CN107368688A - 海相单砂体的确定方法和装置 - Google Patents

Abstract

本申请实施方式提供了一种海相单砂体的确定方法和装置，其中，该方法包括：获取目标区域中的岩心数据、单井的多条测井曲线、单井柱状图、生产数据，其中，条测井曲线至少包括：倾角测井曲线和密度曲线；通过测井曲线，确定单井中砂体的上、下界面；通过倾角测井曲线，确定砂体中的夹层；根据多个单井柱状图、生产数据，确定单井的生产曲线图和井底压力变化图；再结合砂体中的夹层、岩心数据，确定砂体的侧向界面，以确定出海相单砂体。由于该方案有效地利用倾角测井曲线、生产数据等多种数据，并先在单井中确定砂体的上、下界面；再结合生产数据、多井对比确定砂体的侧向界面，进而确定出海相单砂体。因此，可以准确地确定海相单砂体。

Description

海相单砂体的确定方法和装置

技术领域

本申请涉及油气开发技术领域，特别涉及一种海相单砂体的确定方法和装置。

背景技术

海相碎屑岩油藏是一种重要的油气勘探和开发领域，具有厚度大、埋深大、储集孔隙度较高、物性较好等特点。此外，海相碎屑岩由于长时间的波浪淘洗作用，非均质性较弱，油藏的单井产能相对较高，具有较好的开发潜力。因此，如何准确地确定目标区域中的海相单砂体(即海相碎屑岩的一种主要形式)，以便对目标区域中的油气进行具体开发，是一个重要的问题。

目前，为了确定海相单砂体，通常是只根据单井测井数据，基于高分辨率层序地层学和沉积学理论，以储层的多层次逐级细分对比为原则，进行等时沉积时间单元的对比识别，并结合高密度钻井区的等厚度和等高程的对比技术，逐个小层地识别单砂体。

但是，上述方法具体实施时，由于方法所使用数据的局限性，导致对海相单砂体的识别也具有一定的局限性。例如，基于测井数据，不同级别的旋回层序识别和不同层次的砂体等时对比都具有一定的适用范围。其中，区域上最具等时对比意义的是长、中期旋回层序，在油气藏勘探阶段的层序识别和等时地层对比中具有较广泛的应用，而在对油田中后期开发上的储层单砂体细分则误差会较大，不能完全满足施工时的精度要求。此外，上述方法具体实施时，主要是依靠测井曲线相似性和测井曲线反映的储层的沉积旋回，进行分级地层对比，但海相碎屑岩(海相单砂体)经过了长期的波浪淘洗，储层的岩性和矿物的组成较为单一，非均质性较弱，仅使用测井曲线中的岩性曲线，例如，自然伽马和自然电位曲线，难以准确地识别出单砂体。综上可知，现有的海相单砂体的确定方法，具体实施时，往往存在识别的海相单砂体精度较差的技术问题。

针对上述问题，目前尚未提出有效的解决方案。

发明内容

本申请实施方式提供了一种海相单砂体的确定方法和装置，以解决现有方法中存在的识别的海相单砂体精度较差的技术问题。

本申请实施方式提供了一种海相单砂体的确定方法，包括：

获取目标区域中的岩心数据，以及多个单井中各个单井的多条测井曲线、单井柱状图、生产数据，其中，所述多条测井曲线至少包括：倾角测井曲线和密度曲线；

通过所述倾角测井曲线、密度曲线，确定单井中砂体的上界面和砂体的下界面；

通过所述倾角测井曲线，在所述单井中的所述砂体的上界面和所述砂体的下界面之间的范围内，确定所述砂体中的夹层；

根据多个单井柱状图、生产数据，确定所述多个单井中各个单井的生产曲线图和井底压力变化图，其中，所述单井的生产曲线图和井底压力变化图满足预设的时间格式和预设的空间格式；

根据所述各个单井的生产曲线图和井底压力变化图、所述砂体中的夹层、所述岩心数据，确定砂体的侧向界面；

根据所述砂体的上界面、所述砂体的下界面、所述砂体的侧向界面，确定目标区域的海相单砂体。

在一个实施方式中，通过所述倾角测井曲线、密度曲线，确定单井中砂体的上界面和砂体的下界面，包括：

根据所述倾角测井曲线确定单井中电导率数值，根据所述密度曲线确定单井中密度数值，并将单井中电导率数值、密度数值中的第一突变点位置作为所述单井中所述砂体的上界面和所述砂体的下界面。

在一个实施方式中，通过所述倾角测井曲线，在所述单井中的所述砂体的上界面和所述砂体的下界面之间的范围内，确定所述砂体中的夹层，包括：

根据所述倾角测井曲线，在所述单井中的所述砂体的上界面和所述砂体的下界面之间的范围内，确定电导率数值中的第二突变点位置作为所述夹层的上界面和所述夹层的下界面，以确定所述夹层。

