在我国能源保障体系中，老油田企业始终是“端牢能源饭碗”的中坚力量。面对复杂地质条件与日益激烈的市场竞争，如何在保障国家能源安全的同时实现自身高质量发展，成为老油田企业亟待破解的时代课题。胜利油田以市场化改革为突破口，创新构建目标同向创效机制，为老油田转型升级提供了可借鉴的“胜利方案”。

破局：老油田发展面临的三大挑战

胜利油田作为开发超60年的大型油气田，累计生产原油13.5亿吨，约占全国同期陆上原油产量的五分之一。在保障国家能源安全方面作出了卓越贡献。然而，这座功勋油田在新时代也面临着诸多发展瓶颈。

培育新质生产力的迫切需求。走进胜利油田勘探开发研究院的地质研究室，墙上密密麻麻的地质图仿佛一幅神秘的密码图。这里的油气藏堪称“地质大观园”，隐蔽性油气藏深藏地下，如同捉迷藏的精灵；超稠油黏度极高，开采难度堪比“开采沥青”；滩浅海区域环境复杂，小断块分布零散，还有高温高盐的特殊地层，每一个难题都像是横亘在开发道路上的“高山”。党的二十届三中全会强调，要因地制宜发展新质生产力，促进各类生产要素向发展新质生产力集聚。胜利油田面对的是世界罕见的以复杂断块为主的复式油气区，多年来，在破解“隐蔽、超稠、滩浅海、小断块、高温高盐”等一系列世界级开发难题中砥砺前行，油气开发科技含量高、业务板块多、生产链条长、要素配置难度大、协同合作要求高的特点，使得油田在塑造新质生产力、构建新型能源体系、提升价值创造力等方面面临巨大挑战：高品质规模增储犹如在茫茫大海中寻找宝藏，持续规模效益稳产举步维艰；在科技创新领域，传统的生产经营模式如同陈旧的马车，难以适应新质生产力发展的“高速公路”；质量效益、价值创造理念尚未完全贯穿生产经营全过程，曾经引以为傲的油气主业，如今急需与新能源、绿色低碳产业融合，形成新的发展合力。实现“我为祖国献石油”、端牢能源饭碗的使命担当，大力培育新质生产力，建立与之契合的体制机制迫在眉睫。

体制机制改革的深层矛盾。中国石化推进油公司体制机制改革以来，胜利油田以油公司建设为牵引，将油气井下作业、注汽、地面维修等15项业务从主业剥离重组，释放了专业资源潜力。但改革后，油公司内部各市场运营主体目标导向不清晰，存在各自为战、追求个体利益最大化的现象，无法实现整体利益最大化。这种体制机制上的矛盾，制约着油田高质量发展合力的形成。如何建立一种目标同向、利益共享的机制成为深化油公司体制机制改革的关键。

内部市场运营的现实困境。完成内部市场化重组后，胜利油田市场活力有所增强，但一体化协同效应发挥不畅。“大市场”运营管理、绩效考核、监督监控等体系有待完善，“该放的放到位、该服务的服务到位”的目标尚未实现。油田亟需通过深化改革，进一步完善以油藏经营效益最大化为目标、以业务链优势互补为方向、以多专业高效协同运行为抓手，建立公平、开放的内部市场化运营机制，破除一切要素资源向高质量发展流动的壁垒，推动从以产量为中心向以效益为中心转变、从油藏开发向油藏经营转变、从注重工作量向做大储量产量转变、从各自为战向联合作战转变，提高经济可采储量，共同做大油藏经营“蛋糕”，高标准高质量助力增储、上产、创效，保障国家能源安全。

攻坚：构建目标同向创效机制的“胜利实践”

面对重重挑战，胜利油田以“有效市场+有为管理”为双轮驱动，从顶层设计入手，构建起目标同向的一体化协同创效机制。

油田管理层深刻认识到，只有摒弃“零和博弈”的陈旧观念，确立“风险共担、利益共享、合作共赢”的合作模式，才能为机制建设奠定坚实的思想基础。中国石化胜利油田执行董事、党委书记孙永壮在工作调研中多次强调：油田内部各行各业各单位都是整体生产经营链条上的重要力量，推动油田高质量发展，没有旁观者，都是主力军，都要提高站位找准定位，聚焦大局，服务大局，多算大账综合账，少打小算盘。

胜利油田油气井下作业中心作为油田规模最大的专业化队伍，每年作业成本占总操作成本的1/3以上。自2021年起，胜利油田以提升油气主业发展质量效益和专业化支撑保障能力为目标，从油田层面建立作业中心与采油厂目标同向运行机制，构建“1+N”协同创效机制，打造先行先试样板，促进双方目标同向、效益共享、合作共赢，稳步推进协同创效机制运行。“1”是指区块整体承包，“N”是指多维度合作，对不同的油井，根据作业难度、标准、质量和效果展开合作。通过“1+N”合作模式运行，促使采油作业双方改变原有的以工作量定劳务收入模式，构建了按实际产油量和修井效果进行动态分成的新模式，引导双方以质量和产量论英雄，更加关注作业施工效率、修井质量和油田整体投入产出收益。

