油田开发常概今及标准

PAGE7PAGE46第一部份储量类一、石油地质储量（GBn269-88）是指在地层原始条件下具有产油（气）能力的储层中原油的总量。地质储量（待执行 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 ）在原始地层条件下，已知油气储集中储藏的油气总体积，换算到地面标准条件下的油气总量。二、石油储量分级及分类（GBn269-88）根据勘探、开发各阶段对油藏的认识程度将石油储量划分为探明储量,控制储量和预测储量三级。1.探明储量：在现代技术和经济条件下，可提供开采，并获得社会效益的可靠储量，分为三类①已开发探明储量：（Ⅰ类）是指在现代经济技术条件下，通过开发 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 的实施已完成开发钻井和开发设施建设，并已投入开发的储量。②未开发探明储量（Ⅱ类）是指完成评价钻探，并取得可靠的储量参数所计算的储量③基本探明储量多含油层系的复杂断块油田，复杂岩性油田和复杂裂缝性油田，在完成地震详查，精查或三维地震，并钻了评价井后，在储量计算参数基本取全，含油面积基本控制的情况下所计算的储量。2．控制储量是在某一圈闭内预探井发现工业油（气）流后，以建立探明储量为目的，在评价钻探过程中钻了少数评价井后所计算的储量。3．预测储量是在地震详查以及其他方法提供的圈闭内，经过预探井钻探获得油（气）流，油气层或油气显示后，根据区域地质条件分析和类比，对有利地区按容积法估算的储量。三、动用储量〈（95〉开字第71号〉指已上报生产能力或已投入开发生产的探明储量。四、已探明未开发储量：〈（95）开字第71号〉指除去已开发储量以外的探明储量。根据勘探程度，地质认识和储量计算参数的可靠性分为落实储量，待落实储量，待核销储量，表外储量四类1．落实储量勘探工作已经完成对油气藏认识基本清楚，储量计算参数可靠，已经达到“石油储量规范”要求的探明储量。2．待落实储量需要进一步做工作，搞清油气藏构造，储层以及落实储量计算参数等的探明储量。3．待核销储量为储量批准后又经过进一步勘探开发评价，如评价井未钻遇油层，油层试油出水或达不到工业油流标准，含油面积、有效厚度等储量计算参数的变化，致使原批准探明储量减少的部份为待核销储量。4．表外储量指50℃时地面粘度大于50000时超稠油储量或含硫化氢的原油，目前采油 工艺 钢结构制作工艺流程车尿素生产工艺流程自动玻璃钢生产工艺2工艺纪律检查制度q345焊接工艺规程 技术达不到开发要求的储量。五、可采储量（GBm269-88）是指在现代工艺技术和经济条件下，能从储油层中采出来的那一部份油量。六．技术可采储量（SY/T5367-1998）是指依靠在现有井网工艺技术条件下，获得的总产油量。水驱油藏一般测算到含水率98%，其他驱动油藏开采到技术废弃产量时的累积油量。七、经济可采储量（SY/T5367-1998）是指在现有井网，现有工艺技术条件下，能从油藏获得的最大经济产油量。[GBn269-88，(95)开字第71号]储量分级分类已开发（Ⅰ类）部份开发基本探明（Ⅲ类）部份未开发未开发（Ⅱ类）近期可开发低经济效益一类低经济效益二类探明储量可开发落实储量石油储量油油储量地面工程限制不可开发暂无效益不可开发控制储量待落实待核销表外预测储量八、剩余可采储量（GBn269-88）是指油田投入开发后，可采储量与累积采出量之差。九、水驱储量（SY/T6174-1995）直接或间接受注入水或边水驱动影响的储量十、损失储量（SY/T6174-1995）在目前已定的注采系统下，无法采出的储量。第二部份开发指标类1．井网（“油气田开发图集”编集工作会议纪要）指井点布置的几何形式。如三角形、正方形、行列，环形等。2．井网密度（SY/T6366-1998）油田（或区块）单位面积已投入开发的采油井，注水井总数。f=n/Ao式中：f—井网密度n—油水井总井数（口）Ao—含油面积（km2）3．注水方式（“油气田开发图集”编集工作会议纪要）指注水井和采油井的相对关系。如四点法，反九点法，行列，边外，环状：4．注采井数比（SY/T6366-1998）指水驱开发油田采油井总数和注水井总数之比noFnow=——nw式中：Fnow—注采井数比no—采油井总数（口）nw—注水井总数（口）5．水驱控制程度（SY/T6219-1996）提法①是指现有井网条件下与注水井连通的采油井射开有效厚度与井组内采油井射开总有效厚度之比值。提法②水驱控制程度（“油气田开发图集”编制工作会议纪要）指以注水井为中心油层连通厚度与总厚度比。6．平均单井射开厚度（SY/T6366-1998）油田（或区块或某类井）内，属同—开发层系的油水井中射开总厚度与油水井总井数的比值。∑howh=——————nh—平均单井射开厚度（m）how—油水井射开总厚度（m）n—油水井总井数（口）7．平均单井有效厚度（SY/T6366-1998）油田（或区块，或某类井）内属同—开发层系的油水井有效厚度之和与油水井总井数的比值。∑ho+∑hwhe=————————nho—采油井有效厚度（m）hw—注水井有效厚度（m）he—平均单井有效厚度（m）8．核实产油量（SY/T6366-1998）是由中转站，联合站，油库对管辖范围内的总日产油量进行计量，由此获得的产油量数据为核实产油量。单位：t9．输差（SY/T6366-1998）是指井口产油量和核实产油量之差与井口产油量之比。