什麼叫精細地質貓述技術
㈠ 精細的構造解釋
首先對該區的地震、地質、測井及構造進行深入細致的分析，建立該區的構造演化模式。
圖4-13 儲層綜合預測的技術思路和流程示意圖
層位標定及波組地質屬性確認是地震精細解釋的基礎，前者是將鑽井、生物地層、古地磁等手段所確定的地質分層界線（深度單位）對應到地震剖面（時間單位）上，確定這些分層的地震響應；後者則是通過一定的手段確定地震剖面上的一些典型反射波組在地質分層序列中的位置，以明確這些波組的地質涵義，二者都要通過合成記錄來實現。由於該區目的層為砂泥互層且橫向變化大，故採用合成記錄與地質、VSP、層組聯合標定技術來實現層位的精細標定（圖4-14）。
圖4-14 D1井合成地震記錄
全三維解釋的關鍵是層位的空間組合。層位的追蹤往往由於地震解析度較低而產生誤差。為保證儲層解釋的准確，首先在精確的三維立體儲層標定的基礎上，利用相干體、水平切片、三維可視化等技術進行全三維解釋，然後以研究區的沉積地質規律為指導，對構造特徵進行綜合研究。在層位標定之後，結合三維地震資料及前期的工作，開始進行層組頂的區域追蹤對比。採用縱向、橫向參照法，即在橫向上不僅考慮單個同相軸的振幅、能量、連續性及相位、頻率等因素，更多地考慮多個波組的橫向、縱向及任意線方向的組合特徵，以成因上有聯系的多個波組的整體取向作為指導方向，進行層位追蹤。實際對比方法如下：
1）從主測線開始對比——在一個工區有多條地震剖面，應先從主測線開始對比，然後從主測線的反射層引申到其他測線上；
2）重點對比標准層——標准層是指具有較強振幅、同相軸連續性較好、可在整個工區內追蹤的反射層，往往是主要的地層或岩性分界面，與生油層或儲層有一定的關系，或本身就為生、儲油層；
3）相位對比——一個反射界面在地震剖面上往往有幾個強度不等的同相軸，在各個剖面上對比的相位應一致，否則會因為相位對比錯誤而導致層位深度不一，造成地質解釋上的困難。
4）波組和波系對比——利用波的組合關系進行波的對比，可以更全面考慮反射層之間的關系，可以根據反射波在剖面上相互之間總的趨勢，即是等時間間隔的，還是逐漸減小、增大的，以好的反射波組來控制不好的反射波組，進行連續追蹤。
5）剖面間的對比——在對時間剖面進行了初步對比後，可以把沿地層傾向或走向的各個剖面按次序排列起來，縱觀各反射波的特徵及其變化，藉以了解地質構造及斷裂在橫向、縱向上的變化，這有助於對剖面作地質解釋和作構造圖等工作。
雖然該區構造較為平緩，但是復雜的沉積相帶的變化和儲層在空間上分布的不均勻性所造成的速度異常可能要影響到速度的縱橫向變化，進而影響構造形態的准確性，因此利用已鑽探井的時差和疊加速度譜建立三維速度資料庫，應用射線追蹤模型迭代的方法計算層速度和平均速度，建立三維速度場，應用三維空間速度場進行構造成圖（圖4-15至圖4-17）。
圖4-15 MSC3 底部等T 0圖
圖4-16 MSC4 頂部等T 0圖
圖4-17 MSC5 頂部等T 0圖
構造解釋的流程圖見圖4-18。
圖4-18 構造解釋流程圖
㈡ 精細構造成圖技術
地層油藏含油條帶窄，構造描述准確與否直接影響著油藏的勘探開發，而變速成圖是提高預測精度的有效方法。
針對不同的地質情況，選擇合理的成圖參數 (網格間距、濾波因子、等值線間隔、速度參數等)是精細構造解釋的重要一環。根據古地形構造起伏大、溝梁變化快的特點，採取小網格、輕濾波、小等值線間隔、空變平均速度成圖參數，對刻畫精細的構造形態效果明顯。
速度是地震資料解釋中最重要的物理參數，通常我們應用於時深轉換的平均速度參數是根據工區內鑽井資料擬合得來的，v0、β 值是固定的，實際上，v0、β 值隨不同區塊的沉積層序、岩性組合的變化而變化，從利用東營平均速度進行時深轉換得到的構造圖來與實鑽深度對比來看，深度誤差在 ±40 m 之間，說明該區平均速度橫向變化較大，利用東營平均速度時深轉換的構造圖難以精確反映構造形態。為此，我們利用工區內所有探井的分層數據資料和地震資料擬合建立了空變平均速度場，大大提高了預測精度，如埕東地區構造成圖與探井實鑽深度誤差均小於 3 m，而在太平油田落實的潛山及館下段 1-5 砂層組的構造形態，與實鑽深度誤差也在 4 m 以內 (表 9-1)。因此利用該技術所完成的構造圖能較好地反映各地層的構造形態。
表 9-1 館下各砂組成圖深度與實鑽深度誤差表
㈢ 地層超覆尖滅線精細確定技術
研究表明，地震剖面上並不能根據砂組頂面反射同相軸的減弱或消失來准確判斷地層超覆線的位置 (劉磊，1999; 魏紅梅，2003; 張明振，2003; 趙光宇，2003; 杜勁松，2004)。這是因為: ①受地震資料解析度的限制，部分層段超覆線附近較薄的地層無法單獨形成地震反射同相軸; ②地層超覆帶附近地震反射軸的終止並不代表地層的尖滅，有時兩者相差甚遠; ③單一的反演資料受地震繞射及橫向解析度的限制難以達到理想的效果。我們通過地質-地震的正反演綜合研究，建立了以地質統計分析、瞬時相位處理、夾角地震外推等技術為主的地層尖滅點精細描述方法，收到了較好的效果。
1.地質統計分析方法
該方法適用於超覆地層後期演化環境相對穩定、各砂層組構造面貌具有繼承性的區帶，如太平油田。該油田不整合面之上各主力含油層系為同一構造層，各砂層組之間沒有沉積中斷，屬於連續沉積體系，且東營運動之後整體表現為坳陷式沉積，地層並未經歷過大的塊斷、掀斜作用，潛山之上的各砂層組頂面構造形態與潛山頂面具有明顯的一致性，潛山之上的館陶組各砂層組厚度與潛山頂面埋深具有良好的線性正比關系 (圖9-2)，利用最小二乘法導出各砂層組地層厚度與潛山頂面埋深的線性方程，由此實現各砂層組地層超覆線位置的准確求取 (朱家俊，2004)。據此求出了太平油田館下段 1 ～5 砂組超覆線對應的潛山位置: 1 砂組為 1103 m ; 2 砂組為 1141 m ; 3 砂組為 1218 m; 4 砂組為 1267 m;5 砂組為 1315 m，由此落實了各砂組地層超覆線的准確位置 (圖 9-3)。
與實鑽結果的對比證實這種方法落實的超覆線具有較大的准確性: 沾 29、沾 186 井等2 ～ 5 m 超覆薄油層都准確落於 3 砂組地層超覆線之內，而偏移剖面上顯示的這些井都處於超覆線以外。
圖 9-2 太平油田館下段各砂組基岩頂面埋深與地層厚度散點圖
圖 9-3 太平油田基岩頂面埋深與砂組超覆線分布圖
2.瞬時相位處理技術
瞬時相位處理是建立在希爾伯特變換基礎上的: 時間域的地震道 x(t)經希爾伯特變換後得到虛地震道 R(t)，從而構成了一個復數地震道 u(t)= x(t)+ iR(t)，則其瞬時相位θ(t)= arctan(R(t)/x(t))。從該關系式可以看出，瞬時相位只是時間的函數，主要與波的連續性 (即同相性)有關，與反射能量和強度無關。因此對追蹤連續性差的弱反射波及極性變化的反射波獨具優勢，特別有利於解釋地層的尖滅、小斷裂、層位超覆等地質現象。相位突變的位置基本代表了地層突變的位置 (王永詩，2001; 張延章，2006)，因而可以作為地層超覆線落實的一種方法。太平油田館下段 4 砂組瞬時相位剖面超覆反射特徵比原始剖面更加清晰 (圖9-4)，與鑽井情況十分吻合。該技術適用於能夠獨立形成反射，並具有反射波形特徵的層組。
圖 9-4 瞬時相位剖面與原剖面對比圖
3.地震反射夾角外推技術
夾角地震外推技術是利用不整合面與地層的傾角差外推地層尖滅點的地震預測技術。該方法適用於超覆層沉積以後有微弱構造變動的區帶，如陳家莊油田。
為了探討地層尖滅點的反射特徵，設計了一組正演模型 (圖 9-5)。根據地震資料特點，以陳家莊油田館陶組為目的層，模擬實際地層沉積結構設計地質剖面，調整模型參數，砂岩速度取 2500 m/s，泥岩速度取 2300 m/s，頻率選擇 35 ～ 38 Hz。通過正演模擬發現，地層超覆圈閉地震反射同相軸尖滅點位置隨不整合面傾角和地層傾角的變化而變化，地層實際尖滅點與地震反射之間的距離與地層傾角和不整合面傾角差密切相關。地層與不整合面的傾角差越大，尖滅點與地震反射之間的距離越小; 地層與不整合面的傾角差越小，尖滅點與地震反射之間的誤差越大。當地層與不整合面的傾角差為 3°時，尖滅點與地震反射之間的距離可達420m; 當地層與不整合面的傾角差為10°時，尖滅點與地震反射之間的距離可達120m; 當地層與不整合面的傾角差為30°時，尖滅點與地震反射之間的距離僅為 10 m。統計發現，當頻率一定時，夾角與尖滅點的距離誤差呈冪函數關系。
圖 9-5 不整合面與地層夾角變化正演模型
同時，超覆砂體地震反射消失點的位置與實際地層尖滅點之間的誤差距離還與速度和資料頻率因素有關，正演模擬顯示，砂體速度越大，誤差距離越小; 頻率越高，誤差距離越小 (圖 9-6)。
當夾角一定時，一定區域的地層結構、地震反射頻率與尖滅點的距離誤差也呈冪函數關系。
根據地震反射原理，結合正演分析可知: 地層尖滅線附近地震反射的干涉作用受調諧厚度、速度、頻率、地層與不整合面夾角共同控制，是厚度、速度、頻率、夾角四種參數的函數。
Δs = F(θ，v，f，Δh)
式中: Δs 為尖滅點反射誤差; θ 為地層與不整合面夾角; v 為速度; f 為資料的頻率; Δh為地層組合厚度。
因此在利用夾角外推技術研究地層尖滅點時，要綜合考慮研究區實際地層岩性組合、速度變化、頻率變化，根據實際資料情況選取合適的參數，才能實現地層尖滅點的科學、合理地外推。
對於一個固定區域的特定層系，其地質結構是固定的，因此速度和厚度等特徵參數往往是不變的，尖滅點誤差的大小主要取決於資料的頻率和夾角的大小。
圖 9-6 速度和頻率因素對地層圈閉超覆尖滅點的影響
表 9-2 地層圈閉超覆尖滅點外推量版
通過大量正演模擬統計，建立了濟陽坳陷北部館下段常規地震資料地層圈閉超覆尖滅點隨頻率、夾角變化的外推量版 (表9-2)，並擬合了不同夾角外推距離隨頻率變化的冪函數曲線、不同頻率地層-不整合面夾角與外推距離的冪函數曲線 (圖 9-7)。這種頻率、傾角差與砂層組地層尖滅點變化之間冪函數關系曲線的發現和對應模板的建立實現了地層圈閉尖滅點的科學定量外推。該技術在濟陽坳陷北部館下段油氣勘探中收到了理想的勘探效果。
圖 9-7 地層圈閉超覆尖滅點外推量版及外推關系
如在陳家莊油田陳 46 井區，根據地震資料落實地層傾角為 3°，不整合面傾角為 7°，兩者之間夾角 4°，根據外推量版和冪指數關系，地層圈閉尖滅點向凸起外推距離為 350 m(圖 9-8)。陳 46 井區環陳 4 山頭外推預測出一個寬度為 350 ～ 500 m 的地層尖滅線砂岩分布環帶，根據預測結果部署的陳 46 和陳 312 等井都鑽探成功，與預測結果相吻合 (圖 9-9)。這既擴大了含油麵積，也為開發方案的設計創造了條件。
圖 9-8 陳 46—陳 29 井地震剖面地層尖滅點外推距離
圖 9-9 陳 46 井區夾角地震外推技術應用前後效果對比
㈣ 精細油藏描述技術的深化與發展
柳世成王延忠楊耀忠孫國賈俊山隋淑玲 參加本次研究的人員還有陳德坡，於金彪，付愛兵等.
