长庆油田数字化转型智能化发展成效与认识

付锁堂 石玉江 丑世龙 马建军

（1.中国石油长庆油田公司；2.中国石油长庆油田公司数字化与信息管理部）

长庆油田是21世纪我国西部快速崛起的特大型油气田生产基地，2013年油气产量当量突破5000×104t，并连续7年保持高效稳产上产，2019年突破5700×104t，其中天然气产量突破400×108m3,承担着向京津冀、周边省区等40多个大中城市供气任务；西气东输、陕京线等13条主干线在长庆油田交汇，是国家天然气管网中心枢纽。为应对低油价、高成本、高风险，以及企业快速发展对劳动用工增长形成的挑战，中国石油长庆油田公司积极探索传统油气田企业新型工业化发展模式，将先进的信息化技术与油田主营业务深度融合，走出了一条数字化转型、智能化发展的有效路径。

1 智能化油田规划

1.1 长庆油田数字化转型背景

长庆油田主营鄂尔多斯盆地油气及伴生资源的勘探、开发、生产、储运和销售等业务，工作区域横跨陕、甘、宁、晋、内蒙古5省（区）。油气藏地质条件复杂，具有典型的低渗透、低压、低产特征，勘探开发难度大。油气生产区域点多、线长、面广，自营区共有油气水井8.7万余口、场站2400余座，目前油田平均日产油1.3t、日产气0.74×104m3。油气区位于黄河流域，北部是荒原大漠，南部是黄土高原，生态脆弱、环境敏感，安全环保风险高。企业生产区域自然条件艰苦，社会依托条件差，交通不便，生产管理和现场组织难度大，绿色矿山建设成本高。

长庆油田积极践行保障国家能源安全重大责任，制定了新时期“二次加快发展”战略规划，明确2025年实现油气当量6300×104t发展目标。面对资源品位下降、水平井大型体积压裂规模化应用、安全环保风险管控难度进一步加大、国际油价持续低位运行导致经营形势空前严峻等一系列重大挑战，需要探索系统化的应对策略[1]。但在传统“科层制”模式下，信息不对称、部门本位主义、流程与组织冗余、激励饱和等是企业管理的难题，特别是大型国有企业，上述问题尤为突出。利用信息技术全面重塑企业经营管理模式，实现数据赋能，促进企业发展方式和管理模式变革创新，是企业从工业经济时代迈向数字经济时代的必然选择。

近年来，新一代信息技术蓬勃发展，为油田企业数字化转型、智能化发展带来新的重大机遇。长庆油田积极跟进信息时代技术管理变革趋势，把数字化、智能化作为重要配套工程，制定了智能化油田建设规划和目标愿景。总体目标是以企业价值为驱动力，以用户体验为核心，通过物联网、大数据、云计算、人工智能、移动应用等技术的创新应用，全面建成油田数字神经系统，大幅度提升油田各层级对勘探开发过程、管理对象及企业资源的全面感知能力、敏捷反馈能力、整合运营能力和全局优化能力，推动生产自动化、运营集约化、分析智能化和组织扁平化，到“十四五”末全面建成行业领先的智能化油气田，有效提高生产效率和油气田开发效益。

1.2 智能化建设系统架构

长庆油田坚持勘探开发主营业务主导，重点围绕基层用户、基础工作、过程管控，按照全域数据管理、全面一体化管理、全生命周期管理、全面闭环管理理念[2]，实施智能化“326”工程，配套“油公司”模式改革，打造数字时代现代化油气田业务运营新模式，助推企业高质量发展。具体包括：构建大科研、大运营、大监督三大支撑体系；筑牢统一数据湖、统一云平台两大基础；深化场站无人值守、油气井智能优化生产、作业可视化监控、四维油藏模型、智能装备应用、人财物精准管理6项重点应用。

三大支撑体系包括：（1）大科研体系，面向综合地质研究，搭建开放式大科研平台，实现油田所有科研生产单位、石油工程技术服务单位基于同一地质模型开展工作，大幅提高科研工作效率和方案部署符合率，主要包括地质综合研究、勘探开发随钻分析和生产动态分析等内容；（2）大运营体系，面向资源优化应用、人财物精准管理、能耗监测，突出生产经营一体化、地质工程一体化、地上地下一体化、油气一体化，整合运营、统一调度各类资源，降低运营成本，主要包括生产运行、应急指挥、经营决策等内容；（3）大监督体系，面向油气场站作业、井筒工程、油气集输、质量安全环保，通过全流程可视化监控、标准作业程序、图像化溯源、安全大数据分析，及时预警报警，提升一体化管控能力。

