塔里木油田公司是我国第三大油气田和西气东输主力气源地，也是新疆最大的油气田企业和中国石油最具发展潜力的地区公司，主要在塔里木盆地从事油气勘探、开发、销售以及新能源等业务。公司总部位于新疆库尔勒市，作业区域遍及南疆五地州。

塔里木盆地面积56万平方千米，是我国陆上油气增储上产潜力最大的盆地之一，埋深超过6000米的石油和天然气资源分别占全国83.2%和63.9%，勘探开发潜力巨大。

自1989年塔里木油田会战以来，油气开发对象经历了从深层砂岩油田到深层、超深层复杂油气田开发的转变。2000年原油产量突破500万吨，油气当量2005年、2008年、2017年、2020年分别突破1000万吨、2000万吨、2500万吨、3000万吨。截至2021年底，累计发现和开发轮南、塔中等32个大中型油气田，累计生产原油1.5亿吨、天然气3740亿立方米，油气当量4.5亿吨，向西气东输供气超2945亿立方米，向南疆供气超450亿立方米，上缴税费超近1700亿元，为保障国家能源安全和促进国民经济作出了重要贡献。进入新发展阶段，塔里木油田站在推动国家油气资源战略接替形成发展新格局的高度，确立了率先建成世界一流大油气田的战略目标，力争到2025年实现高质量发展，基本建成世界一流现代化大油气田。

一、实施背景 

2018年习近平总书记做出的重要批示精神，要大力提升勘探开发力度，保障我国能源战略安全；2018年8月，中国石油集团党组将《国内勘探与生产业务加快发展规划方案》上报国资委。落实规划、实现加快目标是集团公司，也是塔里木油田公司7年必须完成的任务。同年，塔里木油田召开了3000万吨大油气田目标再落实动员部署会、油气田产能建设工作推进会，通过统一思想、坚定信心，坚定不移推进3000万吨大油气田建设。目标已明确，油田面临3年内需新增油气产量当量近500万吨艰巨任务，而在资源劣质化条件下，只有坚持低成本开发战略，转变开发方式和建产模式，大力推进高效产能建设，才能如期实现发展目标。

（一）是创新科研管理，实现超深复杂油气田规模开发的迫切需求

开发技术上，台盆区超深层碳酸盐岩油气藏储层非均质性强、井间连通性差、流体性质复杂，具有初期产能高、递减快、单井生命周期短、开井率低等问题，开发技术不配套；库车山前气藏埋藏变深、储量规模变小、储层物性变差、温度压力变高，高效产建的难度越来越大。工程技术上，超深层油气藏砾石层厚度大、地层倾角大、盐层厚度大、基质渗透率低，导致钻完井工程建井周期长、井控风险大、成本高。迫切需要创新科研管理，提高井位部署质量、降低钻完井工程成本，从而实现新井成功率、高效井比例的提高，最终实现超深层复杂油气藏的规模高效开发。 

（二）是强化生产组织，提升超深复杂油气田产建效率的现实需要

生产组织上，长期以来形成的阵地战模式，已经不适应加快建设3000万吨的目标需求。塔中、塔北、库车3个地区产能建设力量分散，存在钻完井、地面建设、油气生产衔接不紧密、开发井交接不畅、钻机资源管理混乱、钻机数量短缺、钻井设备老化严重等问题，严重影响建井周期。同时，受油田资源埋藏深、地质情况复杂、钻井周期长影响等因素影响，亟需通过创新管理模式，提高钻机利用率、提高钻井速度、降低事故率、缩短完井周期。 

（三）是适应内外环境，实现超深复杂油气田提质增效的有效途径

生产经营上，塔里木油田地处祖国西部边陲，远离天然气消费中心，凝析油、轻烃等高质量产品销路不畅，加之2020年受新冠疫情和国际油价断崖式下跌的影响，对油田效益带来严重冲击。特别是近3年来新部署的博孜—大北、富满油田两个重点产能建设区块，目的层埋深在6000米以上，单井建井难度大、周期长、成本高，产建成本远高于集团公司其他油田，产量、工作量和投资、成本不匹配的矛盾愈加突出。只有通过管理创新，降低油气产能建设成本，提高投资回报率，才能够实现超深复杂油气藏效益建产、提质增效。

