天然气动态建模过程描述怎么写的好_天然气动态建模过程描述怎么写的好呢

2024-08-04 15:14:39

1.精细油藏描述技术的深化与发展

2.英语课件简介特色亮点怎么写

3.第8章菲律宾Malam paya油田渐新统—中新统碳酸盐建隆定量地震储层描述

4.我想问一下关于石油工程的课程设置，既整个专业包括的所有课程？尽可能详细一些，帮帮忙

5.王家华的获奖成果

6.计算流体力学 PK 空气动力学

天然气动态建模过程描述怎么写的好_天然气动态建模过程描述怎么写的好呢

一、规模化二氧化碳地质储存选址的基本原则

所谓“规模化CO2地质储存”相当于欧美等发达国家的“商业运行”CO2地质储存。目前，国内对于规模化CO2地质储存年灌注量尚无界定。在此借鉴澳大利亚的划分方案，即中试阶段CO2地质储存量为5～10000t/a，示范工程阶段CO2地质储存量为50～100000t/a，商业运行阶段CO2地质储存量为(400～500)×104t/a。结合我国CO2地质储存地质条件和国情，初步确定中国规模化单项CO2地质储存工程灌注量为≥100×104t/a。

欲实现深部咸水含水层CO2地质储存必须满足CO2以超临界流体态的形式储存于地下，即储存深度必须≥800m。CO2地质储存相当于营造一个地下人工气藏，其选址条件主要考虑以下因素:位于地质构造稳定的地区，地震、火山活动和活动断裂不发育，所储存的气体向大气泄漏的可能性微小;储层孔隙度和渗透率高，有一定厚度，能达到所需要的存储容量;上覆有不透气的盖层(张洪涛等，2005;孙枢，2006;许志刚等，2008)。

与天然气藏储层条件不同的是还要考虑以下因素:储层压力超过CO2的临界值，在这种压力下CO2受到压缩，密度达到600～800kg/m3，浮力低于天然气而高于原油;较低的地热梯度和地热流值，使CO2在较小的深度下能达到较高的密度;对人类社会、自然环境和带来的负面影响小(沈平平等，2009)。

综上所述，既有可灌注性良好的储层，又有稳固的盖层，区域地质构造稳定，地震、火山活动和活动断裂不发育，无未贯通性的盖层裂缝、断裂和废弃井等地质缺陷风险因素，能够确保CO2安全地质储存1000年以上，且灌注场地地面工程不受地表不良地质作用影响，源汇匹配合理，成本相对较低，并符合当地工农业发展规划、相关法律政策和环境保护目标要求，以及“地下决定地上，地下顾及地上”是深部咸水含水层CO2地质储存选址的基本原则。

1.目标储层具有可储存CO230年以上，有效储存量大的原则

就现代燃煤电厂的平均使用寿命而言，深部咸水含水层CO2地质储存场地合理使用年限应大于30年。

深部咸水含水层CO2地质储存场地的使用年限是从注入CO2开始至封场结束的时间。从理论上讲，使用时间越长，单位CO2地质储存的费用就越低。因此，场地使用年限在选址时就应首先予以充分考虑。

有效储存量是通过应用一定的技术条件(地质上的和工程上的)来限制储存量的评估范围，如储层的物理条件(孔隙度、渗透率、温度和压力)、埋深、盖层稳定性和安全性，以及该储存区域其他(油、气、煤、地热和矿产等)的开发利用情况等。

为确定拟选场地有效储存量须通过地球物理勘探、钻探、样品集与测试、灌注试验与监测等手段进行数据集，明确储层的几何形状、圈闭构造的完整性，以及储盖层的埋深、厚度、孔隙度、渗透率、非均质性、压力、温度、岩石矿物学特征、流体流动方向、咸水含水层的矿化度等数据，筛选潜在的储层，通过数值模拟初步确定场地有效储存量和使用年限。

2.安全原则

安全原则是深部咸水含水层CO2地质储存选址的重要原则。CO2地质储存潜在的泄漏路径有(IPCC，2006):①如果CO2能突破盖层毛细管的吸附压力，那么CO2就可以通过盖层的孔隙系统发生泄漏;②通过盖层中断层和裂缝通道系统泄漏;③通过人为因素，如对废弃井或现有钻井套管水泥封固存在质量问题发生泄漏;④通过储层与周围岩层的水动力系统进行泄漏(许志刚等，2008);泄漏方式有侧向泄漏(断层、跨越水力圈闭、溢出点)、通过盖层裂缝或断裂以及井筒泄漏(封井泥浆、井壁腐蚀)等(江怀友等，2008)。

泄漏的CO2对当地环境的影响主要表现在:一是可能增大接纳水体的酸度，打破原有的地球化学和生态平衡，导致地下水污染;二是一旦发生大规模地层运动，大量的CO2泄漏地表将给附近地区造成毁灭性的灾难(周锡堂等，2006)，影响人群健康;此外，还可能诱发地震，产生地面变形，产生地质灾害。

因此，在工程选址阶段必须开展场地地质资料搜集、遥感地质调查、场地综合地质调查、地球物理勘探、钻探、灌注试验和环境背景监测等工作，查明场地盖层封闭性质量，有无废弃钻井、断裂等等潜在的CO2泄漏通道。明确储层上部是否有可供工农业利用的地下水含水层、与可利用地下水主要补给区的关系及距离、与河流、水库等地表饮用水水源的位置关系及距离、与固定居民点的距离、与固定居民点的主导风向关系，以及与其他需要特别保护的目标区的距离等基本数据。在选址阶段，排除因地质缺陷导致深部咸水含水层CO2地质储存局部风险的产生。

3.经济原则

以合理的技术和经济方案，以较少的投资，不过多额外地消耗其他化石能源，实现深部咸水含水层CO2地质储存，是现阶段CO2地质储存选址的基本原则。

对此，在工程选址阶段要查明CO2源的分布和规模、碳源距离、基础设施(水、电、交通、通讯、医疗等)，对场地征地、CO2灌注工程建造等价格进行了解，对运输方式进行论证，提出最佳的经济方案。

4.符合一般建设项目环境保护选址条件，不受外部不良地质因素影响的原则

目前，有关CO2地质储存实践更多的是把CO2作为工业废物来看待。由此界定，CO2地质储存工程属环保型项目。同时因为CO2地质储存存在着泄漏的风险，所以，在选址阶段就应坚持符合一般建设项目环境保护选址条件的原则。

如《危险废物填埋污染控制标准》(GB18598－2001)规定:

1)填埋场场地的选择应符合国家及地方城乡建设总体规划要求，场地应处于一个相对稳定的区域，不会因自然或人为的因素而受到破坏。

2)填埋场场地不应选在城市工农业发展规划区、农业保护区、自然保护区、风景名胜区、文物(考古)保护区、生活饮用水源保护区、供水远景规划区、矿产储备区和其他需要特别保护的区域内。

3)填埋场距飞机场、军事基地的距离应在3000m以上。

4)填埋场场界应位于居民区800m以外，并保证在当地气象条件下对附近居民区大气环境不产生影响。

5)填埋场场地必须位于百年一遇的洪水标高线以上，并在长远规划中的水库等人工蓄水设施淹没区和保护区之外。

6)填埋场场地距地表水域的距离不应小于150m。

7)填埋场场地的地质条件应符合下列要求:位于地下水饮用水水源地主要补给区范围之外;地质结构相对简单、稳定，没有断层;

8)填埋场场地选择应避开下列区域:破坏性地震及活动构造区;海啸及涌浪影响区;湿地和低洼汇水处;地应力高度集中，地面抬升或沉降速率快的地区;溶洞发育带;废弃矿区或塌陷区;崩塌、岩堆、滑坡区;山洪、泥石流地区;活动沙丘区;尚未稳定的冲积扇及冲沟地区;高压缩性淤泥、泥炭及软土区以及其他可能危及填埋场安全的区域。

9)填埋场场地应选在交通方便、运输距离较短，建造和运行费用低，能保证填埋场正常运行的地区。

以上环境保护选址条件，可供深部咸水含水层CO2地质储存地面工程选址时借鉴。

图9－3中国CO2地质储存工作阶段与潜力分级图

二、二氧化碳地质储存选址程序与地质工作重点

基于我国多年来地质矿产和地下水勘查实践，我国CO2地质储存地质选址工作程序也是一个分阶段、循序渐进式的专业技术工作，是全国CO2地质储存潜力与适宜性评价工作的深化和延续。CO2地质储存选址包括规划选址和工程选址两大阶段。

全国CO2地质储存潜力与适宜性评价工作包

括如下5个阶段:第一阶段国家级预测潜力评价;第二阶段盆地级推定潜力评价;第三阶段目标区级控制潜力评价;第四阶段场地级基础储存量评价和第五阶段灌注级工程储存量评价。按CO2地质储存潜力评价精度由低到高，依次分称CO2地质储存潜力与适宜性评价E、D、C、B、A级(表9－6)。对应碳封存***论坛(CSLF，2008)CO2储存量金字塔分级图见图9－3，各级别潜力含义见表9－6内说明，与CSLF储存量金字塔分级的异同见表9－7。

深部咸水含水层CO2地质储存规划选址的第一阶段是国家级潜力与适宜性评价;第二阶段为盆地级一、二级构造单元潜力与适宜性评价;第三阶段为盆地构造单元圈闭级(CO2地质储存目标靶区)潜力与适宜性评价;第四阶段即工程选址阶段。

规划选址的第一、第二阶段主要是对国家级和盆地级CO2地质储存潜力进行评价。第三阶段重点是在选择出可供CO2地质储存的圈闭或地区的基础上，对圈闭内各地质时代形成的储、盖层做精细描述和刻画，通过圈闭内物化探资料、井筒资料和综合研究资料，用综合评价方法，对圈闭CO2地质储存条件进行评价，优选出CO2地质储存目标靶区。

表9－6全国CO2地质储存潜力与适宜性评价地质工作阶段划分

表9－7中国CO2地质储存潜力分级与CSLF(2008)对比表

图9－4深部咸水含水层CO2地质储存选址工作流程图

第四阶段即工程选址阶段，开始于沉积盆地各构造单元CO2地质储存目标靶区(圈闭)评价所筛选出的3处以上比选场地。通过对各比选场地相关资料全面搜集、遥感调查、现场实地综合地质调查、地球物理勘探等工作，获取各类评价参数，详细评价这些比选场地，选择出优选场地，最终评价推荐出当地公众、和业主可接受的CO2地质储存工程选定场地。

