油田开发方案论文

主持国家级、省部级课题20项，社会应用课题18项，其中，上海市重大决策咨询课题《住房金融风险防范机制》获上海市人民政府决策咨询一等奖，《上海发展个人消费信贷研究》获二等奖，出版专著《不动产金融论》 、《中国住房金融资金筹集机制研究》等三部。主编《房地产经济学》、《房地产开发与经营》、《房地产营销》等教材六本， 其中《房地产经济学》获上海市高校优秀教材二等奖。王洪卫：三次采油领域的第二帅哥出生日期：19750101毕业院校：大庆石油学院所学专业：矿场地球物理测井从事专业：三次采油职务：大庆油田有限责任公司第一采油厂试验大队副大队长参加工作14年来，王洪卫始终把科技兴油作为不变的理想，把大部分时间和心血都花在油田开发的科研实践中，在开发方案设计、方案跟踪调整和三次采油技术攻关领域取得多项重大技术成果，完成国家级项目2项，集团公司、油田公司项目20余项，发表国际SPE论文1篇，国家级论文2篇。其中，国家级课题《大庆油田开发关键技术研究》顺利通过国家验收，《大庆油田“二三结合”水驱控水挖潜技术》获集团公司技术创新特等奖。这些科研成果已广泛应用于各种开发方案编制及跟踪调整过程，为大庆油田的可持续发展作出了突出贡献。王洪卫先后被授予大庆油田有限责任公司“优秀共产党员”和“杰出员工”及中国石油天然气集团公司十大杰出青年等荣誉称号。

赵红雨　邓宏伟　邱国清参加工作的还有蒋龙，张可宝，王铭宝，周燕，孙玉红，程育红等，摘要　大王庄油田大古67块和大芦湖油田樊124块属特低渗透油藏，平均渗透率为5×10-3～8×10-3μm2，油藏埋深3100～3250m，且储集空间较为复杂，有溶孔和微裂缝存在，开发难度大。本文从低渗透油田的油藏特点和开采规律着手，具体分析了这两个区块的开采动态，开展了注水必要性和可行性评价，在此基础上对影响开发效果的井网、井距、转注时机及注采比进行优化研究，确定出各区块的推荐方案，预计当年可建产能2×104t。关键词　特低渗透油藏　储集空间　微裂缝　评价　优化　推荐方案一、引言胜利油区低渗透油田已累积探明石油地质储量8×108t，占总探明储量的6%，其中已动用33个区块，动用储量6×108t，占探明储量1%。已动用的低渗透油田大部分埋藏较深，在2800m以下，且以构造、岩性油藏为主。空气渗透率一般小于20×10-3μm2，储量丰度一般小于100×104t/km2，但原油性质普遍较好。地层原油粘度为5～6mPs，凝固点26～53℃。油藏具有吸渗驱油的微观机理，流体渗流不遵循达西定律。油井自然产能较低，一般需要压裂或其他改造措施，才能获得较高产能。油井见水后，无因次采液（油）指数随含水上升降低的幅度大，提液困难，注采井间难以建立一定的驱替压力梯度。大古67块和樊124块属特低渗透油藏，1994年后陆续采用常规或压裂方法试采11口井，到1999年9月，平均单井日产油能力3t，累积产油9370×104t，地层压力下降快、产液产油量递减率大。为提高油田开发效果，2000年合理编制了两区块油藏开发方案，开展了注水可行性、井网、井距、注水时机和注采的设计与优化研究工作。二、地质特征大王庄油田大古67块位于车镇凹陷大王庄鼻状构造带大一断层上升盘中段，北以大一断层为界与大王北油田相接，南以大古2块与大古82井区相连，是一个四面为断层封闭的断块油藏。樊124块位于济阳坳陷东营凹陷西南部的金家－樊家鼻状构造带西翼，大芦湖油田的西南部，西邻高青油田。大古67块主力含油层系为二叠系上石盒子组万山段，自下而上共分三个砂层组，总有效厚度为1m。在构造腰部附近有效厚度相对较大，达40m以上，向南北两侧逐渐变薄。大古67块万山段地层属河流相沉积，储集层岩性以中、细砂岩为主，储集空间主要以粒间孔为主。平均孔隙度4%，平均渗透率8×10-3μm2，属低孔、特低渗储集层，且储集层层间、层内非均质性较严重。