西南油气田分公司（以下简称“西南油气田”）隶属中国石油天然气集团有限公司（以下简称“集团公司”），是我国西南地区最大的天然气生产和供应企业。所属二级单位44个，主要负责四川盆地的油气勘探开发、天然气输配、储气库以及川渝地区的天然气销售和终端业务。
西南油气田深耕四川盆地60余年，建立了我国第一个完整的天然气工业体系。在四川盆地拥有矿权面积约10万平方千米，累计探明天然气地质储量超4万亿立方米，探明率约16%；历年累产天然气约5700亿立方米，现具备年产能力400亿立方米以上；拥有集输和燃气管道近7万千米，年综合输配能力440亿立方米，建有一座最大日调峰能力3100万立方米的相国寺储气库，区域管网通过中贵线和忠武线与全国管网互联互通，是我国能源战略通道的西南枢纽；天然气用户遍及川渝地区，拥有千余家大中型工业用户、1万余家公用事业用户以及2500余万家居民用户，在川渝地区市场份额保持在75%以上。
近年来，西南油气田致力于寻找大场面、建设大气田，勘探上统筹“海陆并举、常非并重、油气兼顾”，形成了蓬莱气区、深层页岩气、陆相致密气、盆地二三叠系四个万亿级增储新阵地；开发上坚持“新区上产、老区稳产”并重，形成了川中古隆起、川南页岩气、盆地致密气、老区气田四大上产工程。2022年，新增天然气地质储量超万亿立方米，居集团公司之首；天然气产量达到383.4亿立方米，增量占集团公司增量的38%，油气当量达到3061.8万吨，成为集团公司第四个跨入3000万吨油气当量行列的大油气田。
一、实施背景
（一）国家统一部署和集团公司创建世界一流企业的工作要求。
目前我国经济正由高速发展向高质量发展转型，和世界一流企业相比，我国国企普遍存在管理制度不完备、体系不健全、机制不完善、执行不到位等问题，迫切需要强化管理应对挑战。2020年6月，国务院国资委制定并发布了《关于开展对标世界一流管理提升行动的通知》，对国有重点企业开展对标提升行动作出部署安排。同年7月，国资委召开对标世界一流管理提升行动会议，深入学习贯彻习近平总书记重要指示批示精神，动员部署对标提升行动。集团公司高度重视对标工作，多次强调要加强对标管理。为全面深入推进常态化对标工作，集团公司部署了“对标世界一流管理提升行动方案”等一系列工作，印发了《中国石油天然气集团有限公司对标管理工作指引》和《中国石油天然气集团有限公司常态化对标工作指导意见》，对中国石油开展对标管理进行了统一筹划和安排。
（二）西南油气田打造天然气全产业链，创新创效标杆企业的需要。
“十三五”以来，得益于勘探开发技术的进步、认识的深化以及生产管理水平的提升，西南油气田规模实力不断壮大，天然气产量快速增长，2022年迈上3000万吨油气当量。但是，产量高不完全等同于开发水平高，在集团公司和行业内部，西南油气田部分开发指标还存在差距，其内部各二级单位的开发指标更是参差不齐，发展不充分和发展不平衡的问题还比较突出。“十三五”期间，开发对标管理更多的是与过去的自己对比，缺乏纵横向对标意识和系统战略思维，缺乏完善的对标技术支撑和管理体系，缺乏对标结果有效反馈工作机制。因此，急需建立开发对标管理机制，常态化的开展好开发业务全过程的对标管理工作，以对标管理为抓手，提升运营效率和创新效能。
（三）四川盆地天然气开发水平提升的需求
西南油气田天然气开发历经60余载的探索实践，形成了我国首个完整的天然气工业体系。四川盆地地质特征复杂，具有常规气和非常规气两大领域，气藏类型涵盖行业已知类型90%以上，在四川盆地内分散分布，涉及100余个气田，2500余口生产井，2000余座采（集）气站、12659千米内部集输管网，13座净化厂，26套脱硫装置，整个生产系统极其复杂。叠加不同开发历程和时间因素后，其客观复杂性导致开发业务全过程建标、对标、树标的技术难度大；从生产管理层级角度看，涉及11家二级油气生产单位，20余个作业区（三级单位），300余个气藏，开发对标涉及气区、气矿、作业区、气藏四个层级，每个层级生产经营关注的重点不一样，对标管理的问题导向也存在较大差异，简单的将气区、气矿指标下沉至作业区、气藏很难实现指标客观反映生产经营水平、发现技术原因和管理问题、促进追赶提升的目的。急需建立一套具有西南气区特色的开发业务全过程对标体系。