在一个实施方式中，根据多个单井柱状图、生产数据，确定所述多个单井中各个单井的生产曲线图和井底压力变化图，包括：

根据所述多个单井柱状图，建立多井对比剖面；

根据所述多井对比剖面和所述生产数据，确定所述多个单井中各个单井的生产曲线图和井底压力变化图。

在一个实施方式中，根据所述各个单井的生产曲线图和井底压力变化图、所述砂体中的夹层、所述岩心数据，确定砂体的侧向界面，包括：

以所述岩心数据作为参考，调整所述倾角测井曲线的处理参数；

根据调整后的倾角测井曲线的处理参数，确定所述夹层的走向和倾向，并将所述夹层的走向和倾向作为砂体的走向和倾向；

根据所述各个单井的生产曲线图和井底压力变化图，确定出同一砂体的单井和不同砂体的单井；

根据所述同一砂体的单井、所述不同砂体的单井、所述砂体的走向和倾向，确定所述砂体的侧向界面。

在一个实施方式中，以所述岩心数据作为参考，调整所述倾角测井曲线的处理参数，包括：

通过短窗长相关对比法，调整倾角测井曲线的以下处理参数中的至少一个：窗长参数、步长参数、探索角参数，至调整后的倾角测井曲线与所述岩心数据相一致，将当前的倾角测井曲线所对应的处理参数作为所述调整后的倾角测井曲线的处理参数。

在一个实施方式中，在确定目标区域的海相单砂体后，所述方法还包括：

获取目标区域的古地貌资料和海平面变化数据；

根据所述古地貌资料和所述海平面变化数据，确定海相单砂体的形成机理与叠置样式；

根据所述海相单砂体的形成机理与叠置样式，确定所述目标区域的海相单砂体是否满足预设要求；

在所述目标区域的海相单砂体不满足所述预设要求的情况下，重新确定单井中的夹层，以重新确定目标区域的海相单砂体。

在一个实施方式中，所述目标区域的海相单砂体满足所述预设要求，包括：

所述目标区域的海相单砂体垂直古海岸线展布，且所述目标区域的海相单砂体的后期砂体侧向叠置于前期砂体之上。

在一个实施方式中，在确定目标区域的海相单砂体后，所述方法还包括：

根据所述目标区域的海相单砂体，获取所述目标区域的海相单砂体的平面展布特征；

根据所述目标区域的海相单砂体的平面展布特征，对所述目标区域进行井位部署。

本申请实施方式还提供了一种海相单砂体的确定装置，包括：

获取模块，用于获取目标区域中的岩心数据，以及多个单井中各个单井的多条测井曲线、单井柱状图、生产数据，其中，所述多条测井曲线至少包括：倾角测井曲线和密度曲线；

第一确定模块，用于通过所述倾角测井曲线、密度曲线，确定单井中砂体的上界面和砂体的下界面；

第二确定模块，用于通过所述倾角测井曲线，在所述单井中的所述砂体的上界面和所述砂体的下界面之间的范围内，确定所述砂体中的夹层；

第三确定模块，用于根据多个单井柱状图、生产数据，确定所述多个单井中各个单井的生产曲线图和井底压力变化图，其中，所述单井的生产曲线图和井底压力变化图满足预设的时间格式和预设的空间格式；

第四确定模块，用于根据所述各个单井的生产曲线图和井底压力变化图、所述砂体中的夹层、所述岩心数据，确定砂体的侧向界面；

第五确定模块，用于根据所述砂体的上界面、所述砂体的下界面、所述砂体的侧向界面，确定目标区域的海相单砂体。

在一个实施方式中，所述装置还包括部署模块，其中，所述部署模块用于根据所述目标区域的海相单砂体，获取所述目标区域的海相单砂体的平面展布特征；并根据所述目标区域的海相单砂体的平面展布特征，对所述目标区域进行井位部署。

在本申请实施方式中，通过有效利用倾角测井曲线、生产数据等多种数据，并先在单井中确定砂体的上、下界面；再结合生产数据、多井对比确定砂体的侧向界面，进而确定出海相单砂体。因此，解决了现有的海相单砂体的确定方法中存在的识别的海相单砂体精度较差的技术问题，达到可以精细确定海相单砂体的技术效果。

附图说明

为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请中记载的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是根据本申请实施方式提供的海相单砂体的确定方法的处理流程图；

图2是根据本申请实施方式提供的海相单砂体的确定装置的组成结构图；

图3是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供海相单砂体的确定方法/装置获得的HD403砂体及砂体内夹层识别成果的示意图；

图4是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供海相单砂体的确定方法/装置获得的HD4-96-1--HD403--HD4-57--HD4-9-2剖面各井生产曲线的示意图；

图5是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供海相单砂体的确定方法/装置获得的HD4-96-1--HD403--HD4-57--HD4-9-2剖面各井井底压力变化图的示意图；

图6是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供海相单砂体的确定方法/装置获得的HD4-96-1--HD403--HD4-57--HD4-9-2剖面单砂体划分成果的示意图；

图7是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供海相单砂体的确定方法/装置获得的某目标区域的2小层海相单砂体平面展布图。

具体实施方式

为了使本技术领域的人员更好地理解本申请中的技术方案，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本申请保护的范围。

考虑到现有的海相单砂体的确定方法，具体实施时，往往只是单一地根据包括自然电位曲线、自然伽马曲线等单井的测井数据对海相单砂体进行识别确定，没有综合考虑到其他因素对砂体的影响。此外，由于海相单砂体自身的物质特性，利用自然电位曲线、自然伽马曲线等进行砂体识别精度相对不高。导致现有方法具体实施时往往存在识别的海相单砂体精度较差的技术问题。针对产生上述技术问题的根本原因，本申请考虑可以综合利用多种数据，包括测井数据、生产数据，并结合多井对比，确定目标区域的海相单砂体，从而解决现有方法中存在的识别的海相单砂体精度较差的技术问题，达到可以精细确定海相单砂体的技术效果。

基于上述创新思路之一，本申请实施方式提供了一种海相单砂体的确定方法。请参阅图1所示的根据本申请实施方式提供的海相单砂体的确定方法的处理流程图。本申请实施方式提供的海相单砂体的确定方法，具体可以包括以下内容。

