一、“油气能碳”高效融合的油田新区快速增储上产管理背景

（一）保障油气安全稳定供应、端牢能源饭碗的需要

确保油气安全稳定供应事关国家经济发展和社会稳定，推动油气增储上产是保障国家能源安全的战略选择。新时代以来，习近平总书记高度重视国家能源安全，提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，并就“能源的饭碗必须端在自己手里”“大力加强国内勘探开发和增储上产”等作出一系列重要指示批示。2016—2018年国内原油产量连续3年下降、对外依存度不断攀升，油气供需矛盾突出。为更好地保障国家能源安全，中国石油立足资源战略，全力打好油气增储上产进攻战，不断开拓油气战略接替新领域。巴彦油田作为新建油田，需要通过“油气能碳”融合发展、新区新盆地快速勘探突破和高效建产开发，全面完成增储上产任务目标，为油气储产量增长提供有效支撑。

（二）支撑擘画二次曲线、推动油田新区开发的需要

在全球能源格局深度调整和行业技术变革加速的背景下，国内成熟油气田企业面临传统增长模式难以为继的现实挑战。经过几十年高强度开发，主力老区普遍进入“高含水、高采出程度”阶段，挖潜增量提效的空间日益收窄，亟需通过新区高效增储上产开辟新的增长路径。油田新区作为破解老区“低效增长”困局的关键抓手和石油企业的“增量市场”，是抢占资源制高点、增强抗风险能力的战略要地。2017年8月中国石油启动矿权内部流转工作，其中巴彦和吉锦两个勘查区块流转到华北油田。这对于当时深受“探矿区域有限、后备资源不足”之困、高质量发展后劲不足的华北油田而言，既是一次难得的历史机遇，也是一个严峻挑战，迫切需要在巴彦河套新区探索实践“油气能碳”融合发展新路径，推动快速高效增储上产，有效突破传统增长极限、擘画华北油田再次成长“二次曲线”。

（三）探索油气能碳业务融合发展新路径、新模式的需要

实现碳达峰碳中和，是贯彻新发展理念、构建新发展格局、推动高质量发展的内在要求，是党中央统筹国内国际两个大局作出的重大战略决策。在实现双碳目标过程中，能源领域是主战场，需要通过提高能效、减少碳排放以及大幅增加清洁能源比例等措施，实现企业快速深度转型。迫切需要传统石油行业加强油气资源清洁开发，大力发展绿色低碳产业，加大风光等清洁能源综合利用，构建油气与新能源融合发展新路径新模式。中国石油围绕“创新、资源、市场、国际化、绿色低碳”五大战略，按照“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走部署，深化细化低成本实现碳达峰碳中和实施路径，加快布局新能源、新业态，着力构建多能互补的新格局。战略实施需要油田一线聚焦油气与新能源融合发展，积极探索增储上产、降碳增效的新路径新模式。

二、“油气能碳”高效融合的油田新区快速增储上产管理主要做法

（一）加强顶层设计，规划新区特色融合发展路径

1. 把牢发展方向，明确发展目标

巴彦分公司深入贯彻党中央国务院关于加快世界一流企业建设部署，认真落实中国石油集团公司党组关于实现“世界一流”五个维度的发展要求，对标对表华北油田公司党委关于“建设千万吨当量综合能源公司，打造世界一流现代化能源企业”目标定位，有效支撑内蒙古自治区“国家重要能源和战略资源基地”建设任务，全力打造“综合能源高效利用、经营业绩卓越先进、创新驱动成效显著、管理模式科学现代、发展方式智能低碳、党建品牌特色鲜明”的蒙西综合性能源基地，着力走出符合巴彦油田实际的高质量发展之路。

2. 强化战略引领，构建“1+2+3+4”发展战略体系

立足保障国家能源安全和实现“双碳”目标，坚持贯彻新发展理念，准确承接华北油田“6131”能源布局在蒙西拓展业务需要，巴彦分公司强化战略引领，创新构建“1+2+3+4”战略体系，科学谋划“油田、气田、能田、碳田”融合发展的长远布局和远景目标：做强油田建设，高水平建成原油产量200万吨油田，全力争取上产400万吨规模并保持长期稳产；做大气田建设，加速天然气产量1亿立方米落实落地，全力争取上产3亿立方米规模并保持长期稳产；做优能田建设，加快实现装机规模100兆瓦自发自用，全力争取建成蒙西400兆瓦新能源基地；做精碳田建设，着力打造巴彦油田百万吨级CCUS/CCS示范工程，全力争取年注二氧化碳达到500万吨规模。