摘要 在孤東油田七區西館陶組上段的精細油藏描述研究中，精細油藏建模、剩餘油描述、油藏描述計算機應用等取得了較大深化與發展，並在現場實施中收到顯著效果，預計可提高採收率2.67%，增加可采儲量154.8×104t，其中，按中間研究成果新打的10口井投產後已累計增油9088t。
關鍵詞 孤東油田 油藏描述 深化與發展 油藏建模 剩餘油 效果
一、引 言
按開發階段的不同，油藏描述可劃分為開發准備階段的早期油藏描述，主體開發階段的中期油藏描述和提高採收率階段的精細油藏描述[1～4]。
油田進入高含水期開發以後，挖潛難度越來越大，該階段的油藏描述以提高油田最終採收率為根本目的。精細油藏描述是以挖潛難度大的開發單元為研究對象，以建立精細三維地質模型為基礎，以揭示剩餘油的空間分布規律為重點，以制定挖潛剩餘油、提高採收率措施為最終目標所進行的油藏多學科的綜合研究[3]。很顯然，精細油藏描述已不僅僅是純靜態的油藏描述，而是將精細油藏描述與剩餘油分布研究緊密地聯系在一起，是集地質、測井、數值模擬、油藏工程多學科為一體的系統工程。
精細油藏描述及剩餘油分布研究是提高高含水油田最終採收率的重點技術。通過「八五」的單項技術攻關和「九五」的推廣應用，不僅形成了對高含水、特高含水期油藏進行精細油藏描述及剩餘油分布研究的系列配套技術，而且取得了顯著的應用效果。自1995年開始，已在勝利油田進行了4期110個單元16.9×108t儲量的精細油藏描述。前兩期精細油藏描述實施的新井及老井措施截止到1998年12月共增油181×104t，預計增加可采儲量799×104t，提高採收率1.80%。
1999年初，對前兩期精細油藏描述進行了較系統的總結，形成了精細油藏描述的系列配套技術：一是建立了適合於多種油藏類型的精細油藏描述及剩餘油分布研究的基本程序、技術和方法；二是總結出了不同類型油藏精細油藏描述及剩餘油分布研究的關鍵技術和研究側重點；三是初步形成了精細油藏描述及剩餘油分布研究的計算機自動化軟硬體系統。但其仍存在以下幾方面的差距：①基礎數據的資料庫化程度低；②雖然油藏描述的較細，但精細的技術政策界限不太明確；③靜態與動態的結合程度較低；④計算機自動化程度不夠。
本文主要以孤東油田七區西館上段精細油藏描述及剩餘油分布研究為例，介紹高含水期整裝油田精細油藏描述技術取得的深化和發展，同時為斷塊、低滲透以及稠油、海上等特殊油藏提供研究思路和技術儲備。
二、精細油藏建模技術
精細油藏建模技術是剩餘油分布研究的基礎，其研究內容可概括為建立五個模型，即地層模型、構造模型、儲集層模型、流體模型和油藏模型。下面重點介紹五項關鍵技術。
1.精細地層對比
孤東油田七區西精細地層對比，是在前人劃分對比的基礎上，針對存在的問題以及特高含水期油田開發方案調整和建立剩餘油預測模型的要求，開展的儲集層細分對比研究。根據七區西館上段河流相沉積特點，進行儲集層細分對比的原則是：以標准層控制層位，用沉積旋迴和岩相厚度法結合標志層劃分砂層組；以砂體等高程對比模式、平面相變對比模式、疊加砂體對比模式和下切砂體對比模式確定時間單元。
在整個細分對比工作中，縱向上由砂層組、小層到沉積時間單元進行逐級控制，平面上則以現代沉積學研究成果為指導，以取心井為基礎，以自然電位、微電極曲線、感應曲線為依據，參照所建立的等高程平面閉合對比模式、相變對比模式、疊加及下切對比模式，採用點、線、面相結合的對比方法，將七區西館上段4～6砂層組劃分為36個沉積時間單元，其中522和531、621和622、631和632、641和642、651和652兩個砂體的連通率均大於40%，進一步細分對開發及剩餘油挖潛沒有實質的意義。所以，該砂層組可細分為30個沉積時間單元（表1）。
表1孤東油田七區西地層細分成果表
在前兩期精細油藏描述研究中，沒有對地層細分的初步結果結合生產動態進行進一步的合理技術界限研究，其在礦場應用的實用性相對差一些。
2.微型構造研究
砂層的微型構造是指砂層頂面或底面的起伏形態，其起伏形態與地下油水運動規律有著一定的關系，影響油水井的生產及剩餘油在平面上的分布。
通過對微構造儲存剩餘油的有效性和在有利微構造上部署加密井的可行性研究表明，微構造的尺度並不是越微越好，應具有規模有效性和經濟有效性。一個油田微構造的尺度能滿足分辨最終經濟極限井網的井與井之間在微構造中的相對位置即可。
在孤東油田七區西微構造研究中，將平均井網井距看做是拾取的微構造信息的周期，再把橫向上的解析度轉到縱向上，通過公式
勝利油區勘探開發論文集
即得到分析所需要的微構造的等間距為2m。
式中：D——微構造等間距，m；
L——平均井網井距，m；
θ——油藏地層傾角，（°）。
3.儲集層參數井間插值優選
儲集層參數空間分布規律研究的關鍵是對井間儲集層參數的分布進行准確描述。過去對於井間儲集層參數的插值往往是選取一種比較流行或比較新的方法，並且各種參數一般都用相同的方法進行插值，易造成較大的生產誤差，影響了地質建模的准確性。
在孤東油田七區西油藏描述中選取8大類17種井間插值方法，對不同儲集層參數通過井位抽稀驗證進行最佳插值的方法優選，並編製成軟體實現了計算機的自動優選。其研究思路如下：第一，採用井點數據抽稀法，對實測數據進行抽稀；第二，對未抽稀掉的井實測數據採用距離加權平均法、趨勢面分析法、克里金法、隨機建模法等等，進行井間參數擬合（網格化）；第三，對各種插值方法的估計值與抽稀井的實測值的誤差進行分析對比，同時也可以利用各種等值圖進行分析對比；第四，優選出符合油田地質特徵、沉積特徵的儲集層參數井間擬合方法；第五，利用優選出的方法對參數的空間分布進行擬合，形成網格數據和等值圖，進行參數的空間描述及用於計算儲量。
利用上述研究思路對七區西館上段4～6砂層組的有效厚度、孔隙度、泥質含量、滲透率、滲透率變異系數、粒度中值、分選系數、含油飽和度等參數進行井間插值，形成了30個沉積時間單元合計240個參數的網格數據體（表2）。
表2孤東油田七區西館上段儲集層參數最優插值方法選取表
上述研究表明，不同油藏類型、不同儲集層參數對應不同的最佳插值方法，並且各種插值方法之間的誤差較大。因此，對必須選取多種井間插值方法對井間插值進行實際驗證，以選取最佳插值方法。
4.沉積微相定量識別[4-5]
在孤東油田七區西沉積微相研究中，根據取心井已知微相的各項參數，通過影響沉積微相參數選取、沉積微相標准化、沉積微相特徵值的計算，實現了沉積微相劃分的定量化和計算機自動化。
（1）儲集層參數選取
根據工區內取心井劃分取心層位的沉積微相，選取影響沉積微相的七種儲集層參數，即砂體厚度、孔隙度、滲透率、滲透率變異系數、粒度中值、泥質含量及分選系數。
（2）儲集層參數得分值計算
採用最大值標准化法，計算每種參數在不同微相的得分值，最大值標准化法公式：
勝利油區勘探開發論文集
或
勝利油區勘探開發論文集
式中：Fi——某種參數在某一微相中的得分值；
Xi——某種參數在某一微相中的平均值；
Xmax——所有微相中本項參數的最大平均值。
（3）儲集層參數權衡系數計算
對於不同相帶，變化越明顯的參數對相帶的確定程度越大；不同相帶中變化不明顯的參數對相帶的確定程度越小。因此，可根據各項參數在不同相帶中的變化程度確定其權衡系數的大小，計算公式為：
勝利油區勘探開發論文集
式中：qi——參數的權衡系數；
Vi——某一參數的平均值在不同微相之間的變異系數；
V總——所有參數的變異系數之和；
σ——參數的標准偏差；
〓——不同相帶某參數的平均值。
（4）定量識別模式建立
用每種參數的得分值和權衡系數，採用加權求和的方法建立沉積微相的定量識別模式，計算出每種沉積微相的一個綜合特徵值。
根據七區西館陶組上段12口取心井取心層位中各個砂體（或時間單元）的沉積微相，可以計算得其不同沉積微相綜合特徵值的范圍，即：特徵值＞0.50為心灘或邊灘；0.35＜特徵值＜0.50為廢棄河道；0.20＜特徵值＜0.35為天然堤；0.10＜特徵值＜0.20為決口扇；特徵值＜0.10為泛濫平原。
依據新建立的油砂體資料庫和測井二次解釋成果，按照上述沉積微相定量識別模式計算每口井每一砂體綜合特徵值，採用多次定性賦值技術和EarthVision地質繪圖軟體的多文件疊合功能，實現沉積微相圖的自動繪制。
5.儲量計算
孤東油田七區西首次採用網格積分法計算其石油地質儲量。網格積分法儲量計算結果實際上是儲集層有效厚度、孔隙度、含油飽和度等參數評價結果的集中體現。
網格積分法儲量計算的流程是：①將各沉積時間單元井點有效厚度、孔隙度、含油飽和度數據進行網格估值，形成網格數據體；②利用儲量計算參數網格數據體，結合地面原油密度及體積系數選值結果，採用容積法儲量計算公式，形成地質儲量網格數據體；③利用地質儲量網格數據體，分別計算統計單砂體、沉積微相、沉積時間單元地質儲量。
三、剩餘油描述技術
1.數值模擬方法
油藏數值模擬是大規模描述剩餘油的重要方法[3]，近年來取得重大進展，形成了不規則網格及網格自動生成、歷史擬合實時跟蹤、三維可視化、窗口及並行等十項新技術；在歷史擬合中強調步長優化等四項調參約束機制，提高了數值模擬的研究水平。研究中，地質模型縱向上細到沉積時間單元，平面上網格步長進一步細化，動態模型細到月度數據，油層物理參數細到與沉積時間單元一一對應。
根據數值模擬可以計算不同小層、不同時間單元的剩餘油飽和度、可動油飽和度、剩餘儲量豐度、剩餘可采儲量豐度、采出程度等指標，對這些結果進行綜合分析可以找出剩餘油富集區，提供挖潛措施方向。
2.流線模型方法
流線模型技術的提出和應用於20世紀90年代[3]，是研究井間剩餘油的一種新的方法，具有允許節點多、運算速度快、研究周期短的特點。
流線模型求解的思路是：先求取流體在多孔介質中的壓力場和速度場，然後求出流體的流動軌跡即流線，最後求得任一流線在任一點的飽和度值。通過流線模型計算，可以求得井間任一點的含油飽和度、剩餘油飽和度，從而確定驅油效率、可動油飽和度、可采儲量、剩餘可采儲量等參數。
3.油藏工程計算剩餘油方法[5～8]
根據油田開發已進入特高含水期的實際，結合礦場應用的需要，油藏工程計算選用了5種計算剩餘油的方法。