S11：获取目标区域中的岩心数据，以及多个单井中各个单井的多条测井曲线、单井柱状图、生产数据，其中，所述多条测井曲线至少包括：倾角测井曲线和密度曲线。

在本实施方式中，目标区域包括多个单井，分别获取各个单井的多条测井曲线、单井柱状图、生产数据等单井数据。具体确定时，可以先根据上述的单井数据，一个单井为具体的处理单元，确定一个单井中的砂体情况及其他相关信息；再结合多个单井所确定的情况，通过多井对比，确定出目标区域的海相单砂体。如此，可以精细地识别、确定出目标区域的海相单砂体。

在本实施方式中，上述倾角测井曲线具体可以是测井曲线中的一种，但不同于其他的测井曲线，可以用于解决利用地震资料和其他测井数据等难以确定的潜山内幕地质结构，区分断层、不整合面等，进而可以利用获得的成果图研究沉积构造，判断沉积类型、古水流方向和砂体增厚方向等。如此，后续处理时，可以利用倾角测井曲线更加准确地识别出目标区域中的砂体和夹层。

在本实施方式中，上述密度曲线也是一种测井曲线，具体可以用于识别岩性、确定岩层的孔隙度、计算矿物含量等。后续处理时，可以基于密度曲线的特点。配合上述倾角测井曲线，识别目标区域中的砂体和夹层。

在本实施方式中，上述多条测井曲线除上述所列举的两条曲线，即倾角测井曲线、密度曲线外，还可以包括：自然伽马曲线、自然电位曲线、井径测井曲线、声波时差曲线等等。当然，需要说明的是，上述所列举的测井曲线只是为了更好地说明本申请实施方式。具体实施时，上述多条测井曲线还可以根据具体实施情况，包括除上述列举的测井曲线外的其他测井曲线。

S12：通过所述倾角测井曲线、密度曲线，确定单井中砂体的上界面和砂体的下界面。

在一个实施方式中，上述通过所述倾角测井曲线、密度曲线，确定单井中砂体的上界面和砂体的下界面具体可以包括以下内容：根据所述倾角测井曲线确定单井中电导率数值，根据所述密度曲线确定单井中密度数值，并将单井中电导率数值、密度数值中的第一突变点位置作为所述单井中所述砂体的上界面和所述砂体的下界面。

在本实施方式中，上述单井中电导率数值、密度数值中的第一突变点位置，即数值突然变小的位置，具体可以是在该位置处，单井的倾角测井曲线、密度曲线的数值在一个较小的范围内发生了较大的变化，数值上突然变小。具体的，在倾角测井曲线、密度曲线的图线上也可以表现为在该位置处的数值变小，且斜率变化较大。可以将具有上述特点的位置作为该单井中砂体的上界面和砂体的下界面。具体实施时，可以将位于纵向上方的第一突变点位置作为砂体的上界面，将位于纵向下方的第一突变点位置作为砂体的下界面。

在本实施方式中，需要说明的是，海相碎屑岩中的海相单砂体由于经过了长期的波浪淘洗，其非均质性较弱。因此，仅使用处倾角测井曲线、密度曲线以外的其他测井曲线，例如自然伽马曲线、自然电位曲线等，难以划分单砂体。此外，倾角测井曲线纵向分辨率可达1cm，相对的识别的精度较高。所以，在本实施方式中，可以通过倾角测井曲线，配合密度曲线准确地识别出砂体的上界面和砂体的下界面。

在本实施方式中，需要说明的是，上述的实施过程具体在一个单井中根据一个单井的数据实施的，因此，所识别的也是该单井所涉及的砂体的上界面和下界面。

S13：通过所述倾角测井曲线，在所述单井中的所述砂体的上界面和所述砂体的下界面之间的范围内，确定所述砂体中的夹层。

在一个实施方式中，通过所述倾角测井曲线，在所述单井中的所述砂体的上界面和所述砂体的下界面之间的范围内，确定所述砂体中的夹层，具体可以包括：根据所述倾角测井曲线，在所述单井中的所述砂体的上界面和所述砂体的下界面之间的范围内，确定电导率数值中的第二突变点位置作为所述夹层的上界面和所述夹层的下界面，以确定所述夹层。上述第二突变点位置，具体可以是数值上突然变大的位置。具体实施时，可以将位于纵向上方的突然变大的位置作为夹层的上界面，将为纵向下方的突然变大的位置作为夹层的下界面。如此，可以通过倾角测井曲线，较准确地确定出砂体中的夹层。

在本实施方式中，需要说明的是，由于夹层通常发育在砂体之中，因此，为了更快更准地确定夹层，具体实施时，可以在单井中砂体上界面和砂体下界面之间的空间范围内寻找识别砂体中的夹层。

在本实施方式中，上述电导率数值突然变大的位置，具体可以是倾角测井曲线在单井中砂体上界面和砂体下界面之间的空间范围中，数值突然变大，即图线表现为在某个较小范围内，出现凸起的位置。可以将具有上述特点的位置作为砂体中夹层的上界面和夹层的下界面。

在本实施方式中，确定了一个单井的砂体中夹层的上界面和夹层的下界面，可以认为确定出了该单井的砂体中的夹层。

S14：根据多个单井柱状图、生产数据，确定所述多个单井中各个单井的生产曲线图和井底压力变化图，其中，所述单井的生产曲线图和井底压力变化图满足预设的时间格式和预设的空间格式。

