油藏描述的储层地质特征包括哪些

⑴ 油藏描述的储层地质特征包括哪些

包括以下几个方面：
①储集岩的岩石类型：可以作为油气藏储集岩的岩石类型主要是碎屑岩专类和碳属酸盐岩类,其他
还有火山碎屑岩、岩浆岩、变质岩、泥岩、硅质岩等.
②储集岩的岩石学特征：
岩石学特征是储集岩的基本特征,
不同成因的储集岩具有不同的组分,
结构、构造特征各不相同,区别很大.
③储集岩的主要含油物性：含油物性包括孔隙度、渗透率和饱和度.
④成岩作用与孔隙演化研究：储层孔隙类型是控制其储集性的因素之一,成岩作用在孔隙演化
过程中对孔隙的保存、发育或破坏起决定性作用.
⑤储集岩的微观特征研究：储层的孔隙、喉道类型以及孔喉的配置关系直接影响其储集性,所
以研究储集岩的微观孔隙结构对储集岩的分类评价及提高采收率有重要意义.
⑥储集岩的形态、分布及连续性研究：不同成因的储层的储集岩的形态不同,其形成机理及控
制因素不同,研究储集岩的形态、分布及连续性对探井及开发井网布置关系重大.
⑦储层形成条件：构造背景、构造作用,储层形成的沉积环境及沉积介质特征,岩性、物性、
古气候的影响.
⑧储集岩非均质性、储层评价与预测.
⑨储层综合研究方法及储层描述.
⑩储层伤害的地质因素探讨、储层地质模型.
希望对你有所帮助

⑵ 煤储层地质特征

煤层气储层是由孔隙、裂隙组成的双重结构系统(Tremain et al.，1990;Kulander et al.，1993;Laubach et al.，1998;张慧，2001;苏现波等，2009)(图4-6)。煤层被理想化为由一系列裂隙切割成规则的含微孔隙的基质块体，煤中的基质孔隙，是吸附态和游离态煤层气的主要储集场所，气体的吸附量与煤的孔隙发育程度和孔隙结构特征有关。煤基质孔隙孔径小，数量多，是孔内表面积的主要贡献者，为煤层气的储集提供了充足的空间，煤储层的裂隙系统是煤中流体渗透的主要通道。

图4-6 煤储层几何模型

一、煤储层孔隙系统

1.煤储层孔隙分类

煤孔隙特征往往以下列指标参数予以表征:孔隙大小，形态，结构，类型，孔隙度，孔容，比表面积及孔隙的分形特征。在目前技术条件下，多采用普通显微镜和扫描电镜(SEM)观测，以及压汞法及低温氮吸附法测试等方法来研究煤的孔隙特征。

煤基质孔隙有两种分类方法:成因分类和大小分类。

不同研究者对煤基质孔隙的成因分类的方案也不相同。郝琦(1987)划分的成因类型为植物组织孔、气孔、粒间孔、晶间孔、铸模孔、溶蚀孔等。张慧(2001)以煤岩显微组分和煤的变质和变形特征为基础，参照扫描电镜观察结果，按成因特征将煤的孔隙分为原生孔、变质孔、外生孔及矿物质孔等四大类十小类。此外陈萍等(2001)研究了煤孔隙的形态分类，桑树勋等(2005)分别探讨了煤中固气作用类型分类，傅雪海等对煤孔隙进行了分形及自然分类(表4-1)。孔隙的成因类型及发育特征是煤储层生气储气和渗透性能的直接反映。煤孔隙成因类型多，形态复杂，大小不等，各类孔隙都是在微区发育或微区连通，它们借助于裂隙而参与煤层气的渗流系统。

表4-1 煤岩孔隙分类

注:分类未标明者均为直径，单位为nm。(转引自汤达祯等，2010)

