cssci 是南大核心，南京大学评选的《中文社会科学引文索引》，每两年评一次核心期刊，通常是指北大核心，也就是平常说的中文核心，北京大学评选的，4年一次每个单位，根据自己的研究方向，和自己单位科研领先的专业相近的刊物，通常划归为A类，次之B类，再次之C类一般来说，单位能够划分A类、B类、C类的，基本上要求都是比较高的地方，A类、B类、C类这些刊物，多数都是从cssci 和中文核心期刊里面选择出来的，也有极个别把不是不是核心的报纸刊物划在A类、B类里面，比如人民日报、光明日报等等
还不是北大核心
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cssci 是南大核心，南京大学评选的《中文社会科学引文索引》，每两年评一次核心期刊，通常是指北大核心，也就是平常说的中文核心，北京大学评选的，4年一次每个单位，根据自己的研究方向，和自己单位科研领先的专业相近的刊物，通常划归为A类，次之B类，再次之C类一般来说，单位能够划分A类、B类、C类的，基本上要求都是比较高的地方，A类、B类、C类这些刊物，多数都是从cssci 和中文核心期刊里面选择出来的，也有极个别把不是不是核心的报纸刊物划在A类、B类里面，比如人民日报、光明日报等等
一、火山岩油气藏评价预测流程火山岩具有较强磁性、较高电性和较大密度等地球物理特性，重磁电方法在火山岩区域预测中可发挥重要作用，在国内、外火山岩勘探中得到了证实。大面积分布的火山岩并非均能成藏，火山岩风化壳与原生型火山岩相比其地球物理特征发生了较大变化，重磁电方法不能完全解决火山岩油气藏评价预测的难题。以新疆北部石炭系火山岩风化壳地层型油气藏为例，研发了地球物理评价预测方法步骤:①以重磁电为主预测火山岩及岩性区域分布;②井震结合及地震属性、相干体火山岩目标识别和描述;③岩心、测井资料评价火山岩风化壳有利储层，井震结合反演预测有利储层分布;④油气层测井评价、岩性、储层和振幅衰减属性、吸收系数差异结合检测含油气性，确定钻探目标。该方法通过勘探应用证实是可行有效的，其流程见图7-20。二、火山岩区域预测重磁电处理解释方法主要有空间时间域方法及波数频率域方法两大类。基于大地电磁法和频率域电磁测深法，结合空间时间域方法的高精度和高分辨率，以及波数频率域方法的计算速度快、定性评价效果好特点，开发了重磁电剥层处理、沿层延拓信号增强反演的火山岩区域预测方法，提高了处理解释精度和有效性。通过重磁二阶导数异常精细刻画火山岩分布，重磁正演剥层处理，消除了浅层影响，突出了深层目标重磁特征，沿层下延拾取重磁异常，增强了目的层火山岩异常特征。重磁电震综合处理解释减少了多解性，增加了火山岩体识别的可靠性。其中重磁异常增强和电磁反演是火山岩区带预测的关键。由原始航磁异常分离得到的局部磁异常仍然是由基底内部各磁性体产生的异常叠加的综合反映，利用垂向二阶求导数分离叠加在中下磁性体组合异常上的顶部异常和旁侧叠加异常，能更精细地刻画目的层磁性体的分布和形态特征(图7-21)。重磁正演剥层处理，消除了浅层影响，突出了深层目标的重磁特征，通过建立火山岩以上地层密度模型的重力正演，从原始重力异常中减去中浅层重力异常效应，可消除浅层的影响，突出火山岩地层的重磁特征，沿层下延拾取重磁异常，增强了目的层火山岩异常分布特征。以上处理是从地面上远距离地研究探讨目标，为了近距离精细刻画火山岩勘探目标的重磁异常特征，采用下延方法逼近场源、沿层拾取重磁异常，突出目标的局部细节特征。重磁电震综合处理解释减少了多解性，增加了火山岩体识别的可靠性。任何地质体均具有弹性模量、电阻率、密度等多种属性特征，通常各种方法分别观测的是地质体单一的属性参量，但由于地面观测条件和地下地质构造条件不同，所获得的各种参数均具有一定不确定性，从而造成反演的多解性，因此，充分利用重磁电震进行综合处理解释，可提高火山岩识别的可靠性和精度。图7-20 火山岩风化壳地层型油气藏地球物理评价预测流程图7-21 准噶尔盆地重磁二阶导数异常精细刻画火山岩分布三、火山岩目标识别火山岩目标受喷发期次和爆发指数控制，其大小和形态差别较大，不同岩性和岩相的地球物理特征不同。原生型火山岩火山机构和形态完整易识别。受风化淋滤改造后的火山岩火山机构和形态不完整，地球物理参数发生了变化，识别难度较大，但其低频特征基本未变，同样可识别。火山岩测井响应特征火山岩类型不同，其结构、构造、孔隙类型及测井响应特征不同。可综合常规测井、微量元素俘获测井(ECS)、成像测井(FMI)响应特征识别岩性，划分相带，通过分析提取火山岩储层变化的敏感性参数，井震结合识别火山岩目标。一般从基性到酸性火山岩自然伽马值逐渐增大，密度、速度和电阻率逐渐降低，同类火山岩岩性由熔岩、过渡岩类向角砾岩类密度和速度逐渐减小(图7-22)。风化淋滤可导致火山岩放射性减弱，同类火山岩岩性蚀变后放射性明显低于蚀变前;在同样的蚀变环境下，不同类型火山岩蚀变程度不同，由基性到酸性蚀变由弱到强变化;蚀变环境下均伴随裂缝的产生，火山岩发生破裂，孔隙空间增大，导致放射性、密度和速度降低(图7-22)，可通过岩心观察、薄片鉴定和测井解释建立火山岩岩性识别图版，根据敏感参数识别不同岩性。图7-22 火山岩岩性及蚀变程度识别图版火山岩目标剖面识别在利用重磁电震宏观识别火山岩体和梳理断裂体系的基础上，建立火山岩测井和地震识别模式，在剖面上识别火山岩目标，平面上根据地震属性和波形分类等划分火山岩岩相，预测火山岩目标。不同火山岩相带及岩性组合的地震反射特征不同，如振幅、频率、相位及波形特征，外部几何形态如丘状、席状、平行和亚平行等，这些特征是地震识别火山岩目标的基础。由于火山岩产出和侵位方式不同，火山岩岩相多样。不同岩相组合的地震反射特征不同，因火山岩风化淋滤程度、岩相等不同而表现出不同的地震反射特征(表7-7)，可根据其特征识别火山岩目标。