苏里格气田强非均质致密砂岩储层的地质建模

《储层地质学》期末复习题 第一章绪论 一、名词解释 1、储集岩 2、储层 3、储层地质学 第二章储层的基本特征 一、名词解释 1、孔隙度 2、有效孔隙度 3、流动孔隙度 4、绝对渗透率 5、相渗透率 6、相对渗透率 7、原始含油饱和度 8、残余油饱和度 9、达西定律 二、简答题 1、简述孔隙度的影响因素。 2、简述渗透率的影响因素。 3、简述孔隙度与渗透率的关系 第三章储层的分布特征

一、简答题 1、简述储层的岩性分类？ 2、简述碎屑岩储层岩石类型？ 3、简述碳酸盐岩储层岩石类型？ 4、简述火山碎屑岩储层岩石类型？ 5、风化壳储层的结构 6、泥质岩储层的形成条件 二、论述题 1、简述我国中、新生代含油气湖盆中的主要储集砂体成因类型及主要特征。 （要点：重点针对河流相、三角洲、扇三角洲、滩坝、浊积岩等砂体分析其平面及剖面展布特征） 第四章储层孔隙成岩演化及其模型 一、名词解释 1、成岩作用 2、同生成岩阶段 3、表生成岩阶段 二、简答题 1、次生孔隙形成的原因主要有哪些？ 2、碳酸盐岩储层成岩作用类型有哪些？ 3、如何识别次次生孔隙。 三、论述题 1、简述成岩阶段划分依据及各成岩阶段标志

2、论述碎屑岩储层的主要成岩作用类型及其对储层发育的影响。 3、论述影响储层发育的主要因素有哪些方面。 第五章储层微观孔隙结构 一、名词解释 1、孔隙结构 2、原生孔隙 3、次生孔隙 4、喉道 5、排驱压力 二、简答题 1、简述砂岩碎屑岩储层的孔隙与喉道类型。 2、简述碳酸盐岩储层的孔隙与喉道类型。 三、论述题 试述毛管压力曲线的作用？并分析下列毛管压力曲线所代表的含义 第六章储层非均质性 一、名词解释 1、储层非均质性 2、层内非均质性 3、层间非均质性 4、平面非均质性 二、简答题 1、请指出储层非均质性的影响因素。 2、如何表征层内非均质性？

ＭＡＲＩＮＥＯＲＩＧＩＮＰＥＴＲＯＬＥＵＭＧＥＯＬＯＧＹ 海相油气地质 第１２卷第３期理论? 前沿２００７年７月 摘要储层地质建模对于科学的油藏评价、油藏开发管理以及三维油藏数值模拟具 有很大的意义。目前已有的建模算法和商业软件可满足地质特征三维分布的图形要求，并可进行初步的井间预测，但预测精度有待于进一步提高。简要介绍了各种建模方法研究现状，分析了已有算法中亟需改进的问题，并从建模算法的改进、原型模型的丰富、地震信息的整合以及加强地质约束等方面论述了储层地质建模的发展前景。关键词 储集层；地质建模；随机模拟；地质统计学 储层地质建模的现状与展望 吴胜和１９６３年生，教授，博士生导师。１９８６年毕业于华东石油学院北京研究生部，获硕士学 位；１９９８年毕业于石油大学（北京），获博士学位。主要从事储层地质学、油藏描述及三维地质建模的教学与科研工作。通讯地址：１０２２４９北京市昌平区中国石油大学资源与信息学院；电话： （０１０）８９７３３３２４ 文章编号：１６７２－９８５４（２００７）－０３－００５３－０８ 中图分类号：ＴＥ１９ 文献标识码：Ａ 收稿日期：２００７－０５－１４ 吴胜和 吴胜和，李宇鹏 （中国石油大学资源与信息学院） 随着油气田勘探开发的不断深入，储层研究转向以建立定量的三维储层地质模型为目标，这是储层研究向更高阶段发展的体现。进行科学的油藏评价、油藏开发管理以及三维油藏模拟均要求三维储层地质模型，即表征储层地质特征三维变化与分布的数字化模型。这一模型具有常规二维储层地质图件无可比拟的优点［ １］ 。 自上世纪８０年代以来，储层地质建模取得了长足的进展，发展了很多建模方法，并开发了不少建模软件，如国内目前应用较多的ＲＭＳ、Ｐｅｔｒｅｌ、Ｇｏｃａｄ等商业化软件。这些建模软件均可建立三维储层地质模型，并在油藏评价、油藏开发管理及剩余油分布预测等方面取得了较好的应用效果。 储层地质建模属于地质、数学与计算机等多学科结合的学科方向。建模内涵包括两大方面，其一为储层地质特征的计算机图形显示，属于计算机图形学的范畴，这一学科的发展已基本满足三维地质建模的图 形显示需要，如储层格架、储层相与岩石物理参数分布的三维图形显示（目前已有的商业软件均可达到这一目的）；其二为井间储层特征的预测，即应用已有信息预测储层特征的三维分布，这就要求相应的建模方法，它决定着所建立的模型是否符合地下地质实际，亦即建模精度。从这一角度来说，目前已有的建模方法和软件尚存在一些亟需改进的问题。 １建模方法概述 从本质上讲，储层地质建模是从三维的角度对 储层进行定量的研究，其核心是对井间储层进行多学科综合一体化、三维定量化及可视化的预测［ １］ 。 在给定资料前提下，井间储层预测有两种途径，相应地也就有两种建模途径，即确定性建模和随机建模。确定性建模是对井间未知区给出确定性的预测结果，而随机建模则是对井间未知区应用随机模拟方法给出多个“可选”的、“等可能”的预测结果。 ５３

