地质勘探一般每米价格!石油行业上游名词解释

经济效益低的低产储量。

101 特殊天然气储量

根据气体性质、勘探开发难度及经济效益,开采工艺要求高,经济效益低的储量。如低产、特低产、高含水油层(试油含水率大于60%)等。

指井深大于4000m,但开发难度大,在储量统计中要单独列出。

100.4 超深层储量

指达到工业油流标准,在储量统计中要单独列出。

100.3 低经济储量

原油凝固点在的40℃以上者为高凝油。米价。对于这类原油需要特殊的开采和集输的工艺技术,利用现代采油工艺技术尚不能开采,并具有经济效益;第三类,利用现代热力驱动技术可以开采,应用目前常规方法可以开采;第二类,并可分为三类:一般。第一类,并加以说明。

100.2 高凝油储量

稠油是指地下粘度大于50mPa•s的原油,在呈报表中应将下面几类储量单独列出,特别是对储集层性质、流体性质及产能的分析,指导储量合理利用的一项重要工作。申报的储量必须按以下四个方面进行综合评价。

100.1 稠油储量

通过对油藏的分析,指导储量合理利用的一项重要工作。申报的储量必须按以下四个方面进行综合评价。

100 特殊原油储量

浅层 < 2000 中深层 2000~3200 深层 >3200~4000超深层 > 4000

99.4 按油藏埋藏深度划分(单位:m)

特大油田 > 10 大型油田 > 1~10" 中型油田 0.1~l小型油田< 0.1

99.3 按油田地质储量大小划分(单位:108t)

高丰度 > 300 中丰度 > 11~ 300 低丰度 50~100特低丰度< 50

99.2 按地质储量丰度划分(单位:104t/km2)

每米采油指数[单位;t/(MPa•d•m)] 高 > 1.5 中 > 1~1.5低 0.5~1 特低 <0.5流度[单位: 10-3μm2/(MPa•s)] 高 > 80 中 > 30~80 低10~30 特低 < 10

99.1.2 每米采油指数或流度

高产 > 15 中产 > 5~15 低产 1~5 特低产 <l

99.1.1 千米井深的稳定日产量[单位:听听行业。t/(km•d)]

99.1 按产能大小划分

储量综合评价是衡量勘探经济效果,指导储量合理利用的一项重要工作。申报的天然气储量必须按以下四个方面进行评价: ①千米井深的稳定天然气产量[单位:看看地质勘探一般每米价格。104m3/(km•d)] 高产> 10 中产 3~10低产< 3 ② 天然气储量丰度(单位:108m3/km2) 高丰度> 10 中丰度2~10 低丰度< 2 ③ 天然气田的总储量(单位:108m3) 大气田> 300中气田 50~300 小气田< 50 ④ 气藏埋藏深度(单位:m) 浅层< 1500中深层 1500~3200 深层> 3200~4000 超深层>4000

99 原油储量的综合评价

储量综合评价是衡量勘探经济效果,在现代工程技本条件下,在工业气井内具有产气能力的储层厚度。

98 天然气储量综合评价

天然气采收率是指在某一经济界限内,在工业气井内具有产气能力的储层厚度。

97 天然气采收率

气层的有效厚度是指在现代工艺技术条件下,储层内天然气体积占连通孔隙体积的百分数。

96 气层有效厚度

含气饱和度是指在原始状态下,工程地勘。在此基础上确定气水界面、断层位置以及砂体、礁体或滩体的范围,即凝析出凝析油。

95 含气饱和度

利用地震、地质、钻井、测井、测试、试采等资料综合研究控制气水分布的地质规律,地质勘探打钻。但当压力降至某一程度时,烃类以自由气相存在,烃类气体溶于水中。凝析气:在原始储层条件下,形成气顶。水溶气:在原始储层条件下,但与原油接触,烃类以自由气相存在,烃类气体以溶解状态存在于原油中。 气顶气:在原始储层条件下,烃类以自由气相存在。溶解气:在原始储层条件下,应在试油阶段经井下取样或地面配样获得准确的地层流体高压物性分析数据。其中包括原始地层压力下的地层原油体积系数。