如改造较轻的安山岩和角砾岩互层表现为平行连续强反射特征(图7-23a)，改造较严重的安山岩和角砾岩互层呈现亚平行弱连续反射特征(图7-23c)，受构造改造严重的熔结角砾岩和安山岩互层呈现弱连续弱反射特征(图7-23d)，改造严重的流纹岩为弱连续杂乱反射特征(图7-23b)。表7-7 新疆北部石炭系火山岩目标地震反射特征续表图7-23 火山岩目标地震相剖面火山岩目标平面预测首先根据地震相分析对火山岩相进行定性分类，利用波形分类和多数性聚类分析对火山岩岩相进行半定量评价，利用相干体、分频属性、振幅特征等方法确定火山岩目标平面分布范围。利用倾角、方位角、振幅、频率信息等多属性相干检测，预测裂缝发育程度。裂缝发育主要受断裂和古构造控制，断裂带、古构造高部位和斜坡带裂缝较发育，古构造斜坡部位裂缝和微裂缝次之，低洼部位裂缝和微裂缝不发育。首先确定同类型岩相分布区，在同类岩相带内根据古构造位置和相干体特征确定裂缝发育区，如古构造和断裂发育处的溢流相分布区相干体检测的裂缝和微裂缝发育，而低洼部位溢流相分布区裂缝和微裂缝不发育。火山岩经受风化淋滤后，储层物性变好，密度和速度变小，导致振幅减弱。新疆北部火山岩储层以风化壳型为主，原生型火山岩一般不能形成有利储层，因此，结合岩相、相干体、振幅属性等参数可确定有利火山岩目标边界，在平面上预测有利火山岩目标的分布。四、火山岩有利储层评价预测火山岩储层地质预测完整的火山岩序列自下而上一般由致密熔岩、杏仁-裂缝-气孔熔岩、熔结角砾岩、凝灰岩组成，位于原生型火山岩序列上部的熔结角砾岩和自碎-裂缝-气孔熔岩相储层物性相对较好，但连通性较差，一般不能形成良好的储层。火山喷发时的构造相对高部位一般凝灰岩较薄，经短暂风化淋滤后，表生环境的地表水沿裂缝和微裂缝下渗，对熔结角砾岩和熔岩段进行淋滤，使本身孔隙较发育段的孔隙更加发育，连通性变好，同时受裂缝和微裂缝改造储层物性更好。因此，受短暂风化淋滤的火山岩有利储层一般发育于喷发序列中上部(图7-24)，最有利层段为火山岩序列的熔结角砾岩、自碎熔岩和裂缝-气孔熔岩相。图7-24 单期次喷发火山岩相模式及特征裂缝和微裂缝对火山岩有利储层的改造至关重要，新疆北部石炭系火山岩中对有利储层起控制作用的裂缝主要包括喷发时形成的节理缝、热气爆炸缝、冷凝收缩缝，风化淋滤形成的网状缝和受构造运动形成的裂缝。不同(微)裂缝成因机理不同，其产状存在差异，节理缝和热气爆炸缝一般横向沟通，但距离较短，相互沟通较差，成像测井上虽然显示为裂缝发育段，但一般控制的流体渗流半径较短，对渗流能力贡献较小;冷凝缝一般发育于粒间和粒内，单条裂缝延伸距离短，相互沟通较差，成像测井上显示裂缝发育，对有利储层贡献不大;风化淋滤形成的网状裂缝和构造应力形成的裂缝一般延伸距离较长，相互沟通性较好，是有利储层和流体渗流的主要贡献者。火山岩经风化淋滤后孔隙度可增加10%～200%，而渗透率可增加几倍至上百倍，风化淋滤增加的孔隙和裂缝主要是沟通原生孔隙和裂缝的储集空间，因此，对火山岩有利储层的形成起到至关重要的作用，溶蚀孔隙和裂缝是火山岩有利储层的主要储集渗流空间。火山岩有利储层预测对火山岩风化壳有利储层的预测主要采用地震反演方法，但对储层参数预测精度不高。进行有利储层预测时，首先通过目标识别和解释，对泥岩、砂砾岩、火山岩的分布段进行预测，在火山岩中利用储层反演预测有利储层分布。火山岩储层预测技术难点表现在火山岩埋藏深，纵向厚度大和横向岩性岩相变化大，岩成层性差，分布规律复杂，地震追踪困难，地震属性分析时窗难以确定，建模难度大。因此，在火山岩有利储层预测时采取分步骤循序逼近的方法，对火山岩有利储层进行预测和描述。储层反演方法很多，波阻抗反演是储层预测的有效方法之一。如新疆北部石炭系火山岩风化壳储层非均质性极强，相带变化快，常规方法不能有效地进行岩性识别和储层预测，主要采用地震波阻抗方法预测火山岩有利储层，测井曲线归一化处理及子波选取、储层标定及反演初始模型建立是关键。通过储层物性响应特征分析，确定敏感参数，将能够有效地反映储层岩性、物性的特征参数通过“特征曲线声波量纲构建”，构建成声波量纲进行反演，来预测火山岩的有利储层分布。如通过对牛东地区的火山岩有利储层的预测发现，由多次喷发组成的多层叠置火山岩在经受不同时间的沉积间断风化淋滤后，形成了多层叠置的火山岩有利储层(图7-25)。图7-25 三塘湖盆地多期次喷发火山岩储层预测及测井响应特征五、火山岩的含油气性预测由于火山岩地震响应特征的复杂性，叠后和叠前方法均不能完全满足含油气性预测的需要。叠后流体预测通过振幅、频率衰减属性对流体进行定性预测，火山岩储层与非储层波阻抗差异小，传统叠后储层描述效果差，其主要原因在于叠加造成了地震信息损失，降低了流体识别能力。叠前反演通过获得岩性参数，如岩石密度、纵横波速度、纵横波阻抗与泊松比等，使用了未经叠加的地震资料，多道叠加虽然能够改善资料品质，提高信噪比，在增加信息量的同时减小了多解性，提高了流体识别的可靠性和精度，但火山岩埋藏深、岩性变化大、相变快，叠前含油气性的有效预测同样也较困难。为了有效地预测火山岩的含油气性，采用岩性、储层预测和振幅衰减属性、吸收系数差异预测结合的方法。在以横波波阻抗反演的岩性、储层预测(图7-26a)基础上，通过排除岩性影响的振幅衰减属性与吸收系数差异的纵波波阻抗和泊松比进行预测，二者反演特征存在相反响应特征的为含油气区(图7-26a，b)，通过二者之间的差异对比，可确定含油气性。如准噶尔陆东地区在岩性、储层预测和振幅衰减属性与吸收系数差异预测图上特征相反层段即为含气层段，气藏剖面可以验证其有效性(图7-26c)。利用该方法预测三塘湖牛东地区的含油性，预测结果与试油结果一致(图7-27)。图7-26 火山岩储层及振幅衰减属性、吸收系数差异性方法结合进行含油气性预测图7-27 三塘湖盆地牛东地区火山岩含油性预测
