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气藏评价标准

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k3-油气藏评价

k3-油气藏评价
另外还有一种经验统计型油田开发模型，它是建立在对生产数据和实验 资料进行整理的基础上的。经验统计模型可用来估算油田稳产年限、产量递 减规律、含水变化规律、采收率等。这是一种实用而又简便的分析油田动态 的方法。
地质模型， 相对于开发模型，还有地质模型 相对于开发模型，还有地质模型，地质模型是指描述油藏 特征的数据体，包括油藏的各个方面，例如构造、岩性、沉积 特征的数据体，包括油藏的各个方面，例如构造、岩性、 环境、流体特征等等。 环境、流体特征等等。 静态的描述
油藏评价
5、地面原油平均密度： 地面原油平均密度： 利用地面原油测定其密度， 利用地面原油测定其密度，选用不 含水或者含水比较低的原油进行分析， 含水或者含水比较低的原油进行分析， 可以采用算术平均法确定全区的数值。 可以采用算术平均法确定全区的数值。 对于原油密度变化比较大的油藏要分开 计算。 计算。 6、原油体积系数的确定： 原油体积系数的确定： 利用高压物性分析资料确定， 利用高压物性分析资料确定，一般采用样品块数平均方 法确定其平均值。 法确定其平均值。 注意储量计算的单位以及所给的参数单位。 注意储量计算的单位以及所给的参数单位。
确定六类参数的大小： 确定六类参数的大小：
1、含油面积：确定油水油气界面后，确定含油的范围，利用求积仪求出。 含油面积：确定油水油气界面后，确定含油的范围，利用求积仪求出。 2、有效厚度：扣除隔夹层后的有效厚度，由于厚度变化的范围比较大，厚度 有效厚度：扣除隔夹层后的有效厚度，由于厚度变化的范围比较大， 应该进行平均，主要采用厚度算术平均和面积加权平均两种方法。 应该进行平均，主要采用厚度算术平均和面积加权平均两种方法。
指连通的孔隙体积占总体积的百分数。 指连通的孔隙体积占总体积的百分数。一般根据岩心分析和测井解释 资料取得。当孔隙度变化比较大时，采用有效厚度加权平均， 资料取得。当孔隙度变化比较大时，采用有效厚度加权平均，变化不大时 可用算术平均。 可用算术平均。

气藏产能测试评价及试井分析

气藏产能测试评价及试井分析

0.5水平线 ，井筒 积液影响结束
不同 下试井模型拟压力特征曲线
7 低速非达西渗流试井分析
与常规中、高渗透凝析气藏相比，低渗透凝析气藏储层致密，渗 透率极低，当有凝析水存在时，地下流体在一定压差(启动压差)下 才能流动，这已为实验所证实。由于启动压差的存在，低渗透凝析 气藏试井资料往往处于早期，或过早出现不渗透边界特征假象，影 响了试井资料的正确解释和试井成果的实际应用。实际上，对于低 渗透气藏，相应的渗流方程及井底压力解也都不同于常规气藏。
大量实验表明, 高压低渗地层气体渗流时表现出很明显的应力敏感性. 当考虑渗透率应力敏感性时,即认为渗透率是随压力(或拟压力)变化 而变化的,那么,其渗流基本方程应为:
渗透率K不能直接拿出微分式 定义渗透率模量 :
视渗透率模量：
应力敏感地层气体渗流基本方程:
引入(无因次)变量:
应力 敏感 无限 大凝 析气 藏试 井数 学模 型
应：采用两相拟压力
考虑多孔介质影响
多孔介质影响 ：
实际储层对凝析油、气将产生不可忽略的 吸附，在地层中会出现自由的油、气相与吸附 的凝析油、气相三相共存和自由的油、气两相 渗流，
二、凝析油、气在储层多孔介质表面的吸附
根据多孔介质基本物性及流体组成等采用 Flory-Huggins Vacancy Solution Model ( F-H VSM ) 计算凝析油、气在多孔介质表面的吸附 量和吸附相的组成。
Laplace变换
无限大边界 : 封闭边界: 定压边界:
( Laplace空间解 )
Stehfest数值反演
斜率为1.0
0.5 的水平线
(不同储容比下裂缝性 气藏试井模型特征)
(不同窜流系数 下裂缝性气藏 试井模型特征)

