气藏评价标准Word格式文档下载.docx

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10-3μm2、平均每个断块含气面积＜1.0km2的小断块砂岩气藏。

5、低渗断块砂岩气藏

是指平均空气渗透率＜10×

6、断块砂岩气顶

是指油气藏范围内平均每个断块含油气面积＜1.0km2、含气面积系数＜0.5、天然气储量系数＜0.5的砂岩油藏气顶。

7、低渗块状砂岩干气藏

是指平均渗透率＜10×

10-3μm2的块状砂岩干气藏。

8、裂缝—孔隙型低渗砂岩气藏

是指基质平均空气渗透率＜10×

10-3μm2、具裂缝—孔隙双重介质渗流特征的砂岩气藏。

9、深层低渗砂岩凝析气藏

是指气层埋藏深度≥3500m—＜4500m、平均渗透率＜10×

10-3μm2的砂岩凝析气藏。

10、超深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏

是指气层埋藏深度≥4500m、以缝洞型碳酸盐岩（块状或层状）为主的碳酸盐岩凝析气藏。

11、超深层砂岩凝析气藏

是指气层埋藏深度≥4500m的砂岩凝析气藏。

12、低渗致密砂岩岩性气藏

是指空气渗透率＜0.1×

10-3um2、孔隙度＜10%、以岩性圈闭为主的砂岩气藏。

二、评价参数及计算方法

1、气藏—是指单一圈闭中具有统一压力系统和统一气水或气油界面的天然气聚集。

包括纯气藏、油田气顶气藏、凝析气藏等。

2、开发单元—指具有独立层系井网的、有连续完整开发数据的计算单元。

3、开发管理单元—是指以开发单元为基础，把同一构造、气藏类型相同、开发方式相同、开发阶段相近的开发单元归集形成开发管理单元。

一个开发管理单元可以涵盖一个或多个开发单元。

4、气藏经营管理单元—对地面集输系统相邻（相同）的开发管理单元进行归集或拆分，形成投入产出能够独立计量和核算的气藏经营管理单元。

一个经营管理单元可以涵盖一个或多个开发管理单元。

5、气藏经营管理区—是具备适度的储量、产量规模和适中的管理幅度，以能够独立计量、投入产出相对清晰的一个或一个以上气藏经营管理单元及配套地面系统为管理对象的独立核算主体。

6、气藏经营管理责任主体—按照《油气生产阶段油（气）藏经营管理办法》规定，四级管理体制下的采油（气）厂，是气藏经营管理的控制主体。

7、探明储量—是指在气田评价钻探阶段完成或基本完成后计算的储量、在现代技术和经济条件下可提供开采并能获得社会、经济效益的可靠储量。

探明储量是编制气田开发方案、进行气田开发建设、投资决策和气田开发分析的依据（单位：

108m3）。

8、已开发探明储量—是指在现代经济技术条件下，通过开发方案的实施，已完成开发井钻井和开发设施建设，并投入开采的储量（单位：

9、动用含气面积—已开发储量含气外边界所圈闭的面积，即含纯气区面积与气油过渡带（或气水过渡带）面积之和（单位：

km2）。

10、有效厚度—是指达到储量起算标准的含油气层系中具有产油气能力的那部分储层厚度（单位：

m）。

11、动用地质储量—指已具有独立开发井网，并正式上报动用的那部分天然气地质储量（单位：

108m3），按下式计算：

式中：

G—天然气原始地质储量，108m3；

Ａ－气藏含气面积，km2;

h－气藏平均有效厚度，m；

Φ－气藏平均有效孔隙度，小数；

Swi－气藏平均原始束缚水饱和度，小数；

pi－气藏原始地层压力，ＭＰa；

－地面标准温度，293Ｋ；

－地面标准压力，0.101ＭＰa;