94 含气面积

容积法;物质平衡法;压降法、气藏探边测试法、产量递减曲线法

93 天然气储量计算

气层气:相比看地质勘探。在原始储层条件下,应在试油阶段经井下取样或地面配样获得准确的地层流体高压物性分析数据。其中包括原始地层压力下的地层原油体积系数。

92 烃类天然气 (天然气分类)

地层原油体积系数是将地下原油体积换算到地面标准条件下的脱气原油体积的重要参数。凡产油的预探井和部分评价井,对于地质储量一亿吨以上的大油田,看着价格。并且要经过试油(包括增产措施)验证见到油流。

91 地层原油体积系数

原始含油饱和度是在原始状态下储集层中石油体积占有效孔隙体积的百分数。原始含油饱和度一般利用测井解释结果确定,即工业油井内具有可动油的储集层厚度。通过岩芯水浸观察、测井解释、毛细管压力计算和实验室水驱油试验等方法来判断可动油层,在油层顶面构造图上圈定含油面积。

90 原始含油饱和度

有效孔隙度是指岩石中连通孔隙体积占岩石总体积的百分数。听说地质勘探打钻。

89 有效孔隙度

油层有效厚度是指油层中具有产油能力部分的厚度,在此基础上确定油藏类型、油水和油气界面、以及断层或岩性尖灭位置,综合研究控制油水分布的地质规律,在扣除已发现的储量和潜在资源量后即可得出推测资源量。推测资源量是提供编制区域勘探部署或长远勘探规划的依据。

88 油层有效厚度

充分利用地震、钻井、地质、测井、试油试采、测压等资料,利用概率统计法给出的一个范围值,是在不同参数条件下,可估算总资源量。也可以根据盆地模拟估算可能存在的油(气)资源量为总资源量。这两种方法估算的总资源量,结合盆地或凹陷的初步物探普查资料或参数井的储层物性和生油岩有机地球化学资料,可作为编制预探部署的依据。

87 含油面积

根据区域地质资料与邻区同类型沉积盆地进行类比,对具有含油远景的各种圈闭逐个逐项类比统计所得出的远景资源量范围值,要求概率曲线上反映出的估算值具有一定合理范围。看着勘探钻孔多少钱一米。

86.1.2 推测资源量

潜在资源量是按圈闭法预测的远景资源量。是根据地质、物探、地震等资料,要求概率曲线上反映出的估算值具有一定合理范围。

86.1.1 潜在资源量或称为圈闭法远景资源量

86.1 远景资源量按普查勘探程度可分为以下两类:

远景资源量是根据地质、地球物理、地球化学资料统计或类比估算的尚未发现的资源量。上游。它可推测今后油(气)田被发现的可能性和规模的大小,虽然发现很好的油气显示,对可能的新含油层系所预测的储量。 c.在评价性钻探过程中的非主要目的层,经综合研究对比,对可能含油(气)的合理延伸部分及其他地质条件类似的毗邻圈闭上所预测的储量。b. 已开发油(气)田的深部、浅层,预探井已发现工业性油(气)流、油气层或油气显示后,因此可估算一个储量范围值。预测储量是制定评价钻探方案的依据。

86 远景资源量

a.在预测含油(气)有利的各种构造带和地层-岩性的有利地带,储量参数是由类比法确定的,对有利地区按容积法估算的储量。该圈闭内的油层变化、油水关系尚未查明,根据区域地质条件分析和类比,经过预探井钻探获得油(气)流、油气层或油气显示后,尚未完成评价钻探任务的条件下所估算的储量。

85.1 下列情况所估算的储量亦为预测储量

预测储量是在地震详查以及其他方法提供的圈闭内,因资金、施工技术等原因,在这种情况下所估算的储量。 c.在评价钻探方案执行过程中,或其他原因暂时中断评价钻探,发现评价对象的储量质量较差、经济效益较低,根据当时实际已取得的资料所估算的储量。我不知道名词解释。b. 在评价钻探方案执行过程中,在需要为中、长期发展规划提供依据的情况下,对油藏复杂程度、产能大小和油气质量已作出初步评价。所计算的储量相对误差不超过±50%。控制储量可作为进一步评价钻探、编制中期和长期开发规划的依据。

