陳民鋒，時建虎，朱學謙，黃安琪[.中國石油大學 (北京)石油工程學院，北京 049; .中國石化集團 新星石油有限責任公司，北京 0008;.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 0008]

深水區(qū)油氣資源儲量豐富，深水油氣勘探已成為國際石油公司競相投資的熱門領域，全球18個深水盆地(水深>500 m)均已進行了勘探開發(fā)[1-3]。近年來，我國也有西非等深水油田的海外項目陸續(xù)投入開發(fā)。深水油氣田與淺海及陸上油氣田勘探開發(fā)相比，具有技術要求高、作業(yè)難度大以及投資風險大等問題[4-6]；另外由于海上平臺使用壽命、開采合同期限等影響，在合同期內獲得最大效益是深水油田開發(fā)的基本原則，因此采取高速開采的模式已成為深水油田有效開發(fā)的共識[7]。

對于國外已投產的深水油田，各石油公司為達到深水油田高投入和高回報的目的，開展了油井產能優(yōu)化設計研究，提高單井經(jīng)濟效益，從而提高油田經(jīng)濟效益[8-11]。其開采方式要是利用天然氣頂、邊底水能量進行衰竭開發(fā)，部分油田采用注水、注氣開發(fā)；但目前尚未形成一套系統(tǒng)、完善的深水油田油藏評價技術，多個油田組合開發(fā)和產量接替的高效開發(fā)決策方法，也未總結出一套適合深水油田的高效開發(fā)模式[12-15]。而國內深水油氣田的勘探開發(fā)還處于起步階段，深水油氣田大井距注采井網(wǎng)優(yōu)化、儲量動用與接替的高效開發(fā)方案設計等理論和技術還有待于深入研究。

1 深水油田特點及高效開發(fā)要求

1.1 深水油田特點及要求

當前，在全球18個深水盆地均已進行了勘探，但大部分深水油氣勘探開發(fā)活動集中在大西洋兩岸的美國墨西哥灣、西非沿海(主要是安哥拉和尼日利亞)以及南美的巴西沿海。

對目前已經(jīng)開發(fā)的深水油田進行總結分析，其地質特點主要是：沉積相主要為深水扇和濁積流沉積，屬構造-巖性油藏，水深為500～1 500 m；大都屬于低粘度、高孔高滲和高豐度類型的油藏，儲量豐度多大于300×104t/km2，原油粘度多小于5 mPa·s，孔隙度多在20%～25%，而滲透率一般大于1 000×10-3μm2[8-9]。已開發(fā)深水油田的開發(fā)策略及特點如下。

1) 基本開發(fā)方式：對位置集中、多個油田構成的油田群，為滿足開發(fā)的儲量規(guī)模要求，大都采取多油田組合或聯(lián)合開發(fā)的方式；多采用“先天然能量、后能量補充”開采方式，主要包括天然能量(邊底水+溶解氣)+注水開發(fā)；如果采用注水開發(fā)，注水井多部署在油藏含油邊界外圍；井網(wǎng)密度一般為0.7～1.0 km2/口。

2) 開發(fā)井投產模式：各個生產階段的開發(fā)總井數(shù)呈現(xiàn)先增加后減少,或始終保持不變，即在穩(wěn)產期一般會投入最多的井數(shù)，而在產量上升期和遞減期，一般會適當減少投入的井數(shù)或關井以降低開發(fā)成本。

3) 油田生產模式：產量變化曲線呈不對稱的“Λ字型”或“窄梯形”，高產穩(wěn)定期短，一般為1年左右，進入遞減期的產量遞減快；生產階段可分為產量上升期(1～3年)、穩(wěn)產期(1～5年)、遞減期(4～6年)和生產后期四個階段。

4) 一般生產能力較強，但采油速度適中的油田(初期、穩(wěn)產期采油速度為3%左右)，多個油田(區(qū)塊)組合開發(fā)、產量逐次接替下，其穩(wěn)產期較長，有效開發(fā)時間內可以取得較好的效果。