在一个实施方式中，上述根据多个单井柱状图、生产数据，确定所述多个单井中各个单井的生产曲线图和井底压力变化图具体可以包括以下内容。

S14-1：根据所述多个单井柱状图，建立多井对比剖面。

在本实施方式中，具体实施时，可以将多个单井的单井柱状图按照时间、空间的顺序整理组合，从而可以建立对应的多井对比剖面。

S14-2：根据所述多井对比剖面和所述生产数据，确定所述多个单井中各个单井的生产曲线图和井底压力变化图。

在本实施方式中，具体实施时，可以根据上述多井对比剖面，结合对应单井的生产数据，将各个单井的相关信息先进行统一、处理，得到多个单井中各个单井的生产曲线图和井底压力变化图，以便后续具体使用，例如进行更加准确、精细的对比分析。

在本实施方式中，需要说明的是上述各个单井的生产曲线图和井底压力变化图。如此，可以将多个单井中各个单井的生产曲线图和井底压力变化图在时间上、空间上进行统一，使其满足预设的时间格式和预设的空间格式，以便后续可以更好地根据单井的生产曲线图和井底压力变化图确定较为准确的海相单砂体。具体的。可以按照以下方式进行统一处理：可以按照统一的时间刻度绘制单井生产曲线和井底压力变化图，其中，上述统一的时间刻度的起始时间可以为该剖面最早的单井生产时间，终止时间可以为距离当前时间最近的生产时间，从而使得处理后的单井的生产曲线图和井底压力变化图满足预设的时间格式。如此，可以保证各个单井的动态数据(即生产数据、油井数据等)在时间上具有可比性；可以按照多井对比剖面上单井的顺序(即空间顺序)，从上到下排列各个单井的相关数据，从而使得处理后的单井的生产曲线图和井底压力变化图满足预设的空间格式。如此，可以保证各个单井的动态数据在空间上具有可比性。

S15：根据所述各个单井的生产曲线图和井底压力变化图、所述砂体中的夹层、所述岩心数据，确定砂体的侧向界面。

在一个实施方式中，上述根据所述各个单井的生产曲线图和井底压力变化图、所述砂体中的夹层、所述岩心数据，确定砂体的侧向界面，具体可以包括以下内容。

S15-1：以所述岩心数据作为参考，调整所述倾角测井曲线的处理参数。

在一个实施方式中，以所述岩心数据作为参考，调整所述倾角测井曲线的处理参数，具体可以包括：通过短窗长相关对比法，调整倾角测井曲线的以下处理参数中的至少一个：窗长参数、步长参数、探索角参数，至调整后的倾角测井曲线与所述岩心数据相一致，将当前的倾角测井曲线所对应的处理参数作为所述调整后的倾角测井曲线的处理参数。

在本实施方式中，上述至调整后的倾角测井曲线与所述岩心数据相一致，具体可以是通过一次或者多次对倾角测井曲线的处理参数：窗长参数、步长参数、探索角参数中的一个或多个进行调整，并观察调整后的倾角测井曲线与岩心数据(即根据岩心数据确定的岩心夹层)的差异值是否在允许的误差范围内。如果，调整后的倾角测井曲线与岩心数据的差异值位于上述允许的误差范围内，判断调整后的倾角测井曲线与所述岩心数据相一致，则可以将上述调整后的倾角测井曲线的处理参数保留，作为上述调整后的倾角测井曲线的处理参数。如果，调整后的倾角测井曲线与岩心数据的差异值不位于上述允许的误差范围内，判断调整后的倾角测井曲线与所述岩心数据不一致，则继续对倾角测井曲线的处理参数进行调整。

S15-2：根据调整后的倾角测井曲线的处理参数，确定所述夹层的走向和倾向，并将所述夹层的走向和倾向作为砂体的走向和倾向。

在本实施方式中，根据调整后的倾角测井曲线的处理参数：窗长参数、步长参数、探索角参数，可以确定出单井中夹层的走向和倾向。由于，单井中砂体的走向和倾向于夹层的走向和倾向相似，因此，可以将夹层的走向和倾向作为砂体的走向和倾向。

S15-3：根据所述各个单井的生产曲线图和井底压力变化图，确定出同一砂体的单井和不同砂体的单井。

在本实施方式中，具体实施时可以根据多个单井中各个单井的生产曲线图和井底压力变化图，判断单井之间的生产曲线和压力变化曲线(或生产数据和压力变化数据)的相似程度，根据相似程度，可以确定出多个单井中哪几个单井位于同一砂体，哪几个单井位于不同砂体。具体的，例如，有三个单井，即一号井、二号井、三号井，根据上述三个单井中各个单井的生产曲线图和井底压力变化图，可以确定一号井的含水率为87％、二号井的含水率为30％、三号井的含水率为89％。根据上述数据，可以判断一号井的含水率与三号井的含水率相似，相似程度较高，可以确定一号井与三号井应该位于同一砂体。相应的，二号井与上述一号井、三号井的含水率差异较大，相似程度不高，可以确定二号井所位于的砂体与一号井、三号井位于的砂体是不同的砂体。

S15-4：根据所述同一砂体的单井、所述不同砂体的单井、所述砂体的走向和倾向，确定所述砂体的侧向界面。

在一个实施方式中，具体实施时可以所述同一砂体的单井、所述不同砂体的单井、所述砂体的走向和倾向，确定所述砂体的侧向界面。具体的，例如，根据一号井、三号井位于同一砂体，即砂体A，二号井位于不同砂体，即砂体B，可以判断在一号井和二号井之间的范围内、三号井和二号井之间的范围内存在砂体A的侧向界面；结合砂体A的具体走向和倾向，可以较准确地确定出该砂体的侧向界面。

