Das dichte Ölvorkommen im Mahu-See-Becken weist eine starke Heterogenität auf, mit großen Unterschieden in der Produktionskapazität der Ölbohrungen und deutlichen Unterschieden in den Rückgangsmerkmalen. Die Analyse und Prognose des Produktionsrückgangs sind von großer Bedeutung für das Management der Produktionssysteme der Ölbohrungen sowie für die Erstellung und Optimierung von Ölfeldentwicklungsplänen. Darüber hinaus ist sie ein wichtiger Bestandteil der dynamischen Reservoiranalyse. Die derzeit verwendeten traditionellen empirischen Abnahmemodelle wie das Arps-Hyperbolische Abnahmemodell, das Potenzgesetz-Abnahmemodell, das erweiterte Potenzgesetz-Abnahmemodell von Valkó und das Duong-Abnahmemodell weisen unterschiedliche Anwendbarkeit auf und liefern bei der Anpassung der Produktionsdaten hydraulisch gebrochener Horizontalbohrungen im Mahu-See-Becken nur geringe Genauigkeit. Daher wurde basierend auf der Anpassung der Produktion in verschiedenen Phasen der Ölbohrungen im Mahu-Becken eine neue kombinierte Methode entwickelt, die in verschiedenen Phasen unterschiedliche Modelle auswählt und im Becken praktisch validiert wurde. Die Forschungsergebnisse zeigen, dass diese neue kombinierte Methode im Vergleich zu traditionellen einzelnen empirischen Abnahmemethoden eine geringere Fehlerquote und eine höhere Übereinstimmung aufweist. Außerdem liefert sie genauere Vorhersagen der endgültig erzeugbaren Reserven (EUR) der dichten Ölfelder im Mahu-See-Becken. Die Methode ist gut durchführbar und kann als Referenz für Studien zur Abnahmeregelmäßigkeit der Produktionsmengen einzelner Bohrungen und für Produktionsprognosen in ähnlichen dichten Reservoirs dienen.

Produktionsrückgang; empirisches Abnahmemodell; kombinierte Methode; endgültig gewinnbare Reserven; dichtes Reservoir; Mahu-See-Becken