2025年5月30日，中国石油塔里木油田公司（简称塔里木油田）深地塔科1井在地下10910米胜利完钻，成为亚洲第一、世界第二垂深井。近年来，塔里木油田勘探领域越来越深，油气田开发难度越来越大，在少人高效前提下，实现数字化转型、智能化发展，成为必然之路。
塔里木油田以智能化发展为导向开展新型油气田建设创新与实践，紧紧围绕“业务发展、管理变革、技术赋能”三大主线，以现场作业智能操控、生产运行智能管控、科学研究智能协同、经营管理智能决策为转型方向，在油田地面系统全面开展油气生产物联网建设，加快推进站场无人值守，扎实组织并建成中国石油首个智能工厂（乙烷工厂），中国石油最大的智能化油气田（博孜、富满）。智能油气田建设搭建了18个地下地上一体化智能应用工作流，构建了“油气藏—井筒—管网—站场”一体化的智能油气田管控模型，提供全套共建共享智能模块及推广应用方案，做到智能化应用和数据共享，油气田开发各阶段跨专业、跨部门协同，创建全面感知、自动生产、预测预警、智能优化和协同运营的油气生产数智化新模式，推动塔里木油田从数字化迈向智能化，实现“减机构、减层级、减人员；降工作量、降工作强度、降安全风险；提生产效率、提工作效率、提管理效率”，并且有效提升了油气生产效率和采收率，实现油气增产，创造经济效益超2亿元，有力支撑了企业的持续发展。智能油气田建设加速提质推进油气行业的智能化进程，树立了智能油田气开发的标杆榜样，为石油化工企业提供整套可复制、可推广的创新模式和实践经验。
一、精心谋划顶层设计，构建先进智能化体系
以行业前沿理念和企业长远发展目标为导向，开展全面、系统的顶层设计，确保智能油气田建设的智能化体系具备先进性、前瞻性和兼容性。
深度开展业务剖析，找准建设定位关系。深入开展业务层面的剖析工作，精准定位智能油气田建设在油田发展中的定位，及与各业务管理的内在联系。确定以先进的工业控制系统、高效稳定的传输链路、综合立体的技防系统为基础，以一体化耦合模型和协同高效的智能工作流为核心，围绕“开发生产智能管理、专业一体化智能协同、安全风险智能管控、经营管理优化决策”业务场景，建成高水平、高科技的智能化应用，推动油气田开发生产组织模式管理变革，实现油气田安全、科学、高效开发（图1）。
图1 塔里木油田智能化顶层设计
坚持守正创新原则，厘定建设目标路线。智能油气田建设以物联网、数字化交付以及数字化油田建设成果和经验为基础。构建油气藏、井场、管网、站场一体化管控模式，配套业务智能工作流，实现油气生产的全方位智能化升级。通过技术与管理手段的有机结合，成功打造具备全面感知、自动生产、预测预警、智能优化和协同运营能力的智能油气田，显著提升了油气生产的效率、安全性和可持续性，为能源行业的高质量发展提供有力支撑。
聚焦先进实用效率，扎实建立总体框架。智能化油气田建设实现数据的入湖操作，构建起完备的数据资源体系。通过油田区域数据湖，实现地下与地面动静态数据的全面共享，为后续的业务应用和分析提供坚实的数据基础。部署专业应用软件技术中台，并融入智能工作流，提升业务处理的效率与智能化水平。通过上述平台与功能的有机整合，形成统一的支撑体系，有力保障油气生产数字化、智能化业务应用场景的落地实施。
积极探索创新思路，着力构建功能框架。智能油气田采取共建共享策略，开展标准化总体设计，功能特性化建设，平台集成共享，用户差异化授权，节约软硬件资源，提升开发效率，降低开发成本。智能油气田包括智能油气藏、智能井场、智能管网、智能站场、运行管理、完整性管理、QHSE管理、能源管理、经营管理、技术支持等10个应用场景。
二、流程再造与优化，驱动智能化高效运行
打破传统工作流程束缚，基于智能化需求对业务流程进行重新梳理与构建，实现各环节高效协同，保障智能化系统顺畅运行。
构建升级新型组织架构，实现机构扁平化管理。压减管理层级，扁平化经营管理模式：层级减至2层，7部+N中心模式，本部大部制、基层井站一体化；推进专业化重组，实现业务突出、服务高效的专业服务管理模式。如各生产单位整合办公室、人事科、综合服务部等成立综合管理部，整合生产办公室、物资管理站等成立生产运行部，形成“五部+两所+N站”标准化的采油气管理区机构设置标准（图2）。
