3 工作流程

以油田钻井资料、地震资料为基础，通过井点地层精细对比、井断点的落实及地震精细解释，建立三维构造精细模型；通过储层精细划分、井点夹层描述、储层参数测井精细解释及取心井资料研究，建立三维储层精细模型（包括沉积相模型）；开展模型合理粗化方法研究，把精细地质模型不失真的输入到数值模拟软件，并通过快速历史拟合，对模型进行验证，反馈信息，进一步修改完善地质模型。最终实现油藏的高精度拟合，并把数值模拟成果输出，进行各种剩余油指标的定量计算、统计分析，寻找剩余油潜力，结合油田开发状况分析及开发效果评价，制定合理、高效的油田开发调整及挖潜方案。同时实现油藏地质模型和数值模拟模型的资源共享，初步建立“数字油藏”。油藏描述工作流程见图1：

图1 精细油藏描述工作流程

4 精细油藏描述的基础资料

4.1 基础地质资料

4.1.1 地震资料：二维、三维地震资料。

4.1.2

钻井资料：工区内所有的探井、开发井、取心井，包括井别、井位坐标、

补心高、补心海拔、完钻井深、完钻层位、靶点坐标等信息。

4.1.3 测井资料：用于地层对比划分的常规测井曲线及相应的测井曲线数字带，特殊测井（核磁测井、成像测井等）曲线及数字带。

4.1.4 井斜资料：包括斜井、侧钻井、水平井的数字化井轨迹数据。

4.2 开发动态资料

4.2.1 开发数据：油田、开发单元及单井的开发数据，包括油水井月数据、油田开发月综合数据；井史资料（射孔、封堵、措施等数据）。

4.2.2 动态监测资料：包括动静液面、压力、试井、产液、吸水剖面，C/O测井、剩余油饱和度测井等监测资料。

4.3 开发实验资料

4.3.1 取心井资料：常规岩心分析、岩石薄片、扫描电镜、X衍射粘土矿物分析、X衍射全岩矿物分析、润湿性、敏感性、毛管压力、相对渗透率曲线等资料。

4.3.2 高压物性资料：包括油、气、水的高压物性数据（溶解油气比、地下原油密度、粘度、原油体积系数、压缩系数、天然气组份、体积系数等）。

4.3.3 原油性质数据：地面原油密度、粘度，不同含水时期、不同深度、平面不同部位原油性质变化数据。

4.3.4 油田水性质数据：主要包括矿化度和水型，不同含水时期的水型及水质变化数据。

4.3.5 天然气性质：气的类型（溶解气、气顶气和纯天然气）、气的主要成份、气密度等数据。

4.4 已有成果资料

以前开展研究的成果：包括文字报告、图件、表格及数据库等。

4.5 资料核实与修正

数据存在常规性错误，或数据之间存在着逻辑错误在所难免，为使研究成果更加准确、可靠，必须对数据进行检查与修正，减少数据的出错率，提高基础数据质量。如主要在以下几个方面进行数据校验：

◆ 数据的唯一性和一致性检查；

◆ 同一层的顶底面关系，顶面深度应小于或等于底面深度；

◆ 上下层之间的顶底面关系，上一层的底面深度应小于或等于下一层顶面深度；

◆ 有效厚度与砂层厚度的关系，有效厚度应小于或等于砂层厚度；

◆ 小层数据表与小层顶面构造图的一致性；

◆ 小层数据表与小层平面图的一致性；

◆ 孔、渗、饱参数奇异点的控制；

◆ 相邻时间阶段累积产量的关系，下一阶段累积产量应大于或等于上一阶段累积产量；

◆ 累积产量与阶段产量的关系，上一阶段累积产量加上阶段产量应等于该阶段累积产量；

◆ 阶段产量奇异值检查，检查阶段产量过大值；

◆ 封堵层与射孔层的关系，封堵层必须原来已射开；

◆ 射孔同一层顶底深关系，射孔层底深应大于或等于顶深；

◆ 射孔上下层之间的顶底深关系，射孔下一层顶深应大于或等于上一层底深； ◆ 射孔顶底深与小层数据表的一致性，射孔井段的顶底深在小层数据表中有相应的层位；

◆ 射孔日期与生产日期的关系，射孔日期应提前或同步于生产日期；

◆ 对已有成果进行详细的研究，充分地合理利用。

5 主要应用软件

地质建模软件：主要应用Petrel、RMS、GoCad等软件。

油藏数值模拟软件：主要应用Eclipse、VIP等软件。

油藏工程软件：主要有油藏工程分析软件RESI、剩余油定量分析软件ROQA等。 6 项目概况

6.1 立项背景及目的意义

介绍项目开题情况、研究时间、研究单位；项目研究主要解决的问题、对油田开发的意义。

6.2 工区概况

6.2.1 地质概况

介绍研究工区所在的地理位置、构造位置、成藏特点；主要含油层系、基本物性特征及流体特性、储量情况；目前完钻井情况、取心井情况、油田所处开发阶段、综合含水及采出程度等。

