什么叫精细地质猫述技术
㈠ 精细的构造解释
首先对该区的地震、地质、测井及构造进行深入细致的分析，建立该区的构造演化模式。
图4-13 储层综合预测的技术思路和流程示意图
层位标定及波组地质属性确认是地震精细解释的基础，前者是将钻井、生物地层、古地磁等手段所确定的地质分层界线（深度单位）对应到地震剖面（时间单位）上，确定这些分层的地震响应；后者则是通过一定的手段确定地震剖面上的一些典型反射波组在地质分层序列中的位置，以明确这些波组的地质涵义，二者都要通过合成记录来实现。由于该区目的层为砂泥互层且横向变化大，故采用合成记录与地质、VSP、层组联合标定技术来实现层位的精细标定（图4-14）。
图4-14 D1井合成地震记录
全三维解释的关键是层位的空间组合。层位的追踪往往由于地震分辨率较低而产生误差。为保证储层解释的准确，首先在精确的三维立体储层标定的基础上，利用相干体、水平切片、三维可视化等技术进行全三维解释，然后以研究区的沉积地质规律为指导，对构造特征进行综合研究。在层位标定之后，结合三维地震资料及前期的工作，开始进行层组顶的区域追踪对比。采用纵向、横向参照法，即在横向上不仅考虑单个同相轴的振幅、能量、连续性及相位、频率等因素，更多地考虑多个波组的横向、纵向及任意线方向的组合特征，以成因上有联系的多个波组的整体取向作为指导方向，进行层位追踪。实际对比方法如下：
1）从主测线开始对比——在一个工区有多条地震剖面，应先从主测线开始对比，然后从主测线的反射层引申到其他测线上；
2）重点对比标准层——标准层是指具有较强振幅、同相轴连续性较好、可在整个工区内追踪的反射层，往往是主要的地层或岩性分界面，与生油层或储层有一定的关系，或本身就为生、储油层；
3）相位对比——一个反射界面在地震剖面上往往有几个强度不等的同相轴，在各个剖面上对比的相位应一致，否则会因为相位对比错误而导致层位深度不一，造成地质解释上的困难。
4）波组和波系对比——利用波的组合关系进行波的对比，可以更全面考虑反射层之间的关系，可以根据反射波在剖面上相互之间总的趋势，即是等时间间隔的，还是逐渐减小、增大的，以好的反射波组来控制不好的反射波组，进行连续追踪。
5）剖面间的对比——在对时间剖面进行了初步对比后，可以把沿地层倾向或走向的各个剖面按次序排列起来，纵观各反射波的特征及其变化，借以了解地质构造及断裂在横向、纵向上的变化，这有助于对剖面作地质解释和作构造图等工作。
虽然该区构造较为平缓，但是复杂的沉积相带的变化和储层在空间上分布的不均匀性所造成的速度异常可能要影响到速度的纵横向变化，进而影响构造形态的准确性，因此利用已钻探井的时差和叠加速度谱建立三维速度数据库，应用射线追踪模型迭代的方法计算层速度和平均速度，建立三维速度场，应用三维空间速度场进行构造成图（图4-15至图4-17）。
图4-15 MSC3 底部等T 0图
图4-16 MSC4 顶部等T 0图
图4-17 MSC5 顶部等T 0图
构造解释的流程图见图4-18。
图4-18 构造解释流程图
㈡ 精细构造成图技术
地层油藏含油条带窄，构造描述准确与否直接影响着油藏的勘探开发，而变速成图是提高预测精度的有效方法。
针对不同的地质情况，选择合理的成图参数 (网格间距、滤波因子、等值线间隔、速度参数等)是精细构造解释的重要一环。根据古地形构造起伏大、沟梁变化快的特点，采取小网格、轻滤波、小等值线间隔、空变平均速度成图参数，对刻画精细的构造形态效果明显。
速度是地震资料解释中最重要的物理参数，通常我们应用于时深转换的平均速度参数是根据工区内钻井资料拟合得来的，v0、β 值是固定的，实际上，v0、β 值随不同区块的沉积层序、岩性组合的变化而变化，从利用东营平均速度进行时深转换得到的构造图来与实钻深度对比来看，深度误差在 ±40 m 之间，说明该区平均速度横向变化较大，利用东营平均速度时深转换的构造图难以精确反映构造形态。为此，我们利用工区内所有探井的分层数据资料和地震资料拟合建立了空变平均速度场，大大提高了预测精度，如埕东地区构造成图与探井实钻深度误差均小于 3 m，而在太平油田落实的潜山及馆下段 1-5 砂层组的构造形态，与实钻深度误差也在 4 m 以内 (表 9-1)。因此利用该技术所完成的构造图能较好地反映各地层的构造形态。
表 9-1 馆下各砂组成图深度与实钻深度误差表
㈢ 地层超覆尖灭线精细确定技术
研究表明，地震剖面上并不能根据砂组顶面反射同相轴的减弱或消失来准确判断地层超覆线的位置 (刘磊，1999; 魏红梅，2003; 张明振，2003; 赵光宇，2003; 杜劲松，2004)。这是因为: ①受地震资料分辨率的限制，部分层段超覆线附近较薄的地层无法单独形成地震反射同相轴; ②地层超覆带附近地震反射轴的终止并不代表地层的尖灭，有时两者相差甚远; ③单一的反演资料受地震绕射及横向分辨率的限制难以达到理想的效果。我们通过地质-地震的正反演综合研究，建立了以地质统计分析、瞬时相位处理、夹角地震外推等技术为主的地层尖灭点精细描述方法，收到了较好的效果。
1.地质统计分析方法