煤基质的孔径分类一般采用霍多特(Ходот)(1961)的分类方案。霍多特对煤的孔径结构划分是在工业吸附剂的基础上提出的，主要依据孔径与气体分子的相互作用特征。煤是复杂多孔介质，煤中孔隙是指煤体未被固体物(有机质和矿物质)充填的空间。霍多特(1961)曾经按空间尺度将煤孔隙分为大孔(＞1000nm)、中孔(100～1000nm)、小孔(10～100nm)、微孔(＜10nm)。气体在大孔中主要以层流和紊流方式渗透，在微孔中以毛细管凝结、物理吸附及扩散现象等方式存在。考虑到煤层气中主要成分甲烷分子的有效分子直径为0.38nm的运聚特征和分类影响范围等因素，研究者主要采用霍多特的分类。

2.煤孔隙定量描述

煤基质孔隙可用3个参数定量描述:总孔容，即单位质量煤中孔隙的总体积(cm³/g);孔面积，即单位质量煤中孔隙的表面积(cm²/g);孔隙率，即单位体积煤中孔隙所占的体积(%)。对煤层而言，按常规油气储层的分类多属致密不可渗透储层或低渗透储层，煤层气的运移又是通过裂隙实现的，基质孔隙中煤层气的运动仅是扩散。因此，煤层气的研究中一般不采用有效孔隙率这一名词，而采用裂隙孔隙率，用于评价煤层气的运移情况。绝对孔隙度则用于评价储层的储集性能。煤的总孔容一般在0.02～0.2cm³/g之间，孔面积一般在9～35cm²/g之间，孔隙率在1%～6%之间。

3.煤孔隙影响因素

煤的孔隙度、孔径分布和孔比表面积与煤级关系密切。

镜质组反射率增高，煤的孔隙度一般呈高—低—高规律变化。低煤级时煤的结构疏松，孔隙体积大，大孔占主要地位，孔隙度相对较大;中煤级时，大孔隙减少;高煤级时，孔隙体积小，微孔占主要地位。宁正伟等(1996)对华北焦作、淮南、安阳、唐山、平顶山等矿区石炭-二叠系45个煤样压汞及氦气的测试表明，高变质程度的贫煤、无烟煤微孔发育，占总孔隙体积的50%以上，大、中孔所占比例较低，平均小于总孔隙体积的20%。中变质程度的肥煤、焦煤、瘦煤，大、中孔发育，尤以焦煤最高，可占总孔隙体积的38%左右，微孔相对较低，小于总孔隙体积的50%。因此中演化变质程度的煤大、中孔发育，对煤层气的降压、解吸、扩散、运移有利，是煤层气储层评价中最有利的煤级。

煤的孔径分布和煤化程度有着密切的关系。根据陈鹏(2001)研究，褐煤中不同级别孔隙的分布较为均匀;到长焰煤阶段，微孔显著增加，而大孔、中孔则明显减少。到中等煤化程度的烟煤阶段，其孔径分布以大孔和微孔占优势，而中孔比例较低。到高变质煤阶段如瘦煤、无烟煤，微孔占大多数，而孔径大于100nm的中孔、大孔仅占总孔容的10%左右。

孔比表面积是表征煤微孔结构的一个重要指标。一般微孔构成煤的吸附空间，对应于基质内部微孔隙，具有很大的比表面积;小孔构成煤层毛细凝结和扩散区域;中孔构成煤层气缓慢渗流区域;大孔则构成强烈层流区域，对应于割理缝及构造裂隙等。大的比表面积表明其吸附煤层气的能力强，而比表面积的主要贡献者为微孔。一般认为，煤对气体的吸附能力随着煤级的增高而增大。按照这一规律，煤的比表面积也应当随着煤级的增高而增加。但对我国部分煤样进行低温氮测试的结果发现却不完全如此(图4-7)。可以看出，我国部分煤样低温氮测试的比表面积和煤级的关系，与煤的孔隙度和煤级的关系相类似。在中、低煤级阶段，随着煤变质程度的增高，煤的比表面积逐渐降低;到无烟煤阶段，煤的比表面积又开始增加。比表面积的最小值位于烟煤与无烟煤的交界处(R_o=2.5%)。而Bustin等(1998)所进行的CO₂等温吸附实验显示，煤级增高，煤样的微孔孔容和表面积先减后增，在烟煤阶段出现最小值。

