气田开发主要生产技术指标及计算方法

油气田开发技术操作手册第1章油气田开发概述 (4)1.1 油气田开发基本概念 (4)1.2 油气田开发技术体系 (4)1.3 油气田开发流程与阶段 (4)第2章地质勘探与评价 (5)2.1 地质勘探技术 (5)2.1.1 地震勘探技术 (5)2.1.2 非地震勘探技术 (5)2.1.3 钻探技术 (5)2.2 地质评价方法 (5)2.2.1 地质类比法 (5)2.2.2 概率统计法 (6)2.2.3 模型法 (6)2.3 勘探风险分析 (6)2.3.1 风险识别 (6)2.3.2 风险评估 (6)2.3.3 风险管理 (6)第3章钻井与完井技术 (6)3.1 钻井工程设计 (6)3.1.1 地质设计 (6)3.1.2 钻井液设计 (6)3.1.3 钻井工艺设计 (7)3.1.4 钻井设备设计 (7)3.2 钻井液与完井液 (7)3.2.1 钻井液类型及功能 (7)3.2.2 完井液类型及功能 (7)3.2.3 钻井液与完井液的应用 (7)3.3 钻井工具与设备 (7)3.3.1 钻具 (7)3.3.2 钻头 (7)3.3.3 钻井设备 (7)3.4 完井工艺与井身结构 (8)3.4.1 完井工艺设计 (8)3.4.2 井身结构设计 (8)3.4.3 完井工艺与井身结构的实施 (8)第4章油气藏工程 (8)4.1 油气藏类型与特点 (8)4.2 油气藏评价与参数计算 (8)4.3 油气藏开发方案设计 (9)4.4 油气藏动态监测与分析 (9)第5章采油（气）工程技术 (9)5.1.1 采油（气）方法概述 (9)5.1.2 采油（气）工艺流程 (9)5.2 采油（气）设备与工具 (10)5.2.1 采油（气）设备概述 (10)5.2.2 采油（气）工具及配件 (10)5.3 采油（气）井测试与优化 (10)5.3.1 采油（气）井测试 (10)5.3.2 采油（气）井优化 (10)5.4 提高采收率技术 (10)5.4.1 提高采收率技术概述 (10)5.4.2 提高采收率技术应用 (10)第6章油气藏改造与保护 (10)6.1 油气藏改造技术 (10)6.1.1 酸化处理技术 (10)6.1.2 压裂改造技术 (10)6.1.3 热力改造技术 (11)6.1.4 气驱改造技术 (11)6.2 油气藏保护措施 (11)6.2.1 防止水敏损害 (11)6.2.2 防止盐垢沉积 (11)6.2.3 防止细菌污染 (11)6.2.4 防止结垢与腐蚀 (11)6.3 油气藏改造与保护效果评价 (11)6.3.1 产量评价 (11)6.3.2 储层参数评价 (11)6.3.3 经济效益评价 (11)6.3.4 环境影响评价 (11)第7章油气处理与储运 (12)7.1 油气分离与加工 (12)7.1.1 分离原理 (12)7.1.2 加工工艺 (12)7.1.3 设备与设施 (12)7.2 油气储存与运输 (12)7.2.1 储存方式 (12)7.2.2 运输方式 (12)7.2.3 储运设施安全 (12)7.3 油气计量与质量检测 (12)7.3.1 计量方法 (12)7.3.2 质量检测 (12)7.3.3 检测设备与仪器 (12)7.4 安全与环保措施 (12)7.4.1 安全生产 (12)7.4.2 环境保护 (13)第8章油气田生产管理 (13)8.1 生产数据采集与处理 (13)8.1.1 数据采集 (13)8.1.2 数据处理 (13)8.2 生产分析与优化 (13)8.2.1 生产数据分析 (13)8.2.2 生产优化 (13)8.3 生产调度与应急处理 (13)8.3.1 生产调度 (13)8.3.2 应急处理 (14)8.4 油气田生产信息化管理 (14)8.4.1 信息化建设 (14)8.4.2 信息化管理 (14)第9章油气田开发环境保护 (14)9.1 环境保护法律法规与技术政策 (14)9.1.1 我国环境保护法律法规体系 (14)9.1.2 油气田开发环境保护技术政策 (14)9.2 油气田开发环境影响评价 (14)9.2.1 环境影响评价概述 (14)9.2.2 环境影响评价内容与方法 (14)9.2.3 环境影响评价报告编制 (15)9.3 环境保护措施与实施 (15)9.3.1 油气田开发环境保护措施 (15)9.3.2 环境保护设施建设与管理 (15)9.3.3 环境保护措施实施效果评估 (15)9.4 环境监测与治理 (15)9.4.1 环境监测概述 (15)9.4.2 环境监测方案制定与实施 (15)9.4.3 油气田开发环境治理 (15)9.4.4 环境监测与治理信息化 (15)第10章油气田开发新技术与发展趋势 (15)10.1 油气田开发新技术介绍 (15)10.1.1 水平井分段压裂技术 (15)10.1.2 煤层气开发技术 (16)10.1.3 深海油气开发技术 (16)10.1.4 非常规油气开发技术 (16)10.2 油气田开发技术发展趋势 (16)10.2.1 信息化与智能化 (16)10.2.2 绿色环保 (16)10.2.3 高效节能 (16)10.2.4 多元化开发 (16)10.3 油气田开发技术难题与挑战 (16)10.3.1 地质条件复杂 (16)10.3.3 环保要求严格 (17)10.3.4 技术创新能力不足 (17)10.4 油气田开发技术创新与产业发展策略 (17)10.4.1 加大研发投入 (17)10.4.2 强化产学研合作 (17)10.4.3 引导企业转型升级 (17)10.4.4 培养人才 (17)第1章油气田开发概述1.1 油气田开发基本概念油气田开发是指通过对油气藏进行科学合理的调查、评价、设计和施工等一系列技术活动，实现对油气资源的有效开采和合理利用。