1、次生孔隙形成的原因主要有哪些？ 答：次生孔隙形成的原因主要有：1）溶解（或溶蚀）作用；2）成岩收缩作用；3）构造应力作用。 2、碎屑岩的成岩作用可以划分为哪几个阶段？每个阶段各有什么标志? 答：碎屑岩的成岩作用可以划分为同生成岩阶段、早成岩阶段、中成岩阶段、晚成岩阶段和表生成岩阶段。 （1）同生成岩阶段的主要标志有：①岩石（沉积物）疏松，原生孔隙发育；②海绿石主要形成于本阶段；③鲕绿泥石的形成；④同生结核的形成。⑤沿层理分布的微晶及斑块状泥晶菱铁矿；⑥分布于粒间及粒表的泥晶碳酸盐，有时呈纤维状及微粒状方解石；⑦有时有新月形及重力胶结；⑧在碱性水介质（盐湖盆地）中析出的自生矿物有粉末状和草莓状黄铁矿、他形粒状方沸石、基底式胶结或斑块状的石膏、钙芒硝，可见石英等硅酸盐矿物的溶蚀现象等。 （2）早成岩阶段可分为A、B两期，下面分别对A期和B期进行阐述。 1）早成岩A期的主要标志有：①古温度范围为古常温小于65℃。②有机质未成熟，其镜质组反射率R o小于0.35%，最大热降解峰温T max小于430℃，孢粉颜色为淡黄色，热变指数TAI小于2.0。③岩石弱固结—半固结，原生粒间孔发育。④淡水—半咸水水介质的泥岩中富含蒙皂石层占70%以上的伊利石/蒙皂石（I/S）无序混层粘土矿物（有序度R=0），统称蒙皂石带；碱性水介质（含煤地层）的砂岩中自生矿物不发育，局部见少量方解石或菱铁矿，颗粒周围还可见少量绿泥石薄膜；碱性水介质的自生矿物有粒状方沸石、泥晶碳酸盐，无石英次生加大。古温度低于42℃是石膏及钙芒硝析出，本期末，泥晶含铁方解石和含铁白云石析出；泥岩中粘土矿物以伊利石—绿泥石（I—C）组合和伊利石—绿泥石—伊利石/蒙皂石混层（I-C-I/S）组合为主，伊利石/蒙皂石（I/S）混层为有序混层，也有无序混层，少见蒙皂石，砂岩中可见高岭石。⑤砂岩中一般未见石英加大，长石溶解较少，可见早期碳酸盐胶结（呈纤维状、栉壳状、微粒状）及绿泥石环边，粘土矿物可见蒙皂石、无序混层矿物及少量自生高岭石。在碱性水介质中可见石英、长石溶蚀现象。 2）早成岩B期的主要标志有：①古温度范围为大于65℃～85℃。②有机质未成熟，镜质组反射率R o为0.35%～0.5%，最大热解峰温T max为43℃～435℃，孢粉颜色为深黄色，热变指数TAI为2.0～2.5。③在淡水—半咸水水介质中，由于压实作用及碳酸盐类等矿物的胶结作用，岩石由半固结到固结，孔隙类型以原生孔隙为主，并可见少量此生孔隙；在酸性水介质（含煤地层）中，由于缺乏早期碳酸盐胶结物，压实强，颗粒可呈点—线状接触，压实作用使原生孔隙明显减少；碱性水介质中颗粒间以点接触为主，部分线接触，此生孔隙发育，形成原生孔隙、次生孔隙共存的局面。④淡水—半咸水水介质的泥岩中蒙皂石明显向伊利石/蒙皂石（I/S）混层粘土矿物转化，蒙皂石层占70%～50%，属无序混层（有序度R=0），称无序混层带；酸性水介质（含煤地层）的砂岩中胶结物少，局部可有少量早期方解石，粘土矿物以伊利石/蒙皂石（I/S）无序混层为主，还可有少量绿泥石和伊利石，在富火山碎屑

第七章储层地质模型 在油气田的勘探评价阶段和开发阶段，储层研究以建立定量的三维储层地质模型为目标，这是油气开发深入发展的要求，也是储层研究向更高阶段发展的体现。 现代油藏管理(Reservoir Management)的两大支柱是油藏描述和油藏模拟。油藏描述的最终结果是油藏地质模型，而油藏地质模型的核心是储层地质模型。这也是油藏描述所建立的各类模型中最难的一部分。三维定量储层地质模型的建立是国外近十年来的热门研究课题，无论是在模型的分类及建模方法方面都发展很快。这类模型的建立在我国是近几年来才发展起来的。 储层地质模型主要是为油藏模拟服务的。油藏数值模拟要求一个把油藏各项特征参数在三维空间上的分布定量表征出来的地质模型。实际的油藏数值模拟还要求把储层网块化，并对各个网块赋以各自的参数值来反映储层参数的三维变化。因此，在油藏描述中建立储层地质模型时，也抛弃了传统的以等值线图来反映储层参数的办法，同样把储层网块化，设法得出每个网块的参数值，即建成三维的、定量的储层地质模型。网块尺寸越小，标志着模型越细；每个网块上参数值与实际误差愈小，标志着模型的精度愈高。 第一节储层地质模型的分类 储层地质模型的研究在近十年来发展很快，不同学者从不同方面提出了不同的储层模型类型。 一、按开发阶段及模型精度的分类 在不同的开发阶段，资料占有程度不同，因而所建模型的精度也不同，作用亦不同。据此，可将储层地质模型分为三大类，即概念模型(conceptual model)、静态模型(Static model)和预测模型(Predictable model)(裘亦楠，1991)，体现了不同开发阶段不同开发研究任务所要求的不同精细程度的储层地质模型。 1.概念模型 针对某一种沉积类型或成因类型的储层，把它具代表性的储层特征抽象出来，加以典型化和概念化，建立一个对这类储层在研究地区内具有普遍代表意义的储层地质模型，即所谓的概念模型。 概念模型并不是一个或一套具体储层的地质模型，而是代表某一地区某一类储层的基本面貌，实际上在一定程度上与沉积模式类同，但加入了油田开发所需要的地质特征。图7-1为点坝砂体的储层概念模型——半连通体模式。