图4-7 煤的比表面积与煤级的关系

二、煤储层微裂隙系统与煤储层渗透率

1.煤储层裂缝系统分类

煤的裂隙与孔隙共同构成了煤层气在煤储层内的赋存空间和运移通道。王生维等(1997)从煤层气产出特征分析的需要出发，广泛地研究了煤裂隙与孔隙的特征后，提出了适用于煤储层岩石物理研究和煤层气产出特征分析的煤储层孔隙、裂隙分类与命名方案(表4-2)。霍永忠(2004)提出了煤储层显微孔裂隙的分类方案(表4-3)。

表4-2 煤储层孔隙、裂隙系统划分及术语

(据王生维等，1997)

表4-3 煤储层显微孔—裂隙分类

(据霍永忠，2004)

在显微尺度下识别的微裂隙按照其延展性和开放性，可从实用角度划分为A、B、C、D四类(表4-4)。

表4-4 煤储层微裂隙实用分类简表

(据姚艳斌等，2007)

2.煤储层裂缝系统形成影响因素与煤孔隙受到煤变质作用影响一样，煤裂缝同样受到煤变质作用影响。张胜利(1995;张胜利等，1996)研究认为，中等变质的光亮煤和半亮煤中割理最发育，这些煤层分布区是煤层气勘探开发的优选靶区。Law等(1993)认为割理频率与煤阶存在函数关系，割理频率从褐煤到中等挥发分烟煤随煤阶升高而增大，然后到无烟煤时随煤阶上升而下降。宁正伟等(1996)经过研究也发现，中等变质程度的煤层内生裂隙最为发育，提高了煤的渗透性和基质孔隙连通性，煤储层物性条件好，在勘探开发过程中易降压，有利于煤层气的解吸、扩散和运移，是最有利于煤层气开发的煤级。王生维等(1995)也认为，煤中孔隙的发育除了受控于煤相之外，还受煤阶和变质作用类型的控制;微裂隙的发育受煤岩成分和煤变质双重因素的控制;内生裂隙的发育除了受煤岩成分影响外，还受煤变质的制约。毕建军等(2001)通过研究认为，割理的密度主要取决于煤级，一般在镜质组反射率为1.3%左右时割理密度最大;割理在高煤级阶段发生闭合主要是由于次生显微组分的充填和胶合作用所致。

随着埋藏深度的增加，煤储层受到较大的地应力作用，煤储层渗透性将变差。从美国圣胡安盆地、黑勇士盆地、皮申斯盆地煤储层绝对渗透率随深度的变化趋势，可以看出这一明显趋势(图4-8)。

图4-8 美国部分地区煤储层渗透率与埋藏深度的关系

3.煤储层渗透率

煤储层的渗透率是反映煤层中气、水的流体渗透性能的重要参数，它决定着煤层气的运移和产出。它是煤储层物性评价中最直接的评价指标。煤层气勘探初期的渗透率主要有试井渗透率和煤岩(实验室)渗透率两种。在煤储层评价时，一般将试井渗透率作为评价渗透率的首选参数，而当研究区没有试井渗透率资料时，可选取煤岩渗透率作为替代参数。试井渗透率是在现场通过试井直接测得的。对煤储层而言，多采用段塞法和注水压降法(Zuber，1998)。试井渗透率最能反映储层原始状态下的渗透性，因此是比较可靠的渗透率确定方法。