钟广见（广州海洋地质调查局 广州 510760）作者简介：钟广见（1965—），男，教授级高工，主要从事石油地质、海洋地质调查研究工作摘要 油藏描述主要对油藏各种特征进行三维空间的定量描述和预测，以综合分析地质、物探、测井、分析化验、地层测试等各项资料为基础，采用油藏描述的地质技术、油藏描述的地震技术、油藏描述的测井技术和油藏描述的计算机技术揭示地下油藏的规律。油藏描述软件主要有Petrel、Discovery、RMS、EarthVision、SMT等，其中Petrel应用比较广泛。四维地震技术、高分辨率层序地层学的应用及储集层物性动态变化空间分布规律研究技术是油藏描述技术发展趋势。关键词 油藏描述 四维地震 高分辨率层序地层学1 油藏描述的概念及特点1 油藏描述的定义油藏描述，简称RDS技术服务，就是对油藏各种特征进行三维空间的定量描述和表征。油藏描述亦称为储集层描述，源自英文Reservoir Description一词。早在1979以至预测[1]年，斯仑贝谢公司就已针对油藏描述这一课题设计出了一些软件，随后把三维地震处理、声阻抗以及垂直地震剖面（VSP）等引用于测井研究，并结合高分辨率地层倾角、岩性密度测井、能谱测井等最新技术，进行实际应用，对油藏进行综合分析，取得了较好的效果[2]。现代油藏描述是应用地质、物探、测井、测试等多学科相关信息，以石油地质学、构造地质学、沉积学为理论基础，以储层地质学、层序地层学、地震岩性学、油藏地球化学为方法，以数据库为支柱，以计算机为手段，对油藏进行四维定量化研究并进行可视化描述、表征及预测的技术。在不同的勘探开发阶段，利用不同的信息，采用不同的技术方法和手段，描述不同的具体对象[3]。2 油藏描述的特点借助一体化综合油藏描述软件能把地震解释、构造建模、岩相建模、油藏属性建模、裂缝建模和油藏数值模拟显示及虚拟现实于一体，为地质、地球物理、岩石物理、油藏工程工作提供一个共享的信息平台。软件不仅可以提高研究人员对油藏内部细节的认识，精确描述透视油藏属性的空间分布，计算其储量和误差、比较各风险开发模型、设计井位和钻井轨迹、无缝集成油井生产数据和油藏数模结果、发现剩余油藏和隐蔽油藏、降低开发成本。阐明油气藏的精细构造面貌，沉积体系与沉积相的类型与分布规律、储集体的空间展布，描述储集体参数分布规律及演化特征、储集体非均质性、油气藏的流体性质和分布规律，建立油气藏地质模型，计算油气储量值和进行油气藏综合评价，研究开发过程中油气藏基本参数的演化特征和规律，并为油气藏数值模拟提供基本数据和地质体模型[4]。油藏描述具有一大特点，两个层次，三条支柱和四项任务。“一大特点”是指油藏描述是以综合为本，即综合运用了地质、物探、测井、分析化验、地层测试等各项资料；“两个层次”是指油藏描述按描述的阶段不同，可以分为油藏描述和油藏管理；而“三条支柱”是指油藏描述是以地质理论、物探技术和油藏工程技术为基础的，在这三条支柱中，地质理论是最重要的；最后，油藏描述的研究内容主要包括“四项任务”：即研究油藏的构造格架、地层格架、岩性分布和油气分布。总而言之，油藏描述的本质是“精细”与“综合”[5-8]。2 油藏描述方法及技术构造圈闭、储层展布及流体性质是研究油藏的三大要素，油藏描述研究即研究油藏三大要素的四维变化特征，简单的可以归结为：①油气田地质构造和储层几何形态的研究；②关键井的研究及解释模型的确定；③油田参数转换关系的确定、渗透率估算及测井项目不全井的评价；④单井测试评价；⑤多井处理、单井动态模拟研究及三维油藏模型的建立。因此，对油藏的描述包括静态和动态两部分。油藏描述在油气勘探与开发中具有特定地质任务，即使阐明油气藏的精细构造面貌，沉积体系与沉积相的类型与分布规律、储集体的空间展布，描述储集体参数分布规律及演化特征、储集体非均质性、油气藏的流体性质和分布规律，建立油气藏地质模型，计算油气储量值和进行油气藏综合评价，研究开发过程中油气藏基本参数的演化特征和规律，并为油气藏数值模拟提供基本数据和地质体模型。提高储层描述和预测的精度，需解决好储层空间分布问题，而其关键和难点在于做好地震地质联合反演[9-12]。油藏定量表征的手段主要是运用储层反演，即通过测井地震等信息通过地质统计方法（多点地质统计）[13-21]、反演方法得到表征储层的波阻抗数据体，人机交互解释储层的空间分布规律，得到解释成果：储层顶面构造图、砂体展布图等。存在的问题是反演储层厚度精度依赖于地震分辨率，反演过程中缺少地质沉积知识等信息的控制。储层三维模拟方法预测储层，充分利用测井垂向高分辨率，并引入沉积相控的概念，即储层分布与沉积相的匹配关系，利用地震属性体作为三维模拟的协约束条件加以控制[22-52]。油藏描述要正确揭示地下油藏的规律，必须利用多种手段和多种信息，并以多学科的理论为指导，才能做好油藏的综合研究和描述，达到预期的目的。故油藏描述的方法和技术涉及的内容很广，概括起来说，可分为油藏描述的地质技术、油藏描述的地震技术、油藏描述的测井技术和油藏描述的计算机技术等四个方面。上述四个方面技术的目的是相同的，即对油藏进行整体或局部、宏观或微观、静态或动态的研究，去揭示复杂油藏的地质问题。由于各个技术属于不同的学科，故各自应用的原理、方法、手段和信息各不相同，所以，它们揭示油藏问题的侧面也是不同的。综合应用上述四种技术，就可以使研究人员从多个侧面来认识油藏，研究油藏，必将有利于正确揭示地下复杂油气藏的地质规律，深化对油气藏的认识。1 地质综合分析地质综合分析要求进行地层对比、构造特征研究、储层特征研究、储层四性关系分析、数据分析、断层封堵性分析（图1、2）。图1 地质综合分析模式图F1 Model map of comprehensive geological analysis图2 地层对比分析F2 Correlation analysis map of S2 地震储层反演在储层特征研究基础上进行反演、储层反演技术是精细油藏描述技术中不可或缺的关键技术（图3）。