因此，无论是从落实国家的战略部署和集团公司的工作要求，还是满足西南油气田打造天然气全产业链创新创效标杆企业的需要、提升天然气开发水平的需求来看，开展基于提升天然气开发水平的开发对标管理模式创新与实践都是非常必要的。
二、主要做法
（一）突出问题导向，围绕“业务主导”设立高效对标管理组织机构。
1. 公司统筹，突出顶层设计。
按照油气和新能源分公司对标管理工作统一部署，西南油气田气田开发管理部牵头，组织勘探开发研究院、页岩气研究院、工程技术研究院、集输工艺技术研究所等研究单位以及相关油气生产单位成立开发对标管理工作组，负责落实油气和新能源公司对标管理工作部署，制定对标管理工作方案，形成对标管理制度、指标体系，跟踪督促工作方案落实，协调解决对标管理工作中的重大问题，统一部署和推动各项对标管理工作。
2. 业务主导，实现高效推动。
按照“谁主管业务、谁负责对标”的原则，气田开发管理部负责组织建立、完善开发指标体系和开发对标管理制度，组织内部油气生产单位开展开发对标管理工作，定期开展跟踪考核评价，推进对标内容、方法、效果一体化协同。
3. 属地管理，强化主体责任。
各油气生产单位作为开发对标管理的实施主体，充分发挥主体责任，建立健全工作机构，确保人人肩上有职责，做实做细每一个环节。
（二）突出精益开发，围绕“精细管理”构建开发全链条四级指标体系。
调查研究、借脑引智，通过专项情报信息调研、专业咨询、专项研究、互联网大数据等方式，了解目前国内油气公司开发指标体系的构建现状。基于调研收集的资料，一是深入研究分析指标体系建立原则、指标的设置、对标方式、对标管理制度、改进措施等，总结借鉴优秀做法，为构建全面科学的天然气开发指标体系提供坚实基础；二是逐步形成同行业、同类气田共性关键开发指标数据库，解决对标“样本库”数量不足和“样本点”模糊不清等难题，从而清晰认识自身现状水平，精准定位先进标杆，切实指导指标提升路径制定；三是明确开发全链条工作思路，提出了下步工作的路径。
1. 突出外部对标，建立三结合、三统一气区级指标体系。
为了打造天然气全产业链，创新创效标杆企业，实现同类型企业的横向对标，有必要建立三结合三统一气区级指标体系。
针对开发生产的关注点，从开发技术水平、生产管理水平、可持续能力和经营效益水平四个维度，建立指标体系。考虑到天然气开发是一项系统工程，需要地质气藏工程、钻井采气工程、集输处理工程、经济等多专业协同发力。每个维度按照“地下—井筒—地面三结合”“地质气藏工程—钻井采气工程—集输处理工程三统一”的原则，在地质气藏工程方面，从产能建设、稳产能力、生产组织、气井管理、动态监测、可持续发展、储量动用、资源储备等不同角度选取了产能完成率、综合递减率、年产量增长率等指标；钻井采气工程方面，从反映工艺措施效果和采气工艺水平角度选取了措施增产气量、措施有效率和排水采气措施运行率等具有西南气区特色的指标；集输处理工程方面，从日常管理、生产运行、生产消耗、自控水平、本质安全等多方面考虑地面生产指标，并根据开发和管理的实际需要，优选了气田管道失效率、管道腐蚀速率、回注用电单耗等指标。在经营效益方面，优选了单位完全成本、税前利润等指标。同时，针对西南油气田“常非并重”的特点，收纳常规气和非常规气领域共性指标。