第３６卷　第６期 ＯＩＬ＆ＧＡＳＧＥＯＬＯＧＹ２０１５年１２月 收稿日期：２０１５－０１－１４；修订日期：２０１５－０９－２０。 第一作者简介：常海亮（１９８６—），男，博士生，沉积学．E －mail ：ｈｌｃｈａｎｇ１９８６＠ｑｑ．ｃｏｍ。 通讯作者简介：郑荣才（１９５０—），男，教授、博士生导师，沉积学和石油地质学．E －mail ：ｚｈｅｎｇｒｃ＠ｃｄｕｔ．ｅｄｕ．ｃｎ。文章编号：０２５３－９９８５（２０１５）０６－０９８５－０９ｄｏｉ：１０．１１７４３／ｏｇｇ２０１５０６１３ 阿姆河盆地中－下侏罗统砂岩储层特征 常海亮１，郑荣才１，王　强２ （１．成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都６１００５９； ２．中国石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院，四川成都６１００５１） 摘要：根据铸体薄片鉴定和扫描电镜、物性、压汞、镜质体反射率及声发射实验等分析，认为阿姆河盆地中－下侏罗统砂岩储层以细－中粒岩屑砂岩为主，控制储层发育的成岩作用有压实、胶结、溶解和破裂作用。以早期占据原始孔隙，晚期充填次生孔隙的多期次碳酸盐、硅质及粘土矿物的胶结作用影响最大，以长石、岩屑和方解石等不稳定组分溶解产生次生孔隙对形成储层的贡献最重要。储集空间为少量剩余原生粒间孔、粒间和粒内溶孔、晶间微孔及少量裂缝组合，储层具特低孔、特低渗性质。储层发育受多种因素控制：沉积微相控制储层发育位置；持续稳定的构造沉降决定了早－中成岩阶段成岩作用的发育程度；压实作用、早期碳酸盐和后期硅质的胶结作用是造成储层致密化的主要原因；孔隙流体性质的变化是促使不稳定颗粒组分和胶结物溶解、形成次生孔隙、晚期高岭石及伊利石沉淀的主要因素；破裂作用极大程度地改善储层渗透性，但储层发育程度有限。以物性和孔隙结构参数将储层分为３类，Ⅰ类储层发育弱，Ⅱ类储集性能差，储层开发风险超大。 关键词：成岩作用；砂岩储层；中－下侏罗统；阿姆河盆地 中图分类号：ＴＥ１２２．２ 文献标识码：Ａ Characteristics of lower －middle Jurassic sandstone reservoirs in Amu Darya Basin ，Turkmenistan ＣｈａｎｇＨａｉｌｉａｎｇ１，ＺｈｅｎｇＲｏｎｇｃａｉ１，ＷａｎｇＱｉａｎｇ２ （１．State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation ，Chengdu University of Technology ， Chengdu ，Sichuan ６１００５９，China ；２．Geological Exploration and Development Research Institute ， CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited ，Chengdu ，Sichuan ６１００５９，China ） Abstract ：Ａｎａｌｙｓｅｓｂａｓｅｄｏｎｄａｔａｏｆｃａｓｔｉｎｇｔｈｉｎｓｅｃｔｉｏｎｓ，ＳＥＭ，ｐｏｒｏｓｉｔｙａｎｄｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙａｎａｌｙｓｉｓ，ｍｅｒｃｕｒｙｉｎｊｅｃｔｉｏｎｔｅｓｔ，ｖｉｔｒｉｎｉｔｅｒｅｆｌｅｃｔａｎｃｅａｎｄａｃｏｕｓｔｉｃｅｍｉｓｓｉｏｎｔｅｓｔｒｅｖｅａｌｔｈａｔｌｉｔｈｉｃｓａｎｄｓｔｏｎｅｗｉｔｈｆｉｎｅｔｏｍｅｄｉｕｍｇｒａｉｎｓｉｚｅｓｄｏｍｉｎａｔｅｔｈｅｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｉｎｔｈｅＬｏｗｅｒ－ＭｉｄｄｌｅＪｕｒａｓｓｉｃｉｎＡｍｕＤａｒｙａＢａｓｉｎ．Ｔｈｅｉｒｆｏｒｍａｔｉｏｎｗａｓｃｏｎｔｒｏｌｌｅｄｂｙｖａｒｉｏｕｓｇｅｎ－ｅｓｉｓｐｒｏｃｅｓｓｅｓｉｎｃｌｕｄｉｎｇｃｏｍｐａｃｔｉｏｎ，ｃｅｍｅｎｔａｔｉｏｎ，ｄｉｓｓｏｌｕｔｉｏｎａｎｄｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ，ａｍｏｎｇｗｈｉｃｈ，ｔｈｅｍｏｓｔｐｒｅｄｏｍｉｎａｎｔｉｓｔｈｅｍｕｌｔｉ－ｓｔａｇｅｃｅｍｅｎｔａｔｉｏｎｏｆｃａｒｂｏｎａｔｅ，ｓｉｌｉｃｅｏｕｓａｎｄｃｌａｙｍｉｎｅｒａｌｓｔｈａｔｆｉｌｌｅｄｕｐｐｒｉｍａｒｙｐｏｒｅｓｆｉｒｓｔａｎｄｌａｔｅｒｓｅｃｏｎｄａｒｙｐｏｒｅｓ．Ｓｅｃｏｎｄａｒｙｐｏｒｅｓｆｏｒｍｅｄｂｙｔｈｅｄｉｓｓｏｌｕｔｉｏｎｏｆｔｈｅｕｎｓｔａｂｌｅｃｏｍｐｏｎｅｎｔｓｓｕｃｈａｓｆｅｌｄｓｐａｒ，ｄｅｂｒｉｓａｎｄｃａｌｃｉｔｅ，ｃｏｎｔｒｉｂ－ｕｔｅｄｔｈｅｍｏｓｔｔｏｔｈｅｆｏｒｍａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｐａｃｅｗａｓｃｏｍｐｏｓｅｄｏｆｒｅｍａｎｅｎｔｉｎｔｅｒｇｒａｎｕｌａｒｐｏｒｅｓ，ｉｎｔｅｒｇｒａｎ－ｕｌａｒａｎｄｉｎｔｒａｇｒａｎｕｌａｒｄｉｓｓｏｌｖｅｄｐｏｒｅｓ，ｉｎｔｅｒｃｒｙｓｔａｌｌｉｎｅｍｉｃｒｏｐｏｒｅｓａｎｄｆｒａｃｔｕｒｅｓ，ｃａｕｓｉｎｇｕｌｔｒａ－ｌｏｗｐｏｒｏｓｉｔｙａｎｄｐｅｒｍｅａｂｉｌｉ－ｔｙｉｎｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｔｈｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｗａｓｉｎｔｅｒｆｅｒｅｄｂｙｍａｎｙｆａｃｔｏｒｓ：ｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｙｍｉｃｒｏｆａｃｉｅｓｄｅｔｅｒｍｉｎｅｄｔｈｅｌｏｃａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ；ｓｕｓｔａｉｎｅｄｓｔｅａｄｙｔｅｃｔｏｎｉｃｓｕｂｓｉｄｅｎｃｅｃｏｎｔｒｏｌｌｅｄｔｈｅｅａｒｌｙａｎｄｍｉｄｄｌｅｓｔａｇｅｓｏｆｄｉａｇｅｎｅｓｉｓ；ｃｏｍ－ｐａｃｔｉｏｎａｎｄｃｅｍｅｎｔａｔｉｏｎｃａｕｓｅｄｔｉｇｈｔｆｏｒｍａｔｉｏｎｓ；ｐｏｒｅｆｌｕｉｄｃｈａｎｇｅｓｆａｃｉｌｉｔａｔｅｄｄｉｓｓｏｌｕｔｉｏｎｏｆｕｎｓｔａｂｌｅｃｏｍｐｏｎｅｎｔｓａｎｄｃｅ－ｍｅｎｔｓａｎｄｆｏｒｍｅｄｓｅｃｏｎｄａｒｙｐｏｒｅｓ，ａｎｄｔｈｅｐｒｅｃｉｐｉｔａｔｉｏｎｏｆｌａｔｅｒｋａｏｌｉｎｉｔｅａｎｄｉｌｌｉｔｅ；ａｎｄｆａｃｔｕｒｉｎｇａｃｔｉｖｉｔｉｅｓｉｍｐｒｏｖｅｄｔｈｅｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｏｆｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｈｏｗｅｖｅｒ，ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｗａｓｃｏｎｆｉｎｅｄｔｏｓｏｍｅｅｘｔｅｎｔ．Ｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｍａｙｂｅｇｒｏｕｐｅｄｉｎｔｏｔｈｒｅｅｃｌａｓｓｅｓｂａｓｅｄｏｎｐｈｙｓｉｃａｌｐａｒａｍｅｔｅｒｓａｎｄｐｏｒｅｓｔｒｕｃｔｕｒｅｓ．Ａｍｏｎｇｔｈｅｍ，ｃｌａｓｓｅｓＩａｎｄＩＩａｒｅｐｏｏｒｉｎｑｕａｌｉｔｙ，ａｓｓｕｍｉｎｇｈｉｇｈｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｒｉｓｋ．Key words ：ｄｉａｇｅｎｅｓｉｓ；ｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒ；Ｌｏｗｅｒ－ＭｉｄｄｌｅＪｕｒａｓｓｉｃ；ＡｍｕＤａｒｙａＢａｓｉｎ 阿姆河盆地右岸区块是目前中国石油海外投资规模最大的天然气项目区块，也是“西气东输”工程向中

