油藏经营管理相关名词解释.docx

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油藏经营管理相关名词解释

油藏经营管理评价体系相关表格填报说明

（试行）

一、基本概念、基础参数及计算公式

1.动用含油面积----已开发储量含油外边界所圈闭的面积，即含纯油区面积与油水过渡带面积之和（单位：

km2）。

2.地质储量----在地层原始条件下具有产油（气）能力的储层中油（气）的总量，地质储量按开采价值划分为两种类型。

一种是指在现有技术经济条件下具有工业开采价值并能获得社会、经济效益的地质储量。

另一种是在现有技术经济条件下开采不能获得社会、经济效益的地质储量（单位：

104t）。

OOIP=100*A*h*Φ（1-Swi）*ρo/Вoi

式中：

OOIP---原始石油地质储量,104t

A---面积km2

H---平均有效厚度,m

Swi---平均原始含水饱和度（小数）

Ρo---地面油密度,t/m3

Φ---孔隙度（小数）

Вoi---平均地层原油体积系数

3.探明储量----探明储量是在油（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。

探明储量是编制油田开发方案、进行油（气）田开发建设、投资决策和油（气）田开发分析的依据（单位：

104t）。

4.已开发地质储量：

月度计算时用上年底累积开发储量；年度计算时用包括当年新投入开发储量的到本年底累积开发储量（单位：

104t）。

5.技术可采储量----是指依靠现有井网及工艺技术条件，获得的总产油量。

水驱油藏一般测算到含水率98％，其它驱动类型油藏开采到技术废弃产量时的累积产油量（单位：

104t）。

6.经济可采储量----是指在现有经济和技术条件下，能从油藏获得的最大经济产油量。

经济可采储量计算方法是采用投入产出平衡的基本经济原理，根据油藏地质评价、油藏工程评价和油藏地面工程评价提供的技术参数与经济参数，编制出该油藏的现金流通表，计算该油藏在累积净现值大于零，而年净现金流等于零年份时的累积产油量。

对新开发油藏来说，此产量是该油藏的经济可采储量；对已开发的油藏来说，则是剩余经济可采储量（单位：

104t）。

7.剩余可采储量----油田投入开发后，可采储量与累计采出量之差（单位：

104t）。

8.剩余可采储量丰度----是指油（气）田单位面积所含的剩余可采储量（单位：

104t/km2）。

9.采收率-----可采储量占地质储量的百分率（单位：

%）。

10.采收率（%）=[最终可采出的油（气）量（万吨）/地质储量（万吨）]*100

11.剩余可采储量变化率----剩余可采储量变化率=[年末剩余可采储量（万吨）+年产油（气）量（万吨）]/年初剩余可采储量（万吨）。

12.采出程度---油田在某时间的累计采油量与地质储量的比值（单位：

%）。

13.采油（液）速度----年采出油（液）量与地质储量之比（用核实产量计算。

月度用折算采油（液）速度，年度用实际采油（液）速度）（单位：

%）。

14.剩余可采储量采油（液）速度-----是指当年核实年产油（液）量除以上年末的剩余可采储量之值（用核实产量计算。

月度用折算采油（液）速度，年度用实际采油（液）速度）（单位：

%）。

（采出可采储量50％前后地下油水分布和开采难度相差很大，应按采出可采储量50％前和采出可采储量50％后两个阶段，分别制定分类标准）。

15.原油密度----指在标准条件下（摄氏20度，0.1MPa）每立方米的原油质量。

16.原油相对密度----指在地面标准条件（摄氏20度,0.1MPa）下原油密度与摄氏4度纯水密度的比值。

17.原油粘度----原油流动时，分子间相互产生的摩檫阻力（单位：

厘泊（cP）或毫帕·秒（mPa·s）1cP=1mPa·s）。

18.渗透率----有压力差时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：

m2或μm2）。

19.绝对渗透率----绝对或物理渗透率是指当只有任何一相（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。