6.2.2 开发简历及现状

6.2.2.1 开发简历

按重大调整措施进行开发阶段划分，描述各阶段末及当前的主要开发指标，总结各阶段的开发特点。

6.2.2.2开发现状

介绍目前的主要开发指标。包括油田的地质储量、可采储量、剩余可采储量、采出程度、可采储量采出程度、油井总井数及开井数、单井日产液及日产油、累积产油、累积产水、采油速度、注水井总井数及开井数、单井日注水量、累积注水量、年注采比、累积注采比、自然递减及综合递减、平均动液面等。

6.3 完成的主要工作量

主要从油藏地质研究、三维地质建模、油藏精细数值模拟、油藏工程分析、方案挖潜措施及最终形成的主要成果等方面列出完成的主要工作量。

7 精细油藏地质研究

7.1 地层对比划分

7.1.1 对比划分级别

地层对比划分的单元可分6个级别（表1）。

表1 地层对比划分分级表

依据油藏描述地层研究需要，划分到相应的级别。

7.1.2 地层对比划分方法

地层对比划分是精细油藏描述的基础。地层划分的细致程度、对比的可靠程度是油藏描述成败的关键。

对比理论：层序地层学

对比模式：沉积相概念模型

对比标志：沉积等时、分布稳定、岩性特殊

对比资料：以1：200测井曲线，参考1：500标准曲线

对比单元：小层、单砂层或韵律段

对比程序：全区统层对比

7.1.2.1 精细对比模式

◆ 河流相沉积：以标准层控制层位，用沉积旋回和岩相厚度法结合标志层划分砂层组，采用等高程、平面相变、叠加砂体和下切砂体等4种砂体对比模式确定小层或单砂层。

◆ 三角洲沉积：依据三角洲的沉积模式和产状采用“斜对”的对比方式，同时结合三角洲沉积电性特征比较稳定的特性，以电性曲线的“形态”进行地层对比划分。

7.1.2.2 标准层及标志层选择

标准层、标志层特点：岩性特殊，测井曲线标志明显，分布稳定。按照分布的相对稳定程度，细分为标准层和标志层。标准层全油田分布稳定，特征明显；标志层次之，只在局部范围内分布稳定，在大范围内，由于相变，曲线特征有所变动。

7.1.2.3 对比程序

a）从取芯井出发，进行单井沉积旋回分析和分级。

b）研究标准层、标志层

c）建立标准井剖面

首选研究区取芯井做为标准井，也可选砂体发育完全的非取芯井做标准井。

d）建立网格骨架剖面

以标准井为中心，选取一定数量的井比

较均匀地分布在区块的各个部位。

e）全区统层对比

点、线、面相结合，全区铺开、联网闭合，统层对比。

7.1.3 对比划分精度

针对老区开展的油藏描述，在已有成果的基础上，主要对砂层组、小层进行对比划分的完善，厚油层对比划分到韵律段。在有条件的区块，河流相沉积对比划分到点砂坝的侧积体；三角洲沉积地层对比划分到单一河口坝。

7.1.4 对比划分成果：建立地层格架，并在原有对比划分成果的基础上，形成砂

层组、小层的对比结果数据表，即分层数据和断点数据；地层对比图。

7.2 构造精细研究

7.2.1断层级别划分：根据断层的延伸距离、断距及所起的作用，可分为6个级别，如下表2。

针对中高渗断块油藏，低级序断层是指断层级别中四级及以下的小断层，它控制剩余油富集，是高含水期挖掘剩余油描述的重点。

表2 断层分级表

7.2.2 断裂系统组合与划分

应用常规地震资料结合地层对比断点数据，在纵剖面和时间切片上研究断层的纵向和平面发育情况，研究断裂系统的组合模式。断层在平面上的组合模式包括帚状组合、放射－环状组合、平行式组合、墙角式组合、棋盘格式组合、羽状组合等；在剖面上的组合模式常见的有“Y”字状、马尾状、阶梯状、卷心菜状、牵引状等。在模式指导下进一步研究区块的断层平面组合，确定断层条数、走向、倾向、落差等断层要素，重点研究三级以下断层的组合模式和发育形态。