储层建模研究进展及发展趋势 王文龙，尹艳树 (长江大学地球科学学院，湖北武汉430100) 摘要：油气田开发的后期进入高含水阶段，为了更加经济准确地进行油气开发，有必要采用储层地质建模的方法对老油气田进行储层研究。详细阐述了国内外储层地质建模的发展史，对储层地质建模的方法进行了细致的分类及论述。方法分类包括确定性建模方法和随机性建模方法。每一种建模方法又有多种子方法。提出了目前储层地质建模研究尚未很好解决的一些问题，如建模的对象局限于常规的碎屑岩储层。虽然有学者对火成岩、裂缝碳酸盐岩进行了相关的探究工作，但目前对非常规储层涉及较少，储层建模的精度也有待提高。 关键词：储层建模；确定性建模；随机性建模；发展趋势 0 引言 储层地质建模指的是运用计算机建模软件来建立高精度的储层地质模型，对油气储层内部结构进行精细解剖，进一步解释、研究油气的三维空间分布规律，表征储层的属性及特征，为下一步的油藏数值模拟提供数据(李振华，2010)。通过储层地质建模可以建立储层格架，对储层的物性进行评估，预测储层可采油气的空间分布，指导优选加密井井位及水平井钻进轨迹，以提高油气最终采收率，故储层地质建模是油藏描述的核心内容(盖凌云，2007；张昌民等，2007)。储层地质建模使得油气藏的非均质性描述更为精确，也为油气田的开发生产设计及相应的开发方案提供了数据(吴胜和等，1999；罗仁泽，2002)。储层地质建模自20世纪80年代开始提出，至今已取得了长足的发展。但是，相关的研究仍然存在一些问题，如建模对象局限于碎屑岩中的常规储层，建模精度不高等。储层地质建模的发展趋势必然会更好地解决这些问题，更好地用于指导油气的开发。目前，储层建模方法多样，有必要对地质储层建模方法进行总结并对目前储层建模研究中存在的问题和下一步的发展趋势进行探讨。 1 储层建模的发展 储层地质建模起源于国外，后来被引入国内对油田储层进行研究，我国学者结合实际建立了适用于我国地质储层的建模方法。 1.1 国外储层建模的发展过程 Jahns(1996)应用回归分析，并利用干扰试井数据进行油藏的二维描述，是迄今为止已知最早的关于油藏的研究成果；Coats等(1970)利用最小二乘法及线性规划并参考了动态特征的数据描述了油气藏的各种非均质性的参数，后来虽然有所发展，但尚未作为一门技术出现。20世纪50年代，南非的克里格提出金属分布具有的空间联系与样品的尺寸和位置有关，而非单纯的随机分布；不久之后，马特隆提出了地质统计学，他结合区域化变量的概念将传统的统计学理论进行了改进，发展出一套全新的数学技术——运用变差函数研究矿产矿化特征区域分布，这为以后的储层地质建模提供了基础。20世纪70年代，美国学者儒尔奈耳讨论

地质建模软件介绍 康文彬 摘要：随着信息技术手段的高速发展，传统工程地质学领域在地勘成果信息化设计方面渐渐形成了初步的理论与方法体系，并在此基础上对工程勘察全过程提出了一体化设计需求。实现工程三维地质信息建模与分析的目标，对工程全生命周期以三维地质模型作为支撑，将能够实现各方面的多种需求，而其最大的优势就是可以更为快速和准确、方便、直观的体现地质体的三维信息，还可以利用其剖切的功能实现二维图件的快速绘制。本文主要对地质建模理论和现有地质建模软件相关情况进行简要客观的介绍。 关键词：地质软件 1 三维地质建模的必要性 长久以来，对于地学信息的表示和处理都是基于二维的，通常将垂直方向的信息抽象成一个属性值，其实质就是将三维地质环境中的地质现象投影到某一平面（XY平面、XZ平面或YZ平面）上进行表达，称为2.5维或假三维，它描述空间地质构造的起伏变化直观性差，往往不能充分揭示其空间变化规律，难以使人们直接、完整、准确地理解和感受具体的地质情况，越来越不能满足工程设计和分析的需求，因此，真三维处理显得愈来愈迫切。与此同时，众多新型勘探手段的应用，诸如地震勘探、探地雷达、遥感，以及地球化学勘探等，致使各种地质资料急速膨胀，迫使地质工作者不得不采用新的手段来综合利用这些信息。因此，空间三维地质建模及可视化技术的研究是计算机在工程地质领域应用的一个必然趋势。 1994年加拿大学者Houlding最早提出了三维地学建模（3D Geosciences Modeling）的概念，即在三维环境下将地质解译、空间信息管理、空间分析和预测地质统计学、实体内容分析以及图形可视化等结合起来，并用于地质分析的技术。工程地质三维建模及可视化技术借助于计算机和科学计算可视化技术，直接从3D空间角度去理解和表达地质对象的几何形态、拓扑信息和物性信息，这对工程决策和灾害防治意义重大，已经成为岩土工程科学、工程地质学、数学地质学和计算机科学等多学科交叉领域研究的前沿和热点。 三维地质建模体系大致概括为地质数据处理、地质体建模和模型应用三个阶段。为充分了解现有三维地质建模软件的相关情况，选取满足当前工作使用需求的软件进行地质模型的创建，有必要对相关理论及各软件的相关情况进行简要介绍。

