气藏评价指标

内部资料注意保存气藏经营管理水平试行技术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V0.65。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。3、凝析气藏在初始条件下流体呈气态，储层温度处于压力一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》10X10-3卩m2、平均每个断块含气面积V1.0km2的小断块砂岩气藏。5、低渗断块砂岩气藏是指平均空气渗透率V10X10-3卩m2、平均每个断块含气面积V1.0km2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V1.0km2、含气面积系数V0.5、天然气储量系数V0.5的砂岩油藏气顶。含气面积系数含气面积油气叠加总面积按当量油折算的天然气地质储量原油地质储量+折算成当量油的天然气储量7、低渗块状砂岩干气藏是指平均渗透率v10X10-3卩m2的块状砂岩干气藏。8裂缝一孔隙型低渗砂岩气藏是指基质平均空气渗透率v10X10-3口2、具裂缝一孔隙双重介质渗流特征的砂岩气藏。9、深层低渗砂岩凝析气藏是指气层埋藏深度》3500m—v4500m、平均渗透率v10X10-3卩m2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。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v0.lxiO-3um、孔隙度v10%、以岩性圈闭为主的砂岩气藏。二、评价参数及计算方法1、气藏一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。2、开发单元一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、开发管理单元一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、气藏经营管理单元一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、气藏经营管理区一是具备适度的储量、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一按照《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、探明储量一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、进行气田开发建设、投资决策和气田开发分析的依据（单位：io8m）。8已开发探明储量一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：io8m）。9、动用含气面积一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：km）。10、有效厚度一是指达到储量起算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）11、动用地质储量一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：io8m）,按下式计算：G=0.01A.h.?.Sgi.Pi・TscPsc.Zj.T式中：g-天然气原始地质储量，io8m；A—气藏含气面积，km^;h—气藏平均有效厚度，m①-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;Tsc—地面标准温度，293K;psc—地面标准压力，0.101MPa;T—气层温度，K;乙-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w0.5km2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。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：10-3血）。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：10-3亦）。18、天然气的相对密度一标准条件下（20C,O.IOIMPa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/用，相对密度为1;甲烷的密度为0.7166kg/用，相对密度为0.5543;水蒸气的密度为0.7680kg/用，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/用，在地下则可达到150-250kg／m3。