什么叫精细地质描述
⑴ 三维建模做什么用途
三维建模可用于制作企业可视化应用，智慧城市、智能建筑、智慧粮仓、智慧工厂等内等。如果容是作为前端工程师，对三维建模不熟悉的话，
那么CityBuilder 也是一个设计师与开发者协同工作的平台，设计师来制作“活”的 3D 地图效果，开发者专心致志地写业务的代码逻辑，两个角色尽其所长，创造专业价值，共同实现终端用户的基本生产需求和可视化情感需求网页链接
⑵ 精细油藏类型划分
柳强单宝忠谢开宁
摘要随着油田开发的不断深入，油藏描述水平的不断提高，对油田地质情况认识越来越清楚。为了搞好油田剩余油分布研究，提高油田采收率，有必要对油藏类型进行精细划分。精细油藏类型这一概念的提出，对油田开发后期地质综合研究、精细油藏描述及剩余油分布具有重要作用。
关键词油藏描述储集空间封闭单元油藏类型精细油藏类型
一、引言
随着精细油藏描述对地层单元的细分，根据一套含油层系的圈闭成因确定油藏类型的方法已不能更好地反映地层单元的油藏特点。为了充分反映一套含油层系每个含油单元的地质特点，在精细油藏描述过程中有必要根据所描述地层单元的精度对油藏类型进行细分。
二、精细油藏类型的概念
精细油藏类型[1]是针对一套含油层系中不同储集空间封闭单元[2]的不同油藏特点提出的，是建立在精细油藏描述基础上的油藏控制因素的全面综合。其目的是更深入准确地区分各油藏类型，反映其不同特点。它要求以储集空间封闭单元为基础，综合含油单元的全部地质控制因素。一般油藏类型的划分强调了控制油藏形成的主要因素，概括的是一套含油层系的总体特点。简单地说，精细油藏类型就是对一套含油层系油藏类型的细分。
精细油藏类型可广泛应用于开发方案制定初期、开发后期地质综合研究、精细油藏描述等阶段。
三、精细油藏类型的划分
1.划分方法
精细油藏类型划分[3]的方法为圈闭成因法与几何形态法的有机结合。
2.划分原则
按照主要控制因素、次要控制因素、几何形态逐级优先的原则[4]进行划分。对一个储集空间封闭单元所形成的油藏而言，若其主要控制因素为断层，则首先命名为断层油藏；若其控制因素为地层与断层形成的反向屋脊式圈闭，则命名为反向屋脊式断层油藏；若该油藏在平面上呈条带状分布，则命名为条带状反向屋脊式断层油藏，如辛 1、23断块区沙二段92小层精细油藏类型。
3.油藏类型划分
东辛油田辛1、23断块区沙二段6～9砂层组划分为3种精细油藏类型（图1）：条带状反向屋脊式断层油藏；透镜体反向屋脊式断层油藏；上倾尖灭岩性油藏。在此基础上，按精细油藏类型的分类，进行了储集层评价。
图1精细油藏类型分类图
纯化油田东区沙四段上部油藏主要受构造、断层及岩性控制，各小层表现的精细油藏类型明显不同，主力含油小层为层状构造油藏；次主力含油小层为层状岩性构造油藏；非主力含油小层为层状岩性油藏或层状构造油藏。
4.储量分类
根据精细油藏类型的划分，对东辛油田辛1、23断块区沙二段6～9砂层组 157个含油单元进行了储量分类（表1）。
透镜体反向屋脊式断层油藏石油地质储量最大，为610.4×104t，但是含油砂体单元太多，地质储量不十分集中，平均每个含油单元地质储量只有5.5×104t；而条带状反向屋脊式断层油藏石油地质储量456.9×104t，但含油单元为19个，平均每个含油单元石油地质储量达到24×104t，储量相对集中；上倾尖灭岩性油藏石油地质储量太小，平均每个含油单元地质储量也小，只有0.9×104t。这样，在开发井网制定或层系调整时，就应优先考虑条带状反向屋脊式断层油藏，其次为透镜体反向屋脊式断层油藏，最后是上倾尖灭岩性油藏。
表1东辛油田辛1、23断块区沙二段6～9砂层组精细油藏类型分类储量表
5.有利区块预测
精细油藏类型可以指导油气聚集规律研究，对储集层有利区预测具有重要意义。东辛油田辛1、23断块区沙二段6～9砂层组通过精细油藏描述，共划分储集空间封闭单元总计201个，已探明157个含油单元。根据精细油藏类型的分布及形成规律，预测含油单元44个，预测石油地质储量68.5×104t。辛70-4井区预测为一透镜体反向屋脊式断层油藏，而辛70-4井沙二段92小层为含油水层，在高部位部署新井辛70-X21，预计钻遇油层10m，实际钻遇油层 11m，初期投产日产液34.5t，日产油34t，含水1.4%。增加含油面积0.1km2，增加石油地质储量13.3×104t。
四、结论
精细油藏类型的提出，可以从小层、含油砂体、地层时间单元、储集空间封闭单元等视角来重新认识油藏类型。
精细油藏类型发展了储集空间封闭单元的应用范围。储集空间封闭单元是一个最小的油气圈闭概念。它所对应的油气藏类型即为精细油藏类型。
精细油藏类型为储量精细计算提供了理论基础，有助于解决生产中的注采矛盾；指导储集层有利含油区的预测。
