2025年是中国“十四五”规划收官之年,为了提升国有企业聚焦增强核心功能、提高核心竞争力、推动高质量发展的能力,必须重视企业硬实力与软实力的协同推进、相互促进。油气田企业作为国有企业的重要组成部分,亟需针对产业链各环节构建相应的、可量化的发展能力评估指标体系。在对企业发展能力理论分析的基础上,遵循系统科学、业务主导、持续完善三大原则,构建油气田公司发展能力评价指标体系。研究结果表明：① 结合业务类型特点和功能定位,将油气田所属企业划分为四大板块,分类建立通用评价指标体系框架;② 以通用指标为主、个性指标为辅的原则,选取生产板块26项指标、市场竞争板块20项指标、保障板块20项指标和科研板块23项指标的全覆盖指标体系;③ 明确主要指标的定义和计算说明。结论认为,针对各产业链环节构建相应的、可量化的发展能力评估指标体系,可对油气田企业进行全面诊断,客观评价企业价值贡献,查找企业经营管理存在的问题,推动管理向精细化和精益化转变。

氦气广泛应用于商业、工业、医疗、国防和科学研究等多个领域。然而,中国目前面临氦气供应短缺的问题,对外依存度高达90%,主要进口国包括美国、卡塔尔、澳大利亚等国,资源安全形势严峻。为了有效解决中国面临的氦气供应短缺及资源安全形势严峻的问题,以世界上最大的氦气生产国、消费国和出口国美国为研究对象,基于国内外广泛的文献调研及数据整理,分析了美国氦工业的发展进程、政府对氦气和天然气的政策及氦气资源勘探进展情况。研究结果表明：① 美国氦工业的发展历史悠久、氦气相关政策深刻影响氦工业的发展及氦资源的勘探进展,可为其他国家的氦气产业发展提供经验和借鉴;② 美国氦气资源的勘探方向已发生转变,氦气从最初作为常规烃类天然气田开采的副产品已逐步成为主要勘探目标之一。结论认为：① 中国应制定法规明确氦气战略地位,强化行业管理;② 制定氦储备战略,建立氦储备平衡供需;③ 研究氦气富集规律,探索在不同的地质环境中寻找氦勘探目标;④ 应加强与氦资源富国,特别是“一带一路”国家的合作,开展相关国际合作项目,以解决氦资源供应问题、提升氦安全保障能力。

随着西南天府气田致密气区块上产节奏加快,平台钻试废弃物产生量较往年成倍增长,这对平台清洁化生产管理提出更高要求。基于西南天府气田致密气清洁化生产管理现状,从人员素质、专业技术、资源整合三个维度,总结提出致密气清洁化生产“1+N”管理模式,有助于提升致密气清洁化生产管理精度。研究结果表明：① 实施以质量安全环保部与井工程管理部为中心,QHSE监督站、承包商等多家单位配合的清洁化生产“1+N”监督检查体系,可确保清洁化生产全链条管理安全可控;② 通过清洁生产技术“1+N”应用,实现废弃物源头减量,过程循环利用和终端无害处理,打造西南天府气田致密气清洁化生产“三废”治理体系;③ 采取“1+N”过程管理模式,通过优化拉运请示、建立终端厂家库、做好“两场一终端”监督检查等方式,可实现致密气清洁化生产全链条高质效管理。

随着数据资源向数据资产方向转化,促进数据的融合应用、开放共享与流通交易成为提升天然气企业竞争力的重要途径。为了加快推进数字化转型的步伐,结合天然气行业实际与系统论原理,构建了天然气企业数据资产管理体系,并从体系构建的紧迫性、体系框架设计、体系模块建设及体系建设的保障措施四个方面阐述数据资产管理体系建设方向。研究结果表明：① 数据资产管理体系是强化国家能源治理能力,驱动商业模式创新,提升企业竞争力的重要途径;② 数据资产化管理体系需要把握系统的整体性、动态性、普遍联系性,分别从目标、结构、制度、机制、平台五大要素搭建基本框架;③ 数据资产化管理体系由战略目标管理、组织结构、运营职能、管理平台、管理制度五个子模块构成;④ 天然气企业数据资产管理体系建设需要不断健全和完善长效机制,加强数据资产管理人才队伍建设,强化数据资产管理平台建设。

为了应对电力交易市场化改革和绿电绿证交易发展,为天然气生产企业在川渝地区科学制定电力交易方案提供决策参考,以企业市场交易对策和方案为研究对象,分析了天然气生产企业的用电负荷特性以及川渝地区的市场和政策特点,测算采用不同电力交易方式对企业用电成本的影响,提出了适用于川渝地区天然气生产企业的电力交易策略。研究结果表明：① 分时电价对生产企业用电成本影响较大,针对非连续作业的生产流程,可通过专项错峰填谷的方案优化用电空间;② 四川省参与市场化交易可有效降低到户电价,重庆市由于市场主要以火电为主,国网代理和市场交易购电没有价格差,参加市场化交易无法降低用电费用;③ 企业需要综合考虑电力市场化交易的进度保障、偏差考核及成本控制等因素选择售电公司,有助于提高议价能力及降低运营成本。结论认为：① 优化成本中心设置方式,将单个机构的用能绩效考核调整为虚拟成本中心的绩效考核,可提升全公司的用能绩效;② 探索建立企业参与绿电交易的评估体系,规划不同市场阶段的绿电购买量和购买路径,帮助企业实现清洁化用电。