该方法适用于超覆地层后期演化环境相对稳定、各砂层组构造面貌具有继承性的区带，如太平油田。该油田不整合面之上各主力含油层系为同一构造层，各砂层组之间没有沉积中断，属于连续沉积体系，且东营运动之后整体表现为坳陷式沉积，地层并未经历过大的块断、掀斜作用，潜山之上的各砂层组顶面构造形态与潜山顶面具有明显的一致性，潜山之上的馆陶组各砂层组厚度与潜山顶面埋深具有良好的线性正比关系 (图9-2)，利用最小二乘法导出各砂层组地层厚度与潜山顶面埋深的线性方程，由此实现各砂层组地层超覆线位置的准确求取 (朱家俊，2004)。据此求出了太平油田馆下段 1 ～5 砂组超覆线对应的潜山位置: 1 砂组为 1103 m ; 2 砂组为 1141 m ; 3 砂组为 1218 m; 4 砂组为 1267 m;5 砂组为 1315 m，由此落实了各砂组地层超覆线的准确位置 (图 9-3)。
与实钻结果的对比证实这种方法落实的超覆线具有较大的准确性: 沾 29、沾 186 井等2 ～ 5 m 超覆薄油层都准确落于 3 砂组地层超覆线之内，而偏移剖面上显示的这些井都处于超覆线以外。
图 9-2 太平油田馆下段各砂组基岩顶面埋深与地层厚度散点图
图 9-3 太平油田基岩顶面埋深与砂组超覆线分布图
2.瞬时相位处理技术
瞬时相位处理是建立在希尔伯特变换基础上的: 时间域的地震道 x(t)经希尔伯特变换后得到虚地震道 R(t)，从而构成了一个复数地震道 u(t)= x(t)+ iR(t)，则其瞬时相位θ(t)= arctan(R(t)/x(t))。从该关系式可以看出，瞬时相位只是时间的函数，主要与波的连续性 (即同相性)有关，与反射能量和强度无关。因此对追踪连续性差的弱反射波及极性变化的反射波独具优势，特别有利于解释地层的尖灭、小断裂、层位超覆等地质现象。相位突变的位置基本代表了地层突变的位置 (王永诗，2001; 张延章，2006)，因而可以作为地层超覆线落实的一种方法。太平油田馆下段 4 砂组瞬时相位剖面超覆反射特征比原始剖面更加清晰 (图9-4)，与钻井情况十分吻合。该技术适用于能够独立形成反射，并具有反射波形特征的层组。
图 9-4 瞬时相位剖面与原剖面对比图
3.地震反射夹角外推技术
夹角地震外推技术是利用不整合面与地层的倾角差外推地层尖灭点的地震预测技术。该方法适用于超覆层沉积以后有微弱构造变动的区带，如陈家庄油田。
为了探讨地层尖灭点的反射特征，设计了一组正演模型 (图 9-5)。根据地震资料特点，以陈家庄油田馆陶组为目的层，模拟实际地层沉积结构设计地质剖面，调整模型参数，砂岩速度取 2500 m/s，泥岩速度取 2300 m/s，频率选择 35 ～ 38 Hz。通过正演模拟发现，地层超覆圈闭地震反射同相轴尖灭点位置随不整合面倾角和地层倾角的变化而变化，地层实际尖灭点与地震反射之间的距离与地层倾角和不整合面倾角差密切相关。地层与不整合面的倾角差越大，尖灭点与地震反射之间的距离越小; 地层与不整合面的倾角差越小，尖灭点与地震反射之间的误差越大。当地层与不整合面的倾角差为 3°时，尖灭点与地震反射之间的距离可达420m; 当地层与不整合面的倾角差为10°时，尖灭点与地震反射之间的距离可达120m; 当地层与不整合面的倾角差为30°时，尖灭点与地震反射之间的距离仅为 10 m。统计发现，当频率一定时，夹角与尖灭点的距离误差呈幂函数关系。
图 9-5 不整合面与地层夹角变化正演模型
同时，超覆砂体地震反射消失点的位置与实际地层尖灭点之间的误差距离还与速度和资料频率因素有关，正演模拟显示，砂体速度越大，误差距离越小; 频率越高，误差距离越小 (图 9-6)。
当夹角一定时，一定区域的地层结构、地震反射频率与尖灭点的距离误差也呈幂函数关系。
根据地震反射原理，结合正演分析可知: 地层尖灭线附近地震反射的干涉作用受调谐厚度、速度、频率、地层与不整合面夹角共同控制，是厚度、速度、频率、夹角四种参数的函数。
Δs = F(θ，v，f，Δh)
式中: Δs 为尖灭点反射误差; θ 为地层与不整合面夹角; v 为速度; f 为资料的频率; Δh为地层组合厚度。
因此在利用夹角外推技术研究地层尖灭点时，要综合考虑研究区实际地层岩性组合、速度变化、频率变化，根据实际资料情况选取合适的参数，才能实现地层尖灭点的科学、合理地外推。
对于一个固定区域的特定层系，其地质结构是固定的，因此速度和厚度等特征参数往往是不变的，尖灭点误差的大小主要取决于资料的频率和夹角的大小。
图 9-6 速度和频率因素对地层圈闭超覆尖灭点的影响
表 9-2 地层圈闭超覆尖灭点外推量版
通过大量正演模拟统计，建立了济阳坳陷北部馆下段常规地震资料地层圈闭超覆尖灭点随频率、夹角变化的外推量版 (表9-2)，并拟合了不同夹角外推距离随频率变化的幂函数曲线、不同频率地层-不整合面夹角与外推距离的幂函数曲线 (图 9-7)。这种频率、倾角差与砂层组地层尖灭点变化之间幂函数关系曲线的发现和对应模板的建立实现了地层圈闭尖灭点的科学定量外推。该技术在济阳坳陷北部馆下段油气勘探中收到了理想的勘探效果。
图 9-7 地层圈闭超覆尖灭点外推量版及外推关系
如在陈家庄油田陈 46 井区，根据地震资料落实地层倾角为 3°，不整合面倾角为 7°，两者之间夹角 4°，根据外推量版和幂指数关系，地层圈闭尖灭点向凸起外推距离为 350 m(图 9-8)。陈 46 井区环陈 4 山头外推预测出一个宽度为 350 ～ 500 m 的地层尖灭线砂岩分布环带，根据预测结果部署的陈 46 和陈 312 等井都钻探成功，与预测结果相吻合 (图 9-9)。这既扩大了含油面积，也为开发方案的设计创造了条件。
图 9-8 陈 46—陈 29 井地震剖面地层尖灭点外推距离
图 9-9 陈 46 井区夹角地震外推技术应用前后效果对比
㈣ 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.