目前我國有權益的海外XF深水油區(qū)的開發(fā)項目，是由多個油田和區(qū)塊等組成的油田群，這些儲量單元位置相距較近，但地質特點和流體性質存在一定的差異。單獨開發(fā)的效益較差或無法有效開發(fā)，而組合開發(fā)又受到鉆井和施工工作量、集輸成本和投資規(guī)模等的限制。因此，為獲得合同期內最大的產油量和開發(fā)效益，需要對這些相對獨立的油田、區(qū)塊統(tǒng)籌規(guī)劃，根據(jù)各個油田、區(qū)塊的特點，優(yōu)化組合各單元儲量的投產次序和投產規(guī)模(即優(yōu)先開發(fā)高等級儲量，在產量遞減時適時再開發(fā)后備儲量，在資金投入和工作量都受限的條件下，保持合理采油速度和較長穩(wěn)產期)，實現(xiàn)整個油田的高效開發(fā)。

1.2 深水油區(qū)多油田組合開發(fā)優(yōu)化步驟

基于深水油區(qū)基本特點和開發(fā)需要[8-10]，對深水油區(qū)多油田組合開發(fā)優(yōu)化的總體技術路線，包括以下3個方面的研究。

1) 建立深水油田儲量分級評價標準，并利用數(shù)學綜合評價方法確定不同油田的儲量等級。

2) 分析并確定深水油田產量運行主控因素，建立不同等級儲量的關鍵開發(fā)指標預測模型。

3) 建立滿足不同限制條件、開發(fā)效益目標最大的數(shù)學模型，并利用過程控制理論進行計算，優(yōu)化出不同儲量等級油田組合開發(fā)下的投產次序和投產規(guī)模。

根據(jù)總體技術路線，確定深水油田組合開發(fā)及產量接替優(yōu)化的具體實施步驟(圖1)。

1) 第一步：輸入油田基本參數(shù)(包括油田水深、油藏埋深、儲量大小、面積、儲量豐度、孔隙度、滲透率、粘度、地飽壓差及注采井距)。

2) 第二步：利用數(shù)學綜合評價方法進行儲量評價，確定不同油田儲量等級。

3) 第三步：建立儲量動用原則(優(yōu)先動用一類儲量油田，其它等級儲量逐次接替)[11]，進而確定油田儲量基本動用次序和投產規(guī)模(一次全部開發(fā)或多次部分開發(fā))。

4) 第四步：根據(jù)油田儲量等級和基本參數(shù)，選擇不同儲量等級相應開發(fā)指標預測模型。

5) 第五步：輸入深水油田開發(fā)限制條件，1級為產量(產油、產液和產氣)限制，2級為鉆井井數(shù)限制，3級為投入資金限制。

6) 第六步：依據(jù)限制條件逐步進行優(yōu)化計算，直到滿足所有限制條件；輸出不同油田組合開發(fā)下的投產次序、投產規(guī)模及產量接替結果。

2 不同等級儲量關鍵開發(fā)指標預測

2.1 深水油區(qū)不同等級儲量分類評價

系統(tǒng)調研和分析國外典型深水油田的勘探開發(fā)過程(西非水域、墨西哥灣水域、巴西水域、歐洲地區(qū)和太平洋地區(qū))資料，整理總結資料相對完整的32個已開發(fā)深水油田的數(shù)據(jù)。從油藏地質特征、流體性質和開發(fā)策略、開采規(guī)律和開發(fā)效果等方面，建立深水油田儲量評價樣本庫；通過開發(fā)效果、地質—開發(fā)的相應關系的分析，建立適用于深水油田儲量分級的評價方法。

2.1.1 建立深水油田儲量分級評價標準

建立評價標準是深水油田儲量分級評價的前提與基礎，具體步驟如下。

1) 確定深水油田儲量分級評價指標：影響開發(fā)技術實施的指標，主要有水深和油藏深度；影響開發(fā)效果的指標，主要是儲量規(guī)模、儲量豐度、孔隙度、滲透率、原油粘度和地飽壓差等。

2) 對已開發(fā)深水油田進行篩選，建立儲量分類評價的數(shù)據(jù)樣本庫。

3) 根據(jù)深水油田各評價指標的分布特點，基于數(shù)學統(tǒng)計方法分析，初步建立各評價指標的分布規(guī)律和分級區(qū)間。

4) 通過實際已開發(fā)深水油田地質條件和開發(fā)效果的關聯(lián)性分析，結合目前已有的行業(yè)相關分類基礎，來修正各評價指標的分級區(qū)間。

