油藏经营管理评价体系相关表格填报说明样本.doc

n更多企业学院： 中小企业管理全能版183套讲座+89700份资料总经理、高层管理49套讲座+16388份资料中层管理学院46套讲座+6020份资料国学智慧、易经46套讲座人力资源学院56套讲座+27123份资料各阶段职员培训学院77套讲座+ 324份资料职员管理企业学院67套讲座+ 8720份资料工厂生产管理学院52套讲座+ 13920份资料财务管理学院53套讲座+ 17945份资料销售经理学院56套讲座+ 14350份资料销售人员培训学院72套讲座+ 4879份资料n更多企业学院： 中小企业管理全能版183套讲座+89700份资料总经理、高层管理49套讲座+16388份资料中层管理学院46套讲座+6020份资料国学智慧、易经46套讲座人力资源学院56套讲座+27123份资料各阶段职员培训学院77套讲座+ 324份资料职员管理企业学院67套讲座+ 8720份资料工厂生产管理学院52套讲座+ 13920份资料财务管理学院53套讲座+ 17945份资料销售经理学院56套讲座+ 14350份资料销售人员培训学院72套讲座+ 4879份资料油藏经营管理评价体系相关表格填报说明（试行）一、基础概念、基础参数及计算公式1. 动用含油面积-已开发储量含油外边界所圈闭面积，即含纯油区面积和油水过渡带面积之和（单位：km2）。2. 地质储量-在地层原始条件下含有产油(气)能力储层中油(气)总量，地质储量按开采价值划分为两种类型。一个是指在现有技术经济条件下含有工业开采价值并能取得社会、经济效益地质储量。另一个是在现有技术经济条件下开采不能取得社会、经济效益地质储量（单位：104t）。OOIP=100*A*h*(1-Swi)*o/oi式中：OOIP-原始石油地质储量, 104tA-面积km2H-平全部有效厚度,mSwi-平均原始含水饱和度(小数)o-地面油密度, t/ m3-孔隙度(小数)oi-平均地层原油体积系数3. 探明储量-探明储量是在油(气)田评价钻探阶段完成或基础完成后计算储量、在现代技术和经济条件下可提供开采并能取得社会、经济效益可靠储量。探明储量是编制油田开发方案、进行油(气)田开发建设、投资决议和油(气)田开发分析依据（单位：104t）。4. 已开发地质储量：月度计算时用上年底累积开发储量；年度计算时用包含当年新投入开发储量到本年底累积开发储量（单位：104t）。5. 技术可采储量-是指依靠现有井网及工艺技术条件，取得总产油量。水驱油藏通常测算到含水率98，其它驱动类型油藏开采到技术废弃产量时累积产油量（单位：104t）。6. 经济可采储量-是指在现有经济和技术条件下，能从油藏取得最大经济产油量。经济可采储量计算方法是采取投入产出平衡基础经济原理，依据油藏地质评价、油藏工程评价和油藏地面工程评价提供技术参数和经济参数，编制出该油藏现金流通表，计算该油藏在累积净现值大于零，而年净现金流等于零年份时累积产油量。对新开发油藏来说，此产量是该油藏经济可采储量；对已开发油藏来说，则是剩下经济可采储量（单位：104t）。7. 剩下可采储量-油田投入开发后，可采储量和累计采出量之差（单位：104t）。8. 剩下可采储量丰度-是指油(气)田单位面积所含剩下可采储量（单位：104t/km2）。9. 采收率-可采储量占地质储量百分率（单位：%）。10. 采收率(%)=最终可采出油（气）量(万吨)/地质储量(万吨)*10011. 剩下可采储量改变率-剩下可采储量改变率=年末剩下可采储量（万吨）+年产油（气）量（万吨）/年初剩下可采储量（万吨）。12. 采出程度-油田在某时间累计采油量和地质储量比值（单位：%）。13. 采油（液）速度-年采出油（液）量和地质储量之比（用核实产量计算。月度用折算采油（液）速度，年度用实际采油（液）速度）（单位：%）。14. 剩下可采储量采油（液）速度-是指当年核实年产油（液）量除以上年末剩下可采储量之值（用核实产量计算。月度用折算采油（液）速度，年度用实际采油（液）速度）（单位：%）。