二、内涵和主要做法 

（一）基本内涵 

针对新区资源劣质化、探明动用储量品质差、关键技术不配套、原油产能建设成本高、可用建产时间短、钻井工作量大幅增加和敏感区限制增多等7大难题，紧紧围绕技术进步提单产、管理创新提效率两条主线，形成了四项管理创新成果。一是创新建立“以我为主、联合攻关”的开放式科研体制，大幅提高圈闭、储量、方案、井位、工程设计的研究质量和效率；二是创新提出“方案井位三级审查”的联合、分级审查制度，大幅提升各级技术专家参与力度，进而提高产能建设部署水平；三是形成“集中优质资源办大事”的一体化管理模式，大幅缩短产能建设从部署到投产的周期；四是形成“地质工程经济协同决策”的跟踪管理机制，按照先算后干，边算边干，效益排队、及时止损，实现产能建设的提质增效（图1）。通过系列超深层复杂油气田高效产能建设的管理创新实践，为高质量高水平高效益建成3000万吨大油气田、实现集团公司加快发展规划目标起到了决定性的作用。

（二）管理创新的主要做法

 1.发挥以我为主、联合攻关模式，创新发展开放式的科研体制 

针对塔里木油田超深、稀井网、地震资料品质差，导致油气藏精细描述难；新发现油气藏储量丰度低、非均质性强、流体性质复杂，导致钻井成功率低等问题。创新发展“以我为主、联合攻关”的开放式科研体制，油田公司主导问题梳理、主导攻关方向、主导技术选型、主导目标考核，联合中国石油科研机构、中国石化西北油田、国内知名高校、特色技术服务公司等力量开展联合攻关，突破技术瓶颈、发挥不同专业优势、畅通信息渠道，实现技术研究由模块化、接力棒的形式向集团化、合作式的方式转变。大幅提升地震资料品质、新井成功率和高效井比例，并取得良好效果。 

（1）推动中中合作，搭建联合攻关研究平台

塔里木油田矿权与中国石化西北油田公司犬牙交错，两家单位在同一个盆地共同开展油气勘探开发工作。在中国石油与中国石化的“中中合作”框架下，2019年塔里木油田与西北油田签署了战略合作协议，两家单位在全盆地基础图件修编与重点领域研究进展方面进行了资料共享和成果交流，先后共享近3万平方千米三维地震资料及50余口重点探井资料。在塔北—塔中地区，通过大面积地球物理资料共享、三维采集相互借炮等措施，实现5万平方千米三维相干属性编图，其中交流新增三维相干属性28块，涉及范围2万平方千米。结合二维线构造趋势面，落实了70条主干走滑断裂，涵盖资源量规模10亿吨以上，为评价开发一体化储备圈闭160个、井点168个，节约三维采集投资45亿元。通过“中中合作”，思路相互启发、技术相互共享、经验相互借鉴，共同推动了塔里木盆地油气勘探开发创新与突破。在此期间，塔里木油田完钻的满深X井及西北油田完钻的顺北X井均获得了油气突破。满深X井证实了6000—7000米断裂带整体含油，为富满油田规模建产、速度建产、效益建产提供了坚实的资源保障。 

（2）创新地震处理与圈闭会战模式，地震资料和圈闭质量上台阶

一是优化地震资料处理质控流程，加快地震资料处理节奏，将新采集资料处理周期缩短至3个月；二是加快井控地震资料处理，每实施3—4轮次井位后，对地震资料开展新一轮攻关处理，提供更高品质地震资料，保障井位质量；三是多家队伍并行处理地震资料，利用“背靠背”相互解释优势，解决复杂问题、加快处理速度，提高效率；四是改变地震资料处理外协合同签订模式，签订年度工作量合同，不固定区块，根据生产需要灵活调整，解决目前地震处理项目前期立项周期长、生产时效差的难题；五是创新地震处理生产组织方式，通过自主设计地震采集处理、工程技术及物探业务统一归口管理流程，创新形成区带资料处理由“全流程项目并联”转变为区带“专业工序并串联”模式，统一应用表层建模与静校正、信号处理叠加、叠前时间偏移成像、叠前深度偏移成像四道工序（图2），使得地震资料品质大幅提升；六是规范圈闭管理和审查制度，明确各节点时限、技术程序，以及油田领导和企业技术专家对圈闭研究责任，进一步提升工作效率；七是创新圈闭研究一体化协同工作模式，按照业务最小单元化的思路，基于梦想云平台成功开发并推广应用了圈闭研究模块，实现了圈闭研究“流程式研究、节点化质控、一键报告生成”。