通常则以气体渗透率为代表，又简称渗透率（单位：

m2或μm2）。

20.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，某一时期测得的油层中部压力即目前地层压力。

从井口到油层中部的静水柱压力即油、气层静压力（单位：

MPa）。

21.饱和压力----地层原油饱和压力是在油层温度条件下，从液相中分离出第一批气泡时的压力。

亦称泡点压力（单位：

MPa）。

22.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。

压力系数分原始地层压力系数和目前地层压力系数。

23.地饱压差----指地层压力与饱和压力的差值（单位：

MPa）。

地饱压差分原始地饱压差和目前地饱压差。

24.含水率----指油井产出液体中水所占的质量百分数（单位：

%）。

25.综合含水----是指油田月产液量中产水量所占的质量百分数（单位：

%）。

26.含水上升率----指油藏每采出1％的地质储量时含水率的上升值。

27.含水上升率（%）=[（当年平均含水-上年平均含水）/当年采油速度]*100

28.水驱特征曲线计算理论含水上升率公式：

含水上升率（%）=2.303NBFW（1-FW）

29.式中：

N为油藏地质储量、B为水驱特征曲线斜率、FW为当前综合含水

30.中高渗透率砂岩油藏----是指平均空气渗透率在50x10-3μm2以上的砂岩油藏。

31.低渗透率（含裂缝型低渗透）砂岩油藏----是指平均空气渗透率在10-50x10-3μm2之间的砂岩油藏。

32.高压低渗透砂岩油藏----指地层压力系数大于1.2、空气渗透率在小于50x10-3μm2的砂岩油藏。

根据压力系数高低又进一步分为一般高压（压力系数在1.2-1.5之间）、异常高压（压力系数大于1.5）两类。

33.裂缝型碳酸盐岩油藏----是指以裂缝型碳酸盐岩（块状或层状）为主的碳酸盐岩油藏，也含裂缝显示不明显的生物灰岩和白云岩油藏。

34.复杂断块油藏----是指油田X围内平均每个断块含油面积界于0.5-1.5km2之间的小断块油藏；或者在300m左右井距下油层连通程度小于60％的岩性（透镜体）油藏。

35.热采稠油油藏----是指在油藏条件下，原油粘度50mPa•s以上、难以正常流动的、采用热力开采（蒸汽吞吐或蒸汽驱）的稠油油藏。

36.蒸汽吞吐----又叫周期性注蒸汽、蒸汽浸泡、蒸汽激产等。

所谓蒸汽吞吐就是先向油井注入一定量的蒸汽，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产的一种开采重油的增产方法。

37.化学驱油藏----利用注入油藏的化学剂改善油藏原油—化学剂溶液—岩石之间的物化特性，从而提高原油采收率油藏。

38.单井控制面积（流线图法）----在注采井组内，以注水井为起点，向油井往后延长1/3井距处画直线段，以1/2油水井距过直线段两端作矩形，所控制面积为单井控制面积。

靠近断层或岩性变化带的注水井，断层或岩性变化带可以做为计算的边界。

39.静态注采对应率----注水井对应油井有效连通率，对应多井取最大值。

在现有的井网条件下，油井与水井对应射开层数/油井射开的总层数*100%。

40.水驱控制储量----直接或间接受注入水或边、底水驱动和影响的储量（底水驱油藏按油藏储量全部水驱控制，如已开发则全部水驱动用）。

计算水驱储量在本层系内油井钻遇小层有效厚度零线以内，并已射孔生产，本层系内水井钻遇本小层砂体尖灭线以内，并已射孔注水，二线生产井按不受控处理，控制面积内所有井点的有效厚度用算术平均法求得。

