随着能源需求快速增加,大庆、胜利等老油区的石油资源日益减少,我国石油勘探、开发重点逐步转向塔里木、准噶尔、鄂尔多斯等新发现油田。同时,油田勘探开发难度越来越高,油田勘探开发成本不断上升,投资风险日益加大,于是油田开采企业越来越重视投资回报率,希望从经济效益角度评价过去的投资效益,以及制定下一步的投资计划。然而现有文献主要以老油田为研究对象,无法有效解决新油田的投资效益评价和决策问题。与老油田相比,在投资决策上新油田具有以下特点：(1)新油田往往地质认识不充分,历史样本数据少,无法用传统的方法较准确预测勘探投资、开发投资与新增储量和新井产量之间的关系。(2)新油田地面工程建设和管道建设投资大,而该项投资属于基础投资,不能直接对储量和产量产生影响。(3)新油田往往边探边采,可能没有达到规定的“储采比”要求时就已经开发,所以不能和老油田一样满足“长期稳定开采”的储采比约束,需要引入“采收接替率约束”。为此,本论文针对新油田的特点,构造新油田勘探投资、开发投资、管线建设投资效果的评价方法,建立勘探、开发、运输通道建设投资优化模型与算法,从而制定新油田投资的时间、金额、区域和产能等相关计划,为我国新油田的投资决策提供理论支撑。本文在研究过程中,始终以鄂尔多斯盆地南部边缘某新油田的5个区块为实例,说明油田投资效益评价与决策优化的应用过程,并取得了令人满意的结果。全文的研究内容、研究方法及相应的成果简述如下：首先,结合我国新油田勘探、开发和投资决策的现状与难题,说明本文的选题背景,研究的现实与理论意义,并提出本文的研究目标、内容与创新点。其次,作者回顾了油田投资效益评价与决策优化理论的相关研究现状,并分析了现有研究应用于新油田时面临的问题和困难。第三,引入了基于DEA的新油田勘探开发投资评价模型,建立了新油田勘探开发投资效益评价指标体系,综合研究使用了投入导向的CCR模型、BCC模型、FG模型、ST模型、规模报酬不变假设下的超效率模型和规模报酬可变假设下的超效率模型,将模型应用于鄂南油区某新油田的投资效益评价。第四,对具有备选方案的新油田外输管线方案优选问题,引入了结合前景理论的混合型多属性决策方法,依据决策者对各种属性的期望,将混合型决策矩阵转化为关于参考点的损益决策矩阵,并根据备选方案与决策期望的广义加权欧氏距离建立可变模糊识别模型,构造一个包含属性权重向量和隶属度的拉格朗日松弛函数,然后采用交叉循环迭代计算求解,得到各个方案与参照点的最优隶属度和权重向量,最后综合考虑各个方案的累积前景值和隶属度,计算各个方案的综合前景值,并依据综合前景值的大小对方案进行排序,从多条候选方案中优选一条初始外输方案。第五,对没有备选方案的新油田外输管线布局优化问题,把外输管线路径和泵站转换成一个有向赋权图,通过获取各个泵站之间的线路建设费用、线路运行维护费用、泵站费用、泵站运行维护费用和能耗费用,建立网络优化算法,以求得最优的外输管线方案。第六,以投资净现值最大化为目标,建立了新油田中长期勘探开发投资优化问题的混合整数规划模型,考虑了投资限额约束、地面工程建设约束、储采比约束、产量衰减等约束,构造了分类估计法预测模型中的两个重要参数(勘探和开发投资系数),并以鄂南油区某油田为例,将有关参数代入模型,编译成lingo程序,求解后得到投资计划的优化结果。。第七,构造了新油田中长期勘探开发投资优化模型的两个扩展问题,考虑了区块均衡约束、储量接替率约束,扩展后的模型可以较灵活地解决新油田的勘探开发投资计划问题,同样以鄂南油区某油田为例,将有关参数代入模型,编译成lingo程序,求解后得到投资计划的优化结果。第八,论文还针对长期投资优化模型不能应用于短期计划的特点,设计了短期投资优化模型与算法,同样以鄂南油区某油田为例,将有关参数代入模型,编译成lingo程序,求解后得到投资计划的优化结果。最后,对全文内容及研究结论进行了总结,并对文中有待进一步深入研究的地方提出日后研究的方向和展望。