精细油藏类型的提出，明确了含油计算单元的油藏地质特征。
精细油藏类型概念的提出，丰富了油藏类型的内容，对开发后期的油田地质综合研究、精细油藏描述及剩余油分布研究，具有十分重要的意义。以储集空间封闭单元为基础的精细油藏类型，可以从一个侧面对油气聚集规律进行认识，研究复式油气区的成藏规律，指导老区的挖潜调整。
关于精细油藏类型的应用，目前仍处于探索阶段，有待在科研生产实践中不断完善和发展。
主要参考文献
[1]王端平，柳强.复杂断块油田精细油藏描述.石油学报，2000.
[2]孙龙德，孙春莲.复杂断块油田特高含水期油田地质重建与高产高效井的设计.复杂油气藏勘探技术国际学术研讨会论文集.东营：石油大学出版社，1998.
[3]张厚福，张万选.石油地质学.北京：石油工业出版社，1989.
[4]裘怿楠，陈子琪.中国油藏管理技术手册：油藏描述.北京：石油工业出版社，1996.
⑶ 精细油藏描述的目标与内容
1. 研究目标
油田进入开发后期，一方面各种资料极其丰富，另一方面地下油水关系复杂，剩余油分布零散，实施各种挖潜、提高采收率措施的难度越来越大，必须更加精细地描述油藏地质特征。因此，考虑到该阶段的资料基础和确定剩余油分布的要求及未来的发展趋势，裘怿楠（1997） 指出，精细油藏描述的总目标是搞清地下剩余油的分布。穆龙新 （2000） 细分了裘怿楠先生的概念，认为精细油藏描述应该具有以下特点或达到的目标：
（1） 精细程度高。应描述出幅度≤5m的构造；断距≤5m，长度<100m的断层；微构造图的等高线≤5m；建立的三维地质模型的网格精度应在10m×10m× （0.2～1.0） m以内。
（2） 基本单元小。该阶段研究的基本单元为流动单元。所谓流动单元，系指一个油砂体及其内部因受砂体边界、不连续薄隔夹层、小断层及渗透率差异等控制的渗流特征相同、水淹特征一致的储层单元。流动单元划分的粗细与当时的技术水平和要解决的生产问题有关。
（3） 与动态结合紧。精细油藏描述不是一个单一的地质静态描述，而必须与油田生产动态资料紧密结合。用动态的历史拟合来修正静态地质模型。
（4） 预测性强。不仅能比较准确地预测井间砂体和物性的空间分布，而且要能预测剩余油的分布 （包括定性和定量两方面）。
（5）计算机化程度高。有完整的油藏描述数据库；油藏描述和地质建模软件应用广泛，大多数 （>80％） 图件由计算机制作完成。
2. 研究内容
裘怿楠 （1997） 指出精细油藏描述的目的就是为了建立一个可供研究剩余油分布的精细油藏地质模型。穆龙新 （2000） 进一步简述了裘怿楠先生思想，认为精细油藏描述研究内容包括：(1)以流动单元划分与对比为主的流动单元的空间结构；(2) 以微构造研究为主的微地质界面研究；(3)以成因单元为单位进行精细沉积微相分析；(4)注水开发过程中储层物性动态变化空间分布规律研究；(5)水淹层常规测井解释和生产测井解释；(6)层理、孔隙结构、粘土矿物等研究；(7)储层预测模型建立；(8)地质、油藏、数模一体化研究剩余油分布特征及规律。
本书认为，精细油藏描述的内容仍然是油藏开发地质特征，仍然是以储层非均质性表征为核心，但是它们的尺度更小，因为剩余油分布受控于小尺度的地质特征。具体地说，精细油藏描述的研究内容如下：
（1） 储层结构：结构要素为微相、岩性相单元 （岩石相） 及其空间排列与组合。
（2） 微型构造：小起伏和小断层识别及它们的分布。
（3） 流动单元：连通单元和储层物性的分布。
（4） 流体性质及其分布：剩余油三维分布和控制因素，挖潜策略。
而上述内容与油田开发初期和中期的地质研究内容相对应，但开发后期地质研究对象的规模显然要小得多，研究难度也相应提高，因而也发展了相应的研究技术和方法。
精细油藏描述以现代沉积学、储层沉积学、开发地震学、测井地质学及油藏工程等相关学科为指导，以测井资料 （包括生产测井、测试等资料） 为主，利用深度开发阶段老油田密井网提供的丰富的动态、静态资料将储层非均质性分级、油田动态分析及油水运动路径分析相结合的思路应用于储层单元细分与对比、储层结构描述、储层地质模型建立、储层微构造描述及剩余油分布规律研究，最终确定出剩余潜力层分布区块，并计算出剩余储量，提出相应的综合调整挖潜措施。当前，已经形成了精细储层结构描述技术、油层微型构造描述技术、流动单元分析技术、剩余油分布预测技术等一系列技术，为老油田减缓产量递减、提高采收率提供了技术保障。
⑷ 石油工程专业 上前线 所需具体知识 听说在学校学的最多用的到5%
1、要看你在学校好来好学习了吗？要自是没学好，有可能。
2、刚到现场确实好多东西不会，实际的东西在学校接触很少。这是你甚至不如一个干了几年的工人。学的东西没有能用的上的，可能连5%都没有。