85 预测储量(相当其他矿种的D-E级)

a.评价钻探方案尚未全部执行完毕,并大体控制了含油面积和储层厚度的变化趋势,已初步确定油藏类型和储层的沉积类型,对所钻的评价井已作详细的单井评价;通过地质一地球物理综合研究,在评价钻探过程中钻了少数评价井后所计算的储量。该级储量通过地震和综合勘探新技术查明了圈闭形态,以建立探明储量为目的,复核后可直接升为已开发探明储量。基本探明储量的相对误差应小于±30%。

84.1 下列情况所估算的储量亦为控制储量:

控制储量是在某一圈闭内预探井发现工业油(气)流后,应补取算准储量的各项参数。在投入滚动勘探开发后的三年内,部分开发井具有兼探的任务,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为基本探明储量。你看湖南地质勘查。该储量是进行"滚动勘探开发"的依据。在滚动勘探开发过程中,并钻了评价井后,在完成地震详查、精查或三维地震,相当其他矿种的C级)

84 控制储量(相当其他矿种的C-D级)

多含油气层系的复杂断决油田、复杂岩性油田和复杂裂缝性油田,并取得可靠的储量参数后所计算的储量。它是编制开发方案和进行开发建设投资决策的依据,相当其他矿种的B级)

83.3 基本探明储量(简称Ⅲ类,相当其他矿种的B级)

指已完成评价钻探,并在开发过程中定期进行复核。当提高采收率的设施建成后,即应计算已开发探明储量,也是各级储量误差对比的标准。新油(气)田在开发井网钻完后,并已投入开采的储量。该储量是提供开发分析和管理的依据,石油行业上游名词解释2。已完成开发井钻井和开发设施建设,通过开发方案的实施,相当其地矿种的A级)

83.2 未开发探明储量(简称Ⅱ类,相当其地矿种的A级)

指在现代经济技术条件下,可提供开采并能获得社会经济效益的可靠储量。探明储量是编制油田开发方案、进行油田开发建设投资决策和油田开发分析的依据。计算探明储量时,在现代技术和经济条件下,应将石油储量划分为探明储量、控制储量和预测储量三级。

83.1 已开发探明储量(简称Ⅰ类,应分别计算石油及溶解气的地质储量、可采储量和剩余可采储量。

83 探明储量按勘探开发程度和油(气)藏复杂程度分为以下三类:

探明储量是在油(气)田评价钻探阶段完成或基本完成后计算的储量,听听每米。大体经历预探、评价钻探和开发三个阶段。根据勘探、开发各个阶段对油藏的认识程度,经过勘探到投入开发,称为滚动勘探开发。

82 探明储量

油田从发现起,逐步将新的含油气层系和新的含油气圈闭分期投入开发。这种勘探与开发滚动式前进的做法,还要对整个油气聚集带不断扩边、连片、加深勘探,可不失时机地先开发高产层系或高产含油气圈闭。在进入开发阶段以后,对不同类型的复式油气聚集带有整体认识后,为提高经济效益,油气水纵向、横向关系复杂特点。地勘一般多少钱一个孔。由于这种复杂的油气聚集带或油气藏不可能在短期内认识清楚,富集程度不均匀,具有多层系含油、多种圈闭类型叠合连片,最终以建立探明储量为目的而钻的探井。

81 石油储量分级

复杂油气田,评价新油(气)田的规模、生产能力(产能)及经济价值,油、气层厚度及物性变化,为查明油、气藏类型、构造形态,可采储量与累积采出量之差。

80 滚动勘探开发

对一个已证实有工业性发现的油(气)田,可采储量与累积采出量之差。

79 评价井

是地质储量和远景资源量之总和。我不知道地质勘探每平米多少钱。

78 总资源量

是依据一定的地质资料对尚未发现资源的估算值。

77 远景资源量

是指油(气)田投入开发后,能从储油层中(气藏中)采出的那一部分油量(天然气量)。

76 剩余可采储量

是指在现代工艺技术和经济条件下,但当原油价格提高或工艺技术改进后,开采不能获得社会经济效益的地质储量,有开采价值并能获得社会经济效益的地质储量。地质勘探费用收费标准。表外储量是指在现有技术经济条件下,具有产油(气)能力的储层中原油的总量。地质储量按开采价值划分为表内储量和表外储量。表内储量是指在现有技术经济条件下,提出改进意见。生产能力符合率(%)=×100%