（1）水驅特徵曲線法
根據井點動態資料作水驅特徵曲線，結合井點采出狀況求出水驅儲量、剩餘可采儲量等指標。
（2）滲飽曲線法
選擇油層有代表性的相滲曲線，結合水驅特徵曲線求出生產井出口端含水飽和度，進而求得剩餘油飽和度、剩餘可動油飽和度、剩餘可采儲量等。
（3）無因次注入采出曲線法
據注入采出情況，做無因次注入采出曲線，結合注入倍數求出剩餘采出程度、剩餘可采儲量、剩餘可采儲量豐度。
（4）物質平衡法
根據物質平衡原理求得井點剩餘地質儲量、剩餘可動油飽和度、剩餘可動油地質儲量等。
（5）水線推進速度法
根據注水井的水線推進速度，求出一線油井不同層段相對水線推進速度，結合動態監測資料研究層段水淹狀況。
油藏工程計算方法最大特點是數據文件要求相對簡單，可操作性強，適用於礦場人員進行計算分析。孤東油田七區西精細油藏描述將5種方法綜合起來編製成軟體系統，進行動態分析和剩餘油研究。隨著軟體系統的推廣應用和不斷完善，將大大提高工作效率和對剩餘油分布規律的認識程度。
4.水淹層測井解釋方法
開發過程中的水淹層測井資料可解釋剩餘油飽和度、殘余油飽和度、含水率和剩餘有效厚度等，是研究油水運動狀況、儲集層動用狀況及剩餘油分布狀況的重要手段。常規的測井方法如電阻率測井、自然電位測井、聲波時差測井、放射性測井等原則上都可用於水淹層測井解釋剩餘油，但這些方法受地層水礦化度的影響較大，而水淹層地層水電阻率已是注入水與地層水的混合電阻率，其大小取決於兩種水混合的程度。因此，求准地層混合液的電阻率是水淹層測井解釋的關鍵。
水淹層測井解釋提供的儲集層參數模型，是進行精細數值模擬的關鍵和基礎，其層內每米8個點的測井解釋可以細致地分析層內剩餘油分布情況。
5.動態監測方法
主要包括生產動態分析、測試資料分析和檢查井分析三種方法。利用動態監測方法綜合分析各套層系、各個小層在平面、層間、層內井點的水淹狀況及剩餘油分布特徵，其結果可用來分析和約束數值模擬、流線模型及其他方法的研究。
（1）生產動態分析
主要分析生產井生產指標、單采井生產指標、歷年新井生產狀況及指標、歷年補孔改層井指標，計算層系、井排、小層等的累積采出和注入量，研究油層水淹狀況和剩餘油分布特點。
（2）測試資料分析
分析C/O、同位素測井、產液剖面、吸水剖面等礦場測試資料，分析計算層間層內各項水驅指標，總結剩餘油分布特點。
（3）密閉取心井分析
密閉取心井是用來檢查注水開發油田油層水淹特徵和剩餘油分布規律的比較可靠的方法，它以井點剩餘油研究為主，主要描述井點層間、層內的剩餘油分布，同時也可依據岩電關系進行平面剩餘油分布規律研究，但受檢查井數量的影響，往往被用來分析和約束數值模擬、水淹層解釋、油藏工程綜合研究的結果。
四、油藏描述計算機應用技術
1.建立基礎資料庫，編制資料庫轉換程序
孤東油田七區西精細油藏描述基本實現了數據管理計算機化，共建5個靜態資料庫，即小層資料庫、井位坐標資料庫、儲集層參數資料庫、斷層參數庫、沉積參數資料庫；12個動態資料庫，即綜合開發資料庫、油井資料庫、水井資料庫、射孔資料庫、分層注水資料庫、生產層位資料庫、壓力資料庫、封堵資料庫、相滲曲線資料庫、取芯井資料庫、原油物性資料庫、天然氣資料庫；並編制3個資料庫轉換程序，即開發數據轉換程序、油井單井數據轉換程序和水井單井數據轉換程序。
2.開發Earth Vision地質建模軟體，實現地質成果圖件編制的計算機化
在七區西精細油藏描述研究中，對Earth Vision地質建模軟體進行了較為全面的開發和應用，不僅為數值模擬提供了靜態模型數據體，還利用工作站繪制了小層平面圖、微構造等值圖、沉積微相平面圖、油藏剖面圖等基本地質圖件。
3.新編制動態分析輔助程序
在對開發狀況及水淹狀況進行分析時，為了提高工作效率，編制了3組6個動態分析輔助程序，主要包括動液面分級程序及等值線作圖程序、泵效分級程序及等值線作圖程序、含水分級程序及等值線作圖程序。因而，可以對任意時期的動液面、泵效、含水數據進行不同范圍內的自動統計分級，並形成電子表格；也可以繪制任意時期的動液面、泵效、含水的彩色等值線圖。
4.編制井間插值方法優選程序及儲量計算程序
在測井精細解釋研究中，編制了井間插值方法優選程序，實現了從井點數據的輸入、井間抽稀、插值方法的選取、誤差分析到形成網格數據體和等值線圖的計算機自動化。
在儲量計算中，新編的網格積分法儲量計算程序，能夠精確地計算每個網格數據體的地質儲量，並能分沉積相帶、時間單元和小層進行儲量的計算和評價。
5.採用5種油藏工程方法編制計算剩餘油的軟體
該軟體系統包括數據處理、無因次注入采出法、驅替特徵曲線法、物質平衡法、滲飽曲線法、水線推進速度法6個主菜單5種計算方法。該系統中5種方法既獨立又相互聯系，可單獨計算也可全部計算。可提供層系、井區或井點的剩餘地質儲量、剩餘油飽和度、剩餘可采儲量等指標。
6.完善了井點與井間剩餘油分布研究軟體系統
井點與井間剩餘油分布研究軟體系統包括參數准備、井點剩餘油解釋、井間剩餘油解釋、剩餘油描述、圖形管理等5項主菜單。可以研究井點原始含油飽和度、殘余油飽和度井點和井間剩餘油飽和度，用含水率、剩餘油飽和度、可動油飽和度、剩餘儲量豐度、驅油效率等多種參數來反映剩餘油在空間的分布規律。
該軟體能夠根據油藏含油麵積的大小和研究要求，建立所需的網格系統。在網格系統的基礎上，確定井位、斷層邊界及各項地質參數分布圖，建立地質模型。並能根據井點成果、基礎資料庫，自動插值形成各種參數網格圖和分布圖。
五、孤東油田七區西精細油藏描述的應用效果
1.措施潛力
在七區西精細油藏描述的基礎上，共提出新井措施6口，提出補孔改層、卡封、下大泵、扶躺井、堵水調剖等老井措施330井次，合計實施措施336井次，預計可提高採收率2.67%，增加可采儲量154.8×104t（表3）。
表3綜合分析潛力分類表
2.礦場應用效果
在孤東油田七區西精細油藏描述研究中，利用中間研究成果提出的部分措施已取得顯著效果。
從1999年開始，截止到2000年12月，該區共打新井10口；完成補孔改層井79口、堵水油井26口、下大泵井49口等老井措施共154井次。10口新井投產初期平均單井日產油6.14t，綜合含水90.75%；截止到2000年12月，累計增油9088t。154井次的老井措施取得了顯著效果，截止到2000年12月，措施後比措施前平均增油518t/d，綜合含水降低3.1%，累計增油73074t。
部分單井措施效果顯著。如，原生產61小層，後在井網不完善、剩餘油飽和度和剩餘儲量豐度均較高的43小層補孔生產的GDS2井，獲得了單井日產油60t，綜合含水61.7%的良好效果；原生產52+3小層，後在斷層附近、剩餘油飽和度和剩餘儲量豐度均較高的62小層補孔生產的7-23-2306井，也獲得了單井日產油44.7t，綜合含水僅33%的好效果。這對於綜合含水高達96.7%，單井日產油只有4.9t的特高含水油田實屬不易。另外，補孔未動用的412小層進行生產的7-31-306井、補孔井網不完善的441小層進行生產的7-33-2286井也分別取得了單井日產油40t和21.3t、綜合含水僅51.1%和59.2%的好效果。
由此可見，只要查清其地質情況，掌握剩餘油分布，特高含水期的老油田也是有潛力可挖的。
六、結論
通過對孤東油田七區西的研究，精細油藏描述技術取得了較大的深化與發展。提高了精細油藏描述的水平，使研究成果與礦場應用更為貼近、實用。實施後取得良好效果。
但精細油藏描述技術的計算機一體化、流程化還有待進一步攻關。在統一的工作平台上實現數據採集、管理、地質三維建摸、數值模擬到油藏工程綜合分析的計算機一體化、動靜態參數的網格數據體化和跟蹤分析自動化，是今後的發展方向。
主要參考文獻
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㈤ 海上油氣藏精細描述技術
油氣藏描述包括對油氣田的靜態描述和動態描述兩部分。靜態描述主要指對油氣田的構造、儲層，三維空間的物性和含油性特徵以及分布規律的描述，並計算油氣田的油氣地質儲量。動態描述則是對油氣田在開發過程中的地下油氣藏基本參數變化，油田、油井產能以及開發開采方式、採收率、產液剖面、吸水剖面等油田生產中動態規律的研究和描述，並用這些動態所反映的油氣藏地下實際情況，來修改、完善靜態描述提供的地質模型，預測油氣田未來動態變化趨勢，以及這種變化對油氣田生產的影響。同樣油田建模也包括靜態建模和動態建模。靜態模型稱為油氣田地質模型，動態模型稱為油氣藏模型。
油氣藏精細描述技術，在我國海上是20世紀80年代中期對外合作期間引進發展起來的新技術，是一項融油氣田地質、開發地震、岩石物理、油氣藏工程研究等技術為一體的油氣藏地質綜合研究。中國海油使用這項新技術以來，取得了很多曾引起國外專家高度重視和肯定的成果。
最為成功的油氣藏描述成果是1987年前後，中國海油向原國家儲委提交的綏中36-1油田和東方1-1氣田基本探明儲量報告中應用的儲量描述技術。其中，綏中36-1油田儲量研究工作的油藏描述技術，還在1988年昆明召開的全國儲量工作年會上進行了介紹和推廣，受到與會陸地各油田儲量研究單位專家和領導的贊賞和肯定。提交的綏中36-1油田基本探明儲量報告，獲1987年度國家優秀儲量報告獎。這是中國海油組建以來，首次獲得的一項國家優秀儲量成果獎。東方1-1氣田儲量報告獲1996年度國家儲委頒發的儲量報告一等獎和1997年國家科委頒發的科技進步三等獎。
一、渤海稠油油田油藏描述
（一）綏中36-1油田
綏中36-1油田，是中國海油在遼東灣海域發現的一個地質儲量上億噸的大油田，也是2000年以後，渤海地質實現年產千萬噸目標的支柱油田之一。油田現已按預期目標全面建成投產。
油田位於遼東灣水深約30m的海域，西距河北省秦皇島市102km，北距海上錦州20-2凝析氣田4km。在區域構造上，處於遼東灣－下遼河拗陷，遼西低凸起中段綏中36-1構造的中南高點，海域平均水深30m。
1986年6月，在構造北高點，鑽探了綏中36-1-1井，在下第三系東營組下段和前新生界風化殼附近見油氣顯示，於前新生界底部的風化殼試油時，油水同出。
