气藏评价标准

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：108m3）。
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）。
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。
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）。
3、凝析气藏
在初始条件下流体呈气态，储层温度处于压力—温度相图的临界温度与最大凝析温度之间，在衰竭式开采时储层中存在反凝析现象，地面有凝析油产出，凝析油含量一般＞50g/m3。
4、中高渗断块砂岩气藏
是指平均空气渗透率≥10×10-3μm2、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
内部资料
注意保存
气藏经营管理水平评价
试行技术规范
2007年12月
气藏经营管理水平评价技术规范
一、各类气藏涵义
1、干气藏
储层气组成中不含常温常压条件下液态烃（C5以上）组分，开采过程中地下储层内和地面分离器中均无凝析油产出，通常甲烷含量＞95%，气体相对密度＜0.65。
2、湿气藏
在气藏衰竭式开采时储层中不存在反凝析现象，其流体在地下始终为气态，而地面分离器内可有凝析油析出，但含量较低，一般小于50g/m3。
是指平均空气渗透率＜10×10-3μm2、平均每个断块含气面积＜1.0km2的小断块砂岩气藏。
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。
－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；断块含油气面积>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。
8、裂缝—孔隙型低渗砂岩气藏
是指基质平。
9、深层低渗砂岩凝析气藏
是指气层埋藏深度≥3500 m—＜4500 m、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。
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150-250 kg／m3。
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；
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：10-3μm2）。
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。