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：mPas）。20、天然气的组分一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（CO）、氮（N）等非烃类气体和水蒸汽，以及微量的稀有气体，如氩（Ar）、氙（乂6）、氪（Kr）、氦（He）等。21、甲烷含量—是指标准状态下甲烷体积与天然气总体积之比（单位：%）。22、凝析油一指以气态形式存在于凝析气藏的C5和C5以上烃类，在开发过程中地层压力降到初凝压力和初凝压力以下时，气态转变为液态的烃。23、凝析油含量一是指标准状态下单位体积天然气中所含凝析油（C5和C5以上烃类）的多少（单位：g/m3）。24、凝析气油比—是指凝析气藏生产单位天然气所获得的凝析油量（单位：m3/t）。25、酸性气体含量—是指标准状态下天然气中H2S、CO2等酸性气体所占体积百分比或单位体积天然气中所含H2S、CQ等酸性气体的多少（单位：g/m3或％）26、地层压力—驱使地层中流体流向井底的动力叫地层压力。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。开发初期测得的油气层中部压力就是原始地层压力。投入开发以后，某一时期测得的油气层中部压力即目前地层压力。从井口到油气层中部的静水柱压力即油气层静压力（单位：MPa）。27、地层压力系数—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。分原始地层压力系数和目前地层压力系数。原始地层压力系数是指原始地层压力与油层静水柱压力的比值。目前地层压力系数是指目前地层压力与油层静水柱压力的比值。28、露点压力—是指在一定温度下处于气态的烃类物质，当压力下降至体系中出现第一滴液珠时的压力（单位：MPa）。29、废弃压力—是指气藏产量递减到等于废弃产量时的地层压力（单位：MPa）。30、集输压力—是指集气站出口端或集气干线压力（单位：MPa）。31、井口压力—套管压力和油管压力的统称。一般用油管压力（单位：MPa）32、天然气可采储量—是指依靠现有井网及现有工艺技术条件、开采到废弃压力时所获得的总产气量，也称天然气技术可采储量（单位：10m）。33、凝析油可采储量—是指凝析气藏依靠现有井网及现有工艺技术条件，开采到废弃压力时所获得的凝析油总产量，也称凝析油技术可采储量（单位：104t）。34、气藏采收率—是指天然气可采储量与动用地质储量的比值（单位：%）35、累积产气量—是指气藏自投入开发以来的总产气量，以核实产量数据为准（单位：108m3）。36、凝析油累积产量一是指凝析气藏自投入开发以来的凝析油总产量，以核实产量数据为准（单位：104t）。37、采出程度一油气藏累积产量与动用地质储量的比值（单位：％。38、可采储量采出程度一是指油气藏累积产量与可采储量的比值（单位：咧39、剩余可采储量一是指可采储量与累积产量之差值（单位：天然气剩余可采储量单位108mi，凝析油剩余可采储量单位104t）。40、剩余可米储量丰度一是指气藏单位面积内的剩余可米储量（单位：天然气单位108mi/km2、凝析油单位104t/km2）。41、平均单井产能一是指气藏稳产期平均日产气水平与开井数之比（单位：104mVd）42、无阻流量一是指井口压力为0.1Mpa时的天然气产量（单位：104m/d）43、千米井深稳定产量一是指每千米井深的气藏平均单井产能（单位：104mVd）千米井深稳定产量平均单井产能气藏中深X100044、采气速度一年采出气量与已开发地质储量之比，用核实产量（工业产气量）计算。（单位：％）。一核实年产气量年采气速度二X100%动用地质储量45、剩余可采储量采气速度—指当年核实产气量与上年末剩余可采储量之比值（单位：%）剩余可采储量采气速度本年核实产气量上年底剩余可采储量X100%46、开发井投产率一是指达到方案设计目的的开发井投产井数与实施开发井井数之比（单位：%）47、开发产能符合率一是指达到方案设计产能的开发井数与实施开发井井数之比（单位：%）48、储量动用程度一是指气藏已开发动用储量占探明地质储量的百分数。若采出程度v10%，用井距半径计算动用储量；若采出程度》10%，用动态法计算井网动用储量。49、稳产年限一是指气藏无因次采气速度在1.0上下变化不超过0.05个百分点的稳定生产年限或气藏达到方案设计指标的稳定生产年限。50、稳产期采气速度一是指稳产年限内的平均年采气速度（单位：%）稳产期米气速度=稳产期末采出程度一稳产期初采出程度=稳产年限51、产气量递减率—是指单位时间内产气量递减的百分数。