川西致密砂岩气藏新的矿场评价标准和评价方法

川西致密砂岩气藏新的矿场评价标准和评价方法

3本文系“九五”国家重点科技攻关项目(96-110-03-04-01)部分成果。

33段永刚,1963年生,副研究员,1988年获得西南石油学院油气田开发专业的硕士学位;现今在西南石油学院油井完井技术中心工作,主要从事试井、油层损害的矿场评价、油层保护、油藏工程等研究;负责和参加完成国家“863”和国家项目多项。

地址:(637001)四川省南充市西南石油学院油井完井技术中心。

电话:(0817)2642934。

川西致密砂岩气藏新的矿场评价标准和评价方法3段永刚33　陈伟　李其深　康毅力 徐兴华　徐进 (西南石油学院) (中国石化西南石油局) 段永刚等.川西致密砂岩气藏新的矿场评价标准和评价方法.天然气工业,2001;21(5):74～76摘　要　文章根据川西致密砂岩气藏的损害特征和现场100多口井的测试资料的统计分析表明,储层表现出自身的损害特点,其常规的矿场评价指标和标准不一定完全适合非常规的致密碎屑岩气藏的情况。

针对川西致密砂岩气藏损害特征,提出新的气藏损害的评价标准,同时根据致密砂岩气藏油层损害的要求和评价标准的需要,建立起新的描述裂缝—孔隙性砂岩气藏损害评价的数学模型,该模型在原来裂缝—孔隙性砂岩渗流模型的基础上考虑裂缝与基块之间窜流表皮系数对渗流的影响。

将该矿场评价标准和评价方法应用于川西致密砂岩储层的损害评价中取得很好的效果,这不仅对于川西致密砂岩的油层损害评价有现实意义,而且对裂缝—孔隙油气藏的试井解释和损害评价都具有重要的指导意义。

主题词 储集层　评价　不稳定试井　表皮系数　地层损害　裂缝(岩石)　四川盆地　西　 川西致密碎屑岩气藏具有低孔、低渗、高含水饱和度和异常高压的特点,纵向上多个气层叠置,且不同程度地发育裂缝,所以勘探开发致密碎屑岩气藏技术难度大,成功率低。

对于致密碎屑岩气藏的油层应以保护裂缝为主,同时也要保护基质岩块为原则。

致密碎屑岩气藏在许多方面表现出显著的不同于常规油气藏,对于致密碎屑岩的损害机理,室内评价方面以及矿场评价方法仍处于探索研究之中。

含硫气藏划分标准

含硫气藏划分标准

含硫气藏划分标准
摘要：
一、引言
二、含硫气藏的定义和特征
三、含硫气藏的划分标准
1.硫化氢浓度
2.气体组分
3.温度和压力
四、各划分标准的优缺点分析
五、应用实例
六、结论
正文：
一、引言
在我国，含硫气藏是一类具有特殊开发价值的气藏，然而，由于其具有较高的危险性，因此需要制定一套完善的划分标准以确保其安全、高效的开发利用。

二、含硫气藏的定义和特征
含硫气藏是指天然气中硫化氢含量较高，达到一定标准的气藏。

这类气藏具有气体组分复杂、温度和压力较高、储存条件苛刻等特点。

三、含硫气藏的划分标准
1.硫化氢浓度：这是衡量含硫气藏最直接、最重要的指标，通常以硫化氢
浓度是否大于10mg/L 作为判断标准。

2.气体组分：除了硫化氢，含硫气藏中的其他气体组分，如二氧化碳、氮气、甲烷等，也会对气藏的开发带来影响。

3.温度和压力：含硫气藏通常储存于高温、高压条件下，因此，温度和压力也是划分含硫气藏的重要指标。

四、各划分标准的优缺点分析
硫化氢浓度标准简单易行，但可能忽视了其他气体组分的影响；气体组分标准考虑全面，但测定复杂，成本高；温度和压力标准较为综合，但也存在同样的问题。