對綏中36-1-1井鑽井、測試資料和本區二維地震資料精細研究、解釋之後，1987年2月在距綏中36-1-1井南11km處的南高點，以潛山和下第三系東營組為目標，鑽探了綏中36-1-2D井。該井在下第三系東營組下段鑽遇厚達200多米的疏鬆砂質岩油層。DST測試時，獲折算日產原油93m3、天然氣61m3。
綏中36-1油田位於遼西凹陷的東側的遼西大斷層的上升盤，是一個在前新生界基底上發育起來的斷裂半背斜。
主要儲層段岩性為一套砂質岩與泥岩頻繁互層的沉積組合，縱向上分Ⅰ、Ⅱ兩個油組，其中I油組（上油組）是油田生產主力油層，每個油組包含若干個厚度不等的薄砂層。油層分布穩定、橫向連通好、非均質性強（圖9-1）。
圖9-1綏中36-1油田儲層與油氣聚集關系圖
油藏類型為一個受岩性影響的、受構造控制的邊水層狀油藏。油田預計在高部位可能有儲量規模不大的氣頂。
1．油田早期儲量描述
1987年綏中36-1油田第一口發現井獲得成功後，結合1口預探井的鑽井、取心，測井及試油結果，開展了油田早期預評價。結合已採集的二維地震資料，充分發揮地質、地球物理、岩石物理及石油工程等學科技術優勢，用常規油田地質綜合研究方法和地質數理統計法，計算了油田控制級石油地質儲量，並完成了5口評價井的部署（圖9-2）。
圖9-14崖城13-1氣田開發井點陣圖
1995年，對東方1-1氣田的氣藏綜合描述和儲量計算，使中國海油再一次在南海西部海域實現了稀井廣探的戰略部署，提供的儲量報告獲當年國家儲委儲量報告一等獎和1996年度國家科委科技進步三等獎。
（二）崖城13-1氣田
崖城13-1氣田，是中國海油和美國阿科公司於1983年6月在中國鶯歌海盆地聯合勘探發現的地質儲量約億萬立方米的大氣田。氣田位於海南島南部海域，距三亞市100km左右，水深98m。
1983年6月在崖城13-1構造上部署2口探井，其中崖城13-1-1井鑽至3822m花崗岩基底完鑽。電測解釋氣層24層141.2m，從3278m到3587mDST測試3層，其中 DST2層（3658.6～3701m）獲日產天然氣58×104m3，從而發現了崖城13-1氣田，它是在南海海域發現的第一個大氣田。
崖城13-1氣田為一個在基底隆起上發育起來的繼承性背斜構造，構造西南部受斷層切割而復雜化。以斷層為界，主體被斷層復雜化為半背斜（圖9-14）。主要儲集層為下第三系漸新統陵水組三段砂岩，次要儲層為上第三系三亞組楔形砂光體A和下第三系陵水組二段的楔形砂光體B，儲集層分布較穩定，具有扇三角洲沉積特徵。氣田具有統一正常溫度、壓力系統，氣藏類型為層狀邊水氣藏。氣田主體分布在構造東部，構造高部位儲層遭剝蝕。
為了進一步研究氣田構造、斷層空間展布，落實儲量，為開發提供可信的地質依據，1992年阿科公司在氣田內採集290km2、測網密度12.5m×12.5m的三維地震資料，並進行室內保幅保真精細處理和反射系數、亮點、瞬時速度、瞬時頻率等多項特殊處理。使用這些資料不僅搞清了基岩頂面形態，而且為標定氣層頂、底和層間的關系提供了可信的依據。以此為基礎，結合鑽井試油及測井成果，完成了對氣田構造、儲層的描述和儲量研究，並向國家提供了該氣田的基本探明地質儲量報告。
崖城13-1氣田氣藏描述是採用地質綜合方法，綜合地震信息、地質資料和測井成果在精細三維儲層建模基礎上完成的。
開發地震研究中，結合8口預探井、評價井的鑽探成果，在過井地震記錄上用橋式對比法確定了相應儲層的地震響應，精細地標定了氣層，並根據層序地層學原理劃分了5個地震層序，建立了氣田3個作圖層位、4個不整合面和5個地震層序的地震－地質解釋模型和儲層沉積模型。通過精細研究，以儲量計算單元為制圖單元，編制了相應的氣層頂、底構造圖和氣層的等厚圖。經鑽井標定，搞清了主力氣層頂面為一組代表低層速度、低密度、強振幅波谷反射的地震響應。
在此基礎上，計算了氣田的地質儲量（包括證實儲量和各級控制儲量）。
崖城13-1氣田自1983年發現以來，一度引起國內外的關注，繼中方完成儲量描述後，國內外先後有8家公司參與氣田的儲量計算。各家公司運用氣田的實際資料，背靠背地用崖城13-1氣田等厚圖進行計算，結果與中方基本一致。1990年7月，國家儲委批准了崖城13-1氣田儲量。崖城13-1氣田儲量描述最大特色，就是充分發揮了海上地震，特別是三維地震的採集、處理和精細解釋的優勢，使用了先進的斯倫貝謝測井解釋技術和油氣田地質綜合研究技術。
㈥ 精細構造解釋
20世紀90年代初，隨著煤礦采區三維地震工作的開展，利用地震資料已能查明、控制落差大於或等於5m以上的斷層，其驗證符合率在地震地質條件較好的地區可達85％以上，在條件一般的地區達到75％以上。同時，落差3～5m的斷層在地震地質條件較好的地區，驗證符合率也達到了50％左右。這些構造問題的解決為煤礦高產高效、安全生產提供了有力的地質保障。
在地震資料解釋過程中要提高構造的落實程度，首先要對該區的斷裂系統有一個正確的認識，並用地質觀點指導地震資料解釋。地震資料的精細構造解釋，不僅依賴於高解析度、高密度、高精度三維地震數據，而且依賴於近年在解釋中廣泛應用的地震屬性技術、相干體C3技術、譜分解技術、分頻相干技術、地震層位曲率計算技術、裂縫預測技術和三維可視化技術，為煤礦三維地震資料解釋提供了快捷准確的解釋手段，煤礦三維地震精細構造解釋基本流程見圖4－7。
圖4－7 煤礦三維地震精細構造解釋基本流程
三維地震屬性是指把三維地震數據進行適當的數學變換，使其能夠突出感興趣的地質現象。目前在地震數據中提取的屬性有上百種，通常應用的屬性也有五十多種。在煤礦三維地震勘探精細構造解釋中常用的屬性包括：方差、相干、三瞬屬性、傾角屬性、方位角屬性、斷棱屬性、走向屬性、落差屬性。
地震屬性提取的工具目前常用的是Geoframe、Landmark等地震資料解釋軟體中專門的模塊。近年來，利用地震屬性輔助解釋高精度三維地震資料大大提高了地震資料解釋的精度、縮短了資料解釋的周期。圖4－8是安徽某礦區主採煤層三維地震時差（Throw）屬性成果圖，圖中呈線性黑色條紋狀為斷層的地震時差屬性異常。圖4－9為用三維地震時間剖面、時間切片解釋的斷層與地震時差屬性綜合解釋的斷層對比圖，由圖中可見原解釋斷層為42條，而地震屬性綜合解釋的斷層為48條，新解釋6條斷層落差均小於5m。
圖4－8 某礦區主採煤層落差（Throw）屬性成果圖
圖4－9 煤層屬性斷層解釋前後成果對比圖（藍色為原解釋的斷層，紅色利用屬性分析解釋的斷層）
近年來，隨著煤炭高密度三維地震技術的應用，其在煤炭精細構造勘探方面顯示出了巨大的優勢。圖4－10是煤炭高密度三維地震獲得的地震時間剖面。
圖4－10 煤炭高密度偏移時間剖面
在煤礦三維地震精細構造解釋中發展應用的另一技術是三維可視化技術。三維可視化可以將構造解釋的成果及測井、地表、斷層等各種地學信息集中在一個三維環境中顯示，具有立體雕刻、動畫顯示等可視化功能，可以更好地觀察數據、揭示隱伏地質特徵和驗證解釋結果，三維可視化見圖4－11。
圖4－11 三維可視化顯示
㈦ 精細構造描述技術
高精度地震資料綜合解釋是利用多尺度地球物理資料提供精確的構造、儲層展布等信息，滿足後續的油藏建模要求。而精細構造模型建立極為重要的方面就是斷裂系統合理組合。首先把可以識別的斷層識別描述出來，然後進行斷裂系統空間匹配組合。
（一）精細層位標定
1.速度分析
速度是地震解釋及綜合研究的基礎，其精度直接影響到標定層位的准確性，從而影響到解釋，復雜斷塊區精細構造解釋更離不開高精度的速度分析。
1）利用VSP測井資料擬合平均速度
零井源距的VSP測井是公認的求取地層平均速度的最好方法。利用VSP井的測井資料，根據非線性公式進行擬合，得到常數V0和k。
2）利用合成記錄反求平均速度
零井源距的VSP測井是目前國內外公認的求取地層平均速度的最好方法，但VSP測井資料往往較少，不能全面准確地反映研究區的地下速度場空間變化規律，因此，利用合成記錄進行層位標定，並反求出平均速度。
2.多元高精度綜合標定技術
標定是開展構造描述及岩性油藏描述的基礎，也是速度研究的關鍵。以往的標定只局限於採用聲波測井曲線製作合成記錄進行標定，對勘探程度相對較高的地區，標定標准層已遠遠不能滿足油藏描述的需要。因此，採用一種全新的標定方法——多元高精度綜合標定技術，在准確標定標准層的基礎上，對小層進行精細標定，即應用多種測井曲線、合成記錄、標志層、電測解釋層、岩相等多種資料進行綜合標定，將測井、地質、岩性、含油段、試油層、生產層段等在三維地震剖面上的准確位置及反射特徵表現出來，同時利用標志層約束法、平均速度重疊法監控標定的准確度，為構造描述、儲層預測提供依據。多元綜合標定是傳統合成記錄標定的發展、完善和深化，真正實現了地震和地質的統一。
在標定過程中將直井、斜井、水平井按井軌跡載入到三維數據體中，在製作合成記錄層位標定的基礎上，將各種測井曲線如：電位曲線、電阻曲線按照準確時深關系加到三維數據體中，從而可在空間上將每一點的地震反射賦於地層、地質含義，為構造和儲層描述提供有利幫助。
圖4-79是利用青東1合成記錄結合鄰區地震層位、速度分析等共標定了青東地區T1，T4，T6，T7等地震反射層。通過合成記錄的層位標定，明確研究區各目的層地震反射特徵，基於層位標定，在人機聯作解釋系統上完成三維地震資料解釋。
圖4-79 青東1井合成記錄標定
（二）低序級斷層識別描述方法
低序級斷層是由高序級斷層派生的，用常規地球物理方法難以識別，具有較強隱蔽性。低序級斷層進一步分割含油斷塊並使含油斷塊的油水關系復雜化。因此低序級斷層的識別對於油田開發後期的進一步挖潛至關重要。
1.地震正演模擬
當主頻一定時，多大斷距的斷層可以被識別是地震資料解釋工作中必須解決的問題。為了更細致地研究斷層的縱向解析度，採用正演模擬技術，對低序級斷層地震響應模式進行定量研究，建立不同斷距斷層定量識別量板，確定不同深度地震資料的斷層分辨力。
2.水平切片