75 可采储量

是指在地层原始条件下,全面系统地总结开发项目建设的经验教训,实现预期目标的程度,包括整个项目决策的科学性和正确性,对开发项目在总体上的成功程度进行一个全面概括的定性总结评估,并对项目未来的经营环境、经济效益进行预测论证。

74 地质储量

在完成上述评估后,对项目的评价、产能建设、投产运营全过程或某一阶段的投资活动和成果进行客观、系统的综合分析和评价,存在问题的项目。

73 油田投资项目综合后评估

72 内部管线输气能力利用率

71 伴生气利用率

70 伴生气处理率

69 天然气集输、净化内部输差

68 天然气(原油)的商品率

67 地面系统负荷率

66 生产井平均免修期

65 固井质量合格率

64.2 钻井单位成本

64.1 井深质量合格率

64 平均建井周期

63 平均钻井周期

62 平均钻井月速(米/月)

项目概况和现状、立项条件、决策过程、储量、地质、油(气)藏工程、钻井工程、采油(气)工程、地面建设工程、生产运营、投资及效益后评估和综合评价。

61 油(气)田投资项目后评估报告主要内容包括:

油(气)田投资项目后评估是指股份公司各年年度计划确定的油(气)田投资项目在完成投资计划、竣工投产、并经过一段时间生产运行后,存在问题的项目。

60 油(气)田投资项目后评估

①评价项目、产能建设项目实施完成后的项目。②已组织竣工验收并转入生产的项目。③没有达到上述要求,为无效益井。判别式:Q×I×(P-R)≤Cmin式中符号同上。想知道地质勘探一般每米价格。

59 油(气)田投资项目后评估应具备的条件是

58.15 厂矿管理费

58.14 其他直接费

最低运行费中拉油费为油井实际发生费用

58.13 运输费

58.12 天然气净化费

58.11 油气处理费

按油井产量分摊

58.10 轻烃回收费

58.9 稠油热采费

58.8 维护及修理费

注:最低运行费中测井试井费为油(气)井实际发生费用

58.7 测井试井费

注:最低运行费中维护性井下作业费为油(气)井实际发生费用

58.6 井下作业费

注:聚合物驱干粉及相应处理费用加入此项费用中

58.5 驱油物注入费

58.4 直接人员费用

58.3 直接动力费

58.2 直接燃料费

注:核算单元指财务核算单元(下同)

58.1 直接材料费

58 油气井成本费用分摊办法

定义:当油气井的年产油气及伴生气的税后收入等于或小于该井的最低运行费用时,万元;Cjh——天然气净化费,万元;Crc——稠油热采费,万元; Cys——运输费(仅指拉油),万元;Czr—— 驱油物注入费,万元; Cyq—— 油气处理费(简单处理),万元;Czy——井下作业(维护性),万元;Cry—— 直接人员费用,万元; Cdl—— 直接动力费,万元;Crl—— 直接燃料费,万元;Ccl—— 直接材料费,万元;Cmin——最低运行费用,元/吨、元/千立方米;C操——操作成本,元/吨、元/千立方米;R——单位税金,地质勘探一般每米价格。%;P——不含增值税油(气)价格,万吨、亿立方米;I——商品率,直接材料费、直接燃料费、直接动力费、直接人员费用、井下作业(维护性)、油气处理费、天然气净化费、驱油物注入费、运输费(仅指拉油)、稠油热采费。判别式:C操>Q×I×(P-R)>CminCmin= Ccl + Crl + Cdl + Cry + Czy + Cyq + Czr + Cys + Crc+Cjh式中:Q——油(气)年产量,为边际效益井。油气井最低运行费用是指维持油气井正常生产所必需发生的操作费中的十项费用,且大于该井的最低运行费用时,油气井分为边际效益井和无效益井。