S16：根据所述砂体的上界面、所述砂体的下界面、所述砂体的侧向界面，确定目标区域的海相单砂体。

在本实施方式中，根据之前确定的多个单井中砂体的上界面、砂体界面，结合在多井对比中确定砂体的侧向界面可以准确地划定该砂体的范围和位置，即较为准确地确定出目标区域的海相单砂体。具体的，例如，可以根据一号单井确定的砂体A的一号上界面、一号下界面，三号单井确定的砂体A的二号上界面、二号下界面，以及通过一号井、二号井、三号井多井对比和砂体A的走向和倾向所确定的砂体A的侧向界面，确定出该目标区域的海相单砂体A。

在本申请实施例中，相较于现有技术，通过有效利用倾角测井曲线、生产数据等多种数据，并先在单井中确定砂体的上、下界面；再结合生产数据、多井对比确定砂体的侧向界面，进而确定出海相单砂体。因此，解决了现有的海相单砂体的确定方法中存在的识别的海相单砂体精度较差的技术问题，达到可以精细确定海相单砂体的技术效果。

在一个实施方式中，在确定目标区域的海相单砂体后，所述方法具体还可以包括以下内容。

S1：获取目标区域的古地貌资料和海平面变化数据.

S2：根据所述古地貌资料和所述海平面变化数据，确定海相单砂体的形成机理与叠置样式。

S3：根据所述海相单砂体的形成机理与叠置样式，确定所述目标区域的海相单砂体是否满足预设要求。

S4：在所述目标区域的海相单砂体不满足所述预设要求的情况下，重新确定单井中的夹层，以重新确定目标区域的海相单砂体。

在本实施方式中，古地貌及海平面变化会海相单砂体沉积及保存产生较大的影响。具体的，例如，众多的现代沉积实例及古沉积地层显示海相碎屑岩(或海相单砂体)往往会围绕古隆起周围发育。因此，在本实施方式中可以根据所述古地貌资料和所述海平面变化数据，确定海相单砂体的形成机理与叠置样式，进而利用所确定的海相单砂体的形成机理与叠置样式对所确定的目标区域的海相单砂体进行校验，以判断所确定的目标区域的海相单砂体是否准确。

在一个实施方式中，上述目标区域的海相单砂体满足所述预设要求，具体可以包括：所述目标区域的海相单砂体垂直古海岸线展布，且所述目标区域的海相单砂体的后期砂体侧向叠置于前期砂体之上。

在一个实施方式中，在确定目标区域的海相单砂体后，所述方法具体还可以包括以下内容。

S1：根据所述目标区域的海相单砂体，获取所述目标区域的海相单砂体的平面展布特征。

S2：根据所述目标区域的海相单砂体的平面展布特征，对所述目标区域进行井位部署。

在本实施方式中，具体实施时，可以根据目标区域的海相单砂体的平面展布特征，对所述目标区域进行井位部署进行井位部署。具体的，例如，四号单井位于砂体C中，根据目标区域的海相单砂体的平面展布特征，可以发现在四号单井的附近实际上还存在与砂体C完全独立的砂体D。进而可以指导在砂体D的位置部署单井，以对砂体D中的石油进行有效的采集。当然，还需要说明的是，除了利用所确定的目标区域的海相单砂体进行井位部署外，具体实施时，还可以根据具体的情况和施工要求，利用目标区域的海相单砂体进行其他类型的施工。对此，本申请不作限定。

从以上的描述中，可以看出，本申请实施方式提供的海相单砂体的确定方法，通过有效利用倾角测井曲线、生产数据等多种数据，并先在单井中确定砂体的上、下界面；再结合生产数据、多井对比确定砂体的侧向界面，进而确定出海相单砂体。因此，解决了现有的海相单砂体的确定方法中存在的识别的海相单砂体精度较差的技术问题，达到可以精细确定海相单砂体的技术效果；又通过确定海相单砂体的形成机理与叠置样式，并利用上述海相单砂体的形成机理与叠置样式对所确定的目标区域的海相单砂体进行校验，提高了所确定的海相单砂体的准确度。

基于同一发明构思，本发明实施方式中还提供了一种海相单砂体的确定装置，如下面的实施方式所述。由于装置解决问题的原理与海相单砂体的确定方法相似，因此装置的实施可以参见海相单砂体的确定方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“单元”或者“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。请参阅图2，是本申请实施方式的海相单砂体的确定装置的一种组成结构图，该装置可以包括：获取模块21、第一确定模块22、第二确定模块23、第三确定模块24、第四确定模块25、第五确定模块26，下面对该结构进行具体说明。

获取模块21，具体可以用于获取目标区域中的岩心数据，以及多个单井中各个单井的多条测井曲线、单井柱状图、生产数据，其中，所述多条测井曲线至少包括：倾角测井曲线和密度曲线。

第一确定模块22，具体可以用于通过所述倾角测井曲线、密度曲线，确定单井中砂体的上界面和砂体的下界面。

第二确定模块23，具体可以用于通过所述倾角测井曲线，在所述单井中的所述砂体的上界面和所述砂体的下界面之间的范围内，确定所述砂体中的夹层。

第三确定模块24，具体可以用于根据多个单井柱状图、生产数据，确定所述多个单井中各个单井的生产曲线图和井底压力变化图，其中，所述单井的生产曲线图和井底压力变化图满足预设的时间格式和预设的空间格式。