能源开发生产属于技术和资金密集性的行业。矿权的交叉重叠、信息的不对称,资源方与生产开采方的不一致,导致能源的开发和生产因单方主体利益最大化存在多方竞争与博弈。随着全球能源行业面临转型,共建共享模式应运而生,成为推动企业可持续发展的有效途径。为了给其他地区和企业提供借鉴和启示,探讨了中石油、中石化等典型地区能源公司与资源开发地方政府及相关企业的实践经验,展示了共建共享其增强能效、优化资源配置和促进经济发展的成就。研究结果表明：① 建立健全高效沟通协调机制是实现各方利益主体“共赢”的重中之重;② 强化地方政府与资源开发企业的合资合作是地方与企业实现“双赢”的关键所在;③ 加大政策支持力度是油气资源开发的基础性保障;④ 科技创新和制度创新是实现油气资源开发高质量建设和发展的“双轮驱动”。结论认为：① 共建共享模式因其能够促进能源企业间合作、提升资源利用效率、分散风险并创造互惠互利的局面,成为当今能源行业的一大趋势;② 共建共享不仅提升了参与企业的竞争力,也为国家能源安全和可持续发展贡献力量。

为了适应油气勘探开发市场竞争日益激烈态势和油公司体制机制改革创新实践的新形势,促进油气勘探开发提质增效行动计划目标达成和加快采购业务数字化转型,迫切要求加强建设项目采购管理创新。为此针对四川盆地致密气勘探开发建设项目工程和服务采购管理存在的采购管理效率和风险等问题,通过SWOT模型分析和借鉴先进的项目采购管理经验,提出了项目采购管理创新的路径。研究结果表明：① 采购管理创新的思路有2点：坚持问题导向和标本兼治,实施一体化项目管理模式,做实做强甲方项目管理,持续健全完善业务支持和监督协同管理体系;积极推进数字新技术与招标投标融合发展,开展采购价格趋势预测,加强承包商和采购合同管理,强化采购项目风险管控。② 采购管理创新策略有4项,即：建立采购风险防控机制,促进依法治企目标实现;提高采购业务数智化程度,促进高质量发展;多标段招标和集中集约招标,确保合规和效率;完善承包商管理体系,提高工程和服务质量等。③ 致密气开发项目采购管理创新实践中已取得好的成效。

天然气具有清洁低碳、灵活调峰、综合利用效率高等技术经济优势,既是新能源发展的有益互补,也是川渝地区清洁能源发展的重要突破口。为了进一步利用川渝地区的丰富天然气资源,推动能源转型和绿色发展,立足成渝双城经济圈战略的宏观背景,以川渝地区打造千亿级天然气产能基地为依托,综合运用多尺度分析法对遂宁市打造东方气都的必要性及可行性进行分析,运用文献检索法对天然气勘探、储运、利用及发展规划等资料进行梳理,通过走访调研相关企业院校,进一步厘清遂宁天然气产业发展路径。研究结果表明：① 成渝双城经济圈建设、“双碳”目标以及信息技术发展都为遂宁市打造东方气都提供了机遇;② 遂宁市具有打造东方气都的政策优势、区位优势、资源优势和市场优势;③ 遂宁市可通过“天然气+”,推进遂潼天然气综合利用产业园区布局建设,深化科研创新等路径推动遂宁“东方气都”建设。

为了解决油气开发项目地面工程无法独立开展经济评价的问题,采用内部转移定价相关理论并结合经济评价方法确定了油气开发项目“中间产物”的定价方法。研究结果表明：① 利用油气开发项目上游中间产物作为下游成本进行经济评价的方法是可行的,对于系统工程中各阶段独立评价具有一定的指导意义;② 油气开发项目使用中间产品进行经济评价应选取合适的中间产品,可选择“井口采出液价”或“井口油价”等,并充分考虑各成本费用和一定的风险系数进行不断地修正,保证项目经济评价结论客观可靠,以便为投资者决策提供依据;③ 计算中间产物价格并进行系统各阶段独立评价不仅适用于油田项目,在所有生产性工业项目中均适用,利用资金的时间价值理论,针对多系统项目分别对各系统中间产品进行量化,应用于各系统独立经济评价,满足经济评价效益与费用相一致的原则。

为了方便天然气销售公司进行客户细分及客户关系管理,使销售公司能够以客户为中心进行个性化服务与专业化营销,通过收集天然气销售公司的城市燃气客户消费行为特征和消费动机特征数据,对客户进行了聚类分析研究,提出了利用Kmeans++算法聚类及训练LGBM分类模型实现对新进入客户的判别归类,形成了客户多维分类模型。研究结果表明：① 针对某天然气销售公司中数量多且用气规模大的城市燃气客户进行客户细分研究,以手肘法辅助的Kmeans++聚类模型对采集的城市燃气客户消费数据进行聚类分析,聚类效果较好,各类客户群的业务特征较为明显;② 构建LGBM分类模型实现对新进入客户的划分,LGBM分类模型准确率较高,对客户分类的结果与聚类得到的几大类客户特征较符合。

为了对不同消费量级的天然气客户实施差异化营销,使供需不平衡的天然气市场上天然气销售企业满足客户管理的需求,从客户基本概况、客户发展潜力、客户消费特征三个维度,对天然气客户评价指标体系进行了多维度多层次的研究,提出采用主观权重与客观权重相结合的组合赋权法量化各指标对天然气客户评价的影响程度,采用TOPSIS方法计算,形成了天然气客户的评分结果。研究结果表明：① 天然气客户综合评价指标体系考虑了客户数据的可获得性,从多个维度分析客户的多个方面,组合赋权的方法则兼顾了主观权重方法考虑专家经验和客观权重方法考虑数据间内在规律的优点,为评价方法的计算提供了合理的权重支撑;② 基于组合赋权的TOPSIS方法对天然气销售公司部分客户进行评价,经过对评价结果的分析得出该方法的评价结果符合实际的业务情况的结论,且根据综合评分能够对客户进行分级分类,针对不同类别的客户,销售企业可以采取不同的客户关系管理措施。

