油藏经营管理相关名词解释.doc

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1、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

2、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25/251.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）。2.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）。3.技术可采储量----是

3、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）。4.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）。25/251.

4、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）。2.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）。3.采收率-----可采储量占地质储量的百分率（单位：%）。4.采收率(%)=[最终可采出的油（气）量(万吨)/地质储量(万吨)]*1005.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）。6.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：%）。7.采油（液）速度----年采出油（液）量与地质储量之比

5、（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：%）。25/251.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）。2.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。3.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

6、度纯水密度的比值。4.25/25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）。1.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）。2.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）。3.地层压力-----地层压力可分三种：原始地层压力，目前地

7、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）。4.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）。5.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。25/251.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。2.含水率----指油井产