在石油工业领域中，首先使用自动化技术的就是自动计量，也就是仪表自动化。随着科技的进步和工业的不断发展，社会生产对能源的需求，尤其是石油资源的需求不断增多，也对石油生产中的计量工作提出了更可靠、更准确的要求。过去，数据采集通常使用手动、人工读数的方式，这种方式精度差，速度慢，工人的工作强度大，不能满足现代工业生产需求对于数据采集系统的要求。尤其是在沙漠、戈壁滩、无人区等地带，油气井数量多，分布地广，管理困难，每口井数据都采集，需要石油工人每天乘车巡井1～2次前往井口手动记录采集数据，耗费大量人力物力。
油田自动化早已摆脱了传统的自动化模式，由早期的仪表自动化发展为以微电子学为基础，集微电子技术、电力电子技术、计算机技术和网络通信技术于一体的新一代自动化，进入大量应用可编程控制系统、集散控制系统以及数据采集与监视控制系统（SupervisoryControlAndDataAcquisition，SCADA）时期。自动化油气井采用前端仪器仪表、远程终端单元（RemoteTerminalUnit，RTU）、可编程逻辑控制器（ProgrammableLogicController，PLC）等采集设备，通过光纤、无线网络等网络技术将每口井所需采集的电流、电压等示功图数据传输到采集监控子系统中，通过SCADA工控平台，建成以井区或接转站为中心的远程监控点，实现对上游无人值守站的远程监控从而实现所有井的统一化管理，通过前线调度指挥室，检测所有油气井的运行状态。
20世纪90年代，分散控制系统（DistributedControlSystem，DCS）的功能越来越强，工作效率越来越高。随着通信技术的发展，SCADA越来越多地用于油田的生产控制与管理。进入21世纪后，各油公司的SCADA应用越来越普及。目前国际石油公司基本上都实现了生产数据的自动收集、处理、计量，并在此基础上进一步发展形成生产自动预警、生产装置自动监控、支持生产指挥决策。
国内油气田数字化建设大致分为三个阶段：
自动化阶段（1990—1999）。从传统的油气生产组织方式依靠人工巡井、生产方式以手工操作为主到实现井口、处理站生产数据监测及流程控制，各部分独立运行阶段。此阶段国内油田还处于DCS和SCADA时代，物联网技术应用较少，DCS和SCADA系统属于工控级的系统，多数只对生产装置关键部位进行数据自动采集，在场站范围内实现了生产装置的监控管理，但无法实现跨区域、跨网段的远程监控管理。
数字化阶段（1999—2010）。与信息管理系统相结合，实现各自动控制系统的数据集中管理。由初期的人工巡检和经验分析，发展到目前的自动采集＋自动预警＋智能分析，从而改变了原有生产模式，现场作业转变为无人值守，日常巡检转变为故障巡检，为油田进一步集中管理、简化管理层级、整合资源、优化管理提供技术手段。
平台建设阶段（2010年至今）。实现各自动化系统互联互通及油气生产数据的综合分析，实现油田生产的全面感知，实现油气生产管理由事后处理向事前预测、由分级分析向协同处理发展、由经验管理向科学决策发展的转变。
油田及其原油外输管道过程控制就采用了先进可靠的SCADA系统，其中心处理设施、油田生产设施和外输泵站采用PLC实施过程控制，同时配备基于PLC的紧急关断系统（ESD）用来保护工艺设备和人身安全、保护环境，减少和避免事故发生。
目前很多石油公司建立应用全球远程通信和控制系统来监视、控制和优化油田现场作业的实时操作中心，利用信息技术来进行实时数据管理、设备自动化控制和优化生产，利用物联网、云计算、大数据等信息化技术将传统“业务模式”驱动下的油田转变为用数据说话的智能油田还需要继续探索才能完全实现。