水驱储量Nk=Akhg

式中：

Nk：

小层水驱储量（104t）

Ak：

：

水驱控制含油面积（Km2）

h：

有效厚度（m）

g：

单储系数（万吨/Km2.m）

41.水驱储量控制程度----水驱储量控制程度为平面水驱控制程度（流线图法）与纵向水驱控制程度（静态注采对应率）的乘积。

平面水驱控制程度采用流线图法求得，纵向水驱控制程度由现井网条件下与注水井连通的采油井射开厚度与射开总厚度之比求得。

42.水驱控制程度（％）=平面水驱控制程度（流线图法）*纵向水驱控制程度（静态注采对应率）×100。

或者采用下式计算：

水驱控制程度（％）=水驱控制储量（流线图法）/动用地质储量×100。

43.水驱动用储量----是在目前开采条件下，注入水或油藏固有边底水已经波及到储集空间中的石油地质储量。

以吸水剖面资料为基础，以产出剖面，RFT测井，调整井水淹层解释，电性资料等资料作为描述动用状况的辅助资料进行分析，油水井对应层均射孔生产，注水井是吸水的，均视为水驱动用。

水驱动用储量Na=Aa.h.g

式中：

Na：

小层水驱动用储量（104t）

Aa：

：

水驱动用含油面积（Km2）

h：

有效厚度（m）

g：

单储系数（万吨/Km2.m）。

44.水驱储量动用程度（%）---水驱储量动用程度为平面水驱控制程度（流线图法）与纵向水驱动用程度（静态注采对应率*吸水剖面所测吸水厚度百分数）的乘积。

平面水驱控制程度采用流线图法求得，纵向水驱动用程度由静态注采对应率与吸水剖面所测吸水厚度百分数相乘求得。

水驱动用程度（％）=平面水驱控制程度（流线图法）*纵向水驱动用程度（静态注采对应率*吸水剖面所测吸水厚度百分数）×100。

或者采用下式计算：

水驱动用程度（％）=水驱动用储量/动用地质储量×100。

45.能量保持水平。

根据地层压力保持程度和提高排液量的需要，能量保持水平分为下列三类：

a）一类：

目前地层压力等于饱和压力加上合理生产压差或等于原始地层压力的85%，未造成脱气；

b）二类：

目前地层在饱和压力附近，未造成脱气；

c）三类：

目前地层压力低于饱和压力，造成地层脱气。

46.能量利用程度。

能量利用程度分为以下三类：

a）一类为油井平均生产压差逐年增大；

b）二类是油井平均生产压差基本稳定（±10％以内）；

c）三类是油井平均生产压差逐年减小。

47.递减率----递减率就是指单位时间内产量递减的百分数。

老井自然递减率是指油田（或区块）老井扣除措施增产油量后年产油量下降的百分数；老井综合递减率是指包括各种增产措施增加的产量在内的年产油量下降百分数。

（按采出可采储量50％前后两个阶段分别制定评价标准）。

式中：

A：

上年末标定的老井日产水平；T：

1-n月天数，AхT为1-n月老井应产油量。

B：

1-n月实际总产油量（包括去年老井和今年新井的总产油量）。

C：

1-n月投产的新井累积产油量。

D：

1-n月老井措施累积增产的油量。

规定：

递减符号为“+”，不递减为“-”。

对于稳产的油区，可直接采用年对年核实总产油量分析计算，对于递减的或上产的油区，必须采用核定日产水平折算的年总产油量进行分析计算。

48.水驱状况----按综合含水和采出程度关系曲线或水驱特征曲线发展趋势分类：

a）一类油藏应在已经达到理论综合含水和采出程度曲线以上运行方向发展；

b）二类油藏的实际开发曲线接近理论综合含水和采出程度曲线；

c）三类油藏是未达到理论采出程度、向降低采收率方向变化。

49.原油计量输差

原油计量输差（%）=（单元井口产量/单元实际产量-1）*100

50.井口配注完成率

井口配注完成率（%）=（单元井口实际注水量/单元井口配注水量）*100

51.注水井计划关井：

（1）测吸水剖面或作业占用关井（包括附近钻井施工要求关的井）;