㈤ 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。
㈥ 精细构造解释
20世纪90年代初，随着煤矿采区三维地震工作的开展，利用地震资料已能查明、控制落差大于或等于5m以上的断层，其验证符合率在地震地质条件较好的地区可达85％以上，在条件一般的地区达到75％以上。同时，落差3～5m的断层在地震地质条件较好的地区，验证符合率也达到了50％左右。这些构造问题的解决为煤矿高产高效、安全生产提供了有力的地质保障。
在地震资料解释过程中要提高构造的落实程度，首先要对该区的断裂系统有一个正确的认识，并用地质观点指导地震资料解释。地震资料的精细构造解释，不仅依赖于高分辨率、高密度、高精度三维地震数据，而且依赖于近年在解释中广泛应用的地震属性技术、相干体C3技术、谱分解技术、分频相干技术、地震层位曲率计算技术、裂缝预测技术和三维可视化技术，为煤矿三维地震资料解释提供了快捷准确的解释手段，煤矿三维地震精细构造解释基本流程见图4－7。
图4－7 煤矿三维地震精细构造解释基本流程
三维地震属性是指把三维地震数据进行适当的数学变换，使其能够突出感兴趣的地质现象。目前在地震数据中提取的属性有上百种，通常应用的属性也有五十多种。在煤矿三维地震勘探精细构造解释中常用的属性包括：方差、相干、三瞬属性、倾角属性、方位角属性、断棱属性、走向属性、落差属性。
地震属性提取的工具目前常用的是Geoframe、Landmark等地震资料解释软件中专门的模块。近年来，利用地震属性辅助解释高精度三维地震资料大大提高了地震资料解释的精度、缩短了资料解释的周期。图4－8是安徽某矿区主采煤层三维地震时差（Throw）属性成果图，图中呈线性黑色条纹状为断层的地震时差属性异常。图4－9为用三维地震时间剖面、时间切片解释的断层与地震时差属性综合解释的断层对比图，由图中可见原解释断层为42条，而地震属性综合解释的断层为48条，新解释6条断层落差均小于5m。
图4－8 某矿区主采煤层落差（Throw）属性成果图
图4－9 煤层属性断层解释前后成果对比图（蓝色为原解释的断层，红色利用属性分析解释的断层）
近年来，随着煤炭高密度三维地震技术的应用，其在煤炭精细构造勘探方面显示出了巨大的优势。图4－10是煤炭高密度三维地震获得的地震时间剖面。
图4－10 煤炭高密度偏移时间剖面
在煤矿三维地震精细构造解释中发展应用的另一技术是三维可视化技术。三维可视化可以将构造解释的成果及测井、地表、断层等各种地学信息集中在一个三维环境中显示，具有立体雕刻、动画显示等可视化功能，可以更好地观察数据、揭示隐伏地质特征和验证解释结果，三维可视化见图4－11。
图4－11 三维可视化显示
㈦ 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。
㈧ 近地表精细地质模型及探测技术
以往常规三维地震勘探只对采集工区的近地表进行简单的小折射、单井微测井或双微测井调查，简单求取试验点位的表层速度、速度界面和潜水面等资料，而且试验点密度稀疏、精度低，不利于指导后续的激发和静校正处理。高精度地震勘探对野外地质调查工作要求越来越高：不仅要求查清近地表速度和厚度界面，还必须查清近地表介质的岩性、吸收衰减品质因子、物性参数等变化。因此，研究和总结一套精细近地表调查方法十分必要。
（一）冲积平原表层介质特性及地震响应
1.近地表因素对地震波场的影响
地表到低速带底界包含了地表自由面、低速带底界的强反射面和低速地层。
1）低速带对波场结构的影响
低速带底界是速度差较大的界面，一方面会产生折射波，同时也使激发波场复杂化。地震勘探通常选择在此界面附近激发。激发点与离界面的距离不同，则近源波场不同，因为点震源激发出的波为球面波。若震源离水平反射面很近，球面与水平面相互作用，产生明显的首波效应，形成Schmidt波，其中既包含均匀波，又包含非均匀波，如图4-1所示，该模型上层速度为800m/s、下层速度为2000m/s。
图4-1 折射面对激发波场的影响
2）低速带对地震波下传能量的屏蔽作用
设计一个三层约30m近地表模型，层速度分别为514m/s、1005m/s和1538m/s，下伏地层速度2200m/s。模型及其模拟结果如图4-2所示。低速带引起能量的屏蔽，造成下传能量变弱，同时引起地表噪声，自由表面加剧了这一现象，使得地震资料质量变差。
图4-2 折射面对激发波场的影响
（弹性波垂直分量）
3）低速带对地震波场的吸收作用
当地层的品质因子小于50时，地层对地震波能量的吸收较严重。而当品质因子大于100后，地层吸收衰减作用变得很小。通过对胜利探区的研究和分析，得出了其速度和品质因子的拟合关系：中深层为Q=23.96×v1.78，浅层为Q=4.93×v4.45，可看出，浅层Q值随速度的变化比深层更剧烈。
综上所述，近地表吸收强、底界反射系数大，不利于能量下传。当然，表层速度低导致透射系数大，振幅加大，使入射线向垂直方向弯曲，垂直分量增强，并且振幅放大是全频带的，但它并不能弥补吸收作用的缺陷，因为吸收具有滤波效应，高频成分吸收严重。
2.近地表对地震波能量的吸收效应分析
在前面认识的基础上，针对研究区近地表Q值随深度变化规律，建立符合胜利探区的近地表Q值模型，并进行波场模拟。
图4-3中给出了3组Q值随深度变化关系，从Q值的变化规律可以看出：在研究探区内，存在Q值随深度跃变模型，存在Q值随深度渐变模型，也存在Q值随深度逐渐增加模型。根据上述数据设计了一个层状介质模型，其中地表模型分为5层，层厚度、P波速度、密度、Q值大小如表4-1所示。
图4-3 探区三组典型的Q值随深度变化曲线图
表4-1 模型层位数据
图4-4为模型波场快照和单炮记录，粘弹性介质考虑了实际介质对地震波的吸收衰减作用。可以看出，反射波振幅明显减弱，同相轴能量变弱，并且对高频的吸收作用比对低频的吸收作用强。
为了定量分析吸收衰减因子对地震波振幅能量的耗损程度，从单炮记录中抽取多道数据进行分析，见图4-5。可以看出，在相同激发中心频率情况下，正演波场能量都随着偏移距增大而减小，且含Q模型的衰减更快，在近地表速度场模型下，远道接收的波场能量大约是不含Q模型时能量的2.5倍，近道接收的波场能量大约是不含Q速度模型的1.5～1.8倍。
图4-4a 120ms波场快照
（左：不含Q模型；右：含Q模型）