2020年油田新发现和重新落实圈闭180个。以富源Ⅲ区圈闭解释为例，该区是油田2020年地震资料处理解释面积最大的区块，科研人员通过前期统筹规划，运用标准四道工序处理流程，采用了结构张量、最大似然属性、相控破碎带反演等先进解释技术，严格落实表单式管理，清晰勾勒出富源Ⅲ区的奥陶系圈闭地下图谱，20天内就完成了构造解释、储层预测、圈闭描述、报告编制以及多媒体汇报论证等工作。通过规范圈闭管理和审查制度，不仅提升了工作效率，而且促进了圈闭会战一系列大发现，使得勘探开发步入良性循环，为油田加快发展打下了可靠基础。 

（3）加强顶层设计，整合研究力量，科研时效大幅提升

一是为提高超深层油气田精细描述质量，推进高效井位部署研究，创建了台盆区碳酸盐岩油气田勘探开发研究和博孜—大北地区超深超高压复杂裂缝型低孔砂岩气藏勘探开发研究两个专职研究队伍；二是甲方人员、物探分院以及其他战略联盟和技术支持服务单位合署办公，从开发基础地质、规划设计研究等方面保证一套稳定的科研队伍，采用一套工区和统一技术流程，最大程度地盘活资源，有效缓解了人才紧缺矛盾；三是统筹顶层设计，建立项目运行大表，具体任务细化到最小单元，每个任务都明确到时间、细化到个人；按照“表单式管理、节点化管控”做好周报月清，关键时间点督办，确保按时保质保量完成方案、井位等研究任务。通过整合研究力量，极大地提高了工作效率，加速了从圈闭—储量—规划—方案—井位的成果转化时间。在台盆区碳酸盐岩复杂断溶体油气藏、前陆冲断带裂缝性低孔砂岩气藏的油气藏描述、开发机理及技术政策制定等关键核心技术攻关的基础上，近3年来部署开发井超200口，基本提前一年完成下一年度井位部署任务，为现场实施和优化设计预留了充足的准备时间。2020年科学编制了博孜—大北和塔河南规划方案，为“库车”“塔北—塔中”两大根据地的产能建设提供了根本遵循。

 2.发挥专家优势，提高设计质量，建立方案井位三级审查制度 

（1）优化方案编制流程，固化审查模式，抓实方案设计源头。油田公司始终坚持“方案优化是最大优化”的理念，通过优化方案编制流程、固化审查模式，持续提高方案编制质量和效率，确保油气产能建设科学高效。一是强化方案编制前期准备，方案立项明确“四个增量”的原则，即资料增量、认识增量、管理增量、技术增量，提前谋划资料录取、专题研究、关键技术攻关顶层设计，夯实方案编制基础。二是优化方案编制模式，由各专业接力式向融合、一体化的编制模式转变，实现方案编制“四个结合”，即油藏地质方案与钻采工程方案结合、钻井工程方案与采油工程方案结合、采油工程方案与地面工程方案结合、区块工程方案与生产实际结合。方案编制过程中地质研究人员、工程设计人员同步工作，现场生产管理人员全过程参与，在井型设计、井位部署、储层改造等环节开展地质工程一体化的方案优选，通过一系列措施使得方案编制效率、可实施性显著提高。2018—2020年，油田共完成开发（调整）方案编制近60项，方案编制周期缩短26%，其中完成股份公司审查的重点方案数量为往年平均值的3倍，且审查通过率达到100%。通过管理创新，突出了方案审查过程中专家的把关作用，实现了方案审查可查询、可追溯、可考核，全面提升了各级方案编制的质量和效率（图3）。

（2）井位部署突出“3+1”制度，产建效果逐年变好。一是加快井位部署节奏，每年年初确定并发布当年开发井位研究部署进度计划，安排到具体区块，落实到具体责任单位，实现当年完成下一年度全部开发井位部署，为后续产能建设的实施及优化调整赢得充分主动。二是井位部署由以往单纯的井位会议审查（一级审查）提升到三级审查，加强了过程管理，实行专家负责制，遵循专家审查、集体决策的原则，审查流程“标准化”，从制度流程上激发各级专家的责任心，充分发挥各级专家的决策作用。三是井位部署坚持“三个80%”的原则（图4），即一级审查专家同意率超过80%的井位才能进入二级审查、二级审查专家同意率超过80%的井位才能进入油田终审、油田终审专家同意率超过80%的井位才能部署实施，切实保障井位质量，提高成功率及投资效益。四是建立开发井位工程—地质—费用一体化审查模式，通过开展工程地质概算交底，针对新井踏勘、预设计、预投资，组织科研、生产、实施单位三方进行“三个一体化”交底，确保地质靠实、工程可行、投资有序、经济有效、安全可控，为新井三级审查后再添一重保障（图5）。

