渭北2井区主力油层长3油藏属于超低渗致密油藏,其油气资源含量大,开发潜力巨大。针对该类油藏开展精细油藏描述,是今后挖潜老区潜力,不断提高采收率的重要基础,也是保证已开发油田稳产工作的关键。本文以沉积学、石油地质学、层序地层学、地球物理学、随机建模和地质统计学等学科为方法,综合应用地质、钻井、录井、测井、测试、取心分析及生产动态等多方面信息,完成渭北2井区主力油层长3油层的精细油藏描述和三维地质模型研究。在前人研究成果的基础上,以实际地层的岩性、电性组合特征为出发点,在原有细分小层标准的基础上,根据砂体发育情况将长331小层划分为长331-1、长331-2、长331-3、三个单砂层,长332小层划分为长332-1、长332-2两个单砂层,长331小层划分为长333-1、长333-2两个单砂层。研究表明渭北油田长3储层发育的沉积微相主要有三角洲前缘水下分流河道、分流间湾、河口砂坝、河道侧翼等,这些组合构成三角洲前缘亚相,总体表现为向湖盆推进的三角洲沉积体系,其中以水下分流河道微相为主。研究区储层以细粒、极细粒岩屑长石砂岩为主,碳酸盐岩含量相对较少。砂岩具有长石、岩屑含量高、石英相对少及成份成熟度低等特征,因此决定了其本身的孔渗结构,储层以低孔-低渗为主,储层非均质性强。各层孔隙度等值线图及孔隙度统计分析结果表明,长33储层的孔隙度集中在9%~15%,平均值12.37%。各层分析统计结果表明,长33储层渗透率值变化范围较大,为0.045×10-3μm2~7.69×10-3μm2,平均值约0.886×10-3μm2,渗透率值主要集中在0.3×10-3μm2~2×10-3μm2之间,却普遍小于1.0×10-3μm2。油层内部无明显油水分离现象,无边、底水,饱和压力低于原始地层压力,且压力系数较小(<0.75),综合确定油藏为未饱和异常低压岩性油藏。油藏原始驱动方式主要为弹性驱动,其他驱动力为辅。以细分单砂层为单元,结合综合评价成果,进行油藏分类储量计算,研究区总储量704×104t,其中I类储量占29%,II类储量占43.5%,III类储量27.5%,开发储量动用难度存在差异性。最后在综合地质研究的基础上,选用petrel软件,在综合地质研究的基础上建立三维地质模型,形象直观地表明地层孔隙度、渗透率等分布情况,估算地质储量。研究区长33油藏估算地质储量699.78×104t,地质建模工区面积为12.3km2,储量丰度56.89×104t/km2。与常用地质储量计算方法所得结果比较,误差小于1%,模型建立成功。该模型可以为该区合理开发方案的编制和下一步油藏数值模拟提供地质依据。