盛夏的鄂尔多斯盆地，抽油机在黄土塬上起落，天然气沿管网奔向远方，新能源站场绿电涌动。2026年上半年，长庆油田完成油气产量当量3416.72万吨，为年计划的51.54%；实现新能源产量15.08万吨标准煤，自发绿电3.44亿千瓦时。一组组数据，勾勒出这座超大规模油气田高质量发展的新图景。

在这份半年答卷的背后，一场生产方式变革正在千里油区加速推进。从2007年到2026年，长庆油田油气产量当量增长2倍多，油气水井数增长3倍，人均劳动生产率翻了一番，油气产量当量连续6年保持6000万吨以上。井更多、区域更广、链条更长，传统生产组织方式面临新考验。井站走上屏幕，数据汇入平台，模型参与研判——过去依靠人盯、车跑、表传的生产组织方式加快改变，数字化、智能化成为支撑超大规模油气田高效运行的关键力量。

2025年底，长庆油田“超大规模超低渗油气生产智慧油田”入选国家级卓越级智能工厂，获得工业和信息化部等六部委联合颁发的卓越级智能工厂证书。站上“卓越”，锚定“领航”。长庆油田把目光投向更高目标，深入落实集团公司“数智石油”战略举措，加快“长庆数智2.0”建设。“十五五”开局之年，长庆油田以创建领航级智能工厂为牵引，大力实施“人工智能+”专项行动，加速补齐基础设施短板、贯通业务流程、拓展智能应用场景，一座覆盖千里油气区的开放式智能工厂加快成形。

 

全域感知 织密生产运行“一张网”

长庆油田建立起全域感知的油气生产物联网系统

 

如何把广袤盆地上的井、站、管线和地下油气藏研究连成一个整体？这是长庆油田数智化建设首先要回答的问题。

鄂尔多斯盆地沟壑纵横，油气资源分布广、井站管网跨度大。过去，一口井的生产情况、一座站的运行状态、一条管线的压力变化，往往分散在不同系统和不同岗位。信息传递慢一步，生产调度、安全管控和应急处置就可能多一道环节。

如今，随着油气生产物联网的持续完善，地上生产现场正在被一张“感知网络”紧紧连接——

这张“网”铺向井口。油井、气井、水井的压力、温度、产量、功图等关键参数持续汇聚。这张“网”延伸到站场。压缩机、分离器、储罐、阀组等设备的运行状态实现在线监测。这张“网”覆盖管线。压力、流量、风险点位和周边作业信息同步纳入监控视野。目前，长庆油田已建成国内规模最大的油气生产物联网系统，有数字化油气水井10万余口，井站实现数字化全覆盖，安装各类仪器仪表53万余台、控制设备12万余台，在98个作业区部署国产数据采集与监视控制系统（SCADA系统）。越来越多的生产单元由“物理点位”变为“线上节点”。

地上生产实时在线，地下油气藏研究也在加快协同。依托油气藏研究与决策支持系统（RDMS系统），地质研究、油藏评价、动态分析、开发部署等专业工作在统一平台推进，三维地震、测井解释、生产动态等数据汇聚关联，科研人员可以在同一环境下开展多学科协同研究。目前，RDMS已建成29个协同研究环境、22个决策主题应用场景，可自动筛查异常井，监控重点井动态，智能预警274个重点油藏，预测日产油水平准确率达98.7%，人工工作量降低58%。

支撑这张网高效运行的，是不断完善的数据、平台和安全体系。“十四五”以来，长庆油田在用系统由295个精简至228个。今年年初以来，生产运营平台与信息化补强工程融合应用持续深化，生产、设备、物资、经营、安全环保等数据逐步贯通，过去散落在不同系统中的“数据孤岛”被逐步连接。平台持续做减法，数据价值不断做加法。

这张“网络”也向新能源业务延伸。清洁电力、清洁热力、清洁替代、碳捕集利用与封存等业务陆续纳入统一支撑范围，“绿电”生产、消纳、调度和低碳管理能力持续提高，为油气与新能源协同发展提供数智底座。地上生产实时在线，地下研究协同推进，一张贯通科研、生产、经营、安全的数智网络加速成形。

 

闭环协同 畅通油气生产“一条链”

长庆油田智能监控系统实施调控（强达 摄）

 

井站接入网络、数据汇入平台，变化开始从屏幕走向现场。

7月9日，破晓时分，一架复合翼无人机从苏里格第一天然气处理厂附近腾空而起，以0.2米分辨率扫描558公里长的外输干线，精准排查管线隐患。与此同时，苏里格第六天然气处理厂的智能巡检机器人依托高精度导航，自主驶出充电舱，对场站的压力、温度及气体泄漏等关键参数实施全天候监测。一架在空中巡线，一台在站内巡检，过去主要依靠人工完成的“看、听、测、摸、闻”，正在由无人机、机器人和在线监测设备共同承担。