在人才强国战略的指引下,油气企业人力资源管理面临着新形势与新环境,迫切需要破除束缚人才发展的思想观念和制度障碍,健全人才发展管理机制。为此,提出了油气企业人才“生聚理用”的管理机制。研究结果认为：① 该机制是在油气企业人才强企战略管理视域下打造油气人才供应链的路径指引和有效保障,协同发挥人才发展边际效益递增效应;② “生才”需通过内生、外生、选拔培养多措并举“使其生”并“使其成长为才”,应持续优化育才规划、拓展人才培养方式、完善培养支撑体系;③ “聚才”要在组织适配和岗位匹配前提下发挥人才聚集效应,应多渠道持续引进人才、配套政策吸引人才、服务引领关爱人才;④ “理才”要以价值贡献为导向、考核与激励协同,优化全员绩效考核、完善薪酬分配管理、优化人才精准激励奖励;⑤ “用才”要在人岗匹配和充分授权的基础上,树立鲜明用人导向、畅通人才职业发展通道、推动人才市场化流动配置。结论认为,通过四个机制协同发展管理,能够为油气企业人才发展管理和人才强企提供有效动能。

四川盆地是中国陆上第三大含油气盆地,常规气、页岩气资源量均居全国之首。川渝地区拥有天然气资源禀赋优势,具有巨大的行业发展潜力和空间。为了加快四川盆地天然气产业的发展,对川渝地区天然气管网现状进行调研,以新建管道项目技术经济评价需求为研究对象,提出了川渝管网新建管道经济评价主要影响因素和技术经济特性。研究结果表明：① 川渝地区天然气管网系统的历史成因有以下3点,即天然气资源分布及开发建设顺序、油气田一体化管理模式的推动及市场的辅助作用;② 川渝管网的优势有以下4点,即开拓和培育市场、促进利用多元化和产业集群、提高供应安全保障和形成完整发达的产业链;③ 川渝管网新建管道经济评价主要影响因素有以下2点,即蛛网式管网结构是塑造新建管道多元功能的关键因素,投资主体多元化是经济评价反映管道多元功能的主要推手;④ 川渝管网新建管道布局时,应综合考虑企业效益和社会效益,可通过由运输成本决定的用气企业区位论和由投资成本决定的供气点区位论两种方法进行测算。

为了探究我国LNG接收站低碳化改造的途径,系统分析了节能减排、外购绿电和可再生能源替代三种技术措施。通过对我国某沿海LNG接收站实例分析,设计了三种低碳化实现方案,即完全外购绿电、完全增加可再生能源设施、部分外购绿电+部分增加可再生能源设施,并分析了上述三种方案对该LNG接收站的经济性影响。研究结果表明：① 基于目前的技术发展水平,LNG接收站可以通过优化气态外输模式、优化液态外输模式和主要耗能设备采用变频技术等节能措施实现节能降耗,同时也可以采用低碳火炬、甲烷回收及新能源车辆替代等实现降碳;② LNG接收站采用外购绿电也可以实现低碳化改造,并且该方案对接收站项目的经济性影响最小;③ 若采用可再生能源替代,改造后该LNG接收站虽然在运营期间燃料动力费用大幅下降,但LNG加工费与全部外购绿电相比较升高9%,至0.229 1元/m³。

天然气具有低碳、清洁、高效等特征,已成为中国主体能源之一,其供需矛盾凸显,开展天然气供需预测预警研究对“双碳”目标的顺利实现具有重要意义。从供给、需求、市场、社会4个维度,选择储采比、自给率、储量指数、消费占比、消费强度、进口依存度、进口集中度、保障系数、碳强度及人均GDP等10个预警指标,构建中国天然气供需预测预警指标体系。利用GM（1,1）模型对各项预警指标进行预测,从客观和主观视角,分别采取熵值法和G1法确定指标权重,运用灰色关联分析法对中国天然气供需状态进行预警。研究结果表明：① 对中国天然气供需影响较大的4个因子依次为储采比、自给率、储量指数、进口集中度,中国天然气供需安全度呈稳步上升趋势;② 在“十四五”期间,中国天然气供需状况处于临界安全状态,达到Ⅲ级;“十五五”期间由临界安全状态过渡到安全状态,最终达到Ⅳ级。结论认为：持续推进油气增储上产行动计划、构建天然气多元进口体系、加快天然气储气机制建设、加快新能源开发利用等是保障中国天然气供给安全的有效措施。

生产实时数据是油气生产的重要资产,通过监测实时数据,管理人员可以及时掌握油气田的生产运行状况,目前数据使用主要集中在数据监测、设备联锁、支撑报表自动生成等应用。为了提升已有数据价值、支撑调度管理,对某气矿已采集天然气开发生产实时数据再利用,通过深度学习进行用户用气量趋势预测,并研究出一种管网气量调配的算法,实现了管网输气调配方案的自动生成。研究结果表明：① 通过对历史数据的处理,可以对异常值进行分析和过滤,从而获取能够使用分析的数据,并能生成参数的正常运行区间,对有效数据提取、指导工艺参数运行范围具有重要意义;② 通过神经网络进行用户用气量小时趋势的预测,能较好地捕获未来一段时间内的用气量变化趋势,从而实现对需求量变化的提前感知;③ 通过构建最少调整次数和最接近标定产能两种基于管网汇总气量的井口产量调整算法,实现了气井生产管网调配方案的自动计算,减少了人工计算分析管网气量调配的工作量。