第四确定模块25，具体可以用于根据所述各个单井的生产曲线图和井底压力变化图、所述砂体中的夹层、所述岩心数据，确定砂体的侧向界面。

第五确定模块26，具体可以用于根据所述砂体的上界面、所述砂体的下界面、所述砂体的侧向界面，确定目标区域的海相单砂体。

在一个实施方式中，所述装置还包括校正模块，具体可以用于获取目标区域的古地貌资料和海平面变化数据；根据所述古地貌资料和所述海平面变化数据，确定海相单砂体的形成机理与叠置样式；根据所述海相单砂体的形成机理与叠置样式，确定所述目标区域的海相单砂体是否满足预设要求；在所述目标区域的海相单砂体不满足所述预设要求的情况下，重新确定单井中的夹层，以重新确定目标区域的海相单砂体。如此，在确定出目标区域的海相砂体后，可以通过该校正模块进行校验，校验所确定的目标区域的海相单砂体是否准确，并对不准确的目标区域的海相单砂体进行重新确定。从而，可以进一步提高所确定的目标区域的海相单砂体的准确度。

在一个实施方式中，所述装置具体还可以包括部署模块。其中，所述部署模块具体可以用于根据所述目标区域的海相单砂体，获取所述目标区域的海相单砂体的平面展布特征；并根据所述目标区域的海相单砂体的平面展布特征，对所述目标区域进行井位部署。如此，利用所述部署模块可以根据所确定的海相单砂体，对目标区域进行具体的井位部署，从而可以对目标区域进行针对性的油气开采。具体的，例如，某区域已经部署有油井，但可以根据海相单砂体的平面展布特征，发现该油井所在砂体附近还存在为部署油井的砂体。这时，可以在该砂体位置处布设油井进行石油开采。

本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。

需要说明的是，上述实施方式阐明的系统、装置、模块或单元，具体可以由计算机芯片或实体实现，或者由具有某种功能的产品来实现。为了描述的方便，在本说明书中，描述以上装置时以功能分为各种单元分别描述。当然，在实施本申请时可以把各单元的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现。

此外，在本说明书中，诸如第一和第二这样的形容词仅可以用于将一个元素或动作与另一元素或动作进行区分，而不必要求或暗示任何实际的这种关系或顺序。在环境允许的情况下，参照元素或部件或步骤(等)不应解释为局限于仅元素、部件、或步骤中的一个，而可以是元素、部件、或步骤中的一个或多个等。

从以上的描述中，可以看出，本申请实施方式提供的海相单砂体的确定装置，通过有效利用倾角测井曲线、生产数据等多种数据，并先通过第一确定模块和第二确定模块在单井中确定砂体的上、下界面；再通过第三确定模块和第四确定模块结合生产数据、多井对比确定砂体的侧向界面，进而确定出海相单砂体。因此，解决了现有的海相单砂体的确定方法中存在的识别的海相单砂体精度较差的技术问题，达到可以精细确定海相单砂体的技术效果；又通过校正模块确定海相单砂体的形成机理与叠置样式，并利用上述海相单砂体的形成机理与叠置样式对所确定的目标区域的海相单砂体进行校正，提高了所确定的海相单砂体的准确度。

在一个具体的实施场景中，应用本申请提供海相单砂体的确定方法/装置对某目标区域中的海相单砂体进行具体的识别确定。

具体实施前，可以对该目标区域进行整体的初步分析。根据分析的结果，可以考虑：先对砂体沉积模式及叠置样式分析确定校验指标；再采用“常规测井曲线+倾角测井曲线”的方法识别HD403(单井的编号)井中的砂体及砂体内夹层；进而通过根据岩心数据，调整测井曲线，优选确定出倾角测井曲线处理参数，拾取单砂体内夹层的走向和倾向；同时，按照HD4-96-1--HD403--HD4-57--HD4-9-2多井对比剖面上的单井顺序按统一时间刻度、空间顺序构建单井生产曲线图及井底压力变化图，按照相似程度对单井所属于的砂体进行划分；最后动静结合(利用测井数据、生产数据等多种数据)识别单砂体(确定目标区域的海相单向单砂体)，进而可以确定出2小层的单砂体平面分布。按照上述思路对某目标区域的海相单砂体进行具体的确定。

S1：根据该目标区域的古地貌资料和所述海平面变化数据，分析该目标区域的海相单砂体的形成机理与叠置样式。

具体的，该区域的古地貌表现为轮南低凸起的周缘浅滩。并在早期高位域沉积时期，海平面仍处于上升状态，上升速率减缓，此时，海水携带侵蚀下伏地层形成的物源在波浪能量和古地貌的控制之下形成向岸退积的砂体。下段沉积主要为海侵型上超海相碎屑岩(海相单砂体)沉积，沉积方向总体为东北向，沉积范围不断扩大，具有填平补齐的性质。并下段3个小层的沉积砂体主要为海相碎屑岩，其中，单层砂体规模较大，砂体呈席状不断叠置于早期的层状砂体之上，沉积界面近似平行。上部2个小层，其中，每个小层由多个单砂体组成，每一期砂体近于垂直古海岸线，后形成的砂体叠置在前期形成的砂体上。

S2：采用“常规测井曲线+倾角测井曲线”的方法识别单井中的砂体和夹层。

具体的，可以参阅图3所示的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供海相单砂体的确定方法/装置获得的HD403砂体及砂体内夹层识别成果的示意图。依据常规曲线，例如，自然伽马及密度曲线，再加上倾角测井曲线来划分砂体及砂体内夹层。在单井上可以识别出5个小层，其中，1小层仅包含5076～5078.6m一个砂体，内部未发育夹层；2小层内部仅发育5078.6～5086.49m一个砂体，其中发育5078.87～5079.34m、5081.15～5081.42m、5083.08～5083.65m三个夹层。