图4-4b 主频60Hz单炮记录
（左：不含Q模型；右：含Q模型）
图4-5 各道振幅能量衰减变化图
（左：不含Q模型；右：含Q模型）
（二）精细近地表探测技术
表层结构调查方法分为多种，通过对各种方法进行分析比较，形成了速度分层技术、岩性探测技术、岩土物性参数岩性分层技术等高精度表层结构参数调查技术系列。依据工区特点优选一种或多种合适的近地表调查方法，充分发挥不同方式的优点，可以较好地获得低降速层的埋深、速度和岩性资料。
1.精细近地表岩性探测与分层技术
主要以动力岩性探测、静力岩性探测、近地表岩性测井进行综合探测标定。
目前地质勘探调查工作中所采用的动力探测浅层取心方法都是不完整和不连续的采样取心，取出来的泥心有相当程度的压缩和扰动，不满足地震勘探要求。通过对连续性、扰动性、压缩性等影响取心因素综合分析，结合野外实际施工条件和对取心器的使用要求，设计了半合管薄壁取心器作为连续取心器，它的拆装式半合管取心筒能非常方便快速地提取泥心。
静力探测是用静力将一个内部装有传感器的探头匀速地压入土中，传感器将大小不同的阻力通过电信号输入到记录仪记录下来，再利用贯入阻力与土的工程地质特征之间的相关关系确定土的岩土参数。适用于粘性土、粉土、砂土及含少量碎石的土层。根据阻力、摩擦力变化与岩土性质的关系对近地表岩性进行标定（表4-2）。
表4-2 岩土岩性qc-H、Rf－H曲线特征表
近地表测井方法是将静力探测技术和测井技术有机结合，获取qc、Rf和GR值，进行近地表岩性的准确求取。
淤泥：qc≤1.35，IGR＞85%；
泥：Rf＞0.2973qc+1.6，IGR＞85%；
砂质泥：0.2973qc+1.6≥Rf＞15.932fs+0.5591，50%＜IGR＜85%；
泥质砂：15.932fs+0.5591≥Rf＞0.1013qc+0.32，15%＜IGR＜50%；
砂：Rf≤0.1013qc+0.32，qc＞2，IGR＜15%。
2.近地表速度精细探测与分层技术
以往常规的小折射、微测井方法是根据纵波速度变化对近地表低速层、降速层、高速层进行划分，本书在常规方法的基础上完善了面波、横波微测井速度分析方法。
1）面波法
面波法是利用瑞雷面波的频散特性研究表层结构的方法。面波频散曲线反映了面波排列范围内面波波速随深度的变化，因此，对于不同类型的频散曲线进行分析解释，可推断其对应的近地表模型。在水平层状介质中，不同频率的瑞雷波有不同的波长，其相速度VR的变化反映了不同深度内介质平均性质的改变。从观测的瑞雷波资料中提取瑞雷面波的频散曲线，确定表层介质的厚度和速度参数（图4-6）。
2）横波微测井
横波微测井一般采用单孔检测的地表激发孔中接收，即地面激发以产生弹性波，孔内由检波器接收弹性波。当地面震源采用叩板时可正反向激发，并产生Sh波，利用剪切波震相差180°的特性可识别S波的初至时间，在孔口附近垂向激发产生P波（图4-7）。
图4-6 面波资料分层解释图
图4-7 横波微测井单炮记录
（上：x分量；下：y分量）
P波与S波具有以下明显特征：①P波传播速度较S波快，P波为初至波；②在激振板两端分别作水平激发时，S波相位反向，而P波相位不变；③在距井口一定深度后，P波振幅变小，频率变高，而S波幅度相对较大，频率相对较低；④最小测试深度应大于震源板至孔口之间的距离，以避免浅部高速地层界面可能造成的折射波影响。
通过对三分量地震资料偏振分析，三分量地震资料从震源传到三分量检波器的第一个直达P波，其质点运动方向与波传播方向一致，在由震源和检波点确定的垂直平面内，这种直达P波的偏振是线性的，它在水平面内的投影也是直线。这样，就可以用直达波偏振方向在水平面内的投影作为参考，测出三分量检波器观测时水平分量的相对方位，并可将观测到的水平分量的信号转换到以直达P波偏振方向在水平面内投影为参考的一致坐标系，即在以直达P波偏振方向在水平面内的投影为参考的坐标系中完成纵、横波分离，从而计算出纵横波的速度和厚度参数。
3.近地表岩土参数测试与分析技术
地震勘探中，表层介质岩性对野外激发参数的选取具有很大的指导意义。
在计算土的物理性质指标时，通常认为土是由空气、水和土颗粒三相组成。实验室对岩性取心的土样进行含水率w、密度Gs、重度、干重比、孔隙比e0、饱和度Sr、液限wL、塑限wp、塑性指数Ip、液性指数IL、粘聚力c、内摩擦角、压缩系数a1－2、压缩模量Es等14种参数进行了测试，并进行了聚类回归分析。
1）近地表测量原始数据的交汇分析
对不同种类岩土岩性数据的两两交汇分析，挑选出近地表调查数据中与岩土岩性存在相关性的数据，进行后续聚类统计回归分析。对所有微测井数据进行了两两交汇分析，筛选出干重比、孔隙比、塑性指数、液性指数、压缩系数和压缩模量6组参数。
2）近地表调查测量数据的聚类统计回归分析
对上述6组参数进行聚类统计回归分析，得到以下统计经验关系式：
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
参数如下：F(1)，F(2)，F(3)为三种分类的概率。F(1)为粉土；F(2)为粉质粘土；F(3)为淤泥质粉质粘土；A1：干重比；A2：孔隙比；A3:塑性指数；A4：液性指数；A5：压缩系数；A6：压缩模量。
4.近地表连续追踪探测技术
随着地震勘探的不断深入，复杂地表条件和精细近地表建模要求激发参数逐点设计，这就需要对整个探区近地表结构进行连续调查。
1）地质雷达方法
地质雷达调查表层结构就是向地下介质发射一定强度的高频电磁脉冲，电磁脉冲遇到不同电性介质的分界面时即产生反射或散射，接收并记录这些信号，再通过进一步的信号处理和解释即可了解地下介质的情况。地质雷达信号处理和解释方法与反射地震法大体相同，前者为高频电磁波和物质的电磁特性，后者为弹性波和物质的弹性特性。地质雷达方法可以多次探测，通过叠加压制干扰，得到一个连续的剖面。通过剖面的解释，可以显示表层结构形态，再结合表层取心可以获得表层岩性特征。
2）地震映像方法
地震映像法采用的是地震反射波的共偏移距单道接收技术，野外数据采集时，采用单点放炮、单点或多点接收方式，每激发一次就记录一道，激发点和接收点沿着测线不断地同步移动，最后将记录存储，得到一张由多次观测得到的多道等偏移距的地震映像剖面。由于所选偏移距较小，因此它是一张近自激自收直接成像的地震反射时间剖面。另外一种方法是采用计算机对共炮点记录进行自动选排，也可以获得各种偏移距的共偏移距剖面(地震映像剖面)。
