1、战被己iICS 75. 020 E 12 备案号:24326-2008 SY 中华人民共和国石油天然气行业标准SY /T 5579. 1-2008 代替SY/T6167-1995. SY/T 6173-1995 , SY/T 6191-1996. SY/T 6313.1- 1998. SY/T 6314-1997, SY/T 6364-1998. SY/T 6365-1998 2008-06-16发布油藏描述方法第1部分:总则Reservoir description method Part 1: General provisions 国家发展和改革委员会发布2008-12-01实施SY!T
2、5579. 1-2008 目次前言. . . II 1 范罔. 2 规范性11用文件-3 术i击和定义. 4 由藏描述阶段的划分及任务. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 5 油藏描述的技术资料. . . 4 凸油藏描述的主要内容7 泊藏描述各阶段技术要求. . 13 8 成果图件及电子文档. . . . 15 附录A(规范性附录)陶造因素控制为主的油藏不同类型储层原始油气、油水界面的确定. 1s 附录B(规范性附录)油气藏原始地层压力及压力系统确定方法
3、. . 21 附录c(资料性附录)测算天然水驱油藏天然能量有关公式.24附录o(资料性附录)测算弹性驱动油藏天然能量有关公式 27 附录E(资料性附录)测算重力驱动油藏天然能量有关公式. . . 2S 附录F(资料性附录)测算综合驱动泊藏天然能量有关公式. 20 参考文献. 31 I 醺睡2班主乌兰、. SY/T 5579.1-2008 前-一一同SY/T 5579 (泊藏描述方法分为四个部分:-第1部分:总则，第2部分碎屑岩油藏;第3部分:碳酸盐岩潜山油藏;第4部分:特殊岩性油藏。本部分为SY/T 5579的第1部分，由SY/T6167-1995 (泊藏天然能量评价方法、SY/T6173-1
4、995 (油气储集层岩石孔隙类型划分、SY/T6191-1996(稠油油藏描述技术要求、SY/T6313. 1一1998(油气水界面确定方法油气、油水界面)，SY /T 6314一1997(沉积相描述方法陆相部分、SY/T 6364-1998 (油藏流体性质和分布描述方法、SY/T 6365-1998 (油气藏原始地层压力及压力系统确定方法七个标准整合修订而成，本部分代替这七个标准。此次整合修订的主要内容包括.将上述七个标准中内容重复部分进行了整合、精简;将上述七个标准附表中的常用公式进行了省略;将上述七个标准的符号注释部分进行了合并、重写;一对有关条款的内容进行了精简;增加了建立三维地质模型
5、和剩余油描述方面的内容。本部分的附录A、附录B为规范性附录，附录C、附录D、附录E、附录F为资料性附录。本部分由油气田开发专业标准化委员会提出并归口。本部分起草单位:中国石油勘探开发研究院油气田开发研究所。本部分起草人因昌炳、郭燕华、肖敬修。本部分所代替标准的历次版本发布情况为:SY/T 6167-19951 一一SY/T6173-1995; SY/T6191一1996;SY/T 6313.1一-1998;SY/T 6314-1997; SY /T 6364-1998; SY /T 6365-1998, E SY!T 5579. 1-2008 1 范围油藏描述方法第1部分:总则SY /T 55
6、79的本部分规定了油藏描述的阶段划分及任务、技术资料、主要内容和技术要求。卒部分适用于碎屑岩油藏、碳酸盐岩泊藏、特殊岩性(指变质岩和火山岩)油藏的描述。2 规范性引用文件下歹rJ文件中的条款通过SY/T5579的本部分的引用而成为本部分的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本部分，然而，鼓励根据本部分达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本部分。SY/T 5368 岩石薄片鉴定SY/T 5386石油探明储量计算细则裂缝性油气藏部分SY/T 5477 碎屑岩成岩阶段划分SY/T 547R 碳酸盐岩成