7.2.3 低级序断层识别与预测

7.2.3.1 研究方法：在构造模式、物理模拟和力学成因分析的指导下，研究低级序断层分布规律。根据低级序断层在平面和剖面的组合形式，采用高精度三维地震、地震相干分析技术、井间地震技术及动静态资料综合识别技术，或多种技术相结合的方法描述、预测低级序断层。

a）高精度三维地震资料目标处理技术：是对三维地震资料进行目标处理，使目的层信噪比和分辨率都有所改善。偏移成像后断点准确、断层清晰，并保持波的动力学

特征。全三维解释技术是将井孔信息、地震信息在三维空间上准确解释，能保证纵横向上、浅中深层断裂体系组合的合理性，准确的描述与组合低级序断层，减少多解性。通过全三维地震精细解释，可以定量描述4、5级低级序断层空间展布，对落差8-10m左右的小断层较常规方法更易描述与组合。

b）地震相干分析技术：相干数据体分析技术是通过三维数据体来比较局部地震波形的相似性，相干值较低的点与地质不连续性（如断层和地层、特殊岩性体边界）密切相关。通过选取最佳相干道数和时窗进行相干分析，研究成果与实际断层有非常好的一致性，从而指导断裂组合，特别是对于沿层切片相干分析，可揭示断层、岩性体边缘、不整合等地质现象，为低级序断层识别提供了有利证据。

c）井间地震技术：利用井间地震资料可以精细查明井间微小的低级序断层。在井间层析的基础上，吸收VSP和地面地震反射法的思想以及数字处理方法，建立井间高分辨率地震波成像方法。井间地震是在一口井内放置震源，激发地震波，在另一口井或几口井中用检波器接收，是井孔地震技术的一种。

d）多尺度边缘检测技术：低级序断层在常规地震记录上很难识别和发现，具有较强的隐蔽性，利用小波变换的多分辨功能和优良的“数学显微镜”特性，我们将时空域中的地震记录转换到小波域，使时空域中未能用肉眼在地震同相轴上直接发现而又实际存在的隐蔽特征，在小波域中变得明显、直接得到充分展示。同时在小波分频域进行信噪比增强和提高分辨率的处理，使那些在小波域观察到的隐蔽特征，在重构后的时空域中仍能够得到较好的分辨，以期突破常规时间—空间域分辨率的极限，提高地震记录的质量和分辨能力。经小波分解分成不同的频带后，有效波的强度往往不能如实地反映出地下界面的阻抗。通过对分频后的记录进行增益控制，使各频带记录的振幅谱叠加结果逼近一个标准子波的振幅谱，达到增强有效波、压制干扰波、补偿地层对地震波高频成分的吸收，恢复地震记录的理想状态，达到提高地震记录分辨率的目的。

e）综合识别技术：低级序断层的识别和描述难度大，不应采用单一技术，往往也无法只靠单一技术，应采用多技术的综合判识和描述，尤其是注意动态资料的应用。首先采用老油田密井网资料多井对比确定断点，相干数据体分析确定断层分布规律，多尺度边缘检测在平面上识别低级序断层轨迹，进行低级序断层的组合，并且采用构造样式、成因机制分析及动态资料，综合判断低级序断层解释的正确与否。

7.2.3.2 研究精度：地层对比可识别断距大于5m的断层，三维地震资料可识别断

距大于10m的断层，低级序断层研究到断距大于10米的断层，平面延伸规模根据不同区块的控油作用确定。

7.2.3.3 分割控油作用分析：分析低级序断层的断距与储层厚度的关系，确定断层的分割性；研究断层延伸长度与控制经济可采剩余油储量的关系。

7.2.3.4 研究成果：低级序断层平面、剖面组合图，断层要素表、低级序断层分割性统计表。

7.2.4 低级序断层封堵性研究

断层的封闭性是一项复杂的问题，断层的侧向封闭性、开启性程度受主应力、岩性配置、泥岩沾污带等多种因素的影响。此外，断层的产状配置关系、断层的活动期与油气形成运移期配置以及断层内剪切力学的性质也可能影响断层的封堵性。