油藏类型为层状断块油藏，块圈定含油面积3km2，石油地质储量396×104t，储量丰度120×104t/km2，为深层、中丰度储量。樊124块主要含油层系为沙三下亚段。砂体西北厚度大，并呈条带状或朵状向东南减薄直至尖灭。樊124块沙三下储集层为湖泊三角洲沉积，储集层岩性为粉、细砂岩，储集空间为残留粒间孔、溶蚀孔、微孔隙。平均孔隙度1%，平均渗透率0×10-3μm2，属低孔、特低渗储集层。油藏类型属具有边水的构造－岩性油藏。块圈定含油面积5km2，石油地质储量202×104t，储量丰度58×104t/km2，属深层、低丰度储量。三、开采动态和注水可行性研究开采动态分析目前两油藏都经历了试油试采阶段，在试油试采过程中有以下特点。大古67块和樊124块试油井均见油，但一般都需压裂投产才能获得较高产能。随着开采时间的延长，由于能量补充不及时，各井日产油能力下降较快，特别是压裂井下降速度更快。分析试采时间较长的8口井的递减情况，常规井月递减率为1%，而压裂井月递减率则高达2%。注水可行性研究（1）油层条件有利于注水两区块油藏属弱、弱－中等水敏性油层，注入标准盐水，渗透率比值几乎无影响；注入蒸馏水，渗透率比值下降4%～30%左右。樊124块油层属非速敏，大古67块油层中等速敏，但临界流速高达82m/d，测算在此临界流速下，当日注水量为90m3，注水生产压差9MPa时，对储集层的伤害半径仅为50cm。根据低渗透油田启动压力与渗透率变化关系的经验公式，计算得到两油藏注水启动压力分别为13MPa和17MPa，要求注水泵压在30MPa左右，不超过目前注水工艺设备能力。（2）同类型油田类比目前两区块均无试注水资料，但与国内几个主要的低渗透油田（马西深层、牛25-C砂体和大芦湖油田）的油藏地质条件类比，两区块的油藏埋藏深度，有效厚度处于几个油藏的中间，只有孔隙度、渗透率参数略低，而这三个油藏预测的水驱采收率都在18%以上，因此在这两个油藏实施注水开发也是可行的。四、开发方案优化研究开发方案设计1）设计原则特低渗透率油田的渗流机理和开采规律，决定了影响其开发效果的因素较多，本次开发方案只针对井网、井距、转注时机、注采比4个敏感性参数进行优化，故制定了以下设计原则。（1）考虑国内几个低渗透油田开发经验马西深层、牛25-C砂体、大芦湖油田等是目前国内开发较为成功的低渗透油田，故在方案设计时充分考虑其初期布井方式的选择、转注时机的确定，以及开发后期注采井网的调整等。（2）立足于早期注水开发两区块地饱压差大（27～16MPa），利用地层能量开采的余地较大，但弹性产率低。另据琼斯实验室试验结果表明，随着地层压力下降，裂缝逐渐闭合，从而降低流体的渗流能力，动态上则表现为产量迅速下降。因此要使油藏有较高的采油速度和单井产量，必须早期注水以保持较高的油层压力。（3）考虑油藏的地层最大主应力方向低、特低渗透油田一般都需压裂投产，压裂后容易在地层最大主应力方向上产生裂缝，若注采井与地层主应力方向一致，不可避免会造成采油井暴性水淹，因此注采井应与主应力方向保持一定夹角。由地层倾角测井和地应力测试结果，大古67块地层最大主应力方向为N5°E、樊124块为N78°E。（4）单井须有一定的有效厚度，并至少钻遇1～2个主力层根据油藏地质特征和试油、试采特点，大古67块选择有效厚度大于10m的范围内布井，樊124块在有效厚度大于5m的范围内布井。2）设计步骤为更科学优化开发方案，依据上述原则，对井网、井距、转注时机、注采比4个敏感性参数逐级进行设计，即先设计井网方案，其次为井距、转注时机方案，最后是注采比方案，上一级参数方案优化结果可直接运用到下一级参数的方案优化中。开发方案优化研究在油藏地质研究的基础上，利用VIP数模软件建立了全油藏地质模型，并划分网格，网格模型X方向与地层最大主应力方向平行，利用数值模拟方法，结合油藏工程分析，对每一项参数进行了优化研究。