石油天然气开采业清洁生产评价指标体系（试行）国家发展和改革委员会发布目录前言 (1)1 适用范围 (2)2 规范性引用文件 (2)3 术语和定义 (3)4 技术内容 (5)5 数据采集 (9)6 评价基准值及权重值 (9)7 考核评分计算方法 (13)前言为了贯彻落实《中华人民共和国清洁生产促进法》，指导和推动石油天然气开采企业依法实施清洁生产，提高资源利用率，减少和避免污染物的产生，保护和改善环境，制定石油天然气开采行业清洁生产评价指标体系（试行）（以下简称“指标体系”）。

本指标体系用于评价石油天然气开采企业的清洁生产水平，作为创建清洁先进生产企业的主要依据，为企业推行清洁生产提供技术指导。

本指标体系依据综合评价所得分值将企业清洁生产等级划分为两级，即代表国内先进水平的“清洁生产先进企业”，和代表国内一般水平的“清洁生产企业”。

本标准为首次发布，有国家发展改革委员会提出，随着技术的不断进步和发展，本指标体系每3~5年修订一次。

本指标体系由中国石油天然气集团公司环境工程技术中心起草。

本指标体系由国家发展和改革委员会负责解释。

本指标体系自公布之日起试行。

清洁生产评价指标体系石油天然气开采业（试行）1 适用范围本评价指标体系适用于石油天然气开采行业，主要包括钻井、修井、采油（气）等油气勘探开发企业。

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。

凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准。

然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否使用这些文件的最新版本。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

SY/T 5958 井场布置原则及技术要求SY/T 5431 井身结构设计方法SY/T 5729 稠油热采井固井作业规程SY/T 5678 钻井完井交接验收规则SY/T 6366－1998 油田开发主要生产技术指标计算方法SY/T 6170—1995 气田开发主要生产技术指标计算方法SY/T 5440 天然气井试井技术规范SY/T 0004 油田油气集输设计规范SY/T 0010 气田集气工程设计规范SY/T 0011 气田天然气净化厂设计规范SY/T 0005 油田注水设计规范SY/T 5329 碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法SY/T 0006 油田采出水处理设计规范GB/T 24001－2004 环境管理体系规范及使用指南（ISO14001：2004，IDT）SY/T 6276－1997 石油天然气工业健康、安全与环境管理体系SY/T 6361 采油采气注水矿场健康、安全与环境管理体系指南SY/T6219-1996 油田开发水平分级SY/T6275-1997 石油企业节能监测综合评价方法SY/T5264-1996 原油集输系统效率测试和单耗计算方法SY/T5265-1996 油田注水地面系统效率测试和单耗计算方法SY/T5171-1999 石油物探测量规范SY/T5927-2000 石油物探全球定位系统（GPS）测量规范SY/T5330-1995 陆上二维地震勘探资料采集技术规范SY/T5455-1997 陆上三维地震勘探资料采集技术规范SY/T6052-2000 地震勘探资料采集现场处理技术规范。

油气主业板块建标对标指标计算说明按照集团公司《持续推进全员成本目标管理总体方案（试行）》的通知（中国石化财[2022]246号）要求，结合油田开发特点和生产实际，确定如下油气主业板块建标对标指标体系。

一、指标体系设置分为分公司、二级单位和管理区三个层面，每个层面分为经营指标和技术指标两部分。

（一）分公司层面1.经营指标10项：油气单位发现成本、油气单位开发成本、油气单位完全成本、油气单位操作成本、利润总额、EVA、单井次作业费、吨油气措施费、吨油气作业费用、吨油气材料费。

2.技术指标9项：单位油气综合能耗、油井单井次措施增油量、采液电力单耗、注水电力单耗、井下作业频次、注水系统效率、集输系统效率、机采系统效率、吨油气耗电量。

（二）二级单位层面1.经营指标11项：油气单位开发成本、油气单位完全成本、油气单位操作成本、吨液提升费、方水注水费、单井次作业费、吨油气措施费、单井材料费、单井青赔费、油井单井电费、方水注水电费。