7.2.4.1 岩性配置封堵：一般认为，当断层两盘砂岩与泥岩对接时，断层封闭性就好；当砂岩与砂岩对接，且有相同或相近的排驱压力时，断层封闭性差；当断层两侧接触的砂岩具有不同排驱压力时，断层的封闭程度取决于封堵砂岩的排驱压力与储集层的排驱压力之差。

7.2.4.2 产状配置封堵：产状配置封堵实质是指断层产状与储油岩的产状相反的情况下，形成对油气的封堵。

7.2.4.3 时间配置封堵：时间配置封堵是指控油断层的封堵情况受控油断层发育时期有油气聚集运移影响的配置关系。当油气运移之前断层就停止了活动，在这种情况下多数断层具较好的封堵性，而且能使油气在断层附近聚集成较好的油藏，相反当大量油气运移过程中断层仍在强烈的活动，一般封堵性较差。

7.2.4.4 断层剪切带封堵和泥岩沾污带封堵：断层剪切带在同生断层两盘沉积物还未固结成岩的特定地质条件下，形成一种特殊类型的断层岩。当同生断层发育过程中，泥岩塑性流动，形成泥岩剪切带，受泥岩的制约，主要由断层牵引剪切形成断层剪切带模式。泥岩沾污带是指控油断层的封堵性和封堵能力主要受断层发育过程中形成的连续分布泥岩沾污带控制。经研究表明，泥岩沾污带多在同生断层发育区，但要求被断的地层为砂泥岩，同时被断的泥岩累计厚度大于25%。

7.2.4.5 从力学性质分析断层封堵性：走滑断层（扭断层）封闭性最好，压性断层较好，张性断层次之。这主要是因为走滑断层为扭应力的产物，在滑动过程中，断层两盘的岩体长距离地相对错动，紧密摩擦和研磨，往往在断面上形成大量的断层泥，在纵横两个方向上均封闭油气。压性断层尽管是在挤压应力作用下形成，但断层形成

后的应力松弛阶段产生的弹性回跳在挤压作用时表现的最为明显，而这种应力释放可造成张性裂隙，不利于断层的封闭。

7.2.4.6 研究成果：断层封堵性统计表、断层封堵示意图。

7.2.5 微型构造研究

7.2.5.1 研究方法：在地层对比划分的基础上，利用高精度三维地震资料，对工区构造形态、断裂系统进一步落实；通过井斜、补心海拔校正，根据微构造合理尺度研究结果，绘制砂体（韵律段）顶面构造图，在大比例尺下寻找有利微型构造。

7.2.5.2 微构造幅度：主要考虑两个方面，一是微构造储存剩余油的有效性；二是目前井网和最终经济极限井网下，在有利微构造上钻井的可行性。一般微构造幅度在1～5m之间。

7.2.5.3 微型构造与剩余油的关系：统计不同类型微型构造的个数、所占比例及不同微型构造对剩余油的控制作用，作为剩余油挖潜的依据之一。

7.2.5.4 研究成果：有利微型构造统计表、主力小层（韵律段）的顶面微构造图。

7.3 储层精细研究

7.3.1 储层精细划分

针对厚油层要细分到韵律段，韵律段的划分主要受层内夹层控制。目前针对整装油藏河流相和三角洲沉积的储层，厚度大于6m可细分韵律段，所以确定细分韵律段的油层厚度为6m。

7.3.1.1 层内夹层研究

主要针对厚油层。高、特高含水期夹层控制层内剩余油分布，并能形成有效的剩余油富集区。

a）夹层分类与划分标准：夹层可分为岩性夹层和物性夹层。岩性夹层指不渗透泥岩层或相对储层的低渗透层（灰质层）；物性夹层指物性变差、渗透性不好的岩性段。

根据电性、物性参数下限值划分夹层，即主要通过深电阻率、声波时差、渗透率、泥质含量、孔隙度等参数确定夹层划分的下限值。例如，在孤东油田七区西馆上段河流相储层层内夹层研究中，夹层的电性、物性下限值标准如下表3。