基于以上考虑，从指标科学性、分析多维性、运用便利性3个方向，搭建了四维度、三级气区级开发指标体系（图1）。该体系横向覆盖开发技术水平、生产管理水平、可持续能力和经营效益水平四个维度，纵向上每个维度下设3—7项一级指标，每个一级指标下设7—22个二级指标。指标体系共设置14个一级指标、44个二级指标、75个三级指标，其中一级指标是能力和水平，无具体值；二级指标是技术指标；三级指标主要是二级指标的计算参数。以开发技术水平维度为例，侧重考察开发技术方面的水平和能力，包括6个一级指标，18个二级指标，36个三级指标。
2. 突出内部对标，建立常非并重的气矿级指标体系。
为了最大限度的挖掘指标价值，促进油气生产单位生产管理水平提升，针对常规气和非常规气不同开发生产特征，建立了常非并重的气矿级指标体系（图2）。常规气领域生产井井型多样，生产管柱结构复杂，气井深度跨度大。生产中，大多数气井会开展采气工艺措施。地面管网节点多且分散，天然气从地层经过井筒到井口出来后经节流、保温、分离、增压、脱水、脱硫等生产环节，再通过骨干管网输送至用户，整个生产系统极其复杂。与常规气相比，非常规气的开采成本和技术要求更高，特别是川南页岩气地质工程条件异常复杂，勘探开发难度远超北美，单井产量和区块采收率普遍较低，多处于边际效益，需要按照地质工程一体化的系统思维进行开发。针对常规油气生产单位，在气区级指标体系的基础上，充分剖析常规气开发生产特征、开发生产管理流程及各油气生产单位业务职责，扩充了加热炉热效率、处理厂负荷率、硫磺回收率、尾气治理达标率等与净化装置相关的指标，构建了常规油气生产单位气矿级指标体系。针对非常规气油气生产单位，按照地质工程一体化分析的系统思维，从钻井、压裂、生产等全生命周期入手，以实现“精确评价、精准引导、全面提升”为目标，在气区指标体系基础上，充分剖析非常规气开发生产技术特点、开发生产管理流程及各油气生产单位业务职责，扩充了反映工程技术水平的铂金靶体钻遇率、丢段率，精准评价生产效果的气井EUR，以及反映生产单位井筒管理水平的下油管及时率等指标，构建了非常规气油气生产单位气矿级指标体系。
3. 突出纵向到底，建立个性化差异化的作业区级指标体系。
作业区作为西南油气田分公司三级生产单位，主要负责生产组织、现场运维和异常情况处置，关注点集中在规章制度、工作安排以及生产指令的执行情况与效果。在构建作业区级开发指标体系时，考虑到作业区的主要职责和生产管理实际，删减气矿级开发指标体系中与作业区弱相关的指标，差异化补充作业区生产运行等针对性指标，避免出现气区、气矿、作业区指标体系上下一样粗的情况。以川中油气矿作业区级开发对标指标体系为例，该指标体系共设置11个一级指标、24个二级指标。
4. 突出横向到边，建立分类分级分期的气藏级指标体系。
在气藏分类的基础上，深度挖掘不同类型气藏开发规律和影响气藏开发效果的主要因素，并用指标量化表征，从而建立一套不同类型气藏开发指标体系。常规气气藏类型众多，开发阶段可划分为上产—稳产—递减和上产—递减两种模式，每个开发阶段的生产特征和任务各不相同，导致不同资源禀赋的气藏在不同开发阶段评价其开发效果和开发效益的关键指标也不相同。受气藏资源禀赋、开发技术政策、工艺技术应用，开发方案执行情况和开发效益多重因素影响，不同类型气藏开发效果差异大。基于反映气藏开发规律和影响气藏开发效果的主要地质因素，按储集类型、储层物性和地层水活跃程度的优先顺序，将常规气划分为两大类六小类。在考虑气藏资源禀赋的基础上，以气区级开发指标体系为蓝图，以开发方案设计指标为指引，采用“ODM模型+
金字塔模型”（图3），构建了以资源、开发技术、生产管理和经营效益四个维度为核心的两大类六小类常规气气藏上产、稳产、递减和全生命周期的三级开发对标指标体系。非常规气需要通过“水平井+大型水力压裂”实现经济开采，具有“一井一藏”或“平台一藏”的特征。开发实践证实水平段长度、压裂后缝网体系、返排期间裂缝导流能力、生产阶段的产能维护均对气井开发效果影响明显。针对高效开发各环节面临的难点与挑战，以开发方案设计指标为指引，以实现高产量、高EUR、高采收率为目标，从“定、钻、压、采”四环节协同着力，建立了一套以地质条件、工程技术、控压返排、生产管理为核心的非常规气气藏级指标体系。