图2 东河采油气管理区机构扁平化管理前后对照
统筹优化再造业务流程，提升综合处置效率。结合组织机构改革，适应智能油气田管控模式，优化业务管控流程（图3、图4）。优化完善油田公司现有制度，结合自身实际，评估数智化建设成效，不断优化完善内部的管理流程，大力支持和推动数字化建设成果应用。统计梳理涉及国家、集团、油田的制度、标准13个，根据智能油气田建设进程，油田探索建立科学合理的数智化转型评价体系。
图3 现场管理模式优化情况
图4 管理流程变化情况
推动生产管控模式变革，创新区域集中调控。在生产管理模式优化过程中，严格遵循以大型站场为核心、井站一体化管理的原则，摒弃了以往站内站外的多点监控模式，推动各生产单位全面转型为“1（调度中心）+N（监控中心）”新模式。东河、英买等管理区成功撤减值班点58个，精简中控值守岗位人员192人（表1）。构建起井站无人值守、区域集中监控、调控中心远程支持的高效生产组织体系。
三、聚焦数智能力建设，夯实系统高效稳定基石
加大在数据采集、传输、存储、分析以及智能技术应用等方面的投入，打造强大的数据智能基础设施，保障系统的高效性与稳定性。
持续提升数字化覆盖率，夯实智能油田根基。以“加快改造、创新发展”为原则，大力推进老油气田井站数字化改造完善，同步实施新建油气田与产能区块数字化建设。九大采油气管理区396张固定报表自动生成，油田生产井站数字化覆盖率从35%提升至100%，单井试采站点、中小场站无人值守率从44%提升至100%，数字化覆盖率和和无人值守率两项指标连续三年排名第一（图5）。
图5 塔里木油田井站数字化覆盖率
坚持推进自动化改造，切实达成少人高效。为提升油气生产现场作业的安全和效率，定期开展岗位写实工作，聚焦于现场倒计量、启停机泵、人工加药等操作频繁、内容简单重复、操作风险较高的作业，积极推进自动化改造项目，降低员工操作劳动强度，优化作业流程。通过自动化技术改造，显著减少人员在高风险区域的暴露时间与频次，有效规避硫化氢中毒、高处坠落等潜在风险。不仅保障人员的安全，还提升了整体作业的稳定性与可靠性，打造智能油气田建设的良好自动化转型基础。
整合智能平台系统资源，共享数据挖掘价值。依托信息数据湖，实现多源数据无缝对接。基于坦途云平台融合专业软件及智能工作流，提供26类组件共享能力，打造10类数智化应用场景，支撑油气田现场数智化转型。将专业软件、智能工作流、数据服务和业务应用采用组件化中台部署，减少重复开发工作量和成本，实现中台服务组件共用。基于数字化交付的站场数字孪生体底座，通过集成传感器、模拟分析数据、实时监控和分析，模拟真实站场的运行状态，创新实践数字孪生体应用。
创新地下地上一体耦合，推动油气高效开发。综合考虑油藏、井筒、管网和站场之间相互协调，从动态数据获取、模型参数自动更新、模拟优化到最佳生产制度推荐的全流程自动化运行。搭建了18个地下地上一体化智能应用工作流，为一体化配产配注、开停工工况模拟等智能化应用提供流程处理服务。如满深34区块、博孜12、104区块基于数模模型一体化配产，模拟准确率达72%。
四、深化系统应用，实现精准预知预警
充分挖掘智能系统的数据价值，通过数据分析与模型算法，实现对油气生产过程中各类风险的提前感知、精准预警，为生产决策提供有力支持。
深度融合生产业务，构建新型管控模式。在生产业务范畴，通过与先进技术的深度融合，成功搭建起“科技兴安，风险受控”的新型管控模式。综合运用视频监控系统、智能门禁设施、云台式激光可燃气体检测设备以及DCS与视频联动触发机制等，构建了全方位、多层次的安全风险立体防控体系。应急响应模式从传统的“电话沟通、现场查看”转变为“调控中心一体化指挥、技术人员远程协同支撑”的“集中会诊”模式。借助信息化平台，人员分布、井位信息、视频监控、应急资源调配、道路状况及电网运行等关键信息，实现“一张图”指挥，显著提升了应急处置的效率与精准度。
图6 共建共享业务组件
推进模块共享共用，促进成果推广应用。积极推动智能油气田建设成果的共建共享（图6）。在油田各生产单位对智能油气田业务模板按需开展共享复用。同步完成41个共建共享模块在集团梦想云平台和物联网平台部署与上线运行，并积极协助长庆、西南等兄弟油气田开展推广工作。同时，加强沟通对接，将在其他单位实践检验且适用的模块共建共享，促进资源共享与协同发展。