深部咸水含水层CO2地质储存工程选址程序包括比选场地选址、优选场地选址和选定场地选址三大阶段。各阶段排序选出的场地分称比选场地、优选场地和选定场地(图9－4)。

(一)比选场地选址及地质工作重点

比选场地选址工作宜在沉积盆地各构造单元内圈闭级CO2地质储存潜力与适宜性评价的基础上，本着“地下决定地上，地下顾及地上”的原则所筛选出的3处以上比选场地而开展，相当于地质矿产和地下水水源地勘查的普查阶段，地质工作程度初步确定为1∶5万，选址控制面积依储存规模而定，宜大不宜小。

该阶段地质工作以3处以上比选场地为研究对象，首先在已有区域地质资料的基础上，通过比选场地已有钻孔、地震地球物理、储、盖层和流体资料等资料的搜集，重点对800～3500m深度区间各地质时代形成的储、盖层进行概化，确定和分析、描述各评价指标。进而本着“先遥感，后地面地质调查，再物探”的工作程序，依次开展:①1∶5万遥感技术选址→②1∶5万综合地质调查选址→③2D/3D地球物理勘探选址。如果过程①、②和③依次分别得出“可选”的结论，各项选址工作亦依次正常进行;若过程①、②和③分别得出“不可选”的结论，则须对目标靶区进行复核评价，重新确定比选场地，重复上一过程。最后依新获资料对3处以上比选场地进行综合评价和排序，给出1处以上待优选的场地。如果不能给出待优选的场地，则返回第三阶段目标靶区确定阶段，因此，沉积盆地内CO2地质储存目标靶区的确定是至关重要的。

CO2地质储存比选场地评价结束后应提交比选场地可行性研究报告，目的是利用充足的资料说明是否具有可选性和下一步工作建议。

(二)优选场地勘查及地质工作重点

该阶段工作对象是上一阶段确定的1处以上待优选的场地，相当于地质矿产和地下水水源地勘查的详查阶段，工作精度为1∶1万，初步确定待优选场地地质工作控制面积为25km×25km。目的是通过对场地已有资料深入分析、1∶1万综合遥感、1∶1万综合地质调查、3D/4D地震地球物理勘探，基本查明场地储、盖层地层岩性、地质构造、活动断裂、地壳稳定性、地质灾害、社会经济、气象水文和矿产分布等。深入研究待优选场地CO2地质储存地质条件，通过地质建模和数值模拟，计算有效储存量。最后对待优选的场地进行综合评价和排序，确定出选定场地。

优选场地综合评价结束后，应编制优选场地综合地质评价技术报告。报告应详细说明优选场地的综合地质条件与各种利弊因素，进行综合评价与排序，给出选定场地，并对下一步工作提出建议，并以报告的形式提交项目业主单位，再由业主单位报请官方审批，列入国家或地方的项目。

优选场地综合地质评价技术报告是CO2地质储存选址的关键依据和工程立项依据，标志着CO2地质储存项目由选址阶段正式过渡到工程阶段。该报告也是场地进入钻探及灌注试验阶段的依据。如果该阶段工作得到“不可选”的结论，以上选址工作将面临返回第一或第二阶段进行重新选址的风险。

(三)选定场地勘查及地质工作重点

选定场地勘查工作相当于地质矿产和地下水水源地勘查的勘探阶段，工作手段以钻探、岩心样品集与测试试验、CO2环境背景值监测、CO2灌注试验、灌注期动态监测和数值模拟为主。通过优选场地钻探、储盖层岩心集、测试与试验、井中物探、CO2地质储存灌注试验、地质模型修正与数值模拟等工作，重点解决选定场地的可灌注性、使用年限等关键技术问题。

钻探及灌注试验场结束后，应编写“二氧化碳地质储存场地勘查与场地选定报告”。报告应详细说明选定场地的综合地质条件，评价选定场地CO2可灌注量，安全及环境影响、经济合理性等。如具备规模化CO2地质储存条件，则转入工程性实际灌注，选址结束。

精细油藏描述技术的深化与发展

严铭卿

对燃气基础、前沿课题开展研究。提出燃气混合安全性定律，阀门配置定理，推导液化气卸车公式、阐明储气分区原理、建立液化气冷冻储存优化模型等；

中文名：严铭卿

民族：汉族

出生地：湖南长沙市

出生日期：1937年12月

职业：教师

毕业院校：哈尔滨工业大学

代表作品：《燃气工程设计手册》、《天然气输配技术》、《天然气输配工程》

性别：男

严铭卿

男，1937年12月生，湖南长沙市人。

1955-1960哈尔滨工业大学毕业

1960-1963武汉城市建设学院教师

1963-1969建设部城市煤气工程设计院技术员

1969-17天津市建筑设计院技术员

17-19中国市政工程华北设计研究院工程师—教授级高工

19.12退休

2004-当前兼任天津城市建设学院硕士生导师

1.一系列高水平、自主创新成果极大的丰富了燃气输配工程的科技内涵，提供了适用的设计原理、公式以及计算与分析方法。发表论文90余篇，主编燃气工程设计手册。

2.主持城市天然气工程项目评审近70项次。依据工程设计经验、吸收新型工程科技；以正派作风、科学态度、协作精神为天然气事业发展作出积极贡献。

3.构建燃气输配现代学科新体系。凝聚国内一流学者、教授，撰写天然气输配工程、燃气输配工程分析、天然气输配技术等著作，确立燃气学科工程技术原理和方法的高级理论层次，实现学科系统整体科学化。

4.成功合作培养国内首批输配专业博士学位人才。担任研究生导师，指导一批博士生、硕士生完成学位论文。

5.以高级访问学者身份赴美留学及由人事部资助赴俄、建设部、外经部指派赴印参会。获省部级科技进步奖二等奖2项、三等奖3项、联合国TIPS发明创新科技之星奖，天津市授衔专家。在业界有高知名度。

业绩

在近50年的设计、科研、教学实践中，完成多项城市燃气工程设计，专业规划及项目可行性研究。对燃气输配工程的基础和重大课题进行开拓性研究，取得一系列成果；发表论文90余篇，建立多项燃气输配工程技术问题数学模型，提出燃气混合安全性定律，推导一系列工程实用公式，完成《天然气输配工程》，《燃气输配工程分析》，《天然气输配技术》等专著，实现以现代科技全面创新学科内容、构建新体系，确立燃气学科工程技术原理和方法的高级理论层次。参编国内第一部《城市煤气设计规范》，主编第一部《轻烃混合燃气工程技术规范》。主编《燃气工程设计手册》。主持鄂、鲁、津、赣、豫近70项次天然气工程项目评审，作出积极贡献。合作指导哈尔滨工业大学、同济大学、天津城市建设学院、上海海运学院等博士、硕士生。

用现代科技构建新体系，实现燃气输配工程学科更新换代

对基础、前沿和重大课题（燃气负荷，管网水力分析，非稳态模拟，结构分析，优化设计，可靠性分析，系统安全风险评价，管网故障诊断，燃气混合安全性，天然气地下储库数值模拟，SCADA系统等）进行了富有成效的开拓性研究。

1）1993年为解决峰峰矿务局及焦作煤气公司提出的问题，研究“燃气混合安全性”。建立燃气混合安全性定律。

2）燃气负荷是基础数据，关系到项目规划，设计，运行，调度和运营。全面总结国内外应用，分析了负荷特性，作多角度分类；归纳负荷指标的数理统计方法，以及用于用气工况描述及预测的拟合、回归、分段函数、弹性系数、富利叶级数、人工神经网络、灰色理论、时序分析等建模方法和实用研究；提出中长期负荷两步预测法。从而将传统的需用工况内容扩充和作质的深化，提升科学性，形成新系统。

3）开发的燃气管网水力分析软件已用于国内数百个城市工程项目。是国内应用最广、具权威性的燃气管网设计CAD系统。

4）建立管网结构分析学。建立燃气管网阀门配置定理，提出规则配置方法、故障管段隔离决策算法。

5）应用齐次马尔科夫过程推导管网供气可靠性分析模型，提出基于水力分析的计算模式使管网可靠性计算实用化。

6）对国内燃气系统安全风险研究空白，确定辨识方法，内容和数据，综合运用可靠性工程，运筹学，模糊数学等原理、方法建立评估体系。主持完成山东省城市燃气系统风险评估及安全管理课题，2004年获省科技进步二等奖。

7）率先探索管网故障诊断课题，阐明其内涵，提出解题思路。

8）在国内率先指导博士生开展天然气枯竭油气田，含水层、盐穴地下储气库数值模拟研究。

9）系统研究燃气储存和储备问题，提出全国天然气储存模式，建立基本储备水平公式。

10）解决压缩天然气（CNG）工程难题：提出储气分区原理和推导焦汤效应函数进行减压工艺分析。

11）率先全面论述吸附天然气（ANG）技术和理论，提出吸附热力循环概念．

12）完成一系列研究成果（设计原理、公式、模型以及计算与分析方法），奠定了LPG工程技术的理论基础。

13）创立关于燃气输配工程的“工程分析”学科内容。

14）配合我国天然气飞速发展形势，撰写关于天然气输配工程发展模式，城镇燃气规划，工程项目可行性研究，工程初步设计，天然气储存和储备等工作指导性论文。

英语课件简介特色亮点怎么写

柳世成　王延忠　杨耀忠　孙国　贾俊山　隋淑玲

参加本次研究的人员还有陈德坡，于金彪，付爱兵等.