据现有资料，国外的煤储层的渗透率一般较高，一般都在10×10^-3μm²以上，如拉顿盆地渗透率为(10～50)×10^-3μm²，黑勇士盆地为(1～25)×10^-3μm²，圣胡安盆地为(5～15)×10^-3μm²，粉河盆地高达(500～1000)×10^-3μm²(Zuber，1998;AyersJr.，2002)。与国外相比，国内的煤储层渗透率一般都低于1×10^-3μm²，较好的煤储层也一般都在(1～10)×10^-3μm²之间，大于10×10^-3μm²的储层很少。根据《中国煤层气资源》(叶建平，1998)数据统计，我国煤储层渗透率变化于(0.002～16.17)×10^-3μm²之间，平均为1.273×10^-3μm²。其中:渗透率小于0.10×10^-3μm²的层次占35%，介于(0.1～1.0)×10^-3μm²之间的层次占37%，大于1.0×10^-3μm²的层次占28%，小于0.01×10^-3μm²和大于10×10^-3μm²的层次均较少(图4-9)。我国的煤层渗透率以(0.1～1.0)×10^-3μm²等级为主。煤层渗透率普遍较低，即使是在目前已经投入商业化开发的沁水盆地东南部的渗透率一般也都在(1～10)×10^-3μm²之间。

煤岩渗透率又称实验室渗透率，是通过实验室的常规煤岩心分析获得的。相对于试井渗透率，实验室测试的渗透率有许多局限之处。最主要的是实验室测得的渗透率由于环境条件的变化往往不能反映真实情况等。首先，实验室的渗透率一般在常温、常压下测得，与煤储层的高温、高压的原始状态不符;其次，实验室渗透率由于样品大小过小而降低了测试的精度。最后，即使足够大的煤样也不能够完全反映煤储层的大的外生裂隙，因此实验室渗透率可能低估煤储层的实际渗透率;另一方面，煤样运送、制样过程中也可能造成人工裂隙，这时实验室渗透率值又将高估煤储层的实际渗透率。

虽然煤岩渗透率在用于储层渗透率评价时存在许多不足之处，但由于其比较容易获得，一直作为煤储层渗透率评价的主要指标。特别是对处于煤层气勘探初期且还未实施煤层气钻井的区域进行评价时，可选择煤岩渗透率作为评价储层渗透性的重要指标。对我国山西、陕西、河南、沈阳和安徽等省煤田的大量煤岩样品的渗透率测试发现，煤岩渗透率在大部分情况下可以反映煤储层渗透率的真实情况。图4-10为选取的我国11个重点煤层气矿区的实测煤岩渗透率分布的高低箱图。各矿区的渗透率平均值一般都在(0.1～1)×10^-3μm²之间，部分矿区可高达1×10^-3μm²以上。

图4-9 中国主要矿区(煤田)试井渗透率分布

图4-10 中国主要煤田(盆地)煤岩实测渗透率分布箱式图

对比图4-9和图4-10可以发现，各矿区的煤岩渗透率值与试井渗透率值的取值区间基本相近，且煤岩渗透率和试井渗透率具有较好的正相关关系。因此，在对煤储层渗透率进行评价时，选择以试井渗透率值为主，而煤岩渗透率值为辅，将二者有机结合起来实现对煤储层的评价。

⑶ 油气藏描述的基本内容

“油藏描述”这一术语最早是在20世纪70年代末期由法国斯仑贝谢公司以测井服务为目的，以“油藏描述讲座”报告的形式，向世界推出“数据处理层次”等20个描述服务系统时提出的，其流程见图8.8。它包括从单井处理到多井对比，从单井数据的分析到对储层参数的横向分布进行研究，是目的十分明确、功能较为先进的服务系统。

油藏描述系统是计算机硬件和软件发展的产物。计算机内存的大幅度提高以及克里金软件的全方位应用，使得油藏的单井数据能够展布到平面和三维空间。这就为地质学家和开采工程师提供了过去难以获得的井间地质信息，也就为勘探和开发中寻找高产油气富集带提供了坚实的地质依据。

油（气）藏描述是一项利用获取的地下信息来研究和定量描述油（气）藏开发地质特征，并进行评价的技术，简称RDS技术服务（Reservoir Description Service）^［1］，也称为油（气）藏表征技术服务（Reservoir Characterization Service）。