5) 利用建立的各指標分級標準進行儲量初步分級評價，并與實際深水油田開發(fā)效果對比分析，驗證、完善儲量分級標準。

依照以上程序來逐步確定深水油田儲量評價指標集及分級標準，結果見表1。

2.1.2 深水油田儲量分級評價

在對實際目標深水油田進行儲量分級評價時，采取以下步驟完成。

1) 確定目標深水油田的8個評價指標，并核實數(shù)據(jù)的準確性。

2) 基于建立的深水油田儲量評價指標及分級標準，對單個評價指標進行分級。

3) 采用數(shù)學分析方法——模糊聚類方法(或其他方法等)，對各評價指標進行計算，確定目標深水油田儲量等級；這樣可以綜合多因素的影響，全面反映油田的儲量特點。

4) 根據(jù)深水油田特點、儲量分級結果數(shù)據(jù)分布范圍、區(qū)間變化等，將深水油田儲量評價的結果分為4個等級，一類代表儲量等級“好”，二類代表儲量等級“較好”，三類代表儲量等級“中等”，四類代表儲量等級“較差”。

表1 深水油田儲量評價指標集及分級標準Table 1 Evaluation index system and classification criteria of reserves in deepwater oilfields

深水油田的儲量等級確定后，其產量運行規(guī)律可選用后續(xù)“不同等級儲量開發(fā)指標預測”新模型，分別進行生產動態(tài)的預測。

2.2 不同等級儲量開發(fā)指標預測

系統(tǒng)總結已開發(fā)深水油田生產規(guī)律，其采油速度基本呈現(xiàn)圖2所示“窄梯形”的特點。

1) 采油速度變化：對于條件一定的油藏，存在極限采油速度，而油田實際采油速度的大小受到開發(fā)井距、油藏物性參數(shù)等的影響。

極限采油速度的含義為：在油田物性、流體性質、開發(fā)條件等一定的情況下，油井采取最大產液量時對應的采油速度，是油田開發(fā)過程中采油速度的取值上限。

2) 穩(wěn)產時間變化：油田在極限采油速度以下，以一定的采油速度生產時，油田存在一定的穩(wěn)產期，其長短受到初產采油速度、開發(fā)井距、油藏物性參數(shù)等的影響。

3) 產量遞減變化：在穩(wěn)產期后，呈現(xiàn)不同的遞減變化。油田產量遞減率一般受到儲量規(guī)模、儲層和流體性質、天然能量大小和能量補給速度、開發(fā)方式和開發(fā)政策等的影響。對于一定儲量規(guī)模和地質條件的油田，按照正常開發(fā)的方式，產量遞減率主要受到遞減前的采油速度，開發(fā)井距和油藏物性參數(shù)的影響。

圖2不同開發(fā)階段采油速度變化示意圖Fig.2 Schematic map showing the changes in annual oil recovery rate at different development stages

基于已開發(fā)深水油田開發(fā)規(guī)律認識，結合油藏工程理論研究和機理模型數(shù)值模擬，建立深水油田不同等級儲量開發(fā)指標預測新模型。預測模型中各參數(shù)基準值的取值范圍為：油藏滲透率為100×10-3～3 000×10-3μm2，地下原油粘度為0.1～100 mPa·s，地飽壓差為1.0～15.0 MPa，注采井距為500～3 000 m。

在實際應用選擇預測模型時處理原則為：①滲透率超過2 000×10-3μm2后，一般都屬于高滲的級別，如果實際油藏滲透率大于預測模型參數(shù)上限時，選擇滲透率上限對應的預測模型；②當?shù)仫枆翰畲笥?5.0 MPa時，一般都屬于高地飽壓差油藏，其可利用的天然能量相對充足，在可行的開采速度內，一般都不會出現(xiàn)壓力受限的問題，如果實際油藏地飽壓差大于預測模型參數(shù)上限時，選擇地飽壓差上限對應的預測模型。

2.2.1 極限采油速度的確定

對于不同儲量等級的油田，其極限采油速度與滲透率、原油粘度、地飽壓差以及注采井距等的變化關系可分別表示如下。

一類儲量極限采油速度的計算公式為：

(1)

二類儲量極限采油速度的計算公式為：

(2)

三類儲量極限采油速度的計算公式為：

(3)

四類儲量極限采油速度的計算公式為：

(4)