2.技术指标8项：单位油气综合能耗、油井单井次措施增油量、采液电力单耗、注水标耗、井下作业频次、油气井措施有效率、油气井措施有效益率、油管更新率。

（三）管理区层面1、经营指标8项：目标成本完成率、油气单位操作成本、油井单井一般耗材、油井单井化学药品、油井单井电费、油水井单井青赔费、单井维护作业成本、单井特车劳务费。

2、技术指标4项：单位油气综合能耗、机械采油井单井装表率、井下作业频次、躺井比例。

二、指标说明（一）分公司指标说明1.油气储量发现成本指标定义：指报告期内为获得新增油气探明地质储量而投入的勘探投资。

计算公式：油气储量发现成本=年度勘探工程总投资/年度新增油气探明储量当量（单位：元/吨）。

年度勘探工程总投资：主要包括新老区勘探、风险勘探、先到研究等投资。

年度新增油气探明储量：目前按国内口径，以国家储量委员会审批的数为准。

天然气按1225立方米折1吨原油计算。

2.油气开发成本（1）油田开发成本指标定义：指报告期内获得单位原油新增可采储量而投入的原油开发工程投资。

油气田开发标准汇编目录一、基础标准1 SY /T 5615-2004 石油天然气地质编图规范及图式(原为ZBE11003-90)2 SY/T 5760-1995 井号代码编制方法3 SY/T 5806-2000 油(气)层层位代码4 SY/T 5829-93 油气田开发井号命名规则5 SY/T 5978-94 含油气盆地构造单元划分6 SY/T 5979-94 石油天然气藏(田)命名规范7 SY/T 5993-94 气藏工程信息代码8 SY/T 6025-94 油气储量信息代码9 SY/T 6168-1995 气藏分类10 SY/T 6169-1995 油藏分类11 SY/T 6174-2005 油气藏工程常用词汇12 SY/T 6219-1996 油田开发水平分级13 SY/T 6236-1996 油藏工程信息代码14 SY/T 6580-2004 石油天然气勘探开发常用量和单位二、油气田开发实验标准（一）国家推荐性标准1 GB/T 261-1983 石油产品闪电测定法（闭口杯法）2 GB/T 265-1988 石油产品运动粘度测定法和动力粘度测定法3 GB/T 510-1983 石油产品凝点测定法4 GB/T 1884-2000 原油和液体石油产品密度实验室测定法（密度计法）5 GB/T 1885-1998 石油计量表6 GB/T 6682-1992 分析实验室用水规格和试验方法7 GB/T 8929-88 原油水含量的测定蒸馏法（GB/T 8929-2006）8 GB/T 11061-1997 天然气中总硫量的测定氧化微库仑法9 GB/T 11146-1999 原油水含量测定法（卡尔费休法）10 GB/T 13609-1999 天然气取样导则11 GB/T 13610-2003 天然气的组成分析气相色谱法12 GB/T 17280-1998 原油蒸馏标准试验方法（GB/T 17280-2003）13 GB/T 17281-1998 天然气中丁烷至十六烷烃类的测定气相色谱法14 GB/T 17282-1998 根据运动粘度确定石油分子量（相对分子质量）的方法15 GB/T 17606-1998 原油中硫含量的测定能量色散X射线荧光光谱法16 GB/T 18609-2001 原油酸值的测定电位滴定法17 GB/T 18610-2001 原油残碳的测定康氏法18 GB/T 18611-2001 原油简易蒸馏试验方法19 GB/T 18612-2001 原油中有机氯含量的测定微库仑计法（二）石油行业推荐性标准1 SY/T 0520-93 原油粘度测定旋转粘度计平衡法2 SY/T 5153-1999 油藏岩石润湿性测定3 SY/T 5154-1999 油气藏流体取样方法4 SY/T 5273-2000 油田采出水用缓蚀剂性能评价方法5 SY/T 5281-2000 原油破乳剂使用性能检测方法（瓶试法）6 SY/T 5329-94 碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法7 SY/T 5336-1996 岩心分析方法（SY/T 5336-2006）8 SY/T 5343-94 滤液浸入岩心量的测定方法9 SY/T 5345-1999 油水相对渗透率测定10 SY/T 5346-2005 岩石毛管压力曲线的测定11 SY/T 5358-2002 砂岩储层敏感性评价实验方法12 SY/T 5370-1999 表面及界面张力测定方法13 SY/T 5385-91 岩石电阻率参数实验室测量及计算方法14 SY/T 5395-91 粘土阳离子交换容量及盐基分量测定方法15 SY/T 5405-1996 酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标16 SY/T 5408-91 沉积岩中粘土颗粒含量测定17 SY/T 5434-1999 碎屑岩粒度分析方法18 SY/T 5503-2000 岩石氯盐含量测定法19 SY/T 5516-2000 碳酸盐岩化学分析方法20 SY/T 5523-2006 油田水分析方法21 SY/T 5542-2000 地层原油物性分析方法22 SY/T 5543-2002 凝析气藏流体物性分析方法23 SY/T 5779-1995 原油全烃气相色谱分析方法24 SY/T 5796-93 絮凝剂评定方法25 SY/T 5815-93 岩石孔隙体积压缩系数测试方法26 SY/T 5843-1997 气水相对渗透率测定27 SY/T 5862-93 驱油用丙烯酰胺类聚合物性能测定28 SY/T 5886-93 砂岩缓速酸性能评价方法29 