摘要在孤东油田七区西馆陶组上段的精细油藏描述研究中，精细油藏建模、剩余油描述、油藏描述计算机应用等取得了较大深化与发展，并在现场实施中收到显著效果，预计可提高收率2.67%，增加可储量154.8×104t，其中，按中间研究成果新打的10口井投产后已累计增油9088t。

关键词孤东油田油藏描述深化与发展油藏建模剩余油效果

一、引言

按开发阶段的不同，油藏描述可划分为开发准备阶段的早期油藏描述，主体开发阶段的中期油藏描述和提高收率阶段的精细油藏描述[1～4]。

油田进入高含水期开发以后，挖潜难度越来越大，该阶段的油藏描述以提高油田最终收率为根本目的。精细油藏描述是以挖潜难度大的开发单元为研究对象，以建立精细三维地质模型为基础，以揭示剩余油的空间分布规律为重点，以制定挖潜剩余油、提高收率措施为最终目标所进行的油藏多学科的综合研究[3]。很显然，精细油藏描述已不仅仅是纯静态的油藏描述，而是将精细油藏描述与剩余油分布研究紧密地联系在一起，是集地质、测井、数值模拟、油藏工程多学科为一体的系统工程。

精细油藏描述及剩余油分布研究是提高高含水油田最终收率的重点技术。通过“八五”的单项技术攻关和“九五”的推广应用，不仅形成了对高含水、特高含水期油藏进行精细油藏描述及剩余油分布研究的系列配套技术，而且取得了显著的应用效果。自1995年开始，已在胜利油田进行了4期110个单元16.9×108t储量的精细油藏描述。前两期精细油藏描述实施的新井及老井措施截止到1998年12月共增油181×104t，预计增加可储量799×104t，提高收率1.80%。

1999年初，对前两期精细油藏描述进行了较系统的总结，形成了精细油藏描述的系列配套技术：一是建立了适合于多种油藏类型的精细油藏描述及剩余油分布研究的基本程序、技术和方法；二是总结出了不同类型油藏精细油藏描述及剩余油分布研究的关键技术和研究侧重点；三是初步形成了精细油藏描述及剩余油分布研究的计算机自动化软硬件系统。但其仍存在以下几方面的差距：①基础数据的数据库化程度低；②虽然油藏描述的较细，但精细的技术政策界限不太明确；③静态与动态的结合程度较低；④计算机自动化程度不够。

本文主要以孤东油田七区西馆上段精细油藏描述及剩余油分布研究为例，介绍高含水期整装油田精细油藏描述技术取得的深化和发展，同时为断块、低渗透以及稠油、海上等特殊油藏提供研究思路和技术储备。

二、精细油藏建模技术

精细油藏建模技术是剩余油分布研究的基础，其研究内容可概括为建立五个模型，即地层模型、构造模型、储集层模型、流体模型和油藏模型。下面重点介绍五项关键技术。

1.精细地层对比

孤东油田七区西精细地层对比，是在前人划分对比的基础上，针对存在的问题以及特高含水期油田开发方案调整和建立剩余油预测模型的要求，开展的储集层细分对比研究。根据七区西馆上段河流相沉积特点，进行储集层细分对比的原则是：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；以砂体等高程对比模式、平面相变对比模式、叠加砂体对比模式和下切砂体对比模式确定时间单元。

在整个细分对比工作中，纵向上由砂层组、小层到沉积时间单元进行逐级控制，平面上则以现代沉积学研究成果为指导，以取心井为基础，以自然电位、微电极曲线、感应曲线为依据，参照所建立的等高程平面闭合对比模式、相变对比模式、叠加及下切对比模式，用点、线、面相结合的对比方法，将七区西馆上段4～6砂层组划分为36个沉积时间单元，其中522和531、621和622、631和632、641和642、651和652两个砂体的连通率均大于40%，进一步细分对开发及剩余油挖潜没有实质的意义。所以，该砂层组可细分为30个沉积时间单元（表1）。

表1　孤东油田七区西地层细分成果表

在前两期精细油藏描述研究中，没有对地层细分的初步结果结合生产动态进行进一步的合理技术界限研究，其在矿场应用的实用性相对差一些。

2.微型构造研究

砂层的微型构造是指砂层顶面或底面的起伏形态，其起伏形态与地下油水运动规律有着一定的关系，影响油水井的生产及剩余油在平面上的分布。

通过对微构造储存剩余油的有效性和在有利微构造上部署加密井的可行性研究表明，微构造的尺度并不是越微越好，应具有规模有效性和经济有效性。一个油田微构造的尺度能满足分辨最终经济极限井网的井与井之间在微构造中的相对位置即可。

在孤东油田七区西微构造研究中，将平均井网井距看做是拾取的微构造信息的周期，再把横向上的分辨率转到纵向上，通过公式

胜利油区勘探开发论文集

即得到分析所需要的微构造的等间距为2m。

式中：D——微构造等间距，m；

L——平均井网井距，m；

θ——油藏地层倾角，（°）。

3.储集层参数井间插值优选

储集层参数空间分布规律研究的关键是对井间储集层参数的分布进行准确描述。过去对于井间储集层参数的插值往往是选取一种比较流行或比较新的方法，并且各种参数一般都用相同的方法进行插值，易造成较大的生产误差，影响了地质建模的准确性。

在孤东油田七区西油藏描述中选取8大类17种井间插值方法，对不同储集层参数通过井位抽稀验证进行最佳插值的方法优选，并编制成软件实现了计算机的自动优选。其研究思路如下：第一，用井点数据抽稀法，对实测数据进行抽稀；第二，对未抽稀掉的井实测数据用距离加权平均法、趋势面分析法、克里金法、随机建模法等等，进行井间参数拟合（网格化）；第三，对各种插值方法的估计值与抽稀井的实测值的误差进行分析对比，同时也可以利用各种等值图进行分析对比；第四，优选出符合油田地质特征、沉积特征的储集层参数井间拟合方法；第五，利用优选出的方法对参数的空间分布进行拟合，形成网格数据和等值图，进行参数的空间描述及用于计算储量。

利用上述研究思路对七区西馆上段4～6砂层组的有效厚度、孔隙度、泥质含量、渗透率、渗透率变异系数、粒度中值、分选系数、含油饱和度等参数进行井间插值，形成了30个沉积时间单元合计240个参数的网格数据体（表2）。

表2　孤东油田七区西馆上段储集层参数最优插值方法选取表

上述研究表明，不同油藏类型、不同储集层参数对应不同的最佳插值方法，并且各种插值方法之间的误差较大。因此，对必须选取多种井间插值方法对井间插值进行实际验证，以选取最佳插值方法。

4.沉积微相定量识别[4-5]

在孤东油田七区西沉积微相研究中，根据取心井已知微相的各项参数，通过影响沉积微相参数选取、沉积微相标准化、沉积微相特征值的计算，实现了沉积微相划分的定量化和计算机自动化。

（1）储集层参数选取

根据工区内取心井划分取心层位的沉积微相，选取影响沉积微相的七种储集层参数，即砂体厚度、孔隙度、渗透率、渗透率变异系数、粒度中值、泥质含量及分选系数。

（2）储集层参数得分值计算

用最大值标准化法，计算每种参数在不同微相的得分值，最大值标准化法公式：

胜利油区勘探开发论文集

或

胜利油区勘探开发论文集

式中：Fi——某种参数在某一微相中的得分值；

Xi——某种参数在某一微相中的平均值；

Xmax——所有微相中本项参数的最大平均值。

（3）储集层参数权衡系数计算

对于不同相带，变化越明显的参数对相带的确定程度越大；不同相带中变化不明显的参数对相带的确定程度越小。因此，可根据各项参数在不同相带中的变化程度确定其权衡系数的大小，计算公式为：

胜利油区勘探开发论文集

式中：qi——参数的权衡系数；

Vi——某一参数的平均值在不同微相之间的变异系数；

V总——所有参数的变异系数之和；

σ——参数的标准偏差；

〓——不同相带某参数的平均值。

（4）定量识别模式建立

用每种参数的得分值和权衡系数，用加权求和的方法建立沉积微相的定量识别模式，计算出每种沉积微相的一个综合特征值。

根据七区西馆陶组上段12口取心井取心层位中各个砂体（或时间单元）的沉积微相，可以计算得其不同沉积微相综合特征值的范围，即：特征值＞0.50为心滩或边滩；0.35＜特征值＜0.50为废弃河道；0.20＜特征值＜0.35为天然堤；0.10＜特征值＜0.20为决口扇；特征值＜0.10为泛滥平原。

依据新建立的油砂体数据库和测井二次解释成果，按照上述沉积微相定量识别模式计算每口井每一砂体综合特征值，用多次定性赋值技术和EarthVision地质绘图软件的多文件叠合功能，实现沉积微相图的自动绘制。

5.储量计算

孤东油田七区西首次用网格积分法计算其石油地质储量。网格积分法储量计算结果实际上是储集层有效厚度、孔隙度、含油饱和度等参数评价结果的集中体现。

网格积分法储量计算的流程是：①将各沉积时间单元井点有效厚度、孔隙度、含油饱和度数据进行网格估值，形成网格数据体；②利用储量计算参数网格数据体，结合地面原油密度及体积系数选值结果，用容积法储量计算公式，形成地质储量网格数据体；③利用地质储量网格数据体，分别计算统计单砂体、沉积微相、沉积时间单元地质储量。

三、剩余油描述技术

1.数值模拟方法

油藏数值模拟是大规模描述剩余油的重要方法[3]，近年来取得重大进展，形成了不规则网格及网格自动生成、历史拟合实时跟踪、三维可视化、窗口及并行等十项新技术；在历史拟合中强调步长优化等四项调参约束机制，提高了数值模拟的研究水平。研究中，地质模型纵向上细到沉积时间单元，平面上网格步长进一步细化，动态模型细到月度数据，油层物理参数细到与沉积时间单元一一对应。

根据数值模拟可以计算不同小层、不同时间单元的剩余油饱和度、可动油饱和度、剩余储量丰度、剩余可储量丰度、出程度等指标，对这些结果进行综合分析可以找出剩余油富集区，提供挖潜措施方向。

2.流线模型方法

流线模型技术的提出和应用于20世纪90年代[3]，是研究井间剩余油的一种新的方法，具有允许节点多、运算速度快、研究周期短的特点。

流线模型求解的思路是：先求取流体在多孔介质中的压力场和速度场，然后求出流体的流动轨迹即流线，最后求得任一流线在任一点的饱和度值。通过流线模型计算，可以求得井间任一点的含油饱和度、剩余油饱和度，从而确定驱油效率、可动油饱和度、可储量、剩余可储量等参数。

3.油藏工程计算剩余油方法[5～8]

根据油田开发已进入特高含水期的实际，结合矿场应用的需要，油藏工程计算选用了5种计算剩余油的方法。

（1）水驱特征曲线法

根据井点动态资料作水驱特征曲线，结合井点出状况求出水驱储量、剩余可储量等指标。

（2）渗饱曲线法

选择油层有代表性的相渗曲线，结合水驱特征曲线求出生产井出口端含水饱和度，进而求得剩余油饱和度、剩余可动油饱和度、剩余可储量等。

（3）无因次注入出曲线法

据注入出情况，做无因次注入出曲线，结合注入倍数求出剩余出程度、剩余可储量、剩余可储量丰度。

（4）物质平衡法

根据物质平衡原理求得井点剩余地质储量、剩余可动油饱和度、剩余可动油地质储量等。

（5）水线推进速度法

根据注水井的水线推进速度，求出一线油井不同层段相对水线推进速度，结合动态监测资料研究层段水淹状况。

油藏工程计算方法最大特点是数据文件要求相对简单，可操作性强，适用于矿场人员进行计算分析。孤东油田七区西精细油藏描述将5种方法综合起来编制成软件系统，进行动态分析和剩余油研究。随着软件系统的推广应用和不断完善，将大大提高工作效率和对剩余油分布规律的认识程度。

4.水淹层测井解释方法

开发过程中的水淹层测井资料可解释剩余油饱和度、残余油饱和度、含水率和剩余有效厚度等，是研究油水运动状况、储集层动用状况及剩余油分布状况的重要手段。常规的测井方法如电阻率测井、自然电位测井、声波时差测井、放射性测井等原则上都可用于水淹层测井解释剩余油，但这些方法受地层水矿化度的影响较大，而水淹层地层水电阻率已是注入水与地层水的混合电阻率，其大小取决于两种水混合的程度。因此，求准地层混合液的电阻率是水淹层测井解释的关键。

