前言石油开发地质学以正确描述油气藏开发地质特征为主要任务，是正确管理油气藏的基础，已成为与石油勘探并列的、石油地质学的两大分支学科之一。石油开发地质学的研究有特定的任务和目的，尽管技术手段可以不断更新，从方法论的角度，有其必须遵循的基本规律和原则．把握这些原则，是搞好开发地质工作必不可少的前提。 开发地质的核心任务是油藏描述，油藏描述的最终成果是建立－个三维的、定量的油藏地质模型。
正如前述，完成这一工作要应用多种技术采集的资料，进行构造的、储层非均质性的及流体的等多方面的研究。但是不论进行油藏整体研究或某一具体问题的研究，不论应用何种技术方法，开发地质工作的特殊性，决定了它必须遵循一个基本的工作程序，即“三步工作程序”。具体地说是： 第一步建立井孔柱状剖面（一维）
第二步建立分层井间等时对比关系（二维）
第三步建立油藏属性空间分布（三维）
用建立油藏地质模型的流行术语来说，相应的就是分步建立井模型、层模型和参数模型。
建立井孔一维柱状剖面是开发地质工作认识油藏最基础的第一步工作，前面已有论述，所追求的目标是
把通过各种技术手段所取得的各种资料信息，转换成内容全面、精度高的各种开发地质属性。以下9项参数是每个井孔一维柱状剖面必须具备的最低限度的参数。
划分：渗透层、有效层和隔层；
判别：产（含）油层，产（含）气层和产水层；
给出：渗透率、孔隙度和流体饱和度值。
3维建模当然，在现有技术水平下，建立岩石相剖面以及相应地导出一些岩石结构参数（有时甚至是孔隙结构参数），一般都已成为常规手段。
开发地质工作程序的第二步是建立分层井间等时对比关系。这有两个要求：
第一，等时对比。即通过对比，把各个井中同时沉积的地层单元逐级地分别连接起来，形成若干个二维展布的时间地层单元。这是由点到面的过程，也是由一维井孔柱状剖面向建立三维油藏地质体过渡最关键的一步。
第二，精细对比。井间对比单元的精细程度，直接决定了储层描述的精细程度。油藏描述的现象，从一套含油层系一直要逐级解剖到流体流动单元。一套含油层系往往已经属于“期（阶）”一级或更小的
地质时代单位，而一个流动单元的规模上限，则小到一个上、下由不渗透泥质岩分隔的砂体（就碎屑岩而言〉。由于砂体内部还存在着复杂的建筑结构单元，经常发现一个砂体内部还应该划分成一些更小规模的流动单元。因此，开发地质工作井间等时对比的“分层”单元至少要细到每个单砂层。只有把井间每个单砂层的等时对比关系建立起来，才有可能建立以砂体为单元的储层空间分布格架。这就是我国开发地质工作者几十年来一直为之不懈奋斗的“小层对比”研究。对于陆相碎屑岩沉积，井间时间地层单元对比要达到这么高的分辨率，传统的地层学方法都几乎不可能。60年代初，大庆油田提出“旋回对比，分级控制”的小层对比方法，利用沉积旋回成功地解决了湖相沉积碎屑岩储层的分单砂层等时对比问题．应该说是一个重大创举。然而，对于大段（逾百米）连续的河流和冲积环境沉积的单砂层对比，至今还有一些难点有待解决。近年来层序
地层学的兴起，为时间地层对比框架提供了有力的武器，然而即使副层序的等时对比仍然达不到小层对比的精度。要在油田开发中成功地应用层序地层学，还有待于高分辨率层序地层学的进一步发展及其实际应用。
解决了井间的地层等时对比以后，开发地质工作进入第三步工作：在储层分布格架内进行各种属性空间分布的描述。传统的方法以分层的各种等值图来表现，现代计算机则可以用整个油藏的三维数据体来显示。但不论何种表现方式，这一步工作的技术关键是如何对井点间无资料控制的油藏部分作出合乎实际的估计和预测，即如何利用井点的己知参数进行井间参数的内插、外推。正如前述，这一部分
需要预测的储层体积往往是有资料体积的干百万倍。预测精度直接关系着储层模型的精度。如何完善这－步工作，也是开发地质工作者一直迫求的目标，近年兴起的开发地震和地质统计学、随机建模技术，就是针对这一目标而发展起来的。应该说，实现这一目标，满足油田开发日益深入的需要，可能还得经过一代人的努力。
从开发地质的三步工作程序不难看出，开发地质技术有三大套支柱技术。一是井柱一维剖面上各种开发地质属性如何求准求精的一整套技术；二是以尽可能小的地层单元，实现井间等时对比的一整套技术；三是如何利用已知井点，预测、估计井间广大体积的油藏属性的一整套技术。可以这样说，开发地质工作一出现，从事这－工作的各行各业都在为发展和提高这三套技术而不断攀登。过去如此，现在如此，将来仍是如此，随着石油开发的不断深入和科学技术的进步，永无止境。
开发地质研究的综合性