近年来,我国不断加大反垄断力度,而城镇燃气是公用事业的代表性行业,成为反垄断重点关注对象,该领域反垄断工作变得愈发重要。为了进一步做好城镇燃气领域反垄断工作、推动城镇燃气行业高质量发展,对我国城镇燃气领域反垄断监管进行了系统回顾,总结了其垄断行为的不同类型,梳理了城镇燃气领域现有反垄断监管相关法律法规,分析了城镇燃气领域反垄断执法典型案例及目前存在的一些突出问题。在城镇燃气领域反垄断现有工作的基础上,分别向政府监管部门、燃气行业协会、城镇燃气企业提出了工作建议：① 政府部门可适时推动城镇燃气领域市场化改革,持续完善行业反垄断相关配套机制,反垄断监管机构和行业监管部门应全面落实科学监管,注重管罚平衡;② 以燃气协会为代表的燃气社会团体可倡导建立城镇燃气领域垄断行为防范制度,做好反垄断宣传和交流;③ 城镇燃气企业可加强内部反垄断自查,不断完善反垄断合规制度体系,妥善处理用户投诉和反垄断调查。

全面推进乡村振兴视域下,基层党组织是推动乡村振兴的战斗堡垒和重要力量,加强油气企业基层党组织建设具有积极作用。在深入分析油气企业基层党组织在乡村振兴中的重要性基础上,提出了油气企业基层党组织助推乡村振兴的路径,并以中国石油天然气股份有限公司西南油气田公司（以下简称西南油气田）对口支援重庆市开州区为例,进行了典型实践分析。研究结果表明：① 油气企业基层党组织在乡村振兴中的重要性,体现在其是引领乡村振兴发展的核心力量、是推动乡村振兴的组织保障和落实实施的主体、是油气企业培养干部的重要阵地、能够有效推动农村土地制度改革、能够高效组织开展农村精准扶贫工作、能够为加强乡村文化建设服务。② 油气企业基层党组织助推乡村振兴的路径包括加强油气企业基层党组织建设、加强油气企业基层党员队伍建设、发挥油气企业基层党组织在村级治理中的作用、发挥油气企业基层党组织在农民工创业就业中的作用、发挥油气企业基层党组织在农村生态文明建设中的作用。③ 以西南油气田对口支援重庆市开州区为例的典型实践做法包括： 深入贯彻习近平总书记关于乡村振兴重要论述,奋力开创乡村振兴新局面;整合资源、突出优势,助力地方特色经济可持续发展;强化保障、同频共振,持续提升乡村振兴工作质量。

“双碳”目标背景下,新能源业务发展对人才队伍建设提出了内生需求,亟待突破人才供需失衡等问题制约。为此深入分析了新能源人才队伍建设现状与困境,提出了新能源人才队伍建设的思路、模式与机制保障。研究结果表明：① 新能源人才队伍建设面临着国外转型经验难以适用于我国国情、国内尚未形成可推广可复制的模式化经验、已有机制建设探索缺乏系统性与协同性等问题;② 新能源人才队伍建设思路要以紧跟市场变化与业务拓展需求、围绕紧缺型人才队伍重点发力、吸纳多方参与形成协同联动效应为指导思想,可选择基于多维目标引领谋划模式建设、依靠多方主体协同推进模式建设、整合多元方式优势落实模式建设;③ 新能源人才队伍建设的机制保障,包括创新全口径“生才”机制、谋划全方位“聚才”机制、打造全流程“理才”机制、建成全保障“用才”机制。从而,为新能源人才队伍建设提供有益参考,为新形势下新能源产业发展提供新动能。

页岩气与常规天然气在成藏特点、开发方式、开发工艺和开发技术方面存在显著差异,使得页岩气与常规气开发项目后评价的评价内容存在较大区别,为后评价指标体系的构建带来了新的挑战。为了规范化、科学化地评价页岩气开发项目,针对页岩气开发项目特点及后评价内容独特性,开展了页岩气开发项目后评价研究。研究结果表明：① 页岩气开发项目评价工作应在项目实施完成后启动,页岩气井生产规律基本明确,资料齐全,开发生产指标可以与方案设计指标进行对比;② 页岩气开发项目后评价指标体系的构建应包括具备页岩气开发特点的气藏地质后评价、气藏工程后评价、钻井工程后评价、完井及改造工程后评价、采气工程后评价、地面工程后评价、项目经济评价、项目影响和持续性、项目决策及管理后评价等各内容的评价指标;③ 基于各项评价内容对应的指标,可以构建出一套科学、合理的页岩气开发项目综合后评价指标体系。结论认为,该项目研究成果有助于提高页岩气开发项目综合后评价工作的效率和质量,有利于页岩气开发项目的顺利实施。

