四川盆地是中国天然气资源最为丰富的区域之一,2019年—2023年,累计提交天然气探明地质储量超过2 × 10¹² m³,进入高质量发展的关键时期,其中常规气勘探对象转向深层—超深层,要求高水平的钻完井技术和高的投资保障;致密气储层非均质性强,气藏类型多样,低成本勘探开发配套技术还需攻关完善;页岩气属于新兴非常规能源,是未来天然气规模增储上产的主要接替领域,面临投资控制难度日趋增加。为了解决四川盆地天然气开发和管理过程中还存在的投资与效益、技术与经济以及跟踪调整等发展不对应的问题,开展了技术经济一体化管理模式的探索。研究结果表明：① 构建贯通技术经济一体化工作全流程的三层次管理体系,可实现全生命周期技术经济一体化工作闭环;② 技术经济一体化的核心是管理,可通过构建一体化办公环境,应用“三阶段”管理流程和“五步走”的闭环管理方法,从而实现效益的最大化;③ 强化组织保障、完善配套制度、强化人才培养以及搭建数智平台,将保障技术经济一体化的实现。结论认为,在四川盆地天然气大发展的背景下,对四川盆地天然气开发技术经济一体化管理模式的探索,不仅可以为天然气开发投资成本控制和经济效益最优化提供指导,也可以为其他油气田开发和管理提供借鉴。

为了更好地培育石油化工产业创新链,增强石油产业竞争力,运用产业链与创新链的理论,对石油化工产业创新链的结构与动力进行了分析。研究结果表明：① 石油化工产业创新链是石油化工产业创新链的全过程,是石油化工产业链与创新链的融合,是一个多主体参与、多链条融合的链条,其形成的核心在创新链上各主体“合作剩余”的产生;② 培育和完善石油化工产业创新链,是当前提升石油化工产业创新能力,实现创新驱动发展的根本选择;③ 政府应该努力打造良好的环境,构建合理的利益分配机制,引导和支持产业创新链的形成;④ 积极发展石油化工产业科技中介,降低合作成本,促进创新链的形成;⑤ 发挥大企业在合作创新当中的积极性,制定合理监管制度,强化知识产权保护,为创新链上的合作提供法律保障。结论认为,该研究成果可以为中国石油化工产业以及其他产业的创新驱动发展和转型升级提供理论支撑与决策参考。

为了在新的环境下取得市场竞争新优势,以A公司在川渝地区的天然气市场为研究对象,分析了天然气营销利益相关者地方政府、天然气公司、竞争对手、客户、金融机构等的利益诉求,指出了根据利益相关方创新天然气营销策略理论的必要性。研究结果表明：① 建立了一个包括天然气供应商、政府、客户三方博弈的分析框架,提出了针对利益相关者各方的天然气营销策略;② A公司创立新型营销理论与策略是必要的,基于利益相关者的天然气营销策略考虑了相关方的差异性;③ 以A公司2015-2023年营销实践为例,提出了优化利益相关者理论在天然气营销领域应用的建议。结论认为,基于利益相关者理论提出了新形势下的天然气营销模式,对利益相关方实施多种有针对性的营销策略,有效适应了市场化改革的要求,重构新形势下A公司天然气营销竞争优势,实现了天然气供应商、政府、客户等多方共赢的效果。

为了推进数字化转型工作,位于四川盆地东北部的罗家寨气田采用PI AF二次组态方式,在分析气田生产需求、应用现状及对PI AF工具的深入研究基础上,自主创建了多个基于实时/历史数据的管理模型,搭建了基于业务需求的场景应用平台,实现了生产数据、工艺事件的跟踪分析,提高了生产管理效率。研究结果表明：① 罗家寨气田通过PI AF二次组态,搭建以资产管理为核心的数据孪生模型,实现了数据资产再利用;② 通过对多源数据资产的自主整合、计算和分析,形成了覆盖气田采、集、输、净化装置、设备的数字工厂,实现了在办公网进行气田生产监控、预警和异常事件处置的数字化管理,提高了油气生产效率和决策能力,③ 从方案制订到组织实施,低成本实现了生产数据从生产网向办公网的跨网应用,为数字化转型之路进行了探索和实践。结论认为：罗家寨气田在探索应用的基础上,采用自主开发二次组态的低成本方式,为该气田推进“油公司”模式下的数字化转型、实现从“数”到“智”的跨越打下了良好的数据基础。

