约化道路用地，大力推广大井丛平台开发方式，实现标准化建设和井场一体化、预制化建设； 场地生态建设，加快油气田、矿区绿化和生态恢复，开展碳汇林和碳中和林建设； 产业链低碳化，通过技术装备的完善升级和数字化、智能化赋能，对项目建设和运营流程进行闭环改造，以绿色新能源替代项目建设和运营能源等一系列推动非常规油气项目与二氧化碳封存利用（CCUS）融合，实现节能降耗、节约水资源、控制温室气体和挥发性有机物（VOC）排放。

四、“一个完整六化”系统工程方法论对非常规油气效益开发的意义

非常规油气开发是一个由众多跨学科、跨领域、跨层次组成部分相互联系、相互依存、相互制约、相互作用的复杂系统。要实现非常规油气的盈利开发，必须遵循系统工程方法。 “一个全面、六个现代化”理念的提出，是非常规油气开发系统工程方法论的具体体现，主要体现在以下四个方面。 （一）“一、全、六现代化”体现了非常规油气开发体系的完整性。非常规油气开发项目主要涉及国家石油公司勘探生产板块和工程服务板块两个内部系统和外部系统。每个系统又可以进一步细分为无数相关的子系统。工程生产方面，涉及规划、地质、评价、钻井、采油、地面、运营、维护等专业领域的业务活动；在组织管理方面，涉及设计单位、科研院所、技术服务机构、钻井工程企业、开发公司、油田建设、采油单位、政府部门等职能机构；外部环境系统涉及地方政府、服务企业、环境生态、基础设施、物流运输、物资保障等利益相关方。项目中各部分通过一体化规划、专业协作、社会化运作，相互作用、相互依存、分工协作、一体化发展，共同促进项目整体优化。非常规油气开发项目也是一个共生系统项目。通过实施“一全面、六化”，进行要素重组、系统优化整合，构建互利共生、一体化共生模式和环境，实现“1+12”系统涌现效应；各利益相关方通过包容协调、合作共赢，促进自身发展，增强共同利益的“蝴蝶效应”，体现了整体优化思维和系统工程整体性原理。 （二）“一全六化”实现非常规油气开发体系分层优化。非常规油气开发项目包括多个子系统，如钻完井工程子系统、压裂工程子系统等，以及较低层次。元素；同时，它是国有大型企业整个油气勘探生产体系的一个子系统，进一步服务于国家油气供应安全的复杂系统，具有鲜明的层级体系结构。 “六化一全”针对非常规油气开发系统跨学科、跨领域、跨层次的普遍特点，优化系统层次结构，确保各子系统各司其职、高效运转高质量，实现我国非常规油气开发体系。规范油气开发规模效益。我国油气勘探开发进入“常规与非常规油气并举”时代。非常规油气资源是我国稳定原油产量、扩大天然气产量最现实、最重要的增量部分。它们是我国油气工业长远发展的战略选择。非常规油气资源产量占国内油气年产量的比重将逐年增加。通过实施“一全面、六化”，提质增效，降低桶油成本，显着提高采收率，实现绿色发展，实现资源规模化高效利用，年产量显着提高，将极大拓展非常规油气开发空间，服务国家油气供应安全和国家“双碳战略”。此外，从国家石油公司发展空间、发展利益、发展战略等多个维度来看，“一全面、六现代化”方法论也体现了非常规油气开发体系分层耦合优化的要求。