裘怿楠等指出^［2］：油藏描述是指一个油（气）藏发现后，对其开发地质特征所进行全面的综合描述，其目的是为合理开发这一油（气）藏制定开发战略和技术措施提供必要的和可靠的地质依据。

王捷认为^［8］：油藏描述是以沉积学、石油地质学、构造地质学、地质数学、地震地层学和测井地层学的最新成果为理论基础，以计算机和自动绘图技术为手段，对地质、物探、钻井、测井、分析化验以及地层测试资料进行综合处理，用以研究和描述油藏的一项技术系统。

唐泽尧^［3］则对气藏描述下了一个定义，即：气藏描述是一种以天然气地质学理论为指导，以现代计算机与最新的勘探技术为支持，以地质、地震、测井与气藏工程多工程信息紧密结合，多学科相互渗透，以三维空间量化综合描述气藏各种特征为目的的一套系统工程方法与技术。它是近十年来新发展起来的具有战略意义的、最重要的勘探和开发方面的综合技术。

王志章、石占中^［9］提出：油藏描述就是对油藏各种特征进行三维空间的定量描述和表征以至预测。油藏描述的最终成果是建立反映油藏圈闭几何形态及其边界条件、储集特征和渗流特征、流体性质及分布特征的三维或四维油藏地质模型。

图8.8 斯仑贝谢油藏描述研究的框图（1985）

上述定义是大家都能接受的，它们阐明了油气藏描述是一门综合性的专门技术，需要多方面的专业人才组成一个专门的小组来共同工作，而且需要有计算机软件和硬件作为支撑。

⑷ 煤层气储层地质特征包括哪几个方面

http://ke..com/view/6454564.htm

⑸ 油藏地质条件

战略油气储备的石油地质基础条件就是油气的生成、运集、储存和封存的基本条件。因内此油藏地质条件的主要指标容就根据于此。

首先可以利用研究者已有的成果资料进行初步的范围圈定。根据整个世界油气资源的分布具有典型特征，对油气储量的地质时代和深度分布情况统计成果（表7-16和表7-17）进行初步判定。

表7-18 油气地质条件

（据参考文献[181—184]）

其次，根据油气的生、储、盖等指标数据进行进一步圈定最有利区块、较有利区块等，见表7-18。如果是天然气资源，其储集层评价的渗透率在10×10^－3mm²以上都是常规储集层，否则为低渗透储集层；另外，还要注意有效烃源岩。即已进入成熟门限（R_o≥0.5%），同时排出的烃能形成工业油气藏的源岩。战略油气储备基地建设的石油地质条件应该达到表7-18中各生、储、盖等指标分级的中等或较好以上的级别。

⑹ 西峰油田储层地质特征是什么

http://www.cqvip.com/content/citation.dll?id=9409654

⑺ 储层（油气藏）描述

这是指油气藏已经投入开发，并有相当数量的开发井，全构造或部分区块已经做了三维地震探内测，勘探开容发的资料均十分丰富，在这种情况下，储层地质研究的任务是建立精确的油气藏地质模型、精细地描述探明储量和产能的分布、储渗体的分布以及剩余油的分布等二维和三维分布特征。此时，需要采用内存较大的计算机储存各种参数，并为油气藏数值模拟的参数场提供基础数据。在这一阶段需要解决的问题有：

1）建立油气藏（储层）的三维参数场。

2）建立测井地质解释的参数图版。

3）精确计算油气藏的探明储量，并提供储量丰度分布平面图。

4）提供储层改造和增产措施的地质依据，并进行选层。

5）提供剩余油气的分布图及提出挖潜措施。

6）在可能的情况下，进行跟踪开发数值模拟。

油藏描述至今已发展为一门综合性很强的独立学科，从构造、沉积、储集物性、油水分布、剩余油分布的描述到建立三维地质模型，都有相应的软件，已经成为油田开发所必需进行的工作^{［13～16］}。