坚持动态更新迭代，保持智能前沿水准。秉持持续发展理念，推动智能油气田动态更新迭代。建立灵活高效的系统迭代机制，密切关注技术发展趋势和业务需求变化，及时对智能油气田系统进行优化升级。通过定期评估与调整，确保系统在功能、性能和安全性等方面始终保持行业领先水平，为油气田的智能化发展提供坚实技术支撑。
建立考核验收体系，保障项目建设成效。在智能油气田建设工作中，不断总结完善了一套综合评价标准，涵盖8大方面，包括41个验收项目，为建设成果的评定提供细致且全面的依据。在考核验收环节，积极邀请集团及行业内资深专家参与，力求找出建设过程中的短板与弱项。按照严格的验收流程，全面、客观地评估智能油气田建设成果，切实保障高效性与实用性，助力油田整体高质量发展。
五、取得的成效
一是树立行业标杆，引领油气田企业高质量发展。通过智能油气田建设的创新实践，塔里木油田先后建成中国石油首个智能工厂（乙烷工厂），中国石油最大的智能化油气田（博孜、富满），形成了一套可复制、可推广的成功模式，为行业树立了标杆，为油气行业的智能化进程增速提质。2024年10月，国家工信部在塔里木组织现场会，15个工业大省、24家央企参会，会上油田专题作交流推广数智化建设经验。塔里木油田天然气乙烷回收智能工厂经中国工程院院士刘合及中国石油相关单位专家验收评定，结论为优秀。油田生产现场数智化转型成效明显，油田数字化转型智能化发展试点通过集团公司专家验收，得到高度评价并推广塔里木经验，评估得分147.75（满分150分），评价结果为优秀。中石油（北京）数智研究院有限公司专家对油田数字化转型成熟度进行现场评估，得分3.85分，成熟度等级为四级（优化级），在近2000家参评企业中位居前90，在中石油处于领先地位。
二是实现“三减、三降、三提”，企业核心竞争力显著提升。在智能油气田建设过程中，企业不断强化核心技术能力，实现技术归核，保持在行业内的技术领先地位，进一步巩固企业核心竞争力。减机构、减层级、减人员。层级压减2层，7部+N中心模式，本部大部制、基层井站一体化；11家生产单位2024年甲方生产一线人员较2023年下降18.8%；长期承包商总人数（在岗）较2023年下降17.6%，总计生产一线总人数较2023年底下降17.91%。降工作量、降工作强度、降安全风险。生产数据自动采集率由80%提升至99%；生产报表自动生成率由15%提升至80%；电子巡检应用率由20%提升至50%；生产监控报警次数由各站平均每天1000次以上降低至100次左右；装置联锁投用率由94%提升至100%；员工出入高风险场所频次降低60%。提生产效率、提工作效率、提管理效率。生产视频监控覆盖率由50%提升至98.6%；单井诊断优化效率提升90%、井场管网分析效率提升5倍；通用业务上线运行率由5%提升至90%。
三是产量效益双提升，创造巨大经济效益。智能油气田建设有效提升油气生产效率和采收率，实现油气增产，创造经济效益超2亿元，有力支撑企业的持续发展。近两年优化节约用工约156人，每年节约成本4680万元，节省车辆使用费130余万元，减少机采井作业费用900余万元，降低抽油机能耗，年节省电费80余万元，及时远程调参提高泵效，预计年增油0.6万吨，提高单井生产时率，年增油2万余吨。乙烷收率不断优化，从设计值92%提升至95%以上，较设计指标多回收石油液体1.5万吨/年。乙烷回收能耗由85千克/吨下降至81千克/吨以下。乙烷回收厂年运行成本下降8%，约2600万元。装置控制平稳率从80%提升至95%。以博孜智能气田为例，油气藏一体化配产，通过计划调产频次分析，博孜老井年递减率降低4.22%，日均多产42万立方米。气井工况诊断优化：博孜平均开井时间同比增加2.58小时；井筒维护时间同比减少29%。以能耗、产量、效益最优等为目标，通过全流程优化生产参数，提高混烃回收率3%~5%，降低能耗2%~3%，乙二醇用量降低10%以上。
成果主要创造人：张强 岳良武 杨洋 杜永红 杨家林 李莎 赵雅婷 薛乾亮 张烜炜 谢迁迢 唐志刚 王辉
（本创新案例选自2025年度石油石化企业管理现代化创新优秀成果）
