中国石油西南油气田公司（简称西南油气田）作为中国石油增储上产的核心阵地，肩负着保障国家能源安全与推动区域经济发展的双重使命。2020年，西南油气田立足国家能源战略，在“十四五”规划中提出“2025年天然气产量突破500亿立方米”目标，约占全国同期规划产量的1/5。高质量上产500亿立方米，是西南油气田提升核心竞争力的重点任务，也是保障国家能源安全、建设川渝千亿立方米油气生产基地的关键支撑，更是缓解我国天然气对外依存度过高的战略工程。当前，油气勘探逐步向深层、超深层及非常规油气拓展，面临复杂地质、关键技术瓶颈等难题，传统管理模式已难以满足发展需求，亟须构建高效科学的井工程管理体系，为“增储上产”战略提供坚实保障。

一、井工程管理困局与属地化管理挑战

面对高质量上产500亿立方米的战略目标，西南油气田面临四大困局。一是“干不完”的困局。“十四五”建井数量年均增长超50%，现有队伍、设备、物资等资源保障绷紧到极限。二是“干不快”的困局。地下情况复杂多变，施工环节多如链条，各工序常衔接不畅，延误工期，增加成本。三是“干不好”的困局。西南地区地质情况复杂多变、“疑难杂症”频发，不确定性推高成本，投资效能优化亟待突破。四是“干不稳”的困局。施工现场点多面广，承包商队伍众多，人、机、环、管各类风险交织，守牢安全、环保、合规红线难度巨大。

2020年前，西南油气田采用属地化井工程管理模式，各单位独立负责辖区内的钻井、完井、修井等全流程作业。这种“条块分割、多头决策”的机制在业务量较小时尚可运转，但随着开发规模扩大，逐渐暴露出严重弊端：一是管理效率低下，部门间协同困难；二是资源配置分散，难以形成规模效应；三是信息流通不畅，决策响应迟缓。各类问题制约油气田提速发展，亟须搭建集约化、专业化的新型管理体系。

二、井工程一体化管理主要经验与做法

（一）明确目标，搭建一体化管理的总体架构

为构建适合自身发展的井工程一体化管理，西南油气田组织专项团队赴国际领先石油企业开展深度对标，重点研习伊拉克鲁迈拉油田的“Wells”管理模式。该模式通过构建全链条管理机构，实现了五大核心业务的一体化运作，取得显著成效。在此基础上，确立“三化一体”发展思路。一是管理集约化。整合钻、完、修井等五大核心业务，构建全链条数字化管理平台，优化资源配置、提升跨部门协同。通过集约化管理，减少资源浪费，提升管理效能。二是决策智能化。依托大数据分析和AI技术，推动管理决策从经验驱动向数据驱动转型。通过构建智能决策平台，实现单井参数自动计算、区域提速策略自学等，以数据支撑精准高效决策。三是运营精益化。重塑全流程标准规范，覆盖井工程全生命周期，确保工程质量合格率达到98%以上，降低运营成本，提高经济效益。

同步推进组织集约化、决策智能化、管控精益化、研发协同化、安全标准化、文化特色化建设，实现钻井、完井、修井、地面工程、物资采购一体化运营。决策智能化：融合党委前置研究与智能决策平台，推行数据驱动决策。出台“三重一大”决策细则，明确党委定向把关的重大经营管理事项，形成党委会集体决策机制，强化战略引领与风险防控。组织集约化：搭建战略统筹、决策指挥、专业支撑、执行作战四级联动体系。设立开发事业部、生产指挥中心专家决策平台、六大管理中心及联合项目部，提升跨部门协作效率。管控精益化：建立标准化管控体系与“端到端”诊断系统，提高工程效率。制定井工程关键环节控制周期标准、实施“勘探开发一体化”改革和建设井工程智能管控平台等措施，实现井工程全生命周期精准管控。研发协同化：组建产学研团队，迭代开发核心技术。通过深化联合攻关机制、打造数字化协同管理平台等措施，推动技术创新和成果转化。安全标准化：构建全过程风险防控体系，确保井控安全。通过加强体系标准化建设、突出全过程风险管控和提升应急保障能力等措施，有效防范和化解安全风险。文化特色化：打造特色工程文化，实施“党建+”模式。通过全面建立完善意识形态工作责任制、推广应用党建信息化平台、开展主题教育和策划系列报道等措施，凝聚发展共识，激发创新活力。

（二）智能决策引领，开发井工程智能决策平台

规范决策机制，强化战略引领。井工程管理决策的科学性和时效性直接决定项目成效。实施党委前置研究重大事项制度，通过“三重一大”决策实施细则，明确党委定向把关的重大事项，将前置研究与决策程序合并，形成党委会集体决策机制，强化战略引领和风险防控，提高决策科学性、民主性，确保决策方向符合企业长远发展战略。