2023年12月，在先行先试单位明显见到实效后，胜利油田正式推出《关于胜利油田油气井下作业中心与开发单位目标同向工作的指导意见》，更加清晰地刻画了修井质量效率和开发效果效益“双提升”的发展路径。2024年，作业系统与东部陆上10家开发单位签订目标同向合作协议，对油水井作业业务实行整体承包。采油与作业双方根据近3年的油水井作业工作量、作业频次和作业费用，明确大包费用和产量目标并签订整体承包合同。完成年度产量目标任务，采油厂将向作业方全额支付大包费用，超产或欠产则按一定额度标准追加或扣减作业费用。这一做法由传统的采油厂制定作业方案，作业方按设计施工、按工作量结算的模式，转化为风险共担承包模式，作业方工作重心由追求工作量向追求产量、质量、价值的综合效能转型。

实施中，他们建立了生产运行一体化联动、技术方案一体化联议、作业质量一体化联控、经营效益一体化联责、安全环保一体化监督的“五个一体化”运行保障机制，实现全链条衔接、全要素联动、全过程融合。“联动”将施工作业的“环节串联”变为“前置并联”，实现了快干活、多创效。改革前，作业流程节点多，采油、作业各负其责，依次展开串联工作流程，作业方并不参与作业上修前置工作。改革后，双方突出“优快作业”和“双向管理”，作业方主动参与前置工作，实现了“躺井分析、自扶工作、设计运行、动力协调、三通一平”五路并进，提升了作业效率。“联议”就是采油厂组织方案论证、技术交流、质量验收，定期通报经济、技术、质量等指标；作业方则发挥专业优势，主动为采油厂提供积累的作业井史、井筒情况、施工难点等井况信息，双方共同建设动态共享井史数字档案和信息平台，同步分析油水井高效“成因”和低效“病因”，进行一体化“联议”，实现精益作业、高效开发。“联控”则将控劳动量转为控质量，实现少干活、多创效。采油与作业双方签署区块整体承包合同后，采油厂的产量和成本与作业方一起捆绑，总的大包费用固定，作业方干得越少，采油厂的成本就越省，作业方可将节约的生产能力去完成更多的工作量，实现更多的收入，进而实现油田劳动生产率提升和总操作成本下降。

除区块整体承包合作外，油田对疑难复杂井、重点特殊井、停产停注井等，建立了“优速优价”“优质高价”“高端特价”“闲置有价”等合作模式。例如，“优速优价”以作业周期为结算标准，推动提速提效；“优质高价”以油藏开发效果指标为导向，激励提质增效。打消了以往对技术研发当年投入当年难盈利的顾虑，鼓励双方主动开展“高精特新”技术研发和规模应用，推进实现采油单井投入产出效益最大化。

在此基础上，胜利油田以采油与作业协同为样板，将协同创效模式推广至各业务板块：

——建立以质量进步为核心的采油与注汽协同创效机制。依据稠油热采注汽整体需求和注汽保障能力，对采油单位稠油注汽工作量实施整体承包。

——建立以技术提升为核心的采油与油藏监测协同创效机制。开展油藏效益开发深度合作，对水驱开发油田自然递减率、热采油田热采井周期产量递减率、措施增油等，采油根据实际合作效果，按一定比例追加油藏动态监测大包费用；对油藏动态监测测试一次成功率、监测资料解释全准率、监测计划完成率等指标，进行优质高价、高端特价考核，倒逼动态监测提升技术水平。

——建立以长效投入为核心的采油与维修协同创效机制。针对油田管线类型多、体量大、流程复杂等特点，地面维修对采油重点区块所有应急抢修、管网维护、管线改造等维修业务进行整体承包，对集油支干线及高后果区管线等维修采取多维度合作。完成工作目标，维修费用实际发生对比大包费用基准值降低的，采油仍按协议结算，油田按照差值的一定比例进行考核激励；采油因管线穿孔导致产量损失或维修费用降低的，油田根据降低值按比例对地面维修进行考核激励，推动地面维修采取超前高质维保措施。

——强化采油与科研联合攻关，联合成立专家研究团队，建立高水平科研管理平台，健全完善以油田生产一线为主体、产研紧密结合的新技术推广体系，在油气开发矛盾最突出的领域抓创新，在油气产量最有潜力的目标抓突破，提升科技资源优化配置水平和攻关能力。加强技术集成应用，采油与科研合作建立产业化技术集成平台，加大与国内外先进企业、高校、科研院所合作力度，引进推广新技术、新工艺、新设备、新材料，形成与油藏经营相适应、协同高效的创新技术序列，实现产业化落地见效。

——探索推进采油与后勤保障协同创效合作，构建油田抓总、区域协调、专业服务的工作格局，一手抓降本减费，一手抓提质增效，打造以油地融合协调平台、后勤服务管理平台、关心关爱员工服务平台为支撑的后勤服务体系。