地震映像法采集的是近震源波场信息，因此可获得分辨率较高、反射能量较强的地震映像剖面，并能够清晰地反映出地下各岩层的起伏形态以及构造分布特征。图4-8是潍北地区一条地震映像剖面，野外施工道距1m、偏移距1m。根据剖面解释，低速层界面埋深约2.3～3.2m，降速层界面埋深约13.2～14.3m，结果与小折射、微测井、岩性取心对比，误差非常小（表4-3）。
5.探测方法适应性分析
通过分析认为，在冲积平原覆盖区，具备大面积、高密度推广使用的方法主要有小折射、单井微测井、岩性探测、近地表测井等。动力探测与双井微测井可作为辅助标定方法进行联合应用，岩土参数测试可以获得近地表物性参数，多波微测井可有效获取地震横波信息，是多波勘探的必要方法，地质雷达、地震映像可以进行近地表结构连续追踪（表4-4）。
图4-8 潍北地区地震映像60～120Hz滤波剖面
表4-3 潍北地区表层结构调查成果对比表
表4-4 不同表层调查方法评价表
（三）近地表多参数精细建模技术
近地表多参数精细建模是综合低降速带厚度、速度、潜水面、表层岩性、物性和吸收衰减等参数，构建精确的近地表多参数模型指导野外的激发和后续静校正处理工作。首先是建立精细的表层模型；其次是设计人员在表层模型上逐点设计激发参数，然后将每个井位的激发参数输出，指导野外施工人员钻井施工；另一方面，通过建立准确的近地表模型，为后续处理工作提供多属性静校正量，开展基于不同静校正模型的精细处理。
1.近地表速度、厚度、岩性模型
利用研究的工作流程，构建精细近地表厚度、速度、岩性模型，应用模型进行了激发参数的设计输出（图4-9、图4-10）。
图4-9 激发点地表位置
图4-10 激发井深设计
2.近地表吸收衰减Q值反演建模
近地表吸收衰减Q值反演主要对单井微测井和双井微测井资料进行进一步分析，在频散非常严重的粘弹介质中，频率对吸收的影响不可忽略。鉴于此，并考虑通过衰减与频率之间的关系进行衰减估计，质心频率偏移法更适合近地表的吸收衰减特征。通过计算震源点、接收点的质心频率及其方差，建立两者之间的关系式，利用质心频率偏移计算地震波衰减响应。结合近地表速度反演结果，利用所得的品质因子构建低降速带Q值模型，为后续近地表一致性高频补偿提供了准确基础资料。
通过对第四系冲积平原覆盖区发育和形成的研究，得到了冲积平原第四系地层沉积结构、沉积岩性及分布规律，建立了现代冲积平原浅层沉积模式。通过对多种近地表调查方法进行测试，岩性取心、双井微测井和静力触探在冲积平原覆盖区探测精度较高，使表层调查精度得到了提升，形成了一套精细近地表建模技术，建立的精细近地表结构模型，为激发井深的选取和静校正量计算打下良好基础。
㈨ 薄互层砂岩油藏精细地质建模
缓坡滩坝砂油藏沉积受古地貌、古水动力、沉积基准面变化的控制，油气成藏受地层压力、断裂和有效储层的控制，建立了基于古地貌-沉积古环境要素的储层宏观模型。
（一）高精度古地貌恢复
古地貌是指在地层沉积时湖盆的底形特征，是控制盆地沉积相展布与砂体分布的主要因素之一。尤其对于不受物源的直接控制的滩坝砂体，其空间展布受古地貌的控制作用更为明显。因此，定量恢复古地貌对预测滩坝砂体的有利分布区带具有重要意义。
1.方法原理
常用的古地貌恢复方法有残留厚度和补偿厚度印模法、回剥和填平补齐法、沉积学分析法以及层序地层学恢复法等，这些方法多从不同角度恢复古地貌特征，一般在较小区域内、古地形起伏变化较大时可以得到较为真实的结果。对于滩坝砂沉积的宽缓沉积背景上微小地形起伏（坡角20°以内），由于古水深变化、沉积补偿不均衡、岩石沉积后压实不均、断层等因素影响，导致古地貌恢复结果必然存在相当大的误差，甚至出现相反的结果。本次研究应用沉积学分析与高分辨率层序地层学分析结合，地质统计与地震资料结合，探索一套相对完善的高精度古地貌恢复技术，实现古地貌的高精度恢复。
沉积学古地貌恢复法的研究内容主要有：通过古地质图了解沉积前的古构造格局、各地区的剥蚀程度等，从区域上了解研究地区的古地形特点；通过研究古构造发育特点，揭示构造抬升区块和沉降区块；根据沉积相产出特点和规律进行古地貌与古环境分析；研究沉积地层发育特点和沉积体系时空配置特征；勾画出当时的剥蚀区和沉积区，分析沉积体系的发育程度与背景条件，判别当时的沉积体系发育类型特点与水动力条件以及地层的时空配置关系和总体地形式样。
但需要注意的是，利用地层等厚图时必须尽量恢复出沉积与剥蚀关系，特别是建立沉积量与近距离剥蚀量的关系；同时，还应考虑不同岩性的压实率差异。另外，应注意差异构造运动的影响，如果差异构造运动大，则现今的埋藏地貌与原始地貌之间会有较大差异，古地貌恢复将更复杂。
高分辨率层序地层学方法恢复古地貌的关键是对比参照面的选择，目前常用的是沉积基准面和最大湖泛面。基准面是一个连续光滑的曲面，在不同的沉积体系发育位置，其曲率大小不同，基准面的形态在一定程度上可以反映沉积古地貌的形态；最大湖泛面在实际对比中更容易从地震和岩性剖面上进行识别，因此具有更好的实际操作性。因此，可以在地层剖面对比中将二者结合进行古地貌的恢复。
2.操作流程
高精度古地貌恢复技术的流程如下：选取等时基准面（即0标准层）；对不同井中的地层分别进行厚度校正、压实作用的校正，恢复出沉积时的真实厚度；进行差异构造校正；综合各种基本地质图件，同时结合古构造发育特点等求取本区的背景系数，做背景校正。
1）等时基准面的选取
选择不同的等时基准面，恢复出的古地貌会有较大的差别。选择合适的等时基准面，可以有效地降低古地形恢复的难度，提高效率，增加古地形最终恢复结果的真实度。
一般说来，等时基准面的选取要符合以下原则：目的层到等时基准面的沉积过程中尽量没有大的构造变化，地层连续沉积，不存在大的地层缺失或剥蚀；沉积年代足够长；在全区分布比较连续。结合东营凹陷沙四上亚段地层的实际地质特点，可以选择T7作为等时基准面。
2）压实校正系数的求取
地层在埋藏过程中，由于受到上覆地层压实作用的影响，地层孔隙度减小、流体排出，地层厚度会发生一定的变化。为了恢复当时沉积的真实厚度，需要对现今厚度进行压实校正。压实作用的强弱主要由两方面决定，分别是上覆沉积物的重量和地层自身的岩性特征。对于埋藏较深的地层，其压实校正系数可以用以下公式近似求取：
F=（D+H)×Y （5-7）