S3：确定单砂体内夹层的走向和倾向(即砂体的走向和倾向)。

具体的，可以通过不断调整倾角测井曲线的处理参数，使得处理结果与岩心夹层走向和倾向对应最好(即调整后的倾角测井曲线与岩心数据相一致)，最终优选的倾角测井曲线的处理参数为0.2m窗长、0.02m步长、30度探索角，之后统计夹层的方位频率图及施密特矢量图的主峰方向确定隔夹层的走向和倾向，拾取对比剖面上HD4-96-1、HD403、HD4-57三口井单砂体内夹层的走向和倾向(具体可以参阅表1)，其中HD4-9-2由于没有倾角测井曲线，故缺少夹层走向和倾向数据。

表1单砂体内夹层的走向和倾向统计表

井名	层号	砂体	顶深/m	底深/m	走向/°	倾向/°
							HD4-96-1	1	1-12	5081.57	5082.1	0.8	12
HD4-57	1	1-12	5075.33	5075.93	1.2	19
							HD4-96-1	2	2-18	5085.22	5085.88	1.9	45
HD403	2	2-18	5078.87	5079.34	1.7	42
							HD403	2	2-18	5081.15	5081.42	2.1	39
HD403	2	2-18	5083.08	5083.65	1.8	45
							HD4-57	2	2-18	5079.27	5079.73	1.4	40

根据表1可以看到，三口井中1小层和2小层的夹层走向和倾向差异较大，也是垂向上分为不同单砂体的依据。HD4-96-1与HD4-57两口井在1小层的夹层走向和倾向相近，空间上位于同一个砂体，同时HD4-96-1、HD403、HD4-57三口井在2小层的夹层走向和倾向相近，钻遇同一个砂体。但是HD4-9-2钻遇的砂体与这三口井砂体的空间关系无法通过这个来确定，还需要加入动态生产数据来进行进一步的分析确定。

S4：按照多井对比剖面上的单井顺序按统一时间刻度、空间顺序构建单井生产曲线图及井底压力变化图，并划分出不同砂体的单井和相同砂体的单井。

具体的，可以参阅图4所示的一个场景示例中应用本申请实施方式提供海相单砂体的确定方法/装置获得的HD4-96-1--HD403--HD4-57--HD4-9-2剖面各井生产曲线的示意图，以及图5所示的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供海相单砂体的确定方法/装置获得的HD4-96-1--HD403--HD4-57--HD4-9-2剖面各井井底压力变化图的示意图。需要说明的是，这两个图的时间坐标起始时间为该剖面最早开采的HD403的开井时间2004年3月，终止时间为2015年7月，同时按照单砂体对比剖面上HD4-96-1--HD403--HD4-57--HD4-9-2的顺序来从上到下排列各井的数据，即满足预设的时间格式和预设的空间格式。通过对比分析，可以发现HD4-96-1、HD403、HD4-57三口井的含水率曲线呈现快速上升型，见水后很快含水率超过90％，其中HD403开井就是高含水(后期关井)，并且这三口井的井底压力下降趋势几近一致。因此，可以认为这三口井在相同的砂体内生产；而HD4-9-2在1小层开发，2小层未射孔，其生产特征明显和前三口井不一致，含水率上升较慢，达到70％后达到稳定，在井底压力上也与前三口井存在较大差异，即HD4-9-2所开发的砂体与HD4-96-1、HD403、HD4-57的不一致。

S5：动静结合，即综合利用测井数据、生产数据等多种数据，确定单砂体(即确定目标区域的海相单向单砂体)，并对所确定的目标区域的海相单砂体进行校验。

具体的，可以参阅图6所示的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供海相单砂体的确定方法/装置获得的HD4-96-1--HD403--HD4-57--HD4-9-2剖面单砂体划分成果的示意图，以及图7所示的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供海相单砂体的确定方法/装置获得的某目标区域的2小层海相单砂体平面展布图。进而可以在砂体内夹层走向和倾向、生产动态分析的基础上，即综合利用多井对比的生产动态数据，结合夹层的走向和倾向可以确定HD4-96-1--HD403--HD4-57--HD4-9-2剖面的单砂体对比结果，HD4-96-1、HD403、HD4-57处于相同的砂体中，而HD4-9-2井的1小层的砂体与前三口井不一致，2小层上部砂体与前三口井一致，但未射孔开发，是剩余油的富集位置。

根据单砂体的形成机理与叠置样式，分析该目标区域2小层总共可以划分为21个单砂体，砂体近于垂直古海岸线，靠近古海岸线的砂体先形成，后期的砂体叠置于前期形成的砂体，符合海相碎屑岩砂体的沉积特征。即，所确定的目标区域的单砂体是较为准确的。

