毛文靜

（中國地質(zhì)大學(xué)，武漢 430000）

低滲透油田開發(fā)在我國石油工業(yè)持續(xù)發(fā)展中的作用越來越重要，低滲透油田的科學(xué)研究、技術(shù)攻關(guān)和現(xiàn)場試驗(yàn)都列入了國家重點(diǎn)和中國石油天然氣集團(tuán)公司的重大項(xiàng)目。通過“九五”、“十五”和“十一五”前兩年的研究攻關(guān)和試驗(yàn)，對低滲透油田的特征認(rèn)識、開發(fā)決策和工藝技術(shù)的各個方面，都有了新的較大發(fā)展和提高，但到目前還有如復(fù)雜斷塊低滲透油藏的井網(wǎng)優(yōu)化和開發(fā)技術(shù)政策的制定等許多問題尚未能完全更好地解決。

1 井網(wǎng)優(yōu)化研究現(xiàn)狀

據(jù)前蘇聯(lián)、美國、加拿大等幾個國家統(tǒng)計，從四十年代開始，井網(wǎng)密度逐漸變稀；在四十年代以前，井網(wǎng)密度大于6.25口/km2；四十年代以后井網(wǎng)密度以6.25口/km2為主，五十年代以3.125口/km2為主，六十年代以 1.56～3.125口/km2為主。自七十年代以來，隨著油藏描述技術(shù)的發(fā)展，認(rèn)識到非均質(zhì)油藏內(nèi)井網(wǎng)密度對采收率有著重大影響；隨著油田注水開發(fā)歷史的發(fā)展和挖掘剩余油潛力的需要，井網(wǎng)密度存在著由稀變密的趨勢，在這一時期不少油田設(shè)計的井網(wǎng)密度大多在 8.3～12.5口/km2。美國JPT編輯部，與20世紀(jì) 80年代初匯總了有代表性專家的意見，他們認(rèn)為密井網(wǎng)可以改善不連續(xù)油層油田的注水開發(fā)效果，提高采油速度和采收率。

隨著油田生產(chǎn)實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)的積累、油藏工程研究的深入、原油價格的逐步調(diào)整和適應(yīng)國民經(jīng)濟(jì)建設(shè)發(fā)展的需要，許多油田對低滲透油田都進(jìn)行了改善開發(fā)效果的綜合調(diào)整試驗(yàn)，其主要內(nèi)容是以合理加密井網(wǎng)為核心的，以搞好壓裂和注水為主要措施，進(jìn)行綜合治理，普遍取得了良好的開發(fā)效果。合理的井網(wǎng)密度需要滿足4個條件：一要滿足采油速度，二要有高的控制程度和動用程度，三要有高的采收率，四要有好的經(jīng)濟(jì)效益。需要從技術(shù)和經(jīng)濟(jì)兩個方面進(jìn)行井網(wǎng)密度合理優(yōu)化[1]。

1.1 井網(wǎng)密度的經(jīng)濟(jì)界限

根據(jù)低滲透油田的地質(zhì)特點(diǎn)，一般井距越小，井網(wǎng)越密，開發(fā)效果越好，最終采收率越高，但也要講經(jīng)濟(jì)效益。井網(wǎng)太密，鉆井過多，會使經(jīng)濟(jì)效益變差，甚至出現(xiàn)負(fù)經(jīng)濟(jì)效益。