⑻ 油气储层地质研究的主要内容

20世纪50年代初期，苏联科学院院士密尔钦科曾著有《油矿地质学》，它曾经是我国石油院校的专业课教材，其主要研究内容是，在油气藏范围内油气层的地质问题，最终归结到油气储量计算。1979年，P.A.迪基^［3］著有《石油开发地质学》，它是美国塔尔萨（Tulsa）大学的高年级地质学教材，其主要研究内容包括从沉积环境一直到油气采收率的提高，涉及面宽，但不够深入。1983年，由陈立官主编，马正、程光瑛等^［4］参编的《油气田地下地质学》出版，它是我国自行编写的第一部地下地质的高等院校教材。全书编写了钻井地质、油气水层的判断、地层对比、地下构造研究、储层研究、油气储量计算等章节，非常适合中国油气田的实际情况。1987年，由陈碧珏主编^［5］的《油矿地质学》出版，该书是我国石油院校使用的统编教材，它系统介绍了地质录井、地层测试、油气水层判识、地层对比、储集物性、构造研究和储量计算等内容。上述两本教材基本奠定了油矿地质的框架。1989年，中国科学院院士李德生^［6］著有《石油勘探地下地质学》，该书介绍了钻井地质技术、地下地层和构造的解释，以及国内外已发现油气田的评价实例，它作为石油地质勘探技术干部进修培训的教材，曾培训了一批后来的储层地质专家。

1992年，由裘怿楠、薛叔浩等^［7］编著的《油气储层评价技术》总结了十多年来国内外的实践经验，将储层评价划分为单井、区域、开发和敏感性四个部分，提出了评价内容和技术方法。1996年，由吴元燕、徐龙、张昌明等^［8］编著的首部《油气储层地质》出版，该书从油气田发现到开发对储层研究提出的要求出发，从宏观到微观、从定性到定量、从描述到评价，建立储层地质模型，并介绍利用地震、测井、地层测试等资料研究储层的方法。同年，裘怿楠、陈子琪主编^［9］的《油藏描述》出版，这本书虽然属于中国油藏管理技术手册，但它从构造、流体和储层各级非均质性的描述，到油藏地质模型的建立，都分别进行了详细的介绍。特别是针对我国石油地质的特点，突出了陆相储层和复杂断块油藏的描述方法。手册中附有大量的图例、表格和常用计算公式，可供实际操作时参考。1997年由唐泽尧主编^［10］的我国第一部《气田开发地质》出版，这本书以我国已投入开发的150个气田、500个气藏开发的地质实践为对象，系统论述了天然气开发地质理论和开发地质技术，内容包括气田构造、储集层、气田流体、压力和温度、气藏地质特征、开发地震、地球物理测井、气层物性测试、气藏描述和天然气储量计算技术。它既具有我国气田特色，又吸收了现代新理论和新技术，是对我国40年天然气开发经验的系统总结。1998年，方少仙、侯方浩^［11］出版了《石油天然气储层地质学》，该书作为高等学校教材系统地介绍了沉积岩石学特征、主要物理性质、沉积环境、相及储集岩发育特征、储层孔隙及孔隙结构特征、储层在成岩阶段发生的成岩变化、储层形成的控制因素以及储层的非均质性等。1999年，文献［12］作者根据多年授课内容并参考了上述教材和专著，编写了《油气储层评价》一书，内容包括了沉积、测井、物性、地震预测、岩溶和裂缝型储层、储层建模和储层模拟等多门学科的先进技术方法，对油气储层进行详细的描述和精确的预测，为勘探布井以及剩余油分布提供准确的油气藏地质模型。