52、年产气量自然递减率一是指扣除新井和措施增产气量后的老井年产气量下降的百分数。B-c—d1-n月老井产气量自然递减率=[1]X100%AXT'53、年产气量综合递减率一是指包括各种措施增产气量在内的年产气量下降百分数。B—C1-n月老井产气量综合递减率二[1”X100%AXT」式中：A:上年末标定的老井日产水平；T:1-n月天数，AXT:1-n月老井应产气量。B:1-n月实际总产气量（包括去年老井和今年新井的总产气量）。C:1-n月投产的新井累积产气量。D:1-n月老井措施累积增产的气量规定：正值为递减，负值为递增。对于稳产的气区，可直接采用年对年核实总产气量分析计算，对于递减的或上产的气区，必须采用标定日产水平折算的年总产气量进行分析计算。54、剩余可采储量变化率一是指本年底剩余可采储量加上当年产气量后与上年底剩余可采储量的比值剩余可采储量变化率=本年底剩余可采储量年产气量上年底剩余可采储量55、油气商品量完成率一是指气藏年度实际完成油气商品当量与年度下达油气商品当量的比值（单位：咧。56、措施有效率一是指老井年度增产措施中，有增产效果的井次与增产措施总井次之比（单位：％）57、气井总井数一是指井网利用井与报废利用井之和（单位：口）。58、气井开井数一是指井网利用井开井数与报废井开井数之和（单位：口）。59、气井计划关井一是指测压或作业占用关井（包括附近钻井施工要求关的井）、方案或试验关井、间开井恢复压力期间关井（包括气田季节性关井或压产关井）的累积关井天数。60、气井开井率一气井年平均开井数与气井年平均总井数之比（单位：%）61、气井综合利用率一是指气藏气井年度实际开井天数总和与年度应开井天数之比（单位：％）。气井综合利用率=_气井年开井天数总和气井总数X年日历天数-计划关井天数X100%62、气井免修期一是指常规气藏气井不进行动管柱的维修作业而连续生产的天数，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。63、计量误差一是指集气站出站气量之和加上各站自用气减去经营管理单兀各井进站气量之和，其差值与各井进站气量之和的百分比（单位：%）。计量误差=丄色°自用—°入100%ZQ入64、资料全准率一是指检查气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（单位：咧。65、动态监测完成率一是指年度实际完成动态监测井次与年度计划动态监测井次之比（单位：%）66、油气商品当量一是指天然气商品量加原油商品量、凝析油商品量、液化气商品量折算的天然气当量之和，通常按1吨原油折合1000方天然气、1吨凝析油折合1400方天然气、1吨液化气折合1400方天然气计算（单位：108m）。67、完全成本一是指现金操作成本+折旧+勘探费用+财务费用+管理费用的总和（单位：104元）。68、单位完全成本一是指气藏单元完全成本与油气商品量当量之比（单位：元/km3）。69、单位操作成本一是指去掉折旧后的成本与油气商品量当量之比（单位：元/km3）。70、模拟销售价格一是指股份公司核定的内部原油价格、天然气价格、液化气价格和凝析油价格（单位：元/t或元/km3）。71、模拟计算的销售收入一为按模拟原油、天然气、液化气和凝析油价格计算的销售收入之和（单位：104元）。模拟销售收入=原油商品量x模拟油价+天然气商品量x模拟气价+凝析油商品量X模拟凝析油价格+液化气商品量x模拟液化气价格72、销售利润率一是指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（单位：%）。气藏单元销售收入-气藏单元完全成本销售利润率=x100%气藏单元销售收入73、固定资产原值一是指气藏单元油气资产及其它固定资产的原值的总和（单位：104元）。74、固定资产净值一是指油藏单元油气资产及其它固定资产计提折旧后的净值总和（单位：104元）。75、总人数一指气藏单元的管理及工作人员总数（单位：人）。76、净资产利润率一指利润总额占油藏单元净资产总额的比例（单位：%77、单位气体提升耗费（单位：元/km3）。—是指米气系统单位提气量所耗费的直接操作成本天然气提升过程耗费总额单位提气耗费=X100%单元年产气量净资产利润率气藏单元销售收入-气藏单元完全成本气藏单元净资产总额X100%78、油气单位生产成本一是指气藏单元年度油气生产成本与油气当量的比值（单位：元/km3）。油气单位生产成本=气藏单兀年度油气生产成本_年度油气商品当量％79、油气单位生产成本变动率一是指气藏单元本年度油气单位生产成本与上年度油气单位生产成本的比值。油气单位生产成本变动率本年度油气单位生产成本上年度油气单位生产成本80、千方气措施成本一是指气藏单元年措施作业总成本与措施年累计增气量的比值（单位：元/km3）。