图1为长庆智能化油田总体架构，分为物联网层、基础平台层（IaaS）、数据湖层（DaaS）、技术平台层（PaaS）和应用层（SaaS）5层架构。物联网层包括生产现场数据采集、边缘计算、运行监控等；基础平台层采用云计算技术，为数据传输、存储和分析提供软硬件支撑环境，实现基础设施集中共享和统一管理；数据湖层构建大数据技术平台及数据管理体系，加快地质油藏、井筒工艺、地面工程和经营管理4类数据集成整合力度，以数据共享服务为核心，形成油田公司全域数据资源汇聚中心；技术平台层通过建设驻地科学计算云，提供行业公共组件服务，专业软件许可浮动调用，加大各类应用系统向“云端”迁移的力度；应用层以微服务方式，为用户提供业务运行环境。

1.3 智能化油田实施策略与路径

图1 长庆智能化油田“326”工程总体架构

企业数字化、智能化转型发展是一项系统工程[3]，企业“一把手”要亲自部署、统筹推进，在实施过程中必须坚持“一张蓝图”理念，按照技术攻关与示范建设、规模推广与优化提升、流程再造与体系配套三步走有序推进。围绕制度、标准、运维、人才、安全等开展配套建设，突出数据与运维保障，形成公司统一领导、业务部门需求导向、信息部门统一组织、各单位落实推进的智能化建设管理体系，促进油田智能化可持续发展。

（1）坚持“四统一、三结合”，即标准统一、技术统一、平台统一、管理统一，与生产相结合、与安全相结合、与岗位相结合。处理好存量有序整合与增量高质发展的结合，老区在工艺流程优化简化的基础上进行智能化升级，新区与产能建设工程同步配套实施。

（2）强化体系建设。坚持建设与管理并重、应用与维护并重，以支撑业务高效运行为目标，从建设、管理、应用、维护4个方面入手，加强制度建设，形成体系牵引、考评驱动的管理格局。

（3）建立新型岗位责任制。以基层采油采气操作、技术岗位员工日常应用能力提升为核心，将数字化、智能化内容纳入生产一线专业操作、技术岗位应知应会内容，着力打造一批既懂油气生产、又懂数字化的“复合型、大工种”岗位人才，建立自主运维的激励机制和人才梯队。

（4）推行自主运维。合理划分运维层级和界面，将日常保养维护、仪器仪表故障诊断纳入“大工种”范畴，对维修、编程等专业性较强的岗位通过引进培养，形成专业化自主维护队伍；探索“建设+运维”、“产品+服务”的一体化运维模式，确保数字化、智能化系统稳定运行。

2 智能化油田建设成果

2.1 生产自动化

长庆油田自2007年起开展井场数字化建设，利用工况自动诊断、示功图计产、抽油机远程启停、注水量自动调节、管线运行监控、视频分析等技术，建立了“电子巡井、远程监控、预警报警、精准制导”的新型巡检模式。近年来，通过油气井智能间开、注水系统源供配注一体化、工况智能诊断、智能排水采气等新技术的研发应用及不断完善，井场生产自动化水平大幅度提高。81600余口井、2400余座站点实现在线管理，油气水井覆盖率达96.7%，站点覆盖率达100%，作业区、各类站点SCADA系统全覆盖。

2017年起开展站场无人值守建设。按照“顶层设计、示范引领、分步推进”的原则，通过变频自动连续输油、自动排液、加热炉熄火保护与自动点火、流程远程切换与集中控制、视频监控、预警报警等系列技术攻关应用和站内设备、工艺自动化改造，设立中心站，按照流程归属对上游无人值守站场远程集中监控，紧急情况“一键关停”，建立了“无人值守、集中监控、定期巡检、应急联动”的智能化生产组织方式。目前，油田中小型场站无人值守覆盖率达到83%，气田超过90%，累计盘活用工3000余人，有效补充了新建产能业务用工需求。

变革地面建设模式，创新研发系列一体化集成装置。规模应用数字化增压橇、数字化注水橇、数字化高/低压集气装置等一体化集成装置63类2100余台，实现智能化自动运行、设备故障自动保护、紧急情况自动停车，并建成了以佳县处理站、庆四联、岭二联、梁四转为代表的大型橇装化站场。

2.2 运营集约化

长庆油田按照公司、厂处、作业区三级架构，建设数字化生产指挥/调控中心，推进生产经营一体化，实现区域整合运营、统一资源调度；实时监控油气生产，精准把控运行态势，实时推送信息指令，实现全过程闭环管理；建立供水、供电、道路、通信在线监控系统，推动重点生产区域、规模建产区域的保障措施落实。