中國石油天然氣總公司開發(fā)生產(chǎn)部和北京石油勘探開發(fā)研究院研究的“全國‘八五’規(guī)劃加密井潛力分析，規(guī)定統(tǒng)一方法”里定義了單井平均日產(chǎn)油量經(jīng)濟(jì)極限，是指一口油井投入的總費(fèi)用與產(chǎn)出的總收入相等時的單井平均日產(chǎn)油量。井網(wǎng)密度經(jīng)濟(jì)極限可以根據(jù)所定的平均單井日產(chǎn)油量經(jīng)濟(jì)極限通過一系列計算得出。北京石油勘探開發(fā)研究院俞啟泰在前蘇聯(lián)院士謝爾卡喬夫推導(dǎo)的井網(wǎng)密度和采收率關(guān)系的基礎(chǔ)上，引入經(jīng)濟(jì)學(xué)投入與產(chǎn)出的因素，推導(dǎo)出計算經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度和經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度的方法。邵運(yùn)堂等人利用謝爾卡喬夫的采收率與井網(wǎng)密度關(guān)系式推導(dǎo)了單井可采儲量、可采期的單井效益和單位面積總效益隨井網(wǎng)密度變化的關(guān)系式，以單位面積總效益最大化為準(zhǔn)則推得了合理井網(wǎng)密度及其對應(yīng)的采收率、單井可采儲量、可采期的單井效益和最大單位面積總效益，同時求出了經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度[2]。賈自力等（2005）根據(jù)采收率與及井網(wǎng)密度與注采井?dāng)?shù)比的關(guān)系，結(jié)合經(jīng)濟(jì)評價和注采平衡分析的方法，提出一種新的確定水驅(qū)油田合理井網(wǎng)密度和合理注采井?dāng)?shù)比的方法。張鳳蓮等（2008）以采收率與井網(wǎng)密度關(guān)系式為基礎(chǔ)，考慮油田開發(fā)期限內(nèi)原油銷售收入的將來值、開發(fā)投資的將來值和開發(fā)期限內(nèi)維修管理費(fèi)用的將來值，利用投入和產(chǎn)出的關(guān)系得到了低滲透油田合理井網(wǎng)密度及極限井網(wǎng)密度的計算方法。該方法可以對投入開發(fā)后的油田（油藏）是否具有繼續(xù)加密的可行性進(jìn)行論證。

1.2 井網(wǎng)密度的技術(shù)界限

自1856年開始，達(dá)西定律成為研究地下流體運(yùn)動規(guī)律的理論基礎(chǔ)，直到20世紀(jì)50年代，才在低速滲流研究中提出起始壓力梯度的概念。20世紀(jì)90年代以來，人們已普遍認(rèn)同了低速非達(dá)西滲流、啟動壓力梯度等概念，并將其應(yīng)用到實(shí)際油藏的技術(shù)政策界限研究中。由于低滲透儲集層存在啟動壓力梯度，油、水井之間往往存在低速高阻不易流動區(qū)，這是影響低滲油田開發(fā)效果的主要原因。所以確定低滲油藏的合理井網(wǎng)密度、井排距不能簡單套用中高滲透油藏的經(jīng)濟(jì)合理井網(wǎng)密度、井排距模式。王端平等（2003）定義了低滲透油藏技術(shù)極限井距概念，并根據(jù)滲流流量方程和流速方程，結(jié)合實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ秃同F(xiàn)場資料提出了技術(shù)極限井距的計算方法。李忠興等（2004）以長慶油田某區(qū)塊為例，從低滲透油藏流體地下滲流機(jī)理出發(fā)，根據(jù)低滲透油田開發(fā)地質(zhì)特征，建立 102個不同的地質(zhì)模型，并運(yùn)用數(shù)值模擬方法，對合理井排距比進(jìn)行了研究，得到了確定低滲透油藏合理井排距比理論圖版。何賢科（2006）結(jié)合啟動壓力梯度與滲透率的關(guān)系，建立了最大注采井距與油藏滲透率的關(guān)系。熊敏（2006）基于均質(zhì)地層等產(chǎn)量一源一匯穩(wěn)定徑向滲流源匯連線中點(diǎn)處的壓力，給出了由啟動壓力梯度計算極限注采井距的公式，并重新推導(dǎo)了定井底流動壓力注水和生產(chǎn)與定產(chǎn)量生產(chǎn)和定注水量注水兩種情況下計算了低滲透油藏的極限注采井距的公式。萬文勝等（2007）根據(jù)注水井的吸水能力建立合理井網(wǎng)密度關(guān)系式。唐伏平等（2007）根據(jù)等產(chǎn)量一源一匯滲流理論，結(jié)合啟動壓力梯度與滲透率的關(guān)系建立了低滲透油藏合理注采井距的確定方法，得到不同滲透率和注采壓差下合理注采井距理論圖版。孫黎娟等（2002）將油層啟動壓力梯度與油層液體流度關(guān)系統(tǒng)計規(guī)律應(yīng)用到實(shí)際油藏中。研究了油藏合理注采井距和油藏層間動用狀況。谷維成等從低滲透油藏滲流機(jī)理和經(jīng)濟(jì)效益兩方面出發(fā)，提出了確定低滲油藏的合理注采井距優(yōu)化方法。姜瑞忠等（2002）利用謝爾卡喬夫公式、前蘇聯(lián)經(jīng)驗(yàn)公式以及國內(nèi)經(jīng)驗(yàn)公式，對低滲透油藏壓裂井網(wǎng)的水驅(qū)采收率與井網(wǎng)密度關(guān)系進(jìn)行了探討，結(jié)果表明對于壓裂注采井網(wǎng)，特別是對實(shí)施大規(guī)模壓裂的低滲透油藏注采井網(wǎng)，利用已有經(jīng)驗(yàn)公式計算水驅(qū)采收率或進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評價時有一定偏差，有必要建立低滲透油藏壓裂注采井網(wǎng)的水驅(qū)采收率與井網(wǎng)密度的經(jīng)驗(yàn)公式。