7、岩阶段划分3 术语和定义3.1 3.2 3.3 下列术语和定义适用于SY/T5579的本部分。i由藏描述reservoir description 研究和定量描述油藏开发地质特征，并对油藏进行解释、预测及评价的技术。评价阶段油藏描述reservoir description in evaluation ph描e从汹因发现到整体投入开发，所进行的i由藏描述。开发初期阶段油藏描述四servoirdescription in early development phase 在油阳正式开发方案实施后到整体开发调整之前，所进行的油藏描述。3.4 3.5 开发中后期阶段油藏描述r四ervoird曲。ipt
8、ionin middle and late development ph剧e从油田调整之后，i由藏进入中后期阶段，所进行的油藏描述。沉积相sedimentary facies 在特定沉积环境下形成的具有某种特征的沉积体。沉积相曲大到小，可分为相组、相、亚相和微相四级。细分沉丰肿目对汹田开发过程中认识油层非均质性及地下油水运动规律有重要意义。3.6 成岩相diagenetic facies 在成岩环境控制下，由各种成岩作用形成并具有一定几何形态和特定成岩组构、特定成岩矿物组合的地质休。成岩相在空间上的展布和成岩环境分析是研究孔隙形成、演化和成岩圈闭的有效方法。国匾副理毛舍己古平已严描画面做品唇边
9、也常叫白k，_1 SY/T 5579. 1-2008 3.7 岩心相分析core facies analysis 根据岩心中所含相标志信息(包括岩石颜色、岩石性质及组合关系、颗粒结构、沉积构造、韵律性、占生物、矿物、接触关系等)判别和划分沉积相，建立剖面模型、平面模型，研究沉积相在纵向上和平面t的变化。3.8 测井相分析logging facies analysis 利用有效的测井方法所获取地下岩层信息来判断和划分沉积相。首先在取心井中选择有效测井方法，根据泪1井曲线形态和参数划分测井相，然后与岩心分析的沉积丰日进行相关对比，建立测井相模式，以此为标准，对各井进行测井相分析。3.9 地震相分析
10、seismic facies analysis 利用三维地震、高分辨率地震、垂直地震剖面等方法所获得的地下岩层信息来判别沉积和l划分沉积相.并进行剖面相分析和平面相分析，了解沉积在纵向上和平面上的分布及变化。最大优点是jjJ以预测井问沉积分布和变化。3.10 储层非均质性reservoir heterogeneity 储层在一维空间的分布及其内部的各种开发地质属性存在明显的差异，这种差异称为储层非均质性。其研究内容一般分为宏观非均质性与微观非均质性两类。宏观非均质性包括层间非均质性、平由F均质性、层内非均质性;微观非均质性包括孔隙、喉道非均质性等。3.11 层闹非均质性interlayer h
11、et忘rogeneity各泊(气)储层之间在岩性、物性、产状、产能等方面的差异。层间非均质性是造成层间矛盾的内因，是多泊层注水开发油田最为突出的矛盾。层间非均质性是对套砂、泥岩间互的含油层系的总体描述，包括各种环境的砂体在剖面上交互出现的规律性，以及作为隔层的泥质岩类的发育和分布规律等，是决定升发层系、分层开采工艺技术等重大开发战略的依据，需要描述分层系数、砂岩厚度系数、各l层间渗透率非均质程度等内容。3.12 储层平面非均质性r四ervoirplanar heterogeneity 1由层平面不同部位在岩性、物性、厚度、沉积相、产能等方面的差异。平面非均质性是造成平面注入开IJ不均匀指进矛盾
12、的内因。主要描述:lt9体几何形态、砂体规模及各向连续性、砂体连通性、砂体内物性干面变化及方向性等内容。3.13 储层层内非均质性r四ervoirinlayer heterogeneity j自层内部各段在岩性、物性、层理构造、韵律等方面的差异。层内非均质性是造成层内矛盾的内冈，是影响lll层水洗厚度大小和驱泊效率高低的主要因素之一。主要描述粒度在平向上变化的韵律性，最高渗透率段所处位置，沉积构造的妻向演变，层内不连续夹层的分布规律等内容。3.14 储层孔隙非均质性r四ervoirpore heterogeneity ;二指储I孔隙H侯道内影响流体流动的地质因素。主要包括孔隙、喉道的分布、孔隙