2018—2020年油田井位部署与研究工作实现历史性突破。2018年3月份完成当年井位部署，12月底前完成了2019年度井位部署，此后每年都提前完成下一年的井位部署工作，实现早部署、早实施、早见效，牢牢掌握了新井生产主动权（图6）。 

3.立足解决矛盾，创新管理模式，集中优质资源和力量办大事

超深层油气田产能建设周期长，特别是库车山前超深层气田从发现到建成投产的周期一般为4—5年，碳酸盐岩油气田从发现到建成投产的周期一般为2—3年。要实现油田公司3000万吨目标，2018—2020年需新建产能1000万吨以上，工期紧张、任务繁重。在塔里木油田公司党工委统一领导下，充分发挥“两新两高”体制优势，采用“1+N会战模式”，通过组织扁平化、服务市场化、区域总包和区域专打等模式，大幅降低油气田产能建设时间。 

（1）发挥集约化管理优势，提高钻机动用率。通过组织扁平化、服务市场化，构建产建集中统一管理体制。2018年油田公司把分散在6个单位的产建技术力量整合，专门成立油气田产能建设事业部（图7），实行项目经理部负责制，推行甲乙方一体化融合管理，节约人力资源120人；通过靠前指挥，关口前移，全力推进点、线、面等包保责任制，使得钻机运行效率大幅提高。

钻机动用率由2017年74%提高到2020年96%，钻机动迁周期由2017年49天缩短至2020年16天。YM—X井仅用1小时39分钟实现了7000米钻机井架一次性整拖平移，创造了从老井试油结束至新井开钻用时最短纪录。 

（2）发挥一体化、专业化优势，实现建井全过程提速。一是坚持提前谋划、提前部署、提前实施；通过实行进尺落实到钻机、产量落实到单井、责任落实到人头的原则，科学编制新井运行计划，有效指导和协调钻前、环评、林评、征地、钻完井、地面工程等各专业同时提速、各工序无缝衔接；二是集中力量资源，发挥专业化管理优势，地质专业针对不同井地质目的、所在区块地面、地下特征，组织联合踏勘确定最优井口位置，优化方案设计，从源头消除井控、环保、工程等隐患，助力建井全过程提速；三是钻完井专业针对不同区块地质特征复杂程度及钻井队伍整体素质，创新采取区域专打模式，发挥勘探公司专业化管理优势，加快建井节奏，缩短建井周期；四是地面专业推行标准化设计，规模化采购，工厂化预制，大大缩短现场安装时间，确保了单井建产周期及重点地面工程高效建成。 

4.强化过程管理，保障建产效益，地质工程经济协同决策部署 

在现有建产模式下，控制百万吨（亿方气）产建投资，提高内部收益率难度很大。为此需要合理设定经济评价参数，客观评价项目效益，优先实施技术可行、经济高效的项目，提高建产效益。

（1）强化方案实施跟踪优化，提升方案实施质量效益。一是牢固树立“优化方案就是降低成本”的理念，加强地质—工程—经济评价多专业融合一体化，优化井网井型、简化地面流程、推广应用新技术新工艺新材料，根据新钻井实施效果，及时调整方案，合理优化地质、工程设计参数。二是根据新钻井实施效果，结合生产动静态资料，地质人员进一步落实储层、靠实储量，精细油气水分布关系研究，适时优化井位部署、井网井型，提高钻井成功率及储量动用率；三是工程技术人员以实现油藏地质目的为目标，对方案采用的主体工艺技术进行技术可靠性、经济可行性、安全可控性、管理便利性的四性评估，针对生产过程中暴露出的问题开展专项研究和治理，指导后续方案优化调整。油田2020年对跃满西、玉东7、英买470、玉科等区块开发方案进行优化，特别是针对跃满西在年产油规模不变的情况下，优化后较原方案总井数减少32%，开发效益大幅提升。2020年新编制的博孜—大北、富满油田规划方案，内部收益率远高于集团公司同期平均水平。 