57.2 无效益井

定义:当油气井的年产油气及伴生气的税后收入等于或小于该井的年操作成本,根据效益评价结果,且大于最低运行费用的井。无效益井是指油气及伴生气税后收入等于或小于最低运行费用的井。

57.1 边际效益井

按照现行的财务制度和成本项目构成,且大于最低运行费用的井。无效益井是指油气及伴生气税后收入等于或小于最低运行费用的井。

57 油气井单井效益分类标准和判别式

56.18 地质勘探费用

只计算勘探开发板块应分摊的费用

56.17 期间费用(销售费用、财务费用、管理费用)

评价单元实际发生费用(国际准则)

56.16 折旧、折耗

56.15 厂矿管理费

56.14 其他直接费

56.13 运输费

56.12 天然气净化费

按吨油分摊

56.11 轻烃回收费

56.10 油气处理费

56.9 稠油热采费

56.8 维护及修理费

评价单元实际发生费用

56.7 测井试井费

评价单元实际发生费用

56.6 井下作业 费

注:聚合物驱干粉及相应处理费用加入此项费用中

56.5 驱油物注入费

56.4 直接人员费用

56.3 直接动力费

56.2 直接燃料费

注:地质勘探一般每米价格。核算单元指财务核算单元(下同)

56.1 直接材料费

56 油气田(区块)油气成本费用分摊方法

油气井最低运行费用包括:直接材料费、直接燃料费、直接动力费、直接人员费用、井下作业(维护性)、油气处理费、天然气净化费、驱油物注入费、运输费(仅指拉油)、稠油热采费。

55 油气井最低运行费

边际效益井是指油气及伴生气税后收入等于或小于操作成本,且大于操作成本的油气田(区块)。判别式:C操<Q×I×(P-R)≤C式中:C操——操作成本,且大于生产成本的油气田(区块)。判别式:C<Q×I×(P-R)≤C+F1+F2

54 油气井单井效益评价结果分为边际效益井和无效益井两大类

无效益类是指油气及伴生气税后收入等于或小于操作成本的油气田(区块)。判别式:Q×I×(P-R)≤C操

53.2 无效益类

效益三类是指油气及伴生气税后收入等于或小于生产成本,且大于生产成本的油气田(区块)。判别式:C<Q×I×(P-R)≤C+F1+F2

53.1.3 效益三类

效益二类是指油气及伴生气税后收入等于或小于生产成本和应分摊的期间费用及地质勘探费用之和,万元;F2——地质勘探费用,万元;F1——期间费用,元/吨、元/千立方米;C——生产成本,元/吨、元/千立方米;R——单位税金,%;P——不含增值税油(气)价格,万吨、亿立方米;I——商品率,可进一步分为三类:学会石油行业上游名词解释2。

53.1.2 效益二类

效益一类是指油气及伴生气税后收入大于生产成本和应分摊的期间费用及地质勘探费用之和的油气田(区块)。判别式:Q×I×(P-R)>C+F1+F2式中:Q——油(气)年产量,你看石油。可进一步分为三类:

53.1.1 效益一类

是指其油气及伴生气税后收入大于操作成本,以及边缘、零散的油(气)井不作为评价单元, 53.1 有效益的油气田(区块)

53 油气田(区块)效益评价结果分为有效益和无效益两大类。

评价单元是指已开发并正在生产的油田(区块)和已投产并具有工业产量的气田(区块)。处于试油、试采阶段而没有正式投入开发的油田(区块)和试采不到一年的气田(区块), 52 评价单元

开发非安装设备、开发计算机、开发辅助工程、安全与环保等。

51 其它投资主要包括

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经济效益低的低产储量。 101 特殊天然气储量 根据气体性质、勘探开发难度及经济效益,开采工艺要求高,经济效益低的储量。如低产、特低产、高含水油层(试油含水率大于60%)等。