研究－个油气藏的开发地质特征，是一项高度综合的研究工作，除了开发地质资料的采集必须依赖多种技术手段的综合应用之外，还有更重要的－方面，就是－个油气藏的各项开发地质特征，必须综合起来加以统一研究，才能认识清楚。
一个油气藏的开发地质特征包括构造的、储层的和流体的多方面内容，从宏观的到微观的又可分为多级层次，若把表征各种开发地质特征的参数、指标、属性全部列出来，将以数百计（参看《油气藏描
述手册》）。实际工作中，由于工作量大而繁杂，必须逐项分别加以研究描述，一些较大的油气田，也常常组成几个工作小组，分别进行工作。然而，对－个油气藏开发地质特征全面完整的描述，绝不是各项开发地质特征的简单迭加，而必须是从成因上加以有机的综合。由于开发地质工作经常在大量资料数据基础上进行，尤其是油气田正式投入开发以后，常常容易忽略综合这一环。
一个油气藏形成并以今日之面貌存在，是地质历史上构造的、沉积的、地化的、水动力的等多种地质作用综合作用的结果，现今表现的所有开发地质特征．在成因上互为因果、互有联系，不是孤立存在的。通过成因上的相互联系的研究，不仅可以补充单项描述的不足，而且也只有在成因上得到合理的综合解释．才是真正圆满地完成一个油气藏的描述。
开发地质工作者最熟悉的油水系统与构造、储层的联系，就是最好的例子。只有正确描述构造现象和断层分布，才能合理解释油水系统；但已识别的油水系统，经常是补充构造、断层描述的重要依据。储层结构的差异是控制油水过渡段长短（甚至油水界面高低）的重要因素，通过储层内油水饱和度的非均质分布，可以识别可动油与残余油，进而识别今油水界面和经过再次运移余下的残余油的古油水界面；而储层性质在含油、含水区和油水过渡段内的分区性变化，并非是沉积作用所造成，而是由于含有不同流体和不同油水饱和度带来的差异成岩作用所致。
一个油藏钻遇古残余油段时，勘探地质人员根据一定的含油饱和度，往往坚持是产油层；而开发地质
人员根据含油饱和程度与储层性质好坏呈反相关的非均质现象，以及岩心中泥浆反侵入环的存在，判断是含残
余油的产水层。测试证实后者的判断正确。这样争论的实例，在实际生产中一而再发生，正说明从成因上综合认识油藏开发地质特征的重要性。
马鞍山杀人案构造活动控制沉积物的分布，这是众所周知的地质常识，然而在一个油田（藏）这么小规模的局部范围内，却经常发现沉积影响构造的现象。油田构造高部位往往是储油砂岩相对发育之处，这实际上是差异压实作用提供了一个高点位于储油砂岩较厚处的构造雏形，后期构造运动利用这一雏形，使其发展为局部构造。这样的实例在我国油田屡见不鲜，陆相生油凹陷侧缘的近源沉积体几乎都与局部构造重合，即便是大庆长垣这样的大型构造圈闭，也深深留下了河流-三角洲沉积体的印痕。
球面滚子轴承垂向上油气水系统的划分，只有在搞清隔层条件和储层垂向上的连通性时，才能最终确认。在晚期形成的次生油藏，一定的储、隔层条件可以出现多套油水系统；而在早期形成的原生油藏，同样的储、隔层条件则可能只是－套很单一的油水系统。
稠油油藏往往分布于近沉积物源的储层粗相带，而远源的细相带却常常由于油质轻而获高产。这是不同相带储层的水动力开启程度完全不同所致。
至于储层的各种属性及其非均质性，总是在沉积相分析和成岩演化史上得到成因上的解释后，才能得出规律性的认识，这已成为开发地质中的共识和必做的常规工作。在一个油气藏的范用内研究储层的非均质性，沉积作用所导致的储层差异，－般总是比成岩作用所造成的非均质要大。这是由于正－个油气藏范围内，－个相对集中的储层段一般处于同一成岩阶段，所经历的成岩过程基本相同，而不同相带储层的原始矿物组成和结构不同，使得相同的成岩作用在不同储层中产生不同的效果。我国著名的特低渗透率安塞油田，浊沸石溶蚀的次生孔隙为其储层的主要储油空间，然而次生孔隙的相对发育带仍然受分流河道相所控制。沉积相分析之所以在储层研究中能发挥重要的作用，是因为沉积环境在成因上制约了储层的展布和非均质性，而沉积学的丰富理论知识，如大量的沉积模式，各种沉积环境中垂向上和平面上的相序规律的总结，不同沉积方式形成一定规律的层内非均质性，等等，以及近年来储层沉积学积累的定量知识库，都可以为储层描述提供有力的依据。近来储层地质研究中出现各种术语的“相”，并以这些“相”来描述储层性质的规律性。但在没有建立这些“相”在垂向上和平面上的相序规律以前，不能说已建立了“相”模式，也不可能以此对储层作出规律性的估计和预测，这种“相”的实际意义就不言而喻了。