为了突出效益最优的投资管理理念,提高投资决策科学化水平,前瞻性地开展了单井效益评价研究。聚焦四川盆地碳酸盐岩气藏含硫的特殊性,以项目现金流量为计算基础,以内部收益率为核心指标,以基准收益率为判断标准,提出了适用于四川盆地碳酸盐岩气藏不同内部收益率、单井配产、单井投资的优化组合关系,构建起以含硫量为约束条件的中高含硫、特高含硫气井单井效益评价模型。研究结果表明：① 当中高含硫气藏单井配产为（8~30） × 10⁴ m³/d、基准收益率为8%时,对应的经济极限单井投资为10 840~40 700万元;② 当特高含硫气藏单井配产为（20~60） × 10⁴ m³/d、基准收益率为8%时,对应的经济极限单井投资为27 600~82 820万元;③ 单井预估投资超过经济极限投资时,单井及方案存在效益不达标的风险。结论认为：① 通过中高含硫、特高含硫气井效益评价模型的建立,可用于确定碳酸盐岩气藏单井井位部署、地质设计、工程设计、工程实施等各阶段的钻完井投资目标制订;② 可建立起气井动态管理预警机制,明确后续单井投资管控措施,支撑单井决策阶段及实施阶段钻完井投资目标的预判,对于优化技术经济指标、加快气藏效益开发具有指导作用。

国家强化业绩考核“指挥棒”引导央企全面提升价值创造能力,如何用活用好用业绩考核撬动出更多的价值产出,是油气企业深化改革发展的题中之义。立足考核指标体系、考核方式与工具选择、考核结果应用开展了综述性分析。研究认为：① 在“两利三率”到“两利四率”再到“一利五率”的央企负责人业绩考核指标政策导向下,围绕效益类、营运类、控制类等核心指标类型,油气企业结合生产经营实践,开展了多类型指标体系设计;② 油气企业业绩考核方式朝着差异化、目标化、精准化方向不断发展,考核工具倾向多元化工具综合应用;③ 油气企业业绩考核结果主要应用于薪酬分配,且更加注重绩效执行、辅导、监测预警与反馈等结果应用。

勘探成效的综合评价可以为油气田公司勘探成效的持续改进提供技术支撑。通过勘探成效的综合评价,分析影响勘探成效的重要因素并采取针对性的措施,以此优化勘探策略,达到提质增效的目的。为了开展油气勘探成效的综合评价,以西部某盆地常规气和致密气的油气勘探为研究对象,分析了影响勘探成效的重要因素,创建起由五类一级指标和十余个二级指标组成的勘探成效指标体系,并在逼近理想解法、秩和比法的基础上利用综合指数评价法,建立了油气勘探成效的综合评价体系。应用该体系,开展不同时间段、不同勘探领域和不同圈闭类型的勘探成效综合评价。研究结果表明：① 总体上“十二五”以来勘探成效较好;② 主要勘探领域中,下古生界及震旦系勘探成效最好,下二叠统栖霞组 — 茅口组、下三叠统嘉陵江组 — 中三叠统雷口坡组、石炭系的勘探成效较差;③ 圈闭类型中复合圈闭勘探成效最好,岩性圈闭次之,构造圈闭最差。结论认为,评价结果可靠性分析显示与勘探的实际情况较为吻合,该套评价体系可对勘探的综合效果做出客观、合理的评价,为勘探管理和决策分析提供参考。

随着天然气勘探开发进程深入推进,常规天然气增储上产的难度逐渐增大,天然气勘探开发领域从以常规气为主逐步转向常规气与非常规气并举,但常规天然气和非常规天然气在技术经济特征方面存在明显差异。为此,立足成因与地质特征、勘探开发风险、勘探开发成本以及开发技术体系等方面,对中国常规气与非常规气开展了对比分析。研究结果表明：① 我国非常规天然气的成因与地质特征更为复杂,应通过对标等方式进一步摸清我国非常规气地质条件情况及发展规律,降低勘探工作的不确定性;② 非常规天然气勘探开发风险普遍更高,需通过风险识别、风险评价、风险管理成熟度研究等方式摸清风险底数,将风险“被动遇见”转变成“主动预见”;③ 非常规天然气开发成本总体高于常规天然气,可采取常规-非常规天然气、非常规天然气间联探并采、加大技术研发提高开发效率、统筹优化作业环节减少无效成本、加强安全风险控制降低事故发生率、推行成本目标管理制度等降低开发成本;④ 常规与非常规天然气技术体系各有侧重,可通过设立创新研究专项资金、搭建非常规气知识共享平台、理论研究与实践应用协同推进等措施促进技术进步。