由於水平切片包含有垂直剖面上所不具有的地質信息，所以對了解地下構造形態和查明某些特殊地質現象有獨特優點。在垂直剖面上能識別的斷層大約為1/2相位落差的小斷層，而在地震水平切片資料上可識別1/4個相位落差的小斷層，精度大大提高。利用時間切片和地震剖面交互解釋，分析斷點位置、斷塊目的層傾向和落實微構造，提高了斷層解釋精度。
3.相干體分析
當連續的地震反射發生錯斷或扭動時，其波形的相似性發生變化，連續性變差。大的斷層極易識別，而那種比較隱蔽，延伸不長，斷距很小的斷層，常常在構造解釋中被忽略。但在相干分析圖上，依據連續性的變化，相干值低區的分布，可以把細小斷層反映出來（圖4-80）。
圖4-80 河75—6井區相干分析圖
4.地層傾角分析
傾角分析是構造研究中一項非常有效的手段，主要用於分析斷層的走向、延伸程度和有無小斷層。實際地震處理過程中，由於三維去噪模塊的應用，許多小斷層出現層斷波形不斷現象。小斷層在地震剖面上被模糊化，只出現局部的扭曲現象，在解釋過程中很難處理，往往被忽略。層位解釋為一整體，這就為傾角技術的應用帶來方便，使傾角識別斷層成為可能。傾角分析技術就是利用層位與斷面傾角的差異性來識別斷層。當小斷層存在時，在傾角圖上出現一有規律的傾角異常帶。對斷層的走向及展布規律顯示明顯，對小斷層識別尤為有效，有利於斷層的解釋與組合。
㈧ 近地表精細地質模型及探測技術
以往常規三維地震勘探只對採集工區的近地表進行簡單的小折射、單井微測井或雙微測井調查，簡單求取試驗點位的表層速度、速度界面和潛水面等資料，而且試驗點密度稀疏、精度低，不利於指導後續的激發和靜校正處理。高精度地震勘探對野外地質調查工作要求越來越高：不僅要求查清近地錶速度和厚度界面，還必須查清近地表介質的岩性、吸收衰減品質因子、物性參數等變化。因此，研究和總結一套精細近地表調查方法十分必要。
（一）沖積平原表層介質特性及地震響應
1.近地表因素對地震波場的影響
地表到低速帶底界包含了地表自由面、低速帶底界的強反射面和低速地層。
1）低速帶對波場結構的影響
低速帶底界是速度差較大的界面，一方面會產生折射波，同時也使激發波場復雜化。地震勘探通常選擇在此界面附近激發。激發點與離界面的距離不同，則近源波場不同，因為點震源激發出的波為球面波。若震源離水平反射面很近，球面與水平面相互作用，產生明顯的首波效應，形成Schmidt波，其中既包含均勻波，又包含非均勻波，如圖4-1所示，該模型上層速度為800m/s、下層速度為2000m/s。
圖4-1 折射面對激發波場的影響
2）低速帶對地震波下傳能量的屏蔽作用
設計一個三層約30m近地表模型，層速度分別為514m/s、1005m/s和1538m/s，下伏地層速度2200m/s。模型及其模擬結果如圖4-2所示。低速帶引起能量的屏蔽，造成下傳能量變弱，同時引起地表雜訊，自由表面加劇了這一現象，使得地震資料質量變差。
圖4-2 折射面對激發波場的影響
（彈性波垂直分量）
3）低速帶對地震波場的吸收作用
當地層的品質因子小於50時，地層對地震波能量的吸收較嚴重。而當品質因子大於100後，地層吸收衰減作用變得很小。通過對勝利探區的研究和分析，得出了其速度和品質因子的擬合關系：中深層為Q=23.96×v1.78，淺層為Q=4.93×v4.45，可看出，淺層Q值隨速度的變化比深層更劇烈。
綜上所述，近地表吸收強、底界反射系數大，不利於能量下傳。當然，表層速度低導致透射系數大，振幅加大，使入射線向垂直方向彎曲，垂直分量增強，並且振幅放大是全頻帶的，但它並不能彌補吸收作用的缺陷，因為吸收具有濾波效應，高頻成分吸收嚴重。
2.近地表對地震波能量的吸收效應分析
在前面認識的基礎上，針對研究區近地表Q值隨深度變化規律，建立符合勝利探區的近地表Q值模型，並進行波場模擬。
圖4-3中給出了3組Q值隨深度變化關系，從Q值的變化規律可以看出：在研究探區內，存在Q值隨深度躍變模型，存在Q值隨深度漸變模型，也存在Q值隨深度逐漸增加模型。根據上述數據設計了一個層狀介質模型，其中地表模型分為5層，層厚度、P波速度、密度、Q值大小如表4-1所示。
圖4-3 探區三組典型的Q值隨深度變化曲線圖
表4-1 模型層位數據
圖4-4為模型波場快照和單炮記錄，粘彈性介質考慮了實際介質對地震波的吸收衰減作用。可以看出，反射波振幅明顯減弱，同相軸能量變弱，並且對高頻的吸收作用比對低頻的吸收作用強。
為了定量分析吸收衰減因子對地震波振幅能量的耗損程度，從單炮記錄中抽取多道數據進行分析，見圖4-5。可以看出，在相同激發中心頻率情況下，正演波場能量都隨著偏移距增大而減小，且含Q模型的衰減更快，在近地錶速度場模型下，遠道接收的波場能量大約是不含Q模型時能量的2.5倍，近道接收的波場能量大約是不含Q速度模型的1.5～1.8倍。
圖4-4a 120ms波場快照
（左：不含Q模型；右：含Q模型）
圖4-4b 主頻60Hz單炮記錄
（左：不含Q模型；右：含Q模型）
圖4-5 各道振幅能量衰減變化圖
（左：不含Q模型；右：含Q模型）
（二）精細近地表探測技術
表層結構調查方法分為多種，通過對各種方法進行分析比較，形成了速度分層技術、岩性探測技術、岩土物性參數岩性分層技術等高精度表層結構參數調查技術系列。依據工區特點優選一種或多種合適的近地表調查方法，充分發揮不同方式的優點，可以較好地獲得低降速層的埋深、速度和岩性資料。
1.精細近地表岩性探測與分層技術
主要以動力岩性探測、靜力岩性探測、近地表岩性測井進行綜合探測標定。
目前地質勘探調查工作中所採用的動力探測淺層取心方法都是不完整和不連續的采樣取心，取出來的泥心有相當程度的壓縮和擾動，不滿足地震勘探要求。通過對連續性、擾動性、壓縮性等影響取心因素綜合分析，結合野外實際施工條件和對取心器的使用要求，設計了半合管薄壁取心器作為連續取心器，它的拆裝式半合管取心筒能非常方便快速地提取泥心。
靜力探測是用靜力將一個內部裝有感測器的探頭勻速地壓入土中，感測器將大小不同的阻力通過電信號輸入到記錄儀記錄下來，再利用貫入阻力與土的工程地質特徵之間的相關關系確定土的岩土參數。適用於粘性土、粉土、砂土及含少量碎石的土層。根據阻力、摩擦力變化與岩土性質的關系對近地表岩性進行標定（表4-2）。
表4-2 岩土岩性qc-H、Rf－H曲線特徵表
近地表測井方法是將靜力探測技術和測井技術有機結合，獲取qc、Rf和GR值，進行近地表岩性的准確求取。
淤泥：qc≤1.35，IGR＞85%；
泥：Rf＞0.2973qc+1.6，IGR＞85%；
砂質泥：0.2973qc+1.6≥Rf＞15.932fs+0.5591，50%＜IGR＜85%；
泥質砂：15.932fs+0.5591≥Rf＞0.1013qc+0.32，15%＜IGR＜50%；
砂：Rf≤0.1013qc+0.32，qc＞2，IGR＜15%。
2.近地錶速度精細探測與分層技術
以往常規的小折射、微測井方法是根據縱波速度變化對近地表低速層、降速層、高速層進行劃分，本書在常規方法的基礎上完善了面波、橫波微測井速度分析方法。
1）面波法
面波法是利用瑞雷面波的頻散特性研究表層結構的方法。面波頻散曲線反映了面波排列范圍內面波波速隨深度的變化，因此，對於不同類型的頻散曲線進行分析解釋，可推斷其對應的近地表模型。在水平層狀介質中，不同頻率的瑞雷波有不同的波長，其相速度VR的變化反映了不同深度內介質平均性質的改變。從觀測的瑞雷波資料中提取瑞雷面波的頻散曲線，確定表層介質的厚度和速度參數（圖4-6）。
2）橫波微測井
橫波微測井一般採用單孔檢測的地表激發孔中接收，即地面激發以產生彈性波，孔內由檢波器接收彈性波。當地面震源採用叩板時可正反向激發，並產生Sh波，利用剪切波震相差180°的特性可識別S波的初至時間，在孔口附近垂向激發產生P波（圖4-7）。
圖4-6 面波資料分層解釋圖
圖4-7 橫波微測井單炮記錄
（上：x分量；下：y分量）
P波與S波具有以下明顯特徵：①P波傳播速度較S波快，P波為初至波；②在激振板兩端分別作水平激發時，S波相位反向，而P波相位不變；③在距井口一定深度後，P波振幅變小，頻率變高，而S波幅度相對較大，頻率相對較低；④最小測試深度應大於震源板至孔口之間的距離，以避免淺部高速地層界面可能造成的折射波影響。
通過對三分量地震資料偏振分析，三分量地震資料從震源傳到三分量檢波器的第一個直達P波，其質點運動方向與波傳播方向一致，在由震源和檢波點確定的垂直平面內，這種直達P波的偏振是線性的，它在水平面內的投影也是直線。這樣，就可以用直達波偏振方向在水平面內的投影作為參考，測出三分量檢波器觀測時水平分量的相對方位，並可將觀測到的水平分量的信號轉換到以直達P波偏振方向在水平面內投影為參考的一致坐標系，即在以直達P波偏振方向在水平面內的投影為參考的坐標系中完成縱、橫波分離，從而計算出縱橫波的速度和厚度參數。
3.近地表岩土參數測試與分析技術
地震勘探中，表層介質岩性對野外激發參數的選取具有很大的指導意義。
在計算土的物理性質指標時，通常認為土是由空氣、水和土顆粒三相組成。實驗室對岩性取心的土樣進行含水率w、密度Gs、重度、乾重比、孔隙比e0、飽和度Sr、液限wL、塑限wp、塑性指數Ip、液性指數IL、粘聚力c、內摩擦角、壓縮系數a1－2、壓縮模量Es等14種參數進行了測試，並進行了聚類回歸分析。
1）近地表測量原始數據的交匯分析
對不同種類岩土岩性數據的兩兩交匯分析，挑選出近地表調查數據中與岩土岩性存在相關性的數據，進行後續聚類統計回歸分析。對所有微測井數據進行了兩兩交匯分析，篩選出乾重比、孔隙比、塑性指數、液性指數、壓縮系數和壓縮模量6組參數。
2）近地表調查測量數據的聚類統計回歸分析
對上述6組參數進行聚類統計回歸分析，得到以下統計經驗關系式：
F(1)=3230.958A1+25947.173A2－100.413A3+572.814A4－176.199A5－13.849A6－33677.52
F(2)=3222.085A1+25969.414A2－99.182A3+561.174A4－153.138A5－13.659A6－33579.61
F(3)=3291.434A1+26678.434A2－103.223A3+558.876A4－110.215A5－12.591A6－35192.89