13、结构特征的不均匀理度、粘L基质及成分、产状。3. 15 非均质性表征参数characterzation parameters of heterogeneities 2 SY/T 5579. 1-2008 通常用岩心样品分析数据进行统计、计算，用统计指标来反映非均质程度。一般用渗透半参数来表征非均质忡科度。当取心资料不具代发性时，可用测井连续解释的渗透率值进行统计。常用非均质性主主数有:渗透率变异系数、渗透率级差、均质系数(或突进系数)及垂直渗透率与水平渗透率的比值等。3. 16 储层综合评价comprehensive evaluation of reservoir 在非均质性研究基础上，对油田
14、内每一套含油层系中各泊层组、砂层组、单油层和油砂体之间的差异进行分类.以有利于开发上区别对待。常用评价参数有:有效厚度、钻遇率、渗透率、有效孔隙度、油层延伸长度、孔隙结向参数、层内非均质性(以层内渗透率变异系数及韵律性等作为评价指标)。3.17 现今地应力insi i油由口阳1上j通虚称的地应力是指现今构造应力场。一般把燕山运动前的构造应力场称为古向适应力场。是现今还在作用，仍在岩层中不一定显示出构造迹象。现今!但力场与古构适应力场往往有继求关系，对于分析古构适应力和裂缝分布等也有参考价值。3.18 油藏地质模型reservor gl刊logicalmodel 将i由藏地质特征在三维空间的分布
15、及变化定量表述出来的地质模型，即将这些地质特征通过计算机手段、叫视化系统建v._维地质模型，称为i由藏地质模型。它是对油藏的类型、几何形态、规模、油藏内部结构、储层参数及流体分布等地质特征的高度概括，通常是由圈闭结构模型、储层地质模型和流体分布模型组成。3.19 构造模型struc!ural model 表征构造罔闭形态、断层性质特征，并建立目的层三维空间形态的分布及变化的模型。1句造描述工作视不同开发阶段的资料情况而元，油藏评价阶段主要采用以地震为主结合钻井资料研究掏造;汕田井网钻完以后，以钻井资料为主参考二维地震资料研究构造;油田开发中后期，各种动静态资料比较齐全，既有二维地震资料、钻井资
16、料、岩心资料和测井资料，又有大量的油水井的测试资料和生产数据，此时向造研究向精细化发展微型构造研究。主要描述内容:构造要素有轴向、自点、长度和宽度、闭介而识、闭fT高度以及掏造倾角;断层要素包括:断层性质、断层产状、断层规模、断层级别Cilll回范围内主要描述二、之兰、四级断层)以及断层密封性等。3.20 参数模型at!ribute model 是在储集体格架内定量给出各种属性参数的空间分布。三维参数模型的建立是以井模型和层模型为基础，描述储集层三维空间内的分布与格架，并研究其各项物性数据的分布与变化。3.21 流体模型f1 uid model 表征储层在三维空间的分布及其内部流体性质变化的模
17、型。3.22 原型模型prototype model 个与模拟目标储层沉积类似，并具有足够密集的数据控制点，得到详细描述的储层地质模型。3.23 储层地质知识库reservoir geological database 经大量研究高度概括和总结出的能定性或定量表征不同成因类型储层地质特征，且具有普遍意义幅酷蓝蓝f溢二如sy/r 5579.1-2008 的参数的集合储存。它能用于指导对未知储层的预测和地质建模。储层地质知识库的获得主要靠露头、现代沉积和密井网区等的精细研究和解剖，其中露头储层的精细研究特别重要。储层地质知识库主要包括岩性岩相库、沉积环境和沉积微相库、几何形状库、物性参数库、成岩库
18、等。4 油藏描述阶段的划分及任务4.1 油藏描述阶段划分油藏描述阶段划分为评价阶段油藏描述、开发初期阶段油藏描述、开发中后期阶段泊藏描述。4.2 各阶段油藏描述的任务4.2.1 评价阶段应用地震和所有探井、评价井的岩心、测井、测试、试油等资料，描述泊藏的构造形态、储层类型和流体性质，确定油藏类型，为建立地质模型，提交探明地质储量和可采储量，及油田开发方案设计提供依据。4.2.2 开发初期阶段通过三维地震资料的处理和解释，应用所有探井、评价井、开发井、开发资料井的岩心分析、视井、试油、试采、先导试验等资料，进行油藏地质认识，修正油藏构造形态、断裂系统、储层沉积类型及岩性、物性、结构特征、流体性质