式中:Vlim為極限采油速度，%；K為滲透率，10-3μm2；μo為原油粘度，mPa·s；peb為地飽壓差，MPa；D為注采井距，m。

2.2.2 穩(wěn)產時間的預測

對于不同儲量等級的油田，在給定條件下，其穩(wěn)產時間與滲透率、原油粘度、地飽壓差、注采井距和采油速度等的關系可分別表示如下。

一類儲量穩(wěn)產時間的預測公式為：

二類儲量穩(wěn)產時間的預測公式為：

三類儲量穩(wěn)產時間的預測公式為：

四類儲量穩(wěn)產時間的預測公式為：

式中:Tw為穩(wěn)產時間，a；Vo為油田采油速度，%；Vlim為極限采油速度，%；K為滲透率，10-3μm2；μo為原油粘度，mPa·s；peb為地飽壓差，MPa；D為注采井距，m。

2.2.3 采出程度的預測

對于不同儲量等級的油田，在給定條件下，以小于極限采油速度的初產速度生產，其采出程度與滲透率、原油粘度、地飽壓差、注采井距、采油速度和生產時間的關系可分別表示如下。

一類儲量采出程度的預測公式為：

(9)

二類儲量采出程度的預測公式為：

(10)

三類儲量采出程度的預測公式為：

(11)

四類儲量采出程度的預測公式為:

(12)

式中:Rm為油田采出程度，%；T，Tw分別為生產時間、穩(wěn)產時間，a；Vo為油田采油速度，%；K為滲透率，10-3μm2；μo為原油粘度，mPa·s；peb為地飽壓差，MPa；D為注采井距，m。

3 深水多油田組合開發(fā)及產量接替優(yōu)化

3.1 深水油田儲量動用原則

深水油區(qū)的目標開發(fā)項目一般為油田群，包括多個油田(油田名A,油田名B,油田名C,……)，每個油田可能又包含多個區(qū)塊和砂體，這些獨立的區(qū)塊和砂體可通稱為單個儲量單元。

為統(tǒng)一表述，將油田群命名為一級名稱，油田命名為二級名稱，區(qū)塊和砂體命名為三級名稱。對于不同的油田，可把處理為多個獨立的儲量單元；這樣對于多油田的組合開發(fā)，則變?yōu)槎鄠€獨立儲量單元的組合開發(fā)和產量逐次接替。深水油田整體開發(fā)儲量動用基本原則為：①對于多個油田(儲量單元)組合開發(fā)，先開發(fā)主力單元，鄰近非主力儲量單元逐次接替；②對每個油田(儲量單元)分別進行儲量等級分級評價，按儲量大小(先大后小)、按開發(fā)難易(先易后難)的原則，根據(jù)儲量等級評價結果進行初步排序，并選擇開發(fā)主體。

3.2 優(yōu)化目標及過程控制因素

3.2.1 優(yōu)化目標與過程控制

根據(jù)深水油田開發(fā)特點和要求，多油田組合開發(fā)及產量接替優(yōu)化目標為：在不同約束條件下，在合同規(guī)定的時間內獲得最大的累積產油量。

在優(yōu)化計算過程中，需要綜合考慮,年產液量保持在合理水平,維持年產油量穩(wěn)定生產，年鉆井工作量、生產成本和投資在限定范圍內。則整個多油田組合開發(fā)的過程控制如下。

1) 對單個油田(儲量單元)來說，采取定液生產，隨著生產進行，含水率升高，產油量降低；對多個油田組合的整體來說，要維持產油量在穩(wěn)定水平，需要其它儲量單元適時接替生產。

2) 隨著接替油田(儲量單元)增多，產液量增多，但每年產液量不能超過年處理液量(受到集輸管線最大輸送量等限制)，并在整個合同期內獲得有最大累積產油量。

3) 由于受到深水鉆機、深水平臺等設備的限制，每年的鉆井總數(shù)只能在一定范圍。

4) 每年投資額不能超過一定限額，優(yōu)化后的總生產投資達到最小。

綜上所述，多油田組合開發(fā)及產量接替優(yōu)化的結果表現(xiàn)為：在有效開發(fā)期內，各油田的投產次序和投產時間、年鉆井數(shù)和年產油量大小。

3.2.2 過程控制決策描述

單個油田(儲量單元)開發(fā)過程控制為：①假定一個油田(儲量單元)的鉆井工作量在當年就可完成，當年就可投產；②油田(儲量單元)定液生產，油田整體能夠注采平衡；③年產油量=采油速度×油田地質儲量，采油速度大小需要優(yōu)化計算的過程變量，反映該油田投產次序、產量運行安排；④隨著開采時間進行，年產油量逐年遞減，年產水量逐年增加。