为了提高四川盆地南部威荣气田下志留统龙马溪组页岩储层压裂形成的人工裂缝复杂程度和压后产能,通过对前期15口水平井人工裂缝复杂程度定量评价、G函数的压裂影响因素研究以及提升裂缝复杂程度措施研究,确定了下一步合理的压裂参数和暂堵工艺。研究结果表明：① 威荣气田压裂形成的人工裂缝多为二类复杂缝,G函数波动系数与天然气无阻流量具有较强的正相关性,复杂裂缝比例越大、复杂程度越高,压后效果越好;② 提高压裂规模和排量,开展暂堵有助于提高人工裂缝的复杂程度;③ 合理的用液强度为28 m³／m左右,合理的加砂强度为2.4~2.6 m³／m,施工排量应提升至16 m³／min以上;④ 暂堵工艺应以缝口为主、以缝内为辅;⑤ 基于研究结果形成的主体压裂工艺现场应用18口水平井,裂缝复杂性得到较大程度提高,压后天然气无阻流量提升超20%,取得较好的增产效果。结论认为,G函数分析在页岩气压裂裂缝复杂程度的评价和工艺参数优化方面具有较好的适应性,对类似气田的开发具有一定的借鉴意义。

近年来,绿色供应链价值凸显,油气田企业以构建世界一流的物资供应链管理体系为战略目标,加快推进由采购管理向供应链管理转变,由采购成本最低向全生命周期总成本最低转变。为了探索物资采购质量助力供应链建设的有益举措,推进供应链企业间合作共享、多赢互惠,在研究供应链管理的基础上,分析了供应链物资采购质量管理存在的问题,就推动油气田降本增效,实现企业高质量发展提出建议措施。研究结果表明：① 优化机构设置,推动质量管理岗位价值评估;② 明确质量工作界面,梳理管理流程;③ 注重质量从业人员人才培养;④ 建立供应商质量提升机制;⑤ 持续健全完善物资供应质量管理体系。

国家推进党的自我革命对审计创新发展提出了新要求,如何在油气生产经营管理全过程中创新审计方式方法、更好发挥审计服务功能,是新时代油气企业审计管理亟待解决的问题。基于此,构建了油气企业“两段式”审计模式并提出了相关保障措施。研究结果表明：① 该模式立足审计项目“数据分析阶段”与“现场核查阶段”具体特征,依靠科技创新和组织创新协同,选取所需资源与合理方法,开展交叉作业、双向反馈、跟踪闭环。② 模式实施需要以建立“两段式”审计工作组织架构、审计审前分析工作标准、审计发现问题整改工作要求、审计数字化指挥中心等为保障措施。③ 以某油气田企业为例,模式实施取得了审计全覆盖聚焦、审计标准化保障、审计高效护航、审计提质增效、审计科技驱动等五大能力提升的实践成效。结论认为,油气企业“两段式”审计模式能够以更好的审计服务质效助力油气企业治理体系与治理能力现代化。

排水采气工艺作为提高致密气水平井产量和稳定性的主要手段,已经在各致密气区块广泛应用。为了提升致密气资源开发的效率和经济效益,采用了一种综合排水采气工艺优选方法,在技术可行性基础上兼顾了经济适用性。通过对优选管柱、泡排、气举和柱塞四种排水采气工艺的适用性进行验证和详细分析,运用模糊数学理论和层次分析法建立了综合评价模型。研究结果表明：① 工艺的灵活性、地面流程的复杂性、管理难度和免修期期限作为管理指标具有可行性;② 系统化的评价方法考虑了工艺技术和经济性等因素;③ 选取的五宝浅X1井是一个典型的致密气井,面临带液生产困难的问题,通过综合评价模型,对X1井的泡排、优选管柱工艺、气举和柱塞工艺进行了经济效益分析,泡排工艺的经济效益和管理方面综合效用值0.92,适合X1井的生产需求。结论认为,该研究成果对提高致密气资源开发的效率和效益具有较大意义,为致密气田的开发管理提供了有力支持。