图3 井约束反演F3 Inversion constrained by 3 地震解释技术地震构造描述的主要任务是要确定圈闭构造特征和构造发育史，提供油藏的空间几何形态、断裂展布和组合关系、圈闭类型等油藏的格架信息（图4）。三维地震是油藏构造模型研究的最有力技术手段，具有其他方法不可取代的优势，主要有以下一些先进的解释技术。1 相干体技术滤波－振幅包络－一阶导数－相干体，这种技术的特殊之处在于突出了不连续性，比地震水平切片的地质解释更直观。尤其是断层解释更客观、更细致。此外，对河道砂体及裂缝的预测也有独特的作用。目前相干体技术已成为三维处理的质量控制手段，确定偏移速度场、偏移算法、比较处理流程的合理性及三维连片效果的工具（图5）。2 断层自动追踪利用蚂蚁追踪功能自动追踪断层（图6）。3 三维可视化技术三维可视化技术是用于显示描述和理解地下和地面诸多现象特征的一种工具。它被广泛地应用到地质和地球物理学及工程地质等领域，它既是描绘和了解模型物的一种手段，也是数据体的一种表征形式。作为地震资料解释手段的三维可视化技术主要包括：①构造可视化、②地层可视化、③振幅可视化、④信息的综合可视化。图4 构造特征研究F4 Study of structural characteristics图5 相干体分析F5 Analysis of coherent 4 三维构造模型建立利用测井数据、钻井数据和各种属性层面趋势图采用序贯高斯模拟算法进行确定性和随机性属性等资料建立油藏属性模型，使用3D相模型或3D地震属性约束属性建模，多种方法交错使用，建立三维物性模型（图7）。利用序贯指示模拟、基于目标体的建模、截断高斯模拟、神经网络模拟、适应性河流相模拟、分级相带多种方法建立沉积相模型。分析各时期相带空间分布，分析沉积演化历史。作为油藏属性建模的相控条件如孔隙度建模、应用各种趋势及多参数约束建模。图6 自动构造解释模块功能示意图F6 Schematic diagram of automated structural interpretation module function图7 三维构造模型建立功能示意图F7 Schematic diagram of 3-Dstructure 5 储层横向预测与目标优选技术储层预测研究是在地震构造描述和沉积相等的研究基础上，对储层进行厚度展布、物性参数定量分布研究和预测。储层预测技术包括地震属性分析、微地震相分析技术、地震资料反演技术、油气检测技术等[22-52]。1 地震资料属性分析技术地震属性是对地震波几何学、运动学、动力学或统计学特征的具体测量。目前用于储层预测中主要是地震波动力学信息，且对地震反射波振幅、相位、频率和吸收系数等参数的研究和应用最多。这些都与地层的岩性、物性、厚度及其含油气性有关系，通过地震处理手段分别从地震反射信号中提取地震反射波动力学信息，并结合井下资料进行综合解释，即可不同程度地达到储层横向预测的目的。2 微地震相分析技术微地震相分析技术是对某一目的层所对应的反射波同相轴的物理参数（振幅、频率、极性）和几何特征进行分析，并与已知井下目的层岩性与储层物性相结合，以建立反射波特征与目的层岩性及其储层空间展布特征之间的关系，进而指导对研究区内目的层岩性及其储集体空间分布的预测。3 地震反演技术地震反演是根据地表地震观测资料，用已知地质和钻井、测井资料为约束条件，借助各种数学方法对地下岩层物理参数求解的过程。波阻抗和速度反演是地震反演的核心，在储层预测中得到了广泛的应用，并且有较好的预测效果。4 目标优选地震属性的聚类分析进行储层预测、通过地震体透视功能优选目标、提取目标体的包络，产生目标体、对优选出的目标体进行重采样、基于模型中的有利目标设计靶点及井轨。6 油藏描述的主要软件油藏描述软件系统主要由Petrel、Discovery、RMS、EarthVision、SMT等油藏描述软件及计算机工作站或微机组成。Petrel—综合利用了地质学、地球物理学、岩石物理学和油藏工程学等学科来实现全三维环境下的地震解释、地质解释、建模和油藏工程研究等工作，实现油藏的优化管理。综合了地震资料解释、测井分析、地质综合研究、地质建模、数值模拟的一体化平台，适用于各种油藏类型。利用多资料综合分析，可以精确描述油气藏及其孔渗饱等属性参数的空间分布，计算其储量、定量估算风险性、优选模型、设计井位和钻井轨迹、无缝集成生产数据和数值模拟器，发现剩余油藏和隐蔽油藏，从而降低开发成本，提高效益。Petrel应用了各种先进技术：强大的构造建模技术、高精度的三维网格化技术、确定性和随机性沉积相模型建立技术、科学的岩石物理建模技术、先进的三维计算机可视化和虚拟现实技术。提高了对油藏内部细节的认识，精确描述透视油藏属性的空间分布，计算其储量和误差、比较各风险开发模型、设计井位和钻井轨迹、无缝集成油井生产数据和油藏数模结果、发现剩余油藏和隐蔽油藏，从而极大地降低开发成本。Discovery—微机一体化油藏描述软件，是美国Landmark公司在Windows环境下开发的产品，无论地质情况简单还是复杂，Discovery能提供一整套有效的工具，把地质研究、地震解释、测井分析、开发生产动态管理集成到一个完整的解释系统中，形成微机一体化油藏描述平台。具有以下特性：新的地层柱管理，用户可以根据需要选取所需要的地层名称建立适用于本工区需要的地层柱；批量修改WellBase图层，增加了OpenWorks常用的井符号；多次完井数据输入，进行地层名称与其他生产数据匹配时可以参考兴趣区域，曲线数据也可以用GXDB进行数据库管理。生产数据分析功能，可以进行产量预测，并且可以生成以下三种图件：生产油、气、水随时间变化图、生产油、气、水与累计产量变化图、P/Z与累计产气量变化图，并将生产曲线落到平面图上。