當多個油田(儲量單元)組合開發(fā)時，其開發(fā)過程控制如下：①總產量=各投產油田(儲量單元)產量和；②為滿足總產量要求，各油田(儲量單元)按照動用次序接替投入開發(fā)；③當所有油田(儲量單元)全部投產后，隨著開采時間進行(開采程度的加深)，總產油量呈逐年遞減態(tài)勢。

3.3 多目標優(yōu)化模型的建立

3.3.1 組合開發(fā)過程變量及其描述

基于以上優(yōu)化目標與過程控制因素分析，確定相應開發(fā)過程的變量，具體見表2與表3。

表2 組合開發(fā)過程中的控制變量Table 2 Controlling variables in the process ofjoint development

注：Vk,i,j為第i個油田(儲量單元),與第k年開發(fā),在第j年的產油速度；Vk,i,k為第i個油田(儲量單元)在第k年開發(fā)的初始產油速度；Ni為第i個油田(儲量單元)的地質儲量；Rp為生產氣油比。

表3 多油田組合開發(fā)過程中的計算變量Table 3 Calculation of variables in the process of joint development for multiple oilfields

優(yōu)化計算過程中容忍度設置[16]，特指油田年產油量大小可以在一定時間范圍內、出現(xiàn)一定幅度的波動，以保證油田組合開發(fā)優(yōu)化結果的可操作性。如容忍度為0.01，限定年產油量大小為QO，則模型中允許優(yōu)化計算的年產油量在(0.99×～1.01)Qo。

3.3.2 優(yōu)化模型的數(shù)學描述

數(shù)學模型包括目標函數(shù)及限制條件。

1) 目標函數(shù)：在合同期內，多個油田(儲量單元)陸續(xù)投入開發(fā)，累積產油量達到最大,數(shù)學表達式：

(13)

2) 限制條件一：年產出量限制。在合同期內，油田(儲量單元)年產油量要達到目標產油量的要求，低于經(jīng)濟極限產油量的油田(儲量單元)要適時停止生產；每年產液量、產氣量不能超過最大年處理液量和年處理氣量。

(14)

(15)

(16)

3) 限制條件二：鉆井工作量限制,每年鉆井能力有限，每年新投入的井數(shù)不能超過額度。數(shù)學表達式：

(17)

4) 限制條件三：資金投入限制。每年在油田(儲量單元)投入的資金不能超過該年投入資金許可度；在合同期內，總投資不能超過總投入資金許可度[17-18]。數(shù)學表達式：

(18)

式中，Qomin，Qomax分別為年產油量的下限、上限，104m3；Qlmax為年產液量的上限，104m3；Qgmax為年產氣量的上限，104m3；L為年投產井總數(shù)限制，口；Pmax為年投入資金的限制，108CNY(人民幣元)；∑為總投入資金的限制，108CNY(人民幣元)；T為開發(fā)時間，a；N為投入開發(fā)的油田(儲量單元)總數(shù)，個。

3.4 優(yōu)化模型的求解

根據(jù)深水多油田組合開發(fā)及產量接替優(yōu)化模型，基于限制條件和目標的要求，進行優(yōu)化模型的網(wǎng)絡規(guī)劃計算設計，如圖3所示。優(yōu)化模型的網(wǎng)絡規(guī)劃計算關鍵點說明見表4。

采用優(yōu)化算法中的“分枝界定法”[19-21]，進行以上網(wǎng)絡規(guī)劃計算，計算步驟如圖4所示。優(yōu)化模型具體計算步驟為：①選擇目標值中在容忍度范圍內的油田(儲量單元)首先進行分枝計算；②在約束條件控制下重新進行分枝判斷；③按初步確定的油田(儲量單元)儲量動用次序，進行順序選擇分枝點；④按照圖3與圖4逐步進行計算，直到滿足所有的條件，得到多油田組合開發(fā)優(yōu)化結果。

圖3 優(yōu)化模型的網(wǎng)絡規(guī)劃計算示意圖Fig.3 Schematic diagram displaying network planning calculation with optimization model

表4 優(yōu)化模型的網(wǎng)絡規(guī)劃計算說明Table 4 Instruction for network programming calculationwith optimization model

