截至12月10日，巴彦油田作为集团公司智能化示范工程，项目建设硬件部分已全部完成，正在进行软件开发，成为油田公司实现数字赋能、打造管控新模式的有力实践。

年度“十大重点工程”，是推动公司高质量可持续发展的重要牵引工程，重点工程的有序推进是对工程技术成果进行检验和完善的最好实践。油田公司工程技术系统以重点工程为抓手，持续强化工程技术迭代升级，不断推动工程建设管理创新，有力保障新油田效益开发、老油田高效运行，为公司加快增储上产、扩大当量规模提供有力技术支撑。

创新重效，激活发展强动能

工程技术攻关是助力公司降本增效、保障安全的硬实力“助推器”。工程技术系统持续强化井筒工程“三提”，抓好钻井工程、井下作业、注采工程提质、提速、提效。

钻井方面，工程技术人员聚焦新区效益建产工程，持续加强自主设计能力，强化地质工程一体化协作，加强区块横向对比分析，制定相关保障措施，井身质量、固井质量均高于集团公司考核指标。为夯实“压舱石”工程基础、提升井筒质量，技术人员对“压舱石”工程主战场肃宁-大王庄区块水泥返高进行重点治理，通过优化井身结构、优化水泥浆设计、强化固井过程管理，平均水泥返高相较于2023年提升了1200余米，保证了油井全生命周期井筒质量。大力推广一趟钻综合提速技术和水力振荡器等提速工具，在推进钻井质量提升的同时不断优化区块提速技术。

井下作业方面，以保质增效为核心，技术人员持续加强套损套变治理，应用低成本修复工艺，攻关完善复杂取套、小通径套变修复等修井技术，实现阶段增油1.1万吨。强化储层改造，持续攻关超深层碎屑岩、低渗透油藏储层改造技术，改造效果显著。全面优化分段封堵工艺，应用一体化挤注工具，缩短单井施工周期。

注采工程方面，全面推广应用第四代分注工艺，成功验证波码分注技术和地面双管技术在深井高温下的适应性，分注合格率较去年同期均提高0.1个百分点。通过“峰谷平电价+智能间抽”协同试验，平均泵效提高8.5%，单井日均节电超50千瓦时，有效助力实现深度节能工程目标。

源头管理，确保建设高品质

地面工程建设是实现快速建产和高效开发的有力支撑。工程技术系统以高水平设计方案、高质量组织实施、高标准加强管理，全力打造地面建设优质工程。源头把关方案设计，对标股份公司标准化设计，优化确立常规油气田、煤层气田、盐穴储气库等多类型标准化设计定型图，形成了具有华北油田特点的50个系列标准化定型图，同时，首次采用“内部审查+设计监理+专家咨询”模式审查大型项目设计文件，保证高水平设计质量，稳步推进兴华11先导试验、叶县盐穴储气库等重点工程。

高质高效做好地面建设，不断探索智能化管理，以巴彦油田产能建设、文23储气库、煤层气中央处理厂三期扩建作为试点，实施推行“智慧工地”管理，实现工程现场全天候、全过程、全覆盖管控，并采取日常监督、“四不两直”抽查、年度检查等方式加强现场管理，工程质量、效率稳步提升。

做好工程领域智能化建设，全面推进物联网建设，编制工程技术领域数智化顶层设计，打造数智管理系统，以“王四联井站一体智能化管控”为基础构建智能管控及配套驾驶舱，实现数智化场景应用，建设数智采油作业区，统筹规划业务数智化发展。截至目前，油田公司共完成1800余口井、4座区域管理中心数字化建设，井场和站场自动化覆盖率均高达百分之九十以上，推动油田公司数智化转型工程建设提质提效。

系统提升，挖掘生产高效率

地面系统效率的高低直接影响油田的生产成本、能耗和安全性，油田公司全面升级技术系统，聚焦“地面生产对标、集输系统优化、生产风险防控”等领域，高质高效做强重点工程。加强地面生产对标提升，全面开展多层级、多类型横纵对标工作，制定针对性措施，深入挖掘提质增效潜力。

在注水系统方面，对比往年技术数据，通过管道清洗、水罐检修、实施站场分压注水改造，大幅提升注水系统效率和井口水质达标率。在参数优化方面，对比集油系统全年参数变化，考虑到夏季环境高温，通过减少集油掺水量、下调集油温度，节约运行成本超250万元。加强集输系统简化优化，持续推进西柳二站、深大站和任一联简化优化改造，推进流程密闭改造，加大伴生气、储罐挥发气的回收力度，完成6座拉油点进系统，投运10余套套管气回收装置，提升集输密闭率。强化生产安全风险防控，目前正在实施的“智慧工地”与油田公司“安眼工程AI自动识别系统”深度融合工作，有效提升自动报警与诊断功能，扩大应用范围，实现全过程有效防范，力争做到重点工程全覆盖，为重点工程项目建设筑牢安全可靠防线。