19、及分布规律，搞清油气富集规律，建立油藏地质模型，为提交储量复算、开发方案指标修正以及油田调整提供依据。4.2.3 开发中后期阶段该阶段要求更精细、准确、定量的预测出井间各种储集体内部成因单元的非均质性及其在三维空间的分布规律。应充分利用这一阶段取得的所有静态、动态资料，结合油藏工程的生产动态分析，开展微构造研究、流动单元划分及小尺度的井间参数预测，对1勾适、储层、剩余油分布等地质特征作出当前阶段的认识和评价，建立三维地质模型，为油田调整挖潜、提高采收率提供可靠的地质依据。5 油藏描述的技术资料5.1 地质包括区域地质、构造特征、沉积环境、油藏形成条件以及地质录井(岩心录井、井壁取心、钻时录井、
20、岩屑录井、荧光录井、钻井液录井、气测录井和各种地化录井)及其分析鉴定数据等。5.2 地震与地质条件相适应的高精度地震资料包括三维地震、高分辨率地震以及VSP资料等)，其精度应能够定油藏构造形态，查明断层和断块，按描述阶段要求发现微小圈闭，固定储集体，描述储层分布和连通性，估算储层参数，预测油气藏分布等。5.3测井按描述阶段要求，从本油田地质特征出发优选测井系列.标准测井系列、组合测井系列、水淹层测井系列和层内细分测井系列，测全各种曲线，建立各种参数解释图版。选择适当的井进行全井段声波测井、密度测井，为标定地震资料和反演解释提供依据。5.4试油、试井、试采所有发现井和评价井、开发资料井均应选择适
21、当的井层进行测试，取得产能、油层参数、与流体性质资料;所有注水油田(藏)开发先导试验都应选择开发资料井进行试注、试采，了解其注采能力、流体性质变化规律。边底水、气顶油藏还要进行试水、试气，了解泊藏天然能量大小。5.5 油田开发动态监测包括压力、流体流量、流体性质、水淹状况、储层特征变化、原油外流、油气水界面变化、温度场、井下技术状况、生产动态测井(产液剖面和注入剖面)等。SY/T 5579. 1-2008 5.6 数据库包括三维地震数据库、测井曲线及成果数据库、测试资料数据库、分析化验数据库、开发综合数据库、井位及测线位置数据库、单井基础数据库、油藏描述所需其他数据库。6 油藏描述的主要内容6
22、.1 地层划分与对比6. 1. 1 区域地层划分与对比6. 1. 1. 1 新探区应有一口基准井(参数井)或数口探井，进行区域地层划分与对比，建立油田(由藏)范围内的完整综合柱状图，作为该区井下地层划分与对比的标准，可直接应用勘探研究成果。6. 1. 1. 2结合构造、沉积方向、油藏的不同位置，选择适当的剖面，进行逐井对比，沿剖面闭合，确定标志层(或辅助标志层).形成对比网络，以此显示地层发育状况及纵横向上厚度变化规律，并检验划分对比正确性与合理性。6. 1.1. 3 地层主要确定界、系、统、组、段的划分J组以下再划分储层。6. 1. 2 储层划分与对比6. 1. 2.1 沉积储层应按其旋回性
23、进行细分细分的主要依据是岩心和标准测井曲线。一般应划分为层系、油层组、砂层组、单砂层四级。6. 1. 2. 2 对比原则以古生物和特殊岩性为基础，在对比标志层控制下，以沉积旋回为主要依据，应用测井曲线形态及其组合特征，逐级进行等时原则对比。不同地区、不同沉积相带应根据油气层沉积成因采用不同的具体对比方法。6. 1. 2.3 对比方法、步骤6. 1. 2. 3.1 选取标志层(或辅助标志层)。6. 1. 2. 3. 2 建立对比标准剖面，通过对比确定标准剖面上各井的分层界线。6. 1. 2. 3. 3对比各井的层组界线，根据标准井组划分结果，通过井间对比，划分其他井的油层组、砂岩组及小层的界线，
24、并用邻井资料进行验证，通过对比确定钻遇断层井点的断点深度、断失层位、断失厚度等。6. 1. 2. 3. 4进行区块统层，对于陆相沉积，岩相、岩性变化大的情况，在标志层控制下，应采用旋回对比、分级控制，逐井追索，剖面闭合的方法，全区统一。6.2构造描述6.2.1 区域构造描述应用勘探研究成果描述区域构造格局、泊藏所处区域构造位置，以及对油气藏形成的控制作用、油藏构造与区域构造的关系。绘制区域构造位置图、构造单元图。6.2.2 浦藏构造描述6.2.2.1 油藏圈闭类型描述油藏的圈闭类型及形成条件。圈闭类型可分为构造圈闭、岩性圈闭及地层圈闭等。6.2.2.2 构造形态描述目的层顶面或底面的构造类型、