3. 突出新区特色，明确“油气能碳”融合路径

聚焦油田主责主业，注重科技创新、精益管理、新型组织模式的全领域、全过程保障，加大石油储量资源转化利用，安全高效生产原油，实现效益开发，提升保供能力；加大天然气开发力度，外销增效外富余伴生气通过加热炉燃烧为生产系统供热保障；加快光伏发电项目建设，打造“光伏+治沙+牧业”生态协同循环模式，最大限度实现电量自发自用，降低生产用能成本，提高油田绿电替代率，并将富余电力上网创造效益；大力推进CCUS项目，一次开发初期直接注入二氧化碳驱油，提高油田采收率，助力碳源企业降碳减排。

（二）推动高效增储上产，助力擘画“二次曲线”

1. 精准勘探，实现探区接连突破

实施项目部制管理，强化高效勘探突破组织保障。面对流转区块探区面积大、勘探程度低、地质结构复杂、相关资料老旧、40年久攻不克的“硬骨头”，华北油田于2017年9月成立巴彦河套勘探项目部，第一时间开展资料收集、技术交流、成果研究等工作，对巴彦勘查区块资料展开抽丝剥茧式研究分析。先后成立巴彦勘探开发一体化工作组、钻井“三提”项目部，以“提速”“提效”“提控”为目标，全力保障巴彦—河套盆地勘探工作高效有序实施。

实施精细勘探模式，实现油田新区高效勘探突破。充分发挥华北油田精细勘探优势，突破固有思维、快速转变思路，提出“新生侧运古储”潜山领域裂缝储层成藏和“自生自储、下生上储”的碎屑岩领域复式叠置油气成藏新认识，锁定吉兰泰构造带为勘探突破口，2018年发现吉华2区块近200米油层碎屑岩富集油藏，不足1年实现吉兰泰油田勘探突破，当年上交亿吨级预测储量，实现巴彦—河套新盆地油气勘探的历史性重大发现。与中国海油等单位合作开展风险勘探，明确兴隆构造带为临河坳陷北部勘探突破口，2020年以来成功钻探临华1井、兴华1井、河探1井等井，创出“六口井定巴彦”佳话，2021年、2022年连续两年上交亿吨级探明储量，实现河套盆地勘探由南到北、由浅到深、由点到面的重大突破。

2. 高效建产，推动储量有效动用

靠前组织，扎实推进施工建设。设立吉兰泰油田建设项目部，项目部人员纳入巴彦分公司统一管理、统一部署、统筹协调，保证油气田勘探开发、生产建设和采油销售等业务管理与实施工作目标的顺利完成。针对地形地貌复杂多变、工农联系基础薄弱等难点问题，充分发挥地缘优势，做好钻前及工农协调，超前规划井场；积极争取地方政府支持，吉兰泰油田产建项目纳入阿拉善盟重点工程。公开招标引入长钻、渤钻队伍市场化竞争，推动井筒工程价格下降40%以上，2019—2024年节省投资6.21亿元。

统筹谋划，高效推进地面建设。遵循“高效、集约、绿色、智慧”建设理念，坚持“六个超前”，积极践行“一线工作法”，高质量建设巴彦油田地面建设样板工程；构建立体、高效的管理体系，巴彦分公司、地面建设项目部、监理、EPC、施工单位形成五级联动监督机制；推行“一全六化”管理模式，高效建成年处理能力100万吨联合站和年转运能力200万吨转运站。

3. 效益开发，确保产量稳步攀升

以效益为中心设计开发方案。紧跟勘探评价，超前地质研究和技术政策论证，吉兰泰油田首创巨厚砂砾岩油藏“顶部注气+腰部点状注气+边底部注水”开发方式、裂缝型片麻岩油藏“直井+水平井体积压裂、底部面积注水”开发方式，见效率超80%。