当前我国的页岩气开发投资风险较高,成本是制约页岩气产业发展的关键因素,页岩气单井成本效益估算是页岩气区块开发经济性评价的基础,也是页岩气投资决策所必需的参考依据,对降低页岩气开发风险具有重要意义。针对当前页岩气钻井成本较高、影响因素复杂等问题,以页岩气钻井成本为研究对象,通过收集各类影响因素数据,包括工程参数数据、时间维度数据和空间维度数据等,采用多种机器学习算法进行综合分析建模。研究通过基于时序数据的LSTM模型和基于空间数据的SVM模型从不同数据视角分析钻井成本,并进行更准确的预测。通过Stacking方法融合与验证模型,并应用GBDT模型剖析了每个因素对钻井成本的影响程度,为成本优化提供了依据。研究结果表明：① 采用多源数据进行综合分析可以更全面、准确地描述钻井成本的动态变化;② 引入GBDT模型可以帮助决策者了解各个因素对成本的影响程度以制定更有效的优化策略;③ 使用LSTM模型和SVM模型分别对时间和空间因素进行建模可以提高成本预测的可靠性和准确性。结论认为,时空大数据驱动的页岩气钻井成本动态建模与优化方法在成本分析和优化方面具有一定的优势,为钻井成本控制和优化提供决策依据,并对大数据驱动决策支持的研究方向提供有益的启示。

为了回收勘探开发天然气井在返排试气阶段的对空放喷天然气,达到节能减排和降本增效的目的,以鄂尔多斯盆地延安市以北L井区新压裂的天然气井为试验和研究对象,对现有的传统放喷返排试气工艺流程进行优化,使用三相分离器对天然气和返排液进行分离,天然气进入采气管线到达集气站而非直接火炬燃烧造成浪费。同时,使用多相流稳态模拟器PIPESIM分析了新工艺的可行性。研究结果表明：① 新工艺安全可靠,适用性、灵活性强,压裂的新井气量能够达到气井正常生产的临界携液气量,可以正常排液试气,在此基础上可以有效减少二氧化碳排放量,为实现“碳达峰”和“碳中和”的承诺目标贡献力量;② 通过此工艺优化实现了试气阶段对放喷天然气的回收,L井区平均年回收天然气量660 × 10⁴ m³,带来直接经济收益1 450万元,折算减少二氧化碳排放量12 540 t。结论认为,该工艺为L井区天然气清洁与高效开采提供了思路。

为了适应致密气勘探开发一体化价值管控及规模效益开发与市场化经营方式选择的需要,满足实施致密气开发项目群一体化管理的内在要求,针对当前致密气勘探开发面临的诸多困难与挑战,以中国石油西南油气田公司（以下简称“西南油气田”）为例,构建了油公司体制下不同投入主体的致密气勘探开发项目制管理模式（主要由项目规划计划体系、项目制组织管理体系、项目全生命周期业务体系、项目决策支撑体系、项目绩效考核体系等构成）,并提出推进致密气勘探开发项目制管理的策略措施,内容包括：① 建立基于提质增效的项目价值管理机制;② 强化油气田企业战略成本投资成本管控;③ 创新基于项目要素一体化的协同化管理;④ 搭建基于资源共享的项目管理创新平台等。结论认为：探索油公司体制下致密气勘探开发的项目制管理模式,对促进致密气规模效益开发和提质增效有现实意义,可助力国家能源安全保障和致密气勘探开发战略目标实现。

探井试采是气藏评价阶段的一项重要工作,投资项目财务评价的结果是投资决策的重要依据。为了解决试采意义重大但受已完成钻井投资影响大的项目经济性论证难题,以探井试采项目的经济评价方法为研究对象,分析了目前所使用评价方法,并基于决策应是对将来投资进行的决策,结合探井试采项目的首要决策目标应是技术目标,提出了新的经济评价模型。研究结果表明：① 在进行探井试采项目经济评价时,按照油气开发投资项目的经济评价方法,将已发生的钻井投资列入现金流的处理方式违背经济评价的基本原则之未来性原则。② 将已完成钻井投资作为第一年现金流出的处理方法会低估项目的价值,甚至可能会导致错误的投资决策。结论认为：① 仅以新增投资参与现金流分析的经济评价模型符合经济评价的未来性原则,可以提升项目内部收益率;② 推荐探井试采项目在经济评价时仅以新增投资参与现金流分析。

为了加强油气生产领域审计监督,规范和助推非常规天然气资源的规模效益开发,油气田企业内部审计开展了非常规气勘探开发领域投资管控风险审计。为了高质量开展非常规气钻完井审计工作,通过不断探索和实践,创新提出了一套可供借鉴的非常规气钻完井审计方法。研究结果表明：① 非常规气钻完井除常规气井常见的钻前工程现场工程量、钻井井下复杂处理界定、阻停赔偿等管控不足问题外,还存在：钻井提速技术、钻井液技术管理、长水平段改造管控、清洁化生产及物料管控等因其自身技术特点所带来的独有问题,导致投资成本较高、投资资本回报率还不够高、创效盈利能力还不够强等风险和挑战,开展非常规气钻完井投资管控风险审计非常具有必要性;② 运用横向比对、调研比对、对标比对、构成比率分析、预警分析和假设测算、资料佐证等分析方法,查证钻前平台规模效益、钻井“四新”技术投入、加砂压裂成本、现场甲供料、清洁生产过程、变更结算及索赔认定等投资效益管控重点,能够有效实施审计监督,完全实现审计目的;③ 2022年,首次开展的非常规气钻完井投资管控风险专项审计,对2020-2021年完成结算的非常规气钻完井项目进行全要素分析,查找影响成本控制和降本创效的关键因素,提出切实可行的管理建议,促进了非常规气井投资管理水平全面提升。