qow-qorK=————————qowK—输差qow—井口产油量，104tqor—核实产油量，104t10．核实产水量（SY/T6366-1998）：用井口产水量和输差计算。qor=（1-k）qwwqwr—核实产水量104tK—输差qww—井口产水量，104t11．综合含水（SY/T6366-1998）按月计算qwrfw=——————×100qwr+qomqom——月产油量104tqwr—月核实产水量104tfw—综合含水%12．综合气油比（SY/T6366-1998）是指开发单元所有井的总产气量与月总产油量的比qgmEgo=——————qomEgo—综合气油比m3/tqgm—标准状况下的月产气量104m3qom—月产油量104t13．老井综合递减率（SY/T6219-1996）当年核实产油量扣除当年新井年产油量后，除以上年底标定日产水平折算的当年产油量。qoa（t）-qox（t）D=（1-——————————）×100%qoa（t-1）综合递减率（“油气田开发图集”编制工作会议纪要）本年度老井实际产量综合递减率=（1-————————————）×100%上年末标定日产量×36514.自然递减率(SY/T6366-1998)油田（或区块）老井扣除 措施 《全国民用建筑工程设计技术措施》规划•建筑•景观全国民用建筑工程设计技术措施》规划•建筑•景观软件质量保证措施下载工地伤害及预防措施下载关于贯彻落实的具体措施 产油量后，年产油量下降的百分数qoa（t）-△qo（t）-qox（t）Dn=（1-——————————————）×100%Qob（t—1）Dn—自然递减率%/aqoa（t）—第t年产油量，104tqo（t）—第t年老井措施增油量，104tqox（t）—第t年新井年产油量，104tQob（t—1）—第t—1年标定的年产油量，104t自然递减率（“油气田开发图集”编制工作会议纪要）本年度老井实际年产量-措施增油量自然递减率=（1-————————————————）×100%上年末标定日产量×36515．油井利用率（SY/T6366-1998）是指油井开井数占油井总井数的百分数。油井利用率按月计算。油井总井数指除计划关井外已投产的总井数。开井数指当月连续生产时间不小于24h的油井井数。16．老井措施有效率（SY/T6219-1996）老井年度增产措施中有增产效果的井次与增产措施施工总井次之比。17．注水量（SY/T6366-1998）：单井日注水量是指井口计量的日注水量，开发单元和阶段时间的注水量均用单井日注水量进行累加得出。18．吸水指数（SY/T6366-1998）是指注水井单位注水压差的日注水量。日注水量吸水指数=——————————————注水井流压—注水井静压日注水量视吸水指数=——————井口压力单位厚度吸水指数是指单位有效厚度，单位注水压差的日注水量。19．注水井利用率（SY/T6366-1998）：是指注水井开井数占注水井总数的比例。注水井利用率按月计算。注水井总井数指除计划关井外已投产井的井数。开井数指当月连续注水时间不小于24h的井数。20．分层注水率（SY/T6366-1998）：是指实际进行分层注水井数与方案要求分层注水井数的比。21．分层注水合格率（SY/T6219-1996）：是指所有分层配注井测试合格层段数与分注井总配注层段数之比。22．注水井分注率（SY/T6219-1996）是实际进行分层配注井数（含—级两层分注井）与扣除不需要分注和没有分注条件之后的注水井数之比。23．油水井综合生产时率（SY/T6219-1996）是指油水井利用率与生产时率的乘积。24．油水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。25．注采比（SY/T6366-1998）：开采单元注入水的地下体积与采出液的地下体积之比。qjRip=————————————qt[Bo（1-fw）/ρo+fw/ρw]qj——、注水量（104m3）qt—累积产液量（104m3）Bo—地层油体积系数ρo—地面原油密度（t/m3）fw—综合含水率（小数）ρw—地面产水密度（t/m3）对于低于饱和压力开采的油藏，在计算时应考虑采出气体的体积。注采比可按月、季、年、累积计算，分别称为月注采比，季注采比、年注采比、累积注采比。26．地下亏空体积（SY/T6366-1998）：油田（或区块）累积采出地下体积与累积注水地下体积之差。Vk=（wp+BoNp/ρo）—∑Zqiwp—累积核实产水量（104m3）NP—累积核实产油量（104m3）27．采液指数（SY/T6366-1998）：是指单位生产压差，油井的日产液量。qiJ1=————Pe-pwtq1=日产液量（104t/d）单位厚度采液指数是指单位生产压差油井每米厚度的采液指数J1J1h=—————hh—油层厚度（m）28．采油指数（SY/T6287-1997）：单位生产压差的生产油量qOJo=—————△PJo—pwf＞po的采油指数qo—油井日产油量（m3/d）Pwf—井底流动压力（MPa）Po—饱和压力（MPa）P=P-PwfJo—采油指数（t/d.Mpa）P—供油面积内的地层压力（MPa）29．单井日产油水平（SY/T6366-1998）：单井当月产油量与当月日历天数的比值。（t/d）开发单元所属油井日产油水平的平均值为该单元的单井平均日产水平（t/d）30．单井生产时率（SY/T6366-1998）：为单井当月生产时间与当月日历时间之比（%）31．