以精细为要领强化油藏管理。精细油藏描述，深入剖析油藏地质特征，建立注减氧空气驱评价方法，创建油井见效评价标准及气窜评价等级。精细开发管理，优化注采技术政策，提高油藏开发水平。吉华1潜山进行“分区分策、精细调整”综合治理，综合含水率下降5%；吉华2区块注气注水协同联动调整，各项指标保持平稳。

（三）强化科技创新，夯实新区油田发展动力基础

1. 高水平支撑，建立开放协同科技创新模式

建立开放式技术攻关机制。坚持以我为主、开放合作，引进中国海油、长城钻探研究院，与研究院、东方物探等四家单位强强联合，联合论证兴华1井、临华1X井、河探1井等6口井获得成功。针对油藏不同埋深、不同岩性，量身定制钻完井工程技术措施、标准化设计施工模板、一体化射投完井工艺技术，有效缩短钻井、试油射投周期；持续探索低产低效治理技术，有效支撑油藏综合治理，保持油田高水平开发。

建立协同式科研运行机制。建立“3+3”科研项目管理机制，按照攻克瓶颈技术、推广成熟技术、储备前沿技术三个层次，优选自有科研单位、集团内部科研团队、国内国际科研院所等合作伙伴，强化深层—超深层钻探技术攻关及应用，规模发现技术可采储量；针对油田开发、生产建设等关键问题协同开展定向攻关，强力支撑巴彦油田提速、提产、提质、提效。

2. 高起点谋划，强化数智巴彦油田顶层设计

构筑业务全景图。基于“战场沙盘”理念，通过生产指挥一体化平台整合地质勘探、产能建设等全业务域数据，构建覆盖井站线的数字镜像系统，形成“统一布局、协同作战”的数字化作战体系。

实施标准化数据治理和场景化应用开发。建立企业级“数据中枢”，构建应用数据库，通过数据统一存储，消除数据各方调用延迟高问题，汇集大数据，挖掘隐藏价值。构建业务赋能“智能引擎”，聚焦生产急难险重任务，针对长输管道停输再启动等各类精细化应用场景，单独开发特定功能算法等解决痛点的智能应用。

推动生产全链条数字化重构。统一数字底座，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”。业务模式再造，推行“无人巡检+远程操控”，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。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，实现高效预警。

3. 高标准建设，打造数智巴彦油田标杆工程

打好设备离散化、风险隐蔽化的破局之战。为破解设备离散化困局，采用一体化智能集控柜，集成油井平台各设备配电、采集及控制，设备总量压缩40%，运维响应速度提升至分钟级。为破解风险隐蔽化困局，通过管道负压波检测、管网模拟蜡沉积检测等智能化技术，实时检测并反映设备隐蔽风险状态，将风险扼杀在萌芽阶段。

抓好织密三张智能协同网络的筑基工程。织密安全防控网，通过构建安眼工程、无人机巡检系统，对“三违”行为、管道泄漏等情况预警监控，打造全域感知“防护盾”。织密数据传输网，搭建工业光总线系统，设备大量覆盖传感器，实时传输全量数据，架设快速“信息高铁”。织密智能应用网，通过站场、管网建模，实现模拟优化、数字孪生赋能、数据驱动决策，激活数据要素“新动能”。

构建井站线数智化管控的生态系统。建设“集采集控+机器人协同”智能井场，应用丛式抽油机井智能集控装置，围绕井场监控、工况诊断等6方面开发功能模块，推动机器人协同巡检。建设“四维智控+

机器人协同”智能站场，依托“四维一体”自动化控制矩阵，构建机器人深度协同的智能联合站管理平台。建设“泄漏检测+双光谱探测+无人机巡检”智能管网，站场部署无人机机场，同时与原油泄漏检测、高架双光谱探测的报警信息进行联动，实现管线立体式无盲区管控。

（四）践行精益管理，提升生产经营管控水平

1. 强化融合管理，构建新型高效管控模式

按照“油公司”改革模式，践行“四个一”理念，联合各参建单位推动融合式管理，创新实践“五大五同”管理模式，推动巴彦区域高质量发展。根据“油公司”改革生产运营实际和劳效水平，构建“1+N”精干高效用工机制，用100余人的分公司队伍凝聚3000余名参建员工的智慧和力量。统筹油田高水平开发建设和生产现场高质量管理，设立吉兰泰、临河采油作业项目部，按照“大指挥、大调度”运行思路，生产指挥运维中心直接管理、统一下达生产运维指令，由项目部直接指挥一线生产运行，第三方队伍负责注、采、输、修及抢险运维等操作保障服务；采用融合式办公，将第三方队伍负责人纳入项目部班子，齐抓共管现场生产。