可以制作测井曲线图层，用户自定义显示井段、模版等；增强的绘图工具；增强的数字化功能：可以让用户使用数字化桌，在GeoAtlas的图层中直接进行断层、等值线、数据点等线条的数字化；在GeoAtlas增加了一个井信息工具，可以通过移动鼠标来观察在WellBase、Prizm、Zonem anager、GMA等中存储的井信息；新增了一个图层检查修改功能，它允许用户通过网络修改编辑在服务器上较大的图层；增强隐闭图层，在以前版本中也可隐闭图层，但是一张图上有多个隐闭图层会使系统运行速度降低，在新版本中有多张隐闭图层也不会使系统运行速度下降；在IsoMap中的一些新功能，如Zmap格式数据输入直接生成AOI图层；强制数据点等值线；可以用数据点进行图层运算等。根据井曲线进行井间颜色（或岩性）充填的功能；新增了井位索引图和曲线上浮的功能；新增用户自定义的光栅文件或第三方软件提供商提供的光栅文件的输入输出接口；增强智能选择工具，可对层位、断层、注释等任意选择；其他的功能增强：如在井间的界线上添加断层名和地层名、注释可任意旋转、在投影剖面上划弯曲的虚线等。TVDSS井深显示方式，在新增的测井显示道上可以显示Zonemanager中的属性；在Prizm曲线模版中新增了一个矿资道（Minerals Track），这个道用来显示矿物之间的比例（如3＆4矿物模型）；新增加了一个曲线编辑菜单，这个菜单包括曲线拷贝、曲线删除、剪切曲线最大值或最小值、给曲线改比例、曲线滤波（平滑曲线、方波化曲线、三角化曲线）以及内插曲线等。并且每项功能可以应用于一口或多口井，也应用于全井段或指定井段；在二维地震解释中新增一个层位多Z值，这样可以很好地进行逆断层的层位解释；新的时深选项。二维地震解释中成图与等值线的增强；修改了工作流程，增强了易用性；在MapView、Isolmap、Quick Map中的炮点上显示速度和深度。在二维工区中进行层位深度网格化，新的等值线管理器可以进行；易用性增强：可以生成、存贮以及恢复测线闭合差校正的流程，扩展了快捷键，自动二维测线排序，断层、层位滚动，建立断层面图层，输出层拉平的SEGY数据，给二维地震数据加EBCDIC数据头，在自动追踪时确定追踪的振幅最大/最小范围值。SeisVision地震模块中对应于WellBase中多地层柱功能，在SeisVision中也可以选择相应的地层柱进行显示。简化了增加井位和分层的导向操作。增加了变面积剖面覆盖波形显示的方式。增加了生成深度域地震数据体的功能。在底图上可以高亮显示用于时深转换的参考井。3 油藏描述技术发展趋势1 四维地震技术在油藏开采过程中，储集层孔隙流体的温度、压力及组分会产生变化，影响储集层的体积密度及地震速度，从而影响反射波的振幅及传播时间。在油田开发过程中，隔一定时间进行一次三维地震观测，每次观测的测试位置、野外参数、处理参数都不相同，然后比较前后的地震记录，就可以知道地下油、气、水分布的变化，得到流动体系、油气运移比较精确的空间图像。四维地震正在成为当前和今后监测油藏动态和描述油藏的一项新技术：①监测油田注水开发过程中气顶变化、底水推进以及油、气、水分布范围。②监测热采等人工措施的作用范围。热蒸汽到达的部位地层温度升高，地震波传播速度变慢，引起地层反射系数、透射系数以及地震波的振幅和到达时间改变，根据这些标志可以监测热蒸汽推进的前缘[54]。2 储集层物性动态变化空间分布规律研究技术通过研究储集层沉积相与物性关系，分析储集层在三维空间中的连续性和物性变化特征，对各种分析化验资料，特别是注水开发后的密闭取心资料以及开发动态资料进行研究，结合吸水剖面、产液剖面和C/O 比等测试资料，从储集层基本特征、注入水与地层流体的物理化学作用、地层温压变化、油水渗流机理及影响因素等方面，可研究注水开发后储集层结构的变化规律和油水分布特征[2]。3 高分辨率层序地层学的应用多学科交叉是未来石油工业发展的方向，也是解决石油勘探开发中各种技术问题的必由之路。作为一项成功的工业技术，高分辨率层序地层学运用于油藏描述也促进了油藏描述的完善和发展[38]。层序地层学的核心在于确定等时地层格架以及时间地层框架内沉积地层的分布类型。在一个基准面旋回变化过程中形成的岩石单元是一个成因地层时间单元，通过基准面旋回的识别和等时对比，分析不同级次的陆相地层内部结构特征，建立高分辨率的地层框架，根据低级次旋回特征进行局部地层精细对比，可以为精细油藏描述提供基础[53～56]。随着钻井、地震、测井技术的发展，运用高分辨率层序地层学将地质、测井、地震进行一体化处理解释来解决油藏问题将是未来的发展方向[55]。参考文献[1]王 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data,geophysical data,well data,test data,including geological technology,seismic technology,logging technology and computer technology Petrel,Discovery,RMS,Earth Vision and SMT are the main softwares,Petrel is the most popular soft ware of them Dseismic technology,the application of high resolution sequence stratigraphy and the study of reservoir dynamic variation are the tendency of reservoir description Key words:Reservoir description;4D seismic;High Resolution Sequence Stratigraphy
