中国石油华北油田巴彦勘探开发分公司（简称分公司）牢记“国之大者”“企之要情”，锚定打造世界级油田开发水平的战略目标，以“五个二”模式为发力点，向“质”蓄力，向“效”而行，加快推进由“生产型”向“经营型”转变，持续培育打造提质增效巴彦范式，连续三年获评股份公司采油厂综合对标排名第一。

开源和节流两手抓

分公司将提质增效作为一项长期性、系统性工程，强化顶层设计，构建“事前算赢”的全面预算管理体系，推动成本持续控降，利润水平持续提升，夯实巴彦油田原油效益上产基础。一是谋划管理“增值版”。紧紧围绕年度工作目标，落细落实“四精”理念，坚持在技术上精益求精、管理上精雕细刻、生产上精耕细作、经营上精打细算，推动精细管理、精益管理双管齐下，价值创造、深挖潜能双措并举，助力实现发展质量、运营效能、经济效益“三线提升”。二是打造管理“对标版”。抓好横向对标，在找准差距争一流上做文章，秉承“规模实力接近、管理技术先进、经验可借鉴、资料可获得”的原则，精心选取地区公司、油田公司内部以油藏开发为主的采油厂，共同学习、共同交流、共同进步。抓好纵向对标，在超越自我重发展上做文章，落实“全员、全过程、全方位、全要素”的“四全”对标管理方法，选取分公司近3年历史关键成本效益指标，抓住关键业务和短板指标完成立标，确保立标有向、立标有循、立标有道。三是打造管理“升级版”。深入贯彻落实油田公司提质增效专项行动部署及三年行动方案，科学制定涵盖资源提质、资产提质、运行提质、营销提质、管理增效、降本增效、科技增效、合规增效等8个方面28项提质增效具体措施。坚持将经营理念、效益意识贯穿于油田勘探开发、生产经营等全过程、全要素、全环节，早诊断、严整改、固优势、补短板，进一步压实成本管控，吨油完全成本下降超40%。做严做实“三个升级”，升级零基预算，进一步推动预算走深走实；升级提质增效，进一步助力效益稳提升；升级资产创效，进一步加大盘活利用力度，企业生产经营管理的规范化、系统化、精细化、常态化再上台阶，资产创效始终保持良好运行状态。

精管和治理两手抓

将提质增效作为一项稳中求进的全局性工程，打好一流油气开发指标的“先机战”。油田开发基础在于可开发技术储量，巴彦油田将其作为快速扩大规模的“定海神针”。一是念好“一体化”真经。以协同之光照亮油田开发路，将原本独立的“串联”模式变为相互协作的“并联”模式，推动勘探、开发、工程等多专业一体化协同，最大程度上形成更加强劲的增储动能。 敢为人先的巴彦油田采用新时期会战模式，推行“一线工作法”，实施“一把手工程”，推动四个“一体化”运行，高效推进北部兴隆构造带两亿吨增储、百万吨产能建设。用好一体化实施，在河套盆地连续两年上交亿吨级储量，夯实巴彦油田长期稳产资源基础；近三年支撑华北油田SEC替换率连续大于1，巴彦油田平均产量增长率超过 30%，年产量完成率均超过100%，支撑华北油田原油产量快速回升。二是念好“精益化”真经。以精益之剑掘开油田开发路，锚定华北油田油气重上千万吨的战略目标不动摇，围绕“对什么、跟谁对、怎么对、怎么改”四个方面，积极构建对标体系，通过选标、对标、析标，找准巴彦油田开发提质增效的“甜点区”，进而分类施策，巩固领先指标，提升一般指标，突破弱项指标，形成“比学赶帮超”的精益管理良性循环。明确指标计算方法，系统性开展指标计算工作，找出影响指标关键因素，超前谋划各项生产运行，科学制定针对性举措。三是念好“精细化”真经。坚持研究更细一点，深入地下综合研究，释放油田开发活力，通过精细刻画油藏单元，掌握油藏特征，进行精准注采调控，建立油藏地质模型，开展数值模拟技术研究，优化合理注采参数，老油田产量实现持续稳定。治理更精一点，首创整装砂砾岩新油藏注气开发方式，坚持潜山“分区分策、精细调整”治理思路，老井自然递减率明显下降。以合理举措控制年度含水上升率。以间开、压锥等系列措施，将含水大于30%的井进行动态优化调整，同时降低部分井组的注采强度，配套开展卡堵水治理措施，助力年度含水上升率实现“负增长”。