油气市场增长乏力、竞争加剧,油气供需形势和市场格局发生深刻变化,油气田企业生产组织和产销衔接难度不断增加,扩销增效压力凸显。在不断探索低成本高质量发展成本管理模式的背景下,单纯通过分配费用控制或者节约耗材、降低管理费等一些较传统的方式来实现低成本的管理方式已经不能满足提质增效的内生要求,必须推进成本管理方式的升级。为了实现油气田企业“低成本”与“高质量发展”统筹推进目标,合理配置资源,有针对性地开展了相关研究。研究结果表明：① 油气田企业战略成本管理模式由关键管理业务、实施路径和保障措施等构成;② 关键管理业务由油气田企业战略成本分析、油气田企业战略成本预算、油气田企业战略成本决策、油气田企业战略成本核算、油气田企业战略成本控制构成;③ 战略成本管理模式实施的具体路径包括5个步骤,即明确油气田企业战略成本管理目标、跟踪油气田企业战略成本管理环境、设置管理组织、进行知识管理、绩效评价与激励;④ 保障措施包括培育成本管理新观念、完善战略目标责任管控机制、完善信息披露机制。

天然气作为一种低碳、清洁的优质化石能源,是实施低碳转型的最佳选择之一,其供应安全关乎国家能源安全。四川拥有多个大型天然气气田和丰富的非常规天然气资源,未来天然气需求量必将呈稳步增长态势。为了促进四川经济社会持续健康发展、科学制定天然气规划方案、保障四川能源安全,基于可获得、可支付、效率、研发四个维度,构建四川天然气供应安全评价指标体系,运用集对分析方法构建四川天然气供应安全评价模型,并对四川天然气供应安全的等级进行确定。研究结果表明：① 四川天然气供应安全评价等级2017年为Ⅲ级,2018年升至Ⅱ级,2019-2021年上升为Ⅰ级;② 四川天然气供应安全指数的联系度由2017年的-0.2上升至2021年的0.219,呈稳步上升趋势。研究结论认为：四川天然气供应安全水平将逐步提高,建设多元化供应体系、完善天然气价格机制、建立多层次储气调峰体系等措施是提高四川天然气供应安全水平的有效措施。

LNG储气调峰项目能够有效地保障民商以及工业企业的用气,尤其在采暖期的用气高峰时段起到有效的调峰作用,具备较高的社会效益,但其建设运营时需投入大量的资金,具有一定的风险性。为了评估LNG储气调峰项目投资风险,基于利益相关者理论,结合LNG储气调峰项目的特点,从政策、经济、财务、市场、技术设备、工程建设及运营、不可抗力七个维度建立了风险指标体系。通过采用层次分析法与熵权法结合的组合权重法确定各指标权重,利用模糊综合评价法建立了风险评价模型,以雅安市某LNG储气调峰项目为例进行实证分析,最后根据评价结果针对性地提出风险控制措施。研究结果表明：① 构建LNG储气调峰项目投资决策风险指标体系时应遵循客观性原则、完整性原则、有效性原则及可度量性原则;② 雅安市某LNG项目投资风险等级属于中风险,其中政治风险、不可抗力风险属于低风险,财务风险属于较低风险,市场风险、技术设备风险、工程建设及运营风险属于中风险,经济风险属于较高风险;③ 评价结果与该储气调峰项目实际情况进行对比分析,验证了LNG储气调峰项目投资决策风险评价指标体系和评价模型的科学性、合理性和可操作性。

为了建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系,抓住能源变革的关键、把握能源持续健康发展的主动权,将社会 — 技术系统转型理论应用于能源转型领域,从外部环境、现有能源体制和能源技术利基三个维度构建理论框架入手,结合四川省及其所辖21个市（州）2007—2020年的面板数据建立多样本结构方程模型,实证分析技术创新及其外部环境对能源系统低碳转型的影响效应。研究结果表明：① 四川省通过节能降碳领域的技术人才和创新资金投入显著降低了能源系统碳排放水平;② 进入新型工业化阶段后四川省经济发展与能源系统碳排放的脱钩趋势日益显现,经济发展通过带动科研资金增加也间接缓解了能源消费扩张对低碳转型的直接阻碍作用;③ 人口发展一方面通过提供充足的创新人才推动低碳转型,另一方面通过刺激经济发展需求增大能源碳排放,总体上看间接传导效应加剧了自身产生的直接阻碍作用;④ 在推动技术创新的财政激励政策、影响经济增速的环境规制政策以及带动能源消费的鼓励生育政策的综合运用下,制度性变迁成为推动能源系统低碳转型的重要因素。

随着我国天然气管输机制改革,管输企业实现了从生产型企业向生产经营型企业转型。为帮助管输企业科学高效开展商品天然气运输路径规划,以管输效益为目标函数,管输路径和管输距离为研究对象,研究分析管输业务相关成本之间关系,建立管输效益计算模型,最后利用现场生产数据对建立的模型进行求解验证。研究表明：① 建立的管输效益计算模型科学有效,模型计算结果符合实际,可以为管输企业市场开发决策提供参考依据;② 管输企业的利润增长并非随着管输距离增加而持续增加,计算表明在输气量恒定时,管输距离小于5 000 km时,利润随着管输距离增加而快速增长,管输距离超过8 000 km时,管输利润增加放缓,运输距离超过15 000 km时管输利润将开始下滑;③ 管输企业在选择运输路径时,应基于管网生产工况和利润增长情况综合判断,以获得最佳管输效益;④ 未来我国中东部地区将是管输利润的核心增长区域,建议加大市场开发力度,优化新开口位置和数量,以提升管输效益。