Ｔ－气层温度，Ｋ；

Ｚi－原始天然气偏差系数，无因次。

12、地表条件—是指气藏所处区域的地表环境。

分滩海、浅海、深海、沙漠、水网、村庄、城市、水库及简单地表等类型。

13、气藏中深—按气藏顶界深度与底界深度之半计算（单位：

m）

14、构造复杂程度—是油气藏内部断层断块状况及油气储量分布状况的综合反映。

一般来说：

断块含油气面积>

1km2的整装断块储量占油气藏总储量一半以上为整装构造油气藏；

0.5km2—≤1km2的断块储量占油气藏总储量一半以上为复杂构造油气藏；

断块含油气面积≤0.5km2的断块储量占油气藏总储量一半以上为极复杂构造油气藏。

15、岩性—是指储集岩的类型。

分砂岩、碳酸盐岩、砾岩、粘土岩、火山碎屑岩、侵入岩、变质岩等。

16、渗透性—有压力差时储层岩石允许液体及气体通过的性质称为岩石的渗透性，渗透率是岩石渗透性的数量表示。

它表征了油气通过地层岩石流向井底的能力（单位：

10-3μm2）。

17、储层渗透率—即绝对渗透率，是指当单一相（气体或单一液体）在岩石孔隙中流动而与岩石没有物理化学作用时所求得的渗透率。

通常用空气渗透率为代表，又简称渗透率（单位：

18、天然气的相对密度—标准条件下（20℃，0.101MPa）天然气密度与空气密度的比值称为天然气的相对密度。

在标准条件下，空气的密度为1.2928kg／m3，相对密度为1；

甲烷的密度为0.7166kg／m3，相对密度为0.5543；

水蒸气的密度为0.7680kg／m3，相对密度为0.5941;

而天然气的密度随组分不同有所差异,一般为0.7-0.75kg／m3，在地下则可达到150-250kg／m3。

19、天然气的粘度—是指天然气内部某一部分质点，对其他部分质点作相对运动时，所产生的内摩擦力的度量，它与温度、压力和气体的相对分子量有关。

（单位：

mPa·

s）。

20、天然气的组分—天然气的主要成分是甲烷（CH4），并有数量不等的重烃气（C2+），此外还含有少量的硫化氢（H2S）、二氧化碳（CO2）、氮（N2）等非烃类气体和水蒸汽，以及微量的稀有气体，如氩（Ar）、氙（Xe）、氪（Kr）、氦（He）等。