通过盘活要素资源，搭建人力资源配置平台，优化4.2万人的岗位配置；构建资产优化机制，盘活4000余项闲置资产；实施项目化管理，集聚资源推进页岩油示范区建设。

为适应油田业务类型众多、生产区域广阔、总体规模较大、运行节点复杂的特点，胜利油田坚持生产统筹、一体化运行，营造人人关心生产、人人关注生产的企业氛围。通过制定“9+N”工作措施，建立统筹协调、联席调度、系统优化、市场运营、资源共享等多项机制措施，形成科学高效的生产管理组织模式，实现59家单位全覆盖。油田实时感知生产运行动态、超前预警生产异常、制订工作预案，化解可能存在的运行风险，高效协调油田内外部相关部门和单位资源力量，推动不同业务、不同单位目标同向，提升了整体工作质量和运行效率。

蝶变：改革创新结出丰硕成果

“过去承包像‘分田到户’，各管一摊；现在更像是‘连片开发’，风险共担！”在胜利油田桩西滩海区块的潮汐声中，桩西作业区经理于涛指着刚完工的老斜455井感慨。这口位于潮间带的高风险井，由于地理位置特殊多次搁置，如今通过“目标同向”新模式，作业项目部抢抓潮汐窗口，仅用36小时完成施工，较传统模式提速50%。

2024年，在目标同向合作协议签发实施的第一年，全年承包区块单井周期同比缩短0.7天，作业施工一次合格率同比提升1.6%，维护作业费同比减少4032万元，措施经济有效率同比提高7.8个百分点，油井免修期延长53天……

通过目标同向创效机制的实施，胜利油田实现了效益、效率、效能的全面提升，走出了一条老油田高质量发展的新路径。

多方协同作战优势充分发挥，打破职能条块分割、管理隔断，实现了短流程、提效率、提效益。油气主业提质增效。常规探井成功率达到62.64%、创8年来新高，探明储量发现成本大幅降低，难动用储量、页岩油等效益开发步伐加快，单井产能达标率达87.1%、创近年来最高水平。

专业化发展高效推进，新井产能达标率、措施井有效率、维护井产能恢复率、水井层段合格率、降低作业频次全面改善，生产运行衔接更加紧凑，支撑主业、技术服务、外部创效能力显著提升，措施经济有效率、施工一次合格率、单动力提速、油井免修期大幅提升，吨油成本逐步下降，人均劳效同比提升25%，生产误工同比压减8.57万小时，作业、注汽、油藏动态监测等专业化业务提速提效均在10%以上。公用工程加快转型。主动对接主业发展，深化煤电三改联动，供电煤耗降至295克/千瓦时、同比降低1.64克，电网改造升级步伐加快，主配网线损耗降至3.81%、5.97%，同比下降0.33%、0.56%，优化升级“源网荷储”智慧能源试验平台，在中国石化油气、炼化等板块启动推广。

油公司模式更加成熟定型，各类资源要素创新性配置，构建了横向协调统筹、纵向专业管控，更加开放、透明的市场管理运行体系，油田企业核心功能、核心竞争力不断增强。科技创新效能集聚发挥。页岩油气富集机理与高效开发全国重点实验室授牌成立，“赛道并跑”的CCUS、智能油气田2个国家能源研发中心建设稳步推进，11个“揭榜挂帅”项目高效运行，高水平打造的CCUS（碳捕集、利用与封存）示范工程，CCUS一体化工程技术规模应用达到国际领先水平；全节点高密度地震、页岩油优快钻完井、高温高盐化学驱、风险防控、污染治理等理论技术不断突破。全年开展科研项目623项，获得专利授权445件、省部级以上奖励28项。国企改革经验获国务院国资委通报表扬。

生态效益成果显著，国家级油气开发绿色低碳示范区建设稳步推进，油气生产用电绿电占比达到23.4%，油田“无废企业”建设达到A级标准；习近平总书记关心的东营原油库迁建工程，被认证为国内首座“碳中和原油库”。国内首座含水圈闭型地下储气库、胜利济阳页岩油国家级示范区建设等一批重大标志性成果建成投用。

社会效益影响深远，胜利油田坚持大企业大担当、树立央企良好形象，黄河流域生态保护和高质量发展绿色标杆企业建设成绩斐然，发布落实黄河流域生态环境保护100条措施，协同当地政府推进黄河口国家公园建设，一线生产生活条件改善等350件民生实事圆满解决，工矿废弃地利用、西城更新改造、设施迁建等全面推进，和谐共赢新型油地关系成为典范。

从理念革新到机制创新，从试点探索到全面推广，胜利油田以市场化驱动构建的目标同向创效机制，不仅破解了老油田发展难题，更为我国能源企业转型升级提供了宝贵经验。未来，胜利油田将继续深化改革创新，在保障国家能源安全、培育新质生产力的征程中，书写更加辉煌的篇章。