1.3 井網(wǎng)形式

油田開發(fā)方式和合理井網(wǎng)密度確定之后，合理布置注采井網(wǎng)也是一個十分重要的問題。低滲透油藏傳導(dǎo)能力差，生產(chǎn)能力低，大多數(shù)常規(guī)（即無裂縫的）低滲透油田都采用面積注水方式。而對于裂縫型低滲透油田，井網(wǎng)部署，特別是井排方向的部署是關(guān)乎注水開發(fā)成敗的關(guān)鍵問題。

1）復(fù)雜斷塊油田的井網(wǎng)形式[3]：復(fù)雜斷塊油田構(gòu)造破碎復(fù)雜，斷層多、斷塊小、油水關(guān)系復(fù)雜，沒有統(tǒng)一的油水界面。針對復(fù)雜斷塊油藏的地質(zhì)特點(diǎn)，用三角形井網(wǎng)為好。這是因?yàn)椋阂皇侨切尉W(wǎng)井排是交錯分布的，比較適應(yīng)不規(guī)則的復(fù)雜斷塊油藏，也有利于落實(shí)小斷層和掌握透鏡體砂體的分布；二是復(fù)雜斷塊油田破碎，采用不規(guī)則點(diǎn)狀面積注水，三角形井網(wǎng)更容易形成比較完整的注采系統(tǒng)，注水波及系數(shù)高。復(fù)雜斷塊油藏要取得較好的注水開發(fā)效果，井網(wǎng)必須加密到一定程度，吸水指數(shù)提高，吸水層數(shù)相應(yīng)增加，才能較強(qiáng)地注水，使注水見效程度提高。“頂密邊疏”是復(fù)雜斷塊油藏井網(wǎng)加密調(diào)整的主要形式，這是根據(jù)斷塊油藏的地質(zhì)特點(diǎn)和注水方式確定的。

2）常規(guī)低滲透油田井網(wǎng)形式：大多數(shù)常規(guī)低滲透油田都采用面積注水方式。面積注水方式以油井為中心的井網(wǎng)布置形式有四點(diǎn)法、五點(diǎn)法、七點(diǎn)法、九點(diǎn)法、線狀行列方式和蜂窩狀系統(tǒng)等，如果以注水井為中心，則稱為反幾點(diǎn)。按照理論研究分析，油田注水井吸水能力特別高時，應(yīng)該采用注水強(qiáng)度低的面積井網(wǎng)，如四點(diǎn)法或反九點(diǎn)法；吸水能力特別低時，應(yīng)該采用注水強(qiáng)度大的面積注水井網(wǎng)，如七點(diǎn)法或九點(diǎn)法；一般情況下，五點(diǎn)法被認(rèn)為是合理優(yōu)越的面積注水方式。大量油田實(shí)踐說明，油田開發(fā)初期，采用正方形井網(wǎng)反九點(diǎn)法的面積注水方式確實(shí)比較機(jī)動靈活，比較優(yōu)越。其他面積注水井網(wǎng)，如三角形的四點(diǎn)法，注采系統(tǒng)一定之后，基本上再沒有調(diào)整的余地。對于斷塊油田或者含油面積小的油田，其開發(fā)井網(wǎng)應(yīng)該根據(jù)油藏和含油面積的幾何形態(tài)進(jìn)行部署和調(diào)整，不一定按照正規(guī)井網(wǎng)和注采系統(tǒng)硬套[1]。