SY/T 5925-94 油田注水化学示踪剂的选择方法30 SY/T 6103-2004 岩石孔隙结构特征的测定图像分析法31 SY/T 6107-2002 储层岩石热物性参数的测定32 SY/T 6131-1995 碎屑岩粒度的测定激光法33 SY/T 6281-1997 稠油油藏流体物性分析方法原油松弛效应测试34 SY/T 6282-1997 稠油油藏流体物性分析方法原油渗流流变特性测试35 SY/T 6311-1997 蒸汽驱油三维比例物理模拟实验技术要求36 SY/T 6315-2006 稠油油藏高温相对渗透率及驱油效率测定方法37 SY/T 6316-1997 稠油油藏流体物性分析方法原油粘度测定38 SY/T 6339-1998 油气相对渗透率测定非稳态法39 SY/T 6385-1999 覆压下岩石孔隙度和渗透率测定方法40 SY/T 6424-2000 复合驱油体系性能测试方法41 SY/T 6434-2000 天然气藏流体物性分析方法42 SY/T 6435-2000 易挥发原油物性分析方法43 SY/T 6437-2000 开发实验用岩样的取样方法及质量要求44 SY/T 6573-2003 最低混相压力细管实验测定法45 SY/T 6576-2003 用于提高石油采收率的聚合物评价的推荐作法（三）胜利石油管理局及地质院企业标准1 Q/SH1020 0368-1988 油藏岩石润湿性测定方法离心自吸吸入法（Q/SH1020 0368-2006）2 Q/SH1020 1178-2003 油、气、水化验报告格式3 Q/SH1020 1636-2004 分析测试用原油脱水方法4 Q/SHSLJ 0235-1999 油气地质分析分析化验项目取样和样品保存（Q/SHSLJ 0235-2002）5 Q/SHSLJ 1555-2002 含游离水原油水分测定法6 Q/SL 0121-2000 原油、天然气、油气田水试验方法7 Q/SL 0442-1997 单井化学示踪剂法测残余油饱和度8 Q/SL 0921-94 微量稠油密度测定电子天平法9 Q/SL 0923-94 粘土稳定剂对储层适应性能测定方法10 Q/SL 1492-2000 疏松岩心实验制样方法11 Q/SDY 1053-1993 流体流变性测定方法（缺）三、油气藏描述及评价标准1 SY/T 5355-2000 油藏地质特征描述技术要求碳酸盐岩潜山油藏描述2 SY/T 5387-2000 常规原油油藏试采地质技术要求3 SY/T 5388-2000 碳酸盐岩储层的划分方法4 SY/T 5477-2003 碎屑岩成岩阶段划分5 SY/T 5478-2003 碳酸盐岩成岩阶段划分6 SY/T 5517-92 野外石油天然气地质调查规范7 SY/T 5520-2005 圈闭评价技术规范8 SY/T 5521-1996 油藏评价技术规范9 SY/T 5579-2000 碎屑岩油气储层精细描述方法10 SY/T 5601-93 天然气藏地质评价方法11 SY/T 5781-93 变质岩潜山油藏描述12 SY/T 5830-93 火山岩储集层描述方法13 SY/T 6038-94 单井碳酸盐岩储层评价14 SY/T 6101-94 凝析气藏相态特征确定技术要求15 SY/T 6110-2002 碳酸盐岩气藏开发地质特征描述16 SY/T 6164-1995 碎屑岩油气藏地质特征描述方法17 SY/T 6165-1995 碳酸盐岩油藏地质特征描述18 SY/T 6166-1995 油气层层组划分与对比方法碎屑岩部分19 SY/T 6167-1995 油藏天然能量评价方法20 SY/T 6173-1995 油气储集层岩石孔隙类型划分21 SY/T 6191-1996 稠油油藏描述技术要求22 SY/T 6285-1997 油气储层评价方法23 SY/T 6286-1997 碳酸盐岩储层精细描述方法24 SY/T 6313.1-1998 油气水界面确定方法油气、油水界面25 SY/T 6313.2-1998 油气水界面确定方法气水界面26 SY/T 6314-1997 沉积相描述方法陆相部分27 SY/T 6364-1998 油藏流体性质和分布描述方法28 SY/T 6365-1998 油气藏原始地层压力及压力系统确定方法四、储量计算标准1 GB/T 19492-2004 石油天然气资源/储量分类2 DZ/T 0217-2005 石油天然气储量计算规范（缺）3 Q/SL 1363-1998 砂岩有效厚度标准与划分的技术要求4 Q/SL 1364-1998 石油地质储量有效孔隙度含油饱和度图版制作技术要求5 Q/SL 1365-1998 石油地质储量计算基础资料收集技术要求6 SY/T 5367-1998 石油可采储量计算方法7 SY/T 5386-2000 石油探明储量计算细则裂缝性油气藏部分8 SY/T 5706-1995 油气储量成果数据文件格式9 SY/T 5782-93 砂岩透镜体岩性油藏储量计算细则10 SY/T 5838-93 油(气)田(藏)储量技术经济评价规定11 SY/T 6098-2000 天然气可采储量计算方法12 SY/T 6099-94 断块油气藏储量计算细则13 SY/T 6109-94 石油天然气储量报告图表格式14 SY/T 6193-1996 稠油注蒸汽开发可采储量标定方法五、油气田开发方案设计标准1 Q/SH1020 0991-2004 复杂油气田滚动勘探开发技术规范2 Q/ SH1020 1110-2003 开发单元注采调配方案编制技术规范3 Q/SHSLJ 1114-2002 油气田开发油藏工程方案审批程序4 Q/SL 0512-1998 油田开发综合调整方案编制规范5 