总之，开发地质研究的综合性，体现在从成因上综合解释各种开发地质特征，真正的油藏描述决不单是现象的描述，而应该有成因的解释，这样才能作出合乎逻辑的预测，为向前推进油田开发阶段服务。
开发地质特征的相对性
一个油气藏的所有开发地质特征，都是在油气藏形成过程中定型的。数十年或上百年的油气藏开发历程，相对于形成油气藏所经历的以干万年或亿年计的漫长地质历史，只是非常短暂的一刻。所以人们习惯于把油气藏投入开发前的原始地质特征，相对地称为静态特征，它们都应该并可以用－定的概念和量化标准加以表征。从这个意义上说，所有开发地质特征都有其绝对性。然而，由于人们认识的相对性，开发过程中人们所能作用于油气藏的措施的相对性，以及一些开发地质特征之间客观存在的相对性，在研究油气藏开发地质特征的实际工作中，除了描述它们绝对性一面以外，更应该强调注重它们的相对性。前文巳述，划分“渗透层”、“有效层”和“隔层”，是建立井剖面必须进行的最基础的工作。这三者和相互之间是相对的，有效层下限和隔层标准都可能随着采油工艺技术的发展而改变。在大庆油田开发历程中，随着采油工艺技术的提高，把有效层渗透率下限从50×10——3μm2降至10×10－3μm2，目前又在努力挖掘低于这一标准的“表外储层”，使之上升为有效层；隔层的厚度标准逐步向5m降至3m，目前又降至lm 左右，使更多的薄储层投入了开发，这就是很典型的实例。大庆油田主体喇、萨、杏3个油田的油藏类型也有其明显的相对性。尽管其储层为一套井段长逾500m的砂、泥岩间互的河流一三角洲沉积，仍属于有统一油水、油气界面的块状油藏，只受长垣背斜构造控制，众多断层和泥质夹层对油气水分布不起任何隔挡作用。但是，从
短暂的油田注水开发过程来分析，它又应属于典型的层状油藏，砂、泥岩间互和各储油砂层间的性质
冯永杰
差异，所带来的注水中层间矛盾表现得淋漓尽致，同时所有的断层对注水开发过程中的油水运动都起封闭作用。注水开发最受人关注的储层非均质性，本身就是个相对概念。高渗透储层有非均质性，低渗透储层同样也有非均质性。如注水开发多油层油藏，层间干扰是人们最关心的问题之一，开发地质工作者常以剖面上具最高渗透率的主力层与受干扰层的渗透率比值——级差来表征层间非均质性，也总希望到主力层与受干扰层之间渗透率的普遍关系。迪基在其《石油开发地质》－书中曾提出这一级差是“10”。我国大量油田的实践说明，这一级差不是－个绝对的值，而是随各油田的地质特点而变，随开发阶段而变，可以小至到不足“4”。“级差”本身既是个相对概念，其有意义的数值在油田之间和同一油田不同开发阶段也是相对的。储层连续性是砂体规模相对井距而言的。
BLACK-SCHOLES模型
气顶和水体规模对驱油能量的意义是相对于含油体积大小来论的。
饱和压力是相对于原始地层压力来衡量其高低的。
双重介质储层是以裂缝和孔隙所占有的储量和渗流作用的相对关系来进一步区分的。一个正韵律的河流相单砂体，当其底部高渗透率段的相对值比上部低渗透率段大到一定倍数（譬如一些研究者认为是l0 倍）时，其渗流特征可以从单－孔隙介质转化为似双重介质。
这些比较宏观的开发地质特征的相对性，可以列举很多。一些微观开发地质特征在油田开发巾中作用，我们现有的知识还不够完善和全面。然而，在我国开发地质研究实践中，也已发现了－些很有趣
的相对性的现象，值得进一步深入探索。
研究储层“四性”关系，是开发地质的一项常规工作。一般砂岩储层，作为杂基的泥质含量与渗透率常有明显的负相关关系，如大庆油田萨葡油层。然而在胜利油田，沙二上砂岩油层的单一泥质含量与渗透率相关性并不好，而泥加粉砂含量与渗透率则可建立很好的负相关关系；而双河油田核桃园砾岩油层，极细砂以下的粒级都作为粒间杂基而起到降低渗透率的作用。这说明储层结构中颗粒与杂基是相对的，随粒间孔的大小而变化。再进一步讨论，注水开发时储层中由于速敏引起迁移而破坏渗透率的微粒也应该是相对的，不能只是粘土矿物或泥质颗粒。
强调油气藏开发地质特征的相对性，是为了辩证地发展地观察这些特征。正如本文一开始所强调的，开发地质工作不是为地质研究而进行地质研究，而是有为开发好油气藏服务这一明确的目的性，描述油气藏所有的开发地质特征，都必须随开发工作的深入发展而发展。其实，所谓“静态”特征，在开发过程中也不是保持原始状态而“静止”不变的。我国注水开发实践已经发现，储层结构、储层润湿性、原油性质等都在发生一些可观察到的变化，这已属于另一论题，这里不展开讨论了。
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