3）裂縫型低滲透油田井網(wǎng)形式：我國對裂縫型砂巖油田注水開發(fā)井網(wǎng)的研究和實(shí)踐大體上可分為四個階段。

第一階段，沿裂縫自然水線注水階段；為了研究裂縫型砂巖油田注水的規(guī)律，當(dāng)時曾做過物理模擬實(shí)驗(yàn)，證明沿裂縫方向注水，效果最好，沿裂縫注水比垂直與裂縫注水最終采收率要高出63%。

第二階段，將井排方向與裂縫方向錯開 22.5°；為了減緩沿裂縫方向油井過早見水和暴性水淹的矛盾，吉林新立油田首先將井排方向與裂縫方向錯開 22.5°。乾安油田以及大慶的朝陽溝油田等都是這種做法。初期效果較好，注水井兩邊的油井見水時間延長，水淹時間推遲，開發(fā)指標(biāo)較好。但由于不是垂直與裂縫方向驅(qū)油，注水井注入的水仍然沿著裂縫方向向生產(chǎn)井排竄進(jìn)，與相隔兩個井位的生產(chǎn)井形成水線，生產(chǎn)井見水后不僅含水率上升速度快，甚至遭到暴性水淹，而且因?yàn)槊靠谏a(chǎn)井都有水線，油田開發(fā)中后期很難再進(jìn)行調(diào)整和治理。

第三階段，井排方向與裂縫方向錯開45°；這種方式沿裂縫方向井距大，可以延長該方向油井的見水時間。除裂縫方向外，注入水為垂直方向驅(qū)油，可以避免生產(chǎn)井暴性水淹。初期開發(fā)效果比較好，中后期有利于調(diào)整為沿裂縫方向的線狀注水方式[4]。劉子良等（2003）在總結(jié)認(rèn)識吉林油區(qū)已開發(fā)裂縫性低滲透油田采用過的四種注采井網(wǎng)的經(jīng)驗(yàn)和教訓(xùn)基礎(chǔ)上，認(rèn)為開發(fā)初期應(yīng)采用小排距菱形反九點(diǎn)法面積注水，開發(fā)后期調(diào)整為線狀注水，井排方向與裂縫走向平行。

第四階段，進(jìn)一步縮小排距的調(diào)整和試驗(yàn)階段；發(fā)展到目前階段，對“注水井排方向一定要平行裂縫發(fā)育方向的觀點(diǎn)”，大家已取得共識。新的研究試驗(yàn)顯示，人們不再強(qiáng)調(diào)“井排方向于裂縫方向呈多少度夾角”問題，而把注意力主要集中在“合理井排距”方面。史成恩等（2002）根據(jù)長慶油區(qū)特低滲透油田開發(fā)實(shí)踐，按照最佳配置裂縫系統(tǒng)、井網(wǎng)系統(tǒng)、注采系統(tǒng)的原則，數(shù)值模擬了正方形反九點(diǎn)、菱形反九點(diǎn)、矩形井網(wǎng)形式開發(fā)效果，得到了合理井排距。周錫生等（2003）模擬計算了不同裂縫參數(shù)、不同井網(wǎng)形式及不同注水方式組合的多個方案，結(jié)合大慶外圍油藏河道砂體特征和經(jīng)濟(jì)效益評價，對裂縫性低滲透砂巖油藏合理井網(wǎng)進(jìn)行了深入的研究，提出兩排注水井夾兩排油井的菱形井網(wǎng)是裂縫性低滲透砂巖油藏的合理井網(wǎng)形式和井網(wǎng)參數(shù)，同時給出了裂縫性低滲透砂巖油藏菱形井網(wǎng)合理井距。