“以前巡检靠腿、靠眼、靠经验，现在靠系统把风险点先筛出来，我们再带着问题去现场。”采油二厂华池作业区技术员韩明月说。巡检方式变化的背后，是风险发现、任务派发、现场处置、结果复核的链条加快闭合。在采气三厂，光纤振动预警系统覆盖苏里格气田1474公里长的骨架管网，系统捕捉沿线细微振动，识别外力破坏、施工扰动等风险，为长输管线装上全天候在线“哨兵”。

智能巡检向生产组织端不断延伸。采油八厂最远井站距前线指挥部车程超3小时，数字化生产指挥中心投用后，依托“1+6”大监控运行支撑保障体系，过去6人守1站，如今1人管10站，系统误报率稳定控制在5%以内。“一方屏幕联通千里一线，偏远井站无须常年驻守，生产工况实时可视、隐患实时可预警。”采油八厂数字化生产指挥中心副主任张震说。

类似变化正向油井、气井、站场、管网和新能源业务全面铺开。油井功图自动采集、工况诊断和远程启停，使油井管理转向连续监测；气井柱塞制度优化、智能开关井和动态跟踪，强化井群协同；注水井远程调参和“源—供—注—配”一体化控制，加快注采联动；新能源综合管理平台统一监测清洁电力、清洁热力和清洁替代业务……这些应用不再各自运行，而是串成“数据采集—异常识别—任务派发—现场处置—效果反馈”的工作链条。

目前，2500余座场站建成或升级为无人、少人值守，越来越多的员工从重复巡检、机械操作中解放出来，全要素生产率持续提升。

 

智能决策 打造企业运营“一颗芯”

亚洲陆上最大页岩油水平井平台-华H100平台（唐瑜 摄）

 

迈向领航级智能工厂，生产系统还要进一步具备分析、判断和辅助决策的能力。

7月10日凌晨，采气一厂生产指挥屏上，一口气井的产量曲线出现波动。系统自动调取井口压力、柱塞运行、历史制度和相似井措施等信息，气井产量预测智能体随即给出复产峰值评估和调参建议。人工智能正由模型试验走向生产流程，逐步嵌入一口井、一座站、一条管线的运行过程。

“我们正在推动人工智能应用进入流程、进入岗位、进入现场。”数字和智能化事业部经理、党委副书记海涛说，“AI赋能油气生产，关键在于融入业务体系、贯通生产流程。只有贯通诊断、推荐、执行、评价全过程，才能真正转化为新的生产能力。”

在页岩油开发现场，模型让钻井“打得更准”、压裂“压得更精”。长庆油田汇聚地质、工程、生产等多源数据，让模型参与井眼轨迹预测、压裂工况识别和施工参数优化。随钻地质导向模型可对钻头前方10米井斜角进行滚动预测，在井眼轨迹“走偏”前发出提醒。压裂工况识别和施工压力预测模型可提前60秒预判压力变化，工况识别准确率达到92%以上。

在气田生产中，气井产量预测模型以1266口井的地质、工程、生产数据为训练基础，对产量趋势、复产峰值和调产效果进行快速评估，产量调整响应时间由1天缩短至2小时。柱塞制度、间开节奏、井群协同控制被纳入统一计算，生产制度有了模型辅助进行智能推演。

人工智能也在守护生产安全。长庆油田横跨陕、甘、宁、内蒙古四省（区），井站线点多、面广、链长。如今，摄像头、无人机、传感器和AI模型共同织成新的“防护网”。视频AI智能分析系统对火焰、原油泄漏、夜间人员闯入等场景进行识别，全油田工业视频实现5分钟智能轮询分析，日均处理图片视频达1382万个，隐患识别周期由120分钟缩短至15分钟，误报数量降低80%。

产量预测、参数优化等生产环节正加快引入人工智能，人的经验与模型能力在实际业务中更加紧密地协同。长庆油田正把散布在鄂尔多斯盆地的井、站、管线，组织成一座实时感知、集中管控、协同运行、智能优化的开放式智能工厂。

清晨，当第一束光掠过黄土塬，井场参数沿感知网络汇入生产指挥中心，模型同步研判工况、优化制度，数百公里外的管网、场站和新能源装置协同响应。

从“卓越”迈向“领航”，长庆油田正以生产方式之变释放发展新动能，以数智之力支撑油气当量持续高位稳产，在建设世界一流大油气田的征程上，书写“数智石油”的“长庆方案”。

（仲庭祥、魏红芳、尤淇民、王俊骁参与采写，图表内容由长庆油田数字和智能化事业部提供）

原文刊发于《中国石油报》2026年7月27日04版专题

编辑：王春艳