（2）方案或试验关井;（3）间歇注水期间关井（包括限注关井）

52.采油井计划关井----

（1）测压或作业占用关井（包括附近钻井施工要求关的井）；

（2）方案或试验关井；（3）间开井恢复压力期间关井（包括油田季节性关井或压产关井）。

53.油井免修期----是指油水井不进行动管柱的维修，连续生产的天数，统计时按上次修井开井到本次关井修井之间连续生产天数。

54.注入量符合率----注入量（PV.PPM）符合率=（1-│（实际注入量-调整方案设计注入量）/调整方案设计注入量│）*100%

55.井口粘度符合率----井口粘度符合率=（1-│（实际井口粘度-调整方案设计井口粘度）/调整方案设计井口粘度│）*100%

56.年增油量符合率----年增油量符合率=（1-│（实际年增油量-调整方案设计年增油量）/调整方案设计年增油量│）*100%

57.吨聚增油符合率----吨聚增油符合率=（1-│（实际吨聚增油-调整方案设计吨聚增油）/调整方案设计吨聚增油│）*100%

58.综合含水符合率----综合含水符合率=（1-│（实际综合含水下降值-调整方案设计综合含水下降值）/调整方案设计综合含水下降值│）*100%

59.提高采收率符合率----提高采收率符合率=（1-│（实际提高采收率值-调整方案设计提高采收率值）/调整方案设计提高采收率值│）*100%

60.压降速度----各吞吐周期末的地层总压降占原始地层压力的百分数。

压降速度（%）=周期末地层总压降（Mpa）/原始地层压力（Mpa）*100

61.储量动用程度----已开发动用储量占探明地质储量的百分数。

62.累积油汽比----在注蒸汽热力采油过程的某个阶段中，采油量与注汽量之比，即每注一吨蒸汽的采油量。

累积油汽比＝阶段累积采油量（吨）/阶段累积注汽量（吨）

63.回采水率----吞吐阶段（周期或累积）采水量与注汽量之比。

回采水率（％）＝累积采水量（吨）/累积注汽量（吨）*100

64.井口干度----系指井口蒸汽中含干蒸汽的程度，是入井蒸汽的质量指标。

65.产量完成率----产量完成率（%）=[年实际完成产量（万吨）/年计划产量（万吨）]*100。

66.油井综合利用率----油井综合利用率（%）=[单元油井年开井天数总和/（油井总数*年日历天数-计划关井天数）]*100。

67.注水井综合利用率----水井综合利用率（%）=[单元水井年开井天数总和/（水井总数*年日历天数-计划关井天数）]*100。

68.机采系统效率----机械采油系统效率测试及计算方法：

式中：

Q为油井日产液量，m3/d；H为有效扬程，m；ρ为油井液体密度；t/m3；g为重力加速度，9.8m/s2，P电入为抽油机输入功率。

69.注汽锅炉运行效率

注汽锅炉热效率（%）＝[（锅炉出口蒸汽焓－锅炉进口给水焓）/燃料燃烧释放热量]*100＝[D（h'＋rX－hgs）/BQd]×100

其中：

D―――锅炉蒸发量Kg/h（计量）

h'―――锅炉工作压力下饱和水焓，Kj/Kg（查表）

r―――锅炉工作压力下的汽化潜热，Kj/Kg（查表）

X―――锅炉出口蒸汽干度，％（化验测量）

B―――燃料消耗量，Kg/h（计量）

Qd――－燃料低位发热量，Kj/Kg（分析）

70.油水井资料全准率----检查油水井全准资料与参加检查资料项数的比值，反映资料差错情况。

71.动态监测计划工作量完成率----动态监测计划完成率（%）=（年实际完成动态监测井次/年计划动态监测井次）*100

72.注水水质达标率----是指井口注入水质按SY/T5329-94规定的九项水质指标检查的符合程度。

注水水质达标率=[∑（某项指标达标点数/某项指标监测点数）]/n

73.注汽锅炉给水水质达标率----是指规定的六项水质指标检查的符合程度，即：

硬度等于0；含铁量小于0.01mg/L；含氧量小于0.01mg/L；Ph值为7.5-8.3；总溶解固体（总矿化度）小于7000mg/L；给水温度10-76℃。

注汽锅炉给水水质达标率=实际达标项数/规定达标项数

74.注水层段合格率----注水层段合格率（%）=（单元水井分层注水合格层段数/单元水井分层注水总层段数）*100

75.储量保值增值率----储量保值增值率（%）=[（任期内年度实际净收益折现之和+任期末剩余可采储量未来净收益折现之和）/任前剩余可采储量未来净收益折现之和-1]x100。