年生产能力（SY/T6366-1998）：开发单元月产油量折算成全年产油量，称为该单元年生产能力。（104t/a）32．地质储量采油速度（SY/T6366-1998）油田（或区块）年采油量占地质储量的百分数VD=qoa/Nqoa—年产油量（104t）N—原始地质储量（104t）VD—地质储量采油速度（%）33．可采储量采油速度（SY/T6366-1998）油田（或区块）年采油量占可采储量的百分数。Vk=qoa/NRNR——可采储量（104t）34．剩余可采储量采油速度（SY/T6219-1996）是指当年核实年产油量除以上年末的剩余可采储量。35．储采比（SY/T6366-1998）提法（1）储采比等于剩余可采储量采油速度的倒数。1989年末剩余可采储量1990年底储采比=——————————————1990年产油量提法（2）油田年初剩余可采储量与当年产油量之比（SY/T6174-1995）36．地质储量采出程度（SY/T6366-1998）油田（或区块）的累积产油量占地质储量的百分数：RD=Np/N×100%RD—采出程度（%）Np—累积核实产油量（104t）37．可采储量采出程度（SY/T6366-1998）累积产油量占可采储量的百分数RK=NP/NR×100%38．含水上升率（SY/T6219-1996）每采出1%的地质储量时含水率的上升值。当年年均含水—上年年均含水含水上升率=————————————————当年采油速度39．采收率（SY/T6219-1996）采出油量占原始石油地质储量的百分数NpR=————×100%NR—采收率（%）Np—累积核实产油量（104t）N—地质储量（104t）40．水驱储量动用程度（SY/T6219-1996）提法（1）按年度所有测试井的吸水剖面和全部测试油井的产液剖面计算，即总吸水厚度与注水井总射开连通厚度之比值，或总产液厚度与油井总射开连通厚度之比值。提法（2）水驱储量动用程度（“油气田开发图集”编制工作会议纪要）指吸水剖面和产液剖面的动用厚度与射开厚度之比41．水驱指数（SY/T6366-1998）油田（或区块）注入地下存水量与累积产油量地下体积之比。Wi-WpRwo=——————————Np（Bo/ρo）Rwo—水驱指数Wi—累积注水量（104m3）Wp—累积核实产水量（104m3）42．存水率（SY/T6366-1998）油田（或区块）注入水地下存水量与累积注水量之比Wi-WpRw=————————WiWi—累积注水量（104m3）Wp—累积核实产水量（104m3）或累积注水量-累积采水量+（边底水侵入量-外谥量）Rw=——————————————————————————累积注水量+边·底水侵入量存水率（SY/6174-1995）累积注水量减去累积产水量后占累积注水量的百分数。43．油层动用程度（SY/T6174-1995）是指油田在开采过程中，油井中采液量厚度或注水井中吸水厚度占射开总厚度的比例。44．单位压降产量（SY/T6174-1995）油藏平均地层压力下降一个单位压力所能采出的油量。45．采油（液）强度（SY/T6174-1995）单位厚度油层的日采油（液）量。第三部份压力、压差类（油气田勘探开发名词解释）1．地层压力是指地层中某一点的流体（油、气、水）所承受的压力。2．原始地层压力油气田投入开发前所具有的压力，也叫原始油气层压力或叫原始静压。3．目前地层压力油气藏投入开发后，某一时期，所测得的油、气层中部压力。4．流动压力是指油井在正常生产时，所测得的油层中部压力。Pwf=P1+P2+P3P1—气柱压力（套压）（H-D）γoP2—纯油段压力P2=————————10（L—H）（1—fw）γo+（L—H）rwfwP3—混液段压力P3=————————————————————10式中H—泵深D—动液面rw—水的密度ro—原油密度fw—含水率L—油层中部深度5．地层破裂压力：地层受到外力作用，发生弹性变形，当外力超过一定限度之后，地层发生破裂，这个使地层产生破裂的压力，称为破裂压力。6．原油饱和压力当油层压力降到一定程度时，溶解在原油中的天然气就从原油中分离出来。天然气开始从原油中分离出来时的压力叫饱和压力，也叫泡点压力。7．套管压力（套压）表示油、套管环形空间内，油和气在井口的剩余压力，。8．油管压力（油压）表示油气从井底流到井口后的剩余压力油压=流动压力—油气混合液柱重力—摩擦力9．总压差目前地层压力与原始地层压力之差（为负值）10．总压降原始地层压力与目前地层压力之差（为正值）11．地饱压差油井的地层压力与饱和压力之差。12．生产压差（采油压差）油井生产时，油层压力与井底流动压力之差。13．注水压差注水井注水时，井底压力与地层压力之差。注水压力=（井口压力+静水柱压力）—地层压力14．流饱压差：油井生产时，井底流压与饱和压力之差。第四部份常用标准类1．工业油流标准（即油井的储量起算标准）GBn269—88工业油井应是试油稳定日产量达到下表现定标准的井。产油层埋藏深度（m）＜500500-1000＞1000-2000＞2000-3000＞3000-4000＞4000-工业油流下限t/a0.30.51.03.05.010.0油气储量起算的单井产量标准（待执行）油气井储量起算标准，指在容积法储量计算过程中，圈入含油气范围内油气井的下限产量标准，测试稳定，产量达到这一标准的油气井，称为工业油气井。常规油井油藏埋藏小于或等于3500m的油井，储量起算的产量标准，一般可按下式计算。