上述专著和教材概括了油气储层地质所要研究的众多内容，为油气储层地质的归纳和提高打下了坚实的基础。

油气储层地质学作为研究生教材的提出来自于生产实践，广大石油地质工作者在长期工作中，认识到油气储层是勘探开发中的主要研究对象，没有油气储层就没有一切。在油田现场，最早流行的是储层的四性对比（即电性、物性、岩性和含油气性），20世纪80年代，一部分学者提出，储层地质研究应该以四性研究为中心，而四性研究中应以物性和孔隙结构为核心；另一部分学者则认为，沉积、成岩是形成现今储层的最重要成因，因此，储层地质学应以沉积学为基础。20世纪80年代是油气储层地质学迅速发展并得到公认的时期，原中国石油天然气总公司将油气储层研究提高到中国石油工业的第三次革命的高度，使一大批石油地质工作者投入到储层研究的行列，发表了许多优秀的论文和专著，油气储层地质研究的学术空气十分活跃，并一直延续至今。

不论研究的重点是什么，油气储层地质学的主要内容应包括：油气藏的构造地质、储层沉积学、孔隙演化和成岩作用、储集物性和孔隙结构、测井地质解释、储层综合预测、储层地质模型、建模和三维可视化表述技术，以及储层所含流体及其动态特征等等。它包含了多门学科，并且在储层解释中涉及许多工程技术方法，因此，作为油气储层地质研究者，不仅要精通地质，而且要懂得有关的工程技术，还需要具有熟练的计算机技术。总之，他应是一个综合能力很强的地质工作者。

⑼ 地质特征是什么

就是某一区域的地质特点，大到盆地小到某一区块，一般包括：
区域概况：回构造演化史、沉积发育史答、地表地貌等
地质特征：
1.构造特征：包括断层、圈闭等
2.地层，包括岩性、物性、储层分布等
3.含油气特征
4.油藏特征：包括油气层分布、温度、压力系统等
5. 资源量

⑽ 油藏描述概念

油藏描述是20世纪70年代末期发展起来的一项油气田综合研究与评价技术。它以地质学、地震学、测井学、油藏工程学等学科的最新成果为理论基础，以计算机为手段，最大限度地应用地质、地震、测井、钻井、试油与分析化验等信息，综合研究油气田构造、油气藏类型、储集体几何形态、岩相；定量确定储层参数及其空间分布、油气储量的计算与评价；产能预测以及研究油气田在开发过程中储层孔隙流体特性与储层基本参数的变化，从而达到对油气藏进行精细描述与综合评价的目的。这项技术不仅是在全油田基础上进行的更高水平的测井统一解释与多井评价，最大限度地发挥地质、物探、测井、钻井和地层测试等在油气田综合研究与评价中的作用；而且还为寻找隐蔽油气藏与油气富集带、计算油气地质储量提供基础信息，为油气藏数值模拟、编制与优化油气田开发方案提供可靠数据。因此，这项技术对于加快油气藏勘探过程，提高油气田勘探开发效果和最终采收率以及总的经济效益都有着十分重要的意义。特别是对指导滚动勘探，进行二次、三次采油更具有特殊的重要意义。

实际上，从测井评价的角度看，油藏描述技术是将单井（点上的）地层评价进一步发展成为面上的（区域的）多井综合评价。从其发展过程及所能解决问题看，油藏描述可分为静态描述和动态描述两个阶段。静态描述是油藏描述上的基础，动态描述则是静态描述技术的进一步发展和完善。

（一）油藏静态描述

静态描述主要包括：对油田地质构造、储集体几何形态的研究，岩相与沉积环境的研究、储层参数的空间分布与油气地质储量计算等。

1）综合运用地层倾角测井、地震、地质等信息研究和确定油田地质构造（包括对断层情况的分析研究）及储集体几何形态。

2）确定井剖面地层的岩相，研究油田及盆地的沉积相。

3）准确计算储层的基本参数，研究它们的空间分布，编制等厚度图、等孔隙度图、等渗透率图、等含油气饱和度图等。

4）计算油气地质储量。

5）研究岩石的力学性质，预测地层压力和破裂压力梯度，研究地应力方向等。

完成上述任务，需要取全取准地质、测井、地震、分析化验和地层测试信息，进行油田测井标准化，建立符合实际的解释模型与油田参数转换关系，进行单井和多井的精细地层评价、测井相分析、地层对比，研究储层的纵横向分布规律以及油、气、水分布规律，并用计算机绘图技术绘制各种参数的等值图、三维立体图和切片图等图件。