Q/SL 1115-2000 油田（区块、单元）配产配注方案编制要求6 Q/SL 1248-1996 稠油蒸汽吞吐开发方案编制技术要求7 Q/SL 1255-1996 油气田开发射孔方案编制技术要求8 Q/SL 1454-1999 化学驱油矿场试验设计技术要求9 SY/T 5363-1997 含油气层系划分10 SY/T 5594-93 水驱砂岩油田开发规划编制方法11 SY/T 5740-1995 聚合物驱油先导试验设计要求12 SY/T 5842-2003 砂岩油田开发方案编制技术要求开发地质油藏工程部分13 SY/T 5851-2005 油田开发调整方案编制技术要求14 SY/T 5970-1995 复杂断块油田开发总体方案设计技术要求15 SY/T 6095-2000 透镜状砂岩气田开发方案编制技术要求16 SY/T 6105-94 油田开发概念设计编制技术要求17 SY/T 6106-2003 气藏开发设计编制技术要求18 SY/T 6111-94 碳酸盐岩气藏开发调整方案的编制技术规范19 SY/T 6170-2005 气田开发主要生产技术指标及计算方法20 SY/T 6177-2000 天然气气藏开发方案经济评价方法21 SY/T 6310-2006 气田开发可行性评价技术要求22 SY/T 6366-2005 油田开发主要生产技术指标及计算方法23 SY/T 6436-2000 天然气开发规划编制技术要求24 SY/T 6510-2000 稠油油田注蒸汽开发方案设计技术要求25 SY/T 6511-2000 油田开发方案经济评价方法26 SY/T 6512-2000 三次采油可行性方案编制技术要求化学驱部分27 SY/T 6575-2003 提高采收率方法筛选技术规范28 SY/T 10011-2006 油田总体开发方案编制指南29 SY/T 10014-1998 海上砂岩气田总体开发方案编制指南（缺）30 SY/T 100231-1999 海上油（气）田开发项目经济评价的推荐作法第一部分：自营油（气）田（缺）31 SY/T 100232-2000 海上油（气）田开发项目经济评价的推荐作法第二部分：合作油（气）田（缺）六、开发井地质设计标准1 Q/SH1020 1113-2003 油水井防砂地质设计要求2 Q/SH 0084—2007 水平井油藏地质设计规范（增）3 Q/SHSLJ 1321-2002 水平井地质设计技术要求4 Q/SL 0977-1999 更新井和补充完善井井位设计技术要求5 Q/SL 1061-1994 砂岩油田高含水开发阶段新井射孔层段选择要求6 Q/SL 1112-2000 注水井调剖单井地质设计编写要求7 Q/SL 1117-95 稠油蒸汽吞吐试采井地质设计要求8 Q/SL 1118-95 单井系统试井地质设计编制要求9 Q/SL 1251-1996 油水井酸化单井地质设计及总结10 Q/SL 1256-2000 油水井大修单井地质设计及总结11 Q/SL 1257-2000 油水井增产增注措施单井地质设计及总结12 Q/SL 1320-2000 老井侧钻地质设计技术要求13 Q/SL 1514-2000 密闭取心井地质设计14 Q/SL 1515-2000 常规取心井地质设计七、油气田开发动态分析及监测标准（一）石油行业推荐性标准1 SY/T 5366-2000 油田开发井取心资料技术要求2 SY/T 5440-2000 天然气井试井技术规范3 SY/T 5602-93 碎屑岩油藏评价井录取资料技术要求4 SY/T 5852-93 海上气井完井测试技术规范5 SY/T 6102-2006 油田开发监测及取资料要求6 SY/T 6108-2004 碳酸盐岩气藏开发动态分析技术规范7 SY/T 6171-1995 气藏试采技术规范8 SY/T 6172-2006 油井试井技术要求9 SY/T 6176-2004 气藏开发井资料录取技术规范10 SY/T 6221-1996 油田开发监测系统设计及动态监测技术要求11 SY/T 6225-1996 油田动态分析技术要求（二）胜利石油管理局企业标准1 Q/ SH1020 0988-2004 砂岩注水开发油藏阶段动态分析报告编写要求2 Q/ SH1020 1637-2004 稠油热采动态监测及开发动态分析方法3 Q/ SH1020 1638-2004 聚合物驱动态监测及开发动态分析方法4 Q/ SHSLJ 0238-2002 气井资料录取规定5 Q/ SHSLJ 0652-2002 注水井资料录取规定6 Q/ SHSLJ 0980-2002 注水井分层测试资料质量7 Q/ SHSLJ 1347-2002 海上试井施工技术规范8 Q/SL 0383-2000 常规高压试井9 Q/SL 1249-1996 试井测试管理规程八、油气田开发效果评估标准1 Q/ SH1020 1639-2004 砂岩油藏注水井调剖效果评价方法2 Q/ SH1020 1640-2004 聚合物驱开发管理规范3 Q/ SH1020 1671-2004 微生物驱增油效果评价方法4 Q/SL 1316-1997 三次采油增产效果评价方法5 SY/T 6574-2003 油田开发新区产能建设项目后评估技术要求6 SY/T 6595-2004 油田商业评估技术要求7 SY/T 6647-2006 气田开发新区产能建设项目后评估技术要求九、相关标准1 Q/SL 1116-2000 采油队地质资料建设规范2 Q/SL 1317-1997 油田注水地质管理规程3 SY 6014-94 石油地质实验室安全规定4 SY/T 5674-93 油田采油井、注水井井史编制方法5 SY/T 6096-94 天然气田井史编制规程。