qo1=Hqo1—油井储量起算产量标准t/aH—油藏中部埋深km油藏埋深大于3500m的油井，储量起算的产量标准，一般按下式计算。qo1—5H—142．油层有效厚度（GBn269—88）是指油层中具有产油能力部分的厚度，即工业油流井内具有可动油的储集层厚度。有效厚度（待执行标准）油气层的有效厚度指在现今工艺技术条件下，在工业油气井内具有产油气能力的储集层厚度。附各油田有效厚度标准（1）王场油田有效厚度标准（王文斌1978年编制，黄烈林1985年修订）物性标准层位油层分类井深（米）岩性含油性有效孔隙度(%)空气渗透率(10-3μm2)潜三段有效厚度粉砂以上≥18≥20.0砂层油侵油斑以上≥15≥3.0潜四段有效厚度＜2400油侵粉砂以上≥13≥10.0＞2400油侵粉砂以上≥11≥1.0砂层＜2400油侵油斑以上≥10/＞2400油斑以上≥8/盐水泥浆地区有效厚度测井解释标准项目标准分类微侧向电阻率比值声波时差差值(微秒/米)自然伽玛位比油层＜1．0≥-10＜6.5砂层1．0-1．5-10—-156.5-7.0干层＞1.5＜-15＞7.0油水层测井解释标准logC比=0.2175+0.01702△t差式中△t差—时差差值微秒/米C比—感应比值时差差值-20-15-10-50+5+10+15+20+25+30+35+40感应比值0.750.921.11.351.652.052.53.03.64.45.46.68.0注:时差差值为表中某一数值时,其对应的感应比值等于或小于表中数值为油层,否则为水层(2)钟市油田有效厚度标准林蓬辉1973年物性标准层位分类孔隙度(%)空气渗透率(毫达西)碳酸盐含量(%)泥质含量(%)粒度mm泥白云质(%)潜三段油层171011120.0617砂层136////潜四段油层1710////砂层//////油干层测井解释标准项目标准分类时差差值(微秒/米)微电极波比值自然电位比值有效厚度≥5＜8≥0.35砂层＞-20＜8≥0.25油水层测井解释标准项目标准分类感应距离——————时差差值4米视电阻率（欧姆·米）油层＜0.851-3/≥3水层≥0.851-3/≤1注:1.时差差值=目的层时差—潜2下大砂岩底泥岩时差2.微电极比值=目的层微电位读数/泥浆电阻率(扩径泥岩微梯度值)3.自然电位比值=目的层自然电位值/厚水层自然电位值.按深度选取厚水层自然电位值的深度间距(米)1200—1370，1370—1600，1600—1970，1970—2600，＞26004．感应距离：将声、感曲线迭合后，以感应零线为基线，从基线到目的层感应值之距离（cm）5．时差距离，将声波，感应曲线迭合后，以感应零线为基线，从基线到目的层声波值之距离（cm）6．声感迭合法是以目的层上下厚度声，感同向变化的泥岩迭合，而后算出目的层感应距离和声波距离之比值。（3）习家口油田有效厚度标准王冠贵1974年岩性解释标准项目标准分类微电位(欧姆·米)声波时差（微秒/米）备注鲕状泥灰岩≥9.0≤280两项指标同时满足个别层例外砂岩＜9．0＞280砂岩油水层解释标准项目标准分类4米视电阻率感应比值油层＞2.5＜0.73油水同层2.5-1.00.73-1.0水层＜≥1.0鲕状泥灰岩测井解释标准项目标准分类1米视电阻率(欧姆·米)感应比值录井油层＞20.0＜0.55微含油(油侵)水层＜20．0＞0.55油斑以下砂岩油干标准项目标准分类自然电位比值微电位声波时差油(水)层＞0.35显示中低值,正差异＞280干层≤0.35(4)丫角油田有效厚度标准(陈明剑1978年)岩性解释标准项目标准岩性声波时差(微秒/米)微电位比值备注鲕状泥灰岩≤270≥9.0个别层有例外砂层＞270＞9.0个别层有例外砂岩油水层解释标准类别标准项目油层油水同层水层声感重迭幅度比值≤0.7＞0.7-1.0≥1.0感应电导率比值≤0.7≤0.7＞0.7砂岩渗透层·干层解释标准项目标准分类声波时差(微秒/米)微电极幅度差(欧姆米)自然电位比值备注渗透层≥290≥0.5≥0.5三项指标同时满足干层＜290＜0.5＜0.5鲕状泥灰岩油水层解释标准声波时差(微秒/米)205210215220225230235240245250255260265270感应比值0.30.340.390.440.510.570.650.730.840.961.081.201.401.58当声波时差为表中某一数值时,其对应的感应比值小于或等于表中数值为油层,反之为水层鲕状泥质灰渗透层、干层解释标准项目标准分类声波时差(微秒/米)微电极幅度差(欧姆米)自然电位比值备注渗透层≥235≥1.0≥0.5三项指标同时满足干层＜235＜1.0＜0.5（5）花园油田有效厚度标准胡仲琴1973年物性标准项目标准类别岩性含油性孔隙度（%）空气渗透率（10-3μm2）油层(油侵)微含油粉砂以上≥17≥8砂层油斑粉砂＞15≥1测井解释标准项目标准类别微梯度(欧姆米)微电极幅度差(欧姆米)自然电位比值声波差值(微秒/米)备注油层1.25-7.0≥0.3≥0.32≥265四项指标符合干层1.25-7.0/≥0.16≥220三项指标符合(6)新一区有效厚度标准喻式南1974年物性标准项目标准分别岩性含油性孔隙度（%）空气渗透率（10-3μm2）油层（油侵）微含油粉砂以上≥14≥10砂层油斑粉砂/≥4油水层解释标准声波时差差值(微秒/米)60555045403530252015105感应比值1.401.321.251.181.111.061