探索实践融合式党建管理，创新建立巴彦区域党建联席委员会，充分发挥总揽全局、协调各方的作用；将华北油田派出机构、巴彦分公司及参建单位纳为成员单位，搭建全委会、联席会议等议事决策平台，督导上级决策部署在巴彦区域有效贯彻落实，解决生产建设及运营过程中难点难题；党联委月度例会与巴彦分公司月度生产会合并召开，强化巴彦油田日常工作统筹安排、协调运行和监督落实。健全监督考核机制，完善“四维”监督、党联委委员述职评议、党联委和成员单位“双向双重”考核等机制，实现对重大任务、重点工程、责任落实等全过程监督。

2. 强化对标管理，持续改进提升指标水平

强化对标管理找准差距、争创一流。围绕“对什么、跟谁对、怎么对、怎么改”构建对标体系，通过选标、对标、析标，巩固领先指标，提升一般指标，突破弱项指标。横向上依据规模实力接近、管理技术先进、经验可借鉴、资料可获得的原则，精心优选对标采油厂，相互学习共进步；纵向上落实“四全”对标管理方法，选取分公司近三年历史关键指标，抓住关键业务和短板完成立标、制定实施提升举措，保持对标指标先进水平。

构建事前算赢的全面预算管理体系。落实“四精”理念，坚持先算后干、事前算赢、价值创造，落实零基预算，深挖内部潜能，深化提质增效，夯实原油效益上产基础，实现利润水平持续提升、成本控制目标圆满完成。将经营理念和效益意识贯穿油田勘探开发、生产经营等全过程，坚持自我诊断、全面整改、固化优势、补齐短板，不断提升成本效益指标水平。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，发现生产管理中的问题并提出相应方案，提高经济效益。

3. 强化用能管理，提高能源供给系统效能

构建柔性电力调控体系。创新“三重协同”策略，实施设备适配协同，选用耐风沙、耐低温设备，确保在内蒙古西部沙漠极端环境下的长期稳定运行；实施技术协同，采用光储协调控制技术，结合储能系统实现电力平滑输出，解决光伏发电波动性问题；实施电网协同，优化10千伏电网架构、加装智能调控装置，完成吉兰泰4MW光伏+12MW光储一体化建设，加快临河24MW光伏项目建设，提升非化石能源占比和绿电替代率。

搭建“源网荷储”智能调控平台。构建油田能源统一视图，实时接入并融合覆盖能源供给及油气生产全链条的多源数据，为能源优化调度、能效分析、安全预警提供智能管控。通过光伏出力曲线与油田生产可调负荷动态匹配，实现分钟级调控，绿电消纳能力提升20%、用能成本降低25%。开发新能源效能分析系统，集成设备健康度评估、能耗热力图谱等智能模块，实现设备性能衰退提前3个月预警。

（五）推行新型组织模式，盘活人力资源存量

1. 优化组织体系，构建精简高效管理架构

强化一级管理体系建设，推动“大而全、小而全”的组织架构向部门扁平、管理精干、资源集中优化，将原“六办四中心”优化调整为“一部四中心”；按照业务系统条带设置大岗位33个，推进“一人多岗、一人多责”，编制完善“两册”，梳理工作流程、厘清职责界面，提高人力资源综合利用率。实行“管理+技术+业务外包”模式，突出核心业务和关键环节管控，提升工作运行效率效果。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”，实现生产运营高效协同与精准管控，全面提升生产效率，降低运营成本，增强安全保障能力。

2. 开拓内部市场，盘活人力资源存量

构建多方合作共赢模式，以效益同创为目标，共同打造利益共同体，拉动各方创收增效，并盘活各单位冗员。建设初期通过公开招标引入队伍，发挥市场化定价机制优势，打破关联交易壁垒，不同队伍同台竞技，奖优罚劣，提高建设速度和施工质量，实现效率效益最大化。按照业务类型及性质特点，分类引入内外部承包商，与优质承包商进行长期战略合作，实现外包业务的连续优质保障。