21、甲烷含量—是指标准状态下甲烷体积与天然气总体积之比（单位：

%）。

22、凝析油—指以气态形式存在于凝析气藏的C5和C5以上烃类，在开发过程中地层压力降到初凝压力和初凝压力以下时，气态转变为液态的烃。

23、凝析油含量—是指标准状态下单位体积天然气中所含凝析油（C5和C5以上烃类）的多少（单位：

g/m3）。

24、凝析气油比—是指凝析气藏生产单位天然气所获得的凝析油量（单位：

m3/t）。

25、酸性气体含量—是指标准状态下天然气中H2S、CO2等酸性气体所占体积百分比或单位体积天然气中所含H2S、CO2等酸性气体的多少（单位：

g/m3或%）。

26、地层压力—驱使地层中流体流向井底的动力叫地层压力。

地层压力可分三种：

原始地层压力，目前地层压力和油气层静压力。

开发初期测得的油气层中部压力就是原始地层压力。

投入开发以后，某一时期测得的油气层中部压力即目前地层压力。

从井口到油气层中部的静水柱压力即油气层静压力（单位：

MPa）。

27、地层压力系数—地层的压力系数等于油气层地层压力与油气层静水柱压力的比值。

分原始地层压力系数和目前地层压力系数。

原始地层压力系数是指原始地层压力与油层静水柱压力的比值。

目前地层压力系数是指目前地层压力与油层静水柱压力的比值。

28、露点压力—是指在一定温度下处于气态的烃类物质，当压力下降至体系中出现第一滴液珠时的压力（单位：

29、废弃压力—是指气藏产量递减到等于废弃产量时的地层压力（单位：

30、集输压力—是指集气站出口端或集气干线压力（单位：

31、井口压力—套管压力和油管压力的统称。

一般用油管压力（单位：

32、天然气可采储量—是指依靠现有井网及现有工艺技术条件、开采到废弃压力时所获得的总产气量，也称天然气技术可采储量（单位：

33、凝析油可采储量—是指凝析气藏依靠现有井网及现有工艺技术条件，开采到废弃压力时所获得的凝析油总产量，也称凝析油技术可采储量（单位：

104t）。

34、气藏采收率—是指天然气可采储量与动用地质储量的比值（单位：

35、累积产气量—是指气藏自投入开发以来的总产气量，以核实产量数据为准（单位：

36、凝析油累积产量—是指凝析气藏自投入开发以来的凝析油总产量，以核实产量数据为准（单位：

37、采出程度—油气藏累积产量与动用地质储量的比值（单位：

38、可采储量采出程度—是指油气藏累积产量与可采储量的比值（单位：

39、剩余可采储量—是指可采储量与累积产量之差值（单位：

天然气剩余可采储量单位108m3，凝析油剩余可采储量单位104t）。

40、剩余可采储量丰度—是指气藏单位面积内的剩余可采储量（单位：

天然气单位108m3/km2、凝析油单位104t/km2）。

41、平均单井产能—是指气藏稳产期平均日产气水平与开井数之比（单位：

104m3/d）

42、无阻流量—是指井口压力为0.1Mpa时的天然气产量（单位:

104m3/d）

43、千米井深稳定产量—是指每千米井深的气藏平均单井产能（单位：

44、采气速度—年采出气量与已开发地质储量之比，用核实产量（工业产气量）计算。

45、剩余可采储量采气速度—指当年核实产气量与上年末剩余可采储量之比值（单位：

46、开发井投产率—是指达到方案设计目的的开发井投产井数与实施开发井井数之比（单位：

%）

47、开发产能符合率—是指达到方案设计产能的开发井数与实施开发井井数之比（单位：

48、储量动用程度—是指气藏已开发动用储量占探明地质储量的百分数。

若采出程度＜10%，用井距半径计算动用储量；

若采出程度≥10%，用动态法计算井网动用储量。

49、稳产年限—是指气藏无因次采气速度在1.0上下变化不超过0.05个百分点的稳定生产年限或气藏达到方案设计指标的稳定生产年限。

50、稳产期采气速度—是指稳产年限内的平均年采气速度（单位：

51、产气量递减率—是指单位时间内产气量递减的百分数。

52、年产气量自然递减率—是指扣除新井和措施增产气量后的老井年产气量下降的百分数。

53、年产气量综合递减率—是指包括各种措施增产气量在内的年产气量下降百分数。

A：

上年末标定的老井日产水平；

T：

1-n月天数，

A×

1-n月老井应产气量。

B：

1-n月实际总产气量（包括去年老井和今年新井的总产气量）。

C：

1-n月投产的新井累积产气量。

D：

1-n月老井措施累积增产的气量。

规定：

正值为递减，负值为递增。

对于稳产的气区，可直接采用年对年核实总产气量分析计算，对于递减的或上产的气区，必须采用标定日产水平折算的年总产气量进行分析计算。

54、剩余可采储量变化率—是指本年底剩余可采储量加上当年产气量后与上年底剩余可采储量的比值。

55、油气商品量完成率—是指气藏年度实际完成油气商品当量与年度计划下达油气商品当量的比值（单位：

56、措施有效率—是指老井年度增产措施中，有增产效果的井次与增产措施总井次之比（单位：

57、气井总井数—是指井网利用井与报废利用井之和（单位：

口）。

58、气井开井数—是指井网利用井开井数与报废井开井数之和（单位：

59、气井计划关井—是指测压或作业占用