水淹层测井解释提供的储集层参数模型，是进行精细数值模拟的关键和基础，其层内每米8个点的测井解释可以细致地分析层内剩余油分布情况。

5.动态监测方法

主要包括生产动态分析、测试资料分析和检查井分析三种方法。利用动态监测方法综合分析各套层系、各个小层在平面、层间、层内井点的水淹状况及剩余油分布特征，其结果可用来分析和约束数值模拟、流线模型及其他方法的研究。

（1）生产动态分析

主要分析生产井生产指标、单井生产指标、历年新井生产状况及指标、历年补孔改层井指标，计算层系、井排、小层等的累积出和注入量，研究油层水淹状况和剩余油分布特点。

（2）测试资料分析

分析C/O、同位素测井、产液剖面、吸水剖面等矿场测试资料，分析计算层间层内各项水驱指标，总结剩余油分布特点。

（3）密闭取心井分析

密闭取心井是用来检查注水开发油田油层水淹特征和剩余油分布规律的比较可靠的方法，它以井点剩余油研究为主，主要描述井点层间、层内的剩余油分布，同时也可依据岩电关系进行平面剩余油分布规律研究，但受检查井数量的影响，往往被用来分析和约束数值模拟、水淹层解释、油藏工程综合研究的结果。

四、油藏描述计算机应用技术

1.建立基础数据库，编制数据库转换程序

孤东油田七区西精细油藏描述基本实现了数据管理计算机化，共建5个静态数据库，即小层数据库、井位坐标数据库、储集层参数数据库、断层参数库、沉积参数数据库；12个动态数据库，即综合开发数据库、油井数据库、水井数据库、射孔数据库、分层注水数据库、生产层位数据库、压力数据库、封堵数据库、相渗曲线数据库、取芯井数据库、原油物性数据库、天然气数据库；并编制3个数据库转换程序，即开发数据转换程序、油井单井数据转换程序和水井单井数据转换程序。

2.开发Earth Vision地质建模软件，实现地质成果图件编制的计算机化

在七区西精细油藏描述研究中，对Earth Vision地质建模软件进行了较为全面的开发和应用，不仅为数值模拟提供了静态模型数据体，还利用工作站绘制了小层平面图、微构造等值图、沉积微相平面图、油藏剖面图等基本地质图件。

3.新编制动态分析程序

在对开发状况及水淹状况进行分析时，为了提高工作效率，编制了3组6个动态分析程序，主要包括动液面分级程序及等值线作图程序、泵效分级程序及等值线作图程序、含水分级程序及等值线作图程序。因而，可以对任意时期的动液面、泵效、含水数据进行不同范围内的自动统计分级，并形成电子表格；也可以绘制任意时期的动液面、泵效、含水的彩色等值线图。

4.编制井间插值方法优选程序及储量计算程序

在测井精细解释研究中，编制了井间插值方法优选程序，实现了从井点数据的输入、井间抽稀、插值方法的选取、误差分析到形成网格数据体和等值线图的计算机自动化。

在储量计算中，新编的网格积分法储量计算程序，能够精确地计算每个网格数据体的地质储量，并能分沉积相带、时间单元和小层进行储量的计算和评价。

5.用5种油藏工程方法编制计算剩余油的软件

该软件系统包括数据处理、无因次注入出法、驱替特征曲线法、物质平衡法、渗饱曲线法、水线推进速度法6个主菜单5种计算方法。该系统中5种方法既独立又相互联系，可单独计算也可全部计算。可提供层系、井区或井点的剩余地质储量、剩余油饱和度、剩余可储量等指标。

6.完善了井点与井间剩余油分布研究软件系统

井点与井间剩余油分布研究软件系统包括参数准备、井点剩余油解释、井间剩余油解释、剩余油描述、图形管理等5项主菜单。可以研究井点原始含油饱和度、残余油饱和度井点和井间剩余油饱和度，用含水率、剩余油饱和度、可动油饱和度、剩余储量丰度、驱油效率等多种参数来反映剩余油在空间的分布规律。

该软件能够根据油藏含油面积的大小和研究要求，建立所需的网格系统。在网格系统的基础上，确定井位、断层边界及各项地质参数分布图，建立地质模型。并能根据井点成果、基础数据库，自动插值形成各种参数网格图和分布图。

五、孤东油田七区西精细油藏描述的应用效果

1.措施潜力

在七区西精细油藏描述的基础上，共提出新井措施6口，提出补孔改层、卡封、下大泵、扶躺井、堵水调剖等老井措施330井次，合计实施措施336井次，预计可提高收率2.67%，增加可储量154.8×104t（表3）。

表3　综合分析潜力分类表

2.矿场应用效果

在孤东油田七区西精细油藏描述研究中，利用中间研究成果提出的部分措施已取得显著效果。

从1999年开始，截止到2000年12月，该区共打新井10口；完成补孔改层井79口、堵水油井26口、下大泵井49口等老井措施共154井次。10口新井投产初期平均单井日产油6.14t，综合含水90.75%；截止到2000年12月，累计增油9088t。154井次的老井措施取得了显著效果，截止到2000年12月，措施后比措施前平均增油518t/d，综合含水降低3.1%，累计增油73074t。

部分单井措施效果显著。如，原生产61小层，后在井网不完善、剩余油饱和度和剩余储量丰度均较高的43小层补孔生产的GDS2井，获得了单井日产油60t，综合含水61.7%的良好效果；原生产52+3小层，后在断层附近、剩余油饱和度和剩余储量丰度均较高的62小层补孔生产的7-23-2306井，也获得了单井日产油44.7t，综合含水仅33%的好效果。这对于综合含水高达96.7%，单井日产油只有4.9t的特高含水油田实属不易。另外，补孔未动用的412小层进行生产的7-31-306井、补孔井网不完善的441小层进行生产的7-33-2286井也分别取得了单井日产油40t和21.3t、综合含水仅51.1%和59.2%的好效果。

由此可见，只要查清其地质情况，掌握剩余油分布，特高含水期的老油田也是有潜力可挖的。

六、结论

通过对孤东油田七区西的研究，精细油藏描述技术取得了较大的深化与发展。提高了精细油藏描述的水平，使研究成果与矿场应用更为贴近、实用。实施后取得良好效果。

但精细油藏描述技术的计算机一体化、流程化还有待进一步攻关。在统一的工作平台上实现数据集、管理、地质三维建摸、数值模拟到油藏工程综合分析的计算机一体化、动静态参数的网格数据体化和跟踪分析自动化，是今后的发展方向。

主要参考文献

[1]刘泽容，信全麟等.油藏描述原理与方法技术.北京：石油工业出版社，1993.

[2]张一伟等编著.陆相油藏描述.北京：石油工业出版社，19.

[3]杜贤樾，孙焕泉，郑和荣主编.胜利油区勘探开发论文集（第一、二辑）.北京：地质出版社，19、1999.

[4]裘怿楠，陈子琪主编.油藏描述.北京：石油工业出版社，1996.

[5]孙永传，李蕙生编著.碎屑岩沉积相和沉积环境.北京：地质出版社，1986.

[6]陈元千.实用油气藏工程方法.东营：石油大学出版社，1998.

[7]郎兆新.油藏工程基础.东营：石油大学出版社，1991.

[8]C R史密斯等编.岳清山等译.实用油藏工程.北京：石油工业出版社，1995.

第8章菲律宾Malam paya油田渐新统—中新统碳酸盐建隆定量地震储层描述

可以写一写课件的内容，可以说一说做了个什么课件，适合什么样的人群使用，通过课件可以学到哪些东西，设计意图是什么，再写一写做这个课件用的什么工具，使用者如何操作，课件的亮点是什么等，很多东西都可以写。

本课件按照高等数学的教学大纲，从学习者的认知心理出发，以中国石油天然气总公司，“工科本科数学系列课程改革SJ9523”的配套教材中第一章和第七章的内容为教学素材，依据计算机教学（CAI）设计的思想、理论、方法，借助于多媒体技术开发了自主学习型的高等数学，CAI课件。

包括了空间解析几何和多元函数积分学两章十四节的课程内容，它们分别是：向量的概念及其线性运算，向量间的乘法，平面与直线，曲面与曲线，域上积分的基本概念和性质，二重积分的计算，三重积分的计算，第一型线面积分的计算，第二型线面积分的计算，格林公式和高斯公式。

这些内容既是高等数学的重点，也是难点，涉及到很多空间的图形和学生难于理解的概念。这些图形和概念按“黑板＋粉笔”的教学方式，不能很好的便于教师教和学生学，我们借助PowerPoint和Flash等多媒体工具，制作了图文并茂、绘声绘色的自主型学习课件，也可以直接用于课堂教学。

课件结合教学内容制作了90余个演示动画，400余个学习页面，并制作了400余个独立的声音讲解文件。本课件着力于帮助学生建立空间概念、了解图形形状，让学生清楚图形制作过程、学会如何作图，培养学生的空间想象能力。

帮助学生如何抓住重点、突破难点，做到举一反三，培养学生的数算能力、逻辑推理与归纳判断能力，融数学建模的思想于教学中，培养学生的分析问题和解决实际问题的能力。

我想问一下关于石油工程的课程设置，既整个专业包括的所有课程？尽可能详细一些，帮帮忙

Dietmar Neuhaus

目前地址：Nederlandse Aardolie Maatschij,Assen,The Netherlands.

Shell Philippines Exploration BV,Alabang,Muntinlupa,Philippines

Jean Borgomano

Shell E ＆ P Technology and Applied Research,Volmerlaan 8,Rijswijk,The Netherlands

Jean-Claude Jauffred

Shell E ＆ P Technology and Applied Research,Volmerlaan 8,Rijswijk,The Netherlands

Christophe Mercadier

Shell E ＆ P Technology and Applied

Research,Volmerlaan 8,Rijswijk,The Netherlands

Sam Olotu

目前地址：Shell Petroleum Development Company,Lagos,Nigeria.