3、多看，多问，特别是你不懂得问题，一定要问清楚（注意：尽量问技术人员或带班干部，因为他们会给你比较正确的答案，有时你问工人不会得到系统的答案，还有可能在职工中留下大学生啥也不会的印象，对你今后的工作不利）
4、问了后回来找出你的课本（如果你还存着），没有就找技术人员借个手册啊、技术读本什么的，找到有关章节搞懂他。
5、多看、多干，干的越多，你会发现你懂得越少，于是你就会多问、多学。
6、完成了这个阶段你勉强可以让人说，像个大学生了。
要成为真正的行业技术干部你还需要系统的学习行业知识，最好能参加个什么专业培训，再结合实际努力工作，你就勉强可以走上技术岗位了。这是你会经常出错，甚至发现自己很多工作都不会干，那就看书，请教、实践，再学习。
这样你会进步很快。这时你发现你在学校学的知识以用了100%了，可是还是不够用，在你工作中可能只有5%。大学应该学习的是掌握知识的方法，这也是你比没有上过大学的人进步快的原因。
⑸ 精细构造描述技术
高精度地震资料综合解释是利用多尺度地球物理资料提供精确的构造、储层展布等信息，满足后续的油藏建模要求。而精细构造模型建立极为重要的方面就是断裂系统合理组合。首先把可以识别的断层识别描述出来，然后进行断裂系统空间匹配组合。
（一）精细层位标定
1.速度分析
速度是地震解释及综合研究的基础，其精度直接影响到标定层位的准确性，从而影响到解释，复杂断块区精细构造解释更离不开高精度的速度分析。
1）利用VSP测井资料拟合平均速度
零井源距的VSP测井是公认的求取地层平均速度的最好方法。利用VSP井的测井资料，根据非线性公式进行拟合，得到常数V0和k。
2）利用合成记录反求平均速度
零井源距的VSP测井是目前国内外公认的求取地层平均速度的最好方法，但VSP测井资料往往较少，不能全面准确地反映研究区的地下速度场空间变化规律，因此，利用合成记录进行层位标定，并反求出平均速度。
2.多元高精度综合标定技术
标定是开展构造描述及岩性油藏描述的基础，也是速度研究的关键。以往的标定只局限于采用声波测井曲线制作合成记录进行标定，对勘探程度相对较高的地区，标定标准层已远远不能满足油藏描述的需要。因此，采用一种全新的标定方法——多元高精度综合标定技术，在准确标定标准层的基础上，对小层进行精细标定，即应用多种测井曲线、合成记录、标志层、电测解释层、岩相等多种资料进行综合标定，将测井、地质、岩性、含油段、试油层、生产层段等在三维地震剖面上的准确位置及反射特征表现出来，同时利用标志层约束法、平均速度重叠法监控标定的准确度，为构造描述、储层预测提供依据。多元综合标定是传统合成记录标定的发展、完善和深化，真正实现了地震和地质的统一。
在标定过程中将直井、斜井、水平井按井轨迹加载到三维数据体中，在制作合成记录层位标定的基础上，将各种测井曲线如：电位曲线、电阻曲线按照准确时深关系加到三维数据体中，从而可在空间上将每一点的地震反射赋于地层、地质含义，为构造和储层描述提供有利帮助。
图4-79是利用青东1合成记录结合邻区地震层位、速度分析等共标定了青东地区T1，T4，T6，T7等地震反射层。通过合成记录的层位标定，明确研究区各目的层地震反射特征，基于层位标定，在人机联作解释系统上完成三维地震资料解释。
图4-79 青东1井合成记录标定
（二）低序级断层识别描述方法
低序级断层是由高序级断层派生的，用常规地球物理方法难以识别，具有较强隐蔽性。低序级断层进一步分割含油断块并使含油断块的油水关系复杂化。因此低序级断层的识别对于油田开发后期的进一步挖潜至关重要。
1.地震正演模拟
当主频一定时，多大断距的断层可以被识别是地震资料解释工作中必须解决的问题。为了更细致地研究断层的纵向分辨率，采用正演模拟技术，对低序级断层地震响应模式进行定量研究，建立不同断距断层定量识别量板，确定不同深度地震资料的断层分辨力。
2.水平切片
由于水平切片包含有垂直剖面上所不具有的地质信息，所以对了解地下构造形态和查明某些特殊地质现象有独特优点。在垂直剖面上能识别的断层大约为1/2相位落差的小断层，而在地震水平切片资料上可识别1/4个相位落差的小断层，精度大大提高。利用时间切片和地震剖面交互解释，分析断点位置、断块目的层倾向和落实微构造，提高了断层解释精度。
3.相干体分析
当连续的地震反射发生错断或扭动时，其波形的相似性发生变化，连续性变差。大的断层极易识别，而那种比较隐蔽，延伸不长，断距很小的断层，常常在构造解释中被忽略。但在相干分析图上，依据连续性的变化，相干值低区的分布，可以把细小断层反映出来（图4-80）。
图4-80 河75—6井区相干分析图
4.地层倾角分析
