则目标函数f(x)=60x1+75x2+12x3+66x4+72x5 (4)

　　增油量约束条件：1225x1+1756x2+551x3+1298x4+1578≥120000 (5)

　　联立(3)(4)(5)式，采用计算机求解，得出2009年最优措施配置为：

　　注汽31井次，注汽加电热杆5井次，挤降粘剂4井次，注汽掺热水伴输26井次，注汽泵上、泵下掺水14井次。同时对每种措施备选2-5口，以作急时之需，确保有效工作量的及时投入。

　　2、加强措施过程管理，提高油井措施效益

　　在总结以往措施井成败经验教训的基础上，积极进行措施创新，对措施井进行“设卡”管理，有效地“过滤”掉那些低效、无效措施，措施成功率和措施效益有了明显提高。

　　在措施井管理中，从各类措施井的优选分析、方案的优化选择、措施实施过程进行动态管理，找出实施全过程中的潜力点和效益增长点，效益评价提前介入，对无效井“卡”住投入“关口”，杜绝无效、低效措施的“通过放行”，过滤出那些潜力差的措施井;过滤掉不合理的措施方案;过滤掉那些可有可无的工序，从而选择出最佳措施方案。

　　通过对措施井“设卡”，建立技术责任追究制度，以优秀方案评比为切入点，加强措施调研，与作业、地质、采油矿充分结合，强化措施论证、设计优化、精细施工、监督、信息反馈等主要环节，做好方案效果分析预测评价和效果跟踪，保证了措施实施目标的实现。对于实施好的效果进行奖励，对高效措施提出者进行重奖，对效果差或无效方案除了认真分析存在的技术问题外，还坚持责任追究制度的落实，明确责任，从而降低措施风险。通过优化措施过程管理，使措施井从选井、措施方案的制定-方案实施-措施井生产管理形成了程序化、规范化管理模式，从而达到降本增产、提高经济效益的目的。

　　3、应用盈亏平衡分析方法，改善单井开发效果

　　科学确定“关井”产量，从而确定措施内容或采取其它增产增效措施，以较好的发挥该井的潜在效益。通过及时跟踪油价波动变化情况，对经济产量和开发效益进行“动态分析”，建立“快速反应”机制，制定针对性措施：

　　一是最大限度地发挥高效井潜力。对高效井、大头井优化生产参数，加强维护管理，对预测高效井尽快动用，提前采取适当措施，不再等到转为无效井或躺井时再采取措施，以最大限度地发挥该井的潜力，让其提前“下岗”是为了使其更早、更好地“上岗”。

　　二是优化低效井管理，使其向高效井转化。通过优化地质、工艺措施，制定挖潜降耗措施，提高投入产出效益，使其转入高效井;

　　三是综合治理无效、低效井，使其有效、高效井转化。分析无效的成因，分两类进行控制和挖潜：一类是先期动用好，开发程度高，剩余油在现有条件下难以效益开采，进行间开、间关。另一类是剩余储量仍较丰富，但由于防砂作业质量、地面或井筒开发工艺等原因暂时处于无效生产的井，在优化单井工艺技术措施、挖潜增产的同时，加强注采管理，并配套相应的成本控制措施，努力使其转化为有效井、高效井，在无高效措施的情况下继续生产，让其继续“上岗”发挥作用。

　　四是重新认识特高含水井，变“敞开”为“间开”;重新认识非主力层，变“配角”为“主角”;重新认识油水过渡带，变“禁区”为“特区”。根据油价的变化，在低油价下对低产、低效井关井限产，高油价下对高效井开足马力生产，有选择地将低产、低效井开起来或使其成为“钟点工”。

　　4、应用单井决策技术，提高工艺措施效果

　　由于稠油井粘度不同，则单井开采方案则相应有较大差异。我们应用经营决策技术，对注汽、注汽下电热杆、下电热杆三种方案进行比较、优选择科学合理的开发方案，降低生产成本。

　　这里以KD521断块1口稠油井为例，对以下三种方案进行优选。

　　方案一：注汽(A1)

　　方案二：注汽、下电热杆(A2)

　　方案三：下电热杆(A3)

　　由于地质结构、工艺因素的影响，三种方案实施后均有三种状态：

　　a.效果好

　　b.效果不好

　　c.效果差

　　实施三种方案成本投入如下：

　　方案一：57.5万元

　　方案二：72.4万元

　　方案三：16.2万元

　　根据以往措施效果情况分析，得出状态概率(表1)。

　　表1　状态概率表 方 案 状态概率(1≥ P≥ 0) 效果好 效果一般 效果差 一 0.5 0.3 0.2 二 0.7 0.2 0.1 三 0.1 0.3 0.6

　　根据成本和预测产油量，计算出各方案的损益值(表2)。

　　表2　不同方案的损益值计算表 方

　　案

　　状态 一 二 三 产油

　　(t) 效益(X)

　　(万元) 产油

　　(t) 效益(X)

　　(万元) 产油

　　(t) 效益(X)

　　(万元) 效果好 1025 35.26 1985 107.24 256 6.97 效果一般 856 19.97 1254 41.09 156 -2.08 效果差 115 -47.09 226 -51.95 56 -11.13

　　方案一的期望值=0.5×35.26+0.3×19.97+0.2×(-47.09)=14.203

　　方案二的期望值=0.7×107.24+0.2×41.09+0.1×(-51.95)=78.091

　　方案三的期望值=0.1×6.97+0.3×(-2.08)+0.6×(-11.13)=-6.605

　　通过以上计算表明，方案一的期望值为14.203，方案二的期望值为78.091，方案三的期望值为-6.605，可见方案二优于方案一和方案三，因此，我们选择注汽、下电热杆的工艺方案。该方案可较好地利用两套工艺的协同效应，延长生产周期，提高单井开发效益。

　　根据不同区块稠油粘度和不同地质特点，均采用决策树进行决策努力提高决策科学性，减少盲目性。如确定是否注汽，下电热杆等。对粘度低于2000mPa·s的井直接采取下电热杆采油，这样可大大降低稠油井采油成本，不搞一刀切。当然，如果预测注汽后产油量低于经济极限产量，则要否决该井注汽作业，并选择相应经济合理的工艺措施。为了方便计算，将单井决策纳入程序化、规范化处理，我们编制单井工艺方案决策程序进行微机处理。

　　三、效果分析

　　通过应用决策技术优化油井措施，使产量结构得到了明显的改善，高效产量明显增加。2009年产量构成中，高效产量占总产量的84.5%，低效产量占10.3%，有效产量占总产量的94.8%，无效产量占5.2%，与2008年对比，高效产量提高3.5%，低效产量提高1.2%，无效产量下降4.7%，产量构成发生了显著的变化，说明产量结构有了明显的改善，实现了增产增效的目的。

　　吨油成本有明显降低。吨汽成本由2008年的98元下降到92元，吨油操作成本由650元/吨下降为620.8元/吨，下降29.2元/吨。吨汽、吨油成本创新低，真正体现了成本、产量的良性互动，实现了油田开发的增产增效。

　　面对油田“三高(采出程度高、综合含水高、剩余采油速度高)”和资源接替紧张、成本控制难度大的情况下，决策技术的应用使稠油区块开发水平有了明显提高，较好地实现了少投入、多产出的目的，成功实现了稠油等高成本区块油井开发的“软着陆”，各项经济技术指标明显得到改善，基本实现了效益增长方式由数量规模型向质量效益型转变，稠油开发正在向运作的高效率和低成本方向发展。

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