.000.950.900.850.800.75声波时差差值(微秒/米)0-5-10-15-20-25-30-35-40-45-50-55-60感应比值0.720.680.640.610.580.540.520.490.470.440.420.390.37当声波时差差值为表中某一数值时,其对应的感应比值等于或小于表中的数值为油层,反之为水层油干层解释标准项目标准类别自然伽玛（比值）微梯度（欧姆米）微电极幅度差（欧姆米）自然电位（毫伏）备注油层＜1.01＞1.3-＜5.2＞0.3＞8.5三项指标符合微梯度＞6.0μm无幅度差,不缩径,自然伽玛＞1.4不划砂层＜1.14＞1.3-10.0＞0.3＞5.0三项指标符合,微梯度＞1.0不划干层＞1.14＞10.0＜0.3＜5.0(7)新二区有效厚度标准吴镇修1975年油水层解释标准声波时差差值-15-10-505101520253035404550556065感应比值0.280.370.460.540.630.720.810.900.981.061.151.241.321.421.501.581.67当声波时差表中某一数值时,对应的感应比值等于或小于表中的数值为油层,反之为水层声波时差(微秒/米)210220230240250260270280290300310320330感应电导率(毫姆欧·米)3085135185235280330380430480530580630当声波时差值为表中某一数值时,其对应的感应电导率等于或小于表中数值为油层,反之为水层油干层解释标准项目标准分类自然伽玛比值微电极比值声波时差（微秒/米）声波时差差值（微秒/米）油层＜1.7-1.8＜9.3＞230≥0干层＞1.7-1.8≥9.3≤230＜0(8)拖市老新油层有效厚度标准黄烈林1983年油干层物性下限项目标准类别岩性含油性孔隙度（%）空气渗透率（10-3μm2）泥质含量（%）油层油斑粉砂以上≥9.0≥1≤8.0干层油迹粉砂以下＜9.0＜1.0＞8.0油干层测井解释标准项目标准类别密度差值(克/cm3)时差差值(微秒/米)自然伽玛比值微侧向比值油层≥0.15≥0≤0.75≤1干层＜0.15＜0＞0.75＞1油水层解释标准F(△t差·C比)=0.5776△t差-39.2306logC比Ro=-1.6558当(△t差·C比)＞Ro为油层,反之为水层时差差值(μs/m)-30-25-20-15-10-50510152025感应比值0.390.470.550.660.780.931.101.301.541.832.172.57⑨潭口代河油田有效厚度标准黄烈林等1988年稠油层物性标准（密度＞0.9000g/cm3）项目标准类别岩性含油性孔隙度（%）空气渗透率（10-3μm2）油层油浸粉砂以上＞19.0≥30干层油斑、油迹粉砂≤19.0＜30稠油油、干层测井解释标准（密度＞0.9000g/cm3）项目标准类别自然伽玛比值时差时差油层≤0.65≥250干层＞0.65＜250稀油层物性标准（密度＜0.90008/cm）项目标准类别岩性含油性孔隙度（%）空气渗透率（10-3μm2）油层油浸粉砂以上≥13≥20干层油迹、粉砂以下＜13＜20稀油层油、干层标准项目标准类别孔隙度（%）空气渗透率（10-3μm2）油层≤0.66≥225干层＞0.66＜225油水层解释标准Δt(μs/m)230235240245250255260265270275280285290C比0.560.570.580.590.600.620.630.640.660.670.690.700.72式F(logC比·Δt)=logC比-0.00186ΔtC比—感应比值，即目的层感应电导率/目的层附近低电阻率泥岩感应电导率Δt—声波时差（μs/m）其判断界限值Ro=-0.68349，当F(logC比·Δt)小于Ro时为油层，反之为水层。⑩洪湖油田有效厚度标准黄烈林，1990年油干层物性标准项目标准类别岩性含油性孔隙度（%）空气渗透率（10-3μm2）泥质含量（%）油层油斑粉砂以上≥9.0≥1.0≤8.0干层油迹粉砂以下＜9.0＜1.0＞8.0油干层测井解释标准（一）项目标准类别密度差值（克/厘米3）时差差值（微秒/米）自然伽玛比值油层≥0.15≥0≤0.75干层＜0.15＜0＞0.75油干层测井解释标准（二）项目标准类别密度（克/厘米3）时差（微秒/米）自然伽玛比值油层＜2.51≥225≤0.75干层＞0.51＜225＞0.75油水层解释标准F(logC·Δt)=logC-0.0083Δt式中：C—感应电导率毫姆欧/米Δt—声波时差微秒/米判别界线值Ro=0.5461当logC·Δt＜Ro时为油层，反之为水层。（11）马王庙地区有效厚度标准黄烈林陈四新1993年物性标准项目标准类别岩性含油性有效孔隙度（%）空气渗透率（10-3μm2）油层油斑粉砂以上＞13.0＞3.0干层油斑粉砂以下≤13.0≤3.0油干层测井解释标准（一）项目标准类别自然伽玛比值密度（g/cm3）油层≤0.75≥0.15干层＞0.75＜0.15GR目的GR比=——————GR泥岩油干层测井解释标准（二）项目标准类别密度差值（克/厘米3）自然伽玛比值油层＞0.35≤1.6干层≤0.35＞1.6GR目的GR比=——————GR大膏层油水层测井解释标准（一）F(Δt差·C比)=0.537Δt差-100logC比Δt差—声波时差差值（μs/m）C比—感应比值其判别界线Ro=9.882，即当F(Δt差·C比)＞Ro时为油层，反之为水层，或用下式。