2 注采技術(shù)政策研究現(xiàn)狀

2.1 合理井底流壓

確定采油井合理的流動壓力界限一直是油藏工程研究的重要課題。眾所周知，在井底流動壓力大于飽和壓力的條件下，隨著井底流動壓力的降低，油井產(chǎn)油量成正比例增加；當(dāng)井底流動壓力低于飽和壓力以后，由于井底附近油層中原油脫氣，使油相滲透率降低，隨著流動壓力的降低，產(chǎn)量增長速度將會減慢。礦場系統(tǒng)試井資料表明：當(dāng)流動壓力降低到一定界限以后，再降低流動壓力，油井產(chǎn)量不但不再增加，而且還會減少。這一流壓值可以作為采油井合理流動壓力的下限值。我們稱之為油井的最低允許流動壓力。井底壓力低于該值以后，由于原油脫氣嚴(yán)重，將會影響采油井生產(chǎn)能力的正常發(fā)揮[5]。王俊魁等（1999）建立了一種新型的油井流入動態(tài)曲線方程，可用于不同流動壓力下油井流入動態(tài)的計算，從理論上解釋了礦場系統(tǒng)試井中流入動態(tài)曲線向壓力軸偏轉(zhuǎn)并出現(xiàn)最大產(chǎn)量點(diǎn)等實(shí)際問題。胥元剛（2005）、李曉良（2007）等考慮啟動壓力梯度建立了低滲透油藏的產(chǎn)能方程。阮敏（2001）考慮了壓敏效應(yīng)對低滲透油藏產(chǎn)能方程的影響。郝明強(qiáng)（2006）建立了考慮油藏壓敏效應(yīng)的穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能預(yù)測模型。王厲強(qiáng)（2006）等人從變形介質(zhì)入手，建立了壓力敏感油藏達(dá)西滲流的 IPR曲線方程。文華等（2007）綜合考慮啟動壓力梯度和壓力敏感效應(yīng)對油藏滲流的影響，與有效和液相相對流動能力方程相結(jié)合，建立了具有最大產(chǎn)量點(diǎn)的低滲透壓力敏感油藏直徑流入動態(tài)方程。

2.2 合理注水強(qiáng)度

注水強(qiáng)度是油藏注水開發(fā)的重要參數(shù)之一，合理的注水強(qiáng)度有利于提高油藏的開發(fā)水平。注水強(qiáng)度除滿足地層能量需要外，還應(yīng)考慮異常壓力層的形成和套損的影響。目前，油藏合理注水強(qiáng)度的確定方法主要有：從油藏開發(fā)整體注采平衡需要，用數(shù)值模擬的方法；利用注水強(qiáng)度與采油速度、注采井距關(guān)系方法；從注水井吸水指示曲線分析確定；利用儲層巖石的毛管力曲線方法[6]。

2.3 合理注水時機(jī)

大量生產(chǎn)實(shí)踐表明，低滲透油田投產(chǎn)后，如果能量補(bǔ)充不及時，地層壓力會大幅度下降，油井產(chǎn)量迅速遞減，采油指數(shù)嚴(yán)重縮小，年遞減率可達(dá)25%～45%，采出1%的地質(zhì)儲量地層壓力下降3～4MPa。以后即使地層壓力上升，油井產(chǎn)量和采油指數(shù)也難以恢復(fù)。通過近些年的科學(xué)實(shí)驗(yàn)，初步認(rèn)識到這就是壓敏效應(yīng)即“流固耦合”作用的結(jié)果。從生產(chǎn)實(shí)踐到理論研究，對低滲透油田要保持初期的生產(chǎn)能力和較好的開發(fā)效果，最好不要讓地層壓力下降，為此應(yīng)采用早期-先期注水的開發(fā)方式[1]。對于復(fù)雜斷塊油藏，由于斷塊切割和巖性變化使得油層連通性較差，加之大多數(shù)斷塊邊水也不活躍，天然能量有限。因此要保持高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，對多數(shù)復(fù)雜斷塊來說，必須堅持適時注水并保持地層壓力的開采原則[3]。

王端飛等（2003）從水井注水時機(jī)、采油井投產(chǎn)時機(jī)、注水井最大流動壓力、采油井合理流壓、超前注水適應(yīng)條件、超前注水實(shí)施要求等六個方面對超前注水技術(shù)措施進(jìn)行了闡述。唐建東等（2007）提出了一種低滲透油藏超前注水合理時機(jī)的計算方法，并從理論上進(jìn)行了驗(yàn)證，研究了低滲透油藏超前注水合理時機(jī)與滲透率的關(guān)系。王道富等（2007）通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)、滲流理論、數(shù)值模擬以及礦場試驗(yàn)研究，建立了低滲透油藏非線性滲流數(shù)學(xué)模型，提出在超前注水期采用保持合理地層壓力水平、注水壓力、注水強(qiáng)度和注水時機(jī)的開發(fā)技術(shù)的。