Shell E ＆ P Technology and Applied Research,Rijswijk,The Netherlands

Jurgen Gr?tsch

Shell Abu Dhabi BV,Abu Dhabi,United Arabian Emirates

摘要

菲律宾巴拉望岛近海海域的Malam paya碳酸盐建隆储层的复杂结构受不规则古地貌地形影响，这个古地貌地形是由渐新世和早中新世时期环礁构造逐渐生长形成的。对储层品质有着重要影响的其他因素包括频繁的大幅度的相对海平面升降、洋流和季风的方向等。原始沉积储层品质的分布叠加了后期成岩作用，成岩作用主要是由台地顶部的反复暴露和水下胶结作用产生的。复杂的上覆岩层和建隆地貌使原有地震资料产生固有噪声，这导致地震属性分布的不连续性。因此，使用地震层位和地震数据体解释来进行早期储层建模工作，并结合层序和旋回结构及储集岩类型概念来制定油田开发方案。

在天然气开发钻井之前，从进一步处理后的三维地震数据体中直接提取储层品质信息，对早期确立的储层模型进行校订。基于新的三维速度模型处理的三维叠前深度偏移，提高了地震资料的品质，用新处理的地震资料作为储层特征的定量地震分析、静态模拟、储层评价和优化天然气开发及石油评价井布井的基础。通过顶部储层反射振幅来识别储层顶部的高孔隙区，这有助于天然气开发井钻井避开低孔隙渗透区和易于泥浆漏失的裂缝带。应用一系列波阻抗反演来建立储层孔隙度体，从而在好的储层发育区布井。孔隙度体对于建立静态模型所需的准确的时深转换数据是必要的，这里时深转换使用的是从井资料中获得的纯碳酸盐岩线性孔隙度－速度关系。将从地震中得到的孔隙度体作为背景，结合三维地震相分析及基于井资料和类比得到的沉积模型，建立几个静态模型。5口天然气开发井的钻探结果证实了模拟出的南部Malampaya油藏潟湖部分储层品质分布的可靠性。在2001年10月打出第一口气井后，开始的早期油藏动态跟踪结果显示了，在碳酸盐建隆地区侧向上压力具有很好的连通性，这一点与早期模拟的油藏动态模型是一致的。

用来自不同的地震孔隙度体的资料建立了孔隙度和深度的关系，在Malampaya含油环状边缘地区，这些模拟的地震孔隙度体在确定储层品质的分布上被证明是有价值的，因此基于它们建立的孔隙度和深度的关系就成为水平评价井布井的基础。在2001年底钻的水平油田环境评价井MA-10井证实了预测的相的展布模式和建模中预测的储层属性。

基于新的定量地震储层描述技术，我们在Malampaya南部褶隆区和北部褶隆区的西部侧翼识别出了另外几个具有较好储层品质潜力的分布区。而前人认为以上两个地区由于早期普遍的海相胶结作用而只发育低孔隙度的储层。

前言

Malampaya油田位于菲律宾巴拉望岛水深850～1200m的近海区域，它于1989年发现，在水下约3000m的渐新统和中新统的两个碳酸盐建隆内含有650m厚的气柱和56m厚的油环（API 29.4）（图1）。自2001年10月以来，天然气通过水下管汇和五口斜井进行开，而环状边缘油田则要通过水平井做进一步的评价。

Wolfart等（1986）和Wiedicke（1987）较早就描述了Nido灰岩。Nido组灰岩在巴拉望近海地区含有几个小的油气藏（Longman,1981）。然而，Malampaya建隆则在形成年代、地形、沉积相展布、储层结构和油气体积上与前者显示出非常明显的不同（Gr?tsch和Mercadier,1999）。

1991年，在Malampaya油田进行了25m×25m面元的三维地震数据集。数据质量受表面海流和定位不确定性产生的拖缆漂移影响，产生了不均匀的偏移距分布和数据空白区。包含了高速叠瓦状碎屑岩槽道和海底地形起伏的复杂上覆岩层使地震反射产生了大的射线弯曲效应，这导致了非双曲线剩余时差的依次增大。上覆岩层内的高频衰减和剩余时差效应限定了Nido组的频谱，在储层内产生了大约20Hz的主频和大约80m的垂向分辨率。

1994年，在Malampaya三维地质勘探中进行了世界上第一次三维叠前偏移的工业应用。它有效地改进了构造定位，然而，也发现了振幅对于储层定量预测是不可靠的。以前的储层评价和最初的开发井目标评价是基于一个综合石油工程研究，这个研究是通过地震层位和地震数据体解释并结合层序和旋回结构及储集岩类型概念来完成的。三维速度模型被认为是提高现有地震资料品质的一个关键性的因素（Gr?tsch和Mercadier,1999）。

2000年，通过最新的叠前深度偏移技术和改进速度模型处理的地震资料来确定和优化开发井井位和进行储层评价。这明显减小了非双曲线性的剩余时差，提高了反射波的连续性，也增强了真振幅的保真程度。因此，地震资料的重新处理提高了三维地震资料的应用性，从而可以直接应用到储层描述和储层建模的工作中。本文阐述了此次研究工作中所取得的成果。

建隆生长历史和沉积模式

通过大量的Sr同位素和生物地层学资料，可以重建Malampaya和Camago建隆的构造史和生长史，通过将两个环礁构造作为量尺，能依次重建相对海平面变化史（Gr?tsch和Mercadier,1999）。在古新世—始新世时期，南中国海开始张开以后，在晚始新世—早中新世时期沉积了Nido灰岩（图2;Gr?tsch和Mercadier,1999）。Nido灰岩区域展布主要受下伏北东—南西走向延伸的、与断裂作用有关的基底断层控制。基底形态是复杂储层几何形态发育的主要控制因素（图3～图5）。晚始新世—早中新世时期沉积的原始台地碳酸盐岩超覆在不规则地貌之上。这个地貌是在MA4井钻遇的Malampaya构造的核部的Nido组沉积前的古隆起处形成的（图4，图6）。在南中国海漂移阶段，早渐新世时期在台地派生的斜坡沉积了首次进积阶段的沉积物，这可以在Malampaya和Camago的西南部地震资料中看到。中渐新世不整合标志着从进积到加积的转换。南中国海构造演化资料参见Holloway（1982）。

图1 巴拉望西北外滨SC-38区（block）Malapaya建隆Nido组顶部储层深度图。右下角的插图中标注了1000m水深等值线。图中标注了5口勘探和评价井（CA-1,MA-1至MA-4）和5口天然气开发井（MA-5至MA-9），油气界面在水下3332m处，自由水面在水下3388m 处。黑线表示地震剖面位置。

图2 年代地层学和岩石地层学，三维地震解释的主要地层、示意性岩性和主要沉积旋回及在建隆生长阶段的。

从晚渐新世到早中新世，由于相对海平面连续、快速、大幅度的升降，导致其东部边缘建隆加积及随后的退积（Gr?tsch和Mercadier,1999）。在这个主要生长阶段，沉积相展布受基底地形、相对海平面升降、洋流行风方向控制。许多碳酸盐岩台地向海一侧边缘处于强的潮流和波浪作用位置，因此为生物礁生长提供了最有利的条件（Bosscher和Schlager,1993）。在Malam paya建隆上，大部分生物礁骨架和滑塌碎屑沿着南中国海开阔大洋的台地西部边缘展布。实际上，Malam paya油田没有井钻遇到生物礁带（reefzone），由于生物礁带可能只发育几十米的宽度，在地震上不能识别（Gr?tsch和Mercadier,1999）。然而，在MA-1井和MA-7井中见到的大量礁碎屑物表明这些井接近高生产率生物礁带。如M A-7井钻遇了Nido灰岩上部246m，取心14.8m，在这些取心中4.5m 属于礁碎屑体系，礁碎屑体系主要由破碎的滚圆的珊瑚和钙质海绵碎屑组成。钻孔成像和电测井解释表明，在MA-1井和MA-7井中30%～40%的井段都是由这样的礁碎屑物构成的。

高起伏的塔礁主要发育在Malampaya南部褶隆区的陡翼（图7）。Malampaya建隆向海一侧平行的强振幅同相轴和向深盆区变得模糊的同相轴被认为可能是礁碎屑沉积（图5，图7），其储层潜力至今没有探测资料。

Malampaya建隆在早Burdigalian阶（晚中新世）沉没，并被Pagasa组深海页岩覆盖。巴拉望半岛向东周期性抬升导致Malampaya向陆的东侧有粗粒物质通过浊流水道注入（图5）。

地震数据体分析

在生物礁带/开阔海斜坡和礁后/潟湖之间的界线也可以通过壳牌公司专有的软件进行地震相分类和地震数据体分区（图8）。这个方法用监控式神经网络方法和地震属性分析将地震数据体分为不同的地震相。神经网络技术是在地震数据体多边形上进行模拟演练，划分的这些多边形的地震数据体代表了将要对其进行划分沉积相类型的地震相特征。地震属性可以由软件计算出来，也可以由先前的数据体生成。生成的结果也是地震数据体，在这个数据体里划分的每一个多边形样本都被归为一种或其他可供选择的沉积相类型。第一次筛选中使用的属性（图8）是由振幅、连续性亮度、倾角和方位角组成。结果数据体中不同的样点被归类到各种地震相中，Malampaya地震数据体最初被划分为两个相：岩礁区域礁带/开阔海斜坡和礁后/潟湖相。这个结果可以在全区范围内对礁/开阔海斜坡和礁后/潟湖进行清楚地划分。这两个地震相的形状也被用于静态模拟模型中，特别是用来约束海相胶结作用的发育范围。

图3 Malampaya建隆构造史和沉积史综合剖面示意图（改自Gr?tsch和Mercadier,1999）。

图4 Malampaya建隆地质横剖面示意图和沉积相展布。GOC＝气－油界面；FWL＝自由水面。

图5 贯穿Malampaya油田的西—西北—东—东南向三维叠前深度偏移地震剖面。MA-1井和MA-2井是勘探和评价井，MA-5井是深化评价油田环境的天然气开发井。超覆在向海一侧的强振幅同相轴被解释为礁碎屑沉积，MA-2井东部强振幅单元被解释为在深海页岩内垂直沉积轴线切入的浊积水道。

图6 南北向三维叠前深度偏移地震剖面，图中显示MA-4井钻遇的Nido组沉积前的古隆起上的Nido层序底部MA-1井－MA6井之间始新统—渐新统台地碳酸盐岩的上超现象和MA-8井北部地层快速退积。详细的地层解释来自静态模型。

图7 Malampaya褶隆区南部斜坡塔礁。

一旦地震数据体被分成主要的相单元，则可能在第二次筛选中对每个相单元进一步划分为亚相。这里我们对Malampaya地区礁后－潟湖相进行进一步的划分。运用先前除了倾角和方位角之外的相似的属性组合，再次应用监控式神经网络方法。这可将潟湖相进一步划分成潜在的点礁相、向陆边缘相和向陆方向浅滩相。

从层序地层学的观点（Schlager,1999），可将Malampaya建隆的演化划分为3个主要的体系域：首先是海进体系域，反映了碳酸盐岩台地的形成和台地边缘的退积；之后为“空盆”（empty-bucket）体系域（早中新世），这个体系域相当于礁内的沉没和向海一侧礁的垂向加积；最后为淹没体系域（晚中新世），它标志着Nido灰岩台地的消亡。第三系沉积时期与断裂有关的浅海碳酸盐岩台地的逐渐消失也可以作为Aden海湾一个实例来描述（Borgomano和Peters,2004）。Malampay地震资料中标志性“平顶”特点的缺乏说明在Malam pay建隆中高位体系域和低位体系域不是很发育。