Δt差(μs/m)+10+152025303540455055感应比值0.830.880.961.021.091.151.231.311.391.48油水层测井解释标准（二）F(Δt·C)=0.21Δt-100logC式中：Δt—声波时差（μs/m）C—感应电导率（ms/m）其判别界线Ro=-220.307，即当F(Δt·C)＞Ro时为油层，反之为水层，或用下式。Δt(μs/m)230235240245250255260265270275感应电导率（ms/m）485497509522535548501575589602（12）周矶油田有效厚度标准何玲1994年物性标准项目标准类别孔隙度（%）空气渗透率（10-3μm2）油层≥12.0≥3.0干层＜12.0＜3.0油干层测井解释标准（一）项目标准类别声波时差差值（μs/m）自然伽玛比值密度（g/cm3）油层≥-10≤6.5≥2.48干层＜-10＞6.5＞2.48油水层测井解释标准logC比=0.2175+0.01702Δt差C比—感应比值Δt差—声波时差差值(μs/m)或用下表Δt差值(μs/m)-10-50510152025303540感应比值1.11.351.652.052.53.03.64.45.46.58.0(13)沙市地区有效厚度标准李加玉1996年油、干层物性标准项目标准类别岩性含油性有效孔隙度（%）空气渗透率（10-3μm2）油层油斑以上≥13.0≥3.0干层油迹以下＜13.0＜3.0油干层测井解释标准项目标准类别声波时差（μs/m）自然伽玛比值密度（g/cm3）油层≥235≤2.0≤2.50干层＜235＞2.0＞2.50油层、油水同层测井解释标准F（logRid比·Δt）=logRid比+0.00454ΔtRid比—深感应电阻率比值Δt—声波时差(μs/m)其判别界线Ro=1.16766，当F(logRid比·Δt)＞Ro时为油层，或则为油水层或水层。油水同层和水层判断方程为F（logRid比·Δt）=logRid比+0.00411ΔtRo=0.88691，当F（logRid比·Δt）＞Ro时为油水同层，否则为水层。或者将上式转换成下表判别油层、油水同层测井解释标准Δt(μs/m)225230235240245250255260265270275280Rid比1.401.331.261.201.141.081.020.970.920.880.830.79油水同层、水层测井解释标准Δt(μs/m)225230235240245250255260265270275280Rid比0.920.870.830.800.760.720.690.660.630.600.570.55(14)安塞油田坪桥北区有效厚度标准陈四新等1999年长4+5、长6油层物性标准项目标准类别岩性含油性孔隙度（%）空气渗透率（10-3μm2）油层油斑以上≥9.5≥0.6油水干层测井解释标准层位类别含油饱和度（%）孔隙度（%）声波时差（μm/m）电阻率（Ω·m）长4+5长6油层45≥9.6≥220≥20同层40-45≥9.6≥22016-20水层40≥9.6≥220≤16干层/＜9.6＜220/(15)八面河油田有效厚度标准何玲主编1997年（1）油层有效厚度物性下限区块层位岩性含油性孔隙度（%）渗透率（10-3μm2）南区沙三段粉砂岩油浸以上≥25≥80沙四段≥20≥50北区沙三段≥20≥5沙四段≥15≥3广北沙四段≥16≥4海滩沙四段≥11≥1.5（2）南区测井解释标准南区油水层测井解释标准f(logCt·Δt）=logCt-0.00287Δt式中Ct—感应电导率ms/mΔt—声波时差μs/m判别界线值Ro=1.47921当f(lgCt·Δt)≤1.47921为油层当f(lgCt·Δt)＞1.47921为水层或用下表判断声波时差(μs/m)250280300305310315320325330335340345350355感应电阻率（ms/m）157192218226234242250258267276285295305315南区沙三段油、干层解释界限表项目标准自然电位比值声波时差（μs/m）油层≥0.3≥300干层＜0.3＜300南区沙四段油、干层解释界限表项目标准自然电位比值自然伽玛比值声波时差（μs/m）油层≥0..25≤0.7≥270干层＜0.25＞0.7＜270（3）北区测井解释标准沙三段油水层解释标准f(lgCt·Δt)=lgCt-0.001215Δt油层、油水同层的判别界限值：R1=1.903油水同层水层的判别界限值：R2=2.083即当f(lgCt·Δt)≤1.903时为油层当f(lgCt·Δt)在1.903-2.083之间，为油水同层当f(lgCt·Δt)＞2.083，为水层或用下表解释北区沙三段油层、油水同层、水层解释界限表声波时差（μs/m）280290295300305310315320325330335油层感应电导率（ms/m）175180182185188190193196198201204同层感应电导率（ms/m）265272276280284288292296300305309声波时差（μs/m）340345350355360365370375380385390油层感应电导率（ms/m）206210213216219222225228231235238同层感应电导率（ms/m）313318322327331336341345350355360北区沙四段油水层解释标准f(lgCt，Δt)=lgCt-0.0009674Δt油层、油水同层的判别界限值为：R1=2.139油水同层、水层的判别界限值为：R2=2.220即当f(lgCt，Δt)≤2.139时，为油层当f(lgCt，Δt)在2.139-2.220之间时，为油水同层当f(lgCt，Δt)≥2.220时，为水层。