4 深水XF油田應用分析

應用以上建立的方法，對實際XF深水油田進行儲量動用能力分級評價、開發(fā)指標預測、油田(儲量單元)組合開發(fā)和產量接替優(yōu)化計算，為XF深水油田高效開發(fā)提供技術指導。

圖4 優(yōu)化模型計算流程Fig.4 Computing process of optimization model

4.1 油田條件及儲量單元評價

XF深水目標開發(fā)區(qū)共有7個油田(儲量單元)，各油田實際數(shù)據(jù)見表5。

應用本文建立的儲量等級評價方法，確定XF深水各油田儲量等級。從評價結果來說，XF深水油田整體儲量等級較高，一類油田最好，二類油田較好，三類油田中等。

根據(jù)XF深水區(qū)7個油田的儲量等級分級評價結果，按照深水油田儲量動用基本原則，確定儲量初步動用次序,結果見表5所示。

4.2 優(yōu)化結果

根據(jù)XF深水區(qū)7個油田(儲量單元)基本數(shù)據(jù)，確定各油田所屬的儲量等級，進而選擇相應的開發(fā)指標預測模型進行生產運行預測。

XF深水區(qū)多個油田(儲量單元)組合開發(fā)優(yōu)化目標為：在開發(fā)期20年內，累計產油量最大。

XF深水區(qū)多個油田(儲量單元)組合開發(fā)的限制條件包括4個方面。①年產油量限制：2 500×104m3；年產液限制：4 000×104m3；②年產氣量限制：10×108m3；③年鉆井工作量限制：50口；④年資金投入限制：200×108CNY(CNY為人民幣元)。

表5 XF深水油區(qū)不同油田(儲量單元)基本數(shù)據(jù)及評價結果Table 5 Basic data and evaluation results for varying oilfields (reserve units) in XF deepwater oil region

根據(jù)本文建立的深水油田產量接替優(yōu)化方法和計算步驟，逐步計算不同限制條件下的多油田(儲量單元)組合開發(fā)及產量接替方式，最后得到滿足全部限制的儲量接替優(yōu)化結果。多油田組合開發(fā)優(yōu)化結果如圖5—圖8所示。

滿足全部限制條件情況下，XF深水區(qū)多油田投產情況及鉆井工作量的優(yōu)化結果，見表6。從圖5—圖8和表6結果可以看出：根據(jù)XF深水油田實際數(shù)據(jù)，基于累計產油量最大的目標和四個限制條件，得到多油田組合開發(fā)的優(yōu)化結果，可對XF深水油田的整體開發(fā)進行規(guī)劃部署，進一步提高深水油田開發(fā)決策的科學性。

圖5 多油田組合開發(fā)優(yōu)化后產油/產液量變化Fig.5 Changes of oil/liquid production after the joint development optimization of multiple oilfields

圖7 多油田組合開發(fā)優(yōu)化后鉆井工作量Fig.7 Drilling sequence after the joint development optimization of multiple oilfields

圖6 多油田組合開發(fā)優(yōu)化后產氣量變化Fig.6 Changes of gas production after the joint development optimization of multiple oilfields

圖8 多油田組合開發(fā)優(yōu)化后資金投入情況Fig.8 Cost profile after the joint development optimization of multiple oilfields

表6 XF深水油區(qū)多油田組合開發(fā)優(yōu)化部署結果Table 6 Results of joint development optimization of multiple oilfields in XF deepwater oil region

5 結論

1) 基于深水油田特點及開發(fā)需求，建立了儲量分級評價、開發(fā)指標預測、多油田組合開發(fā)和產量接替的三級優(yōu)化程序。

2) 本文建立的深水油田儲量等級分級標準，以及不同儲量等級開發(fā)指標預測方法，可為類似油田的生產動態(tài)預測提供借鑒。

3) 根據(jù)XF深水油田生產特點和開發(fā)要求，基于實際數(shù)據(jù)優(yōu)化計算不同限制條件下的多油田組合開發(fā)方式，對XF深水油田開發(fā)的產量接替進行了規(guī)劃部署，優(yōu)化結果符合開發(fā)實際。

4) 本文建立的優(yōu)化模型及優(yōu)化方法，適合于多個油田組合開發(fā)或單個油田內部多個單元的整體規(guī)劃部署，實際應用效果較好，可提高深水油田開發(fā)的系統(tǒng)性和科學性。

參 考 文 獻

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