气田开发主要生产技术指标及计算方法（SY/T 6170-2005代替SY/T 6170-1995）1、适用范围：本标准规定了气田（气藏）开发主要生产技术指标、计算方法、参数符号及计量单位的取值规定。

本标准适用于气田（气藏）开发生产的技术指标计算。

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。

凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

GB/T 19492 石油天然气资源/储量分类SY/T 6098 天然气可采储量计算方法DZ/T 0217 石油天然气储量计算方法3、指标及计算方法3.1 新增动用天然气可采储量：当年新区动用可才储量及本年度动用的往年探明未动用可才储量与已开发气田（气藏）当年产能接替及当年老区滚动勘探开发新增动用的可采储量之和。

3.2 储量替换率：当年新增可才储量与井口年度产量之比，用百分数表示R GRIP=G Riu/Q gwh×100%；3.3 单位压降产气量：气田（气藏）视地层压力每下降单位压力（1MPa）采出的井口气量G ppt=G pwh/△p t；3.4 采气速度：气田（气藏）年采出井口气量与已开发探明地质储量之比，用百分数表示：v g=Q gwh/G dp×100%；3.5 探明地质储量采气速度：气田（气藏）年采出井口气量与探明地质储量之比，用百分数表示：v gG=Q gwh/G×100%；3.6 可采储量采气速度：气田（气藏）年采出井口气量与可采储量之比，用百分数表示：v gGR=Q gwh/G R×100%；3.7 采出程度：气田（气藏）在某一时间的井口累积采气量与已开发探明地质储量或可采储量之比，用百分数表示：Rg=Gpwh/G dp×100%；3.8 探明地质储量采出程度：气田（气藏）在某一时间的井口累积采气量与探明地质储量之比，用百分数表示：R gG=Q pwh/G×100%；3.9 可采储量采出程度：气田（气藏）在某一时间的井口累积采气量与可采储量之比，用百分数表示：R gGR=Q pwh/G R×100%；3.10 稳产期采出程度：气田（气藏）按生产规模稳产至气田（气藏）产量开始递减前，井口累积采气量与已开发探明地质储量之比，用百分数表示：R gt=G pwhs/G dp×100%；3.11 采收率：在某一经济界限内，在现代工程技术条件下，从地质储量中可采出天然气量的百分数：E R=G R/G×100%；3.12 储采比：上年底剩余可采储量与当年井口产量之比：R/P=G RR t/Q gwh；3.13 水气比：气井正常生产时，月产每立方米气量的产水量：E wg=W m/Q m；3.14 递减率：气田（气藏）产量开始下降时，对应前一年度的产量减少幅度，用百分数表示。

油气田开发方案技术经济评价方法李伟摘要：技术经济学是一门研究技术与经济之间辩证关系的新兴学科。

对油气田开发方案合理地进行技术经济评价，对于提高石油企业乃至整个国民经济效益有着重大意义。

本文主要介绍了油气田开发方案技术经济评价的步骤、方法及现金流量分析，并以某油田为例阐述了这些方法在油气田开发领域的应用。

关键词：油气田开发；技术经济；评价方法0前言技术经济学是一门应用理论经济学基本原理，研究技术领域的经济活动规律，经济领域中的技术发展规律及技术发展的内在规律，是研究技术进步与经济增长之间的相互关系的科学，是研究技术领域内各种资源的最佳配置，寻找技术与经济的最佳结合以求可持续发展和进步的科学。