（三）突出科学客观，围绕“定量评价”创新对标分析评价方法。
1. 构建开发对标综合评价体系，量化评价开发水平。
（1）对标分析评价模型的选取。
国内外缺乏一套对天然气开发水平评价的量化方法，仅仅是通过油气当量、产量任务完成情况等重点关注指标判断单位的开发技术水平和生产管理水平，但是“产量任务完成的好”不等于“开发水平高”。针对这一问题，深入调研，采用纵横向对标+综合评价方法技术思路，建立对标分析评价体系，量化评价开发水平。对标分析方法有纵向对标和横向对标方法。纵向对标指分析各项开发指标近些年的变化趋势，明确向好指标与恶化指标。横向对标指横向对比，明确自身优势指标与差距指标。综合评价方法很多，包括专家评分法、层次分析法、乘积求和法、（非）线性回归法、特尔菲法、主成分分析法、灰色系统理论法、模糊综合评价法等。综合评价方法总结为两类：一类是定性法，主要是依靠专家经验，对专家的评分结果进行简单数据处理和排序，确定最优目标，如专家评分法；第二类定量分析法，该方法依靠大量数据，开展计算，过程一般较复杂，如灰色系统法。从上述两类方法可知，定性法是基于专家经验，主观因素较多，而定量分析方法是所有指标之间的关系，以及指标值均较确定，在数据样本很大的情况下，开展模拟计算，过程一般相对复杂，很少或没有主观因素的参与。因此，每种方法既有优点，也有缺点，适用情景不同。
构建对标分析评价体系，需要把握好简易性、直观性、可比性、可操作性和客观性原则。基于以上五大原则，结合每种方法的原理、优缺点、使用场景等，综合考虑采用纵横向对标方法进行开发对标分析，采用乘积求和法进行开发对标评价。乘积求和法是用于评价指标无法用统一量纲进行定量分析的场合，采用无量纲的分数进行综合评价。
具体实现步骤为：①确定评价指标；②制定出评价等级和标准；③制定评分表；④根据指标和等级评出分数值；⑤数据处理和评价。
（2）修正乘积求和法综合评价模型。
乘积求和法的优点是方法较简单，有利于发挥专家的作用。但该类方法存在一个缺陷，即在设置评价指标的评价等级时人为主观性较强，如果在面对建标对象复杂、指标众多的情况下，要确定不同指标的评价等级难度较大，且确定的结果跟样本选择有较大关系。因此，引入修正乘积求和法作为综合评价方法，即直接将指标真实值转化为指标得分，继而根据指标权重计算总得分和排序。该方法的技术关键是优选评价指标、转化指标值和确定指标权重。
①优选评价指标。
根据评价指标应能突出各级管理者关注的重点，能代表各级开发水平的原则，结合各层级实际情况和开发生产特征的不同，在前面建立的四级指标体系基础上，优选评价指标。
②转化指标值。
采用功效系数法或归一化法，将指标真实值转化为指标得分。
③确定指标权重。
权重的确定是评价过程中的关键环节之一。影响开发水平的综合评价因素复杂，而且各指标对开发水平的影响程度存在差异，如何科学、合理地确定各指标对应的权重尤为重要，本次利用反复迭代和专家赋权的方式确定指标权重。
（3）构建开发对标综合评价体系。
在对标分析评价中，按照一级评价一级的原则，通过分析各级指标体系影响因素，确定各级评价指标，采用功效系数法或归一化法将指标真实值转化为指标分数，采用反复迭代和专家赋权求取权重值，最后利用纵横向对标+修正乘积求和法综合评价模型构建了一套开发对标综合评价体系。
2. 研发开发指标数字化平台，筑牢对标分析基础。
开发对标管理业务涉及大量数据收集、处理和计算工作，之前只能通过电子表格的形式来开展，效率极低，且存在指标数据来源、计算口径与计算方法不统一的可能性。为进一步提高指标计算时效性、规范性，保障对标分析的一致性、可比性和真实性，依托商业智能工具，研发开发指标数字化平台，实现开发指标数字化赋能，夯实开发对标管理基础。