预测结果至2019年，预测时间为20年。1）井网优化研究根据国内外低渗透率油田成功的开发经验，此类油田一般采用面积注水方式较为适宜，有利于强化注水，增加注水波及体积，提高水驱采收率。为此，设计并优化了五点法、反九点法、排状三种面积注水井网，共19个方案。（1）全部采用直井数值模拟对大古67块优化计算了8个对比直井井网方案（表1），计算结果反映出以下特点。反九点法井网初期采油量高，但含水上升快，采出程度低。采用反九点法井网的1-1方案，采油井数多达16口，注采井数比为1∶5，因此初期产能相对较高，同时为保持压力平衡和维持较高的采油速度，则注水井注水强度相应地有所增大。但该井网有一部分角井位于水驱主流线上，即注采井与地层主应力方向平行，在较高的注水强度和采油井都压裂投产的前提下，使得这部分角井过早水淹，产能下降，含水迅速上升。该方案采出程度仅为5%，比其他方案低2～4个百分点，开发效果差。即使将这部分角井转成注水井的1-2方案，开发效果也未得到明显改善，采出程度只提高了2%。表1　大古67块井网方案数值模拟计算对比表排状井网采出程度增幅不大 排状井网注采井数比为1∶1，为维持压力平衡，则注水井注水强度有所降低，减小了高速注水条件下采油井暴性水淹的可能性；同时位于地层主应力方向上的注采井距较大，延缓了采油井见水时间，因此其开采效果优于反九点法井网，但采出程度提高幅度不大。3个方案平均采出程度为3%，只比反九点法井网高3%左右。注水井排平行地层主应力方向的五点法井网开发指标最好 方案1-3采用五点法井网，与排状井网一样，注采井数比为1:1，注水井注水强度不大，而与排状井网不同的是该方案注水井排平行于地层主应力，即在人工压裂裂缝方位上只有注水井或采油井，这就避免了采油井暴性水淹，从而延迟采油井见水时间，扩大注水波及体积，明显改善开发效果。采出程度比反九点法和排状井网分别高出5%和2%，且该方案新钻井数少于其他方案，经济效益也最高。因此，大古67块直井井网方案应采用五点法井网。樊124块优化计算了7个对比直井井网方案，方案优化结果与大古67块类似，也应采用五点法井网。（2）水平井与直井组合表2　樊124块水平井数值模拟计算对比表为了应用新技术提高低渗透油藏的开发效果，樊124块在五点法直井井网方案基础上设计了4种水平井与直井组合的井网方案，并进行了优化计算（表2）。从数值模拟计算结果看，由于水平井动用层位少，用一口水平井代替两口直井的方案1-16和方案1-17指标比全部采用直井的方案1-9差，方案1-18和方案1-19虽比方案1-9多采油7×10-3t，但须多钻一口水平井，同时累积注水和累积产水量都大于直井方案，因此在经济效益上利用水平井开发樊124块油藏是不适宜的。而且目前胜利油田利用水平井开发低渗透油藏处于探索阶段，采用水平井开采风险较大，故方案设计不采用水平井。2）井距优化低渗透油藏储集层存在非线性渗流特征，注水驱油时，存在注水启动压差，再加上储集层本身就存在较大的渗流阻力，导致注采井间压力消耗较大，因此注采井距不宜过大。然而为了提高油井产量，生产井均为压裂投产，通过压裂又可适当增大井距。（1）经济合理的井网密度和井距的测算根据胜利油田砂岩油藏的经济合理井网密度经验公式，结合两油藏各自的地质特点，在目前油价下，计算出大古67块、樊124块经济合理的井网密度分别为9口/km2和8口/km2。大古67块有效厚度大于10m（方案布井区）的含油面积为7km2，则该块经济合理的井数是24～25口，折算五点法和九点法井网的合理井距为300m。樊124块有效厚度大于5m（方案布井区）的含油面积为1km2，则该块经济合理的井数是16～17口，折算出五点法和九点法井网的合理井距为350m（已投产井的完钻井距也在350m左右）。