2.4 合理注水壓力

采用注水方法控制油田動態(tài)變化，研究選擇合理的注水壓力這是很自然的一件事。但選擇什么條件或指標(biāo)確定合理注水壓力卻一直沒有共同遵守的原則，當(dāng)然對于合理注水壓力的概念也就不可能有統(tǒng)一的認(rèn)識，定義也不可能一致。歸納起來有下述幾種：①在多層合采條件下能使每個層都能同時吸水、每個層都能同時出油的壓力為合理注水壓力；②基于油層的非均質(zhì)性，認(rèn)為使每個層都能同時吸水的要求過于苛求，因此建議將合理注水壓力定義為能使絕大多數(shù)油層同時吸水的壓力為合理注水壓力；③合理注水壓力必須考慮油田產(chǎn)量指標(biāo)的完成，定義在注采平衡的前提下能保證油田達(dá)到一定采油量時的注水壓力為合理注水壓力；④一種觀點(diǎn)認(rèn)為合理注水壓力必須考慮油田套管的安全。因此定義合理注水壓力應(yīng)小于或等于油層的破裂壓力。趙勇勝等（2000）對最后一種合理注水壓力定義所考慮的因素是認(rèn)同的，并定義：在不產(chǎn)生威脅套管安全應(yīng)力前提下,并能獲得最大產(chǎn)液量的注水壓力為合理注水壓力。梁衛(wèi)東等（2004）通過實(shí)驗(yàn)分析了巖石破裂的影響因素，得出了油藏破裂的壓力計算公式，并根據(jù)射孔頂界油層特征和注水壓力損失狀況，確定了合理注水壓力公式。周振華等（2005）以無源地震測試結(jié)果為基礎(chǔ)的擬泊松比法確定的注水壓力上限較好地適應(yīng)新站低滲透油田開發(fā)的需要。

2.5 合理注采比

注采比是表征油田注水開發(fā)過程中注采平衡狀況，反映產(chǎn)液量、注水量與地層壓力之間聯(lián)系的一個綜合性指標(biāo)，是規(guī)劃和設(shè)計油田注水量的重要依據(jù)。合理的注采比是保持合理的地層壓力，從而使油田具有旺盛的產(chǎn)液、產(chǎn)油能力，降低無效能耗，并取得較高原油采收率的重要保證。所以，根據(jù)油田實(shí)際地質(zhì)特點(diǎn)與開發(fā)狀況，有的放矢地調(diào)節(jié)注采比，對地層壓力水平進(jìn)行能動地控制，是實(shí)現(xiàn)整個開發(fā)注采系統(tǒng)最優(yōu)化的一個重要方面[7]。鐘德康等（2002）根據(jù)水驅(qū)油理論和注采平衡原理，推導(dǎo)和建立了受多因素調(diào)控的注采比預(yù)測模型，適用于在裂縫發(fā)育程度不同的各油田進(jìn)行各含水階段的注采比預(yù)測。牛世忠等（2005）應(yīng)用物質(zhì)平衡法計算注采比。

3 結(jié)論與認(rèn)識

1）合理的井網(wǎng)密度需要滿足4個條件：一要滿足采油速度，二要有高的控制程度和動用程度，三要有高的采收率，四要有好的經(jīng)濟(jì)效益。需要從技術(shù)和經(jīng)濟(jì)兩個方面進(jìn)行井網(wǎng)密度合理優(yōu)化。

2）油田開發(fā)方式和合理井網(wǎng)密度確定之后，合理布置注采井網(wǎng)成為重要問題。針對不同類型的油藏，采用相應(yīng)的井網(wǎng)形式。

3）確定合理的井底流壓、注水強(qiáng)度、注水時機(jī)、注水壓力、注采比，不斷優(yōu)化和調(diào)整開發(fā)技術(shù)政策，滿足油田實(shí)際生產(chǎn)需要。

[1]李道品. 低滲透油田高效開發(fā)決策論[M]. 北京: 石油工業(yè)出版社, 2003.

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