东方气田位于莺歌海盆地中央坳陷中央底辟带北部,为典型的岩性圈闭气藏。受高温和超压作用的影响,研究区域内泥底辟上侵活动强烈且频繁,大量含二氧化碳热流体进入中深层目的储层黄流组一段。由于含二氧化碳热流体在横向和纵向上侵入不均匀,不同区块不同层位中二氧化碳富集程度不同,造成了不同储层物性受热流体影响而被改造的程度不同,加之岩性等因素的控制,储层呈现出较强的非均质性,孔渗相关性变差,而高温高压条件下岩电参数又不易确定,因此用统一的标准建立储层参数模型成为了研究的一大难题。另一方面,由于岩性颗粒较细,黄流组一段气层电阻率普遍较低,部分层段气水过渡带很长,运用常规判别图版难以准确划分气、水层界线,给流体性质识别工作带来很大难度。为解决上述问题,在不同温压和含水饱和度条件下对流体和岩心的声波、电阻率等参数进行了测量,分析了不同条件下包括纵横波速度及岩电在内等参数的变化规律,并结合物性及压汞等资料,在对研究区域地质情况和四性关系准确掌握的基础上,运用基于体积物理模型和阿尔奇公式的方法建立了孔隙度——饱和度计算模型和运用基于Fisher判别分析的方法建立了分类渗透率计算模型。通过对气、水层电性响应特征分析,结合相关数学理论,分别运用基于纵横波速度的方法和基于Fisher判别分析的模糊综合判别法进行了流体识别。同时,为了实现精确的储量计算,在对二氧化碳及甲烷物理性质分析的基础上,对高含二氧化碳气层和高含甲烷气层的测井定性响应特征进行了分析,并运用补偿中子测井长短源距计数率原始数据,建立了气层中二氧化碳含量的定量预测模型。运用上述方法对东方气田井资料进行了处理与解释。储层参数中孔隙度计算平均相对误差不超过6%,符合国家储委标准,测井解释的渗透率、束缚水饱和度等参数均与岩心实验资料有较高的吻合度；气、水层识别中,模型回判准确率高达100%,非样本井的判别准确度也达到88.9%；二氧化碳定量预测中,运用所建立的模型解释新井两口,各气层段中二氧化碳含量与MDT测试值绝对误差均不超过10%。