（二）油藏动态描述

动态描述是在油气田开发阶段的油藏描述。

1）研究油气田开发过程中，油气藏基本参数的变化规律。估计油气压力、相对渗透率、油气饱和度，确定生产井的产液剖面、注入井的注水剖面，监视油水边界的移动，对油气田进行动态描述。

2）进行单井或整个油藏的动态模拟，为制定最佳开发方案、提高油气采收率提供依据。单井模拟的目的是使单井模型预测的有关参数与实测值有较好的匹配。例如，通过调整油井模拟中每个产层的渗透率和表皮系数等，使其预测的油井流量剖面、压力降和压力恢复响应与实测值基本接近。这样，可得到经过改善的、可靠的、一致的油层动态描述结果。这种动态描述不仅综合了裸眼井测井、岩心分析、重复式地层测试器、试井及生产测井等可用的信息；而且还使这些不同类型的测量数据之间相互匹配，充分利用油井动态的所有信息。

显然，油藏描述必须是多学科相互结合、相互渗透才能实现。测井在油藏描述中的主要任务有：关键井的选择与研究，全油田测井信息的标准化，建立油田测井解释模型与参数转换，油田参数空间分布及相应图件的绘制以及单井动态模拟等。很明显，这些工作必须要将测井同地质、岩心分析化验、地层测试和开发等信息密切结合才能完成。

（三）油藏描述技术中测井解释的特点

1）特别强调测井、地质信息在深度上的一致性。

2）全油田测井信息要标准化，并将各种非地质因素及误差减至最小。

3）优选适用于全油田的解释模型、解释方法与某些参数。

4）建立全油田的测井信息与地质参数间的转换关系，以解决测井项目不齐全井的有关参数计算问题。

5）利用最新技术从测井信息中提取尽可能多的反映地质特性的有用参数，并对油井剖面作测井相分析，用岩心鉴别测井相分析的结果。

6）用生产测井和油井测试等验证单井动态模拟的结果。

7）广泛地采用数据库技术。

8）运用各种绘图技术绘制油田的各种等值图、三维构造图、切片图等，详细而客观地描述油藏。

（四）油藏描述的基本成果

1.单井评价成果

即单井数字处理成果图及数据表，主要是单井储层岩性与基本参数（泥质或粘土含量、孔隙度、含水饱和度、渗透率、累计孔隙度与累计油气体积等）。对于关键井，还应包括岩心分析的基本参数及各种转换关系。

2.全油田综合研究成果

全油田各种参数的综合数据表，各种参数的等值图（如等厚度图、等孔隙度图、等渗透率图、总孔隙度图、净孔隙度图、含油气饱和度图等），三维构造图（包括以不同角度剖视的立体图），全油田油气储量计算结果等。

（五）油藏描述流程

图7-70是油藏描述的流程图。应强调指出，对油气藏的描述是一个反复实践和认识、不断深化的过程。油藏描述在勘探阶段的作用就是对油田进行静态描述。勘探初期，利用极少数（如3～5口井）井的测井、地质、录井信息以及地震资料等，通过单井解释、关键井研究、多井评价与综合研究，初步确定油藏构造、储集参数的空间分布、油藏边界，绘制相应图件，及时指导下一步的油田勘探，特别是滚动勘探。

图7-70 牛庄油田油藏描述流程框图

随着油田勘探开发的发展和井数的增加，就应该用更多的测井、录井、岩心、生产测试及地震资料对油气藏进行更准确地描述与评价。井数越多，资料越丰富，油藏描述就越完善、精确，越符合实际。可以说，从油田勘探开发初期直到油田开发后期，都应不断地进行油藏描述，不断地提高油气田勘探开发的经济效益，最大限度地提高油田最终采收率。实现少投入、多产出的勘探与开发目标。