（三）“一全六化”有效应对非常规油气开发体系的复杂性。非常规油气开发系统除了其固有的复杂性外，还包括系统的整体和局部、子系统的结构和要素及其定性和定量的模型演化，子系统和要素之间的相互作用存在不确定性、非线性和模糊性。我国非常规油气开发也有其特殊的复杂性。首先，我国非常规油气“多源、多阶段、多方向”的地质特征，给开发带来了巨大的理论和技术挑战；古龙纯页岩油开发尚无先例，因此山脊高原英雄山型页岩油也不同于其他，适应性理论和技术进入了“无人区”。其次，在组织管理上，主要沿袭目前常规油气开发项目的模式，各阶段由不同部门负责；同一部门不同专业背景的员工和专家没有有效的协作，缺乏互动和沟通；管理实行层层落实。垂直管理，规划方案为各子系统、下属部门、下属单位在不同阶段或时间段设定独立的目标（图1）。同时，国家石油公司勘探生产子系统与工程技术子系统由于历史原因，关联交易较为扎实，缺乏弹性和灵活性，也值得关注。三是我国非常规油气开发项目外部环境约束更为复杂，需要考虑油气供应的长期稳定、对当地国民经济发展的支撑、环境生态的承载能力以及约束条件等。基础设施。针对这些复杂性，“一整体六化”方法论通过全生命周期管理和一体化规划，实现时间和空间维度的整体优化，协调整体与部分的关系，用专业协作分解问题。打破学科、专业、领域壁垒，加强交叉融合，利用市场化运作和社会支持与外部系统构建共生发展，利用数字化管理全面整合基础理论和技术体系、组织管理体系、知识经验理、事、人理及其相互作用统一起来，运用绿色低碳可持续发展理念，实现人与自然的和谐共处。 （四）适应复杂系统的“一、六化”开放性。非常规油气开发系统也是一个对外部环境和其他系统开放的系统，主要体现在几个方面。一是非常规油气开发项目固有的开发模式。首先，需要不断降低桶油成本，增强项目的抗风险能力，其次需要不断完善理论技术体系和组织管理体系；其次，需要连续钻孔。为了实现油田、盆地、行业层面预期的稳产目标，在此过程中需要持续大规模的人力、技术、资金和资源投入，需要大量的数据信息、知识和信息。经验、理论和技术就产生了。三是各子系统、各学科、各专业、各领域需要共享数据信息、知识经验，相互反馈，不断优化。例如，大井丛平台多层立体开发的出现，需要转变开发理念，转变方案优化模式，创新发展钻完井工程、压裂生产等工程技术，建立适应性组织管理体系和相关流程。非常规油气开发必须充分适应社会和行业的发展趋势和需求变化，充分利用大数据、人工智能等信息技术，学习和利用其他行业的先进技术和组织管理经验，加强和提高系统学习能力，更加有效地保证规模经济的发展。

“一全面六化”方法论倡导运营商和服务商共生共赢的发展模式，强调新型组织管理方法的构建，通过迭代优化建立各种学习曲线，适应非常规石油和天然气的开放要求。天然气开发系统。总之，“一个完整的六个现代化”方法论是针对非常规油气开发体系的整体性、层次性、复杂性、开放性，着眼于把握全局、整体优化来解决问题。这是一种从定性到定量的综合方法。集成系统工程思想和方法。遵循多学科多领域、宏观与微观、整体与局部、理论与技术与知识与经验相结合、工程生产与组织管理相结合的原则，能够有效保障非常规油气规模化、高效开发。规划、决策、部署、实施的科学性、预见性、适应性、有效性和准确性。着眼整体，统筹考虑，从局部入手，协调各方，力争用最少的人力、物力、财力，在最短的时间内实现当前条件下实施方案的总体目标和优化时间；通过系统学习，理论技术体系、组织管理体系、知识经验体系不断迭代更新，实现全生命周期条件下的动态优化。