1、什么是储层地质模型？为什么要建立三维储层地质模型？ 答：储层地质模型是指能定量表示地下地质特征和各种储层（油藏）三维空间分布的数据体，一个完整的储层地质模型应包括构造模型、沉积模型、储层模型和流体模型等。 三维储层地质建模是从三维的角度对储层的各种属性进行定量的研究并建立相应的三维地质模型，其核心是对井间储层进行三维定量化及可视化的预测，与传统的二维储层研究相比具有以下的优势： 1）更客观地描述并展现储层各种属性的空间分布，克服了用二维图件描述三维储层的局限性。三维储层建模可以从三维空间上定量的表征储层的非均质性，从而有利于油藏工程师进行合理的油藏评价及开发管理。 2）更精确地计算油气储量。在常规的储量计算时，储层参数（含油面积、有层厚度、孔隙度、含有饱和度等）均用平均值表示，这显然忽视了储层非均质性的影响。应用三维储层模型计算储量时，储量的基本计算单元是三维空间上的网格（分辨率比二维高得多），因为每一个网格均附有储集体（相）类型的孔、渗、饱等参数。因此，通过三维空间运算，可计算出实际的含油储集体（砂体）体积、孔隙体积及油气体积，其计算精度比二维储量计算高得多。 3）有利于三维油藏数值模拟。三维油藏数值模拟要求有一个把油藏各项特征参数在三维空间上定量表征出来的地质模型。粗化的三维储层地质模型可以直接作为油藏数值模拟的输入器，而油藏数值模拟成败的关键在很大程度上取决于三维储层地质模型的准确性。 2、如何理解储层概念模型、静态模型和预测模型？它们有何异同？ 答：储层概念模型是指把所描述油藏的各种地质特征，特别是储层，典型化、概念化，抽象成具有代表性的地质模型。只追求油藏（储层）总的地质特征和关键性地质特征的描述，基本符合实际，并不追求所有局部的客观描述。 静态模型也称实体模型，是把一个具体研究对象(一个油田、一个开发区块或一套层系)的储层，依据资料控制点实测的数据将其储层表征在三维空间的变化和分布如实的描述出来而建立的地质模型，并不追求控制点间的预测精度。 预测模型不仅忠实于资料控制点的实测数据，而且追求控制点间的内插与外推值具有相当的精度，并遵循地质和统计规律，即对无资料点有一定得预测能力。 概念模型、静态模型和预测模型的区别： 1）研究阶段的区别。概念模型应用于油田的勘探与开发早期；静态模型应用于油田开发中期，一般是开发井网完成后进行；预测模型应用于油田开发后期。 2）研究方法的区别。概念模型一般以储层地质学（沉积学）和写实的描述方法为基本手段，尽可能直接利用岩心资料来建立概念模型，避免依赖测井解释等间接资料；静态模型的研究方法主要是在概念模型的基础上，充分应用开发井的各种资料，采用地质统计学方法来描述储层在二维或三维空间的实际特征；预测模型主要是采用随机建模技术，即将等概率的随机抽样方法（蒙特卡洛）与确定性的插值方法（克里金）相结合，所形成的地质统计学

第五章储层裂缝 裂缝是油气储层特别是裂缝性储层的重要储集空间，更是良好的渗流通道。世界上许多大型、特大型油气田的储集层即为裂缝性储层。作为一种特殊的孔隙类型，裂缝的分布及其孔渗特征具有其独有的复杂性，它不象正常孔隙那样通过沉积相、成岩作用及岩心分析能够较为容易地预测和评价。由于裂缝的存在对油气储层的勘探和开发会导致很大的影响，因而对油气储层中裂缝的研究就显得十分重要。本章主要介绍裂缝系统的成因、裂缝的基本参数、孔渗性以及裂缝的探测和预测方法。 第一节裂缝的成因类型及分布规律 所谓裂缝，是指岩石发生破裂作用而形成的不连续面。显然，裂缝是岩石受力而发生破裂作用的结果。本节分别从力学和地质方面简要介绍裂缝的成因分类及分布规律。 一、裂缝的力学成因类型 在地质条件下，岩石处于上覆地层压力、构造应力、围岩压力及流体(孔隙)压力等作用力构成的复杂应力状态中。在三维空间中，应力状态可用三个相互正交的法向变量(即主应力)来表示，以分量σ1、σ2、和σ3别代表最大主应力、中间主应力和最小主应力(图5-1)。在实验室破裂试验中，可以观察到与三个主应力方向密切相关的三种裂缝类型，即剪裂缝、张裂缝(包括扩张裂缝和拉张裂缝)及张剪缝。岩石中所有裂缝必然与这些基本类型中的一类相符合。 图5-1 实验室破裂实验中三个主应力方向 及潜在破裂面的示意图 图中A示扩张裂缝，B、C表示剪裂缝

1.剪裂缝 剪裂缝是由剪切应力作用形成的。剪裂缝方向与最大主应力(σ1)方向以某一锐角相交(一般为30°)，而与最小主应力方向(σ3)以某一钝角相交。在任何的实验室破裂实验中，都可以发育两个方向的剪切应力(两者一般相交60°)，它们分别位于最大主应力两侧并以锐角相交(图5-1)。当剪切应力超过某一临界值时，便产生了剪切破裂，形成剪裂缝。根据库伦破裂准则，临 界剪应力与材料本身的粘结强度(τo)及作用于该剪切平面的正应力(σn )和 材料的内摩擦系数(μ)有关，即， τ临界＝τo＋μσn 剪裂缝的破裂面与σ1－σ2面呈锐角相交，裂缝两侧岩层的位移方向与破裂面平行，而且裂缝面上具有“擦痕”等特征。在理想情况下，可以形成两个方向的共轭裂缝(即图5-1中的B、C)。共轭裂缝中两组剪裂缝之间的夹角称为共轭角。但实际岩层中的剪裂缝并不都是以共轭型式出现的，有的只是一组发育而另一组不发育。剪裂缝的发育型式与岩层均质程度、围岩压力等因素有关。当岩层较均匀、围岩压力较大时，可形成共轭的剪裂缝；而当岩层均质程度较差、围岩压力较小时，趋向于形成不规则的剪裂缝。 2.张裂缝 张裂缝是由张应力形成的。当张应力超过岩石的扩张强度时，便形成的张裂缝。张应力方向(岩层裂开方向)与最大主应力(σ1)垂直，而与最小主应力(σ3)平行，破裂面与σ1－σ2平行，裂缝两侧岩层位移方向(裂开方向)与破裂面垂直。张裂缝一般具有一定的开度，有的被后期矿物充填或半充填。 根据张应力的类型，可将张裂缝分为二种，即扩张裂缝和拉张裂缝。 (1)扩张裂缝 扩张裂缝是在三个主应力均为压应力的状态下诱导的扩张应力所形成图5-2 扩张裂缝的形成和应力单元