（2）精细实施，多专业协同，全过程优化，实现高效建产。创新系列油气产能建设过程管理流程（图8）。一是开展已部署待钻井复核，组织各级专家，结合各区块最新钻探认识和地质研究成果，开展了7轮180余井次井位复核。二是开展单井经济评价，先算后干，效益排队，优中选优，确保上钻开发井内部收益率均达到中石油经济极限，不打1口无效益井。三是优化正钻井完钻井深及资料录取项目，在满足地质目的和保证开发质量的前提下，不多打1米无效进尺，不多测录1项非必要项目。四是井位跟踪做好“三优化”，动态优化上钻顺序，确保重点区块、重点井优先上钻；按照随钻跟踪优化决策“事不过夜”“24小时实时决策”的原则，及时优化轨迹，确保实现地质目的，为钻井保驾护航。

油田2020年全年取消效益不达标井次超70口，集中动用博孜—大北、富满油田优质资源，在投资下降的情况下，产建项目内部收益率整体上升5个百分点；对正钻的28口井工序和设计进行优化，减少非必要进尺超1500米、测录项目40余项、取心8筒等，整体节约投资2294万元。 

（3）强化导向意识，通过管理提升推动产能建设提质增效。围绕集团公司提质增效总目标，坚持效益导向、问题导向、目标导向。

三、实施效果 

（一）支撑油气业务快速发展，如期建成三千万吨大油气田

塔里木油田3年净增油气产量当量532万吨，其中2020年净增220万吨以上，3年均超额完成各项生产经营指标，2020年油气当量达到3080万吨，超额完成“十三五”规划部署，高质量建成3000万吨大油气田。 

（二）优化开发生产投资，百万吨产建指标创历史新低

产能建设成本创历史新低。已落实的两大集中建产区块（博孜—大北、富满油田）是集团公司效益最好的产能建设项目，内部收益率远高于集团平均水平。2020年在投资调减降幅14%的情况下，产能完成率不降反升，新建产能原油92万吨、天然气31亿方，折油气当量340万吨，完成了年初计划的103%（图9），根据2019年产建投资指标计算油气产建同口径对比控减投资超25亿元。

（三）创新超深层油气开发技术，油气新井产量得到大幅提高 

1.富满油田碳酸盐岩油藏提高开发井成功率关键技术取得突破。建立了“定区、定段、定井、定型”的井位部署方法，明确了“主干油源断裂+正地貌+长串珠”的高效井特征，择优高效建产，2018—2020年部署井位超70口，钻井成功率从2017年75%上升2020年95%，原油产量创历史新高，从2017年的72万吨上升至2020年的154万吨，富满油田“十四五”期间预计可建成500万吨当量大油气田。

 2.形成库车新区天然气前期评价技术。克拉苏构造带圈闭从2017年67个增加到2020年96个，钻井成功率、产能完成率、高效井比例提至100%，近3年完成新井66口，新建天然气产能超70亿立方米，2020年塔里木油田天然气产量突破300亿立方米。库车山前目前正钻圈闭15个，2025年探明天然气地质储量将继续大幅上升。

 3.形成了超深水平井钻井技术。2019年克深X攻关采用超深复杂构造盐下大斜度井钻井技术取得成功，实现了避地面、地下复杂和提高裂缝钻遇率提产能的工程地质目的，为地下、地表复杂区块的开发提供了有力保障。2020年配套完善技术，在库车山前共实施大斜度井（水平井）12口。

 4.形成超深复杂储层改造技术。纵横向充分改造，提高单井产能，纵向精细分段分层，“机械+暂堵”复合分层改造，提高储层纵向动用程度；横向上“远探测+地震+地质力学”多尺度储层评估，明确远井裂缝方位，优化改造参数，实现精准沟通。裂缝性致密砂岩单井提产4.7倍，相比配产高1.6倍；碳酸盐岩改造有效率稳定在90%以上（图10）。

在技术进步基础上，超深层油气藏产能建设的单井产量大幅提高。原油、天然气新井单井产量分别提高11.3%和10.9%，开发井成功率由原来的87.8%提升到95%，高效井比例由29.1%提高到58.9%（图11），新井油气产量连续3年双超挑战指标。2018—2020年，年均新建原油、天然气产能较2017年分别增长53%和201%，彻底扭转了长期被动的产量局面。

四、结束语 

通过超深层复杂油气田高效产能建设管理创新与实践，塔里木油田实现了主营业务跨越式发展，有力促进了精细管理、效益开发，推动了研究效率提升、科学技术进步，以踏石留印、抓铁有痕的姿态，落实了集团公司加快发展规划，为塔里木油田“十四五”冲击4000万吨、奋力推进世界一流现代化大油气田打下了坚实基础。

成果其他创造人：范坤 魏明达范家伟杨志敏詹启桂付小涛