表3 孤东七区西馆上段储层层内夹层评价表

b）夹层描述与预测方法

◆ 井点夹层识别：高分辨率测井及精细解释技术识别井点夹层，即通过自然电位曲线幅度的回返及微电极两条曲线的幅度差大小（一般微电位和微梯度曲线基本重合时）划分夹层。

◆ 井间夹层预测

◇ 以沉积模式为指导研究不同沉积砂体夹层空间分布规律：

曲流河沙坝：洪泛衰落期悬浮质泥质夹层出现于砂体上部；多个侧积体之间侧积泥岩夹层与砂岩层面斜交，顺河道方向连续性好。

辫状河沙坝：河道废弃时沉积泥质夹层，其宽度不会超过一个单个河道，其侧向连续性对流体运动相对意义不大。

网状河：多个韵律段单元叠加，各韵律段之间为夹层，连续性好。

废弃河道：夹层在上部，侧向不超过一个河道宽度。

滩坝、前缘席状砂：没有或很少有夹层。

◇ 采用韵律层对比预测井间夹层：采用等厚对比、相变对比、迭置砂体等韵律段对比模式预测井间夹层分布。

◇ 物性截断法预测井间夹层：在储层格架三维模型基础上，首先建立储层物性参数的三维模型，然后根据夹层的物性标准即物性下限值对储层物性三维模型进行截断，即物性值小于夹层物性下限值的就是夹层，物性值大于夹层物性下限值的是正常储层，从而得到夹层三维空间的分布模型。

◇ 条件模拟法预测井间夹层：以夹层宽厚比统计规律作为约束条件,以相控理论为指导，利用密井网资料，采用条件模拟方法建立夹层三维分布预测模型。

c）夹层研究精度：测井曲线上人工识别的夹层厚度≥0.2m，但一般夹层厚度大于0.4m时在井间才有一定的延伸规模，即可能对剩余油起控制作用。

d）夹层厚度与延伸规模的关系：夹层平面延伸规模决定了控制经济可采剩余油的数量。研究目标区块能控制经济可采剩余油的夹层延伸规模（长度），并建立夹层厚度与延伸规模（长度）的定量关系，最终确定“有效”夹层的厚度及根据井点夹层厚度预测井间夹层展布。

e）研究成果：夹层剖面图、夹层厚度等值图、夹层三维空间分布图、夹层统计表。

7.3.1.2 韵律段划分

a）划分方法：厚油层韵律段划分主要以层内夹层和渗透率的韵律性（电性曲线上以自然电位和微电极为依据）为依据。

可按以下步骤开展韵律段划分研究：

◇ 建立细分对比骨架剖面，搞清井间各单砂层和夹层的对应关系；

◇ 检验各交叉剖面是否闭合，不闭合时需查找问题所在；

◇ 非剖面线的井与剖面线上的井进行对比；

◇ 根据夹层的稳定程度，确定细分后的韵律段数和夹层数；

◇ 编各井的韵律段号和夹层号，整理韵律段数据表，绘制韵律段平面图及夹层平面分布图。

◆ 河流相沉积韵律段划分

自然电位曲线有明显的回返，而微电极曲线重叠并呈高阻尖峰，多为边滩沉积的侧积层；微电极曲线是在箱形的背景下有明显回返，为辫状河的落淤层；微电极曲线自下而上呈明显的台阶式，可发生在边滩及心滩，每一韵律段内相对均质。

河流相井间韵律段对比主要采用标志层附近等高程对比、叠置砂体细分对比、河道下切对比、横向相变对比等4种模式。

◆ 三角洲沉积韵律段划分：层内灰质或泥质夹层控制韵律段。

b）划分精度

在韵律层精细划分的基础上进行储层构型研究，能够精细刻画储层，准确描述预测层内夹层。

c）研究成果：韵律段对比划分剖面图、韵律段数据表。

7.3.1.3 河流相储层构型研究

在有条件的区块，应开展储层构型研究，能够更加精细刻画储层，准确描述预测层内夹层。目前主要针对河流相开展

过较为深入的储层构型研究。

a）研究方法

利用野外露头和现代沉积的原型

模型和工区的井资料，采用层次分析

和多井模式拟合的思路，对河流相储

层内部结构进行深入解剖，形成一套地下河流相储层内部结构分析和预测的方法。研究思路见图2。

图2 河流相储层构型研究思路框图

曲流河储层构型分析：主要采用“层次分析”与“模式拟合”的方法进行分析。“层次分析”即分多个层次对曲流河储层进行解剖，如分为复合河道层次、复合河道内部的单河道和点坝层次、点坝内部的侧积体层次等。“模式拟合”是针对地下储层信息较少（井间几无信息）的一种预测思路，即在不同层次的模式指导下进行不同层次的井间构型分布预测。