夯基与升级两手抓

将提质增效作为一项集成化工程，打好开发体系深层升级“攻坚战”。作为中国埋藏最深的陆相碎屑岩油田，巴彦油田储层埋深在5000米以上，一直以来采取人工水驱方式采油，加快实现节水、减碳目标至关重要，可以说百万吨级CCUS示范基地建设大有可为。一是全盘式统筹，坚定落实国家“双碳”战略，全力推进巴彦油田500万吨CCUS大基地建设。靶向“四个不同”，针对不同含油层位、不同油层类型、不同井网井距、不同试验目的，以增加经济可采储量为核心，遵循“成熟一块、动用一块”的思路，探索深层高温油藏早期二氧化碳混相驱开发新技术，开辟3个先导试验区，涉及40多口油井。践行全生命周期的工作思路，日注气能力超过500吨。为提高油气开发能力提供技术支撑，逐步构建起集二氧化碳捕集、管输、埋存和驱油采油于一体的全产业链技术体系。二是联合式攻关，依托国家级CCUS创新联合体，联合攻关CCUS高效开发关键技术，逐步形成井下层段生产参数实时监测技术序列，持续探索智能调控功能的超深层砂岩油藏CCUS分层注采技术，推动开发体系实现全方位升级、深层次升级。打破传统“一步到位”的开发思路，转变为“持续研究、不断逼近”的探索模式，在一般混相驱认识的基础上，深入研究CCUS高压混相机理。以技术促管理，巴彦油田先后创下国内液态二氧化碳注入井最深、注入剖面测井最深等多项纪录。三是深化数值化模拟，超前开展精细开发技术储备，巴彦油田技术团队依托HiSimPro软件启动CCUS先导试验区块数值模拟工作，指导注气见效状况及生产能力变化规律分析。针对二氧化碳驱流体相态变化核心难点，软件PVT模块通过拟合闪蒸分离等组分膨胀等实验数据，将精度提升至95%，精准测算最小饱和压力等参数，为混相驱方案设计提供科学依据。该软件不仅填补了我国油气田开发领域的技术空白，更在巴彦油田兴华区块的二氧化碳驱开发中展现出强劲的实用价值，为快速建成内蒙古西部首个CCUS示范项目提供信息技术支撑。

智控与运维两手抓

将提质增效作为一项智能化工程，打好优化生产管理指标的“集群战”。针对新建油田“人员少、标准高、管理跨度大”的挑战，坚持“三步走”发展策略，加快生产全链条数字化重构。第一步，统一数字底座，整合集团A11生产物联网、勘探开发梦想云等系统，搭建“数据湖+智能平台”，消除自建系统与统建系统的数据壁垒，实现设备状态、生产参数、安全监控“一屏可视”。第二步，再造业务模式，推行“无人巡检+远程操控”，井场安装智能传感器，抽油机启停、注水量调节等指令远程控制，站库关键设备设置自动联锁控制，异常工况自动响应。第三步，数据驱动决策，构建单井动态分析模型，通过电参分析模型诊断油井故障，达到高效预警。目前厂、站、线完成数字化覆盖率100%。以数字化+智能化技术为核心，构建“两级中控+维护维修班组”管理体系，建立“报警四级响应机制”，全面提升生产效率、降低运营成本、增强安全保障能力。强化油水井分类管理，利用功图量油软件在线巡检、实时调参，强化现场管理，及时排查“病井”，减少躺井井次；开展油气田地面生产管理对标分析，根据不同类型油气田典型区块对标，提高经济效益，优化工艺参数，降低集输系统运行成本。其中针对巴彦油田原油凝固点高的特点，在兴华1—192X井试验下入保温隔热油管，年节电20余万度，单井年创效逾10万元；优化兴华区块集输系统掺水工艺参数，月节约电量6.9万千瓦时，多措并举实现吨液能耗三连降。

固本与转型两手抓

将提质增效作为一项全面性工程，打赢经营管理水平升级的“破袭战”。大集中ERP彰显“科技赋能、创新驱动”，巴彦油田全面统筹加快推进大集中ERP上线。一是强化业务培训。为破解传统集中培训与实际业务脱节的难题，坚持将培训场景直接搬到日常工作现场，抽调业务精英组成培训团队，下基层到一线进班组，针对订单采购、费用报销、账务处理等诸多核心业务模块，通过“实际操作演示+实时问题解答”的方式，一对一指导、面对面操作，传授系统流程、操作技巧、注意事项，从数据录入规范到审批节点把控，从异常情况处理到报表生成逻辑，确保每位操作人员都能学得会、用得熟、管得好，分公司高质量完成项目、财务、合同、销售、物资等专业类别测试任务，50名ERP系统最终用户的操作率、业务单据生产率均为100%。二是优化运行参数。为了保障合同系统正常使用，进一步减少冗余数据，累计完成500余条合同系统数据在线归档，含税更正300余份，未决事项合同进行回转，确保系统集成上线后顺利推进合同履约申报和结算。随着大集中ERP在分公司正式上线，顺利完成工资发放、社会保险缴纳、铁路运费支付、税费缴纳、土地招拍挂尾款支付等，同时该系统与银行、供应商数据直连，资金审批效率提升95%，初步实现“业务在线化、管理可视化、决策智能化”目标，标志着油田数字化转型迈出关键一步，为油田降本增效注入新动能。三是深化一体化管理。结合实际，不断优化完善大集中ERP的项目、物资、设备、销售、财务和风控审计等六大核心模块一体化管理，进一步规范业务、统一数据标准，推进企业资源计划系统优化、生产与经营协同，加快推进价值链全局优化，实现物流、资金流、信息流、价值流“四流合一”，全面提升巴彦油田标准规范能力、资源统筹能力、价值创造能力。