3. 加强队伍建设，增强干事创业核心力量

突出培养锻炼，实行“人才+项目”培养模式，深化领导干部“头雁引领”、骨干人员“综合提升”、青年人才“梯队升级”，全力打造华北油田复合型人才集训基地。加强考核激励，完善全员业绩考核，探索实践强制排队、硬性分档，构建全员竞争上岗、末等调整和不胜任退出动态管理机制。打造过硬作风，制定实施作风建设三年行动方案，建立“定量+定性”考核方式，以高质量作风建设成果推动各项任务目标圆满完成。 

三、“油气能碳”高效融合的油田新区快速增储上产管理效果

（一）实现了快速增储上产

创造了“1年勘探突破、

2年规模增储、3年高效建产、4年连续发现、5年上产百万”的中国石油新盆地高效勘探开发典范，高效建成了内蒙古西部首个百万吨级大油田。截至2024年底，累计探明储量近3亿吨，快速建成吉兰泰、巴彦两大富集油田，高效完成兴华1区块百万吨产能建设，年生产原油迈上100万吨台阶，累计生产原油突破400万吨，油田开发保持先进水平，形成巴彦油田高效建产、兴华区块深井采油工艺等5项关键技术序列，产量、收入、利润逐年快速攀升，累计实现收入119.13亿元、经营利润61.89亿元，连续五年超额完成华北油田公司下达业绩指标，主要经营指标位于油气和新能源板块前列，有力支撑了华北油田2024年实现时隔33年重回500万吨产量。

（二）探索形成了油田新区经营管理模式

企业管理水平和效能有效提升，劳动生产率、人均利润率、吨油当量完全成本等关键指标业内领先，用工总量大幅度减少，队伍结构更加优化。机构设置较国内传统采油厂减少约80%，直接用工仅为华北油田冀中老区的1/8，全员劳动生产率最高达2360余万元/人·年。

有效实施“项目制管理、市场化运作、社会化服务”，勘探开发一体化管理、采油作业及工程服务等业务工作量外包效果显著，盘活人员3080人，累计签订合同金额77亿元；“一全六化”“五大五同”“1+N”多元化用工等体制机制实现模式化高效运营；“油公司”模式下新型采油管理区、巴彦区域党联委、“大监督”等做法推动改革创新取得较好成效。

获得各级各类荣誉26项。先后荣获全国五一劳动奖状、中央企业先进集体、中国石油“十佳采油厂”等国家级和省部级奖项，中国石油油气勘探重大发现奖4项、2022年度优秀上产油田，2022至2024年连续三年在中国石油采油厂综合对标中排名第一，兴华区块产能地面建设及配套工程入选中国石油2023年度十大工程。

（三）开创了油地深度融合共促绿色低碳发展新局面

高举民族团结旗帜，在促进地方经济发展、维护社会和谐稳定等方面贡献了油田力量。累计完成固定资产投资93.14亿元、缴税22.7亿元，直（间）接招录当地用工600余人、合作内蒙古企业40余家，支援地方教育、突发事故救援等捐赠金额218万元，将发展成果更好地惠及当地群众。

践行绿色低碳发展理念，为中国石油能源结构转型、内蒙古能源基地建设和绿色低碳转型贡献了巴彦力量。两个联合站能耗指标均优于中国石油相应先进值，吉兰泰联合站荣获中国石油2022年度“绿色基层单位”；巴彦油田CCUS累计注入二氧化碳10.57万吨，2025年注入15万吨；绿电替代率提升至40%，年可减排二氧化碳达2.7万吨，相当于再造森林1100公顷；荒漠化治理面积达450亩，植被覆盖率从5%提升至18%。

油地多元化产业融合发展格局初步成型。先后荣获阿拉善左旗民族团结进步模范集体、阿拉善盟高质量发展突出贡献奖，以及巴彦淖尔市突出贡献企业、临河区优秀纳税企业等多项荣誉。

成果主要创造人：武 玺 闫睿昶张 辉 翟金生张 强 莫满军黄国强 滕林波邓武传 陈海宾王少明 刘鸿娜