GOCAD 软件三维地质建模方法 1建模方法 GOCAD 三维地质建模主要包括两类：一类是构造模型（structural modeling）建模，一类是三维储层栅格结构（3D Reservoir Grid Construction）建模。 （1）构造模型（structural modeling）建模建立地质体构造模型具有非常重要的意义。通过建立构造模型能够模拟地层面、断层面的形态、位置和相互关系；结合反映地质体的各种属性模型的可视化图形，还能够用于辅助设计钻井轨迹。此外，构造模型还是地震勘探过程中地震反演的重要手段。 （2）三维储层栅格结构（3D Reservoir Grid Construction）建模根据建立的构造模型，在3D Reservoir Grid Construction 中可以建立其体模型；同时地质体含有多种反映岩层岩性、资源分布等特性的参数，如岩层的孔隙度、渗透率等，可对这些物性参数进行计算和综合分析，得到地质体的物性参数模型。 当采样值在地质体内密集、规则分布时，可以直接建立采样值到应用模型的映射关系，把对采样值的处理转化为对物性参数的处理，这样可以充分利用计算机的存储量大、计算速度快的特点。 当采样值呈散乱分布，并且数据量有限时，需要采用数学插值方法，拟合出连续的数据分布，充分利用由采样值所隐含的数据场的内部联系，精确的模拟模型中属性场的分布。 图1-1孔隙度参数模型分布图 2 建模流程 2.1数据分析 （1）钻孔、测井分布及数据分析 支持三维建模的数据主要为钻孔和测井。由于对区域范围和建立三维地质建模的精度要求不同，得对所得到的钻孔、测井的分布和根据其取得的数据进行分析和处理是的必要。根据钻孔、测井的分布范围和稠密程度可以大致确定地层的分布界限，对钻孔较少区域采取补充钻探或者采用其它方法进行处理。 （2）地质剖面

［收稿日期］2012－04－15 ［基金项目］中国工程院重大咨询研究项目 “我国非常规天然气开发利用战略研究”（2011－ZD －19－2）［作者简介］邱中建（1933—），男，四川广安市人，中国工程院院士，长期从事油气地质勘探和石油天然气发展战略研究； E －mail ：dengst@petrochina．com．cn 我国致密砂岩气和页岩气的发展前景和战略意义 邱中建1，赵文智2，邓松涛 1（1．中国石油天然气集团公司，北京100724；2．中国石油勘探与生产分公司，北京100007） ［摘要］根据资源、技术和现状全面分析了我国致密气和页岩气发展的关键因素。从资源品质、类型和政策 等出发，提出我国致密气和页岩气发展路线和三步走的发展前景。系统论述了我国致密气和页岩气发展对 于改善能源结构和保障国家能源安全具有重要战略意义。 ［关键词］致密气和页岩气；关键因素；发展路线；能源安全；能源结构 ［中图分类号］TE132［文献标识码］A ［文章编号］1009－1742（2012）06－0004－05 1前言 世界范围内，致密砂岩气（简称致密气）和页岩 气作为两种重要非常规天然气资源，已经逐渐成为 天然气产量的主要增长点。近年来随着我国天然气 产业的快速发展，致密气和页岩气也得到不同程度 的发展。正确分析我国致密气和页岩气发展的关键 因素，准确把握我国致密气和页岩气的发展路线，对 我国天然气的有序开发利用至关重要， 更对我国能源结构的持续稳定改善和可持续发展意义重大。2 我国致密气和页岩气发展的关键因素2．1我国致密气发展的关键因素 2．1．1储量和产量快速增长 我国致密气早在20世纪60年代在四川盆地就已有发现，但受认识和技术限制，发展较为缓慢。近几 年，我国致密气地质储量年增3000亿m 3，产量年增 50亿m 3，呈快速增长态势（见图1）。至2011年年底致 密气累计探明地质储量为3．3万亿m 3，已占全国天然 气总探明地质储量的40%；可采储量1．8万亿m 3，约占全国天然气可采储量的1/3。2011年致密气产量达256亿m 3，约占全国天然气总产量的1/4，成为我国天然气勘探开发中重要的领域［1］ 。 图11990—2011年我国致密气地质储量、产量增长形势图Fig．1Geological reservoir and production growth trend of tight gas in China 2．1．2资源潜力很大资源调查表明，我国致密气重点分布在鄂尔多 斯和四川盆地，其次是塔里木、准噶尔和松辽盆地，约占资源总量的90%。采用类比法，初步评估我国致密气技术可采资源量为10万亿m 3左右［2］，目前累计探明率仅18%，加快勘探开发进度，仍具有很大潜力。2．1．3关键技术已基本过关 近年来，借鉴世界致密气开采的关键技术，包括 直井、丛式井、水平井分段压裂技术，我国致密气开 发技术取得长足进步。随着大型压裂改造技术的进4中国工程科学

目录 第一章 S-Gems软件简介及建模工区概况 (2) 1.1 S-GeMs软件的基本概况 (2) 1.2 建模工区及地质背景简介 (2) 第二章数据的导入及基本分析 (3) 2.1 数据的格式及导入操作 (3) 2.2 数据分析及处理（正态变换） (4) 第三章各变量的变差函数分析 (8) 3.1 变差函数的基本原理 (8) 3.2 S-GeMs软件变差函数分析模块及基本操作简介 (8) 3.3 变差函数分析结果 (10) 第四章三维沉积相建模 (14) 4.1 三维沉积相确定性建模（指示克里金方法） (14) 4.2 三维沉积相随机建模（序贯指示模拟方法） (15) 第五章三维储层参数建模 (20) 5.1 协同克里金方法（cokriging）三维储层参数确定性建模 (20) 5.2 协同序贯高斯模拟方法（cosgsim）三维储层参数随机建模 (22) 第六章 S-GeMs软件建模的优越性与局限性 (26) 6.1 S-GeMs软件建模的优越性 (26) 6.2 S-GeMs软件建模的局限性（约束条件） (26) 参考文献 (27)

S-GeMs软件基本原理与三维地质建模应用 ——《地质与地球物理软件应用》课程报告第一章 S-Gems软件简介及建模工区概况 1.1 S-GeMs软件的基本概况 S-GeMS（Stanford Geostatistical Modeling Software）是Nicolas Remy在斯坦福大学油藏预测中心（SCRF：The Stanford Center for Reservoir Forecasting）开发的一套开源地质建模及地质统计学研究软件。2004年首次发布，其后进行了更新和升级。该软件包括传统的经典地质统计学算法和新近发展的多点地质统计学方法。由于操作简单、源代码公开，而且有二次开发的接口，因此日益成为继Gslib之后又一重要的地质统计学研究和应用软件。 1.2 建模工区及地质背景简介 已知建模工区的范围沿x、y、z方向为1000×1300×20米。三维网格数为100×130×10，网格大小为10×10×2米。主要沉积的砂体为发育在泛滥平原泥岩上的河道砂体，且河道砂体近东西向展布。另有部分河道发育决口扇砂体。工区第6网格层的沉积相切片如图1所示。 图1-1 建模工区中部沉积相分布图 本次实验共提供350口井的井数据，所有350井均为直井。垂向上每口井分为10个小层，每层厚度为2米，如图 2 所示。