參數如下：F(1)，F(2)，F(3)為三種分類的概率。F(1)為粉土；F(2)為粉質粘土；F(3)為淤泥質粉質粘土；A1：乾重比；A2：孔隙比；A3:塑性指數；A4：液性指數；A5：壓縮系數；A6：壓縮模量。
4.近地表連續追蹤探測技術
隨著地震勘探的不斷深入，復雜地表條件和精細近地表建模要求激發參數逐點設計，這就需要對整個探區近地表結構進行連續調查。
1）地質雷達方法
地質雷達調查表層結構就是向地下介質發射一定強度的高頻電磁脈沖，電磁脈沖遇到不同電性介質的分界面時即產生反射或散射，接收並記錄這些信號，再通過進一步的信號處理和解釋即可了解地下介質的情況。地質雷達信號處理和解釋方法與反射地震法大體相同，前者為高頻電磁波和物質的電磁特性，後者為彈性波和物質的彈性特性。地質雷達方法可以多次探測，通過疊加壓制干擾，得到一個連續的剖面。通過剖面的解釋，可以顯示表層結構形態，再結合表層取心可以獲得表層岩性特徵。
2）地震映像方法
地震映像法採用的是地震反射波的共偏移距單道接收技術，野外數據採集時，採用單點放炮、單點或多點接收方式，每激發一次就記錄一道，激發點和接收點沿著測線不斷地同步移動，最後將記錄存儲，得到一張由多次觀測得到的多道等偏移距的地震映像剖面。由於所選偏移距較小，因此它是一張近自激自收直接成像的地震反射時間剖面。另外一種方法是採用計算機對共炮點記錄進行自動選排，也可以獲得各種偏移距的共偏移距剖面(地震映像剖面)。
地震映像法採集的是近震源波場信息，因此可獲得解析度較高、反射能量較強的地震映像剖面，並能夠清晰地反映出地下各岩層的起伏形態以及構造分布特徵。圖4-8是濰北地區一條地震映像剖面，野外施工道距1m、偏移距1m。根據剖面解釋，低速層界面埋深約2.3～3.2m，降速層界面埋深約13.2～14.3m，結果與小折射、微測井、岩性取心對比，誤差非常小（表4-3）。
5.探測方法適應性分析
通過分析認為，在沖積平原覆蓋區，具備大面積、高密度推廣使用的方法主要有小折射、單井微測井、岩性探測、近地表測井等。動力探測與雙井微測井可作為輔助標定方法進行聯合應用，岩土參數測試可以獲得近地表物性參數，多波微測井可有效獲取地震橫波信息，是多波勘探的必要方法，地質雷達、地震映像可以進行近地表結構連續追蹤（表4-4）。
圖4-8 濰北地區地震映像60～120Hz濾波剖面
表4-3 濰北地區表層結構調查成果對比表
表4-4 不同表層調查方法評價表
（三）近地表多參數精細建模技術
近地表多參數精細建模是綜合低降速帶厚度、速度、潛水面、表層岩性、物性和吸收衰減等參數，構建精確的近地表多參數模型指導野外的激發和後續靜校正處理工作。首先是建立精細的表層模型；其次是設計人員在表層模型上逐點設計激發參數，然後將每個井位的激發參數輸出，指導野外施工人員鑽井施工；另一方面，通過建立准確的近地表模型，為後續處理工作提供多屬性靜校正量，開展基於不同靜校正模型的精細處理。
1.近地錶速度、厚度、岩性模型
利用研究的工作流程，構建精細近地表厚度、速度、岩性模型，應用模型進行了激發參數的設計輸出（圖4-9、圖4-10）。
圖4-9 激發點地表位置
圖4-10 激發井深設計
2.近地表吸收衰減Q值反演建模
近地表吸收衰減Q值反演主要對單井微測井和雙井微測井資料進行進一步分析，在頻散非常嚴重的粘彈介質中，頻率對吸收的影響不可忽略。鑒於此，並考慮通過衰減與頻率之間的關系進行衰減估計，質心頻率偏移法更適合近地表的吸收衰減特徵。通過計算震源點、接收點的質心頻率及其方差，建立兩者之間的關系式，利用質心頻率偏移計算地震波衰減響應。結合近地錶速度反演結果，利用所得的品質因子構建低降速帶Q值模型，為後續近地表一致性高頻補償提供了准確基礎資料。
通過對第四系沖積平原覆蓋區發育和形成的研究，得到了沖積平原第四系地層沉積結構、沉積岩性及分布規律，建立了現代沖積平原淺層沉積模式。通過對多種近地表調查方法進行測試，岩性取心、雙井微測井和靜力觸探在沖積平原覆蓋區探測精度較高，使表層調查精度得到了提升，形成了一套精細近地表建模技術，建立的精細近地表結構模型，為激發井深的選取和靜校正量計算打下良好基礎。
㈨ 薄互層砂岩油藏精細地質建模
緩坡灘壩砂油藏沉積受古地貌、古水動力、沉積基準面變化的控制，油氣成藏受地層壓力、斷裂和有效儲層的控制，建立了基於古地貌-沉積古環境要素的儲層宏觀模型。
（一）高精度古地貌恢復
古地貌是指在地層沉積時湖盆的底形特徵，是控制盆地沉積相展布與砂體分布的主要因素之一。尤其對於不受物源的直接控制的灘壩砂體，其空間展布受古地貌的控製作用更為明顯。因此，定量恢復古地貌對預測灘壩砂體的有利分布區帶具有重要意義。
1.方法原理
常用的古地貌恢復方法有殘留厚度和補償厚度印模法、回剝和填平補齊法、沉積學分析法以及層序地層學恢復法等，這些方法多從不同角度恢復古地貌特徵，一般在較小區域內、古地形起伏變化較大時可以得到較為真實的結果。對於灘壩砂沉積的寬緩沉積背景上微小地形起伏（坡角20°以內），由於古水深變化、沉積補償不均衡、岩石沉積後壓實不均、斷層等因素影響，導致古地貌恢復結果必然存在相當大的誤差，甚至出現相反的結果。本次研究應用沉積學分析與高解析度層序地層學分析結合，地質統計與地震資料結合，探索一套相對完善的高精度古地貌恢復技術，實現古地貌的高精度恢復。
沉積學古地貌恢復法的研究內容主要有：通過古地質圖了解沉積前的古構造格局、各地區的剝蝕程度等，從區域上了解研究地區的古地形特點；通過研究古構造發育特點，揭示構造抬升區塊和沉降區塊；根據沉積相產出特點和規律進行古地貌與古環境分析；研究沉積地層發育特點和沉積體系時空配置特徵；勾畫出當時的剝蝕區和沉積區，分析沉積體系的發育程度與背景條件，判別當時的沉積體系發育類型特點與水動力條件以及地層的時空配置關系和總體地形式樣。
但需要注意的是，利用地層等厚圖時必須盡量恢復出沉積與剝蝕關系，特別是建立沉積量與近距離剝蝕量的關系；同時，還應考慮不同岩性的壓實率差異。另外，應注意差異構造運動的影響，如果差異構造運動大，則現今的埋藏地貌與原始地貌之間會有較大差異，古地貌恢復將更復雜。
高解析度層序地層學方法恢復古地貌的關鍵是對比參照面的選擇，目前常用的是沉積基準面和最大湖泛面。基準面是一個連續光滑的曲面，在不同的沉積體系發育位置，其曲率大小不同，基準面的形態在一定程度上可以反映沉積古地貌的形態；最大湖泛面在實際對比中更容易從地震和岩性剖面上進行識別，因此具有更好的實際操作性。因此，可以在地層剖面對比中將二者結合進行古地貌的恢復。
2.操作流程
高精度古地貌恢復技術的流程如下：選取等時基準面（即0標准層）；對不同井中的地層分別進行厚度校正、壓實作用的校正，恢復出沉積時的真實厚度；進行差異構造校正；綜合各種基本地質圖件，同時結合古構造發育特點等求取本區的背景系數，做背景校正。
1）等時基準面的選取
選擇不同的等時基準面，恢復出的古地貌會有較大的差別。選擇合適的等時基準面，可以有效地降低古地形恢復的難度，提高效率，增加古地形最終恢復結果的真實度。
一般說來，等時基準面的選取要符合以下原則：目的層到等時基準面的沉積過程中盡量沒有大的構造變化，地層連續沉積，不存在大的地層缺失或剝蝕；沉積年代足夠長；在全區分布比較連續。結合東營凹陷沙四上亞段地層的實際地質特點，可以選擇T7作為等時基準面。
2）壓實校正系數的求取
地層在埋藏過程中，由於受到上覆地層壓實作用的影響，地層孔隙度減小、流體排出，地層厚度會發生一定的變化。為了恢復當時沉積的真實厚度，需要對現今厚度進行壓實校正。壓實作用的強弱主要由兩方面決定，分別是上覆沉積物的重量和地層自身的岩性特徵。對於埋藏較深的地層，其壓實校正系數可以用以下公式近似求取：
F=（D+H)×Y （5-7）
其中：F為壓實校正系數；D為深度比例因子，多為經驗值；H為實際深度；Y為岩性因子，可以用反演後的波阻抗資料代替求出。
岩性因子服從統計規律，在各個油田資料基礎上，統計出岩性與岩性因子的相關關系對應表。當深度較小時，壓實校正系數與深度成指數關系，隨著深度的逐漸增加，壓實校正系數近似成正比例關系。在式5-7中，深度比例因子的確定多為經驗值，勝利油田的深度比例因子經驗值為2000～3000。
通過壓實校正前後的古地形恢復圖對比，壓實校正前後的差別是較大的，而深度比例因子的變化影響程度相對來說要小的多（圖5-73）。
圖5-73 東營凹陷沙四上壓實校正前後的古地形恢復圖
岩性校正要注意對校正後的深度進行真實還原，校正前與校正後的絕對落差要一致，只有還原後才可以做量化，最終求取的地層傾角才是真實傾角。
3）差異構造校正
古構造往往也會引起沉積的差異，因此為了古地形恢復的真實性，需要進行差異構造校正，就是指針對構造作用引起的這些沉積差異所做的校正。主要包括斷層校正、剝蝕補償等。
根據斷層的發展歷史可以將斷層分為同生斷層和後生斷層。後生斷層是指沉積後形成的斷層，不會產生沉積的差異；而同生斷層是邊沉積邊斷裂，上升盤與下降盤的沉積發生了極大的差別，所以斷層校正指的就是同生斷層校正。在古地形恢復中，若是選取的基準面和目的層這個層段存在同生斷層，則需要進行斷層校正。如果不對其進行校正，會出現古地貌根本不存在的陡崖現象，大大降低了古地貌恢復的真實程度。
斷層校正的基本思路是：選取上升盤沉積厚度為參考值，分別計算斷層面附近的上升盤沉積厚度平均值和下降盤沉積厚度平均值，用二者的比值作為壓縮因子對下降盤的沉積厚度做校正。當區域內存在多條同生斷層時，則按照一個固定方向依次對每一條同生斷層進行斷層校正。比較斷層校正前後，可看出斷層的影響明顯減小，校正後不存在斷層引起的陡崖現象，整個古地貌更加符合實際。
在盆地演化過程中，部分地區會由於地層抬升而發生剝蝕作用，使得殘留地層厚度發生了明顯變化，甚至部分地區引起地層缺失。因此，在進行地層沉積原始厚度恢復時，需要對剝蝕厚度進行補償，其基本原則是利用相鄰的同時期沉積的無剝蝕地層的厚度做參考，依據地層的整體趨勢對剝蝕區的地層進行補償。
4）背景校正