（2）井距优化计算在五点法直井井网和测算的经济合理井距基础上，对两区块分别优化计算了三种不同的井距方案（大古67块为250m、300m、350m，樊124块为300m、350m、400m）。在不同井距下开发周期为20年，方案采出程度最高的井距都为各区块的经济合理井距，即大古67块300m、樊124块350m，采出程度比其他两个井距方案高1～5个百分点，而且此井距在整个开发阶段含水都略低于其他井距方案，经济效益好。由此认为最优井距大古67块为300m，樊124块为350m。3）注水时机优化根据设计原则，两油藏都须早期注水且保持较高的油层压力，考虑油藏目前的压力水平和现场及地面工程建设所需时间，对比了五种不同压降下的注水方案（表3），其压力水平均在饱和压力以上，压降为4～15MPa。从数值模拟指标看，转注越早，采出程度越高。随着转注时压降的增加，采出程度呈下降趋势，特别是压降大于10MPa后，采出程度下降幅度更大。其原因主要是油藏低压力水平开采，导致油井供液不足。由此说明，油藏应在较高的压力条件下转注。但转注越早，注水量越多，在多采油的同时，采水量相应增加，含水上升速度加快。对比含水变化曲线（图1），当含水相同时，压降为7～10MPa转注的方案采油量相对较多，最终采收率高，经济效益较优。因此，方案选择油藏压降达到7～10MPa时转入注水开发，预计约在整体投产半年后。4）注采比优化选取合适的注采比对于油田注采平衡、实现高产稳产至关重要。为此，主要从恢复、保持地层能量出发，在两个区块分别设计并优化了五种不同注采比的开发方案（表4）。计算结果显示，在相同的井网形式和转注压力条件下，注采比越大，累积产油量越多，采出程度越高，当注采比由8提高到3时，采出程度提高 1～2倍。但注采比超过0后，采出程度增加幅度变缓，说明提高注水量在增加采油量的同时，主要是增加了采水量，而在相同含水期内，注采比为0的方案累积产油量多，且最终采收率高，经济效益好。故最佳的注采比为0，即油层压力保持在转注压力水平上的开发。表3　注水时机方案数值模拟计算对比表图1　大古67块不同注水时机含水量与累积产油量关系曲线图5）开发方案推荐大古67块推荐注水方案采用五点法井网，注采井距300m，油藏压降在7～10MPa后转注，即油藏平均压力降至18～21MPa，注采比保持在0左右；樊124块推荐注水方案采用五点法，注采井距350m，油藏压降在7～10MPa后转注，即油藏平均压力降至21～24MPa，注采比保持在0左右。产能的确定（1）比采油指数、采油指数的确定表4　不同注采比方案数值模拟计算对比表大古67块仅有大671井压裂后取得初期采油指数资料，该井射开有效厚度0m，投产半年多时间测得3个流压值，分别为3MPa、7MPa、13MPa，所对应的日产油量为5t、1、0t，计算出平均比采油指数为162t/(d·m·MPa）。樊124块计算了樊124-1井、樊125井两口井初期压裂后的比采油指数，樊124-1井为15t/(d·m·MPa），樊125井为17t/(d·m·MPa），平均的比采油指数为16t/(d·m·MPa）。分析认为，这些计算值能够反映采油井初期的开采水平，考虑全面开发对产量的影响，故初期比采油指数两区块都取15t/(d·m·MPa）。若单井平均射开有效厚度大古67块按15m、樊124块按10m计算，则初期平均采油指数大古67块为25t/(d·m·MPa），樊124块为5t/(d·m·MPa）。（2）无因次采油指数随含水量的变化由相渗曲线计算的无因次采油指数随含水变化曲线可知，见水后无因次采油指数随着含水量上升逐步下降。在含水量30%以前，大古67块含水量每上升1%，无因次采油指数下降1%；樊124块含水量每上升1%，无因次采油指数下降1%。