（采出可采储量50前后地下油水分布和开采难度相差很大，应按采出可采储量50前和采出可采储量50后两个阶段，分别制订分类标准）。15. 原油密度-指在标准条件下（摄氏20度，0.1MPa）每立方米原油质量。16. 原油相对密度-指在地面标准条件（摄氏20度,0.1MPa）下原油密度和摄氏4度纯水密度比值。17. 原油粘度-原油流动时，分子间相互产生摩檫阻力（单位：厘泊（cP）或毫帕秒（mPas）1cP=1mPas）。18. 渗透率-有压力差时岩石许可液体及气体经过性质称为岩石渗透性，渗透率是岩石渗透性数量表示。它表征了油气经过地层岩石流向井底能力（单位：m2或m2）。19. 绝对渗透率-绝对或物理渗透率是指当只有任何一相(气体或单一液体)在岩石孔隙中流动而和岩石没有物理化学作用时所求得渗透率。通常则以气体渗透率为代表，又简称渗透率（单位：m2或m2）。20. 地层压力-地层压力可分三种：原始地层压力，现在地层压力和油、气层静压力。开发早期测得油层中部压力就是原始地层压力。投入开发以后，某一时期测得油层中部压力即现在地层压力。从井口到油层中部静水柱压力即油、气层静压力（单位：MPa）。21. 饱和压力-地层原油饱和压力是在油层温度条件下，从液相中分离出第一批气泡时压力。亦称泡点压力（单位：MPa）。22. 压力系数-地层压力系数等于油气层地层压力和油气层静水柱压力比值。压力系数分原始地层压力系数和现在地层压力系数。23. 地饱压差-指地层压力和饱和压力差值（单位：MPa）。地饱压差分原始地饱压差和现在地饱压差。24. 含水率-指油井产出液体中水所占质量百分数（单位：%）。25. 综合含水-是指油田月产液量中产水量所占质量百分数（单位：%）。26. 含水上升率-指油藏每采出1地质储量时含水率上升值。27. 含水上升率(%)=(当年平均含水-上年平均含水)/当年采油速度*10028. 水驱特征曲线计算理论含水上升率公式：含水上升率(%)=2.303NBFW(1-FW)29. 式中：N为油藏地质储量、B为水驱特征曲线斜率、FW为目前综合含水30. 中高渗透率砂岩油藏-是指平均空气渗透率在50x10-3m2以上砂岩油藏。31. 低渗透率(含裂缝型低渗透)砂岩油藏-是指平均空气渗透率在10-50x10-3m2之间砂岩油藏。32. 高压低渗透砂岩油藏-指地层压力系数大于1.2、空气渗透率在小于50x10-3m2砂岩油藏。依据压力系数高低又深入分为通常高压（压力系数在1.2-1.5之间）、异常高压（压力系数大于1.5）两类。33. 裂缝型碳酸盐岩油藏-是指以裂缝型碳酸盐岩(块状或层状)为主碳酸盐岩油藏，也含裂缝显示不显著生物灰岩和白云岩油藏。34. 复杂断块油藏-是指油田范围内平均每个断块含油面积界于0.5-1.5km2之间小断块油藏；或在300m左右井距下油层连通程度小于60岩性(透镜体)油藏。35. 热采稠油油藏-是指在油藏条件下，原油粘度50mPas以上、难以正常流动、采取热力开采(蒸汽吞吐或蒸汽驱)稠油油藏。36. 蒸汽吞吐-又叫周期性注蒸汽、蒸汽浸泡、蒸汽激产等。所谓蒸汽吞吐就是先向油井注入一定量蒸汽，关井一段时间，待蒸汽热能向油层扩散后，再开井生产一个开采重油增产方法。37. 化学驱油藏-利用注入油藏化学剂改善油藏原油化学剂溶液岩石之间物化特征，从而提升原油采收率油藏。38. 单井控制面积（流线图法）-在注采井组内，以注水井为起点，向油井往后延长1/3井距处画直线段，以1/2油水井距过直线段两端作矩形，所控制面积为单井控制面积。靠近断层或岩性改变带注水井，断层或岩性改变带能够做为计算边界。39. 静态注采对应率-注水井对应油井有效连通率，对应多井取最大值。在现有井网条件下，油井和水井对应射开层数/油井射开总层数*100%。40. 水驱控制储量-直接或间接收注入水或边、底水驱动和影响储量（底水驱油藏按油藏储量全部水驱控制，如已开发则全部水驱动用）。计算水驱储量在本层系内油井钻遇小层有效厚度零线以内，并已射孔生产，本层系内水井钻遇本小层砂体尖灭线以内，并已射孔注水，二线生产井按不受控处理，控制面积内全部井点有效厚度用算术平均法求得。