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,104tA---面积km2H---平均有效厚度,mSwi---平均原始含水饱和度(小数)Ρo---地面油密度,t/m3Φ---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)]*10011.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）。%100365可采储量已开发地质储量天水平液当月平均日产油速度液折算采油%100可采储量已开发地质储量量液年产油速度液实际采油%100可采储量已开发地质储量累积产油量采出程度%100365)(上年累积产油量当年可采储量液当月平均日产油采油速度折算剩余可采储量%100)(上年累积产油量当年可采储量量液年产油速度液实际剩余可采储量采油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：%）。%100月产液量月产油量月产液量综合含水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]*10028.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----是指油田范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。%1001%1001TACBTACBTAn率月老井产油量综合递减%1001%1001TADCBTADCBTAn率月老井产油量自然递减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）*10050.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）*10051.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