（3）产能的确定根据初期的采油指数、无因次采油指数随含水量的变化规律以及油井所对应的生产压差，并结合数值模拟预测结果，确定出大古67块第一年单井平均日产油能力为13t，樊124块第一年单井平均日产油能力为14t。则第一年大古67块可建成年生产能力3×104t，樊124块可建成年生产能力9×104t，共建产能2×104t。五、结论大古67块和樊124块这两个特低渗透油藏应立足于注水开发，且注水开发是可行的。两油藏注水开发方案采用注水井排平行于地层最大主应力方向的五点法井网，合理的注采井距为300～350m，最佳转注时机为地层压力下降7～10MPa，注采比保持0。确定特低渗透油藏产能时必须综合考虑开发动态、油藏工程测算和数值模拟的结果，两油藏第一年可建产能2×104t。主要参考文献[1]裘怿楠，刘雨芬等低渗透率砂岩油藏开发模式北京：石油工业出版社，[2]刘漪厚扶余裂缝型低渗透率砂岩油藏北京：石油工业出版社，[3]朱义吾马岭层状低渗透砂岩油藏北京：石油工业出版社，[4]范乃福胜利油区低渗透油田的开发与认识

毛洪斌（西北石油局规划设计研究院　新疆乌鲁木齐　830011）摘要　作者从经济评价参数的合理选取入手，进行多方案的经济指标测算。通过多方案比较和敏感性分析，对项目的经济指标进行预测，并对可能出现的问题提出相应建议，以期达到理想的经济效益。关键词　经济指标　收益率　利润　敏感性塔里木盆地的塔河油田是近几年发现的一个亿吨级大油田，油田所处位置地势平坦，交通便利，目前所具备的各项油田开发技术工艺条件可以满足该油田的工业开发。通过对塔河油田奥陶系油藏经济评价参数取值的研究，对有可能形成的几个不同开发方案进行经济指标预测，分析项目的抗风险能力及主要参数的盈亏界限，并就相应问题提出建议。塔河油田奥陶系油藏为一古风化壳岩溶缝洞型块状油藏。目前，该油藏经过国家油气储量委员会评审通过的油气探明储量主要在A、B两个区块内（见表1）。表1　塔河油田奥陶系油藏探明储量　Table1　Explored reserves in Ordovician oil pool of Tahe oil field该地区大规模的油气勘探工作始于1985年。截至到1999年底，本区实际形成勘探投资总计41175万元。其中：A区块为14000万元，B区块为27175万元。探明油气储量8×104t油当量，折合每百万吨油当量探明油气储量的勘探投资为16万元（折合每吨油当量油气探明储量的勘探投资为4元）。1　参数取值合理进行各项参数的取值是经济评价的前提和基础。对油气开发项目的经济评价而言，其评价期一般都在10～20年。所以，在经济评价中所选用的参数应该是一个流量的概念，这些参数应在今后相当长的一段时期具有代表性。经济评价所需要的参数非常多，涵盖了油气开发的所有方面。由于篇幅所限，以下只对几个主要参数予以探讨。1　成本及费用从该区的实际情况看，从1997年到1999年生产是比较稳定的，各项参数的变化也比较小。因此，成本与费用参数除了储量有偿使用费外主要根据这3年的财务报表选取。近几年该区储量有偿使用费的提取与该油田4元／吨油当量油气探明储量的勘探投资相差甚远，对经济评价指标影响较大。国家最近有关政策也明确规定储量有偿使用费不再列入油气开采成本中，在此用实际勘探投资进行计算。2　物价上涨指数物价上涨指数也是一个很难预测的参数，它涉及的因素很多。从近10年的实际情况看，我国的物价上涨指数从20％以上到负增长都曾出现过，这是我国经济体制由计划经济向市场经济变革这一特定历史时期的产物。随着我国经济已步入正常的发展轨道，加之政治形势稳定，通货膨胀和通货紧缩发生的概率都应该很小。再借鉴国外的经验参数，在这里将物价综合上涨指数定为3％是比较合适的。3　原油销售价格原油价格一直是一个变化很大的参数。