水驱储量Nk=Akhg式中：Nk：小层水驱储量（104t） Ak：水驱控制含油面积（Km2） h：有效厚度（m） g：单储系数（万吨/ Km2.m）41. 水驱储量控制程度- 水驱储量控制程度为平面水驱控制程度（流线图法）和纵向水驱控制程度（静态注采对应率）乘积。平面水驱控制程度采取流线图法求得，纵向水驱控制程度由现井网条件下和注水井连通采油井射开厚度和射开总厚度之比求得。42. 水驱控制程度（）=平面水驱控制程度（流线图法）*纵向水驱控制程度（静态注采对应率）100。或采取下式计算：水驱控制程度（）=水驱控制储量（流线图法）/动用地质储量100。43. 水驱动用储量- -是在现在开采条件下，注入水或油藏固有边底水已经波及到储集空间中石油地质储量。以吸水剖面资料为基础，以产出剖面，RFT测井，调整井水淹层解释，电性资料等资料作为描述动用情况辅助资料进行分析，油水井对应层均射孔生产，注水井是吸水，均视为水驱动用。水驱动用储量 Na=Aa.h.g式中：Na：小层水驱动用储量（104t）Aa：水驱动用含油面积（Km2）h：有效厚度（m）g：单储系数（万吨/ Km2.m）。44. 水驱储量动用程度（%）-水驱储量动用程度为平面水驱控制程度（流线图法）和纵向水驱动用程度（静态注采对应率*吸水剖面所测吸水厚度百分数）乘积。平面水驱控制程度采取流线图法求得，纵向水驱动用程度由静态注采对应率和吸水剖面所测吸水厚度百分数相乘求得。水驱动用程度（）=平面水驱控制程度（流线图法）*纵向水驱动用程度（静态注采对应率*吸水剖面所测吸水厚度百分数）100。或采取下式计算：水驱动用程度（）=水驱动用储量/动用地质储量100。45. 能量保持水平。依据地层压力保持程度和提升排液量需要，能量保持水平分为下列三类：a)一类：现在地层压力等于饱和压力加上合理生产压差或等于原始地层压力85%，未造成脱气；b)二类：现在地层在饱和压力周围，未造成脱气；c)三类：现在地层压力低于饱和压力，造成地层脱气。46. 能量利用程度。能量利用程度分为以下三类：a)一类为油井平均生产压差逐年增大；b)二类是油井平均生产压差基础稳定(10以内)；c)三类是油井平均生产压差逐年减小。47. 递减率-递减率就是指单位时间内产量递减百分数。老井自然递减率是指油田(或区块)老井扣除方法增产油量后年产油量下降百分数；老井综合递减率是指包含多种增产方法增加产量在内年产油量下降百分数。（按采出可采储量50前后两个阶段分别制订评价标准）。式中：A：上年末标定老井日产水平；T：1-n月天数，AT为1-n月老井应产油量。 B：1-n月实际总产油量（包含去年老井和今年新井总产油量)。C：1-n月投产新井累积产油量。D：1-n月老井方法累积增产油量。要求：递减符号为“+”，不递减为“-”。对于稳产油区，可直接采取年对年核实总产油量分析计算，对于递减或上产油区，必需采取核定日产水平折算年总产油量进行分析计算。48. 水驱情况-按综合含水和采出程度关系曲线或水驱特征曲线发展趋势分类： a)一类油藏应在已经达成理论综合含水和采出程度曲线以上运行方向发展；b)二类油藏实际开发曲线靠近理论综合含水和采出程度曲线；c)三类油藏是未达成理论采出程度、向降低采收率方向改变。49. 原油计量输差原油计量输差（%）=（单元井口产量/单元实际产量-1）*10050. 井口配注完成率井口配注完成率（%）=（单元井口实际注水量/单元井口配注水量）*10051. 注水井计划关井：(1)测吸水剖面或作业占用关井(包含周围钻井施工要求关井); (2)方案或试验关井; (3)间歇注水期间关井(包含限注关井)52. 采油井计划关井-(1)测压或作业占用关井（包含周围钻井施工要求关井）；(2)方案或试验关井；(3)间开井恢复压力期间关井（包含油田季节性关井或压产关井）。53. 油井免修期-是指油水井不进行动管柱维修，连续生产天数，统计时按上次修井开井到此次关井修井之间连续生产天数。54. 