辫状河储层构型分析：辫状河储层构型分析同样可以采用层次分析和模式拟合的思路：首先确定复合河道分布，然后在复合河道内部识别心滩坝沉积，在识别心滩坝的过程当中，采用类似于识别废弃河道的方法，即砂顶相对深度法，建立两种典型的心滩坝沉积模式，选择典型的井区对心滩坝内部结构进行分析，搞清 “落淤层”分布特征。

b）研究成果：单井构型划分数据表、储层构型模型。

7.3.2 沉积微相研究

7.3.2.1 微相划分方法：根据沉积相模式、单井相分析及沉积相标志的研究，划分取心井目标层的沉积相及微相，再根据建立的沉积微相与测井相的对应关系，利用测井相结合平面沉积相模式，实现

非取心井储层单元的沉积微相划

分。

a）沉积相模式

指不同微相的划分及其在平面

和纵向上的展布模式，例如河流相

的辫状河亚相可分为心滩、天然

堤、决口扇、废弃河道、泛滥平原

等五种微相，不同微相的分布模式

见图3。 图3 辫状河沉积相模式图

b）单井相分析：以目的层取心较完整的取心井为基础，分析目的层段纵向上可划

分成几个小的旋回，并对每个旋回进行岩性、沉积构造、韵律性、粒度特征等进行分

析，从而作出不同旋回所属沉积相的判断。

c）沉积相标志

沉积相标志包括岩性特征、古生物化石、沉积构造、沉积韵律性、电性特征、粒度特征、砂体平面几何形态等。

◆ 岩性特征：包括岩石类型、颜色及含有物，同时描述岩石的矿物成份、岩石胶结类型、分选性及磨圆性。

◆ 古生物化石：包括各类生物化石、遗迹等，如动物遗体化石、植物根、茎、页的碎片。

◆ 沉积构造：通过岩心观察层理类型及其发育程度。

◆ 沉积韵律性：通过岩性剖面的纵向粒度变化，或通过电性曲线的变化，判断较厚储层的韵律性、一般包括正韵律、反韵律和复合韵律。如河道的心滩或边滩沉积以正韵律、复合正韵律为主；三角洲的河口坝以反韵律为主。

◆ 电性特征：一般根据自然电位和微电极曲线形态，判断沉积微相。如河道砂中的心滩自然电位曲线以箱形或钟形为主；三角洲沉积的河口坝自然电位曲线以箱形或漏斗形为主。

◆ 粒度特征：主要分析粒度概率曲线和C-M图。

◆ 砂体平面几何形态：分析砂体在平面上连通性和几何形态。

7.3.2.2 微相划分精度：划分每个井点、每个井层（韵律段）的沉积微相。

7.3.2.3 研究成果：单井、层（韵律段）沉积微相数据表、单井相分析图、沉积微相图。

7.3.3 储层物性特征

7.3.3.1 储层参数测井精细解释

a）研究方法

◆ 测井资料标准化

根据不同资料基础、不同地质条件、不同曲线类型，测井资料标准化方法包括：岩心分析法、频率交会法、趋势面分析法、邻井对比法和直方图法。

◆ 精细解释模式建立

解释参数主要包括孔隙度、渗透率、水饱和度、产水率、泥质含量、粒度中值等参数，一般要求孔隙度、渗透率、水（油）饱和度为必须解释参数，其他参数可根据需要进行选择解释。并给出夹层的物性标准。有条件的区块，开展渗透率随时间的变化规律

研究，即建立渗透率与含水变化的解释模式。

◇ 泥质含量解释模式

电性曲线法：SH=(SHLG-GMIN) / (GMAX-GMIN)

Vsh=(2GCUR*SH-1) / (2GCUR-1)

