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油气藏评价油气藏的压力系统油气藏的压力系统，是油气藏评价中的重要内容，对于每口探井和评价井，必须不失时机地准确确定该井的原始地层压力，绘制压力与埋深的关系图，以便用于判断油气藏的原始产状和分布类型，并用于确定储量参数和储量计算。
对于一个具有天然气顶和边水的油藏，在原始地层条件下，储层中的流体，将按其密度的大小，形成纵向的流体分布剖面图。
在图1-1上给出了一个具有边水油藏的剖面图，并在其含油水剖面上打探井5口。
其中的3口探井打在含油部分；1口探井打在油水界面上；另一口探井打在含水部分。
由这5口探井所测原始地层压力与中部深度绘成的压力梯度图，见图1-1右侧部分。
由压力梯度可以看出，含油部分与含水部分的压力点，分别形成斜率不同的两条直线。
而两条直线的交点处深度，即为地层油水界面的位臵。
图1-1 油藏的剖面与压力梯度对于任何具有气顶和边底水的油藏，或具有边底水的气藏，不同部位探井的原始地层压力与埋深的关系，可表示如下：（1-1）式中：pi—原始地层压力，MPa；a—关闭后的井口静压，MPa；GD—井筒内静止流体的压力梯度，MPa/m；D—埋深，m 。
井筒内静止流体的压力梯度，由下式表示：（1-2）式中：ρ—井筒内静止流体的密度，g/cm；由(1-2)式可以看出，压力梯度与地下流体密度成正比，即流体密度小的气顶部分，比流体密度大的含油部分或边水部分，具有较小的压力梯度，而且压力梯度乘以100即为地层流体密度。
因此，可以通过压力梯度的大小判断地层流体类型，并确定地层的流体密度。
同时，代表不同地层流体直线的交点处，即为地层流体的界面位臵。
在图1-2上给出了我国涠洲10-3油田的压力梯度图，从图中可以看出，由压力梯度的直线交会法，所得到的油气和油水界面的位臵具有实际意义。
图1-2 涠洲10-3油田的压力梯度图 图1-3 油藏的静温梯度图 对于一个具有多层油水系统的油田，由于不同层位的边底水矿化度比较接近，地层水的密度也基本相同，因而，各油层可以形成统一的静水压力梯度线，并用于确定不同层位的油水界面位臵。
油气藏评价技术规范1 范围本标准规定了油气藏评价的涵义、任务、程序、内容、方法及应提交的成果.本标准适用于大庆探区的油气藏评价及其成果管理。
2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
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GB/T 19492 石油天然气资源/储量分类SY/T 5367 石油可采储量计算方法SY/T 5615 石油天然气地质编图规范及图式SY/T 5842 砂岩油田开发方案编制技术要求开发地质油藏工程部分SY/T 5970 复杂断块油田开发总体方案设计技术要求SY/T 6021 石油天然气勘探工作规范SY/T 6041 石油天然气勘探效益评价方法SY/T 6098 天然气可采储量计算方法SY/T 6109 石油天然气储量报告图表格式SY/T 6510 稠油油田注蒸汽开发方案设计技术要求SY/T 6583 石油天然气探明储量报告编制细则DZ/T 0217 石油天然气储量计算规范Q/SY 179 石油天然气控制储量计算方法Q/SY DQ×××× 盆地评价技术规范Q/SY DQ×××× 区带评价技术规范Q/SY DQ×××× 圈闭评价技术规范3 油气藏评价涵义油气藏评价是从圈闭预探获工业油气流开始,直到探明整个油气田的全过程。
它以现代油气藏地质理论为指导，综合应用地震、井筒、试油、试采、分析化验和试验区开发动态等资料，对油气藏的构造、储层岩性、物性、微观特征，以及油气水分布等三维空间形态进行精细描述，查明油气藏类型、驱动类型、产能,完成油气探明（或控制）储量计算，论证油气藏开发的可行性,进行油气田开发方案设计。
论述油气藏开发方案的经济评价原则
油气藏开发方案的经济评价原则主要包括以下几点：
1. 项目投资回收期原则：评估油气藏开发方案时，应首先考虑项目投资的回收期。
一般来说，回收期越短，表明项目利润越高，投资风险越小，经济效益越好。
2. 净现值原则：净现值是评估投资回报的一个重要指标。
它是指项目全部现金流入和现金流出的差额折现后的总和。
如果净现值为正，表明项目收益大于投资成本，是值得推进的油气藏开发方案。
3. 内部收益率原则：内部收益率也是评估油气藏开发方案的重要指标。
它是指使净现值为零的贴现率，可以用来确定项目收益率。
内部收益率越高，表明项目收益越高。
4. 成本效益原则：成本效益原则是指评估油气藏开发方案时，应考虑项目的成本和效益之间的平衡。
即使项目预期收益较高，但如果投资成本过高，则项目成本效益不平衡，影响项目的经济效益。
5. 风险评估原则：油气藏开发是一个高风险的投资项目。
在评估油气藏开发方案时，必须考虑各种风险因素，包括资源开发风险、市场销售风险、政策风险等，以评估投资的风险和回报潜力，选出最优的油气藏开发方案。