油气田开发具有资金密集、技术密集和高风险的特点，油气田开发方案是合理开发油气田的基础。

对编制出的每个开发方案都要进行经济评价，论证其经济上的合理性，从而实现决策的民主化、科学化并减少和避免投资决策失误，争取用最小或最少的各种资源(人力,物力,财力）的投入获取最大或最佳油气田开发方案，以获得最大投资的经济效益。

1油气田开发方案经济评价的步骤油气田开发方案经济评价应从调查研究、收集资料入手，在对一个新的开发方案评价之韧，首先应系统地收集该油气田有关地质、开发基本经济指标以及钻井成本、油气集输、地面建设等几大系统工程的投资指标、原油及天然气成本以及销售方面的资料，并分析研究确定各个参数的取值范围。

如果没有现成的数据时，可参考类似油田或类似区块的资料，但应根据实际情况选定一定的调整系数，经过调整后使用。

其次，应按油田的具体情况，选用评价指标。

根据各种评价指标的计算方法建立数学模型。

根据数学模型编制计算机程序。

最后，运用计算机程序对各种开发方案进行计算，经过反复计算和对比分折，推荐出最佳方案。

经济评价工作一般按三步走：1．数据收集与整理主要内容有：(1)调查油气田勘探简史和方案立项依据。

(2)收集评价方案的地质工程数据。

第六篇油气田开发递减率和年末水平标定计算方法目录一、意义和作用 (116)二、递减率的概念及计算方法 (116)（一）递减率的概念 (116)（二）递减规律分析及递减率预测 (119)三、年末日产油水平的标定 (120)（一）日产油水平标定的对象 (120)（二）对分公司和采油厂日产油水平的标定方法 (121)（三）分开发单元标定日产油水平 (121)四、产量构成法预测年产油量 (122)一、意义和作用递减率的概念及计算方法是根据油田开发生产分析和开发规划工作中遇到的实际问题，通过对递减率计算方法及递减理论的研究而建立起来的一种集递减分析、递减率计算、产量和产能建设工作规划及规划方案经济评价于一体的一种油藏工程方法。

一方面用于油藏开发评价，另一方面运用于年末日产水平标定和产量预测。

年末日产油水平标定的主要作用是 1.标定上年度末的日产油水平以计算下一年度的递减率和其它开发指标，2.合理确定下年度的配产配注指标。

二、递减率的概念及计算方法（一）递减率的概念1.自然递减率计算公式：%100⨯⨯---⨯=TT T T T 水平标定的上年老井日产油时间内的措施累油）当年时间内的新井累油当年时间内的实际总产油量（当年水平标定的上年老井日产油自然递减率 T ：为1～n 月的日历天数。

概念及定义：自然递减率——指没有新井投产及各种增产措施情况下的产量递减率，反映油气田产量自然递减状况。

——自然递减率的大小和变化趋势是油藏地质条件的表现，是最具规律性的指标。

2.综合递减率计算公式：TT T T ⨯--⨯=水平标定的上年老井日产油时间内的新井累油）当年时间内的实际总产油量（当年标定的上年日产油水平综合递减率T ：为1～n 月的日历天数。

概念及定义：综合递减率是指没有新井投产情况下的产量递减率，反映了油气田产量的实际递减情况。

3、措施增油率计算公式：TT ⨯=-=上年标定的老井日产油时间内措施年累增油量综合递减率自然递减率措施增油率 T ：为1～n 月的日历天数。

气井排液反排率计算公式气井排液反排率计算公式。

在油气田开发过程中，气井排液反排率是一个重要的指标，它反映了气井产液能力与排液能力的比值，对于评价气井的产液能力和排液能力具有重要的意义。

下面将介绍气井排液反排率的计算公式及其应用。

气井排液反排率的计算公式为：反排率 = (日产液量日排液量) / 日产液量。

其中，日产液量是指气井每天产出的液体量，通常以立方米/天或者桶/天为单位；日排液量是指气井每天排出的液体量，通常以立方米/天或者桶/天为单位。

通过上述公式可以计算出气井的排液反排率，反排率的数值越大，表示气井的产液能力越强，排液能力越弱；反之，数值越小，表示气井的产液能力越弱，排液能力越强。

气井排液反排率的计算可以帮助油气田工程师评估气井的产液能力和排液能力，为气井的生产调控提供重要的依据。

在实际应用中，可以通过监测气井的产液量和排液量，计算出反排率的数值，从而及时调整气井的生产参数，保障气井的稳定产量和排液效果。

此外，气井排液反排率的计算还可以用于评价气井的排液效果，通过对比不同气井的反排率，可以找出排液效果较好和较差的气井，为优化排液工艺提供参考。

在实际工程应用中，气井排液反排率的计算还需要考虑一些影响因素，例如气井产液量和排液量的测量误差、气井生产参数的变化等，这些因素都会对反排率的计算结果产生影响，因此在进行反排率计算时需要进行数据的准确性和可靠性验证。