76.剩余经济开采年限（年）：

经济开采期的评价起始点任后与任前一致。

当产量递减到经济产量时，即现金流为零的年限。

77.经济产量的计算公式：

极限年产油量（吨/年）=年固定成本（元）/[油价（元/吨）×原油商品率+伴生气价（元/千方）×气商品率-吨油税费-千方气税费-吨油可变成本]

78.剩余经济可采储量：

剩余经济开采年限累计的产油量。

79.平均吨油固定成本：

包括生产工人工资、职工福利费、维护及修理费、其它直接费、厂区管理费用。

80.平均吨油变动成本：

包括材料费、燃料费、动力费、驱油物注入费、井下作业费、测井试井费、稠油热采费、轻烃回收费、油气处理费、运输费。

81.剩余可采储量价值：

折现率为10%，计算折现现金流，经济可采年限累计折现净现金流量即为储量价值。

82.单位储量价值----每吨剩余经济可采储量折现值。

用于优化投资方向。

83.单位储量净资产----每吨剩余经济可采储量所对应的固定资产净值。

可用于评价资源优化组合状况，搞好地面、地下资源组合。

84.完全成本----现金操作成本+折旧+勘探费用+财务费用+管理费用。

85.油水井开井数----按月统计的油水井开井数（不包括报废井利用开井数）

86.油水井总数----按月统计的油水井总数（不包括利用报废井数）

87.模拟计算的销售收入----模拟的油气商品当量*吨油单位成本

88.单位完全成本----单位完全成本（元/吨）=油藏单元完全成本/油藏单元油气商品当量

89.销售利润率----利润总额占销售收入的百分比，表示每元销售收入净额获取利润的能力。

90.销售利润率（%）=（利润总额/销售收入净额）×100%

91.净资产利润率----净资产利润率（%）=【（油藏经营管理单元销售收入－油藏经营管理单元完全成本）/油藏经营管理单元净资产】*100

92.单位提液耗费----单位提液耗费（元/吨）=采油系统年耗费总额/采油系统年提液总量

93.单位注水耗费----单位注水耗费（元/吨）=注水系统年耗费额/年注水量

94.单位油气处理费----单位油气处理耗费（元/吨）=集输系统年耗费总额/年油气处理总量

95.油气单位生产成本变动率----油气单位生产成本变动率（%）=（本年油气单位生产成本/上年油气单位生产成本）*100

96.吨油措施成本----吨油措施成本（元/吨）=年措施作业总成本/措施作业年累计增油量

97.平均单井维护作业费----平均单井维护作业费（元/口）=年维护作业费总额/年维护作业井口数

98.固定资产成新率----固定资产成新率（%）=固定资产净值/固定资产原值*100

99.人均利润----年利润总额/年用工总量

100.人均油气当量----全年油气当量/年用工总量

101.开发单元----是指具有独立层系井网的、有连续完整开发数据的计算单元。

102.开发管理单元----是指以开发单元为基础，把同一构造、油藏类型、开发方式、采油方式相同、开发阶段相近的开发单元归集形成开发管理单元。

103.油藏经营管理单元----地面注采和集输系统相邻（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油藏经营管理单元。

104.操作层----是指四级管理体制下的油藏经营管理区，即：

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油藏经营管理单元和配套地面系统为管理对象的独立核算主体。

105.责任主体----按照《油气生产阶段油藏经营管理办法》规定，就是指四级管理体制下的采油厂，是油藏经营管理的控制主体。

二、表格填报说明

1、表1为油藏经营管理单元剩余可采储量品位评价基础参数表，以开发单元为基础，按照基本概念采集数据填报，按照开发单元—开发管理单元—油藏经营管单元—油藏经营管理区分别填写。