研发费用加计扣除政策自实行以来,对提升我国企业自主创新能力发挥了积极作用,但是在实际执行过程中存在落实不到位的情况,在一定程度上影响了政策执行的效果。为了解决上述问题,以油气田企业为例,分析了其研发费用加计扣除方面存在的问题,针对相应的问题提出了油气田企业在合规条件下研发费用规范性加计扣除的途径。基于研究结果,提出了五项规范性加计扣除的建议：① 转变观念,提高加计扣除意识;② 建章立制,为合规管理奠定基础;③ 优化研发费用预算、核算管理体系,实现科研项目全成本预算和核算;④ 加快业财融合,确保加计扣除顺利进行。⑤ 加强合规管理的“三道防线”,防范纳税合规风险。结论认为：通过此举,可充分享受所得税政策优惠,促进油田企业科技创新,持续保障国家能源安全。

为了准确预测页岩气田井工程投资,有效控制建井成本,指导油气行业实现页岩气效益开发,以某页岩气田井工程成本为研究对象,分析了学习曲线在国内外的应用情况及影响因素,形成了页岩气田井工程学习曲线,并建立了井工程成本指标体系。研究结果表明：① 国内已有的页岩气学习曲线,仅反映了钻井和压裂试气投资随着时间及经验的变化,未反映钻前及配套工程投资随着时间及经验的变化,不适用于含钻井工程、压裂试气工程和钻前及配套工程在内的页岩气田井工程投资预测;② 页岩气田井工程成本中压裂及钻井工程分别占总成本的50%和40%左右,其中,压裂工程费用主要受压裂段数影响;③ 方案设计工程量与实际实施工程量的偏差对钻前及配套工程费用影响较大。结论认为：① 新建立的页岩气田井工程学习曲线能有效预测含钻井工程、压裂试气工程和钻前及配套工程在内的页岩气田井工程投资;② 在钻井工程费用中,钻井液费用是成本控制的重点和难点;③ 在设计阶段,应综合考虑各种因素,尽量提高方案设计的准确性。

油气田企业研发成本管理创新不仅是为了适应国家和油气行业制度性考核要求,也是适应央企提质增效行动计划和实施知识产权战略管理的现实需要。以某油气田企业为例,针对油气田工程的研发成本管理存在的诸多问题,分析油公司体制下油气田工程业务对科学研究（应用性基础研究和应用研究）、试验发展活动的需求和研发高投入客观情况,应用系统分析原理,从油气勘探开发工程业务-工程类型-研发项目类型-研发项目预算-研发项目实施-研发项目核算-研发项目绩效评估（研发投入强度计算和研发费用加计扣除）等分析路径,研究提出油气田工程的研发成本管理创新思路和策略。研究认为,油气田工程的研发投入主要包括科学研究和试验发展经费,科学研究项目成本管理较为完善,而试验发展项目投入较大,其项目管理和成本管理均较弱。针对油气田工程的试验发展项目成本管理创新,建议通过加强研发项目合同管理,提升研发项目全生命周期合理合规化管理水平,强化研发成本预算和核算管理优化,增强研发项目数字化管理能力,重视研发费用加计扣除精益化等措施,切实提高油气田企业研发成本管理创新水平,以增大研发投入比重和加计扣除税额,彰显油气田企业科技创新驱动发展态势。

大气田建设之初,峰值产量预测及风险量化研究是规划决策的重要内容。四川盆地震旦系地层古老,气藏埋藏深,多年的持续探索,展现出巨大的勘探开发潜力。以川中古隆起震旦系气藏为例,通过将最终可采储量（URR）作为边界条件,采用峰值模型预测气藏产量增长趋势。基于产量预测结果,采用蒙特卡洛模拟法计算产量实现概率,将概率曲线与风险等级矩阵叠置,评判目标气藏风险等级,实现了气藏从规模预测到风险量化的全过程研究,构建了完整的天然气战略规划风险决策量化体系。研究结果表明：① 震旦系气藏将于2036年达到130 × 10⁸~251 × 10⁸ m³/a的产量峰值,相对稳产期8年。② 以峰值模型预测结果为基础,将最终可采储量URR为自变量的产量增长曲线进行蒙特卡洛模拟,求取了各年份产量实现概率P,模拟结果表明震旦系气藏2030年累计概率P50对应的产量为131 × 10⁸ m³。③ 以实现概率P和离散程度C为评价指标建立风险等级评价矩阵,产量上升阶段和产量缓慢递减阶段的离散程度C∈（5%,10%）,风险等级范围Ⅱ~Ⅳ级;产量稳定阶段与产量快速递减阶段的离散程度C∈（10%,25%）,风险等级范围Ⅲ~Ⅳ级,产量目标实现风险综合评价。

科学测算能源系统碳排放清单是实现“双碳”目标的重要前提。为了准确把握区域能源系统碳排放的重点领域,从燃料燃烧、溢散排放、区域电力交易三个方面构建区域能源系统碳排放核算体系,结合Visual Studio集成开发工具编制“区域能源系统碳排放分析软件”,以四川省为例构建能源系统碳排放清单,对碳排放特征开展分析并研判主要排放源。研究结果表明：① 燃料燃烧是四川省能源系统碳排放的主要来源,区域电力交易能够有效对冲能源系统自身碳排放,石油和天然气系统溢散对碳排放的贡献较小。② 从能源消费品种上看,四川省以煤为燃料燃烧产生的碳排放量所占比例最大,天然气所占比例最小;从部门构成上看,以钢铁、建材、化工、机械等为主的工业能源消耗是燃料燃烧碳排放的关键部门,火力发电、交通运输及居民生活也占据较为重要的地位。③ 四川省石油和天然气系统的溢散排放具有显著“聚集”特点,主要集中在测试井、石油生产以及天然气处理三个过程。④ 四川省通过积极响应“西电东送”战略,有效保障了我国能源供应安全并缓解能源系统的碳排放强度。