其中：F为压实校正系数；D为深度比例因子，多为经验值；H为实际深度；Y为岩性因子，可以用反演后的波阻抗资料代替求出。
岩性因子服从统计规律，在各个油田资料基础上，统计出岩性与岩性因子的相关关系对应表。当深度较小时，压实校正系数与深度成指数关系，随着深度的逐渐增加，压实校正系数近似成正比例关系。在式5-7中，深度比例因子的确定多为经验值，胜利油田的深度比例因子经验值为2000～3000。
通过压实校正前后的古地形恢复图对比，压实校正前后的差别是较大的，而深度比例因子的变化影响程度相对来说要小的多（图5-73）。
图5-73 东营凹陷沙四上压实校正前后的古地形恢复图
岩性校正要注意对校正后的深度进行真实还原，校正前与校正后的绝对落差要一致，只有还原后才可以做量化，最终求取的地层倾角才是真实倾角。
3）差异构造校正
古构造往往也会引起沉积的差异，因此为了古地形恢复的真实性，需要进行差异构造校正，就是指针对构造作用引起的这些沉积差异所做的校正。主要包括断层校正、剥蚀补偿等。
根据断层的发展历史可以将断层分为同生断层和后生断层。后生断层是指沉积后形成的断层，不会产生沉积的差异；而同生断层是边沉积边断裂，上升盘与下降盘的沉积发生了极大的差别，所以断层校正指的就是同生断层校正。在古地形恢复中，若是选取的基准面和目的层这个层段存在同生断层，则需要进行断层校正。如果不对其进行校正，会出现古地貌根本不存在的陡崖现象，大大降低了古地貌恢复的真实程度。
断层校正的基本思路是：选取上升盘沉积厚度为参考值，分别计算断层面附近的上升盘沉积厚度平均值和下降盘沉积厚度平均值，用二者的比值作为压缩因子对下降盘的沉积厚度做校正。当区域内存在多条同生断层时，则按照一个固定方向依次对每一条同生断层进行断层校正。比较断层校正前后，可看出断层的影响明显减小，校正后不存在断层引起的陡崖现象，整个古地貌更加符合实际。
在盆地演化过程中，部分地区会由于地层抬升而发生剥蚀作用，使得残留地层厚度发生了明显变化，甚至部分地区引起地层缺失。因此，在进行地层沉积原始厚度恢复时，需要对剥蚀厚度进行补偿，其基本原则是利用相邻的同时期沉积的无剥蚀地层的厚度做参考，依据地层的整体趋势对剥蚀区的地层进行补偿。
4）背景校正
由于选取的0标准层是地震资料解释的一个层面，这个层面大多数时候都不能符合等时基准面的全部条件，恢复出的古地形也就存在着一定的误差，需要对其校正。利用各种基本地质图件，同时结合砂体等厚图、古构造特点、古水深资料、现今构造特点等确定恢复区域的背景系数，进行背景校正，这样恢复出的古地貌更接近于真实。
背景系数的选择也是一个十分关键的步骤，选择合适的背景系数能使恢复出的古地貌更可信。但如果过分地对选取的等时面进行调节，反而会降低恢复结果的可靠性。
3.效果分析
在东营凹陷南坡，选取T7作为0标准层；对地层的压实作用做压实系数校正，选取的深度比例因子是2000；在差异构造校正后做背景校正，综合利用各种基本地质图件，同时结合砂体等厚图、古构造特点、现今构造特点等，本区背景校正经验系数为0.2。最终得到一个高精度的古地形恢复图（图5-74）。
图5-74 东营凹陷南坡西段沙四上纯下段古地形恢复图
从图中看出，通过上述一系列方法恢复出的古地貌形态基本消除了断层的影响，不存在断裂发育部位古地貌形态发生突变失真的现象。将用地层厚度法和完善后的古地貌恢复技术得到的古地貌图与实际钻探情况相比较，发现后者较前者更加符合博兴洼陷滩坝砂岩的平面分布规律，与实际钻井情况也比较吻合。
（二）古水动力恢复
滩坝砂体形成于水体较浅的滨浅湖地带，其发育受控于水动力分带，受波浪和沿岸流的影响明显。而波浪的形成又是受风的影响。因此通过古水深、古风力恢复确定波浪能量分带特征，从而建立古水动力分带模型，为滩坝砂体的预测奠定基础。
1.古水深恢复
通过多种方法进行古水深的恢复，主要包括相序法、波痕法和底栖藻法。
1）相序法
根据滩坝砂的沉积物颜色、岩性组合、测井曲线和在湖盆中的分布位置可以将滩坝分为不同的类型，它们是在不同的水动力条件下形成的。一般来说，每一期滩坝的形成就是一次古水深的变化。因此可以利用湖盆中不同位置不同类型的滩坝砂体最大厚度来定量计算湖泊古水深，称为“相序法”，这是定量恢复古水深研究的一种新方法。
根据不同沉积动力带形成不同类型滩坝的原理，结合滩坝分布位置和滩坝厚度可以知道，在正常浪基面之上每个带内的单个坝砂体的厚度相当于沉积时的古水深，即滩坝砂体所能堆积的最大厚度不超过水体的深度（图5-75）。沿岸坝古水深即沿岸坝的厚度，为H3，近岸坝古水深为近岸坝的坝高与沿岸坝的坝高之和，即H3+H2，远岸坝古水深为沿岸坝、近岸坝、远岸坝的坝高之和，即H3+H2+H1，同样道理，风暴滩坝形成的古水深是风暴浪基面之上所有坝砂高度的累加，即H3+H2+H1+H0。所以只要知道各个带内的单个坝砂的最大厚度就可以计算出古水深。该方法的关键是识别出不同相带的滩坝沉积，并计算出各相带滩坝的最大厚度。
图5-75 用坝砂厚度计算古水深模式图
2）波痕法
波痕是直接受波浪作用形成的一种沉积构造，波痕的形态主要受水动力强弱、水体深度和沉积物性质等决定，根据前人对古波痕的研究，可以找到相应的数学表达式来描述古水深及古波痕的定量关系，因此可以通过测量岩心中残留的波痕参数、结合沉积物特征来定量恢复波痕形成时的古水深。
为了使计算结果比较准确，所选取的波痕需满足一定的条件：最大的波痕对称指数不超过1.5，垂直形态指数不超过9。图5-76是描述波痕与运动水体之间关系的示意图。
图5-76 描述波痕术语与水介质运动关系示意图
Miller和Komar（1980）在研究资料中指出：
对于对称波痕，如果波痕波长λ（cm）与沉积颗粒直径D（μm）之间满足λ＜0.0028D1.68，则有：
近底水质点运动轨道直径d0可以用下式表示：
d0=λ/0.65 （5-8）
沉积物开始运动的临界速度Ut可用下式来表示：
成熟探区油气精细勘探理论与实践
式中，ρ为水介质的密度；ρs为沉积物的密度；g为重力加速度。
相对于临界速度Ut，所对应的水波波长为Lt，其有如下关系：
成熟探区油气精细勘探理论与实践
Komar（1974）的研究表明：
Hmax=0.142×Lt （5-11）
式中，Hmax为最大波高。
在浅水区，Diem（1985）给出的经验公式为：
h=H/0.89 （5-12）