在新冠肺炎疫情冲击和数字经济蓬勃发展的双重背景下,为了保证石油与天然气行业的高质量、可持续发展,推进数字孪生技术在油气行业的应用具有必要性和重大意义。为了深入探究油气行业如何通过数字孪生技术与业务的深度融合,让数字孪生技术发挥更积极的作用,使油气运营、服务企业从数字孪生技术中获益,实现降本增效和高质量发展,通过剖析数字孪生技术的内涵与关键特征,对数字孪生技术在油气行业的典型应用场景及推广应用过程中存在的潜在风险进行研究,提出了数字孪生技术在油气行业的应用建议及面临的挑战。研究结果表明：① 数字孪生技术在油气行业资产动态监测及风险评估、缩短规划时间、协作知识共享、虚拟学习培训等方面具有较好的应用前景;② 基于数字孪生技术建立虚拟控制室或实验室能够增强协同作业、同步专家经验、更有效地利用数据要素,同时避免现场风险,提高系统决策能力与效率。③ 油气行业应用数字孪生技术面临的挑战主要体现在数据标准化、信息共享、成本收益、网络安全等方面,同时模型的准确性、有效性仍有待加强。

为了适应创新驱动和新时代人才强国等战略对天然气科技创新领军人才培养提出的需求与要求,分析了科技创新领军人才培养面临的问题并提出了措施建议。研究结果表明：① 天然气科技创新领军人才,是以天然气产、运、储、销等产业链生产经营中的科技发展需求为对象,具有较强的原始创新能力并能够带领团队自主开展科学研究、技术攻关和技能改造等创新活动的领军人才,分为技术类、管理类、技能类。② 当前主要面临的问题包括：战略规划还需完善,科技人才队伍趋于大而不强;人均研发投入偏少、科技人才培养力度有待提升;绩效评估有待优化、创新人才有效性激励有待加强。③ 新阶段和新格局下加强天然气科技创新领军人才培养,需要做好4个方面：强化顶层设计,优化完善培养目标体系;坚持问题导向,健全培养制度保障体系;优化评价方法,健全价值贡献评价激励体系;统筹规划,优化科技创新领军人才培养行动方案。结论认为,该成果可以为天然气科技创新领军人才培养与创新人才队伍建设提供参考,为天然气产业深入推进人才强企促进原始创新能力提升提供智力支持。

油气企业是典型的资源密集型企业,其中油气企业与资源地的关系十分重要,企地和谐发展对于企业实现油气增储上产、高质量发展具有重要的意义。为了加强企地和谐发展,以文化融合为突破口,积极探索企地文化融合的新做法、新形式、新途径,通过双方文化的相互感应、渗透结合、改造重塑,提出了油气企地文化融合发展模式及相关保障措施。研究结果表明：① 油气企地文化融合是一个复杂系统,需要结合油气企地发展要素选择与要素可融合性分析构建发展模式,并通过打造文化融合示范工程来实现;② 油气企地文化融合示范工程建设应当从油气企地新媒体融合示范工程、油气企地景观视觉识别融合示范工程、油气企地文创产品融合示范工程、油气企地绿色发展项目融合示范工程等方面发力并推进;③ 油气企地文化融合还需要成立领导小组、拓展融合载体与服务平台、建立产学研协同机制、强化融合投入制度与工作考核等方面的措施予以保障。结论认为,基于系统观视域设计油气企地文化融合发展模式并推进示范工程建设,能够为充分发挥油气企业与资源地文化优势、构建融合发展生态圈、实现高质量共赢发展提供文化力量。

推进国有企业治理体系和治理能力现代化已成为深化国有企业改革的重要环节。自我国提出“推进国家治理体系和治理能力现代化”这个重大命题以来,国有油气企业在构建完善现代治理体系、形成相匹配的治理能力上已经取得了丰富的研究和实践成果。为了确保国有油气企业高质量、可持续发展,在梳理公司治理相关理论的基础上,概况总结了大型国际油气公司和国内典型国有企业治理实践取得的有益经验,并针对国有油气企业推进治理体系和治理能力现代化提出5点建议：① 党建引领,推进党建和生产经营深度融合;② 找准关键,抓好企业治理体系建立和治理能力评价;③ 因企制宜,服务企业战略目标实现;④ 充分授权,强化治理体系结构和机制建设;⑤ 落实抓手,助力企业治理体系和治理能力提升。结论认为：完善的公司治理体系,是企业高质量发展的基石,是实现现代企业管理、提升企业竞争力的重要前提。