其中：

渗透率以砂层厚度为加权因数分别取加权平均值，即：

渗透率=∑所属单井单层渗透率*所属单井单层砂层厚度/∑所属单井砂层厚度；油藏经营管单元（区）构造复杂程度以不同圈闭面积个数为加权因数取加权平均值求得该油藏经营管单元（区）平均单个含油构造圈闭面积，即：

油藏经营管单元（区）平均单个含油构造圈闭面积=∑所属单个含油构造圈闭面积*相应个数/∑所属单个含油构造个数；油藏埋深为油藏中部埋深，即：

油藏中部埋深=（油藏上界埋深+油藏下界埋深）/2；目前地层压力为所属单井半年内取得的静压值的平均值，即：

目前地层压力=∑单井半年内取得的静压值/取得静压值井数；地下原油粘度为一年内所属单井取得的粘度资料的平均值，即：

地下原油粘度=∑单井一年内取得的粘度资料/取得粘度资料井数。

此表为年度填报表，涉及数据截止日期原则上与原地质、工艺月报统计日期一致。

2、表2是依据表1中基本参数进行的分类打分标准。

3、表3依据表1实际情况和表2评价标准分项打分，并按照权重计算分值，

填入分项得分栏，横向合计各分项得分得出该油藏经营管理单元综合得分。

按分类标准评价得出评价结论。

此表为年度填报表，涉及数据截止日期原则上与原地质、工艺月报统计日期一致。

4、表4参考《美国SEC油气储量评估方法》有关内容填报。

其中：

原油价格取年终价格（即12月31日的销售价格）；成本投入包括操作成本、资本成本、资产余额折旧、各种税费；折现率取10%。

此表为年度填报表，涉及数据截止日期原则上与原地质、工艺、财务等月报统计日期一致。

5、表5中任前、任后经济剩余可采储量价值和任内采出储量价值数据来源于表4。

计算价值时采用相同原油价格，计算下一任期任前价值时，采取期末实际价格，任期内及任期末价值均应还原到任前起始状态。

此表为年度填报表，涉及数据截止日期原则上与原地质、工艺、财务等月报统计日期一致。

6、表6-表12分类油藏开发管理水平按开发管理单元填报，分类油藏参数概念、计算方法依据本说明进行计算填写。

此表为季度和年度填报表，涉及数据截止日期原则上与原地质、工艺月报统计日期一致。

7、表13是根据不同类型油藏开发管理水平评价分，按照其权重不同分别求得其折合分，横向合计得出油藏经营管理单元开发管理水平综合得分，依据评价标准得出综合评价结果。

权重为不同类型油藏产量占该油藏经营管理单元总产量的比重。

此表为季度和年度填报表，涉及数据截止日期原则上与原地质、工艺月报统计日期一致。

8、表14、表15分类油藏生产管理水平按稠油和其它油藏两大类填报，分类油藏参数概念、计算方法依据本说明进行计算填写。

此表为季度和年度填报表，涉及数据截止日期原则上与原地质、工艺月报统计日期一致。

9、表16根据不同类型油藏生产管理水平评价分，按照其权重不同分别求得其折合分，横向合计得出油藏经营管理单元生产管理水平综合得分，依据评价标准得出综合评价结果。

权重为不同类型油藏产量占该油藏经营管理单元总产量的比重。

此表为季度和年度填报表，涉及数据截止日期原则上与原地质、工艺月报统计日期一致。

10、表17、表18是分油藏经营管理单元填报的财务指标对比数据表和评价表，具体按财务方面有关概念、计算方法、统计方法和要求处理。

此表为季度和年度填报表，涉及数据截止日期原则上与原地质、工艺、财务等月报统计日期一致。

11、表19按照给定权重，结合储量经营水平、开发管理水平、生产管理水平和财务管理评价结果对油藏经营管理单元经营管理水平综合评价。

评价结论按照得分情况依据标准划分为较高、中等和较差三个级别。

此表为季度和年度填报表，涉及数据截止日期原则上与原地质、工艺、财务等月报统计日期一致。

12、表20-表23是对油藏经营管理责任主体（采油厂）经营管理水平按照油藏开发管理水平、生产管理水平、储量经营水平和财务管理水平四个方面的