式中：Vsh－泥质含量；

SH－曲线测井相对值；

SHLG—曲线测井响应值；

GMAX—曲线在纯砂岩处的测井响应值；

GMINi—曲线在纯泥岩处的测井响应值；

GCUR—地区经验系数，新地层取3.7，老地层取2。

◇ 孔隙度解释模式

式中：Φ—孔隙度，f；

△t—目的层声波时差，μs/m；

△tma—岩石骨架声波时差，μs/m；

△tf—孔隙中流体声波时差，μs/m；

Ｃp—压实校正系数，无因次量；

Ｖsh—泥质含量，f；

△tsh—泥岩声波时差，μs/m。

◇ 渗透率解释模式

K=f（Φ ,Vsh） 即 lgK=AΦ-BVsh-C

式中：K—渗透率，10-3μm2；

Φ—孔隙度，f；

Ｖsh—泥质含量，f；

A、B、C－常数。

◇ 原始含油饱和度解释模式

lgSw = -0.7116-1.1488*lgΦ-0.3299*lgRil +0.0273*lgRw

式中：Swi－束缚水饱和度，

f

Φ－孔隙度，f；

Ril－感应电阻率，Ωm；

Rw－地层水电阻率，Ωm。

◇ 产水率解释模式

式中：fw—产水率，f；

μw/μo—地下水油粘度比；

Kro/Krw—油、水相对渗透率比值。

b）解释精度：要求每口井、目的层段每米8个数据点。

c）研究成果：储层参数表，储层参数等值图（孔隙度、渗透率、油饱和度、泥质含量等）。

7.3.3.2 储层非均质研究

① 研究方法：主要从宏观和微观两个方面研究储层非均质性，宏观非均质研究储层在平面、层间、层内的非均质特征，主要通过渗透率的变异性系数、突进系数、级差来表征；微观非均质性主要研究储层微观孔喉特征及粘土矿物分布特征。

a）储层平面非均质：指砂体的平面几何形态、连续性、分布范围及砂体的孔隙度、渗透率等参数的空间变化所引起的非均质性。

◆ 砂体平面几何形态：根据砂体的长宽比和宽厚比，确定砂体平面几何形态，例如河流相沉积，根据表4砂体的长宽比和宽厚比，可分为席状砂、土豆状砂、条带状砂和鞋带状砂。

表4 河流相砂体平面几何形态划分表

◆ 储层参数平面变化规律：主要通过孔隙度、渗透率、泥质含量平面等值图反映储层平面非均质性。

b）层间非均质：指纵向上砂体之间的非均质性，属于层系规模的储层研究。在同

一层段内砂体出现的次数越多，且砂体厚度越小，说明均质程度越差，非均质也越严重。从分层系数、单砂体平均厚度、砂岩密度、隔层厚度分布、渗透率级差、变异系数、突进系数等方面来表征层内非均质程度。

◆ 分层系数：研究层段内平均单井钻遇的砂体层数，分层系数的大小反映了一定层段内砂体的发育程度。

◆ 单砂体平均厚度：单砂体厚度越小，非均质越严重，反之，均质程度越好。 ◆ 砂岩密度：指研究层段内砂岩厚度与研究层段总厚度之比，用百分数表示，砂岩密度越大，砂体越发育，储层均质程度也越好。

◆ 层间隔层：指纵向上层系或小层之间分布稳定的、具一定规模的泥岩层段，隔层的发育情况反映纵向层间非均质的严重程度。

◆ 层间渗透率：纵向各小层或砂体间的渗透率的变化反映层间非均质特征。一般用层间渗透率变异系数、突进系数和级差来表征。

c）层内非均质：指一个单砂体的内部垂向上储层物性的变化。

◆ 层内纵向渗透率：层内纵向渗透率的变化，反映了层内非均质性，一般用渗透率的平均值、变异系数、突进系数和级差来表示。

◆ 层内韵律性：指因层内岩性、粒度等的纵向变化而引起的储层物性在垂向上的变化规律。根据砂体厚度及层内物性变化，把储层砂体的韵律性分为四类：均质段、正韵律、反韵律、复合韵律。

◆ 层内大孔道：主要针对高、特高含水阶段的中高渗整装、断块油藏，深入研究大孔道形成的静态地质参数（孔隙度、渗透率、泥质含量等），并研究这些参数随含水的变化规律，识别和预测大孔道，为堵水调剖提供依据。

② 研究精度：不同层（韵律段）渗透率在平面上的变化、层内（或韵律段）渗透率在纵向上的变化、纵向不同层（韵律段）的层间渗透率变化、大孔道的初步判别。

③ 研究成果：非均质参数统计表、渗透率纵向变化图、渗透率分布的平面等值图、大孔道预测表、分布图。

7.3.4 裂缝的描述及预测

主要针对低渗透油藏，其储层一般为双孔介质—孔隙和裂缝，侧重点是对裂缝进行研究，裂缝又可分为天然裂缝（构造缝、层间缝、风化缝、溶蚀缝等）和人工裂缝（压裂缝、钻井诱导缝）。

7.3.4.1 地应力分析