81、平均单井维护作业费一是指气藏单元年维护作业费总额与年维护作业井次之比（单位：元/井次）。82、固定资产成新率一是指气藏单元固定资产净值与固定资产原值之比值（单位：%83、人均利润（税前）一是指气藏单元年利润总额与总人数之比值（单位：104元/人）。84、人均油气当量一是指气藏单元全年油气当量与总人数之比值（单位：kmi/人）。85、油气资产净值一是指按照计提折旧后的气藏单元油气资产净值（单位：104元）。86、投资一储量价值评价所指的投资为气藏单元油气资产净值，由于地面系统共用设施相对稳定，油气资产净值可简化为气井资产净值（单位：104元）。87、固定成本一包括折旧、职工工资、福利费、维护及修理费、其它直接费和厂区管理费滩消等相对固定费用（单位：104元）。88、平均千方气固定成本一是指气藏单元评价期固定成本与产气量之比（单位:元/km3）。89、变动成本一包括材料费、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、运输费等随油藏含水及采出程度变化的成本费用（单位：104元）。90、平均千方气变动成本一是指气藏单元评价期变动成本与产气量之比（单位:元/km3）。91、剩余经济开采年限一是指从评价期下一年度开始，至产气量递减到经济极限产气量（年度现金流为零）时的开采年限（单位：年）。92、经济极限年产气量一是指现金流入与现金流出相等年度的气藏单元产气量（单位：0.1xio8m）年固定成本极限年产凝析油价凝析油商品率/气油比+气价x气商品率-吨油税费-千方气税费-千方93、经济可米储量一是指已开发气藏在现有井网、现有工艺技术条件下，按当前经济条件（如价格等）能获得的最大经济产气量（单位：o.ixio8m）。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，根据气藏地质评价、气藏工程评价和气藏地面工程评价提供的技术参数与经济参数，编制出该气藏的现金流量表，计算该气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气量。对新开发气藏，此产量是该气藏的经济可采储量。94、剩余经济可米储量一对已开发气藏，剩余经济可米储量为剩余开米年限的累计产气量（单位：o.ixio8m）。95、未来净收入一指按股份公司核定价格测算的剩余经济可采储量未来销售收入减去完全生产成本后的净收入值（单位：io4元）96、折现率一是指气藏评价期内支付银行的利息金额与评价期净收入金额之比，一般取值12%97、收益现值法一是将被评估的气藏在剩余经济开采期内预期收益用折现率折现为评估基准日的现值，并以此确定评估价格的一种方法。98、剩余经济可采储量价值一是指剩余经济开采年限内，按折现率为12%十算的累计折现净现金流量（单位：104元）。n(CI-CO)TNPV二艺T=1(1+I)T式中，NP\为累计折现净现金流量（万元）T为剩余经济开采年限（年）CI为现金流入（104元）CO为现金流出（104元）I为贴现率（小数）99、单位储量价值一是指剩余经济可采储量价值与剩余经济可采储量的比值（单元：元/km3）,用于优化投资方向。100、单位储量油气资产净值一指气藏单元油气资产净值与剩余经济可采储量之比（元/km3），可用于评价资源配置状况，搞好地面、地下资源优化配置。101、储量保值增值率一是指气藏单元任期剩余可采储量价值的变化率（单位：%—1]X100%储量保值增值率=［（任期采出储量价值+任期末剩余经济可采储量价值）任前剩余经济可米储量价值102、气藏经营管理水平一是气藏开发管理水平、生产管理水平、财务管理水平和储量经营管理水平的综合体现。气藏经营管理水平=开发管理水35生产管理水平X25财务管理水平X25储量经营水平X15103、气藏经营管理水平变化率一是指气藏本年度经营管理水平评价得分与上年度经营管理水平评价得分的比值。三、评价标准及方法（一）气藏经营管理单元评价1、气藏剩余储量品位评价（1）气藏基本参数分类量化标准反映气藏剩余可采储量品位的参数包括：地表条件、气藏中深、构造复杂程度、岩性、储层物性、凝析油含量、烃类组分、酸性气体含量、原始地层压力系数、目前地层压力、平均单井产能、可采储量采出程度、剩余可采储量丰度，共13项指标。各项指标的分类量化标准及权重系数见表2。（2）气藏剩余可采储量品位分类标准评价得分》90为一类优质剩余可采储量，评价得分v90->80为二类中等剩余可采储量，评价得分V80->70为三类较差剩余可采储量，评价得分<70为四类极差剩余可米储量，见表3。（3）评价方法及步骤填报气藏基础数据表（表1）。填报气藏开发单元相关基础数据及开发现状数据，汇总填报开发管理单元、经营管理单元的动用地质储量、可采储量、采收率、累积产气量、可采储量采出程度、剩余可采储量、剩余可采储量丰度等参数。