全球油气公司目前达成了“低成本、高质量”发展的共识,国家能源局在《2020年能源工作指导意见》中指出“坚持以清洁低碳为发展目标”,油气行业面临低油价和清洁化、去碳化的双重挑战,越来越需要技术创新和管理创新打开日益复杂的局面。为了充分运用实验室的研究成果,提升技术创新能力,加强基础研究,努力取得重大原创性突破,以中国石油西南油气田为例,通过回溯该公司的发展历史,明确了实验室在油气田企业发展过程中的重要作用,并提出相关创新发展与建议。油气田企业的实验室作为技术创新的主体,应该主动寻找突破点。研究结果表明：油气企业需加大实验室建设与运行的投入,正视制约实验室发展的客观问题,明确实验室探索未知领域的主体力量身份,坚定信心依靠实验室实现科技创新,在能源科技创新和生产减碳化等方面持续攻关与探索,在从资源为王向技术为王、从高碳化石向低碳无碳的“两大转变”的世界能源发展关键时期中占得先机。

为了保证我国能源安全、加大低碳能源发展、助推“双碳”目标实现,基于能源绿色转型、能源供给侧结构性改革以及中国石油西南油气田公司打造“天然气大庆”的背景,提出了构建“一带一路”成都国际天然气产业园区（以下简称园区）的设想。研究结果表明：① 从理论与实践分析认为,“一带一路”沿线国家丰富的油气资源,四川良好的天然气产业基础和雄厚的科研实力,是成都建立国际天然气产业园区的潜力与优势;② 建立成都国际天然气产业园区理论价值是现行国际产业园区理论的创新与拓展,实践价值在于促进“一带一路”天然气产业的可持续发展;③ 园区应具有平台、整合、带动、辐射等多功能定位,充分体现高标准、绿色低碳、开放包容、现代化、共享、共赢、共生的特点;④ 园区以政府搭台,绿色引领、企业主导,园区支撑,产业链合作、金融配套、全球开放的多元主体互动与联合机制,集天然气及可再生能源各要素的全面有机合作。结论认为：建立成都际天然气产业园区意义重大、并且必要可行,应尽快落地和实施。

中国页岩气资源丰富,目前已步入工业化开发阶段,但由于地质和工程条件与北美对比存在明显差距,其大规模开发面临经济效益带来的瓶颈制约,经济评价工作需发挥重要作用。针对页岩气开发以平台为单元的特性,将页岩气单井作为经济效益评价的研究对象,从技术与经济相结合的视角,建立页岩气井经济效益评价图版并运用于四川盆地川南页岩气开发实际。首先,依据测试产量,利用概率统计分析法对气井进行分类,并建立测试产量与单井最终可采储量（EUR）的关系;其次,基于现金流量法,选取财务内部收益率（IRR）为主要评价指标,建立页岩气井的经济评价体系;再者,依据现行的技术经济政策确定经济评价参数,通过敏感性分析找出影响经济效益的主控因素;最后建立主控因素影响的页岩气井经济效益评价图版。通过敏感性分析发现影响川南页岩气井经济效益由强至弱的因素依次为：页岩气价格、单井产量、单井投资和经营成本。在敏感性分析的基础之上,建立了川南页岩气井页岩气价格 — IRR、测试产量 —IRR、单井投资 — IRR的经济效益评价图版。结论认为,页岩气井经济效益评价图版的建立,丰富了页岩气开发经济评价的方法与内容,使得单井财务可行性和经济合理性的快速分析成为可能。

致密气勘探开发市场主体涉及投资方、合作方、地方政府、管理方等,是一项系统工程。为了加快推进致密气快速上产,积极探索油公司体制下致密气勘探开发项目群管理模式,创新项目管理机制,有效解决加快致密气增储上产中项目管理的瓶颈问题,有针对性的开展了相关研究。研究结果表明：① 按照“协同创新、规范程序、安全优质、风险共担、共管共享、加快发展”的工作原则,持续优化致密气勘探开发项目群,以石油会战新模式配置项目要素资源,试点勘探开发完全项目制管理机制,探索实践油公司体制下的致密气上产项目群管理模式。② 项目管理群模式结构包括5个方面,即项目战略规划系统、项目组织管理系统、项目业务运行系统、项目决策支持系统和项目绩效管理系统。③ 项目群管理模式建设策略包括4个方面 —— 持续转变项目管理理念,试点完全项目制管理;加大技术与管理协同创新,提高项目管理效能;强化项目全生命周期评价,保障项目激励与约束;持续建设信息管理平台,提升项目管理运行效能。