25、形态、轴向、长短轴比例、两翼及倾没端的倾角、闭合面积、闭合高度、含油气高度等构造要素。6.2.2.3 断裂特征描述断裂系统特征:分级描述断层的展布，断层性质、条数、密度、分布形态、断层走向、延伸长度、断距、断层面倾向、顷角、充填物、密封程度等断层要素。对于断块油藏，要描述断块区和断块的划分及其地质特征。5 圈圈斟益也SY/T 5579.1-2008 6.2.2.4 构造发育史描述构造、断裂发育的演化史继承性及其对油气藏形成的控制作用。6.2.3 微型构造描述对碎屑岩油藏要描述微小断层、微构造的分布面积;碳酸盐岩油藏及变质岩潜山油藏要描述潜山形态和微内幕构造;火山岩油藏要描述火山岩体形态和内幕断
26、裂。6.3 沉积环境及沉积相描述6.3.1 确定相标志以岩石学、沉积学为基础，确定岩性相标志、古生物相标志、地球化学相标志和地球物理相标志(测井相标志和地震相标志)。6.3.2 沉积相分析6.3.2.1 划相级别.沉积相划分为相、亚相和微相。6.3.2.2 微相分析:必须有岩心资料为基础，依据岩石相、垂向层序、沉积旋园，结合单项指标相分析，进行识别和划分各种沉积微相类型，描述相类型层序及演化，建立全剖面标准微相柱状图。6.3.2.3 测井相分析:应用各种测井响应技术识别储层微相，充分应用测井指相标志，建立本油田(藏)的测井相模式。6.3.2.4单井划相:所有开发井都要进行单井划相。取心段以岩心
27、为主划相，未取心井依据所建测井相模式进行划相。6.3.2.5 沉积微相与储层性质关系。重点描述以下内容a)岩石相(能量单元)与储层物性。b)季l句层序与层内非均质性。c)沉积微相展布与平面非均质性。6.3.3 建立沉积相模式6.3.3.1 单井相模式总结沉积相垂向的沉积层序和沉积演化。6.3.3.2 剖面相模式总结各种沉积相在剖面上的组合及演化规律。6.3.3.3 平面相模式总结各层平面上中目的组合规律、沉积方向、物源、及古水流方向。6.3.3.4 三维相模式总结沉积相在时间上的演化规律和空间上的分布特征。6.4储集层描述6.4.1 储集层岩性应按碎屑岩类、碳酸盐岩类、变质岩和火山岩类分别进行
28、。6.4. 1. 1 碎屑岩6.4. 1. 1. 1 确定碎屑岩矿物的成分及含量，主要描述岩石颗粒粒度、圆度、球度、分选、支撑类型、颗粒接触关系以及填隙物中的杂基及胶结物。6.4. 1. 1. 2 岩石分类及命名按SY/T5368的规定执行。6.4. 1. 2 碳酸盐岩6.4. 1. 2. 1 按成分可分为石灰岩和白云岩两大类，石灰岩与白云岩、碳酸盐岩与碎屑之间还存在着许多过渡类型岩性。6.4. 1. 2. 2 按岩石构造可分为生物碳酸盐岩、生物遗迹碳酸盐岩、颗粒碳酸盐岩、泥晶碳酸盐岩及其过渡性岩类，以及受成岩作用影响变为不同结晶程度的碳酸盐岩，其颗粒及晶体大小的分级与砂岩颗粒分级相对应。碳酸
29、盐岩的格架有生物遗体、生物骨架、内碎屑、生物碎屑、细粒、球粒、藻粒等。颗粒问隙物分为基质和胶结物两种成分。6.4. 1. 3 变质岩SY!T 5579.1-2008 描述主要内容为岩石命名及原生结构(变余结构、变晶结构、交代结构及碎裂结构)、构造(变成构造、混合岩构造)、布1物成分(主要矿物、次要矿物、自生矿物、次生矿物)、岩石类型。6.4. 1. 4 火山岩6.4. 1. 4.1 火山岩的岩性根据火山喷发特点，按五种火山岩相类型描述:爆发相、溢流相、喷发沉积相、火山通道相和次火山岩岩相6.4. 1. 4. 2 按不同岩相命名描述其矿物成分、结构(玻璃质、全品质、隐晶质、斑状、细革挝、构造(气
30、孔、杏仁孔、流纹、块状等)特征。6.4.2 储层孔隙结构6.4.2.1 储集空间6.4.2. 1. 1 按照成右阶段划分，可分为原生孔隙和次生孔隙。应分别按碎屑岩、碳酸盐岩、特殊岩性描述各类原生孔隙和次生孔隙的特征及次生孔隙的演化规律，并统计原生孔隙和次生孔隙所占比例。6.4.2. 1. 2 碳酸盐岩储集空间类型按照孔隙的几何形态及成因可分为孔、洞、缝三大类。根据岩心、薄片、扫描电镜及钻井放空、漏失等资料，描述各类储集空间的大小、形状及充填情况。6.4.2. 1. 3 火山岩储层常具孔隙和裂缝双重介质特点，储集空间主要为原生气孔、粒间孔、基质孔隙、溶蚀孔l，J和裂缝。6.4.2. 1. 4 描