cssci 是南大核心，南京大学评选的《中文社会科学引文索引》，每两年评一次核心期刊，通常是指北大核心，也就是平常说的中文核心，北京大学评选的，4年一次每个单位，根据自己的研究方向，和自己单位科研领先的专业相近的刊物，通常划归为A类，次之B类，再次之C类一般来说，单位能够划分A类、B类、C类的，基本上要求都是比较高的地方，A类、B类、C类这些刊物，多数都是从cssci 和中文核心期刊里面选择出来的，也有极个别把不是不是核心的报纸刊物划在A类、B类里面，比如人民日报、光明日报等等
还不是北大核心
IPPTC 与IFEDC 两个会议主题范围不同IPPTC （国际石油石化会议及展会）主要针对石油工业的上中下游。主题范围包括：油气勘探与生产的油气藏静动态评价与管理；钻采工艺与油田化学技术；油气储运与流动保障技术；海洋钻采工程与集输系统；炼油与化工技术；机械、材料与腐蚀防护技术；智能与信息技术；环境监测、治理与HSE管理等八大主题。IFEDC（油气田勘探与开发国际会议）主要针对石油工业的上游。主题范围包括：油气藏勘探技术专题；油气藏监测技术专题；油气藏评价与建模技术专题；油气藏动态分析与管理专题；钻采与提高采收率技术专题；低渗透油气藏开发专题；非常规油气资源专题；地质力学专题；智能与数字油气田专题等九大主题。
还不是北大核心
油藏工程研究是一项系统工程，在油藏地质特征认识的基础上研究确定油田开发方针、原则、层系划分、开采方式、天然能量利用、注水方式、注水时机、压力保持水平、开发井井距、合理采油速度、投产次序、实施要求、生产指标预测等一系列问题，最终确定油田总体开发方案。由于油田实际情况十分复杂，而海上油田又受到诸多条件限制，在油田方案编制过程中对于那些不确定因素，主要采用全体油藏模型或辅助模型的敏感性分析予以解决。随着油田投产后静态及动态资料增加，还需要修改原有的地质模型，通过全体油藏模型数值模拟研究加深对地质模型的新认识，并在油田生产历史拟合基础上进行生产预测。因此，油藏数值模拟技术是油藏工程研究、油田动态分析中的一项十分重要的手段。中国海油的油藏数值模拟研究起步于20世纪80年代初。为了尽快缩短这项技术与国际先进水平的差距，当时从美国岩心公司引进3套大型油藏模拟软件（黑油模型软件、组分模型软件、裂缝模型软件），购置了计算机设备，用于埕北油田、渤中34-2/4油田、渤中28-1油田、涠洲10-3油田、惠州21-1油田的油藏工程研究。80年代后期，利用世界银行贷款和中国海油出资从美国SSI公司引进compⅡ、Ⅲ、Ⅳ模型软件，并装备了VAX8650型计算机，用于锦州20-2凝析气田总体开发方案及射孔方案的编制、渤中28-1油田生产历史拟合、流花11-1油田、绥中36-1油田试验区、锦州9-3油田方案编制。必须指出的是，由于不同时期应用的模拟软件及计算机设备的差别，研究成果的精度有较大的差别。就以模型网格设计来看，它要求与油藏地质模式、油藏类型相符合，又必须与所使用的计算机运算能力相适应。以埕北油田为例，在80年代初编制A、B平台射孔方案时，由于计算机内存较小、运算速度较慢，因此模拟网格设置较粗。该油田面积虽不大，但水体即为油藏含油面积的100多倍，而且已钻完54口开发井，油层分为上、下互相连通的5个不同渗透性小层，受计算机能力的限制，在设置全体油藏模型网格时不得不将纵向上5个层合并为2层，采用的网格数仅为1344个。同是这个油田，90年代初在研究油田注水可行性、生产预测时在纵向上就采用了5个层，全体油藏模型的网格数为4485个，使节点数增加了3倍，为较高精度油藏数值模拟创造了条件。90年代中后期，又从SSI公司引进WORKBENCH、从GeoQuest公司引进Eclipse模型软件。通过每年支付一定数额维护费方式从软件公司及时获得最新软件版本，保证模拟软件的先进性。在充分利用取得的三维地震资料、岩心描述和测井数据，通过对油藏精细描述，弄清了油田储集层分布及变化、孔隙结构、油水分布规律，建立了油田地质模型、油藏模型这样一个完整的模拟体系。这项技术应用于绥中36-1油田试验区可采储量标定、秦皇岛32-6油田开发方案编制、流花11-1油田动态分析中。例如在绥中36-1油田试验区可采储量标定时，采用Eclipse模型软件，按照试验区实际情况建立油藏模型网格节点就多达28244个，秦皇岛32-6油田总体开发方案编制时所采用模型网格节点数高达188160个，流花11-1油田在动态历史拟合及生产预测时采用Eclipse模型软件，使预测结果更加接近油田的实际生产指标。总之，应用最新油藏数值模拟软件以及计算机功能的增强，为高精度油藏数值模拟创造了必要条件。海上油气田的开发实践充分表明，油藏数值模拟技术不仅在油气田评价和总体开发方案编制阶段是必不可少的，而且在方案实施进程中、开采过程中的动态分析、调整措施确定、注水方案制定、生产前景预测以及可采储量研究中也十分重要。一、编制油田开发方案和射孔方案（一）建立与地质模式相适应的油藏模型埕北油田是我国在海上第一个与外国石油公司合作开发的油田。该油田位于渤海湾西部海域，于1972年由中方发现，探明石油地质储量2084×104t，是一个具有气顶和边水的构造层状油藏。1977年底至1981年10月，油田经过历时4年的试采，查明了油田驱动类型、边水能量及油气水性质等，为编制油田开发方案积累了重要数据。1980年5月与日中石油开发株式会社签订合作开发埕北油田的合同，中、日双方合作进行以油田地质、油藏数值模拟为主要内容的综合研究。油藏数值模拟研究包括下列内容：①模型建立；②油藏模型建成后，输入各种网格参数和油水、油气界面数据，模型自动计算地质储量；③模拟限制条件和不确定因素敏感性分析；④油藏模拟生产历史拟合，通过全体模型模拟试采阶段生产历史和生产预测；⑤利用单井径向模型进行油井底水锥进研究。在此基础上编制油田开发方案，方案预测油田以年产47×104t稳产2年，采油速度3%，开采15年（至2000年）累积产油8×104t，采出程度1%，综合含水5%。