北区沙四段油层、油水同层、水层解释界限表声波时差（μs/m）240250255260265270275280285290油层感应电导率（ms/m）235241243246248251254257260263同层感应电导率（ms/m）283289293296299303306309313316声波时差（μs/m）295300305310315320325330335340油层感应电导率（ms/m）265269272275278281284288291294同层感应电导率（ms/m）320324327331334338342346350354北区沙三段油、干层解释界限表项目标准自然电位比值声波时差（μs/m）油层≥0.4≥300干层＜0.4＜300北区沙四段油、干层解释界限表项目标准自然电位比值声波时差（μs/m）油层≥0.25≥20干层＜0.25＜250（4）广北区测井解释标准广北区沙四段油、水层解释判别方程为：f(lgCt，Δt)=lgCt-0.000584Δt油层、油水同层的判别界限值为：R1=2.271油水同层、水层的判别界限值为：R2=2.392即当f(lgCt，Δt)≤2.271时，为油层当f(lgCt，Δt)在2.271-2.392之间时，为油水同层当f(lgCt，Δt)≥2.392时，为水层。其解释界限见下表。广北区沙四段油层、油水同层、水层解释界限表声波时差（μs/m）240250260270280285290295300305油层感应电导率（ms/m）258261265269272274276278279282同层感应电导率（ms/m）241345350355360362364367369372声波时差（μs/m）310315320325330335340345350355油层感应电导率（ms/m）283285287289291293295297299301同层感应电导率（ms/m）374377379382385387390392395397广北区沙三段油、干层解释界限表项目标准自然电位比值声波时差（μs/m）油层≥2.25≥240干层＜2.25＜240（5）海滩地区测井解释标准海滩沙四段油、水层测井解释判别方程为：f(lgCt，Δt)=Ct-0.028Δt油层、油水同层的判别界限值为：R1=110油水同层、水层的判别界限值为：R2=170即当f(Ct，Δt)≤110时，为油层当f(Ct，Δt)在110-170之间时，为油水同层当f(Ct，Δt)≥179时，为水层。其解释界限见下表。海滩沙四段油层、油水同层、水层解释界限表声波时差（μs/m）240245250255260265270275280285油层感应电导率（ms/m）177179180181183184186187188190同层感应电导率（ms/m）237239240241243244246247248250声波时差（μs/m）290295300305310315320330340350油层感应电导率（ms/m）191193194195197198200202205208同层感应电导率（ms/m）251253254255257258260262265268海滩沙四段油、干层解释界限表项目标准自然电位比值声波时差（μs/m）油层≥0.8≥250干层＜0.8＜250（5）油、气层测井解释图版八面河油、气层解释界限表项目标准声波时差（μs/m）中子伽玛比值油层＜460＜1.08干层≥460≥1.083、砂岩粒级分类（SY5434-92）粒级类别粒径（mm）φ值粗砂＞2.0～0.5＜-1～1中砂～0.25～2细砂～0.0625～4粉砂～0.0039～8粘土＜0.0039＞8注：1.根据粒级分类标准，将某粒级含量大于或等于50%者定为主名，含量在25-50%者称“质”，含量在10-25%者称“含”，“质”“含”写在主名之前。2．若其中没有一个粒级含量大于或等于50%时，如细砂、中砂与粗砂之和大于或等于50%者，定为不等粒砂岩；如细砂、中砂与粗砂之和小于50%者，定为混合砂岩。砂岩粒级分类（SY/T5368.2-1995）粒级类别粒径（mm）φ值砾土＞2＜-1巨砂2-1-1-0粗砂＜1～0.5＞0～1中砂＜0.5～0.25＞1～2细砂＜0.25～0.125＞2～3极细砂＜0.125～0.0625＞3-4粗粉砂＜0.0625～0.0313＞4-5细粉砂＜0.0313～0.0039＞5-8泥＜0.0039＞84、砂岩薄片鉴定分类（SY/T5368.2-1995）分类岩类石英（%）长石（%）岩屑（%）Ⅰ纯石英砂岩＞90＜10Ⅱ石英砂岩＞75～9010～25Ⅲ次岩屑长石砂岩或次长石岩屑砂岩50～75＜25＜25Ⅳ长石岩屑砂岩或岩屑长石砂岩＜50＞25＞25Ⅴ长石砂岩＜75＞25＜25Ⅵ岩屑砂岩＜75＜25＞255、岩石含油级别的划分（砂岩）（SY/5364-89）1．饱含油级：观察截面95%以上见原油，含油均匀饱满，原油明显外渗。2．富含油级：观察截面75%以上见原油，含油均匀，含封闭的不含油的斑块或条带。3．