由於選取的0標准層是地震資料解釋的一個層面，這個層面大多數時候都不能符合等時基準面的全部條件，恢復出的古地形也就存在著一定的誤差，需要對其校正。利用各種基本地質圖件，同時結合砂體等厚圖、古構造特點、古水深資料、現今構造特點等確定恢復區域的背景系數，進行背景校正，這樣恢復出的古地貌更接近於真實。
背景系數的選擇也是一個十分關鍵的步驟，選擇合適的背景系數能使恢復出的古地貌更可信。但如果過分地對選取的等時面進行調節，反而會降低恢復結果的可靠性。
3.效果分析
在東營凹陷南坡，選取T7作為0標准層；對地層的壓實作用做壓實系數校正，選取的深度比例因子是2000；在差異構造校正後做背景校正，綜合利用各種基本地質圖件，同時結合砂體等厚圖、古構造特點、現今構造特點等，本區背景校正經驗系數為0.2。最終得到一個高精度的古地形恢復圖（圖5-74）。
圖5-74 東營凹陷南坡西段沙四上純下段古地形恢復圖
從圖中看出，通過上述一系列方法恢復出的古地貌形態基本消除了斷層的影響，不存在斷裂發育部位古地貌形態發生突變失真的現象。將用地層厚度法和完善後的古地貌恢復技術得到的古地貌圖與實際鑽探情況相比較，發現後者較前者更加符合博興窪陷灘壩砂岩的平面分布規律，與實際鑽井情況也比較吻合。
（二）古水動力恢復
灘壩砂體形成於水體較淺的濱淺湖地帶，其發育受控於水動力分帶，受波浪和沿岸流的影響明顯。而波浪的形成又是受風的影響。因此通過古水深、古風力恢復確定波浪能量分帶特徵，從而建立古水動力分帶模型，為灘壩砂體的預測奠定基礎。
1.古水深恢復
通過多種方法進行古水深的恢復，主要包括相序法、波痕法和底棲藻法。
1）相序法
根據灘壩砂的沉積物顏色、岩性組合、測井曲線和在湖盆中的分布位置可以將灘壩分為不同的類型，它們是在不同的水動力條件下形成的。一般來說，每一期灘壩的形成就是一次古水深的變化。因此可以利用湖盆中不同位置不同類型的灘壩砂體最大厚度來定量計算湖泊古水深，稱為「相序法」，這是定量恢復古水深研究的一種新方法。
根據不同沉積動力帶形成不同類型灘壩的原理，結合灘壩分布位置和灘壩厚度可以知道，在正常浪基面之上每個帶內的單個壩砂體的厚度相當於沉積時的古水深，即灘壩砂體所能堆積的最大厚度不超過水體的深度（圖5-75）。沿岸壩古水深即沿岸壩的厚度，為H3，近岸壩古水深為近岸壩的壩高與沿岸壩的壩高之和，即H3+H2，遠岸壩古水深為沿岸壩、近岸壩、遠岸壩的壩高之和，即H3+H2+H1，同樣道理，風暴灘壩形成的古水深是風暴浪基面之上所有壩砂高度的累加，即H3+H2+H1+H0。所以只要知道各個帶內的單個壩砂的最大厚度就可以計算出古水深。該方法的關鍵是識別出不同相帶的灘壩沉積，並計算出各相帶灘壩的最大厚度。
圖5-75 用壩砂厚度計算古水深模式圖
2）波痕法
波痕是直接受波浪作用形成的一種沉積構造，波痕的形態主要受水動力強弱、水體深度和沉積物性質等決定，根據前人對古波痕的研究，可以找到相應的數學表達式來描述古水深及古波痕的定量關系，因此可以通過測量岩心中殘留的波痕參數、結合沉積物特徵來定量恢復波痕形成時的古水深。
為了使計算結果比較准確，所選取的波痕需滿足一定的條件：最大的波痕對稱指數不超過1.5，垂直形態指數不超過9。圖5-76是描述波痕與運動水體之間關系的示意圖。
圖5-76 描述波痕術語與水介質運動關系示意圖
Miller和Komar（1980）在研究資料中指出：
對於對稱波痕，如果波痕波長λ（cm）與沉積顆粒直徑D（μm）之間滿足λ＜0.0028D1.68，則有：
近底水質點運動軌道直徑d0可以用下式表示：
d0=λ/0.65 （5-8）
沉積物開始運動的臨界速度Ut可用下式來表示：
成熟探區油氣精細勘探理論與實踐
式中，ρ為水介質的密度；ρs為沉積物的密度；g為重力加速度。
相對於臨界速度Ut，所對應的水波波長為Lt，其有如下關系：
成熟探區油氣精細勘探理論與實踐
Komar（1974）的研究表明：
Hmax=0.142×Lt （5-11）
式中，Hmax為最大波高。
在淺水區，Diem（1985）給出的經驗公式為：
h=H/0.89 （5-12）
式中，h為沉積古水深。
最後通過Komar和Diem分別給出的經驗公式5-11和式5-12可得出最終的沉積古水深計算公式為：
成熟探區油氣精細勘探理論與實踐
式中，h為沉積古水深，m；λ為波痕的波長，cm；D為沉積物顆粒直徑，mm；ρ為水介質密度，g/cm3；ρs為沉積物的密度，g/cm3。
表5-13為根據上述公式計算的不同沉積相對應的古水深。
表5-13 波痕與古水深關系
3）底棲藻法
灘壩發育於湖濱和淺水地區，水動力相對較強，介形蟲等一些具硬殼的生物容易受到湖水的來回搬運而遠離其初始的生長環境。研究人員根據海藻的生活習性，把海藻分為浮游藻和底棲藻兩大類型，其中棲息在海底的藻類稱為底棲藻。它們在退潮時能適應暫時的乾旱和冬季暫時的「冰凍」等環境，只要海水一漲潮，它們便又開始正常的生長發育，因此它們基本上為原地生長，代表了原地的水體環境。它們在水底靠光合作用生長，受太陽光入水強弱變化控制，因此不同類別有不同生存深度，對水體深度指示較靈敏。現代研究發現，湖盆中也同樣有底棲藻的存在。因此利用沉積物中藻類遺體在平面上的分帶分布特徵，可以恢復其所在位置的古水深。根據前人的研究以及本次補充的部分資料，確定了利用古生物確定古水深的判定標准（表5-14）。
表5-14 東營凹陷沙四上亞段古生物古水深估算標准
2.古波浪水動力恢復
波浪是形成濱淺湖灘壩最重要的水動力，其形成主要受風的影響，水面上吹刮的風將風能傳遞給湖水形成波浪，波浪傳播過程中幾何屬性和動力性質變化又受到水深和地形變化的影響。所以研究風動力和波浪能量變化對於灘壩的形成具有重要的意義。
1）古風動力
根據前人對始新世（古近系中期）全球及中國古氣候的研究成果。始新世時期全球古氣候呈明顯的南北分帶性，表明當時古氣候受行星風系影響而非受季風影響。濟陽坳陷正處在行星風系西風帶和副熱帶高壓帶接觸帶的位置。此外由於行星風系作用，北半球西風帶在遇到副熱帶高壓帶時常出現順時針外旋的反氣旋，使風向發生偏轉，轉為西北風或北風。根據以上分析推斷，在沙四上時期，濟陽坳陷所處位置主要盛行西北風或北風。
風速為風區內的平均等效風速；風速的取值標准為海面上10m高度處，定時4次2min平均最大風速。對於風浪的計算關鍵之一是計算公式的選取。目前國內外用風速推算風浪要素的公式很多，這些公式雖然都曾經過大量觀測資料的驗證，但各公式所依據的資料不盡相同，對各種地形條件的適應性也不一樣。通常採用3～5種方法進行計算，經分析比較，採用最適合特定風區的計算結果，本次對灘壩的研究主要是用了5種常用的風速計算方法。用這幾種方法的平均值作為東營凹陷灘壩形成所需的風速。根據風速和風力的關系，可以推測出灘壩形成所需的風力。相關公式如下：
成熟探區油氣精細勘探理論與實踐
成熟探區油氣精細勘探理論與實踐
成熟探區油氣精細勘探理論與實踐
成熟探區油氣精細勘探理論與實踐
成熟探區油氣精細勘探理論與實踐
其中，H為平均波高，m；F為風區長度，km；V為風速，m/s；d為水深，m；g為重力加速度，m/s2。
通過5個公式分別計算以後，取5種方法計算的平均結果，得出平均風速約為11.7m/s，對應風力約為6級。
2）水動力分帶預測模型
在現代的無障壁海岸沉積環境中，根據不同位置水動力強弱的不同，通常可以劃分為幾個水動力帶，如風暴動力帶、破浪帶、碎浪帶及沖浪迴流帶等，古代湖泊也應具有同樣的水動力性質和分帶特徵。在湖盆的不同水動力帶灘壩的發育特徵有明顯不同，水動力的強弱和湖盆地形特徵共同控制了灘壩砂體的發育位置和發育規模。水動力又直接受到風動力、湖盆地形和水深的控制，可建立整個東營凹陷風動力-灘壩砂體模型（圖5-77）。根據這個模型可以對湖盆不同水動力帶灘壩砂體的發育位置和發育規模進行定量的預測。
圖5-77 東營凹陷風動力砂體預測模型
風動力模型圖各點所代表的意義如下：
a點：代表波浪爬高、風壅水最遠點，亦即沖浪迴流帶最遠點；
b點：零水位線，為平均湖平面，陸上與水下分界線，也是沖浪迴流帶的起始點；
c點：近岸壩內側點；
d點：近岸壩中間點，波浪在該點發生完全破碎，其對應水深相當於一個浪高水深，也是近岸壩砂體厚度最大點；
e點：近岸壩外側點；
f點：遠岸壩內側點；
g點：遠岸壩中間點，波浪在該點開始出現破碎，其對應水深相當於兩個浪高水深，也是遠岸壩砂體厚度最大點；
h點：遠岸壩外側點，為浪基面點，對應水深相當於1/2浪長水深，也是遠岸壩砂體分布最外側點；
i點：浪基面點，水深相當於1/2浪長水深，中立帶邊緣；
j點：中立帶波浪爬高、風壅水高度中立點；
k點：中立帶邊緣點；
H1：遠岸壩最大厚度；
H2：近岸壩最大厚度；
H3：沿岸壩最大厚度；
H4：中立帶灘壩最大厚度；
WB：浪基面；
SB：風暴浪基面。
3.不同水動力帶的定量預測
根據已經建立起的灘壩砂體風動力預測模型，結合各水動力帶波浪作用的特點，可以對各帶所形成的砂體厚度及規模進行定量預測。同時利用沉積相標志法也可確定不同水動力分帶。下面針對利用風動力和沉積相標志法預測沖浪迴流帶、破浪帶和碎浪帶方法分別進行詳細介紹。
1）風動力預測沖浪迴流帶
在持續定向風作用下，南部緩坡迎風帶形成壅水，同時仍有波浪作用存在，因此，沖浪迴流帶實際可看作是在一個抬高的湖平面上波浪發生作用。即在緩坡帶某一水質點垂直抬升高度等於水壅高和波浪爬高之和；而陡坡帶某一水質點垂直抬升高度則是波浪爬高減去水壅高（圖5-78）。水質點垂直抬升的高度相當於沖浪迴流帶所能形成砂體堆積的最大厚度。
圖5-78 陡坡帶、緩坡帶波浪水質點垂直抬升高度計算示意圖
在大型水庫堤壩或河、湖堤防護工程中，堤岸高度的設計和建設必須考慮壅水高度和波浪爬高，波浪對堤壩的作用機理與湖盆緩坡帶沖浪迴流帶具有相似性，因此主要借鑒堤壩防護工程中的方法計算風壅水面高度。
風壅水面高度計算：
我國《堤防設計規范GB50286-98》規定在有限風區情況下，風壅水面高度按照下式計算：
e=KW2D(2gd)−1cosβ （5-19）