量化评价气藏剩余可采储量品位。按照表2所示气藏基本参数量化分级标准、权重及剩余可采储量品位评价标准确定气藏开发单元13项评价参数得分、计算综合得分、划分储量品位；以气藏剩余可采储量比例作权，加权计算气藏开发管理单元、经营管理单元剩余可采储量品位，填报表3。2、气藏开发管理水平评价（1）评价标准中高渗断块砂岩气藏、低渗断块砂岩气藏、断块砂岩气顶、低渗块状砂岩干气藏、裂缝—孔隙型低渗砂岩气藏、深层低渗砂岩凝析气藏、超深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏、超深层砂岩凝析气藏、低渗致密砂岩性气藏，均以开发井投产率、产能符合率、储量动用程度、采气速度、稳产年限、自然递减率、综合递减率、天然气采收率、剩余可采储量变化率等9项指标，评价标准分别见表4、表5、表6、表7、表8、表9、表10、表11、表12。（2）评价方法与步骤收集完善气藏基础资料。包括：气藏构造井位图、系统试井解释成果、开发历程图、气藏综合开发曲线、地层压力与采出程度关系曲线等。评价气藏开发单元开发管理水平。按照气藏类型填报开发单元评价指标年度实际值，对照评价标准计算分项指标实际得分、汇总综合得分、确定开发水平级别。填报表4、表5、表6、表7、表8、表9、表10、表11、表12。汇总气藏经营管理单元开发管理水平。以气藏开发单元天然气剩余可采储量所占比例作权重，汇总计算气藏经营管理单元开发管理水平。填报表13。3、气藏生产管理水平评价（1）评价标准气藏生产管理水平评价按气藏经营管理单元进行。评价油气商品当量完成率、措施有效率、气井开井率、气井综合利用率、气井免修期、计量误差、资料全准率、动态监测完成率等8项指标。评价标准见表14。（2）评价方法与步骤收集填报气藏经营管理单元年度实际生产管理指标，对照评价标准计算评价得分、划分生产管理水平级别。填报表14。4、气藏财务管理水平评价（1）评价标准气藏经营管理单元评价单位完全成本、单位操作成本、销售利润率、净资产利润率、油气单位生产成本变动率、单位气体提升耗费、千方气措施成本、平均单井维护作业费等8项指标。评价标准见表16。（2）评价方法及步骤填报气藏经营管理单元上年度与本年度相关实际财务指标，计算年度变化值。填报表15。根据气藏经营管理单元年度全面预算计划下达单位完全成本及其它财务指标的上年实际情况，填报表16所列检查指标参照标准值；根据年度实际情况填报表16所列本年度实际财务指标；对照评价标准计算实际水平得分、划分财务管理水平级别。5、气藏储量经营水平评价（1）评价标准气藏剩余可采储量价值即气藏剩余经济可采储量价值。按照气藏剩余经济可采储量价值规模可以划分成五种类型，按单位剩余经济可采储量价值可以划分成高收益、中收益、低收益和次经济四种类型。见表19。气藏储量经营水平用年度储量保值增值率来衡量。储量保值增值率》0得标准分100,储量保值增值率＜0时每低1个百分点扣1分；评价得分》90分为一类，70W评价得分＜90为二类，评价得分＜70为三类。见表20。（2）评价方法及步骤收集填报气藏经营管理单元历年成本数据（表17）。建立气藏经营管理单元变动成本随采出程度的变化模型，预测气藏剩余开采期分年度成本固定成本及变动成本指标。收集气藏开发单元历年开发指标，科学预测气藏开发单元剩余开采期分年度天然气产量、凝析油产量及主要开发指标。开发中前期气藏按开发方案预测，进入递减期气藏按产气量与地层压力的变化规律等进行预测，填报表18。根据核定油气销售价格、税费政策、油气商品量及投资、成本等计算分年度现金流量，绘制现金流量曲线。依据现金流量曲线，计算剩余经济开采年限、剩余经济可采储量、未来净收入、剩余经济可采储量价值、单位剩余经济可采储量价值、单位剩余经济可采储量油气资产净值，对照标准划分剩余经济可采储量价值类别。填报表19。通过年度剩余经济可采储量价值的对比计算储量保值增值率，划分储量经营水平级别。填报表20。气藏剩余经济可采储量价值应预测评价到开发单元，通过汇总得到经营管理单元数据。为实现开发单元评价，共用设施成本应合理劈分到开发单元。6、气藏经营管理水平评价按照气藏开发管理水平、生产管理水平、财务管理水平、储量经营水平所占权重依次为0.35、0.25、0.25、0.15计算气藏经营管理单元经营管理水平得分，按照划分水平级别，填报表21。（二）气藏经营管理区指标管理水平评价1、评价标准气藏经营管理区评价自然递减率、综合递减率、气井开井率、气井综合利用率、动态监测计划完成率、计量误差、气井免修期、措施有效率、油气商品量完成率、气井资料全准率、单位气体提升耗费、千方气措施成本、平均单井维护作业费等13项可控指标。评价标准见表22。