五、应用实例
在我国某含硫气藏开发过程中，就采用了硫化氢浓度和温度压力双标准，既保证了开发的安全性，又提高了开发效率。

六、结论
总的来说，含硫气藏的划分标准需要综合考虑硫化氢浓度、气体组分、温度和压力等多个因素，以确保气藏开发的安全和高效。

第二章油气藏评价

第二章油气藏评价
油气总资源量：是指在自然环境中，油气资源所蕴藏的地质总量。
原始地质储量：是指已发现资源量的部分，是根据地震、钻井、
测井和测试，以及取心和液体取样等取得的各项静动态资料，利用确 定参数的容积法计算的油气地质储量。
原始可采储量：又称为总可采储量或最终可采储量，它是在现代工
业技术条件下，能从已探明的油气田或油气藏中，可以采出的具有经 济效益的商业性油气总量。
驱油机理： 油层岩石和流体的弹性膨胀，地层压实
生产特征： 1、压力下降； Pe 2、产量下降；
3、气油比稳定。 Qo
Pe
采收率： 1％～10％，
Qo
平均3％。
R
R
第二节 油气藏驱动类型及其开采特征
二、溶解气驱动
形成条件： 驱油机理：
1、无气顶；
2、无边底水或边底水不活跃； 3、 Pi≤ Pb。 溶解气膨胀
• 油藏评价的目的,实际上就是进一步落实上 道工序提交的探明储量，为下道工序编制 开发方案做准备.这样，才是真正意义上实 现了勘探开发一体化，大大缩短了解勘探 开发的距离。反之，如果做不到上述三点， 油藏评价就没有意义。
一、油藏的压力系统
第一节 油藏温压系统
1、有关地层压力的概念
原始油层压力（Pi）： 指油层未被钻开时，处于原始状 态下的油层压力。
压力系数（ap）：指原始地层压力与同深度静水柱压力之 比值。
（ ap＝0.9～1.3，常压油藏；ap>1.3，异常高压油藏） 压力梯度（Gp）： 地层海拔高程每相差一个单位相应的压
力变化值。
第一节 油藏温压系统
一、油藏的压力系统
1、有关地层压力的概念 油层折算压力（Pc）：为了消除构造因素的影响，把已测出的
产水量 井动态 原油采收率