构建智能决策平台，实现数据驱动决策。将生产指挥中心升级为智能决策平台，集成远程监控、模拟分析、视频会商等功能，支持多井并行管理与实时优化，对井工程全过程开展实时监控和动态调整。通过远程监控系统，实时掌握井场施工情况，及时发现并解决问题；通过模拟分析，预演优化方案，提高施工效率和安全性；通过视频会商系统，实现多部门、多专业协同办公和快速决策。

（三）组织架构重构，推进井工程集约化管理

四级联动提升管理效能。一是战略统筹层。2020年设立开发事业部，实施井工程专业化管总，统筹常规气、致密油气、页岩气等全类型井的钻井、试油、压裂酸化管理。通过集中决策权，实现资源统一调配，解决传统模式下“各自为政”的弊端。钻井设备跨区块调度效率提升40%，如2024年威远区块钻机调用周期从15天压至9天；压裂酸化专业队伍共享机制避免重复建设，年节约成本超2000万元。二是决策指挥层。构建生产指挥中心专家决策平台，日均处理技术指令150项，复杂井决策效率提升60%。引入12类专业分析模型，推动决策模式从“经验判断”向“数据驱动”转型，组建8个专业决策小组，实现个体决策向团队决策的跨越。三是专业支撑层。在开发事业部设立钻井、试油等6大管理中心，形成全业务链的技术支撑网络。通过构建标准化技术体系，编制35项区块技术模板，实现90%常规工况标准化处置。例如，川中致密气项目90%常规工况实现模板化处置，单井设计周期缩短30%。四是执行作战层。在开发事业部组建7个联合项目部，实现甲乙方联合办公，推行“一井一策”、实时跟踪，打通决策与执行环节。物理融合：甲方监督与乙方技术团队联合办公，2024年蓬莱气区钻井复杂时率下降至1.2%；数字融合：依托实时数据平台建立动态调控机制，例如，足203H井单段增产23%。

建立“甲方主导+联合管理”协同机制。一是甲方主导技术决策体系。三级技术支撑：专家决策团队、技术管理团队、现场支持团队；双轨决策模式：建立“技术模板+专家会诊”机制，形成35项标准化技术模板，覆盖钻、试、固井等关键环节。二是甲乙联合管理机制。动态协同：通过“日会商—月校准—季复盘”机制，年均处置复杂问题1.8万项，KPI达成率提升至95%，形成400例典型处置方案。应急联动：构建“5—30—120”响应机制（5分钟接警/30分钟研判/120分钟处置），建立三级应急指挥网络，实现应急指令直达现场。深度融合：联合编制23项作业规范，实施人才双向培养，年交流技术骨干80人次，推动技术标准共编共用。

（四）业务流程再造，实现井工程精益管控

针对传统井工程管理存在制度重复、流程无时限、部门衔接不畅等问题，开展制度流程再造，搭建“制度标准化、流程精益化、管控数字化” 井工程管控体系。

1. 构建“一级制度，两级流程”管理体系架构

一是加强顶层制度设计，构建“1+4+N”制度体系。以1套统领全局的核心管理制度为基础，围绕钻、完、修、地面工程4大专业模块构建主干制度，配套N项实操细则，从源头统一管理规则。二是加大业务能力支撑，搭建五级业务能力矩阵。基于战略管理与核心业务2大板块，明确从战略规划到现场执行、过程监控、持续优化直至效果评估的5级闭环能力层级，覆盖井工程全链条48项关键业务能力要求，有效弥合顶层制度与基层实操间的缝隙。三是强化管控模式创新，推行“一级制度、两级流程”新模式。一级制度，明确公司级制度是井工程业务的唯一遵循准则，除极少数特殊业务，下属单位原则上不再自行制定细则，彻底消除制度冗余与冲突。两级流程：清晰划分流程层级责任，油气田业务部门聚焦“管什么”，统筹制定标准化管理流程；二级单位聚焦“怎么干”，结合实际编制操作规范、质量安全标准及岗位职责的执行流程。以泸州区块的泸208H1（3/4/5/6井）平台的钻井提速项目为例。实施“一级制度、两级流程”后，公司层面统一制定《钻井提速技术规范》，生产管理部门发布《提速项目管理流程》，明确各环节协同要求和时限；该区块项目组则编制《提速作业执行手册》，细化具体操作步骤、参数控制和异常处理标准。2025年，泸208H1平台压裂时效1.90段/天，为近两年来该区块最高时效，23口井试点连油代替钻机通刮洗，节约周期118天、费用1030万元。