式中，h为沉积古水深。
最后通过Komar和Diem分别给出的经验公式5-11和式5-12可得出最终的沉积古水深计算公式为：
成熟探区油气精细勘探理论与实践
式中，h为沉积古水深，m；λ为波痕的波长，cm；D为沉积物颗粒直径，mm；ρ为水介质密度，g/cm3；ρs为沉积物的密度，g/cm3。
表5-13为根据上述公式计算的不同沉积相对应的古水深。
表5-13 波痕与古水深关系
3）底栖藻法
滩坝发育于湖滨和浅水地区，水动力相对较强，介形虫等一些具硬壳的生物容易受到湖水的来回搬运而远离其初始的生长环境。研究人员根据海藻的生活习性，把海藻分为浮游藻和底栖藻两大类型，其中栖息在海底的藻类称为底栖藻。它们在退潮时能适应暂时的干旱和冬季暂时的“冰冻”等环境，只要海水一涨潮，它们便又开始正常的生长发育，因此它们基本上为原地生长，代表了原地的水体环境。它们在水底靠光合作用生长，受太阳光入水强弱变化控制，因此不同类别有不同生存深度，对水体深度指示较灵敏。现代研究发现，湖盆中也同样有底栖藻的存在。因此利用沉积物中藻类遗体在平面上的分带分布特征，可以恢复其所在位置的古水深。根据前人的研究以及本次补充的部分资料，确定了利用古生物确定古水深的判定标准（表5-14）。
表5-14 东营凹陷沙四上亚段古生物古水深估算标准
2.古波浪水动力恢复
波浪是形成滨浅湖滩坝最重要的水动力，其形成主要受风的影响，水面上吹刮的风将风能传递给湖水形成波浪，波浪传播过程中几何属性和动力性质变化又受到水深和地形变化的影响。所以研究风动力和波浪能量变化对于滩坝的形成具有重要的意义。
1）古风动力
根据前人对始新世（古近系中期）全球及中国古气候的研究成果。始新世时期全球古气候呈明显的南北分带性，表明当时古气候受行星风系影响而非受季风影响。济阳坳陷正处在行星风系西风带和副热带高压带接触带的位置。此外由于行星风系作用，北半球西风带在遇到副热带高压带时常出现顺时针外旋的反气旋，使风向发生偏转，转为西北风或北风。根据以上分析推断，在沙四上时期，济阳坳陷所处位置主要盛行西北风或北风。
风速为风区内的平均等效风速；风速的取值标准为海面上10m高度处，定时4次2min平均最大风速。对于风浪的计算关键之一是计算公式的选取。目前国内外用风速推算风浪要素的公式很多，这些公式虽然都曾经过大量观测资料的验证，但各公式所依据的资料不尽相同，对各种地形条件的适应性也不一样。通常采用3～5种方法进行计算，经分析比较，采用最适合特定风区的计算结果，本次对滩坝的研究主要是用了5种常用的风速计算方法。用这几种方法的平均值作为东营凹陷滩坝形成所需的风速。根据风速和风力的关系，可以推测出滩坝形成所需的风力。相关公式如下：
成熟探区油气精细勘探理论与实践
成熟探区油气精细勘探理论与实践
成熟探区油气精细勘探理论与实践
成熟探区油气精细勘探理论与实践
成熟探区油气精细勘探理论与实践
其中，H为平均波高，m；F为风区长度，km；V为风速，m/s；d为水深，m；g为重力加速度，m/s2。
通过5个公式分别计算以后，取5种方法计算的平均结果，得出平均风速约为11.7m/s，对应风力约为6级。
2）水动力分带预测模型
在现代的无障壁海岸沉积环境中，根据不同位置水动力强弱的不同，通常可以划分为几个水动力带，如风暴动力带、破浪带、碎浪带及冲浪回流带等，古代湖泊也应具有同样的水动力性质和分带特征。在湖盆的不同水动力带滩坝的发育特征有明显不同，水动力的强弱和湖盆地形特征共同控制了滩坝砂体的发育位置和发育规模。水动力又直接受到风动力、湖盆地形和水深的控制，可建立整个东营凹陷风动力-滩坝砂体模型（图5-77）。根据这个模型可以对湖盆不同水动力带滩坝砂体的发育位置和发育规模进行定量的预测。
图5-77 东营凹陷风动力砂体预测模型
风动力模型图各点所代表的意义如下：
a点：代表波浪爬高、风壅水最远点，亦即冲浪回流带最远点；
b点：零水位线，为平均湖平面，陆上与水下分界线，也是冲浪回流带的起始点；
c点：近岸坝内侧点；
d点：近岸坝中间点，波浪在该点发生完全破碎，其对应水深相当于一个浪高水深，也是近岸坝砂体厚度最大点；
e点：近岸坝外侧点；
f点：远岸坝内侧点；
g点：远岸坝中间点，波浪在该点开始出现破碎，其对应水深相当于两个浪高水深，也是远岸坝砂体厚度最大点；
h点：远岸坝外侧点，为浪基面点，对应水深相当于1/2浪长水深，也是远岸坝砂体分布最外侧点；
i点：浪基面点，水深相当于1/2浪长水深，中立带边缘；
j点：中立带波浪爬高、风壅水高度中立点；
k点：中立带边缘点；
H1：远岸坝最大厚度；
H2：近岸坝最大厚度；
H3：沿岸坝最大厚度；
H4：中立带滩坝最大厚度；
WB：浪基面；
SB：风暴浪基面。
3.不同水动力带的定量预测
根据已经建立起的滩坝砂体风动力预测模型，结合各水动力带波浪作用的特点，可以对各带所形成的砂体厚度及规模进行定量预测。同时利用沉积相标志法也可确定不同水动力分带。下面针对利用风动力和沉积相标志法预测冲浪回流带、破浪带和碎浪带方法分别进行详细介绍。
1）风动力预测冲浪回流带
在持续定向风作用下，南部缓坡迎风带形成壅水，同时仍有波浪作用存在，因此，冲浪回流带实际可看作是在一个抬高的湖平面上波浪发生作用。即在缓坡带某一水质点垂直抬升高度等于水壅高和波浪爬高之和；而陡坡带某一水质点垂直抬升高度则是波浪爬高减去水壅高（图5-78）。水质点垂直抬升的高度相当于冲浪回流带所能形成砂体堆积的最大厚度。
图5-78 陡坡带、缓坡带波浪水质点垂直抬升高度计算示意图
在大型水库堤坝或河、湖堤防护工程中，堤岸高度的设计和建设必须考虑壅水高度和波浪爬高，波浪对堤坝的作用机理与湖盆缓坡带冲浪回流带具有相似性，因此主要借鉴堤坝防护工程中的方法计算风壅水面高度。
风壅水面高度计算：
我国《堤防设计规范GB50286-98》规定在有限风区情况下，风壅水面高度按照下式计算：
e=KW2D(2gd)−1cosβ （5-19）
式中，e为风壅水面高度，m；K为综合摩阻系数，范围1.5×10－6～5.0×10－6，常取K=3.6×10－6；W为风速，m/s；D为吹程，km；d为平均水深，m；β为风向与坝轴线的法线方向的夹角；g为重力加速度，9.81m/s2。
波浪爬高计算：