31、述裂缝网络，根据裂缝的产状、形态及规模对裂缝进行分级和分类。描述各类裂缝的组系、力学性质、密度(问距)、产状、规模、形态、充填情况，以及在地层条件下裂缝张开度及其有效缝的分布密度。利用岩心、裂缝测井、试井等资料，分析裂缝与岩性的相关关系，结合各种裂缝预测方法(如主曲率、有限元法).分析裂缝的分布规律，描述应力场分布特征，预测裂缝发育部位。6.4.2. 1. 5 确定储集类型，统计孔、洞、缝三者在储层中所占的比例，应用三角图解确定储集类型。6.4.2.2 孔隙结构应用压求、薄片、电镜及岩心观察等资料，描述孔喉分布特征，确定储集空间与喉道组合类型。根据毛管压力资料统计表征孔喉分布特征的基本参数:排
32、驱压力及相应的最大连J孔喉半径、饱和度中值压力及相应的孔喉半径、最小非饱和孔隙体积、退出效率、平均毛管压力及平均孔喉半径，孔喉体积比、渗透率贡献值及有效孔喉半径F限，各级孔喉所占百分数;概率分布特征(均值、分选系数、偏度、变异系数)及孔隙结构系数。6.4.2.3 储层精土矿物特征6.4.2.3.1 分析粘士矿物成分及分布，按区块分小层、砂层组、汹层组统计粘土矿物量、成分及各组分的百分含量，研究粘土矿物在纵向、横向上的变化。6.4.2.3.2 分析粘t矿物产状，描述粘士矿物晶体结构在孔壁上、颗粒表面、粒间孔隙喉道中的分布状况。6.4.2.3.3 分析各种不同类型粘土矿物对储层孔隙结构的影响，并对
33、其敏感性进行评价。6.4.2.3.4 分析不同开发阶段，储层中粘土矿物及孔隙结构变化规律。6.4.3 储集层成岩作用阶段划分6.4.3.1 碎屑岩成岩阶段划分依据各种自生矿物特征、粘土矿物组合以及伊利石/蒙脱石混层粘土矿物转化、岩石结构、有机质成熟度、古温度等指标，判别所处成岩阶段，具体按SY!T5477的规定执行。6.4.3.2 碳酸盐岩成岩阶段划分依据各种碳酸盐岩自生矿物和非自生矿物的分布、组构特征及生成顺序、古温度、镜质体和沥青反射率CRo)和有机质成熟度等指标，判别所处成岩阶段，具体按黯塑撞镰隘说再J飞;sy/r 5579. 1-2008 SY/T 547日的规定执行。6.4.3.3
34、火山岩成岩阶段划分根据成岩作用(重力分异作用、同化作用、收缩作用、气体膨胀作用和压结作用)和次生作用(破裂作用、充填作用、交代作用、脱玻化作用、溶解作用)的地质特征及成岩标志进行;并描述次生作用各阶段孔隙类型及演化。6.4.3.4 成岩作用影响较大的储层要进行成岩相分析。6.4.4储层产状6.4.4.1 碎屑岩储层产状按不同区块分油层组、砂层主昆小层及单砂层，描述其储层砂(砾)层厚度、有效厚度、砂(砾)层层数、砂(砾)体形状及纵、横向的分布及变化。6.4.4.2 碳酸盐岩储层产状描述储层顶或底面的最大埋深、最/J、理深和中部深度g描述储集层的纵、横向变化;统计储层层数、总厚度、单层最大、最小和
35、平均厚度。6.4.4.3 火山岩储层产状描述火山岩岩体及储层的顶部埋藏深度，统计单层最大、最小及平均厚度;旋回及期次最大、最小和平均厚度;总厚度最大、最小及平均厚度;并描述火山岩体形态等类型及规模大小。6.4.5 储层物性6.4.5.1 孔隙度6.4.5. 1. 1 对裂缝性储集层应分别确定裂缝或溶孔、溶洞)孔隙度和基质孔隙度。6.4.5. 1. 2 对孔隙度应描述F列内容，描述总孔隙度、有效孔隙度及其相关关系;描述孔隙度在纵、横向上的变化;描述孔隙度与岩性的关系;描述孔隙度与上覆地层压力的关系;确定具有工业泊流的储层有效孔隙度下限值。6.4.5.2 渗透率6.4.5.2.1 适量选取有代表性
36、的者心在同一深度做垂直渗透率与水平渗透率分析(碳酸盐岩采用全直径岩心).并确定垂直渗透率与水平渗透率的关系。6.4.5.2.2 有效渗透率数据通过试并资料计算求得，描述测并解释渗透率与试井求得的有效渗透率两者之间的关系。6.4.5.2.3 渗透率应描述下列内容去描述道在1Ji渗透率与有效渗透率的关系g纵向上分油层组、砂层组、小层(碳酸盐岩分组、段、小法注，乎在5分区块统计平均渗透率，并描绘其纵向、横向上的变化g描述渗透率与岩性的关系，描述地震条件下渗透率的变化;描述孔隙度与渗透率的相关关系，确定储层王业泊流渗透率下限值。6.4.5.3 含油饱和度6.4.5.3.1 原始含油饱和度一般用测并解释