有利于天然气开发钻井的高孔隙度区域识别

Malampaya碳酸盐建隆被Pagasa组深海页岩超覆（图5）。Pagasa组显示了一个清楚的与压实有关的波阻抗深度趋势，但在局部受薄的粉砂岩－砂岩层影响。相比之下，碳酸盐岩波阻抗与孔隙度有很强的相关性（图9）。Pagasa组和Nido组波阻抗深度趋势交会图为从储层顶部振幅方面来预测建隆上部的储层孔隙度提供了工具（图10）。

在图11中可以看到Nido组顶部反射的不同特征。MA-1井西部，非常强的负向回弯（同相轴呈上凸形）（红色）代表了Nido组顶部（**层位线），这说明Nido组顶部存在低孔隙度储层。MA-5井东部和西部，Nido组顶部在同相轴负向回弯（红色）和正向回弯（黑色）之间的零振幅位置拾取，这个零振幅位置是通过MA-5井垂直地震剖面（VSP）来确定的。Nido组顶部的拾取在MA-5井和MA-2井之间的中部位置转变为黑色（正向回弯），这个位置是高孔隙度（＞25%）储集段，该高孔隙储集段解释为Pagasa组的暴露位置。MA-2井钻到了储层顶部Nido组内部致密标志层（绿色与蓝色之间）。在没有考虑到Nido组顶部储层孔隙度和反射特征间关系的情况下，MA-2井和MA-5井之间的地震解释可以认为是一个人为现象。

图8 基于多属性数据体划分和地震相分析的神经网络，位置为图5中显示的地震测线。（A）第一遍滤波数据分割结果。**亮区代表礁带/开阔海斜坡，而紫红色代表礁后/潟湖。（B）第二遍滤波数据结果。礁后/潟湖进一步被分为潜在的点礁、向陆边缘和向陆浅滩（紫红色）。

图9 波阻抗与密度（补偿地层密度测井）孔隙度和孔隙充填关系。在含油和含水区，孔隙度分布是双峰的，这反映了低孔隙度的早渐新统台地碳酸盐岩和开阔海斜坡物质及高孔隙度的晚渐新统层序加积单元（见图2）。

图10 储层和上覆岩层波阻抗趋势与深度和储层孔隙度的关系。在Pagasa组页岩和低孔隙度（大约0～15%）Nido组灰岩之间的界面处可以观察到波阻抗呈正相关关系，用勘探地球物理协会的正常孔隙度值图版对比发现，在Nido组顶部的Nido组灰岩孔隙度值呈现了很强的负向的回弯现象（红点）。而上覆在高孔隙度（≥25%）Nido组灰岩上的Pagasa组岩层则可观察到微弱的正向回弯（黑点）。

图11 用在孔隙度体和静态模型中的时深拉伸的详细的地层解释。MA-1井西部非常强的负向上凸形（红色）代表Nido组（**层）顶部，这说明Nido组顶部存在低孔隙度储层。MA-5井东部和西部N ido组顶部在负向上凸形（红色）和正向下凹形（黑色）之间的零振幅位置拾取，这个零振幅位置是通过MA-5井VSP来确定的。Nido顶部的拾取在MA-5和MA-2之间的中部位置转变为黑色（波谷），这个位置是高孔隙度（＞25%）储集段，该高孔隙储集段被解释为Pagasa组暴露的位置（注意这不是解释的人为现象）。MA-2井钻到了储层顶部Nido组内部致密标志层（绿色与蓝色层之间）。

基于VSP和合成地震记录分析，在Nido组顶部反射附近±10ms时窗内，最大负振幅是Pagasa组和Nido组之间分界面的最好表征。考虑到Malampaya建隆很大的垂直起伏，原始振幅经过深度校正之后可以除去Pagasa组波阻抗深度趋势叠加，最终振幅用在了两个方面。

第一，分析表明Nido组顶部孔隙度的高值区沿油田东部分布（图12），这个分布特征与Gr?tsch和Mercadier（1999）描述的油田成岩作用模拟结果一致，并类似于现代的生物礁的位置（Purser,1980）。因此，在礁后、潟湖和向陆一侧的浅滩（东部）位置早期地下水淋滤增加了储层基质的孔隙度。然而，早期海相胶结作用破坏礁前和向海一侧的生物礁（西部）大部分的孔隙度。新的地震分析表明在褶隆区东侧一些部位可能存在高孔隙度储层，而基于CA-1井的研究结果，前人认为褶隆区东侧储层性质差。

第二，用处理后的地震资料预测顶部储层潜在的泥浆漏失区域。在Malampaya油田，开启的裂缝和与之相关的泥浆漏失可以限制低孔隙层段，这个观测结果是基于测井资料（尤其是从地层微成像测井和偶极横波成像测井）、岩心资料、详细的泥浆漏失监测和地质力学构造模拟得出的。因此，Nido组顶部低孔隙区的识别避免了泥浆漏失进入储层，泥浆漏失能导致钻井问题，MA-9井的定位就避开了这样的预测到的漏失区域。

用波阻抗资料进行的三维时深转换

纯碳酸盐岩的地震速度（如Malampaya）主要受基质孔隙度的影响，而受孔隙充填物影响有限（图9）。因此，从三维地震资料中得到的静态储层模型的时深转换要求有三维的储层孔隙度资料。通过Jason Geoscience稀疏脉冲反演、Jason地质统计反演（Shanor等，2001）和PROMISE（壳牌公司专有的随机转换软件；见Leguijt,2001）软件，将新生成的Malampaya三维PM数据转换为波阻抗，之后转换为孔隙度。用地震反射资料（图6，图11）和波阻抗资料在油田范围内对18个层位进行了的解释，并基于平均层段孔隙度反演所得到的地震波速将18个层位转换为深度域。在井位处对深度网格进行校正后，用GEOCAP（壳牌基于属性的地质模拟工具）和DEPSIM（壳牌基于属性地质模拟工具）软件将经过深度拉伸的孔隙度体加入结果框架中（图13）。

图12 从振幅分析中获得的Nido组顶部储层孔隙度分布图（Nido组顶部反射附近±10ms内的最大负振幅），已经过深度校正。Nido组顶部高孔隙度区集中在油田的东部（白色封闭的折线内），该区域通过大气环境下的成岩作用而使储层品质提高。

地震反演、多储层实现以及体积测量

针对Nido组顶部不同的深度网格和孔隙度体的实现，反复运用前文所描述的流程可以得到如下6个静态模型方案：

方法1：平均条件下，Nido组顶部深度网格，Jason稀疏脉冲反演孔隙度体；

方法2：保守条件下，Nido组顶部深度网格（考虑层位的时间拾取以及上覆层速度误差（uncertainty）,Jason Sparse Spike反演孔隙度体；

方法3：理想条件下，Nido组顶部深网格（考虑层位的时间拾取以及上覆层速度误差），Jason稀疏脉冲反演孔隙度体；

方法4：平均条件下，Nido组顶部深度网格，Jason Statmod平均孔隙度体，孔隙度体可从35个孔隙度体得到；

方法5：平均条件下，Nido组顶部深度网格，Jason Statmod保守条件下大孔隙度体，该孔隙度体是通过从平均孔隙度体中减去标准偏差非确定性的孔隙度体而得到；

方法6：平均条件下，Nido组顶部深度网格，Jason Statmod理想条件下孔隙度体，孔隙度体是通过从平均孔隙度立体中加上标准偏差非确定性的孔隙度体而建立的。

图13 通过静态储层模型的深度剖面。储层孔隙度是从PROMISE波阻抗反演中获得的。在储层单元范围内，薄层低孔隙度岩层是手工加上去的。这些岩层很薄，以至于不能通过三维地震来分辨，但是它们可以作为可对比的岩层在井之间进行识别。如果低孔隙度岩层内没有裂缝则可以形成遮挡，如果低孔隙度岩层内存在裂缝，则它们可以形成强渗透性岩层。GOC＝气－油界面；OWC＝油－水界面。

从这些主要的地震模型所产生的地层条件下的体积范围，与先前用Gr?tsch和Mercadier（1999）所描述的完全不同的方法所得到的估计结果是一致的。在输入到动态油藏模拟软件（MoReS）之前，在GEOCAP/DEPSIM中，通过添加低于地震分辨率的确定信息（如在井中所观察到的具有低、高渗透率的夹层，图13）、据孔－渗性所分出的储层岩石类型以及饱和度模拟，可以将静态模型作进一步的改进。

针对油环评价的水平钻井

定气－油界面在水下3332m 处，而自由水界面在水下3388m 处，那么，从地震资料中得到的孔隙度体以及不同的静态储层模型可对油气分布实现可视化。图14中，在56m 厚的油柱内的石油分布可以通过绘制的孔隙度（＝油环厚度×油环平均孔隙度）图显示出来。可以明显地看出，在所有的方案中，最大的原油体积分布在油田的北部。然而，在中部，石油的分布局限于基底隆起周围，且呈窄的环带状（图4）。这种组合显示有利于确定有利储层以及开发井靶区的选择。

结论

图14 Malampaya油环孔隙度方案。图的上部左侧为基础方案。绿色＝低孔隙度值；红色＝高孔隙度值。

1994～1996年期间，在Malampaya三维地震勘探中，综合了储层描述与建模工作在内的油田开发，突出了三维速度模型在地震资料处理与时－深转换中的重要性（Gr?tsch和Mercadier,1999）。针对1991年的Malampaya三维地震数据所作的新的三维叠前深度偏移，用了最新的且改进的三维速度模型。重新处理的地震数据可用作定量地震分析的输入数据。这种定量地震分析手段常用于第二阶段的储层表征、静态建模、储量评估、天然气开发井及石油评价井方案优化。

用N ido组顶部的反射振幅来预测碳酸盐岩储层上部的基质孔隙度。与先前储层建模的结果一致，高孔隙度区主要出现在潟湖的中心区域。在潟湖的中心区域，大气淋滤作用改善了储层品质，在潟湖区东部礁的向陆一侧，这种储层品质得到了早期海相胶结作用保护，这些区域是天然气开发钻井的首选目标。相对来说，为了避免泥浆漏失的风险，应最大限度地避开易于形成裂缝的低孔隙带。这种泥浆漏失是潜在的钻井问题。