总之，气井排液反排率是评价气井产液能力和排液能力的重要指标，通过计算反排率可以帮助工程师及时了解气井的生产情况，为气井的生产调控提供依据，同时也可以用于评价气井的排液效果，为优化排液工艺提供参考。

在实际应用中，需要注意考虑影响因素，确保反排率的计算结果准确可靠。

希望本文能为相关工程技术人员提供一些参考和帮助。

丽水36-1气田总体开发方案情况说明1、项目概述为加速东海天然气资源的开发，促进清洁能源在沿海地区的使用，根据2008年9月3日浙江省省长吕祖善与中海油总经理傅成玉关于丽水气田开发的会议精神，油气资源计划在温州登陆上岸。

本工程位于浙江省温州市东南部约150km处的海域，由海上工程和陆上工程两部分组成。

海上工程包括新建1座综合平台(共设9个井槽，包括4口生产井、1口备用井和4个备用井槽)、铺设1条海底油气混输管线连接CEP平台至霓屿岛路上终端、铺设1条海底输气管线连接霓屿岛路上终端至龙湾登陆点。

陆上工程包括新建1座霓屿岛陆上终端，从龙湾登陆点铺设1条陆上输气管道连接至龙湾分输站。

海上工程已由国家海洋局批准，陆上项目现进行选址申报。

本项目立项手续已上报国家发改委，同选址申报一同进行。

2、项目建设的必要性和可行性丽水36-1气田项目的建成：能够完善浙江天然气管网布局，构筑“多气源——环网”的总体格局；该工程天然气产品能够为温州生产和生活提供保证；天然气为清洁能源，是保护环境，实现社会可持续发展的重要资源；天然气是一种节能高效能源，推广使用，对于减少能源消耗，提高能源使用效率，调整和优化能源结构，节约社会成本具有积极意义；天然气是一种经济能源，比使用液化石油气、管道煤气实际支出要经济，能够实现经济效益；有利于下游不同用户的合理利用资源，满足温州市内天然气的需求及化工基地的需要，推动城区现代化步伐，促进开发区和工业园区的区域经济发展；实现天然气和石油化工发展战略有着重要意义。

正对丽水36-1气田项目，已经分别从地形地貌条件、工程地质条件、水温条件、气象条件等自然地理特征条件和区域地质、区域断裂构造、地震条件、不良地质条件、资源影响评价等地质条件进行了全面评价，认为该项目建设条件是可行的。

3、主要经济技术指标丽水36-1气田总体开发方案建设项目静态总投资折合人民币为407,540万元（其中美元为13,129万元，人民币为317,846万元）。

气井采收率计算公式引言。

气井采收率是指在气田开发过程中，通过井口生产的天然气占地质储量的比例。

计算气井采收率是评价气田开发效果的重要指标之一，也是决定气田开发方案的关键参数之一。

本文将介绍气井采收率的计算公式及其应用。

气井采收率计算公式。

气井采收率的计算公式主要包括两种方法，静态法和动态法。

静态法计算公式：气井采收率 = 生产气体累计产量 / 地质储量。

其中，生产气体累计产量为气井自投入生产至今累计产出的天然气量，地质储量为气田地质勘探结果所确认的可采储量。

动态法计算公式：气井采收率 = (累计产气量 / (初始储气量累计产气量)) × 100%。

其中，累计产气量为气井自投入生产至今累计产出的天然气量，初始储气量为气田地质勘探结果所确认的可采储量。

以上两种方法的计算公式都是基于累计产气量和地质储量的比例来计算气井采收率的，但在实际应用中需要根据具体情况选择合适的计算方法。

气井采收率计算实例。

假设某气井自投入生产至今累计产出天然气量为1000万立方米，地质储量为5000万立方米，则采用静态法计算气井采收率为：气井采收率 = 1000 / 5000 = 20%。

假设另一气井自投入生产至今累计产出天然气量为1000万立方米，地质储量为5000万立方米，则采用动态法计算气井采收率为：气井采收率 = (1000 / (5000 1000)) × 100% = 25%。

以上实例展示了不同计算方法得出的气井采收率的差异，说明在实际应用中需要根据具体情况选择合适的计算方法。

气井采收率的意义。

气井采收率是评价气田开发效果的重要指标之一，它直接反映了气井开采对地质储量的利用程度。

高采收率意味着气田的地质储量可以得到更充分的利用，同时也意味着气井开采效果较好。

低采收率则意味着气田的地质储量得不到充分的利用，可能需要通过改进开采技术或者调整开发方案来提高采收率。

气井采收率的影响因素。

气井采收率受多种因素影响，主要包括地质条件、开采技术、开采压力等。