油田自1985年9月、1987年1月（B、A平台）投产以来，在没有进行大的方案调整情况下，截至1996年油田已累积产油429×104t，采出程度6%，综合含水2%，提前4年实现方案预计15年的生产指标（图9-30）。图9-30 埕北油田方案设计与开发实施年产油量对比图油藏模拟技术在埕北油田方案编制中的成功应用进一步表明建立一个与地质模式相适应的油藏模型是非常关键的。（二）充分利用延长测试信息编制油田总体开发方案流花11-1油田是由中国海油与美国阿莫科东方石油公司合作开发的一个大型生物礁油田，油田属于生物礁圈闭块状底水油藏，探明石油地质储量15378×104t，全油田探明加控制地质储量达24015×104t。编制总体开发方案前，为确定油藏开采特征和对不同工艺技术的适应性，在礁体不同部位布置1口直井（流花11-1-3井）、1口大角度斜井（流花11-1-5井）及1口水平井（流花11-1-6井），并对上述3口井分别进行了累积生产天数48天、57天及116天的测试（延长地层测试——EDST），取得较为准确丰富的资料，加深了对该油田储层特征、油藏类型、流体性质、油井产能及主要影响因素的认识，揭露了油田开发中必然出现的基本矛盾。油藏数值模拟采用comp软件，全油藏模型网格总节点数17160个。应用新建全油藏模型拟合了流花11-1-5井和流花11-1-6井的EDST历史，并用于预测全油田开发指标。最后提交的油田推荐方案也是用流花11-1-6井EDST历史拟合成果验证修改后完成的（图9-31）。图9-31 流花11-1油田实际生产指标与总体开发方案对比开发方案于1993年3月获政府主管部门批准，1994年10月开始钻井作业，1996年3月29日（首批12口井）投产，至1997年底水平井总数达到24口，高峰年产油量52×104m3，年采油速度54%。经过近3年的油田开发实践，加深了对大型礁灰岩块状底水油藏的认识，在此基础上应用三维地震资料解释成果修改了油藏地质模式，采用Eclipse软件进行数值模拟研究，并通过动态历史拟合和生产预测，使预测结果更接近实际的开发指标（表9-1）。表9-1 方案预测与实际产量对比表实践表明，建立一个与油田地质相适应的油藏地质模型，充分利用评价井的EDST历史拟合成果，对编制油田总体开发方案是十分重要的。（三）优化开发方案，提高油田开发的经济效益锦州9-3油田是中国海油1988年在辽东湾北部海域发现的一个中等规模重油油田，石油地质储量为3080×104t,1991年11月完成了油藏评价、油藏数值模拟及总体开发方案的编制，1992年1月方案获政府主管部门批准。总体开发方案共设计平台3座，开发井68口，采用反九点注水开发，预测15年累积采油604×104m3，油田综合含水2%，采出程度5%。经过多次工程概算和工程经济评价，都由于平台及开发井数过多、工程投资大、效益差，开发方案不能投入实施。围绕锦州9-3油田能否高效开发，1992～1996年公司进行多轮滚动分析，尤其是1995年在构造高部位钻的评价井锦州9-3-8D井，进行了历时40天的延长测试，发现并证实具有较高产能的3套气层及2套油层。气层测试日产气13×104m3。新增天然气地质储量68× 108m3，解决了油田开发中气资源紧张的问题。锦州9-3-8D井的测试结果证实提高单井产能成为可能。在此基础上重新建立地质模型和油藏数值模拟计算，最终确定了第三次优化后的开发方案。总体开发方案和优化方案在编制的过程中对井网、井距、井数、采油速度及产能进行了敏感性分析和详细论证，对比方案中包括了各种不确定因素和可能引起的变化。通过38个方案数值模拟研究，最终确定出推荐方案（表9-2）。优化后的推荐方案与总体开发方案比较，平台数由3个减为2个，总井数由68口减为44口，单井产能由40～60m3/d增加到60～80m3/d，累积产油量由604×104m3增加到9×104m3，因此大大增强了开发效果。1997年11月开发井钻井工作正式启动。表9-2 锦州9-3油田历次方案指标对比表（四）确定油井最佳射孔位置1．埕北油田1985年，为配合埕北油田B平台射孔方案编制，选择通过油田内部的4条剖面进行剖面模型的数值模拟研究。找寻位于油田不同部位油井的生产动态特征、不同射孔井段与气侵和水淹之间的关系，提出适用于全油田的最佳射孔井段及合理射开程度，保证开发方案设计的单井产能，保护气顶区压力、减缓气窜、防止底水锥进和沿高渗透层突进的最佳射孔原则。模拟工作首先通过调整地层参数拟合在剖面上的3口试采井的生产动态（含水率、气油比及地层压力），然后通过4条剖面所设置的不同方案进行模拟计算。油藏剖面模型网格构成见图9-32。图9-32 油藏剖面模型网格构成图最终确定的最佳射孔原则为：纯油区油井油层全部射开；邻近气顶的井，油气界面以下5m；气顶区的井，油气界面以下8～10m；邻近过渡带的井，避射底部高渗透层；油水过渡带的井，油水界面以上6～7m。埕北油田投产后以年产油量40×104t连续稳产5年，油田开采14年综合含水84%，累积产油18×104t，采出程度3%。事实证明数值模拟研究所确定的射孔原则是合理的。2．锦州20-2凝析气田锦州20-2凝析气田中高点，是由不同层位和不同岩性组合构成的具底油、底水的块状凝析气藏。为了防止或减少气井生产时底油的锥进，在编制射孔方案时应用CompⅣ模型及部分双孔、双渗单井径向模型，通过输入拟合井DST测试产量、井底压力随时间变化的资料，调整气层参数使压力随时间变化的实测值与计算值相吻合，以此来确定不同层位地层的垂直和水平渗透率以及裂缝的高度。在此基础上预测气井的生产动态和气井生产时底油、底水锥进的状况。最后确定气井最佳射孔位置。锦州20-2凝析气田投产10年来每年以5×108m3左右的气量稳定向下游供气，事实表明总体开发方案和射孔方案是合理的。