倾角分析是构造研究中一项非常有效的手段，主要用于分析断层的走向、延伸程度和有无小断层。实际地震处理过程中，由于三维去噪模块的应用，许多小断层出现层断波形不断现象。小断层在地震剖面上被模糊化，只出现局部的扭曲现象，在解释过程中很难处理，往往被忽略。层位解释为一整体，这就为倾角技术的应用带来方便，使倾角识别断层成为可能。倾角分析技术就是利用层位与断面倾角的差异性来识别断层。当小断层存在时，在倾角图上出现一有规律的倾角异常带。对断层的走向及展布规律显示明显，对小断层识别尤为有效，有利于断层的解释与组合。
⑹ 精细油藏描述技术的深化与发展
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，预计可提高采收率2.67%，增加可采储量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采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采收率为根本目的。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、提高采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采收率的重点技术。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，预计增加可采储量799×104t，提高采收率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，采用点、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，采用井点数据抽稀法，对实测数据进行抽稀；第二，对未抽稀掉的井实测数据采用距离加权平均法、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
采用最大值标准化法，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，采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，采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采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，采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、剩余可采储量丰度、采出程度等指标，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、可采储量、剩余可采储量等参数。
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，结合井点采出状况求出水驱储量、剩余可采储量等指标。
（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、剩余可采储量等。
（3）无因次注入采出曲线法
据注入采出情况，做无因次注入采出曲线，结合注入倍数求出剩余采出程度、剩余可采储量、剩余可采储量丰度。
（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、单采井生产指标、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、小层等的累积采出和注入量，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.新编制动态分析辅助程序
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个动态分析辅助程序，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.采用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、无因次注入采出法、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、剩余可采储量等指标。
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，预计可提高采收率2.67%，增加可采储量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采集、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，1997.
