储层地质模型的建立和剩余油分布的预测已成为油田开发中后期油藏描述的核心。储层骨架模型是建立储层地质模型的前提和关键，建立在测井曲线相似性基础上的传统“旋回控制，分级对比”原则在进行高含水期精细对比时表现出地层学理论依据不足，在解释小层段的砂体对比方面，在解释不同层位砂体规模、形态、砂体连续性、连通性和储层物性的变化规律方面缺乏有力的理论支撑。寻找新的理论来指导储层的精细划分和对比，已成为储层表征面临的一大任务和难题。 依据基准面变化中的过程—沉积响应，分析沉积过程中沉积物体积分配及与其相伴生的相分异，进行等时地层对比，建立精细地层格架，预测储层空间展布及其非均质性的思路为储层精细描述提供了新的方向。本研究正是基于基准面变化过程中的沉积响应及其伴生的可容空间分析，以濮城油田沙三中6-10油藏为例，通过对储层的精细划分和对比，建立起储层精细地层格架，在基准面旋回格架内，探讨了地层沉积演化及其对储层展布和储层非均质性的控制，首次建立了储层非均质性及原始油气分布与基准面旋回的相关关系，提出了在基准面旋回格架内分析油气动用特征和剩余油分布的思想。据此思路，本文主要进行了以下几方面的研究： 1、依据沉积现象，通过水动力分析，建立了濮城油田沉积相模式。濮城油田紧邻东缘边界断层，砂岩等厚图及百分含量图表明其沉积物源方向为东部；泥岩基本上为深灰色，反映强还原的深水环境，而碎屑颗粒多为粉砂级，砂层单层厚度小，底部冲刷面规模较小，说明其水动力较弱；粒度分析表明其具有牵引流和重力流的双重特征，其沉积机理与水下扇相近，而且在岩心中观察到正常三角洲沉积中不发育的泥流及泥石流沉积；较厚的砂层多为多个正粒序沉积序列的组成的总体正粒序组合，缺乏扇三角洲中常见的反粒序。综上所述，可以认定其为水下扇沉积。 在岩心观察的基础上，辨认出20余种岩石相类型，及其沉积微相类型，包括沟道、沟道间、席状砂、深湖泥、湖相盐、滑塌重力流、泥流和泥石流等。而构成储层的则主要是沟道、沟道间和席状砂体。 2、通过基准面旋回分析，建立了高分辨率层序地层格架 在岩心中识别出四级基准面旋回，分别命名为超短期旋回、短期旋回、中期旋回和长期旋回。在研究层段共划分长期旋回1个、中期旋回6个和短期旋回27个(短期旋回规模太小，仅能在岩心上识别)，通过测井曲线的基准面识别和对比，确定了地层的分布，结合基准面旋回内可容空间的变化，对其沉积演化进行了分析。 3、对储层非均质的分析，为储层开发动用状况分析提供了直接依据。 岩电关系分析表明，孔隙度与声波时差成正相关关系，与自然伽玛呈负相关关系，而渗透率与孔隙度具有较好的指数关系，据此建立了解释模型，在测井数据标准化的基础上进行了测井解释，较为准确地反映了井点处的物性特征。 储层非均质性研究表明，水下扇的非均质性较强。储层物性较差，孔隙度多在11-13％之间，渗透率多小于5毫达西，层内夹层较为发育，层内和层间渗透率差异明显，渗透率变异数多在0.7以上，孔隙喉道细小，以小于0.1um的喉道为主。 储层的非均质性受基准面控制明显。短期基准面控制了砂体内部的非均质模式，中长期基准面旋回控制了砂体的层间及平面非均质特征。在中长期基准面低位处，储层大都发育较好，砂体厚度、展布面积均较大，物性相对较好，层间夹层较薄；而在中长期基准面较低位置处，则出现相反的储层特征。 4、开发响应与油气分布研究为开发调整提供了地质依据。高分辨率层序地层学及其在埃城油田开发中的应用 原始油气分布受控于基准面旋回的位置。高储量和储量丰度的砂体多位于基准面较低位置处，而低储量和低储量丰度的砂体则常与基准面高位相关。 在非均质模式与油气动用状况分析基础上，研究了基准面旋回对油气动用状况和剩余油分布的控制作用。结果表明，基准面高位处的砂体难于动用，而且多不作为重点层位开采，因而动用程度较低，但由于其原始油气资源量较小，剩余油的绝对量并不大;基准面低位处的砂体较易动用，且多作为主力层位开采，因而动用相对充分，但由于其本身储量较大，因而剩余储量仍很可观，占剩余储量的大部。 5、地层样式模拟为正确理解层序的形成提供了新的方法。建立的一维地层形成样式模拟可分析不同因素对地层叠加样式的影响，为二维和三维地层模拟奠定了基础。