不同的波阻抗反演技术可以实现对储层孔隙度的认识。考虑到纯碳酸盐岩中孔隙度与速度的线性关系，对于静态的碳酸盐岩储层模型，孔隙度体是实现正确时深转换的基础。用孔隙度体作为背景，结合三维地震相分析以及基于井资料和类似物的沉积模型，可以建立几种静态模型。这几种静态模型可用于计算原地的烃类储量和作为在有利储层发育区布井的依据。天然气井的开发结果和早期的产能支持了我们在Malampaya油藏北部潟湖区模拟的储层展布的结果。

将从不同孔隙度体建立的孔隙度－高度模型对Malampaya油环中储层品质的展布进行了可视化建模，并成为水平评价井布井的基础。2001年底开钻的MA-10水平油环评价井证实了沉积相展布及储层品质的预测结果。

致谢

本文主要基于2000年和2001年在Malampay的天然气开发井和石油评价井钻井期间所做的工作。十分感谢Shell Philippines Exploration BV（SPEX）公司井下作业队，特别是G.Dies,J.Esquito,G.Loftus以及O.Tosun等人的帮助。地震数据处理、特殊地震资料研究以及储层建模等工作是在荷兰Rijswijk的Shell Exploration and Production Technology and Research（SEPTAR）公司进行的。此外，非常感谢A.van den Berg,T.Carlson,J.Leguijt,L.Mieles-de Pina,E.sims以及T.Tjan等人的帮助。Bruce Hart和Gregor Eberli两人的审阅对原稿有了很大的改进。我们十分感谢SPEX,Texaco Philippines以及PNOC-EC等公司允许文中资料的公开发表。

参考文献

Borgomano,J.R.F.,and J.Peters,2004,Outcrop and seismic expressions of coral reefs,carbonate platforms and adjacent deposits in the Tertiary of the Salalah Basin,south Oman,in G.P.Eberli,J.L.Masaferro,and J.F.Sarg,eds.,Seismic imaging of carbonate reservoirs and systems:AAPG Memoir 81,P.251-266.

Bosscher,H.,and W.Schlager,1993,Accumulation rates of carbonate platforms:Journal of Geology,v.101,p.345-355.

Grotsch,J.,and C,Mercadier,1999,integrated 3-D reservoir modeling based on 3-D seismic:The Tertiary Malampaya and Camago buildups,offshore Palawan,Philippines:AAPG Bulletin,v.83,p.1703-1728.

Holloway,N.H.,1982,North Palawan Block,Philippines-Its relation to the Asian mainland and roie in evolution of the South China Sea:AAPG Bulletin,v.66,p.1355-1383.

Leguijt,J.,2001,A promising roach to subsurface information integration:63rd EE Conference and Technical Exhibition,Amsterdam,The Netherlands.

Longman,M.W.,1981,Fracture porosity in reef talus of a Miocene -reef reservoir,Nido-B field,the Philippines,in P.C.Roehla nd P.W.Choquette,eds.,Carbonate petroleum reservoirs:New York,Springer-Verlag,p.549-560.

Purser,B.H.,1980,Sedimentaation et diagenese des carbonates neritiques recents.Publication de 1'IEP,tome 1:Paris,Editions Technip,366p.

Schlager,W.,1999,Sequence stratigraphy of carbonate rocks:Leading Edge,v.18,p.901-907.

Shanor,G.,M.Rawanchaikul,M.Sams,R.M uggli,G.Tiley,and J.Ghulam,2001,A geostatisticali nversion to flow simulation workflow example:Makarem field,Oman:63rd EE Conference and Technical Exhibition,Amsterdam,The Netherlands.

Wiedicke,M.,1987,Stratigraphie,Mikrofazies und Diagenese tertiarer Karbonate aus dem Sudchinesischen Meer（Dangerous Grounds-Palawan,Philippines）:Facies,v.16,p.195-302.

Wolfart,R.,P.Cepek,F.Grahmann,E.Kemper,and H.Proth,1986,Stratigraphy of Palawan Island,Philippines:Newsletters on Stratigraphy,v.16,p.19-48.

（邢凤存译；周东升，李秋芬校）

王家华的获奖成果

石油工程的主干学科是石油与天然气工程，主要课程有：技术经济学、油气田开发地质、工程力学、计算机程序设计、流体力学、渗流力学、钻井工程、油工程、油藏工程、油田化学、钻新技术等。主要实践性教学环节包括普通地质实习、金工实习、生产实习、毕业实习、毕业设计等（一般安排30周）。

相近专业有矿工程 /石油工/ 矿物加工工程/ 勘察技术与工程/ 勘察工程 /地质工程/ 矿物工程 /油气储运工程/ 煤及煤层气工程 /勘查工程等。

下边我详细解释一下石油与天然气工程.

石油与天然气工程是研究石油与天然气勘探、评估、开、油气分离、输送理论和技术的工程领域。其工程硕士学位授权单位培养从事石油与天然气生成环境、勘探、油气井工程设计、测井数据集和处理、油气田开、油气储运以及工程管理的高级技术人才。研修的主要课程有：政治理论课、外语课、工程数学、弹塑性力学、计算机应用技术、高等流体力学、高等渗流力学、油藏数值模拟、油田化学、收率原理、现代油气勘探技术、现代油气井工程、现代凿井工程、天然气工程、高等油藏工程、高等油工程、高等输油管道工程、高等输气管工程、油气田输系统、油气管道运行模拟、天然气液化技术、高等管理学基础、能源经济等。

石油与天然气工程是一个运用科学的理论、方法、技术与装备高效地钻探地下油气、最大限度并经济有效地将地层中的油气开到地面，安全地将油气分离、计量与输运的工程技术领域。石油与天然气作为人类社会能源的重要组成部分，由于其不可替代性和自身的不可再生性，在世界经济的发展、人类社会生活与文明中占有极其重要的地位。由于石油与天然气存在着储层埋藏深，物性有低渗、超低渗，油品有稠油、超稠油，加之高压高温、地层非均质、井眼形成难等特点，给钻探与开发增加了很大的困难。目前，我国石油与天然气收率还比较低、地质条件复杂，深井与超深井钻探与开成本还比较高，因此是一项高投入、高风险、但效益明显的产业。在我国，2l世纪将是石油与天然气工程得以迅速发展的时代。

石油与天然气工程涉及工程力学、流体力学、油气地质、渗流物理、自控理论、计算机技术等基础和应用学科，需要解决的工程问题有钻井、完井、测试、油气藏开发地质、油气渗流规律、油气田开发方案与开技术、提高收率、油气矿场收集处理、长距离输送、储存与联网输配等工程问题。本工程领域与矿产普查与勘探、地球探测与信息技术、矿工程、工程力学、化学工程、机械工程、交通运输工程等学科相关。

培养目标是培养从事石油与天然气工程领域所属油气井工程、油气田开发工程、油气储运工程中科技攻关、技术开发、工程设计与施工、工程规划与管理的高层次人才。

石油与天然气工程领域工程硕士应具有本工程领域坚实的基础理论和宽广的专业知识及管理知识，掌握解决工程问题的先进方法和现代化技术手段，具有独立担负工程技术或工程管理工作的能力以及解决工程实际问题的能力，具有较好的综合素质和较强的创新能力和适应能力。掌握一门外语，能较熟练地使用计算机。

领域范围有以下几个方面：1.油气井工程：油气井工程力学，油气井工作液的化学和力学，油气井工程测量与过程控制，油气井测井数据集、处理与解释。2.油气田开发工程：油气藏描述及开发地质建模的理论与方法，渗流理论和油气藏数值模拟，油气田开发理论与方法，油气工程理论与技术，提高收率理论与技术，油气化学工程与理论。3.油气储运工程：油气长距离管输技术，多相管流及油气田集输和油气处理技术，油气储运及营销系统优化，油气管道和储罐的强度研究，油气储运设施施工及安全、防腐技术。4.石油与天然气工程管理。

课程设置;

基础课：科学社会主义理论、自然辩证法、外语、工程数学、应用弹塑性力学、计算机应用基础、技术经济学等。

技术基础课：高等流体力学、高等渗流力学、油藏数值模拟、油田化学、提高收率原理、渗流物理、油气藏经营管理、运筹学等。

专业课：现代油气井工程、现代完井工程、天然气工程、高等油藏工程、高等油工程、高等输油管道工程、高等输气管道工程、油气田集输系统、油气管道运行模拟、项目管理、能源经济学等。

上述课程可定为学位课程和非学位课程。此外，还可以由培养单位与合作企业根据实际需要确定其他课程。课程学习总学分不少于28学分。

学位论文方面，论文选题应直接来源于生产实际或者具有明确的生产背景和应用价值，或者是一个完整的工程技术项目的设计或研究课题，或者是技术攻关、技术改造专题，或者是新工艺、新设备、新材料、新产品的研制与开发，也可以是工程管理课题。选题要求有难度、有新意、有足够的工作量。

对于技术攻关的成果，应有与国内外同类理论、方法与技术的对析；对于新工具、新工艺设计与开发的技术成果，论文应具有设计方案的比较、评估、参数计算模型与结果、完整的图纸；对于重大工程项目管理的成果，必须给出项目的系统组成、目标分析、风险与效益分析、与管理方案及措施、收益与创新管理方法。

不知道上面这些介绍对这位同学有没有帮助。别人怎么说都只是了解，只有自己才是自己最好的老师！既然这位同学对石油工程这么有兴趣，那么我在这里祝你能心想事成！

计算流体力学 PK 空气动力学

1. 1991年获中国石油天然气总公司（部级）科技进步一等奖：山东牛庄岩性油藏描述技术研究，

2. 1991年获中国石油天然气总公司（部级）科技进步三等奖：克里金技术应用研究。

3. 1996年获中国石油天然气总公司（部级）科技进步二等奖：胜利孤东油田馆陶组河流相三维定量储层地质模型技术研究。

4．1996年获中国石油天然气总公司推广双十佳奖一项：滚动勘探开发软件系统的开发与应用，

5. 1999年获陕西省教委科技进步一等奖：油气田开发智能信息综合集成系统，；

6. 1996年获陕西省教委科技进步二等奖，胜利石油管理局科技进步一等奖；孤东油田河流相储层非均质性地质统计学技术研究

7. 1999年获陕西省第六届自然科学一等奖（1999年12月）中国东部地区密井网油田河道结构的建模 Modeling channels arcgitecture in a densely drilled oilfield in east China, the 19 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in San Anrtio, SPE 38678

8. 1999年获陕西省科技进步三等奖：油气田开发智能信息综合集成系统，；

经过三十多年的工作积累,王家华教授和他的同事们，已在储层随机建模的方法与软件研究，风险分析与决策分析在油藏管理中的应用二个方向，形成了稳定的研究优势。

研究方向:

2.1 计算机软件系统储层地质统计分析系统 GASOR

储层地质统计分析系统 GASOR是在王家华教授的主持下, 西安石油学院计算机系的师生组成的项目组, 经过十四年的攻关，研制而成的一个用于储层随机建模，建立储层三维定量地质模型的大型计算机软件，目前已有15万条语句。它经过了微机版本，1.0, 2.0等版本的发展，目前已推出了GASOR 3.0。

该系统使用于SUN系列工作站，及其它兼容系列工作站, 其档次要求在SUN 4/75及其以上的工作站。其它性能指标为：内存容量要求在32M及其以上；其磁盘空间要求在70M及其以上。

该系统有8个功能模块：数据加载，直方图分析，数据变换，二维变异函数，三维变异函数，构造分析，有效厚度分析，模型验证，随机模拟，网格粗化，三维图形显示。

其中，随机模拟模块是一个主要模块。目前GASOR 3.0中，它包含三种模型：序贯指示模型，截断高斯模型，和随机游走模型。前二种模型分别由美国斯坦福大学A. Journel教授和法国地质统计学中心G. Matheron教授提出。而随机游走模型则是由王家华教授和张团峰副教授根据我国的油田实际提出，并得到了大庆、辽河等油田的认可。

三维图形显示模块是该系统中的又一个主要模块。它能显示二维的各种等值线图和各种三维立体地质图。在三维图件的显示中，该模块具有缩放、旋转、光照、揭层、剖切、汉字、颜色标注等功能，能适应显示各种地质体的表面和内部的性质。

2.2 风险分析与决策分析在油藏管理中的应用

石油工业充满着风险与不确定性，公认是一个需要精确评估各种风险的领域。正确地评估风险已经给石油公司带来竞争优势。苏格兰的爱丁堡大学曾对在北海油田经营的二十家公司的决策制定行为进行了研究。结果表明，各家公司决策分析的精确度与投资决策决定的成功率成正比。同时，各家石油公司在运用着各种各样的风险分析与决策分析的软件系统。

1) 决策分析

对决策分析在石油勘探中的应用，已经有了专门的讨论（Newendorp, 1996）。一般认为决策树方法是决策分析中最常用的方法。

把这个决策过程加以抽象就形成了决策树方法。决策树是一种探索式决策过程的模型。决策树是对决策的过程形象化：需要决策的事物是树干，树干上的每一条树枝则代表每一个决策。那末到底该选择那一条树枝呢？也就是要作何种决策呢？对于简单的事情，可以做定性的分析来做决定。但是如果面对复杂的事物，仅仅定性分析是不够的，势必会造成决策失误从而影响投资的成败。这样就要对决策过程进行量化。决策树就是专门针对这一问题的。决策树分析方法是圈定和求解复杂情况决策的有力方法。一旦明确了问题，决策树方法帮助找到一条优化方案的途径。

2) 风险分析

当前，石油工业中的风险分析主要就是指模拟方法的应用。一般认为，模拟加上决策树方法则构成了风险分析的最常用的方法。

模拟方法主要专注于参数值的不确定性, 使用各种统计分布来描述这些参数。例如，对于现金流动，每年可以依据它的几个关键参数表示：通常为石油产量，石油价格，生产消耗，特许开发权和税收等。标准的概率分布，比如正态的，对数正态的，三角形的，均匀分布的, 用来描述每一个参数的变化。在一般情况下，要设变量之间都是相互独立的，因为这将大大简化计算。从每一个参数的概率分布中任意选择一个值，把它们代入方程可以得到一个可能的。这项工作要重复成百上千遍，直到给出的可能的NPV频率分布图。所以，模拟方法是一个标准的NPV方法的自然推广。

3) 在油藏管理中的应用

近年来，报道风险分析和决策分析在油藏管理方面应用的SPE论文数目有巨大的增长。决策分析和风险分析在应用包括，油田侧钻开发的风险分析，油气生产优化中的风险分析，油田产出水处理的决策分析，风险分析和决策分析在油田开发方案选取中的应用，决策分析在措施井经济评价中的应用等。

我们已经研制了风险分析、决策分析的软件系统。

2.3 技术路线和技术关键及解决办法

油气储层随机建模技术(Stochatic Modeling of Reservoir)作为国际上众多石油公司、研究所和大学竞相发展的一门技术。它作为推动油藏描述向定量化方向的一门新技术，每年，有大量的论文和研究报告闻世。用储层随机建模方法来描述储层非均质性的，最大的优点在于：

1、用统计方法来处理不确定性有其突出优越性。由于数据信息的不足，必然会引建模结果的不确定性。用随机建模时，当数据比较少时，建模的结果不确定性就会大一些。反之，当数据比较多时，不确定性就会少一些。

2、有利把各种不同的数据综合使用。如地震、试井、测井所得的数据，分辩率不同，但也可以综合起来。沉积相数据是离散的，孔隙度、渗透率和层厚等参数是连续的，也可以结合起束使用。

3、渗透率是油藏工程中的一个重要参数。经验告诉人们，用井点处的渗透率数据和任何单纯的内插方法，要把渗透率的空间分布求准，是不可能的。用随机建模先把沉积相空间分布求准，并以此为基础才能把渗透率空间分布求准。

储层随机建模作为地质统计学的一个重要组成部分。它是油藏描述发展过程中的一个重要部分。其目的是建立沉积相在储层内部的空间分布，并在此基础上建立孔隙度和渗透率等物性参数在储层内部的空间分布。利用油气储层随机建模的结果，使油藏非均质性的描述和认识更为合理，可提供精细的三维定量地质模型，从而利用油藏数值模拟可预测出剩余油的空间分布。

储层内的沉积相（或沉积亚相、微相）的空间分布是储层的一个重要性质。它的特征控制着流体在储层中的分布和流动，支配着一系列对影响油气藏生产状况重要因素。诸如，渗透率和孔隙度的空间分布，砂体中悬挂着泥岩的空间分布和几何尺寸，储层中遮挡带的空间分布，不同砂体之间的连续性和储层的几何位置和尺寸等等，都受到沉积相，特别是沉积微相的控制。对储层内断层和裂缝的位置、方向、长度及其空间分析，对油气生产也着很大的影响。

储层非均质性，包括岩石非均质性和流体非均质性，是储层固有的地质--物理因素特点的表现。沉积相、渗透率等的物性参数和断层,裂缝等对油气在地下流动和对油气生产有着重大的影响，都是储层的非均质性。储质非均质性建模就是对储层非均质性的空间分布进行预测，所得的结果就是储层三维定量地质模型。用地质统计学的方法，用统计的观点来建模，就是储层随机建模的工作内容。由于所用井点的数据一般比较少，非均质性比较严重，所得的三维定量地质模型应有明显的不确定性。特别在处理沉积相空间分布时，由于对象是一个离散的空间变量，困难就更大。

需要指出的，对沉积相空间分布的预测是整个储层随机建模工作中最具挑战意义的。原因是沉积相类型各不相同，不确定性的存在，三维空间中沉积相分布的复杂性。

利用储层随机建模的方法和结果，可以在油气田整个开发过程中优化油气的开发方案，可以改善油藏数值模拟的方法，提高其精确度，可以确定合理的井位和水平井轨迹，可以预测剩余油的空间分布和油气量。

我国主要产油区在东部。其大部分油田已进入开发中后期，油井出水率已平均高达80%。油气田开发难度大大增加。这些油田的大部分均属陆相沉积，地质条件复杂，非均质量性严重。

据国内专家估计，由于储层各种非均质性的隔档，尚有20%的可动油未被二次油驱剂所波及到。这时，通过深化认识储层非均质性及改善二次油技术，可以完全出这部分可动油。为了精细地描述地下剩余油的分布，要求油藏非均质性的描述向更小尺度的定量化发展。国内著名油田开发地质学家裘怿楠教授近年发表了多篇论著，阐述储层随机建模和建立三维定量地质模型，在油田开发中的重要性。

储层随机建模方法通常分为两大类。第一类主要是通过对空间属性参数的变异函数进行推断，然后建立基于变异函数的随机模型，得随机建模的结果。序贯高斯模拟方法、序贯指示模拟方法和截断高斯模拟方法均属于这一类。另一类就是主要研究空间形体的分布，通过对研究对象的几何形态参数进行建模，然后给出研究对象的空间分布。这种方法称为面向对象的方法。示性点过程模拟方法属于这一类。随机游走模拟也属这第二类方法。随机游走方法的开发和应用将大大丰富和平共处推动第二类储层随机建模方法的发展。

3.专著和论文:

3.1储层随机建模:论文15篇（国内10篇，国际6篇）

1. Wang J and MacDonald, A., 19, Modeling channel architecture in a densely drilled oilfield in east China, presented the 19 SPE Annual Technical Conference, San Antonio, Texas, 5-8, Oct., SPE 38678

2. Wang, J. and Zhang, T., 1995, Three-stage stochastic modeling method to characterize reservoir with fluvial facies, SPE 29965, October

3. Wang, J., Zhang, T. and Huang, C., 19, The simulation of braided channels in two dimensions with random walk model, Proc. of The 30th In.. Geol. Congr., Vol. 25, 115-124, Int. Scie. Publishers, The Neitherlans

4. Gao, Haiyu and Wang, Jiahua, The Updated riging Variance and Optimal Samping Design, Math. Geology, April, 1996

5. Gao, Haiyu and Wang, Jiahua, Optimizition of Drilling Locations and Spatial Sampling Probability, The 30th Int. Geol. Congress, 4-14, Aug., 1996

6. Gao, Haiyu and Wang, Jiahua, Identification Probability and Pseudo -- Entropy Criterion to Locate Drilling Locations, The 30th Int. Geol. Congress, 4-14, Aug., 1996

7.张团峰，王家华，油气储层随机模拟的地质应用，中国数学地质（5），1994

8.张团峰，王家华，景平，阎汉杰：三维储层随机建模与随机模拟技术研究，中国数学地质（7），1996

9.王家华等：储层表征中的随机模拟算法，西安电子科技大学学报，Vol.22,1995

10.王家华等：储层评价中基于变异函数的模拟方法，中国数学地质（6），1995

11.王家华等：定量评价储层特征空间分布的不确定性，西安石油学院科技大会论文集，陕西科技出版社，1996

12.王家华等：利用随机模拟提高油藏数值模拟的效果，西安石油学院学报，Vol.11, No.3, 1996

13.王家华等：试论克里金估计与随机模拟的本质区别，西安石油学院学报，Vol.12, No.2, 19

14.王家华等：随机几何学及其在地质沉积相方面的应用，第三届中国工业与应用数学学会论文集，清华大学出版社，1994

15.王家华等：油气储层随机模拟的基本原理，测井技术，No.4, 1994

专著2部

1. 王家华，高海余和周叶，克里金地质绘图技术 - 计算机模型和算法，石油工业出版社，1999

2. 王家华,张团峰, 油气储层随机建模, 石油工业出版社, 2001