[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，1997、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.
⑺ 煤储层精细描述和评价
储层描述和评价是煤储层研究的一项重要内容。近年来在煤储层孔隙系统及其变质过程演化与数学建模分析、煤储层裂隙发育模型与控制机制、煤的吸附特征的主控因素、煤储层非均质性区域变化及主控因素、高煤级煤储层参数厘定与评价方法、有利储层分布预测等方面取得了显著进展。
煤层气储层描述与评价一直以来都是煤层气勘探开发的热点研究领域之一。特别是关于煤储层的孔—裂隙系统的精细表征及其地质意义的研究尤为活跃，如Law等（1993）、张胜利和李宝芳（1996）、宁正伟和陈霞（1996）、Laubach等（1998）、毕建军等（2001）、Su等（2001）和Prinz等（2004）各自从不同角度和方面研究了煤中的割理发育特征与煤的岩石学组成和煤级的关系；杨起和汤达祯（2000）系统研究了多期岩浆热变质作用对煤层气生气和储层物性的控制作用；傅雪海和秦勇（2003）探讨了“三元裂隙-孔隙系统”概念及意义；王生维等（2005）系统研究了晋城成庄矿大裂隙系统的发育特征及其控制机理；许浩等（2005）系统研究了沁水盆地煤储层孔隙系统发育的四种模型，并探讨了它们对煤层气渗透性的贡献。张尚虎等（2005）应用对应分析方法研究了沁水盆地煤储层孔隙系统差异发育的主控因素。
煤的吸附能力是决定煤储层含气性和储集性的主要因素。国内外多数学者从煤的煤级、煤质、煤岩组分等煤自身因素角度对煤吸附能力进行了系统研究（Crosdale et al.，1998；Laxminarayana et al.，1999；2002；Mastalerza et al.，2004；张群和杨锡禄，1999；苏现波等，2005b），也有少数学者从有效应力和埋藏热史（Hildenbrand et al.，2006）、煤样粒度（张晓东等，2005）、煤体性质（张丽萍等，2006）和实验温度（Azmi et al.，2006）等其他方面对煤的吸附能力的影响进行了研究。前人的研究成果在对煤中无机组分（如灰分和水分等）的存在会降低煤的吸附能力方面已经达成共识，但其他方面还存在明显分歧。首先，体现在煤级对煤的吸附能力影响的研究上，大部分学者认为煤的吸附能力随煤级增高呈单调增高的趋势，而Laxminarayana等（2002）则认为两者是一个“U”型的关系，即在中挥发分烟煤阶段，煤的吸附能力取得极小值。其次，体现在煤岩组分对煤的吸附能力影响的研究上存在明显的分歧。多数学者认为富镜质组的亮煤具有较高的吸附能力，而Chalmers和Bustin（2007）则认为这个规律仅仅适用于部分煤级段，还有一些研究者认为煤的吸附能力与煤的组分特征并不存在显著的相关关系（Bustin et al.，1998；Faizet al.，2007），或者说他们之间的相关关系受不同盆地的地质特征所控制（Bustin et al.，1998）。以往研究的结果差异可能与各自所取的样品的差异性、样品的数量及样品的代表性有关。因此，需要通过大量的、系统的实测分析来进一步确定煤岩组分对煤的吸附能力的影响规律。另外，煤的微孔结构差异对煤的吸附能力的影响机制仍不清楚，也有待进一步研究。