致密砂岩气研究现状 根据中国近年来发现的大型致密砂岩气藏的开发地质特征，可将致密砂岩气划分为3 种主要类型。透镜体多层叠置致密砂岩气，以鄂尔多斯盆地苏里格气田为代表。发育众多的小型辫状河透镜状砂体，交互叠置形成了广泛分布的砂体群，整体上叠置连片分布，但气藏内部多期次河道的岩性界面约束了单个储渗单元的规模，导致储集层井间连通性差，单井控制储量低。苏里格气田砂岩厚度一般为30～50 m，辫状河心滩形成的主力气层厚度平均10 m 左右，砂岩孔隙度一般4%～10%、常压渗透率为（0.001～1.000）×10-3μm2，含气饱和度55%～65%，埋藏深度3 300～3 500 m，异常低压，平均压力系数0.87，气藏主体不含水。鄂尔多斯盆地上古生界天然气藏，鄂尔多斯盆地构造简单稳定。成熟源岩面积13×104平方千米，烃源岩成熟度0.6%~3%，砂岩平均孔隙度8.3% ,平均渗透率小于1*103 μm2; 四川盆地上三叠统须家河组平均孔隙度4. 77% , 平均渗透率小于1*103μm2;为致密-超致密砂岩储层，储层总体表现为低孔低渗高含水，强非均质性的特征。孔喉直径均值0.313μm2;成熟度1.0%~3.6%，源岩分布面积（1.4~1.7）×104㎞2（大于100m），连片砂体面积超过1×104㎞2，砂体普遍含气，以川中地区须家河组气藏、松辽盆地长岭气田登娄库组气藏为代表的多层状致密砂岩气，砂层横向分布稳定。川中地区须家河组气藏发育3 套近100 m 厚的砂岩层，横向分布稳定，但由于天然气充注程度较低，构造较高部位含气饱和度较高，而构造平缓区表现为大面积气水过渡带的气水同层特征。须家河组砂岩孔隙度一般为4%～12%，常压渗透率一般为（0.001～2.000）×10-3μm2，埋藏深度为2 000～3 500 m，构造高部位含气饱和度55%～60%，平缓区含气饱和度一般为40%～50%，常压—异常高压，压力系数1.1～1.5。长岭气田登娄库组气藏砂层横向稳定，为砂泥岩互层结构，孔隙度4%～6%，常压渗透率一般小于0.1×10-3 μm2，天然气充注程度较高，含气饱和度55%～60%，埋藏深度3 200～3 500 m，为常压气藏。 块状致密砂岩气，以塔里木盆地库车坳陷迪西1井区为代表，侏罗系阿合组厚层块状砂岩厚度达200～300 m，内部泥岩隔夹层不发育，孔隙度4%～9%，常压渗透率一般小于0.5×10-3μm2，埋藏深度4 000～7 000 m，为异常高压气藏，压

地质建模的作用是什么？ 四月5, 2010 作者hipetro 发表评论 严格的讲，地质建模已经不能算是很新的技术，在国外，地质建模已经发展了几十年，中国自上世纪80年代末开始引入EsrthVision以来，也已经发展了二十年。但回顾一下地质建模在油田开发中的作用，我们不难发现，目前的三维地质建模主要有两个作用：一个是为数值模拟提供基础模型，第二是用于油藏的整体评价，例如油藏勘探开发的风险评价。但三维地质建模一直没能深入到油田的生产中。就像许多搞生产的人评价的：好看，但不中用。 在另一方面，油田开发地质研究工作中，目前还没有十分有效、先进的技术。油藏地质研究还主要依靠手工编制的厚度图、油藏剖面图、连通图等。十分需要新的技术的补充与提高。在整个开发阶段地质研究工作中，唯一可以称为新技术的就是三维地质建模。因此三维地质建模完全可以在开发阶段地质研究中起到更为突出的作用。实际上，三维地质建模应该，也完全可以成为油藏开发阶段油藏精细描述和生产措施部署的核心技术。 自上世纪五十年代马特龙把地质统计学引用地质研究以来，地质统计学就成了地质建模的核心。但是几十年的实际应用也表明，单纯依靠地质统计学是不能把三维地质建模更深入的引入到油田的开发生产中的。 如何更多的发挥三维地质建模技术的作用，真正使其成为油藏开发阶段油藏精细描述和生产措施部署的核心技术是每一个从事三维地质建模工作的人必须经常琢磨的问题。 三维地质模型中的不确定性： 由于地质体的复杂性，三维地质模型中的不确定性是固有的，不可回避的。面对不确定性，擅长地质统计学的专家更喜欢从统计的角度对不确定性进行分析和评价。这在油藏整体评价阶段是正确的，但当我们把三维地质模型直接应用于生产的时候，又是远远不够的。例如从统计学的角度，可以利用随机模拟技术得到多个实现，通过多个实现的分析，对不确定性进行分析和评价。但对于生产来说，我们有可能根据多个实现钻探多套开发井网吗？生产需要的是一个确定的模型。因为生产方案只能有一个，生产措施方案只能有一套，钻探井位也只能有一套。 我们也可以计算出一个最大概率的模型做为最终的结果。但这个最大概率模型就真的更接近于地质体的实际状况吗？有生产经验的人都可以很容易的给与否定的回答。因此要想让地质模型能够被直接从事油藏开发生产的技术人员所接受，更合理的出路是想办法（通过更为充分的基础地质研究和基础数据的应用）尽量降低模型的不确定性。从而为生产方案提供一个更为合理可靠的（而不是多个等概率的）参考依据。 要想做到这一点，出路显然不在于更为合理的计算方法和计算参数上，而是更为充分合理的应用地质、物探基础数据。 三维地质建模与基础地质研究的结合 若要将三维地质建模技术直接应用到油藏开发生产，必须也能够与油藏地质研究相结合。