油浸级：观察截面40%以上见原油，含油不均匀，含较多不含油的斑块或条带，有水渍感，滴水不能呈珠状或半球状。4．油斑级：观察截面40%-5%见原油，含油部分呈斑块状，条带状。5．油迹级：观察截面上只能见到零散的含油斑点，面积在5%以下。6．荧光级：肉眼看不到原油，荧光检测有显示，系列对比6级以上（含6级）6、储层评价（SY/T6285-1997）①接孔隙度分级（碎屑岩）Φ（%）≥30＜30～25＜25～15＜15～10＜10～5＜5分级特高孔高孔中孔低孔特低孔超低孔②按渗透率分级K10-3μs/m2≥2000＜2000～500＜500～50＜50～10＜10～1＜1～0.1＜0.1分级特高渗高渗中渗低渗特低渗超低渗非渗③按平均喉道半径分级喉道半径（R）μm≥50＜50～10＜10～5＜5～1＜1分级粗喉中喉较细喉细喉微细喉④按厚度分为五级厚度（m）h≥1010＜h≥55＜h≥22＜h≥1h＜1分级特厚层厚层中厚层薄层特薄层⑤按砂体连续性（L）分为五级连续性（L）mL≥20002000＜L≥12001200＜L≥600600＜L≥300300＜L分级连续性特好连续性好连续性中等连续性差连续性极差7．储层敏感性评价（SY/T5358-94）①速敏性评价指标损害程度无弱中等偏弱中等偏强强渗透率损害率≤0.050.06～0.30.31～0.50.51～0.7＞0.7Kmax-kimnDk=——————Kmax式中Dk—速敏性导致的渗透率损害率Kmax—临界流速前岩样渗透率的最大值（10-3μs/m2）Kmin—岩样渗透率的最小值（10-3μs/m2）②水敏性评价指标水敏性程度无水敏弱水敏中等偏弱水敏中等偏强水敏强水敏极强水敏水敏指数≤0.050.06～0.30.31～0.50.51～0.70.7～0.9＞0.9Ki-KiaIa=————KiIw—水敏指数Ri—用标准盐水或地层水测定的岩样渗透率（10-3μs/m2）Kw—用蒸馏水测定的岩样渗透率（10-3μs/m2）③盐度评价了解地层岩样在地层水或现场用盐水的盐度不断下降的条件下，渗透率变化的过程，从而找出渗透率明显下降的临界盐度。④酸敏性评价指标酸敏程度无酸敏弱酸敏中等酸敏强酸敏酸敏指数≤0.050.06～0.300.31～0.7＞0.7Ki-KiaIa=—————KiIa—酸敏指数Ki—酸化前用标准盐水或地层水测定的岩样渗透率（10-3μs/m2）Kia—酸化后用标准盐水或地层水测定的岩样渗透率（10-3μs/m2）⑤碱敏性评价指标酸碱性程度无碱敏弱碱敏中等碱敏强碱敏碱敏指数≤0.050.05～0.300.31～0.7＞0.7Ks-Ksb(min)Ib=———————KsIb—碱敏指数Rs—Kcl盐水测定的岩样渗透率（10-3μs/m2）Ksb（min）—不同PH值碱溶液测定的岩样渗透率最小值10-3μm2）8、岩石润湿性判别标准（SY/T5353-1999）①自吸法润湿性判别表润湿性强亲油亲油中间润湿亲水强亲水弱亲油中性弱亲水Ⅰ-1.0≤Ⅰ＜-0.7-0.7≤Ⅰ＜-0.30-0.30≤Ⅰ＜-0.10-0.1≤Ⅰ＜0.100.10＜Ⅰ≤0.300.3＜Ⅰ≤0.700.7＜Ⅰ≤1.0I=Ww-WoWw=Q01/(Q01+Q02)Wo=Qw1/(Qw1+Qw2)式中：I—相对润湿指数两位有效位数Ww—水润湿指数两位有效位数Wo—油润湿指数两位有效位数Q01—岩样自吸水排油量（ml）两位小数Qw1—岩样自吸油排水量（ml）两位小数Q02—岩样水驱排油量（ml）两位小数Qw2—岩样油驱排水量（ml）两位小数②离心机法润湿性判别表润湿指数W＜0W=0W＞0润湿性亲水中间润湿性亲油A1W=Lg———A2W—润湿指数A1—油驱水毛管压力曲线所围的面积；A2—水驱油毛管压力曲线所围的面积。③接触角法接触角0°≤θc＜75°75°≤θc≤105°105°＜θc≤180°润湿性亲水中间润湿亲油9、油田开发阶段划分（93）计字第77号（1）按年产油量①上产期—正在建设上产阶段＜我局采用小于稳产期年产量的80%；②稳产期—产量波动不大，基本居稳产阶段（我局采用连续三年最高产量的平均值为100%）；③递减期—产量明显连续下降（我局采用＜稳产期80%的年产量）；④衰竭期—年产量递减下降到稳产期年产量的一半以下的阶段。（2）按含水高低（93年在大庆召开稳油控水会议上确定）含水（%）＜2020～6060～7070～8080～90＞90分期低含水期中含水期高含水前期高含水中期高含水后期特高含水期10.天然能量评价指标(SY/T6167-1995)采出1%的地质储量压力下降Mpa弹性产量比开然能量评价＜0.2＞30充足0.2-0.830-8较充足0.8-2.08-2.5不足＞2.0＜2.5微弱弹性产能计算 公式 小学单位换算公式大全免费下载公式下载行测公式大全下载excel公式下载逻辑回归公式下载 NpQE=————————N·Ct（Pi-P）QE—弹性产量比Np—试采阶段累积产油量tN—油藏原始地质储量tPi—油藏原始地层压力MPaP—试采阶段末油藏地层压力MPaCt—油藏总压缩系数11．各类油藏开发水平分级指标（1）中高渗透率层状砂岩油藏开发水平分类指标界限（见表1）（K＞50×10-3μm2）表1中高渗透率层状砂岩油藏开发水平分类指标表序号项目类别一类二类三类1水驱储量控制程度,%≥85＜85～≥70＜702水驱储量动用程度,%≥75＜75～≥60＜603能量保持水平和能量利用程度见5.3见5.3见5.34剩余可采储量采油速度%采出程度小于50