（四）突出系统思维，围绕“追标提升”建立“油公司”模式下的对标管理长效机制。
1. 构建制度体系，确保开发对标管理有章可循。
为明确开发对标管理工作流程、质量标准、各单位部门职责，西南油气田组织编制《西南油气田分公司开发对标管理工作指导意见》，明确机关、二级生产单位、研究院所工作职责，规范所属单位对标工作流程、质量标准，要求以“三对工作”为抓手（对标、对表、对照），以“四维指标”为载体（开发技术水平、生产管理水平、可持续能力、经营管理水平），以“四层级对标”为对象（气区、气矿、作业区、气藏），形成事前先对标、过程严对表、事后必对照的工作机制。
同时，在指导意见的框架下，各油气生产单位根据自身组织架构等实际情况，编制本单位的开发对标管理规定、实施细则或者工作手册，规范本单位的开发对标管理工作，从上至下构建制度体系，让对标工作有章可循。
2. 健全提升机制，推动开发水平再创新高。
按照“选标—对标—分析—提升—考评”工作流程，在上年对标分析的基础上，坚持问题导向、目标导向、量化制定目标和计划，并细化分解到各管理层级和研究院所的日常工作中。
针对差距指标、退步指标，瞄准指标改善幅度，制定提升计划，适时部署、启动“动态分析专项行动”“采气工程提升专项行动”等行动方案，解决需要提升的指标或者工作，助力开发水平提升。针对优势，锚定强化、巩固的目标，在深入剖析数据背后反映的管理和技术的基础上，总结提炼好的做法，持续强化技术攻关和管理提升，推动水平再创新高。
3. 建立技术标准，规范指标内涵和算法
为进一步规范统一开发指标的内涵和算法，确保指标算法的权威性、参数取值口径的一致性、评价方法的科学性，根据行业标准、集团公司文件，制定了西南油气田《气区开发指标及计算方法技术规范》企业标准。该标准规范了西南油气田矿权范围内气区开发指标、计算方法、计算周期及相关技术要求，在西南油气田范围内统一指标算法，明确指标定义和数据来源。该标准适用于西南油气田分公司气区指标，常规气、非常规气领域的指标计算。
4. 配套对标管理考核激励机制，促进对标工作走深走实、落地生根。
通过在西南油气田开发工作会上通报、开展劳动竞赛和设置专项资金等多种方式，建立开发对标管理考核激励机制，对工作突出、进步显著的单位和个人进行奖励，激发各单位争先创优的内动力，促进对标工作深入开展、取得实效。
每年11月预测全年指标，初步开展全年开发指标预测、分析、总结，并在开发工作会上通报，最终体现在开发专项KPI考核中。
油气生产单位层面开展劳动竞赛、设置专项激励金，促进对标工作深入开展。比如川中油气矿
2022年对开发指标提升涌现的优秀单位及个人合计奖励180余万元。
（1）全面深度集成整合开发业务多源异构数据，构筑开发指标分析数据基座。
通过一体化数据分析平台集成多源异构数据接入功能，包括关系型数据库、多维数据库、非关系型数据库、文件数据源以及SAP等其他数据源，打通底层数据链路，实现开发业务数据快速集成整合。目前平台已接入包括开发业务相关A2、A4、A5、开发生产管理平台、开发储量平台、管道平台、生产数据整合平台、工程与监督管理系统等8套核心系统数据，数据记录达上亿条，并创新构建开发业务专题分析数据仓库，建立单位、领域、结构、气种类型、井状态、计算单元、开发单元、气藏、气田、时间等多个数据分析维度，实现天然气与页岩气储量分析、气区、常规气、页岩气、致密气等四个领域产能与产量指标实时动态跟踪与深度综合分析，有力支撑开发业务深度精细化管理。
（2）构建开发指标数字化平台，打通对标分析路径