二、贯穿油气田开采全过程的模拟跟踪研究数值（一）及时调整油田开发技术政策流花11-1油田1996年3月陆续投入开采，至1997年底时年产油量39×104m3，采油速度5%。此时油井生产动态反映的特点是有近30%的油井含水上升速度快，有46%的油井含水上升速度较快。油田动态分析时除了应用在油田范围内重新完成的8km2三维地震资料及高分辨率处理、解释成果外，结合流花11-1-5井数值模拟生产历史拟合结果，验证油藏所谓的相对致密层段。验证结果表明，致密层段平均渗透率都不低于10×10-3μm3，而且垂向渗透率等于或大于水平渗透率，在生产压差较大时起不到有效遮挡底水锥进的作用。采用Eclipse软件进行动态历史拟合和生产预测，该油田开采到2010年累积产油量2×104m3（较ODP方案预测减少了2×104m3）。在新一轮数值模拟预测的基础上确定油田开采技术政策：努力做好设备维修保养，保证有较高的开井率和综合时率，以侧钻为主要措施，做好提液、堵水作业，控制含水上升和减缓油量递减速度，以改善开发效果和经济效益。实施此项油田开采技术政策后获得了较好的稳油控水的效果。（二）确定注水技术政策，提高水驱效果绥中36-1油田生产试验区自投产以来，每年都以2%左右的开采速度进行生产，至1995年底部分地区地层压力已处于饱和压力点附近，按照试验区方案要求油田应转入注水开采。为此开展了关于水驱油模型的数值模拟和相关问题敏感性研究。根据绥中36-1油田储集层具有明显反韵律弱亲水的特征，建立了一个相应的反韵律数值机理模型。为了便于反韵律与正韵律储层在油田开采过程中的差异对比，同时也建立了一个正韵律数值机理模型。两种模型的采出程度明显不同，反韵律储集层其采出程度要较正韵律储集层高5%。另外建立了以A8井组为代表的井组数值模型，通过该井组模型进行了与注水相关的分析、研究：①注水速度与注采效果；②流体性质与采收率；③不同注水时机与采收率；④合注合采及分注合采对采收率的影响。井组模型模拟结果得出主要结论：①低、中含水期不同注水速度下，含水与采出程度虽有些差别，但当含水98%以后，不同注水速度下其最终采收率基本相同；②相同注入倍数下原油黏度小的模型驱油效率高，黏度大的模型驱油效率明显降低；③当地层压力降至饱和压力处转注较合理；④分注合采可减少层间干扰、提高采收率。据此结论，确定绥中36-1油田试验区注水阶段开发技术政策为“利用天然能量，保护气顶能量；油田全面转注、提高地层压力；实施分层配注、调剖解堵相结合”。1996年试验区按此技术政策转入注水开发，水驱效果较好。（三）跟踪油田生产动态，分析高速开采对采收率的影响根据1994年的统计，珠江口盆地已投产的砂岩底水油藏都以年平均5%～5%的采油速度开采。究竟这种高速开采对油田最终采收率有无不利影响？为了回答这一问题，通过投产油田生产情况，结合各项地质资料进行新一轮单井生产动态历史拟合和一系列采油速度敏感性分析。例如，对惠州26-1油田（M-10层）进行了从1991年11月～1994年9月间生产历史拟合及采油速度与含水变化等的敏感性分析，并对油藏中无低渗透夹层的惠州26-1-8井和有泥质夹层的惠州26-1-22井进行采油速度相关的敏感性分析，分析结果表明高速开采对含水上升无太大影响。另外对惠州21-1油田（2970层）自1990年11月～1994年3月的生产历史拟合和敏感性分析的结论是，高速开采对含水上升规律和最终采油量并无大影响。研究结果表明，对珠江口盆地砂岩底水油藏高速开采并不会降低这类油藏的最终采收率，相反还能提高油藏中低渗透层段储量动用程度。高速开采将带来的直接效益是提前回收投资。惠州油田群、西江油田群以及陆丰13-1油田等生产实践，也证实了以上结论是正确的。（四）适时进行可采储量标定，搞清油田剩余可采储量绥中36-1油田生产试验区至1999年初已投产5年多，准确标定油田可采储量对指导油田今后的开发是十分必要的。为此在可采储量标定中采用水驱曲线法、经验公式法、相似油田类比法以外，主要运用油藏数值模拟方法，因为此种方法预测时考虑的因素比较全面系统，同时又拟合了试验区5年多生产历史，其预测结果比较切合实际。在具体进行可采储量标定预测中又从技术采收率、经济采收率和海上平台寿命的采收率等各个方面预测可采储量（表9-3）。表9-3 缓中36-1油田已开发区可采储量汇总表技术采收率：包括应用理论公式计算、试验区实际及油藏数值模拟等计算方法所求得的弹性采收率、溶解气驱采收率和注水开发采收率。经济采收率：根据1998年原油价格和油田生产操作费所确定的盈亏平衡点的年产量，通过油藏数值模拟计算，求得达到盈亏平衡点生产年限及产量。平台寿命采收率：按平台设备设计寿命20年，预测试验区可采储量及采收率。考虑到绥中36-l油田二期工程陆续投产，油田将进入总体开发阶段，届时试验区和“J”区将借用总体开发的设施，生产操作费将会降低，达到盈亏平衡点的生产年限可以延长，加上实施注采井网调整、注水井调剖、生产井堵水等技术措施，采收率会有所提高，故推荐已开发可采储量为8×104t，采收率为5%。（五）通过气田生产历史拟合核实气田储量1997年使用从SSI引进的CompⅢ全组分软件，根据1995年重新处理并解释的地震解释成果及地质研究结果建立的新的地质模型，对锦州20-2凝析气田中、南两高点上采气井5年的开采历史进了生产历史拟合，在各项敏感性分析的基础上进行气田储量拟合计算，数值模拟结果全气田地质储量为27×108m3。这一结果基本与1987年向国家储委申报并经审批后的气田地质储量一致，两者仅差76×108m3，相差4%（表9-4）。表9-4 锦州20-2凝析气田南、中高点数值模拟与审批储量对比表锦州20-2凝析气田气资源的动态核实结果，为制定今后凝析气田开采方案提供了可靠的资料依据。
不知道你说的并列是甚么意思，如果是相互不关联肯定是不受影响，如果是关联的IF语句肯定会有影响，否则关联就没成心义了。