高非均质性是煤层气储层，特别我国的煤层气储层的典型特征之一。煤储层的非均质性直接与煤层的含气性、渗透性、应力响应、渗流动力等诸多煤层气成藏要素密切联系，也关系到煤层气藏可采性及其科学评价体系的建立。因此，关于储层非均质性表征的研究已逐渐引起了国内外学者的重视，如Terzyk等（1998）、Nakagawa等（2000）、Qi等（2002）、傅雪海等（2001）和Lee等（2006）分别基于不同的数学理论，采用压汞测试，液氮测试，小角度X射线散射和高分辨率透射电镜等方法研究了微孔碳或煤的分形特征。傅雪海等（2005）分析压汞测试孔隙数据后，根据不同孔隙的分形特征将煤中孔隙分为小于65nm的扩散孔隙和大于65nm的渗流孔隙两极。张尚虎等（2005）对沁水盆地高煤级煤储层孔隙系统差异发育的研究后发现，沉积环境（煤相）的剧烈频繁变迁是导致煤储物性在纵向及横向上强烈非均质性的主控因素。Korre等（2007）指出储层空间和时间的非均质性对注气提高煤层气采收率具有重要的影响，他强调了储层厚度、渗透率、孔隙度和基质膨胀系数等四个影响注气驱替效果的因素。煤储层非均质性的研究趋势主要体现在：进一步探索以解决孔渗性评价预测为主要目的煤储层物性非均质性描述理论与方法；进一步揭示煤储层物性非均质性对煤层气的吸附及渗流控制机理及意义；建立若干有代表性的煤储层非均质模式；发展与完善评价预测煤层气藏可采性的煤储层研究方法与技术。
储层综合评价是确定煤层气勘探和开发潜力的重要的先决条件。在对煤储层描述和评价的基础上，某些研究者也提出了一些煤储层综合评价的参数及组合（苏付义，1998）和煤储层综合评价的一般原则和方法，如乘积原则、加权平均原则、“木桶效应”原则、类比评价原则等（王生维等，2004），“关键要素层次结构递阶优选方法体系”（王红岩等，2004），以及多层次模糊综合评价方法等（姚艳斌等，2005）。
总的来看，虽然煤层气储层描述和评价的研究取得了重大进展，然而在储层描述的精细化、定量化，以及储层评价的广适性等方面还存在严重不足。煤储层描述和评价对储层工程的指导作用远未有效发挥。该领域研究还存在许多问题，如在对我国煤储层“三低一高”问题的认识和表征上，在对煤储层物性条件的差异对强化开采效果的控制作用上，以及适用于开发的储层精细表征研究上等。本书的第1章内容将探讨对煤的孔裂隙性、吸附性和非均质性等特征，第6章内容将探讨我国中、高煤级煤储层的综合评价模型的相关研究进展。
⑻ 海上油气藏精细描述技术
油气藏描述包括对油气田的静态描述和动态描述两部分。静态描述主要指对油气田的构造、储层，三维空间的物性和含油性特征以及分布规律的描述，并计算油气田的油气地质储量。动态描述则是对油气田在开发过程中的地下油气藏基本参数变化，油田、油井产能以及开发开采方式、采收率、产液剖面、吸水剖面等油田生产中动态规律的研究和描述，并用这些动态所反映的油气藏地下实际情况，来修改、完善静态描述提供的地质模型，预测油气田未来动态变化趋势，以及这种变化对油气田生产的影响。同样油田建模也包括静态建模和动态建模。静态模型称为油气田地质模型，动态模型称为油气藏模型。
油气藏精细描述技术，在我国海上是20世纪80年代中期对外合作期间引进发展起来的新技术，是一项融油气田地质、开发地震、岩石物理、油气藏工程研究等技术为一体的油气藏地质综合研究。中国海油使用这项新技术以来，取得了很多曾引起国外专家高度重视和肯定的成果。