37、结呆确定，大型泊气回应有开发初期泊基钻井液取心或密闭取心的岩心分析资料验证。应描述原始含汹饱和度与岩性、孔隙度、渗透率的关系，不同含油高度对饱和度的影响，确定储层工业泊流食泌饱和度下猿值。6.4.5.3.2 开发中后期剩余油饱和度一般由测并解释和精细泊藏数值模拟提供，并由不同开发阶段检查井取心分析和生产测井资料进行验证，侧重描述剩余汹饱和度分布，剩余油饱和度与沉积相、微构造及储层非均质性关系。6.4.5.4 相对渗透率6.4.5.4.1 在重点取心井选取有代表性的储层岩样进行相对渗透率试验并绘制相对渗透率曲线。对重质油储层应做高温相对渗透率试验。6.4.5.4.2 确定相对渗透率曲线特征值(束
38、缚水饱和度、残余油饱和度、可动泊饱和度、等渗点含水饱和度、束缚水饱和度对应的油相渗透率、残余泊饱和度对应的水相渗透率等)。6.4.5.4.3 对单样品相对渗透率曲线进行归一化处理，确定各层组相对渗透率曲线。SY/T 5579. 1-2008 6.4.5.5 岩石润湿性选取有代表性的岩样进行润湿性测定，并应尽可能选取新鲜岩样，以便取得汹藏条件下的润湿性资料。6.4.5.6 敏感性选取有代表性岩心测定储层岩布敏感性(水敏、速敏、酸敏、盐敏、碱敏和压敏).描述储层敏感性。6.4.5.7 压缩性有条件时选取有代表性岩心测定岩石弹性压缩系数，描述岩石压缩性。6.4.5.8 导热性选取有代表性岩心测定的导
39、热系数、热膨胀系数，描述储层岩石的热物理性质。6.4.5.9 力学性质选取有代表性岩心测定岩石的力学性质，确定泊松比、切变模量、杨氏模量、体变模量、岩石强度等参数。6.4.5.10 不同开发阶段储层物性参数变化规律研究依据不同开发阶段取心井及测井资料，分相带建立储层物性参数(孔隙度、渗透率、泥质含量、粒度中值、润湿性、相对渗透率等)在不同开发阶段变化规律。6.4.6 储层非均质性6.4.6.1 层内非均质性6.4.6. 1. 1 描述单砂层内粒度韵律性。6.4.6. 1. 2 描述沉积构造的垂向变化。6.4.6. 1. 3 描述最高渗透率段在层内所处位置(碳酸盐岩则描述层内裂缝发育段、溶蚀孔洞
40、发育带的分布及其高渗透率段的关系)。6.4.6. 1. 4 描述层内夹层出现的频率、密度、厚度，并对夹层成因及分布规律进行分析。6.4.6. 1. 5 计算层内渗透率变异系数、极差、突进系数。6.4.6. 1. 6 层内渗透率与水平渗透率的比值。6.4.6.2 平面非均质性6.4.6.2.1 碎屑岩描述包括砂体几何形态、各向连续性、砂体连通性、砂体内渗透率平面上的非均质性。6.4.6.2.2 碳酸盐岩包括.描述裂缝、溶蚀孔洞在平面上的分布;根据单井资料，结合地震信息预测小层平面上的微相变化，推测有利储集相带发育区;根据成岩作用的平面变化规律，预测有利的次生孔隙发育情;根据储集体规模预测结果，判
41、断不同井距条件下的储集体连通情况。6.4.6.2.3 火山岩包括:在火山爆发相、火山溢流相带，气孔、冷凝收缩缝、火山角砾间缝发育，火山沉积相带，火山岩体变薄，储集性变差，次生溶蚀孔、洞和溶蚀缝主要发育于古侵蚀高地和古侵蚀斜坡上，古侵蚀洼地的火山岩体，次生孔隙不发育，储集性较差5构造裂缝具有明显的方向性。6.4.6.3 层间非均质性6.4.6.3.1 碎屑岩描述沉积旋回性;砂层层数;砂岩百分比;计算层间渗透率变异系数、突进系数和级差;剖面上主力泊层与非主力泊层的配置关系，层间隔层(隔层的岩性及物性标准，隔层在剖面上的分布，隔层厚度及其在平面上的变化，隔层的分隔性、渗透性、膨胀性及裂缝发育状况)。
42、6.4.6.3.2 碳酸盐岩描述:裂缝发育段及溶蚀孔洞发育带所在的含油层段的位置，统计含油层段内储层所占的比例、储层总厚度、平均单层厚度、最大和最小单层厚度，计算层问渗透率变异系数、突进系数和级差;隔层的岩性、厚度及横向分布的稳定性。6.4.6.3.3 火山岩描述.构成原生储集空间的气孔、冷凝收缩缝在每期喷发岩体的顶部发育，次生溶蚀孔、洞主要发育于火山岩体的仁部;风化裂缝和溶蚀裂缝主要发育于火山岩体的上部;构造裂缝. 疆矗隘黯缸姐监品、文与!画面-峰监飞在山SY/T 5579. 1-2008 以高角度缝为主，但并不自上而下贯穿整个火山岩体，而是集中分布于某些层段。6.4.7 储层综合评价6.4