第二章_油气藏评价

第二章_油气藏评价

• 从这个意义上讲，我理解油藏评价有三个关键点。 一是进一步落实储量，就是把石油控制储量上升 到探明储量，达到现有经济技术条件下可动用的 程度。其目标动用程度要达到90％以上。落实储 量必须符合新的储量规范，其核心是井控程度， 比如岩性油藏井控程度大约是每平方公里1口井。 落实储量必须具备满足SEC准则，也就是说被井 证实的可采储量，而可采储量与当时的油价挂钩， 达到经济可采储量的条件。落实储量必须经得住 DM公司的评估，按SEC准则，突出剩余经济可 采储量，进行储量评估和价值评估，预测今后资 源的价值、成本和利润。
地温级度： 指地温每增加1℃所需增加的深度值，单位 为m/℃。 地温梯度与地温级度互为倒数关系，地温梯度更常用。
第一节 油藏温压系统
一、油藏的温度系统
油气藏的温度系统：指由不同探井所测静温与相应埋深的关系图，
也可指静温梯度图。
油气藏的静温主要受地壳温度的控制，而不 受储层的岩性及其所含流体性质的影响。因
第二节
油气藏驱动类型及其开采特征
四、水压驱动
水驱油藏生产特征
特征 变化趋势
储层压力
地面气油比 产水量 井动态 原油采收率
保持较高程度
保持较低值 见水较早，数量逐渐增加 一直生产到高含水 35％～75％
第二节
油气藏驱动类型及其开采特征
五、重力驱动
形成条件： 1、油层比较厚、倾角大；
2、渗透性好；
3、开采后期
（1）油藏压力：油藏压力不断缓慢衰减，压力保持水平高 于一般衰竭式开采油藏，压力保持程度取决于气顶体积与油 区体积的比值。 （2）产水量：不产水或产水量可忽略不计。 （3）气油比：气油比在构造高部位的井中不断升高，当膨 胀的气顶到达构造高部位井时，该井气油比将变得很高。 （4）最终采收率：气顶驱机理实际上是前缘驱替，采收率会 比溶解气驱大得多，预测采收率为20％～40％。 （5）井的动态：气顶膨胀保持了油藏压力，同时使井筒中 液柱重量降低，因此气顶驱比溶解气驱自喷时间更长。

含水气藏液气比划分标准

含水气藏液气比划分标准
含水气藏的液气比是指气体和液体在地下储层中的比例。

液气比的划分标准可以从不同角度进行分类，以下是一些常见的划分标准：
1. 依据液气比大小划分：
低液气比气藏，液气比小于1，主要以天然气为主，液态烃含量较少。

中等液气比气藏，液气比在1~2之间，既含有天然气，又含有液态烃。

高液气比气藏，液气比大于2，主要以液态烃为主，天然气含量较少。

2. 依据气藏类型划分：
极干气藏，液气比小于0.1，几乎不含液态烃。

干气藏，液气比在0.1~1之间，主要以天然气为主。

湿气藏，液气比在1~2之间，含有较多的液态烃。

液体气藏，液气比大于2，主要以液态烃为主。

3. 依据地质特征划分：
油气藏，含有大量原油和天然气，液气比较高。

气藏，主要以天然气为主，液气比较低。

液态烃气藏，主要以液态烃为主，液气比较高。

4. 依据开采方式划分：
干气开发区，主要开发天然气，液气比较低。

液态烃开发区，主要开发液态烃，液气比较高。

这些划分标准可以根据液气比的大小、气藏类型、地质特征和
开采方式等方面进行分类，有助于对含水气藏的特征和开发潜力进行评价和分析。

天然气藏天然气田不同分类标准

天然气藏天然气田不同分类标准
(1)按千米井深的单井稳定天然气产量划分标准：
千米井深稳定产量［104m3/(km•d)］
(2)天然气田储量丰度划分标准：
天然气储量丰度(108m3/km2)
(3)天然气田总储量划分大小标准：
天然气田总储量(108m3)
(4)按气藏埋藏深度划分标准：
此外，还有特殊天然气储量，例如：
非烃类天然气储量：二氧化碳、硫化氢及氦气。

低经济储量：指达到工业气流标准，但在目前技术条件下，开发难度大、经济效益低的天然气储量。

至于石油天然气勘探生产技术指标，目前的行业标准已对各专业技术工种规定了生产指标(如计划完成率、平均队年工作量……)和技术指标(如地震专业的地震剖面品质合格率、空炮率、废品率等)。

这是各专业技术工种的具体工作标准，是为油气勘查工业标准的基础。

页岩气储层评价(斯伦贝谢公司)