面向油气田井筒工程、场站作业、油气集输巡检、管道泄漏检测、交通运输等场景，集成视频监控、GIS、系统业务数据等统一管理平台，实现全流程可视化监控、标准作业程序在线指导、图像化溯源、安全大数据分析，提升质量安全环保一体化管控能力。建立流程化的应急管理体系，按照资源共享、重点突出、节约高效的原则，统筹优化各类应急抢险资源，实现应急现场可视化、应急资源协同化、应急救援专业化、应急处置规范化。

搭建统一协同的ERP经营管理平台，覆盖了勘探与生产8个渠道的投资、10个类型的项目、60大类物资、24大类设备及6类油气产品销售等核心业务；区域共享、抢单用车，实现车辆使用共享化、业务监督常态化，车辆运营效率大幅提升；仓储管理及条码系统，实现“工厂到现场”物流业务跟踪，取消二级库存，有效减少物资积压；重大设备运行实现状态监测、全景可视化、故障诊断和预知性检维修，长周期稳定运行，降低了运行风险。

2.3 分析智能化

为克服传统科研工作方式下数据资料收集整理费时费力、多学科协同难度大、成果转化周期长、科研生产结合不紧密等问题[4-5]，构建企业级大科研平台，成功研发了一体化、协同化、实时化、可视化的数字化油气藏研究决策支持系统（RDMS）、地质工程一体化平台（GEDS），促进资源整合、团队协同、知识共享，以及研究、决策、管理与执行的一体化，科研决策的质量和效率大幅提高。

按照“平台统一、任务驱动、源头采集、集中管理、全面正常化”的原则，建立盆地级数据资源池。对油田公司地震、钻、录、测、试、分析实验、油气生产、动态监测、地质图件、研究成果等各类动静态数据进行整合集成，实现集中统一管理，数据涉及油气井14万余口、5亿多条记录、20TB容量。研发油气藏数据链和专业软件接口，面向研究岗位、地质单元、专业软件、应用场景主动提供数据服务，实现了从“找数据”向“推送数据”的转变，通过一站式服务，科研人员用于数据收集的效率提高了数十倍。

融合ArcGis图元定位、数据导航、空间分析与智能成图等技术，自主研发地质信息与图面作业系统（CQGIS）。将点、线、面、体数据有机结合，实现平面、剖面、柱状地质图件快速可视化集成展现与在线交互分析。面向油气预探、油藏评价、地震测井、油气田开发、钻采工艺等专业领域，提供数据关联分析、在线分析工具、专题图快速绘制、三维可视化等技术服务，有效提升了油藏研究分析的自动化、智能化水平。

围绕水平井监控与导向、油气藏动态分析、矿权储量管理等业务场景，开发了16个决策主题系统，实现多专业协同决策。通过自组织项目团队创建、成果授权共享等方式，克服了传统职能管理模式和项目管理模式的不足，构建了新型数字化科研管理模式，打破部门、地域、学科壁垒，促进甲乙方、前后方、地面地下、油气的协同对接，改变了过去“单兵作战、小项目团队”工作方式，促进了科研生产良性互动与成果快速转化。RDMS日访问量超3000人次，已成为科研人员离不开的日常工作平台。

以三维数字盆地、四维油藏模型为核心，建设油藏数字孪生体。油气藏动态建模、数模技术取得重要突破，改变了大型建模数模软件依赖国外的现状。基于大数据的测井智能化解释成功落地，开发解释样本库、智能算法库和解释模型库，嵌入多井分析环境，使测井解释摆脱对技术人员地区经验和专家知识的依赖，有效提高解释精度和符合率。采用H5新一代互联网技术标准，研发三维地震成果数据智能化应用系统，通过云计算提供瞬时地震属性分析功能，实现了地震信息的云存储、数据共享、网页浏览和在线智能化应用[6]。

2.4 组织扁平化

企业组织变革是更深层次的变革，必须与技术变革、流程变革相适配才称得上转型[7-8]。数字化、网络化、智能化为企业组织扁平化提供了技术支撑。组织扁平化意味着消减中间层，转变传统的科层制、金字塔型组织结构，使组织从过去的层级关系走向网络化协同关系。

立足长庆油田特点和现状，结合“油公司”模式改革，推动“大部制、扁平化、大工种”的组织模式改革，建立适应数字化、智能化发展的新型劳动组织架构。以场站无人值守为基础，优化完善中心站模式下的采油气作业区组织架构，推行“作业区（中心站）—无人值守站/井场”管理模式，将传统四级管理模式压缩为两级，形成集中监控+区域巡护的井站运行模式，压缩了管理单元，有效盘活用工，减少基层岗位用工，支撑长庆油田油气当量从2007年2089×104t上升到2019年5703×104t，用工总量始终控制在7万人左右。