2、评价方法及步骤依据前述开发管理水平、生产管理水平、财务管理水平的相关指标评价结果填报气藏经营管理区所辖气藏经营管理单元评价指标实际得分值，按标准计算开发管理水平得分、生产管理水平得分和财务管理水平得分及管理区综合评价得分，确定经营管理水平等级，填报表22。（三）采油（气）厂管理水平评价1、采油（气）厂开发管理水平评价以油气藏经营管理单元年度核实油气当量产量所占比例作权重，汇总计算采油（气）厂开发管理水平得分，按标准划分水平级别。填报表23。2、采油（气）厂生产管理水平评价以油气藏经营管理单元年度油气商品当量所占比例作权重，汇总计算采油气厂生产管理水平得分，按标准划分水平级别。填报表24。3、采油（气）厂财务管理水平评价以油气藏经营管理单元年度实际利润所占比例作权重，汇总计算采油气厂财务管理水平得分，按标准划分水平级别。填报表25。4、采油气厂储量经营水平评价以油气藏经营管理单元剩余可采储量当量所占比例作权重，汇总计算采油（气）厂剩余可采储量经营管理水平得分，按标准划分水平级别。填报表26。5、采油（气）厂油气藏经营管理水平评价按照油气藏开发管理水平、生产管理水平、财务管理水平、储量经营水平所占权重依次为0.35、0.25、0.25、0.15计算采油（气）厂经营管理水平得分，按标准划分水平级别，填报表27。（四）管理者任期经营管理水平对比评价管理者分别为气藏经营管理区经营者、采油（气）厂经营者，其任期结束或任期年度评价经营管理水平变化率，经营管理水平变化率大于1.0为一类上升水平，经营管理水平变化率在0.9—1.0之间为二类稳定水平,经营管理水平变化率小于0.9为三类下降水平。填报表28、29。四、评价用表格气藏经营管理单元基础数据表表1气藏经营管理气藏经营管理基础数据采油(气)开发管理开发单元气藏类型投入开发含气有效动用天然气动用凝析油地表条件气藏构造储层甲烷凝析油酸性气体含量(％)原始地层露点可采储量采收率平均单井凝析累积生产可采储量采出程度剩余可采储量剩余可采储量丰度目前压力单元时间面积2(km)厚度(m)地质储量地质储量中深复杂程度岩性渗透率-32(10卩m)含量(%)含量(g/m3)压力(Mpa)气油比3(m/t)厂区单元压力系数天然气凝析油天然气凝析油产气能力(104mVd)日产气日产凝析油(t)采气量凝析油天然气(%)凝析油(%)天然气凝析油天然气凝析油集输地层井口(io8m)(104t)(m)CO(108简(104t)(%)(%)稳定产量十木开深稳定产量(104mi/d)(108简(104t)(1o8m)(104t)(108m3)(104t)(Mpa)(Mpa)(Mpa备注：12、稳定产量：是指稳产期平均日产气水平。、集输压力是指集气站外输压力。填报单位：填表日期：填表人：审核人：批准人:天然气藏分类标准及汇总表表2项目分类标准分权重地表条件复杂地表条件海上滩海、浅海、深海滩海（90）浅海（85）深海（80）0.06陆上沙漠、水网、村庄、城市、水库等沙漠（85）、水网（90）、村庄（90）、城市（85）、水库（85）简单地表条件简单地表条件（100）气藏中深分类埋藏屮部埋深（米）0.06浅层~~<500~浅屮层~*500—<2000"90中深层>2000一<350080*3500一<450070超深层~*450060构造复杂程度整装构造气层分布连片、构造间单、储量规模大、储量丰度咼、平均每个含气圈闭面积大于1.0km21000.1'复杂断块油藏平均每个含气构造圈闭面积小于1.0-0.5km290极复杂平均每个含气构造圈闭面积小于0.5km280岩性砂^1000.07碳酸盐岩90砾岩~85粘土岩80火山碎屑岩80喷出岩80侵入岩80变质岩80储层物性分类储集层空气渗透率（10-3卩m2）咼渗透*1001000.1'中渗透10〜10090低渗透一般低渗透1〜V1080特低渗透0.1〜170致密层V0.160凝析油含量凝析油含量（g/m3）0.07微含小于50100低含50-20090中含200-40080咼含大于40070烃类组分干气甲烷含量大于95%,且不含凝析油1000.07湿气甲烷含量大于90%,凝析油含量小于50g/m390凝析气甲烷含量小于90%,凝析油含量大于50g/m380酸性气体含量标准H2SCO20.07(g/m3)(%)(%)微含小于0.02小于0.001小于0.01100低含0.02-5.00.001-0.30.01-2.090中含5.0-300.3-2.02.0-1080高含30-1502.0-1010-5070特高含150-75010-5050-7060非烃气藏大于750大于50大于7050原始地层压力系数分类压力系数0.06常压0.9〜1.3100高压1.3〜1.890超高压>1.880低压<0.970目前压力凝析气藏地层压力＞露点压力1000.06地层压力w露点压力80井口压力V集输压力60其它气藏井口压力＞集输压力100井口压力=集输压力80井口压力V集输压力60平均单井