2. 强化井工程管理流程运行效率管控

一是开展全流程诊断分析。基于井工程全生命周期管理理念，梳理决策设计、施工准备、工程实施三大阶段37个关键业务环节，排查出内部管控12个环节无明确时限，特别是开发方案审查、井位编制等核心环节存在管控盲区。川渝地区因地质条件复杂，井位审批平均周期长达45天，成为制约工程进度的关键瓶颈。二是制定系统性优化措施。流程标准化：针对12个无时限管控环节，制定各关键节点时限要求和工作标准；流程再造：实施“勘探开发一体化”改革，依托项目储备池机制，方案编制等前期工作提前6个月完成；数字化转型：开发井工程智能管控平台，对37个关键环节实施在线监控，设置超期自动预警功能。三是对症施策提升流程运行效率。实施开发井工程“端到端”现状诊断，将“控制周期”纳入重点项目管控系统，实现人防到技防的转变。以川渝地区长宁H35—2井位审批流程为例，通过设定硬性审批时限、前置方案编制、数字化并联审批，审批环节由12个压缩至7个，周期由45天缩短至15天，钻前准备效率提升50%。

（五）技术创新驱动，构建井工程协同研发机制

面对深层、非常规油气开发技术难题，以创新为引擎，构建“业务主导、协同高效”的井工程研发体系，依托技术攻关与资源统筹，打通基础研究到现场应用的创新链，为500亿立方米产能建设筑牢技术支撑。

1. 突出业务主导的科技攻关

一是着力核心技术攻关突破。优化基础技术，实施地质工程一体化管理，精细刻画缝洞体系，井下复杂风险降低40%，固井质量合格率提升至98.5%。分类技术迭代，常规气开发“个性化PDC+大扭矩螺杆”技术组合，缩短钻井周期；页岩气开发“降密度+微纳米封堵”技术，提升钻井效率；致密气开发国产旋导系统，实现关键技术自主化率85%；储气库工程开发“清水强钻+长段堵漏”技术，提升处置时效。二是完善工艺体系。试油工艺“裸眼分段+精准酸压”提升单井产能，常规气试油周期缩短6%，高磨灯二段开发井产量提高9.8%；压裂技术“控液提砂”提高致密气测试产量，梓潼1号砂组井均测试产量17.53万立方米/天，提高41%；智能压裂2.0工艺提升页岩气压裂时效，压裂时效1.11段/天，提高8.8%。

2. 深化联合攻关机制

产学研深度融合，构建“三位一体”协同创新体系：外部协同方面，与6所顶尖高校共建8个联合实验室，设立“院士领衔+校企混编”攻关团队，在井下工具、智能钻井等领域取得12项技术突破；内部协同方面，整合勘探开发研究院、工程技术研究院等三大研发机构资源，建立“项目制+揭榜挂帅”机制，重点攻关复杂井筒完整性等8项“卡脖子”技术；产业联盟方面，联合5家行业领军企业组建创新联合体，打造“技术研发—装备制造—现场应用”全链条转化平台，实现旋导工具等5类关键装备国产化替代。

3. 打造数字化协同管理平台

建设“三中心一平台”（钻井指挥中心、地质导向中心、压裂指挥中心、大数据分析平台）智能决策支持系统。推行“四统一”管理：统一数据标准，建立涵盖地质、工程、经济等12类数据的标准化体系；统一分析模型，开发钻井参数优化、压裂效果预测等18个智能算法；统一指挥调度，构建“总部—区域—井场”三级联动指挥网络；统一决策支持，形成基于机器学习的风险预警与方案优化系统。

（六）安全标准升级，筑牢井工程风险防线

1. 突出以井控为核心的安全管理

一是加强安全管控标准化建设。搭建井控管理专栏，发布井控规章制度及学习资料库，制定溢流汇报、压井施工标准化模板及工作清单；组织专项培训，建立承包商井控车间台账、专家名录库，推动非中国石油承包商井控车间共享。二是强化全过程风险管控。组织专家对高风险井实施特殊敏感期驻井督导，开展风险分级研判，针对性制订“一井一策”应急预案。三是提升应急保障能力。配备8座应急储备站，储备水基钻井液5500立方米，调配值班罐车27辆，百千米直线距离支撑服务范围覆盖率94%，平均运距缩短25%，有力支撑两小时应急保障圈工作。四是加大隐患闭环治理。配套升级压井管汇、液气分离系统及溢漏监测技术，有效提升井控能力；大力开展井控安全检查，2024年检查钻试现场572个，发现2890项问题及隐患，实现100%闭环整改销项。