注入量符合率-注入量（PV.PPM）符合率=（1-（实际注入量-调整方案设计注入量）/调整方案设计注入量）*100%55. 井口粘度符合率-井口粘度符合率=（1-（实际井口粘度-调整方案设计井口粘度）/调整方案设计井口粘度）*100%56. 年增油量符合率-年增油量符合率=（1-（实际年增油量-调整方案设计年增油量）/调整方案设计年增油量）*100%57. 吨聚增油符合率-吨聚增油符合率=（1-（实际吨聚增油-调整方案设计吨聚增油）/调整方案设计吨聚增油）*100%58. 综合含水符合率-综合含水符合率=（1-（实际综合含水下降值-调整方案设计综合含水下降值）/调整方案设计综合含水下降值）*100%59. 提升采收率符合率-提升采收率符合率=（1-（实际提升采收率值-调整方案设计提升采收率值）/调整方案设计提升采收率值）*100%60. 压降速度-各吞吐周期末地层总压降占原始地层压力百分数。压降速度（%）=周期末地层总压降（Mpa）/原始地层压力（Mpa）*10061. 储量动用程度-已开发动用储量占探明地质储量百分数。62. 累积油汽比-在注蒸汽热力采油过程某个阶段中，采油量和注汽量之比，即每注一吨蒸汽采油量。累积油汽比阶段累积采油量（吨）/阶段累积注汽量（吨）63. 回采水率-吞吐阶段（周期或累积）采水量和注汽量之比。回采水率（）累积采水量（吨）/累积注汽量(吨)*10064. 井口干度-系指井口蒸汽中含干蒸汽程度，是入井蒸汽质量指标。65. 产量完成率-产量完成率（%）=年实际完成产量（万吨）/年计划产量（万吨）*100。66. 油井综合利用率-油井综合利用率（%）=单元油井年开井天数总和/(油井总数*年日历天数-计划关井天数)*100。67. 注水井综合利用率-水井综合利用率（%）=单元水井年开井天数总和/(水井总数*年日历天数-计划关井天数)*100。68. 机采系统效率-机械采油系统效率测试及计算方法： 式中：Q为油井日产液量，m3/d；H为有效扬程，m；为油井液体密度；t/m3；g为重力加速度，9.8m/s2，P电入为抽油机输入功率。69. 注汽锅炉运行效率注汽锅炉热效率（%）（锅炉出口蒸汽焓锅炉进口给水焓）/燃料燃烧释放热量*100D（hrXhgs）/BQd100其中：D锅炉蒸发量 Kg/h （计量）h锅炉工作压力下饱和水焓，Kj/Kg（查表）r锅炉工作压力下汽化潜热，Kj/Kg（查表）X锅炉出口蒸汽干度，（化验测量）B燃料消耗量，Kg/h （计量）Qd燃料低位发烧量，Kj/Kg（分析）70. 油水井资料全准率-检验油水井全准资料和参与检验资料项数比值，反应资料差错情况。71. 动态监测计划工作量完成率-动态监测计划完成率（%）=（年实际完成动态监测井次/年计划动态监测井次）*10072. 注水水质达标率-是指井口注入水质按SY/T5329-94要求九项水质指标检验符合程度。注水水质达标率=（某项指标达标点数/某项指标监测点数）/n73. 注汽锅炉给水水质达标率-是指要求六项水质指标检验符合程度，即：硬度等于0；含铁量小于0.01mg/L；含氧量小于0.01mg/L；Ph值为7.5-8.3；总溶解固体（总矿化度）小于7000mg/L；给水温度10-76。注汽锅炉给水水质达标率=实际达标项数/要求达标项数74. 注水层段合格率-注水层段合格率（%）=（单元水井分层注水合格层段数/单元水井分层注水总层段数）*10075. 储量保值增值率-储量保值增值率（%）=（任期内年度实际净收益折现之和+任期末剩下可采储量未来净收益折现之和）/任前剩下可采储量未来净收益折现之和-1x100。76. 剩下经济开采年限(年)：经济开采期评价起始点任后和任前一致。当产量递减到经济产量时，即现金流为零年限。77. 经济产量计算公式：极限年产油量（吨/年）=年固定成本（元）/油价（元/吨）原油商品率+伴生气价（元/千方）气商品率-吨油税费-千方气税费-吨油可变成本78. 剩下经济可采储量：剩下经济开采年限累计产油量。79. 平均吨油固定成本：包含生产工人工资、职员福利费、维护及修理费、其它直接费、厂区管理费用。