式中，e為風壅水面高度，m；K為綜合摩阻系數，范圍1.5×10－6～5.0×10－6，常取K=3.6×10－6；W為風速，m/s；D為吹程，km；d為平均水深，m；β為風向與壩軸線的法線方向的夾角；g為重力加速度，9.81m/s2。
波浪爬高計算：
波浪爬高是指波浪沿擋水斜面爬升而高於靜水面的垂直高度。波浪受大風作用，向湖岸邊外圍爬升擴張，漫過湖區邊坡，尤其在順風向的緩坡帶，這種作用非常明顯。正是由於波浪的這種長時間持續作用，攜帶大量泥沙在此帶內發生沉積，形成沿岸砂壩，並經分選在最靠陸方向形成礫質灘壩。參照河、湖堤防護工程計算方法。目前波浪爬高計算常有以下幾種方法：
A.當m=1.5～5.0時，可按下式計算：
成熟探區油氣精細勘探理論與實踐
式中，Rp為累計頻率為P的波浪爬高（m）；
KΔ為斜坡的糙率及滲透系數，根據斜坡護面類型按《規范》表格中數據確定；
K∨為經驗系數，可根據風速W（m/s）、堤前水深d（m）、重力加速度g（m/s2）組成的無維量V/(gd)1/2按《規范》表格中數據確定；
KP為爬高累積頻率換算系數。對不允許越浪的堤防，爬高累積頻率宜取2%，對允許越浪的堤防，爬高累積頻率宜取13%；
m為斜坡坡率，m=ctga，a為斜坡坡角（度）；
L為堤前波浪的波長（m）。
B.當m≤1.25時，可按下式計算：
成熟探區油氣精細勘探理論與實踐
式中，
C.當1.25≤m≤1.5時，可由m=1.5和m=1.25的計算值按內插法確定。
本次對東營凹陷緩坡帶波浪爬高的計算採用第二種方法（式5-21）。
水動力帶及砂體規模確定：
最大砂體厚度大致與水質點垂直抬升高度相當。緩坡帶水質點垂直抬升高度等於水壅高和波浪爬高之和，陡坡帶水質點垂直抬升高度等於波浪爬高減去水壅高，可計算出緩坡帶增水處和陡坡帶湖平面下降處水質點垂直升高幅度。
砂體在斜坡上延伸寬度的確定可以利用砂體厚度和坡度角求得。由於在陡坡帶和緩坡帶具有不同的坡度角，因此砂體在斜坡延伸寬度具有較大差異。
本次對東營凹陷緩坡帶波浪水動力分帶及砂體計算結果如表5-15。如在6級風持續作用下，緩坡帶可產生最大單層厚度4.14m的砂體沉積，而陡坡帶因湖平面相對下降可產生最大單層厚度3.62m的砂體沉積（表5-15）。
以上只是對理想情況下的理論計算，實際影響灘壩發育的因素更為復雜，如風速、地形坡度、砂體供應量、湖平面升降等會隨著時間的推進發生變化，因此實際發育的灘壩砂體往往大小不一、多期出現、呈「多層樓」式疊加。
表5-15 不同風級波浪在緩坡帶、陡坡帶所形成砂體寬度
2）風動力預測破浪帶和碎浪帶
由於破浪帶、碎浪帶的形成受浪基面、波高、水深等因素影響，而浪基面深度受大風影響，因此要確定破浪帶、碎浪帶深度范圍，必須計算不同風力所能影響的水深。
（1）碎浪帶范圍及（近岸壩）砂體定量預測計算。
碎浪帶形成在水深等於一個波高的條件下，因此如何確定波高是定量預測的關鍵所在。
波浪發生完全破碎有許多幾何學指標，主要包括極限波陡指標、極限波峰頂角指標、相對水深指標和波形不對稱性指標四種類型。最早關於波浪破碎指標研究的想法來自於Stokes，1849年Stokes指出波陡應該有一個極限值（H/L）lim，H代表波高，L代表波長，大於這個極限波陡值的波浪是不存在的。他於1880年進一步證明，當波陡達到極限值而使波浪接近破碎時，在波峰頂所出現的峰尖，其夾角為120°，Stokes提出的這些指標成為以後該領域研究的基礎。1893年，Mitchell將Stokes提出的極限波陡值准確地計算出來。得到了深水時的極限波陡值a=(H/L)lim=0.141，或(H/gT2)=0.027（T-波周期）。1944年，Michel得到了淺水區波浪極限波陡值a=Hb/[Lbtanh(2πd/Lb)]=0.14。這一結果與深水情況下的結果相比一致，該結果日後也為許多非線性波浪的計算所證實。
對碎浪帶水深等於一個波高的計算正是採用極限波陡值(H/L)lim=0.141這一計算式，其中L的確定根據不同風力所能影響的最大水深計算。
根據計算式H=0.141×L，可計算出不同風力下波浪發生完全破碎時的波高及水深。近岸壩砂體最大厚度約等於一個波高。以一個波高水深點為中心點，近岸壩砂體向湖內或向岸發生堆積，向岸邊可延伸至零水位即湖平面處，向湖內可延伸至破浪帶與碎浪帶接觸帶的中間處，結合緩坡帶地形坡度可確定博興窪陷和東營東部近岸壩砂體斜面寬度。
（2）破浪帶范圍及（遠岸壩）砂體定量預測計算。
破浪帶形成在兩倍波高的水深處。遠岸壩砂體分布在浪基面以上到破浪帶處，可形成最大砂體厚度=（1/2）浪長-浪高=0.36×L。遠岸壩砂體分布在浪基面以上至近岸壩砂體向湖內延伸的最遠點之間，結合緩坡帶地形坡度可確定博興窪陷和東營東部遠岸壩砂體斜面寬度（表5-16）。
表5-16 東營凹陷不同風級與近岸壩、遠岸壩砂體斜寬關系
根據上述推論和計算結果，可以建立風力、砂體厚度與砂體寬度的對應關系。因此，在確定古水深、古風力、沉積水動力帶等沉積背景的基礎上，根據岩心中灘壩砂體的沉積特徵、灘壩砂體單層厚度和所在位置，可以定量預測砂體的最大厚度和最大寬度。
3）沉積相標志法確定浪基面、破波帶、濱岸線的位置
藉助沉積構造和岩石組合間接確定風暴浪基面和破波帶，利用古地貌與古水流資料結合的方法來確定風暴浪基面之上和破波帶的分布范圍。
破波帶附近波浪水動力強，較大型波浪成因的沉積構造發育。砂岩單層厚度大、質量純、粒度粗、分選好、夾層少。
浪基面附近，小型波浪成因的沉積構造與反映安靜環境的沉積構造共生。砂岩單層厚度小、粒度細、分選中等或較差，多與深水成因暗色泥岩薄互層出現。由於季節性變化，濱岸帶經常頻繁地暴露於水面上，往往發育紫紅色、灰綠色泥岩間互層，可見暴露環境的沉積構造，如泥裂、植物根，或發育河流沉積特徵的明顯標志。砂岩有時發育，往往存在於高級別盆傾斷層的上升盤附近。
（三）儲層宏觀分布預測
利用高精度古地貌恢復技術落實沙四上沉積古地貌，計算古坡度，明確緩坡背景發育位置；通過古水深、古波浪水動力分析恢復技術建立水動力分帶模型，結合古地貌確定古濱岸線、浪基面、沖刷-迴流帶、碎浪-破浪帶位置，圈定濱淺湖各水動力帶分布范圍；利用沉積體系研究方法研究物源供應及母岩性質、古水系等古物源特徵；根據古地貌、古物源、古水動力帶多要素匹配確定灘壩發育區。可採用四線疊合法確定灘、壩砂體分布區。利用砂岩等值線（厚度、百分比）、最大浪基面邊界線、平均風暴浪破波線、濱岸線等可方便確定灘壩砂岩分布區域。風暴浪基面與濱岸線之間薄砂分布區是灘砂發育區，破波帶內的厚砂分布區主要是壩砂發育區。結合沉積體系和單井相分析可進行更細致的微相研究和劃分。
㈩ 精細油藏描述的目標與內容
1. 研究目標
油田進入開發後期，一方面各種資料極其豐富，另一方面地下油水關系復雜，剩餘油分布零散，實施各種挖潛、提高採收率措施的難度越來越大，必須更加精細地描述油藏地質特徵。因此，考慮到該階段的資料基礎和確定剩餘油分布的要求及未來的發展趨勢，裘懌楠（1997） 指出，精細油藏描述的總目標是搞清地下剩餘油的分布。穆龍新 （2000） 細分了裘懌楠先生的概念，認為精細油藏描述應該具有以下特點或達到的目標：
（1） 精細程度高。應描述出幅度≤5m的構造；斷距≤5m，長度<100m的斷層；微構造圖的等高線≤5m；建立的三維地質模型的網格精度應在10m×10m× （0.2～1.0） m以內。
（2） 基本單元小。該階段研究的基本單元為流動單元。所謂流動單元，系指一個油砂體及其內部因受砂體邊界、不連續薄隔夾層、小斷層及滲透率差異等控制的滲流特徵相同、水淹特徵一致的儲層單元。流動單元劃分的粗細與當時的技術水平和要解決的生產問題有關。
（3） 與動態結合緊。精細油藏描述不是一個單一的地質靜態描述，而必須與油田生產動態資料緊密結合。用動態的歷史擬合來修正靜態地質模型。
（4） 預測性強。不僅能比較准確地預測井間砂體和物性的空間分布，而且要能預測剩餘油的分布 （包括定性和定量兩方面）。
（5）計算機化程度高。有完整的油藏描述資料庫；油藏描述和地質建模軟體應用廣泛，大多數 （>80％） 圖件由計算機製作完成。
2. 研究內容
裘懌楠 （1997） 指出精細油藏描述的目的就是為了建立一個可供研究剩餘油分布的精細油藏地質模型。穆龍新 （2000） 進一步簡述了裘懌楠先生思想，認為精細油藏描述研究內容包括：(1)以流動單元劃分與對比為主的流動單元的空間結構；(2) 以微構造研究為主的微地質界面研究；(3)以成因單元為單位進行精細沉積微相分析；(4)注水開發過程中儲層物性動態變化空間分布規律研究；(5)水淹層常規測井解釋和生產測井解釋；(6)層理、孔隙結構、粘土礦物等研究；(7)儲層預測模型建立；(8)地質、油藏、數模一體化研究剩餘油分布特徵及規律。
本書認為，精細油藏描述的內容仍然是油藏開發地質特徵，仍然是以儲層非均質性表徵為核心，但是它們的尺度更小，因為剩餘油分布受控於小尺度的地質特徵。具體地說，精細油藏描述的研究內容如下：
（1） 儲層結構：結構要素為微相、岩性相單元 （岩石相） 及其空間排列與組合。
（2） 微型構造：小起伏和小斷層識別及它們的分布。
（3） 流動單元：連通單元和儲層物性的分布。
（4） 流體性質及其分布：剩餘油三維分布和控制因素，挖潛策略。
而上述內容與油田開發初期和中期的地質研究內容相對應，但開發後期地質研究對象的規模顯然要小得多，研究難度也相應提高，因而也發展了相應的研究技術和方法。
精細油藏描述以現代沉積學、儲層沉積學、開發地震學、測井地質學及油藏工程等相關學科為指導，以測井資料 （包括生產測井、測試等資料） 為主，利用深度開發階段老油田密井網提供的豐富的動態、靜態資料將儲層非均質性分級、油田動態分析及油水運動路徑分析相結合的思路應用於儲層單元細分與對比、儲層結構描述、儲層地質模型建立、儲層微構造描述及剩餘油分布規律研究，最終確定出剩餘潛力層分布區塊，並計算出剩餘儲量，提出相應的綜合調整挖潛措施。當前，已經形成了精細儲層結構描述技術、油層微型構造描述技術、流動單元分析技術、剩餘油分布預測技術等一系列技術，為老油田減緩產量遞減、提高採收率提供了技術保障。