致密砂岩气藏读书总结 本次对于致密砂岩气藏的文献阅读主要从致密砂岩气藏的概念、分类、气藏特征、成藏要素、成藏机理以及国内外不同盆地致密砂岩气藏的特点等方面进行的，总结如下： 1.致密砂岩气藏的概念 国内外学者对致密砂岩气藏的定义与很多，其共同特点是储层致密，孔隙度渗透率很低。国内普遍认可的定义为：致密砂岩气是指孔隙度低(<12%)、渗透率比较低(1×10-3μm2)、含气饱和度低(<60%)、含水饱和度高(>40%)、天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的非常规天然气（关德师，中国非常规油气地质，1995）。 2.致密砂岩气藏的分类 致密砂岩气藏根据产状分类可分为致密深盆气、致密根源气、致密连续型砂岩气。通过阅读学习发现，对于致密砂岩气藏比较合理的分类方式是按照气藏的成因进行分类，根据有机质大量生、排烃时间与储层致密化时间的关系可将致密砂岩气藏分为三大类：“先成型”深盆气藏、“后成型”致密砂岩气藏、后期改造复合型砂岩气藏。 “先成型”深盆气藏是指有机质大量生排烃时间晚于储层致密化的时间，即储层先致密后成藏。“后成型”致密砂岩气藏与“先成型”相反，是储层先成藏后致密，可见，“先成型”早期属于常规气藏，也称为常规致密砂岩气藏，根据圈闭类型可分为：致密构造类砂岩气藏和致密岩性类砂岩气藏。第三类后期改造复合型致密砂岩气藏是指早期形成的致密类油气藏受到构造变动改造后形成的、地质特征可能完全不同的一种新类型的油气藏或者致密常规型油气藏与致密深盆型油气藏在地史过程中叠加复合而形成的致密型砂岩类油气藏。 3.致密砂岩气藏地质特征： （1）储层致密，储层孔隙度低，一般都在12%以下；储层渗透率低，一般都在1×10-3μm2以下。 （2）致密砂岩气藏埋深变化范围大，分布面积较大。 （3）储量规模大，但储量丰度低，产能低、开采难度大。 （4）油藏压力特征复杂，既有异常高压又有异常低压。一般的，深盆气藏随着成藏演化由异常高压变为异常低压。 （5）气水关系复杂，既有上气下水，又有下气上水，汽水边界不规则。 不同类型的致密砂岩气藏其特点也有不同，特别的，“先成型”深盆气藏地质特征比较特别。 深盆气藏最本质的特征为：天然气被圈闭在地层下倾方向或盆地中心区域；含气区域内的各地质体孔隙均含气而少含水。另外，深盆气气水关系为下气上水型，无明显的边水和底水，气藏形态不受构造控制；深盆气藏的地层压力异常，在主要盆地深盆气藏中，加拿大阿尔伯塔盆地和中国的鄂尔多斯盆地、吐哈盆地属于异常低压，美国的绿河盆地和红沙漠盆地以及中国的四川盆地都属于异常高压，研究表明在天然气充注和深盆气藏的形成过程中，它们的压力显现出正异常；在盆地上升剥蚀或深盆气成藏作用停止过程中，它们的压力显现出负异常。深盆

思考题： 1．储集层按岩性可分为哪些类型？按物性、按储集空间可分为几种类型？ 岩性分类方案 碎屑岩储集层：砾岩、砂岩等 碳酸盐岩储集层：灰岩、白云岩等 特殊岩性储集层：火山岩、变质岩、泥岩等 物性分类方案 孔隙性：高孔隙度、中孔隙度、低孔隙度、特低孔隙度储层 渗透性：高渗透率、中渗透率、低渗透率、特低神偷了呢储层 储集空间分类 孔隙型储集层 裂缝型储集层 溶洞—裂缝型储集层 孔隙—裂缝型储集层 孔、洞、缝型储集层 按孔隙结构的分类 六种类型： A型--粗孔粗喉结构 B型--粗孔中喉结构 C型--中孔中喉结构 D型--细孔细喉结构 E型--杂基充填的微孔结构 F型--紧密胶结微孔结构 2．碎屑岩储层按成因可分为哪些类型？ 砾岩、砂岩、粉砂岩 3．碎屑岩、火山岩、碳酸盐岩、泥质岩的孔隙空间类型、.孔隙结构类型是什么。第三章2 碎屑岩—空隙——孔隙型，碳酸盐—裂缝、溶洞--——缝-洞性，火山岩—裂缝_——裂缝型，泥质岩（1.裂缝型2.孔隙型3.孔—缝复合型） 4 毛细管压力曲线形态所代表的孔隙结构的含义

分选好，粗歪度分选好，细歪度

5、致密储层的主要特点是什么？ 孔渗性比较低<0.1×10-3um2 只能作为储气层（非常规气层）, 标准岩心分析和测井解释不能提供可靠的资料, 需进行大型压裂等措施才能获得工业产能 6. 碎屑岩和碳酸盐岩储层的成岩作用有几种？什么是成岩相？各什么特点。 成岩作用有：压实、压溶、胶结作用、交代作用、溶解（溶蚀）作用、 自生矿物的形成与充填作用、重结晶作用 成岩相：成岩相是指成岩环境和在该环境中形成的成岩产物的总和。 分类以及特点： （1）、弱压实成岩相 常形成于中、浅埋藏的砂岩中。砂岩杂基含量低，具颗粒支撑结构，机械压实作用减弱，而压溶作用增强，颗粒间多为点接触和线接触。胶结物含量低，具较高的孔隙度和渗透率，常构成高渗或中渗储层。 砂岩多为平行层理及块状层理砂岩，含油性好，常见于河道砂、三角洲前缘砂及扇三角洲前缘砂体。 （2）、强压实成岩相 常形成于杂砂岩中，由于杂砂岩的粘土杂基含量高，机械压实作用强，使原生孔隙大大降低。其孔隙度低，且多为微孔隙。喉道细，因此渗透率低，属于致密储层。强压实成岩相主要出现在埋深较大的湖底扇内主沟道砂体、扇三角洲平原和深水重力流沟道砂体中。由于孔隙度、渗透率特别低，对形成油藏可能是无效的，但对形成气藏还是有效的。 （3）、弱压实弱胶结成岩相 其基本特征同弱压实成岩相，但胶结物含量较高，胶结物含量多在5％～15％之间。由于胶结物充填了孔隙空间，降低了储层的孔渗性，成为低渗储层。 （4）、强压溶成岩相 常见于埋深很大的净砂岩储层中。由于埋深大，压溶作用强烈，使碎屑颗粒之间呈缝合及镶嵌式接触。石英颗粒的次生加大边发育，而其他胶结物含量低。镜下仅见残余的粒间微孔隙。这类储层的物性差，含油性不佳，但对深层天然气还是有意义的。 （5）、早期碳酸盐胶结成岩相 属于早期碳酸盐胶结成岩相的砂岩，其碳酸盐胶结物含量高达15％～30％，呈简单充填孔隙式胶结或嵌晶式胶结。胶结物主要为方解石和含铁方解石，代表早期胶结而晚期未发生明显溶蚀的储层类型。其孔渗性很差，属于致密储层，这种成岩相的形成与早期的断层活动有关，常分布在早期断层附近的滩坝砂体及三角洲分流河口砂坝砂体中。