页岩气储层评价斯伦贝谢DCS 2010年5月汇报提纲页岩气藏特征 页岩气储层评价技术 实例2 5/18/2010页岩气藏普遍特点有机质含量丰富 烃源岩 含吸附和游离状态气体 超低渗 (~100 nD, 0.0001 mD) 低孔 (~ 5%) 含气量大 采收率变化大 生产寿命长( 30-50 年). (Barnett页岩气田开采寿命可达80～100年) 游离状态天然气的含量变化于20%-85%之间 增产措施：水平井、多级压裂页岩气藏普遍特点有机含量丰富的页岩 烃源岩 含吸附和游离状态气体 超低渗 (~100 nD, 0.0001 mD) 低孔 (~ 5%) 含气量大 采收率变化大 和单井产量低 生产寿命长( 30-50 年). (Barnett页岩气田开采寿命可达80～100年) 游离状态天然气的含量变化于20%-85%之间 增产措施：水平井、多级压裂采收率 (%) 全球常规气储量：6,300 tcf/178.4万亿方 全球页岩气储量：16，112tcf/456万亿方 中国页岩气储量：3528tcf/99.9万亿方 引：BP Statistical Review of World Energy, June 2008A O/NA L BA B L O/NAAntrim (Michigan) Barnett (Texas) Lewis (New Mexico) Ohio/New Albany页岩气藏普遍特点有机含量丰富的页岩 烃源岩 含吸附和游离状态气体 超低渗 (~100 nD, 0.0001 mD) 低孔 (~ 5%) 含气量大 采收率变化大 和单井产量低 生产寿命长( 30-50 年). (Barnett页岩气田开采寿命可达80～100年) 游离状态天然气的含量变化于20%-85%之间 增产措施：水平井、多级压裂页岩气藏岩性的特点狭义：页岩中的天然气 广义：致密细碎屑岩中所含有并可采出的 天然气致密砂岩和常规油气藏粘土质质和 粉砂 含 砂质Double_shale_interim_14_segment_001骨架组成增加 量的硅质页岩油气藏钙质干酪根特性干酪根特征• • • • • • •吸附甲烷气能力强 不能溶解于水 不属于孔隙的一部分 低密度 (1.1 to 1.4 g/cm3) 通常较高的自然伽玛值 低的光电吸收指数(0.28) 较高的中子孔隙度 (30 to 60 pu)气体特征游离气—存储于孔隙中 吸附气—吸附于干酪根或微孔 隙表面• •有机质含量页岩气藏的有机碳含量最低 标准原则上应大于2.0 %。

jbs2油气藏评价

3.3 油田的单储系数（SNF）
定义：单位面积内的原油储量
SNF N Ah 100 1 S wi o Boi
油气藏评价
4. 气田储量计算（容积法）
G 0.01AhS gi Bgi
G－气田的地质储量，104t；（地面的） Sgi－油层平均原始含气饱和度，小数； Bgi－原始的原油体积系数，表示为：
油气藏评价
一、油气藏类型及其模型
3.
油田开发模型
地质模型、油藏流体渗流模型、经验统计模型、经济评价模型 。
（1）地质模型：描述储层地质结构特征和油藏流体在三维空
间的变化及分布规律。是进行油藏经营管理的基础。 （2）渗流模型：气藏模型、黑油模型、组分模型。 地质模型与油藏开采过程中的具体渗流模型进行组合，即构成
定容封闭气藏可采储量计算：
气田储量计算（容积法）
Tsc 1 Pi Pa GR 0.01AhS gi T Psc Z Z a i
GR－定容封闭气藏可采储量，108m3；Pa-废弃压力，MPa； Pa/Za－废弃视油层压力，MPa；
油气藏评价
4.2 气田的地质储量丰度（ Ωs）
油气藏评价
二、储量计算 3.1 地层原油中原始溶解气储量
4
Gs 10 N Rsi
Gs－溶解气的地质储量，108t；（地面的） Rsi－原始溶解油气比， m3 / t 。
油气藏评价
3.2 油田的储量丰度（Ωo）
定义：单位面积内的原油储量
o N A 100h 1 S wi o Boi
Tsc 1 Pi G 0.01hS gi T Psc Z i
4.3 气田的单储系数（ SGF）
Tsc 1 Pi SGF 0.01S gi T Psc Z i
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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。