波浪爬高是指波浪沿挡水斜面爬升而高于静水面的垂直高度。波浪受大风作用，向湖岸边外围爬升扩张，漫过湖区边坡，尤其在顺风向的缓坡带，这种作用非常明显。正是由于波浪的这种长时间持续作用，携带大量泥沙在此带内发生沉积，形成沿岸砂坝，并经分选在最靠陆方向形成砾质滩坝。参照河、湖堤防护工程计算方法。目前波浪爬高计算常有以下几种方法：
A.当m=1.5～5.0时，可按下式计算：
成熟探区油气精细勘探理论与实践
式中，Rp为累计频率为P的波浪爬高（m）；
KΔ为斜坡的糙率及渗透系数，根据斜坡护面类型按《规范》表格中数据确定；
K∨为经验系数，可根据风速W（m/s）、堤前水深d（m）、重力加速度g（m/s2）组成的无维量V/(gd)1/2按《规范》表格中数据确定；
KP为爬高累积频率换算系数。对不允许越浪的堤防，爬高累积频率宜取2%，对允许越浪的堤防，爬高累积频率宜取13%；
m为斜坡坡率，m=ctga，a为斜坡坡角（度）；
L为堤前波浪的波长（m）。
B.当m≤1.25时，可按下式计算：
成熟探区油气精细勘探理论与实践
式中，
C.当1.25≤m≤1.5时，可由m=1.5和m=1.25的计算值按内插法确定。
本次对东营凹陷缓坡带波浪爬高的计算采用第二种方法（式5-21）。
水动力带及砂体规模确定：
最大砂体厚度大致与水质点垂直抬升高度相当。缓坡带水质点垂直抬升高度等于水壅高和波浪爬高之和，陡坡带水质点垂直抬升高度等于波浪爬高减去水壅高，可计算出缓坡带增水处和陡坡带湖平面下降处水质点垂直升高幅度。
砂体在斜坡上延伸宽度的确定可以利用砂体厚度和坡度角求得。由于在陡坡带和缓坡带具有不同的坡度角，因此砂体在斜坡延伸宽度具有较大差异。
本次对东营凹陷缓坡带波浪水动力分带及砂体计算结果如表5-15。如在6级风持续作用下，缓坡带可产生最大单层厚度4.14m的砂体沉积，而陡坡带因湖平面相对下降可产生最大单层厚度3.62m的砂体沉积（表5-15）。
以上只是对理想情况下的理论计算，实际影响滩坝发育的因素更为复杂，如风速、地形坡度、砂体供应量、湖平面升降等会随着时间的推进发生变化，因此实际发育的滩坝砂体往往大小不一、多期出现、呈“多层楼”式叠加。
表5-15 不同风级波浪在缓坡带、陡坡带所形成砂体宽度
2）风动力预测破浪带和碎浪带
由于破浪带、碎浪带的形成受浪基面、波高、水深等因素影响，而浪基面深度受大风影响，因此要确定破浪带、碎浪带深度范围，必须计算不同风力所能影响的水深。
（1）碎浪带范围及（近岸坝）砂体定量预测计算。
碎浪带形成在水深等于一个波高的条件下，因此如何确定波高是定量预测的关键所在。
波浪发生完全破碎有许多几何学指标，主要包括极限波陡指标、极限波峰顶角指标、相对水深指标和波形不对称性指标四种类型。最早关于波浪破碎指标研究的想法来自于Stokes，1849年Stokes指出波陡应该有一个极限值（H/L）lim，H代表波高，L代表波长，大于这个极限波陡值的波浪是不存在的。他于1880年进一步证明，当波陡达到极限值而使波浪接近破碎时，在波峰顶所出现的峰尖，其夹角为120°，Stokes提出的这些指标成为以后该领域研究的基础。1893年，Mitchell将Stokes提出的极限波陡值准确地计算出来。得到了深水时的极限波陡值a=(H/L)lim=0.141，或(H/gT2)=0.027（T-波周期）。1944年，Michel得到了浅水区波浪极限波陡值a=Hb/[Lbtanh(2πd/Lb)]=0.14。这一结果与深水情况下的结果相比一致，该结果日后也为许多非线性波浪的计算所证实。
对碎浪带水深等于一个波高的计算正是采用极限波陡值(H/L)lim=0.141这一计算式，其中L的确定根据不同风力所能影响的最大水深计算。
根据计算式H=0.141×L，可计算出不同风力下波浪发生完全破碎时的波高及水深。近岸坝砂体最大厚度约等于一个波高。以一个波高水深点为中心点，近岸坝砂体向湖内或向岸发生堆积，向岸边可延伸至零水位即湖平面处，向湖内可延伸至破浪带与碎浪带接触带的中间处，结合缓坡带地形坡度可确定博兴洼陷和东营东部近岸坝砂体斜面宽度。
（2）破浪带范围及（远岸坝）砂体定量预测计算。
破浪带形成在两倍波高的水深处。远岸坝砂体分布在浪基面以上到破浪带处，可形成最大砂体厚度=（1/2）浪长-浪高=0.36×L。远岸坝砂体分布在浪基面以上至近岸坝砂体向湖内延伸的最远点之间，结合缓坡带地形坡度可确定博兴洼陷和东营东部远岸坝砂体斜面宽度（表5-16）。
表5-16 东营凹陷不同风级与近岸坝、远岸坝砂体斜宽关系
根据上述推论和计算结果，可以建立风力、砂体厚度与砂体宽度的对应关系。因此，在确定古水深、古风力、沉积水动力带等沉积背景的基础上，根据岩心中滩坝砂体的沉积特征、滩坝砂体单层厚度和所在位置，可以定量预测砂体的最大厚度和最大宽度。
3）沉积相标志法确定浪基面、破波带、滨岸线的位置
借助沉积构造和岩石组合间接确定风暴浪基面和破波带，利用古地貌与古水流资料结合的方法来确定风暴浪基面之上和破波带的分布范围。
破波带附近波浪水动力强，较大型波浪成因的沉积构造发育。砂岩单层厚度大、质量纯、粒度粗、分选好、夹层少。
浪基面附近，小型波浪成因的沉积构造与反映安静环境的沉积构造共生。砂岩单层厚度小、粒度细、分选中等或较差，多与深水成因暗色泥岩薄互层出现。由于季节性变化，滨岸带经常频繁地暴露于水面上，往往发育紫红色、灰绿色泥岩间互层，可见暴露环境的沉积构造，如泥裂、植物根，或发育河流沉积特征的明显标志。砂岩有时发育，往往存在于高级别盆倾断层的上升盘附近。
（三）储层宏观分布预测
利用高精度古地貌恢复技术落实沙四上沉积古地貌，计算古坡度，明确缓坡背景发育位置；通过古水深、古波浪水动力分析恢复技术建立水动力分带模型，结合古地貌确定古滨岸线、浪基面、冲刷-回流带、碎浪-破浪带位置，圈定滨浅湖各水动力带分布范围；利用沉积体系研究方法研究物源供应及母岩性质、古水系等古物源特征；根据古地貌、古物源、古水动力带多要素匹配确定滩坝发育区。可采用四线叠合法确定滩、坝砂体分布区。利用砂岩等值线（厚度、百分比）、最大浪基面边界线、平均风暴浪破波线、滨岸线等可方便确定滩坝砂岩分布区域。风暴浪基面与滨岸线之间薄砂分布区是滩砂发育区，破波带内的厚砂分布区主要是坝砂发育区。结合沉积体系和单井相分析可进行更细致的微相研究和划分。
㈩ 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。