产能分类稳定产量（104m3/d）千米井深稳定产量（104m3/d）0.1特高产>100>30100高产30〜10010〜3090中产10〜303〜1080低产3〜101〜375次低产1〜30.3〜170特低产<1<0.360采出程度分类可采储量采出程度0.08低采出程度<50%100中采出程度*50%〜<75%90高采出程度*75%80剩余可米储量丰度分类剩余可采储量丰度（108m3/km2）0.1高丰度*3.0100中丰度*1.0-<3.090低丰度*0.3-<1.080特低丰度<0.370注：构造复杂程度及采出程度沿用了油藏标准气藏经营管理单元剩余可采储量品位年度评价表表3采油（气）厂气藏经营管理区气藏经营管理单元开发管理单元开发单元气藏类型分项得分综合得分分类标准结论地表条件气藏中深（m）复杂程度岩性储层渗透率（10-3小2）凝析油人曰含量烃类组分酸性气体含量地层压力系数平均单井产能可采储量采出程度剩余可采储量丰度一类（优质）二类（史等）三类（较差）四类（极差）原始目前>90V80〜>7(<7080小计小计合计备注：1、各项得分在分级统计（即统计开发管理单元、经营管理单元、经营管理区等）过程中全部用剩余天然气可米储量加权平均。2、本表涉及可米储量均为天然气储量。填报单位：填表日期：填表人：审核人：批准人:中高渗断块砂岩气藏开发水平评价表（按开发单元填报）表4序号开发指标项目类别标准分评价细则实际值实得分评价标准评价结论-一一-三级较高中等较差1开发井投产率（%>9090-80<8012实际指标为一类者得标准分；二类者得标准分的70%;三类者得标准分的50%>80V80〜>60<602开发井产能符合率（％）>9090-80<80103储量动用程度（%）>8080-70<70104采气速度（%处于稳产期>55-3<315处于递减期>21-2<15稳产年限（年）>118-11<8106自然递减率（%）处于稳产期<22-15>1510处于递减期<1010-20>207气藏年产量综合递减率（%处于稳产期<11-5>510处于递减期<55-10>108气藏采收率（%>8080-70<70109剩余可米储量变化率>11<113合计100低渗断块砂岩气藏开发水平分级指标（按开发单元填报）序号开发指标项目类别标准分评价细则实际值实得分评价标准评价结论—-二三级较高中等较差1开发井投产率（%）>8080-70<8012实际指标为一类者得标准分；二类者得标准分的70%;三类者得标准分的50%>80<80〜A60<602开发井产能符合率（％）>9090-80<80103储量动用程度（％）>7070-60<60104采气速度（%）处于稳产期>33-2<215处于递减期>21-2<15稳产年限（年）>88-5<5106自然递减率（％）处于稳产期<55-15>1510处于递减期<1515-30>307气藏年产量综合递减率（%）处于稳产期<11-5>510处于递减期<1010-20>208气藏采收率（%）>7070-60<60109剩余可采储量变化率>11<113合计100表5填报单位:填表日期:填表人:审核人:批准人:断块砂岩气顶开发水平评价表（按开发单元填报）表6序号开发指标项目类别标准分评价细则实际值实得分评价标准评价结论-一一■二二三级较高中等较差1开发井投产率（%A8080-70<7012实际指标为一类者得标准分；二类者得标准分的70%;三类者得标准分的50%A80<80~A60<602开发井产能符合率（％）A9090-80<80103储量动用程度（％）A7070-60<60104米气速度（%处于稳产期A33-2<215处于递减期A21-2<15稳产年限（年）A88-5<5106自然递减率（%）处于稳产期<55-15A1510处于递减期<1515-30A307气藏年产量综合递减率（%处于稳产期<11-5A510处于递减期<1010-20A208气藏采收率（%A7070-60<60109剩余可采储量变化率>11<113合计100低渗块状砂岩干气藏开发水平分级指标表（按开发单元填报）表7序号开发指标项目类别标准分评价细则实际值实得分评价标准评价结论-一--二二三级较高中等较差1开发井投产率（%）>9090-80<80122开发井产能符合率(%)>9090-80<80103储量动用程度(%)>9090-80<80104采气速度（%处于稳产期>33-2<215实际指标为处于递减期>21-2<1一类者得标5稳产年限（年）>1010-8<810准分；二类6自然递减率（％）处于稳产期<55-15>1510者得标准分>80v8060<60处于递减期<1515-30>30的70%;三类者得标准分的50%7气藏年产量综合递减率处于稳产期<11-5>510（%处于递减期<1010-20>208气藏采收率（%>7070-60<60109剩余可采储