依托BI商业智能数据分析工具，创建各类指标可视化综合分析模型，可进行树形层级、上卷下钻、联动跳转、指标溯源、多维汇总、条件对比、多重筛选等交互式分析，实现从单一指标的固定分析到多指标多维度的联动钻取分析、趋势变化分析、联动跳转分析。按照开发指标体系将单项指标综合分析模型集成到统一平台，构建开发指标数字平台，全面实现不同领域、不同层级、不同单位指标在任意时间段的自动计算，颗粒度精细到单井，提升了指标计算和分析的统一性、时效性和规范性。
（3）融入开发生产管理数字化生态，全面挖掘指标应用价值。
按照“All in One”的理念，将开发指标数字化平台作为模块，嵌入开发生产管理平台，同时挂接产能建设管理、生产管理、动态分析、开发大调查等模块，以单井为载体实现模块之间的联动跳转，实现气井全生命周期的地质工程资料、生产动态数据、动态分析资料以及开发指标的交互和统一管理，最大限度发挥指标价值。此外，针对指标异常情况，在平台上开发了预警报警功能和协调督办功能，实现关键指标的自动监控和协同处置，极大提升问题发现分析与协同处理效率，确保指标成为气田开发动态的晴雨表和动态分析与生产调控的指挥棒。
三、实施效果
通过开发对标管理模式的创新，实现了西南油气田开发对标管理从无到有、从研究到应用的突破。这也促使西南油气田在开发对象更加复杂化的条件下，实现了天然气产量快速增长，开发指标持续向好，管理运行效率持续提升。
（一）创新建立对标管理长效机制，逐步形成“向最好的学、与最高的比、跟最快的赛”的追标风气。
西南油气田作为西南地区最大的天然气生产和供应企业，所属不同经营模式的油气生产单位多达
11家，所辖气田具有层系多、类型多、领域多的特点，叠加不同开发历程和时间因素后，其客观复杂性增大了开发对标分析和开发水平评价的难度。通过建立开发对标管理模式，破除了“不可比”“比不了”思想，创新性的实现了开发水平量化评价，对标理念逐渐深入人心，各主体责任单位将“要我对标提升”转化为“我要对标超越”的思想自觉与行动自觉。2021年以来，西南油气田已连续两年开展开发对标分析和开发水平评价工作，发布11家生产单位的开发水平综合得分和排名，树立开发标杆单位和优秀追标单位，常态化开展对标工作，在开发战线形成了树标、追标的良好风气。
（二）开发指标持续向好，不断提升气田开发水平
通过运作开发对标管理模式，近年来西南油气田在天然气产量保持7%以上速度增长，在规模实力不断壮大的同时，各项开发指标持续向好。产能完成率、年产量增长率、动用储量采收率、商品率等多项优势指标不断强标固标，稳中有升，优势地位不断巩固，尤其是商品率指标，通过开展专项调查工作找准问题，制定“两好两减”（建好计量装置、管好计量装置、减少自用气、减少损耗气）持续提高商品率的专项措施，商品率由2020年95.29%提升到2022年的95.6%，在中国石油四大气区排名第一。开井率、单位完全成本等差距指标触底反弹，获得改善，在开井率方面，通过多轮次的老井潜力调查梳理技术问题和管理原因，制定关停井复产、合作开发、老区挖潜等行动方案，推进精细化管理，两年时间开井率提升了11个百分点；在单位完全成本方面，经营上精打细算，持续强化投资成本管控力度，单位完全成本在2022年首次低于专业公司平均水平，由差距指标变为近似指标。
（三）管理效能大幅改善，同步提升气田开发管理效率和效益。
开发对标管理模式，解决了天然气开发建标、立标、对标、达标、创标等诸多难题，把复杂问题简单化、标准化、数量化、直观化，使对标管理易操作，管理效能大幅改善。同时采用数字化赋能，研发开发指标数字化平台，实现自动计算、预警报警和协调督办功能，指标分析效率和问题发现与分析处理时效性均较以往提升10倍以上。开发对标相关管理和技术人员也从繁琐的数据准备、处理和指标计算中解放出来，将更多的精力放在了指标分析、树标追标措施制定上，极大地提高了工作效率。
成果创造人：雍锐 杨洪志 杨长城 梅青燕 方圆 郭富凤 胡燕 张理 杨云杰 肖帆
（本创新案例获2023年度石油石化企业管理现代化创新优秀成果一等奖）