3 油田智能化建设成效

3.1 经济效益

长庆油田数字化、智能化建设，在生产优化、高效运营、创新创效和社会价值方面取得显著成效。一是节约用工成本。通过智能井、场站无人值守、智能化巡检、全流程可视化、协同研究等建设应用，劳动效率大幅提高。自2007年油田数字化建设以来，单井综合用工从1.2人/井降至0.7人/井以下，劳动生产率从300t/人提高到770t/人以上，百万吨综合用人从3300人降至1800人，年盘活用工4200余人，累计节约用工成本40余亿元。

二是节约土地资源。一体化集成装置应用，推进地面建设模式变革。平均减少占地面积60%，缩短设计施工周期50%，降低投资20%，累计节约用地1600余亩。

三是节约管理成本。运输区域共享管理平台实现运任务抢单、网上签认、审批、统计、结算一体化流程，减少管理人员和用车数量，车辆使用效率从60%提升到80%以上；协同办公、无纸化会议、视频会议等促使日常办公、差旅费用大幅降低。

3.2 社会效益

长庆油田智能化建设从根本上改变了传统的管理方式。一是简单性、重复性、危险性工作通过自动化、智能化，实现技术密集替代劳动力密集，大幅度提高了管理效率。通过压缩管理层级，劳动组织架构持续优化，支撑区域共享、大集体、集约型运行方式，组织架构更加扁平高效。

二是提升本质安全水平。通过多级监视、远程截断、统一应急调度，员工远离高温、高压、有毒有害等风险区域；通过远程集中监控实时掌握生产状况，开展生产优化与管理；对生产作业、管线运行、环境敏感区、设备状态实时监控，确保安全环保受控运行。

三是智能化催生了油田工种和岗位的深刻变革。作业区资料员、经管员、材料员变为复合型岗位。井站员工从枯燥、重复性的操作岗位解放出来，科研人员从繁杂的资料收集、整理和数据处理中解放出来，将更多的精力投入到分析工作中，大幅提高研究质量和效率。基层员工幸福指数得到提升，采油工告别“晴天一身土、雨天一身泥”，集中办公、集体生活、正常轮休，有效改善了员工的生产生活条件。

4 结论与认识

长庆油田开展的数字化转型实践与探索取得了良好成效。实现中小型油气场站无人值守、自动运行，生产运行业务全流程闭环管理；首创黄土塬集约、绿色、标准化地面建设模式，规模应用一体化智能集成装置。自主研发企业级大科研、大运营、大监督集成应用平台，实现业务线上运营。推动“大部制、扁平化、大工种”的组织模式改革，建立了适应数字化转型、智能化发展的新型劳动组织架构。

企业数字化转型是数字技术促进企业发展理念、组织方式、业务模式、经营手段从量变到质变，全方位融合、连接、改造、优化与重构的过程，是一个在实践中不断探索、完善的过程，不可能一蹴而就，要坚持统筹推进、久久为功。特别是要从思维理念、技术架构、岗位责任制和人才建设等方面加强配套，促进数字化转型成功并取得实效[9-10]。

一是要从管理思维转向用户思维。 数字化转型成功与否的一个重要标志就是能否实现由领导理念驱动转变为用户价值驱动。数字化主要为操作层、技术层服务，解决量大面广的问题，同时为管理疏通信息堵点、壁垒，实现高效协同。要面向基层广大用户，深入开展用户调查分析，开发的数字化产品要好用、耐用、易用，用户体验好，能够解决工作中的痛点，带来工作效率和质量的提升。

二是要构建新型IT架构，实施平台化战略。数字化转型强调企业信息流的集成共享，要加强工业互联网、云计算、人工智能等新一代信息技术研发应用，构建集约高效的新型IT基础架构，建设企业级统一数据湖和云平台，利用微服务技术，加强数据中台、业务中台、技术中台研发与共享集成，为业务数字化创新提供高效数据和一体化服务支撑。

三是要健全数字化岗位责任制。岗位责任制必须体现新的技术要求，变传统工作模式为数字化模式，实现单轨运行。企业管理人员、技术人员、操作人员都要把数字化作为基本劳动工具，推动数字技术与各类业务的融合，特别是与油气工艺流程、设备设施的深度融合，提升岗位数字化技能。

四是要加强数字化复合型人才培养。企业数字化转型必须充分调动各方面人才的积极性、主动性和创造性。特别要重视兼具生产业务能力与数字化技术的复合型人才的引进和培养，形成吸引人才、培养人才、留住人才、凝聚人才的发展体系。