43、.7.1 选择评价参数确定储层主要评价参数有:有效厚度、孔隙度、渗透率、含油饱和度、孔隙结构参数及层内非均质性等。6.4.7.2 参数评价6.4.7.2.1 储层有效厚度评价描述储层有效厚度大小及平面分布的稳定性。6.4.7.2.2 孔隙度评价6. 4. 7. 2. 2. 1 按照储层有效孔隙度的大小，确定属于高孔、中孔、低孔储层。6.4. 7. 2. 2. 2 确定有效孔隙度中各类孔隙所占的比例，碳酸盐岩和特殊岩性储层还包括裂缝、溶蚀孔洞和基质孔隙度。6.4.7.2.3 渗透率评价6. 4. 7. 2. 3. 1 按照储层有效渗透率的大小，确定属于高渗、中渗、低渗或特低渗储层。6.4.7.2
44、.3.2 确定双重介质储层裂缝渗透率和基质岩块渗透率对储层有效渗透率的贡献值的大小06.4.7.2.4 含油饱和度评价6. 4. 7. 2. 4. 1 确定储层原始含油饱和度、残余油饱和度、束缚水饱和度的大小06.4.7.2.4.2 确定各类储集空间含油饱和度的大小和所占的饱和度比例。6.4.7.2.5 储层非均质性评价描述储层层内的非均质程度，可分为均质、较均质和非均质。6.4.7.3 储层综合评价6.4.7.3.1 确定评价单元根据泊藏不同开发阶段的需要，碎屑岩i由藏确定以小层、砂层组或开发层系为单元，碳酸盐岩的油藏确定以小层、组、段为评价单元，火山岩泊藏确定分区、分期次进行储层分类评价。
45、6.4.7.3.2 单元综合评价综合考虑各项储层参数的评价结果，对单元储层进行综合评价。可应用根据开发任务评价目的选择多参数综合判别、人工智能及模糊判别等方法进行评判。评价结果可分为I类(好储层人E类(中等储层)和E类(差储层)。6.5 储层流体性质及分布6.5.1 流体性质6.5. 1. 1 原油性质描述不同层段地面原油性质(组分、密度、粘度、凝点、含蜡量、含胶量、含硫量、沥青质、初馆点等)、地层原油性质(密度、粘度、气泊比、体积系数、饱和压力、压缩系数和溶解系数等)、不同温度条件下原油性质的变化(流变性、粘度、析蜡温度、蜡溶点等)及其在平面上的变化。6.5. 1. 2 天然气性质描述不同层
46、段天然气组分、密度、凝析泊含量、重短含量、稀有气体含量及其在平面t的变化，描述油气相态变化，以及在不同压力、温度条件下的变化关系、互溶混相条件等。6.5. 1. 3 地层水性质描述不同层段地层水水型、离子含量、总矿化度、微量元素等，及其在平面的变化规律。6.5.2 油、气、水分布6.5.2.1根据岩心、录井、坝tl井、试油和测试资料等，建立泊、气、水层划分标准，判别油气、水、层。6.5.2.2 根据录井、单层试油、测井和压力资料，综合判断油气、油水界面(见附录凶，并描述泊SY/T 5579. 1-2008 气、油水界面的横向变化。. 5. 2. 3 描述油藏的含油高度、气柱高度、油水过渡带厚度
47、、油气过渡带厚度。描述气体和水体大小的分布状况。6.5.2.4 在开发过程中，描述流体性质和分布的变化和差异。6.6 油藏的温度、压力系统的确定6.6.1 温度系统根据实测温度，确定油藏油、气、水层温度，计算地温梯度，建立地温梯度曲线，判别油藏温度系统。6.6.2 压力系统6.6.2.1 主要应用油井测试法(实测静压点方法、稳定试井方法、不稳定试井方法)，结合测井法CRFT等)、录井法(钻井过程中的油气显示、钻井液密度变化等)，分别确定油、气、水层压力、计算压力系数、压力梯度，建立全油藏的压力梯度曲线和压力与海拔高度的关系，判别油藏是否具有异常压力，划分压力系统(见附录B)。6.6.2.2 根
48、据实验和理论计算确定地层破裂压力。6.7 油藏天然能量和驱动类型描述6.7.1 天然能量的确定6.7. 1. 1 测算水体权大小和天然水侵量补给状况，并根据试采资料计算单位压降产量和l水侵量，表示出油藏边、底水能量。测算水体大小和天然水侵量的计算公式参见附录C。6.7. 1. 2 用原始地层压力与饱和压力差值、岩石和流体的压缩系数计算弹性能量(参见附录囚。6.7. 1. 3 用气泊比、废弃压力等参数计算溶解气能量。6.7. 1. 4 经生产证实有原生气顶时，要确定气顶范围，根据气层分布面积、气顶高度和孔隙度，算出气顶地F体积和气顶指数，表示其能量大小06.7. 1. 5 泊层倾角大、原油含气少、泊藏边部渗透性差，或为封闭边界，采用测算重力因数项和驱动产量来确定重力驱动的能量。其有关测算公式参见附录E。6.7. 1. 6 通过生产动态分析
