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长足进展，主体技术与美国的差距迅速缩小并接近，部分单项技术参数或指标已经达到美国主流水平。但我国非常规油气开发规模与美国相比差距极大，与我国巨大的非常规油气资源相比也极不匹配，且部分非常规油气项目桶油成本居高不下，亟待提高抗风险能力和可持续发展潜力。为此，文章在理论分析和实践先导基础上提出“一全六化”系统工程方法论，以期助力中国非常规油气效益开发。

基于系统工程，提出了中国油公司非常规油气效益开发“一全六化”方法论，包括7个要素，即全生命周期管理、一体化统筹、专业化协同、市场化运作、社会化支撑、数字化管理及绿色化发展（图3）。

一个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和压裂工程子系统等及其更低一级要素；同时它又是从属于一个大型国有公司整个油气勘探与生产大系统中的一个子系统，并进一步服务于国家油气供给安全复杂大系统，具有鲜明的层次性系统结构。“一全六化”方法论就是针对非常规油气开发系统跨学科、跨领域和跨层级的普遍特点，优化系统层次结构，保障各子系统各司其职并高效率、高质量运行，实现我国非常规油气规模效益开发。

我国油气勘探开发已经进入“常非并举”时代，非常规油气资源是国内稳定原油产量、扩大天然气产量最现实和最主要的增量部分，是我国油气工业长期发展的战略选择，非常规油气年产量在国内油气年产量的占比将逐年增加。通过实施“一全六化”实现提质增效、降低桶油成本、大幅度提高采收率和绿色化发展，实现资源大规模效益动用和大幅度提高年产量，将极大拓展非常规油气的发展空间，服务于国家油气供给安全保障和国家“双碳战略”。此外，从国家油公司发展空间、发展利益和发展战略多个维度，“一全六化”方法论也体现了非常规油气开发系统层次性耦合优化的要求。

（三）“一全六化”有效应对非常规油气开发系统复杂性

非常规油气开发系统除了其固有的复杂性，如系统内部整体与局部、子系统结构和要素及其定性和定量模型演化、子系统之间和各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还有其特殊的复杂性。

首先，我国非常规油气“多源、多期、多向”的地质特征给开发带来了极大的理论与技术挑战；古龙纯页岩型页岩油的开发更是没有先例可以借鉴，英雄岭高原山地式页岩油等也异于其他，适应性理论和技术均进入了“无人区”。

其次，在组织管理上当前主要沿用常规油气开发项目的模式，阶段上由不同部门各管一段；同一部门不同专业背景的员工和专家没有有效协同，缺乏互动交流；管理上实行逐层细分的垂直管理，规划计划上针对各子系统、下属部门和下级单位在不同阶段或时间段设置独立目标（图1）。同时，国家油公司由于历史原因形成的勘探与生产子系统和工程技术子系统之间关联交易，相对固化、缺乏弹性和灵活性，也值得关注。

再次，我国非常规油气开发项目有更复杂的外部环境制约，需要考虑油气供给的长期稳定性、当地国民经济发展的支撑性、环境生态的承载性和基础设施的约束性。

针对这些复杂性，“一全六化”方法论运用全生命周期管理和一体化统筹实现时间和空间维度的整体优化、协调整体与局部的关系，用专业化协同打破学科、专业和领域壁垒，强化交叉融合，用市场化运作和社会化支撑构建与外部系统的共生发展，用数字化管理综合集成基础理论与技术体系、组织管理体系及知识与经验体系，将物理、事理和人理及其相互作用过程统一起来，用绿色化、低碳化可持续发展理念，实现人与自然的和谐共生。

（四） “一全六化”适应复杂系统的开放性

非常规油气开发系统对于外部环境和其他系统也是一个开放系统，主要体现在几个方面。第一是非常规油气开发项目的固有开发模式，首先要求持续不断地降低桶油成本以增强项目的抗风险能力，进而要求不断地改进理论技术体系和组织管理体系；第二是需要持续不断地钻井以实现在油田、盆地和行业层面所期望的稳产目标，在此过程中有源源不断的人力、技术、资金和资源大规模投入，以及产出大量的数据与信息、知识和经验、理论与技术；第三是各子系统、各学科、各专业和各领域需要共享数据和信息、知识和经验，相互反馈并不断优化。比如，大井丛平台多层系立体开发的出现，要求转变开发理念，改变方案优化模式，创新发展钻完井工程、压裂和生产等工程工艺技术，建立适应性组织管理体系和相关流程。

非常规油气开发要充分适应社会和行业的发展趋势和需求变化，充分利用大数据和人工智能等信息技术，借鉴和利用其他行业的先进技术和组织管理经验，强化和提升系统学习能力，更有效保障规模效益开发。“一全六化”方法论倡导作业者和服务方共生共赢发展模式，强调构建新型组织管理方式，通过迭代优化建立各种学习曲线，适应了非常规油气开发系统的开放性要求。

“一全六化”方法论针对非常规油气开发系统的整体性、层次性、复杂性和开放性，旨在通过从总体上把握、整体上最优为目标解决问题，是定性到定量综合集成系统工程思想和方法论。它遵循了将多学科多领域相结合、宏观与微观相结合、整体与局部相统一、理论技术与知识经验相结合、工程生产与组织管理相结合，能够有力地保障非常规油气规模效益开发的规划、决策、部署和实施的科学性、预见性、适应性、有效性和准确性。整体着眼、统筹考虑、部分着手、各方协调，力争利用最少的人力、物力和财力在最短的时间内，达到当前条件下的整体目标和实施方案的最优化；通过系统学习，对理论技术体系、组织管理体系和知识经验体系持续迭代更新，实现全生命周期条件下的动态优化。

（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。