特别是近几年，由于国际局势动荡不安，国际市场原油价格从32美元/桶到9美元/桶，又到现在的34美元/桶，其变化之大经常是出乎人们预测的。随着国际市场原油价格的不断变化，本区原油的井口销售价格在近几年也经历了600元/t到1200元/t之间的反复变化。目前该油藏原油的井口销售价格为780元/t。结合近期的国际原油价格及其走势，这一价格显然偏低，难以代表整个评价期的原油销售价格。在此，以井口原油销售价格分别为620元/t的保守价格、800元/t的最可能价格及960元/t的理想价格进行经济指标预测。2　开发方案选择不同的资金筹措方案及以不同的采油速度进行油田的开采，经济评价指标是不同的。而这些不同方案的选取可以完全由企业内部决定。多方案的比较对企业显得尤为重要。通过多方案的比较对比，可以使企业根据自身的实际情况选择出最适合本企业运作的方案进行实施，最终实现良好的经济效益。因此，企业应对多方案比较给予高度重视。1　资金筹措方案油田开发的资金筹措可以有多种方案，即企业自有资金、国内外其他企业投资、国内贷款、国外贷款等。根据我局实际情况，采用国内贷款为主，部分企业自有资金的方案为宜。在这一前提下，具体对国内贷款比例分别为70％、100％两种方案进行经济指标预测。2　采油速度方案采油速度是一个综合各方面因素后得出的结果，受地质、钻采工艺、环境及经济等诸多因素的控制。这里，在油藏地质等特性允许的前提下，对采油速度分别为6％、0％、5％的三种方案进行经济指标预测。3　经济指标预测及分析项目的建设必须注重投资效益。为使项目取得良好、可靠的经济效益，就应对一些重大问题进行多方案比选和优化。通过多方案的比较，对项目的可行性和经济合理性进行分析论证，从中选出技术上先进，经济上合理，建设上可行的方案作为推荐方案。受篇幅所限，本文侧重从经济的合理性上进行多方案比较，从中选出适合本油田特点的方案作为推荐方案。经济评价指标很多，有静态指标、动态指标、盈利能力指标、清偿能力指标等等，本文只从中选择有代表性的4个指标进行预测分析。内部收益率（IRR）：反映项目占用资金的盈利率，是考察项目盈利能力的主要动态评价指标。其表达式为塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集式中：CI——现金流入量；CO——现金流出量；（CI-Co)t——第 t年的净现金流量；n——计算期。石油行业的基准收益率为12％。当内部收益率大于行业基准收益率时，即认为其盈利能力已满足行业最低要求，项目经济上可行。否则为经济上不可行。总利润值（A）：反映项目在评价期内所能创造的总利润，是考察项目盈利能力的静态评价指标。净现值（Npv）：是考察项目在评价期内盈利能力的动态评价指标。表达式为塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集式中：ic——行业基准收益率，其它同上。投资回收期（Pt）：是指以项目的净收益抵偿全部投资所需要的时间，是考察项目清偿能力的主要静态指标。石油行业的基准投资回收期（P。）为6年。由前面的论述，可以将该油藏开发项目细分为18个可能的方案进行经济指标预测，详细的预测指标见表2。综合各方面因素比较分析，从以上18个方案中选取第9个方案为该项目最有可能实现的方案作为该油田开发推荐的目标方案。该方案的实现将使得该项目在4年内收回全部投资；该项目结束时将为企业创造近8亿元的纯利润；内部收益率可以达到34％；按12％的行业基准收益率进行折算，项目结束时有2亿元的净现值。下面就针对该方案的产量、销售价格、经营成本和开发投资四个主要不确定因素分别下降和上升 10％、20％时对内部收益率的影响进行简单的敏感性分析（表3，图1）。经过对该方案的敏感性分析可以看到，原油销售价格和经营成本是两个最敏感因素，在－20％到＋20％的变化范围内，这两个因素都将影响到该项目的可行与否。