5. 应用案例：吉木萨尔地面照片页面

岩油示范区 （一）项目概况吉木萨尔凹陷面积1170 km2，2010年实现了陆相页岩油勘探突破，其后获批建设我国第一个国家级页岩油示范区。经过10年“三起三落”的曲折探索，到2020年示范区未能完全达到“技术上可行，经济上也必须可行”的要求，未能实现效益开发的整体性突破。从2020年开始，中国石油天然气股份有限公司新疆油田分公司转变思路和机制，运用“一全六化”系统工程方法论，在2021年实施的58号小井距立体开发平台，从管理、技术到经济指标上取得了决定性突破，掌握了打开全面效益开发大门的技术和管理两把钥匙。（二）“一全六化”系统工程方法论主要实践示范区以“底线油价、效益倒算”的原则，按照全生命周期管理模式的要求，在管理组织架构、目标、方法和手段各个方面进行变革；在全生命周期组织管理架构下，组建页岩油项目经理部，按照系统工程项目管理原则推进技术方案到生产实施的一体化统筹；以页岩油项目经理部为核心，从管理线和技术线对利益相关方在技术、经济、安全环保、社会责任等目标上实施整体权衡，充分发挥专业队伍在其专业领域的优势，实现跨部门、跨层级和跨领域的专业化协同。示范区突破了传统关联交易的桎梏，对各项服务需求推行系统内和系统外的全面市场化，推进“不限额、不封顶、不托底、责权利对等”的竞争机制，加快和持续培育良性竞争市场；地方政府、本地企业和当地承包商在基础设施、供水供电、道路交通、后勤保障、仓储物流等提供公共支撑和社会化服务，降低成本、重复利用资源、节能降耗，同时减轻环保压力。示范区打造数字化油田，覆盖从建产到生产全过程，大幅度降低了操作成本，提高了快速决策与响应能力及管理效率，有力保障了“低能耗、低风险、低人工、高效率、高可靠性”的目标；着力打造绿色环保低碳油气开发新模式，通过技术进步强化工程子系统的节能、降耗和减排，逐步扩大CO2前置压裂、CO2吞吐等技术试验，实现提高采收率与CO2地下封存一体化；强化环境保护工程和流程优化，确保钻屑不落地，泥浆和压裂液资源化重复利用，创新发展微生物绿色循环低成本增效开发技术，提升示范区的绿色化效益开发能力。（三）应用效果吉木萨尔陆相页岩油示范区从2020年开始推行“一全六化”系统工程方法论以来，迄今已经见到良好效果。第一是投资管控成效显著；2021年投产的8口井折算到2019年工艺指标，按照市场化价格单井投资下降54%（图8），其中，单位进尺钻井费用下降57%，单方液压裂费用下降42%。第二是按照地质工程一体化设计施工的58#平台生产效果逐步显现；该平台2021年5月下旬开井生产，与前期投产井同期对比，相同油嘴制度下日产液量、日产油量、含水下降速度都达到了最好水平。第三是通过市场化自主经营，坚持事前算赢、量效兼顾，示范区原开发方案指标可以大幅度提升，在每桶45美元底线油价下，可以在2026年实现项目扭亏为盈，预测项目利润66.66亿元（见附录A中的图S6）；按照市场化对新区开发方案进行调整，预计新区2027年实现正现金流、累计现金流134.6亿元，预计新老区合计2028年实现正现金流、累计现金流96.8亿元。与原方案相比，按市场化调整后的方案的盈利能力大幅度提升。 图8. 2017—2021年建井费用对比。“一全六化”方法论从2021年开始实施。 六、结论和建议 在当前条件下，通过理念变革，推动管理革命，引领技术创新，从而实现非常规油气效益开发“技术上可行、经济上也可行”的目标。在总结过去实践和认识的基础上，提出了“一全六化”系统工程方法论，是针对非常规油气开发系统、以资产项目为基本单元的系统工程管理理念和技术；适应我国非常规油气的独特性和开发特点，提出了在合理经济指标下最大化采收率的全生命周期优化目标。为实现我国非常规油气规模效益开发，管理者和开发专家务必根植效益信念。“一全六化”系统工程方法论在非常规油气开发实践中取得了良好的应用效果，表明理念转变带来的管理变革、全局与局部有机结合的系统优化，能够对非常规油气效益开发产生革命性驱动力并引领和推动技术发展，证明了“非常规油气不代表低效益、非常规油气不代表低采收率”的颠覆性观点，坚定了我国非常规油气能够在坚持底线成本条件下实现大规模效益开发的信心。在保障国家能源供给安全和“碳达峰”“碳中和”国家战略下，实现大幅度进口替代是油气从业者必须要有的信心、决心和使命。“一全六化”系统工程方法论在其他类型油气资源开发中以及包括地热等地质能源开发中，均具有一定的借鉴意义。通过不断实践与认识完善，加强政策与制度保障，构建相应的大数据系统，培养具有系统工程思想和方法论的人才队伍，“一全六化”能够成为国家油公司乃至整个油气行业的重要方法论。 注：本文内容呈现略有调整，若需可查看原文。 改编原文：Guoxin Li,Chenggang Xian,He Liu.A “One Engine with Six Gears” System Engineering Methodology for the Economic Development of Unconventional Oil and Gas in China[J].Engineering,2022,18(11):105-115. 作者介绍 刘 合 能源与矿业工程管理专家，中国工程院院士。主要从事采油工程技术及装备研发、工程管理创新与实践研究。 注：论文反映的是研究成果进展，不代表《中国工程科学》杂志社的观点。