科技成果经济价值评估是技术价值市场化商业化、量化考评与有效激励科技人员的重要科学手段。近几年国家相关政策和规范频出,为天然气产业链科技成果经济价值评估与应用奠定了制度基础。针对输气管道单项科技成果经济价值分配率测算,为了有效解决科技成果经济价值评估结果高估现象,应用油气科技成果价值分享理论和收益递进分成法,构建了基于价值溯源的输气管道科技成果经济价值量化评估模型,形成输气管道科技成果经济价值评估的4项关键评估参数的取值方法。研究结果表明：① 通过天然气利用项目技术经济评价规范评估取得输气管道科技成果效益分配基数,对于经济效益尚无评估结果的,提出不同类型科技成果的收益分配基数评估计算方法及取值要求;② 坚持输气管道生产要素协同创造价值,依据柯布道格拉斯生产函数以及行业生产要素的收益贡献率分布区间,从输气管道生产要素（资本、管理、劳动、技术）中溯源技术要素的价值指数,确定输气管道技术要素取值范围;③ 依据谱系学原理,通过建立输气管道技术级序体系,依据技术级序结构和层次分析方法,对输气管道溯源技术级序价值指数（价值指数=功能指数/成本指数）,确定输气管道技术级序要素分配系数;④ 依据输气管道科技成果的技术创新程度、先进程度、成熟程度等指标,应用层次分析方法,确定技术创新要素分配系数。结论认为,该量化评估模型应用结果较为科学合理,对促进油气输气管道科技成果经济价值评估的市场化、规范化以及科技创新要素市场化配置与激励政策优化等具有重要意义。

油气储量资产化管理是适应国家油气体制改革的重要举措。在持续深化油气体制改革进程中,随着探矿权退出由“按勘查投入不足比例退减”转变为“试行到期延续25%硬退减”政策的实施,油气开采企业存量矿权退减压力巨大。为了切实推进油气储量资产的管理,实现油气开采企业可持续发展,从油气储量资产化的内涵、特征入手,在分析推进油气储量资产化管理必要性的基础上,提出了构建油气储量资产化管理体系的建议。研究结果表明：① 构建油气储量资产化管理体系,必须从技术和管理两个层面着手;②在 技术层面,一是要建立货币化的油气储量价值评估体系,二是要建立市场化的油气储量资产交易管理平台;③ 在管理层面,一是要建立油气开采企业储量资产监管体系,二是要构建油气储量资产化管理新模式,三是要完善油气储量专业评估师队伍。

大力实施人才强企战略,是我国油气田企业落实人才强国战略和新时代人才工作新理念、新战略、新举措的重要抓手。研究认为国内油气田企地人才强企战略主要通过出台“人才强企工程战略规划和行动方案”“推进人才发展体制机制改革”“岗位价值型薪酬分配体系”等措施培育人才,未来我国石油天然气企业人才强企战略的不断总结优化需要结合行业特点、自身发展特征找准管理缺口精准施策,国内“三桶油”也需各自制定人才强企战略,从集团整体设计顶层框架,到地区公司专业公司形成行动路径和具体措施。

目前国内外对天然气产量风险量化研究尚处于起步阶段,主要原因是敏感因素的选取和量化评价存在着不确定性。为了充分认识天然气规划产量目标风险主控因素,为规划产量目标优化提供理论依据,以中国石油西南油气田为例,建立了规划产量目标风险量化评价模型及流程,实现了对规划产量目标风险的综合评价。研究结果表明：① 采用蒙特卡洛方法建立产量的量化函数,是定量化评价天然气产量风险的核心技术;② 引入蒙特卡洛随机模拟方法,结合产量构成原理,按照气田主要开发阶段,分探明已开发气田、探明未开发气田和待探明储量气田三类生产主体建立产量概率模拟模型,可以有效模拟理论上可能发生的任意参数组合,突破以往预测结果为一个数值的局限;③ 实例应用效果表明,该风险量化评价模型能够科学评价产量目标风险大小,可为辨识和降低战略规划风险、制定规避措施提供科学依据,有力支撑了中长期规划方案优化。

国家主席习近平在第七十五届联合国大会上宣布,中国将提高国家自主贡献力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和。为此,基于“双碳”目标视野,深入分析了我国油气管道保护法律保障现状、剖析了存在的主要问题,即油气管道保护法律体系不完善、《中华人民共和国石油天然气管道保护法》（以下简称《管道保护法》）“年久失修”有待修订、行政执法制度建设落后;并提出了“双碳”目标视野下完善油气管道保护法律保障应当遵循的三大原则,即低碳减排、风险预防、合作监管;最后制定了完善油气管道保护法律保障的3条具体实施路径：① 通过推动相关法规出台,提高安全技术规范标准等,以完善油气管道保护法律体系;② 通过增加管道高后果区管理规定,明确执法部门及责任,加大处罚力度等,以推进修订、完善《管道保护法》;③ 通过制订管道保护的规范性文件,以推动行政执法制度的建设。结论认为,基于“双碳”目标视野下的我国油气管道保护法律保障问题剖析、原则提出和实施路径建议,可以为油气管道行业的高质量发展提供参考和借鉴。