为进一步说明这两个因素对项目的影响程度，在此针对这两个敏感因素引入两个界限：项目不可行界限和企业亏损界限（表4）。表2　油藏开发项目各方案经济指标　Table2　Economic index of schems of mining表3　内部收益率敏感性分析　Table3　Analysis of sensitivity in internal profit ratio图1　内部收益率敏感性分析图　F1　Analysis of sensitivity in internal profit ratio表4　项目可行性及企业亏损界限　Table4　Feasibility of project and loss limitation of enterprise4　结论与建议通过以上分析，针对性的提出以下建议：销售价格是该项目的最敏感因素，对项目经济效益的好坏起着至关重要的作用。特别要注意两个界限：当原油销售价格低于667元／t时，项目经济指标不能满足行业要求，项目不可行。当原油销售价格低于606元／t时，项目进入亏损经营。此时，生产的原油越多，企业亏损越大。经营成本是该项目的另一个敏感因素，对该因素也同样要注意两个界限：当原油经营成本高于62元/t时，项目经济指标不能满足行业要求，项目不可行。当原油经营成本高于76元/t时，项目进入亏损经营。项目若追求利润最大，则尽可能充分利用自有资金，减少贷款额度。若追求项目占用资金的盈利能力，应尽可能多的利用贷款。这主要是因为目前银行的贷款利率远远低于行业基准收益率。简单言之，采油速度越高，项目经济效益越好。但采油速度的高低主要是受油藏的地质特性所限制的，过高的采油速度将会降低油藏的最终采收率。所以，该参数的取值必须结合油藏的地质特性综合考虑。5　结语通过对参数的取值研究，开发的多方案比较及主要因素的敏感性分析，该项目是一个可行项目，并且有很强的抗风险能力。而密切关注石油价格走向，加强企业管理，降低成本，是该项目贯穿始终的工作重点。参考文献[1]全国矿产储量委员会．油（气）田（藏）储量技术经济评价规定．1991[2]中国石油天然气总公司计划局，中国石油天然气总公司规划研究总院．石油工业建设项目经济评价方法与参数（第二版）．北京：石油工业出版社，1994[3]蔡鹏展等．油田开发经济评价 ．北京：石油工业出版社，1994[4]傅家骥．工业技术经济学．北京：清华大学出版社，1996[5]（荷）樊缪斯．现代石油经济．北京：石油工业出版社，1994The Economic Indexes Of The Developing Plan Of The Ordovician Oil Pool In Tahe OilfieldMao Hongbin(Academy of planning and Designing,Northwest bureau of Petroleum Geology， Ürümqi 830011)Abstract:With the rational selection of the economic eveluational parameters,We discussed the results of economic index in several calculating Through analyses,we calcultated the economic index and proposed some suggestions aimed at some possible questions in order to achieve better economic Key words:Economic indicator Earning rate Profit Sensitivity