2. 构建井控安全管控长效机制

一是持续优化健全制度。深入剖析井控工作难点与管理短板，完善涵盖设计、井控装置、应急处置等12大核心领域制度体系；二是配套技术优化与应用。迭代应用溢漏智能预警、精细控压等技术，实时监测井下工况、降低作业风险；三是井控装备升级与管理。升级防喷器、节流管汇等井控装备，优化装备定期维保制度，建立全生命周期使用检修档案；四是过程监管强化与执行。运用“三评估三分级”成果，科学评估、分级管理、制定差异化管控措施，从严落实承包商安全培训考核；五是责任落实与考核机制。建立分级井控责任制，将安全指标纳入绩效考核，强化奖惩约束；六是持续改进与动态优化。搭建安全数据平台，动态复盘隐患数据，持续优化管控长效机制。

（七）特色文化培育，塑造井工程品牌价值

以“共建共享共赢”为核心形成合力攻坚文化。井工程参建主体多、专业广、人员多，亟须统筹各方协同攻坚。打造“共建共享共赢”特色井工程文化，依托党建联盟、主题党日凝聚甲乙双方合力。共建立足全局，以党建统一甲乙双方发展目标；共享畅通技术、人才、考核交流渠道，党建成效纳入考核；共赢强化组织与队伍能力，实现多方协同发展。

以“井工程文化”凝聚干事创业的强大合力。全面推行“12345井工程文化”：紧扣提质、提速、提产、提效一个中心，锚定管理标杆、高质量发展两大目标，抓实钻井、压裂、成本管控三项重点，坚持安全、质量、产量、成本四项导向，搭建经营、安全、技术、市场、党建五大管理模式。将思政教育融入文化建设，通过分层制定学习清单、主题教育、典型宣传、文化手册宣贯、青年素养提升等，激发创新动能，凝聚团队合力。

（八）持续管理提升，打造专业化管理

立足井工程各专业特点，持续开展管理提升活动，构建“目标分层、任务分解、责任到人、闭环落实”的目标管理体系，聚焦基础管理薄弱环节，补短板、强弱项、固根基。编制“1+12+N管理提升方案”，形成大运行、大安全、大管理、大技术、大党建等提升措施，全面提升井工程核心竞争力，坚持“管理+技术”双轮驱动，以“六个一流品牌”建设，支撑“建设国内一流油公司井工程管理单位”发展目标。

三、井工程一体化管理效果

“四提”成果丰硕，有力支撑了高质量上产500亿立方米进程。坚持井工程一体化产能建设，抓实提产、提效、提质、提速，有力保障西南油气田常规气、页岩气七大新建工程，加速500亿立方米上产。一是提速成效显著。在井深逐年增加的情况下，平均钻井周期持续缩短。2024年钻井周期为101.8天，较2020年缩短20.53%；平均机械钻速稳步提升，2024年达7.23米/小时，较2020年提高29.34%。二是提质效果显著。井工程质量指标逐年提升，2024年井身质量合格率高达97.5%、固井质量红线合格率93.5%、丢段率0.20%，均优于中国石油集团考核指标。三是提产效果显著。试油效果显著提升，常规气开发井井均测试产量从2021年的日产78.35万立方米大幅提升至2024年的日产136.9万立方米，增幅达74.73%，为油气产量增长提供了有力支撑。四是提效成效显著。制度高效能，井工程管理规章制度从87项优化至51项，精简率41.4%；业务流程从105项优化至44项，整体优化率58.1%。降本增效明显，2024年运行成本实现硬下降3%，投资控减4201.84万元。通过重复利用各区域、跨井别返排液95万立方米，节省处理费用1.4亿元；通过市场竞争降低含油岩屑处置综合单价，节约成本850万元。

积累了井工程一体化管理经验，获得行业认可。通过成果的实施，形成了独具特色的井工程管理经验，创造了多项行业标杆，如宁209H73-5井、宁209H73-6井实现了中国页岩气水平井“日进千米、日进英里”的壮举，树立了“中国页岩气西南速度”的标杆；足203H8平台压裂时效达2.60段/天，创渝西区块新纪录。这些成果先后被《中国石油报》《天然气工业》等权威媒体报道，并在中国石油2024年井工程专题交流会上作管理经验分享，已有5家油气田企业专程前来考察学习。

助力油气企业治理能力提升，铸就显著社会效益。推行井工程一体化管理，实现油气绿色高效开发，统筹发展与环保，筑牢可持续发展根基。2024年，西南油气田获央企治理能力AA级优秀认证，率先完成中国石油治理现代化阶段性目标，构建高效现代治理机制；2025年获第八届中国工业大奖提名。

成果主要创造人：李海 周朗 王凯 罗立帆 王妮娜 雷蕾 王沛然

（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）