量变化率>11<113合计100填报单位：填表日期：填表人：审核人：批准人:裂缝一孔隙型砂岩气藏开发水平评价表（按开发单元填报）表8序号开发指标项目类别标准分评价细则实际值实得分评价标准评价结论一二三级较高中等较差1开发井投产率（%）>8585-75<7512实际指标为一类者得标准分；二类者得标准分的70%;三类者得标准分的50%>80v80〜A60<602开发井产能符合率（％）>9090-80<80103储量动用程度（％）>7070-60<60104采气速度（%）处于稳产期>33-2<215处于递减期>21-2<15稳产年限（年）>1010-8<8106自然递减率（％）处于稳产期<33-10>1010处于递减期<1010-20>207气藏年产量综合递减率（%）处于稳产期<11-3>310处于递减期<88-15>158气藏采收率（%）>8080-70<70109剩余可采储量变化率>11<113合计100深层低渗砂岩凝析气藏开发水平评价表（按开发单元填报）填报单位:填表日期:填表人：审核人:批准人:超深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏开发水平评价表（按开发单元填报）表10序号开发指标项目类别标准分评价细则实际值实得分评价标准评价结论一一一二二二三级较咼中等:较差1开发井投产率%>8585-80<8010实际指标为一类者得标准分；二类者得标准分的70%;三类者得标准分的50%>80<80〜>60<602开发井产能符合率%>9090-80<8053储量动用程度％）>8080-70<70104采气速度%天然气处于稳产期>33.0-2<25处于递减期>22-1.5<1.5凝析油处于稳产期>33.0-2<25处于递减期>22-1.5<1.55稳产年限（年）天然气>55.0-3<35T凝析油>44-3.5<3.556自然递减率％）天然气处于稳产期<55.0-15>1510处于递减期<2525-30>30凝析油处于稳产期<88.0-20>2010处于递减期<2525-30>307综合递减率%天然气处于稳产期<55.0-15>1510处于递减期<2020.0-25>25凝析油处于稳产期<55.0-15>1510处于递减期<2525-30>308气藏米收率%天然气>6060-50<505凝析油>4040-30<3059剩余可米储量变化率>11<15合计100填报单位：填表日期：填表人：审核人：批准人:超深层砂岩凝析气藏开发水平评价表（按开发单元填报）序号开发指标项目气藏规模类别标准分评价细则实际值实得分评价标准评价结论■二二级较高中等较差1开发开投产率（%）>9595-90<9010实际指标为类者得标准分；二类者得标准分的70%;三类者得标准分的50%>80V8060<60开发井产能符合率（%）>9595-90<90""5~~3^储量动用程度（%）->8080-70<70104采气速度（%）处于稳产期大S>44-3.0<310中型>33.0-2<2小型>22-1.5<1.5处于递减期大型>2.52.5-2<2中型>22-1.5<1.5小型>1.51.5-1<15稳产年限（年）大型>1010-8.0<810中型>55-3.0<3小型>22-1.5<1.56自然递减率（%）天然气处于稳产期大型<55.0-12>1210中型<1010.0-15>15小型<1515.0-20>20处于递减期大型<2020-25>25<2525-35>35小型<3030-40>40凝析油处于稳产期大型<88.0-15>1510中型<1515-25>25小型<2020-30>30处于递减期大型<2020-25>25中型<2525-35>35小型<3030-40>407综合递减率（%）天然气处于稳产期大型<55.0-15>1510中型<88.0-12>12小型<1212.0-18>18处于递减期大型<1515.0-20>20中型<2020-30>30小型<2525-35>35凝析油处于稳产期大型<88.0-15>1510中型<1212.0-20>20小型<1818-25>25处于递减期大型<1818-23>23中型<2222-30>30小型<2828-40>408气藏采收率（%）天然气凝析油大型>6060-50<505中型>5050-40<40小型>4040-30<30大型>4040-35<355中型>3535-30<30小型>3030-20<209剩余可采储量变化率>11V15合计100表11填报单位:填表日期:填表人：审核人:批准人:低渗致密砂岩岩性气藏开发水平表（按开发单元填报）表12序号开发指标项目类别标准分评价细则实际值实得分评价标准评价结论——一-二二三级较高中等较差1开发井投产率（%）>8080-70<7012实际指标为一类者得标准分；二类者得标准分的70%;三类者得标