80. 平均吨油变动成本：包含材料费、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。81. 剩下可采储量价值：折现率为10%，计算折现现金流，经济可采年限累计折现净现金流量即为储量价值。82. 单位储量价值-每吨剩下经济可采储量折现值。用于优化投资方向。83. 单位储量净资产-每吨剩下经济可采储量所对应固定资产净值。可用于评价资源优化组合情况，搞好地面、地下资源组合。84. 完全成本-现金操作成本+折旧+勘探费用+财务费用+管理费用。85. 油水井开井数-按月统计油水井开井数（不包含报废井利用开井数）86. 油水井总数-按月统计油水井总数（不包含利用报废井数）87. 模拟计算销售收入-模拟油气商品当量*吨油单位成本88. 单位完全成本-单位完全成本（元/吨）=油藏单元完全成本/油藏单元油气商品当量89. 销售利润率-利润总额占销售收入百分比，表示每元销售收入净额获取利润能力。90. 销售利润率（%）=（利润总额/销售收入净额）100%91. 净资产利润率-净资产利润率（%）=【（油藏经营管理单元销售收入油藏经营管理单元完全成本）/油藏经营管理单元净资产】*10092. 单位提液花费-单位提液花费（元/吨）=采油系统年花费总额/采油系统年提液总量93. 单位注水花费-单位注水花费（元/吨）=注水系统年花费额/年注水量94. 单位油气处理费-单位油气处理花费(元/吨)=集输系统年花费总额/年油气处理总量95. 油气单位生产成本变动率-油气单位生产成本变动率（%）=（本年油气单位生产成本/上年油气单位生产成本）*10096. 吨油方法成本-吨油方法成本（元/吨）=年方法作业总成本/方法作业年累计增油量97. 平均单井维护作业费-平均单井维护作业费(元/口)=年维护作业费总额/年维护作业井口数98. 固定资产成新率-固定资产成新率（%）=固定资产净值/固定资产原值*10099. 人均利润-年利润总额/年用工总量100. 人均油气当量-整年油气当量/年用工总量101. 开发单元-是指含有独立层系井网、有连续完整开发数据计算单元。102. 开发管理单元-是指以开发单元为基础，把同一结构、油藏类型、开发方法、采油方法相同、开发阶段相近开发单元归集形成开发管理单元。103. 油藏经营管理单元-地面注采和集输系统相邻（相同）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实油藏经营管理单元。104. 操作层-是指四级管理体制下油藏经营管理区，即：含有适度储量、产量规模和适中管理幅度，以能够独立计量、投入产出相对清楚一个或一个以上油藏经营管理单元和配套地面系统为管理对象独立核实主体。105. 责任主体-根据油气生产阶段油藏经营管理措施要求，就是指四级管理体制下采油厂，是油藏经营管理控制主体。二、表格填报说明1、表1为油藏经营管理单元剩下可采储量品位评价基础参数表，以开发单元为基础，根据基础概念采集数据填报，根据开发单元开发管理单元油藏经营管单元油藏经营管理区分别填写。其中：渗透率以砂层厚度为加权因数分别取加权平均值，即：渗透率=所属单井单层渗透率*所属单井单层砂层厚度/所属单井砂层厚度；油藏经营管单元（区）结构复杂程度以不一样圈闭面积个数为加权因数取加权平均值求得该油藏经营管单元（区）平均单个含油结构圈闭面积，即：油藏经营管单元（区）平均单个含油结构圈闭面积=所属单个含油结构圈闭面积*对应个数 /所属单个含油结构个数；油藏埋深为油藏中部埋深，即：油藏中部埋深=（油藏上界埋深+油藏下界埋深）/2；现在地层压力为所属单井六个月内取得静压值平均值，即：现在地层压力=单井六个月内取得静压值/取得静压值井数；地下原油粘度为十二个月内所属单井取得粘度资料平均值，即：地下原油粘度=单井十二个月内取得粘度资料/取得粘度资料井数。此表为年度填报表，包含数据截止日期标准上和原地质、工艺月报统计日期一致。2、表2是依据表1中基础参数进行分类打分标准。