最为成功的油气藏描述成果是1987年前后，中国海油向原国家储委提交的绥中36-1油田和东方1-1气田基本探明储量报告中应用的储量描述技术。其中，绥中36-1油田储量研究工作的油藏描述技术，还在1988年昆明召开的全国储量工作年会上进行了介绍和推广，受到与会陆地各油田储量研究单位专家和领导的赞赏和肯定。提交的绥中36-1油田基本探明储量报告，获1987年度国家优秀储量报告奖。这是中国海油组建以来，首次获得的一项国家优秀储量成果奖。东方1-1气田储量报告获1996年度国家储委颁发的储量报告一等奖和1997年国家科委颁发的科技进步三等奖。
一、渤海稠油油田油藏描述
（一）绥中36-1油田
绥中36-1油田，是中国海油在辽东湾海域发现的一个地质储量上亿吨的大油田，也是2000年以后，渤海地质实现年产千万吨目标的支柱油田之一。油田现已按预期目标全面建成投产。
油田位于辽东湾水深约30m的海域，西距河北省秦皇岛市102km，北距海上锦州20-2凝析气田4km。在区域构造上，处于辽东湾－下辽河拗陷，辽西低凸起中段绥中36-1构造的中南高点，海域平均水深30m。
1986年6月，在构造北高点，钻探了绥中36-1-1井，在下第三系东营组下段和前新生界风化壳附近见油气显示，于前新生界底部的风化壳试油时，油水同出。
对绥中36-1-1井钻井、测试资料和本区二维地震资料精细研究、解释之后，1987年2月在距绥中36-1-1井南11km处的南高点，以潜山和下第三系东营组为目标，钻探了绥中36-1-2D井。该井在下第三系东营组下段钻遇厚达200多米的疏松砂质岩油层。DST测试时，获折算日产原油93m3、天然气61m3。
绥中36-1油田位于辽西凹陷的东侧的辽西大断层的上升盘，是一个在前新生界基底上发育起来的断裂半背斜。
主要储层段岩性为一套砂质岩与泥岩频繁互层的沉积组合，纵向上分Ⅰ、Ⅱ两个油组，其中I油组（上油组）是油田生产主力油层，每个油组包含若干个厚度不等的薄砂层。油层分布稳定、横向连通好、非均质性强（图9-1）。
图9-1绥中36-1油田储层与油气聚集关系图
油藏类型为一个受岩性影响的、受构造控制的边水层状油藏。油田预计在高部位可能有储量规模不大的气顶。
1．油田早期储量描述
1987年绥中36-1油田第一口发现井获得成功后，结合1口预探井的钻井、取心，测井及试油结果，开展了油田早期预评价。结合已采集的二维地震资料，充分发挥地质、地球物理、岩石物理及石油工程等学科技术优势，用常规油田地质综合研究方法和地质数理统计法，计算了油田控制级石油地质储量，并完成了5口评价井的部署（图9-2）。
图9-14崖城13-1气田开发井位图
1995年，对东方1-1气田的气藏综合描述和储量计算，使中国海油再一次在南海西部海域实现了稀井广探的战略部署，提供的储量报告获当年国家储委储量报告一等奖和1996年度国家科委科技进步三等奖。
（二）崖城13-1气田
崖城13-1气田，是中国海油和美国阿科公司于1983年6月在中国莺歌海盆地联合勘探发现的地质储量约亿万立方米的大气田。气田位于海南岛南部海域，距三亚市100km左右，水深98m。
1983年6月在崖城13-1构造上部署2口探井，其中崖城13-1-1井钻至3822m花岗岩基底完钻。电测解释气层24层141.2m，从3278m到3587mDST测试3层，其中 DST2层（3658.6～3701m）获日产天然气58×104m3，从而发现了崖城13-1气田，它是在南海海域发现的第一个大气田。
崖城13-1气田为一个在基底隆起上发育起来的继承性背斜构造，构造西南部受断层切割而复杂化。以断层为界，主体被断层复杂化为半背斜（图9-14）。主要储集层为下第三系渐新统陵水组三段砂岩，次要储层为上第三系三亚组楔形砂光体A和下第三系陵水组二段的楔形砂光体B，储集层分布较稳定，具有扇三角洲沉积特征。气田具有统一正常温度、压力系统，气藏类型为层状边水气藏。气田主体分布在构造东部，构造高部位储层遭剥蚀。