3、表3依据表1实际情况和表2评价标准分项打分，并根据权重计算分值，填入分项得分栏，横向累计各分项得分得出该油藏经营管理单元综合得分。按分类标准评价得出评价结论。此表为年度填报表，包含数据截止日期标准上和原地质、工艺月报统计日期一致。4、表4参考美国SEC油气储量评定方法相关内容填报。其中：原油价格取年底价格（即12月31日销售价格）；成本投入包含操作成本、资本成本、资产余额折旧、多种税费；折现率取10%。此表为年度填报表，包含数据截止日期标准上和原地质、工艺、财务等月报统计日期一致。5、表5中任前、任后经济剩下可采储量价值和任内采出储量价值数据起源于表4。计算价值时采取相同原油价格，计算下一任期任前价值时，采取期末实际价格，任期内及任期末价值均应还原到任前起始状态。此表为年度填报表，包含数据截止日期标准上和原地质、工艺、财务等月报统计日期一致。6、表6-表12分类油藏开发管理水平按开发管理单元填报，分类油藏参数概念、计算方法依据本说明进行计算填写。此表为季度和年度填报表，包含数据截止日期标准上和原地质、工艺月报统计日期一致。7、表13是依据不一样类型油藏开发管理水平评价分，根据其权重不一样分别求得其折合分，横向累计得出油藏经营管理单元开发管理水平综合得分，依据评价标准得出综合评价结果。权重为不一样类型油藏产量占该油藏经营管理单元总产量比重。此表为季度和年度填报表，包含数据截止日期标准上和原地质、工艺月报统计日期一致。8、表14、表15分类油藏生产管理水平按稠油和其它油藏两大类填报，分类油藏参数概念、计算方法依据本说明进行计算填写。此表为季度和年度填报表，包含数据截止日期标准上和原地质、工艺月报统计日期一致。9、表16依据不一样类型油藏生产管理水平评价分，根据其权重不一样分别求得其折合分，横向累计得出油藏经营管理单元生产管理水平综合得分，依据评价标准得出综合评价结果。权重为不一样类型油藏产量占该油藏经营管理单元总产量比重。此表为季度和年度填报表，包含数据截止日期标准上和原地质、工艺月报统计日期一致。10、表17、表18是分油藏经营管理单元填报财务指标对比数据表和评价表，具体按财务方面相关概念、计算方法、统计方法和要求处理。此表为季度和年度填报表，包含数据截止日期标准上和原地质、工艺、财务等月报统计日期一致。11、表19根据给定权重，结合储量经营水平、开发管理水平、生产管理水平和财务管理评价结果对油藏经营管理单元经营管理水平综合评价。评价结论根据得分情况依据标准划分为较高、中等和较差三个等级。此表为季度和年度填报表，包含数据截止日期标准上和原地质、工艺、财务等月报统计日期一致。12、表20-表23是对油藏经营管理责任主体（采油厂）经营管理水平根据油藏开发管理水平、生产管理水平、储量经营水平和财务管理水平四个方面评价，每个方面评价权重不一样，即：开发管理水平、生产管理水平评价表权重为经营管理单元实际产量在责任主体实际总产量中所占比重；储量经营水平评价表权重为经营期开始时经营管理单元剩下可采储量在责任主体总剩下可采储量中所占比重；财务指标管理水平评价表权重为经营管理单元实际利润在责任主体实际总利润中所占比重。此表为季度和年度填报表，包含数据截止日期标准上和原地质、工艺、财务等月报统计日期一致。13、表24根据不一样加权因数所占权重求得操作层（管理区）可控程度相对较高部分评价指标平均加权分；在此基础上，深入求得各项指标及管理区折合得分，即：指标折合得分=100/指标平均得分*指标平均得分，管理区折合得分=（100/指标平均得分*指标平均得分），根据评价标准得出评价结论。此表为季度和年度填报表。14、表25根据给定权重，结合储量经营水平、开发管理水平、生产管理水平和财务管理评价结果对油藏经营管理责任主体（采油厂）经营管理水平综合评价。评价结论根据得分情况依据标准划分为较高、中等和较差三个等级。此表为季度和年度填报表。15、表26为对油藏经营管理责任主体（采油厂）及操作层（管理区）管理者经营管理水平任期对比评价，数据起源于表24及表25。此表为年度填报表。