为了进一步研究气田构造、断层空间展布，落实储量，为开发提供可信的地质依据，1992年阿科公司在气田内采集290km2、测网密度12.5m×12.5m的三维地震资料，并进行室内保幅保真精细处理和反射系数、亮点、瞬时速度、瞬时频率等多项特殊处理。使用这些资料不仅搞清了基岩顶面形态，而且为标定气层顶、底和层间的关系提供了可信的依据。以此为基础，结合钻井试油及测井成果，完成了对气田构造、储层的描述和储量研究，并向国家提供了该气田的基本探明地质储量报告。
崖城13-1气田气藏描述是采用地质综合方法，综合地震信息、地质资料和测井成果在精细三维储层建模基础上完成的。
开发地震研究中，结合8口预探井、评价井的钻探成果，在过井地震记录上用桥式对比法确定了相应储层的地震响应，精细地标定了气层，并根据层序地层学原理划分了5个地震层序，建立了气田3个作图层位、4个不整合面和5个地震层序的地震－地质解释模型和储层沉积模型。通过精细研究，以储量计算单元为制图单元，编制了相应的气层顶、底构造图和气层的等厚图。经钻井标定，搞清了主力气层顶面为一组代表低层速度、低密度、强振幅波谷反射的地震响应。
在此基础上，计算了气田的地质储量（包括证实储量和各级控制储量）。
崖城13-1气田自1983年发现以来，一度引起国内外的关注，继中方完成储量描述后，国内外先后有8家公司参与气田的储量计算。各家公司运用气田的实际资料，背靠背地用崖城13-1气田等厚图进行计算，结果与中方基本一致。1990年7月，国家储委批准了崖城13-1气田储量。崖城13-1气田储量描述最大特色，就是充分发挥了海上地震，特别是三维地震的采集、处理和精细解释的优势，使用了先进的斯伦贝谢测井解释技术和油气田地质综合研究技术。
⑼ 细砂和中砂的工程地质描述应该分别从哪些方面怎么说，越详细越好，谢谢
有很多成因，风积、湖相沉积、河相沉积、海相沉积等等，这些比较常见。工程地质中描述多为 颜色、湿度、包含物、矿物组成、级配（分选性）等等，一般情况下是有试验数据的（筛分或颗粒分析试验）
⑽ 地质调查中地质描述有什么要求
1、先确定地质界线、岩性分层；
2、描述的总体原则：先宏观，后微观；
3、描述的顺序：
岩性点：先确定层位，岩性（颜色、厚度），结构、构造，物质组份，岩层中构造裂隙发育特征（裂隙形态、走向、与岩层的关系（顺层或切层（角度））、裂隙充填物特征（矿物晶体特征、集合体特征）、裂隙围岩蚀变特征、裂隙发育程度、裂隙相互关系））、岩层风化特征、岩层产状、裂隙产状。
褶皱控制点：褶皱定名（背、向斜、褶曲）、形态特征（宽度、两翼产状特征）、岩性描述、附素描图/照片。
断层控制点：断层定名；破碎带特征（宽度、角砾发育特征（形态、排列特征、角砾成份、角砾中构造发育特征、角砾中矿化蚀变特征（矿物晶体特征、集合体特征、蚀变）、胶结物成份、胶结物中矿化蚀变特征（矿物晶体特征、集合体特征、蚀变）、断层上下盘镜面发育特征；上、下盘围岩描述（按岩性点描述，突出构造、矿化蚀变）；断层产状、岩层产状；采样记录；地质现象及采样素描图。
矿化蚀变控制点：矿（化）体特征、围岩蚀变特征（矿化蚀变类型、蚀变强弱及其过渡关系和与构造关系、矿化蚀变的微细特征（结构、构造等））、推测原岩岩性。
地质填图点路线特征描述。
地质填图点路线示意图（包含主要地理点、地物点，地质点、路线、地质界线、采样点号）。