S6：以目标区域的海相单砂体作为参考依据，指导在目标区域进行井位部署。

在本实施方式中，需要说明的是，创造性地提出了基于海相碎屑岩单砂体的沉积过程研究来进行单砂体的静态地质特征研究，并充分应用常规测井、倾角测井曲线来研究单井上的这些静态地质特征，之后使用这些单井上的特征来分析砂体的井间分布。从沉积古地貌开始分析，进行了研究区海平面变化规律控制下的单砂体沉积过程恢复，明确了海相碎屑岩单砂体的形成机理及叠置样式；加入高分辨率的倾角测井曲线，解决了由于海相碎屑岩较均质所造成的砂体及夹层单井识别难度大的问题；通过优选处理参数来获取夹层的走向和倾向，对比多井的夹层走向和倾向完成井间砂体划分。也创造性地提出了通过单井生产曲线和井底压力变化来识别单砂体的思路，基于生产特征相似性来划分砂体。按照对比剖面上的单井顺序按统一时间刻度构建单井生产曲线图及井底压力变化图，按照相似程度进行分类，判断其是否属于一个砂体，而后利用井底压力的变化来验证单砂体识别的结果，解决了油田丰富的生产数据在单砂体识别上的应用问题，同时这种基于动态数据分析的思路也为油水运动规律及剩余油挖潜提供了依据，为后期的“一砂一策”的调整方案奠定基础。因此，本实施方式中所应用的海相单砂体的确定方法和装置可以大大地降低了划分过程当中的人为主观因素所造成的误差，使得确定的结果更加合理，为下一步油田打加密井及调整开发方案提供了依据，能够用于生产实践当中。

通过上述的场景示例，验证了本申请实施方式提供的海相单砂体的确定方法和装置确实可以解决现有的海相单砂体的确定方法中存在的识别的海相单砂体精度较差的技术问题，达到可以精细确定海相单砂体的技术效果。

尽管本申请内容中提到不同的具体实施方式，但是，本申请并不局限于必须是行业标准或实施例所描述的情况等，某些行业标准或者使用自定义方式或实施例描述的实施基础上略加修改后的实施方案也可以实现上述实施例相同、等同或相近、或变形后可预料的实施效果。应用这些修改或变形后的数据获取、处理、输出、判断方式等的实施例，仍然可以属于本申请的可选实施方案范围之内。

虽然本申请提供了如实施例或流程图所述的方法操作步骤，但基于常规或者无创造性的手段可以包括更多或者更少的操作步骤。实施例中列举的步骤顺序仅仅为众多步骤执行顺序中的一种方式，不代表唯一的执行顺序。在实际中的装置或客户端产品执行时，可以按照实施例或者附图所示的方法顺序执行或者并行执行(例如并行处理器或者多线程处理的环境，甚至为分布式数据处理环境)。术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、产品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、产品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，并不排除在包括所述要素的过程、方法、产品或者设备中还存在另外的相同或等同要素。

上述实施例阐明的装置或模块等，具体可以由计算机芯片或实体实现，或者由具有某种功能的产品来实现。为了描述的方便，描述以上装置时以功能分为各种模块分别描述。当然，在实施本申请时可以把各模块的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现，也可以将实现同一功能的模块由多个子模块的组合实现等。以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述模块的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个模块或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。

本领域技术人员也知道，除了以纯计算机可读程序代码方式实现控制器以外，完全可以通过将方法步骤进行逻辑编程来使得控制器以逻辑门、开关、专用集成电路、可编程逻辑控制器和嵌入微控制器等的形式来实现相同功能。因此这种控制器可以被认为是一种硬件部件，而对其内部包括的用于实现各种功能的装置也可以视为硬件部件内的结构。或者甚至，可以将用于实现各种功能的装置视为既可以是实现方法的软件模块又可以是硬件部件内的结构。

本申请可以在由计算机执行的计算机可执行指令的一般上下文中描述，例如程序模块。一般地，程序模块包括执行特定任务或实现特定抽象数据类型的例程、程序、对象、组件、数据结构、类等等。也可以在分布式计算环境中实践本申请，在这些分布式计算环境中，由通过通信网络而被连接的远程处理设备来执行任务。在分布式计算环境中，程序模块可以位于包括存储设备在内的本地和远程计算机存储介质中。

通过以上的实施方式的描述可知，本领域的技术人员可以清楚地了解到本申请可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现。基于这样的理解，本申请的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品可以存储在存储介质中，如ROM/RAM、磁碟、光盘等，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，移动终端，服务器，或者网络设备等)执行本申请各个实施例或者实施例的某些部分所述的方法。

本说明书中的各个实施例采用递进的方式描述，各个实施例之间相同或相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。本申请可用于众多通用或专用的计算机系统环境或配置中。例如：个人计算机、服务器计算机、手持设备或便携式设备、平板型设备、多处理器系统、基于微处理器的系统、置顶盒、可编程的电子设备、网络PC、小型计算机、大型计算机、包括以上任何系统或设备的分布式计算环境等等。

虽然通过实施例描绘了本申请，本领域普通技术人员知道，本申请有许多变形和变化而不脱离本申请的精神，希望所附的实施方式包括这些变形和变化而不脱离本申请。

Claims (11)

1.一种海相单砂体的确定方法，其特征在于，包括：

获取目标区域中的岩心数据，以及多个单井中各个单井的多条测井曲线、单井柱状图、生产数据，其中，所述多条测井曲线至少包括：倾角测井曲线和密度曲线；

通过所述倾角测井曲线、密度曲线，确定单井中砂体的上界面和砂体的下界面；

通过所述倾角测井曲线，在所述单井中的所述砂体的上界面和所述砂体的下界面之间的范围内，确定所述砂体中的夹层；

根据多个单井柱状图、生产数据，确定所述多个单井中各个单井的生产曲线图和井底压力变化图；

根据所述各个单井的生产曲线图和井底压力变化图、所述砂体中的夹层、所述岩心数据，确定砂体的侧向界面；

根据所述砂体的上界面、所述砂体的下界面、所述砂体的侧向界面，确定目标区域的海相单砂体。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，通过所述倾角测井曲线、密度曲线，确定单井中砂体的上界面和砂体的下界面，包括：

根据所述倾角测井曲线确定单井中电导率数值，根据所述密度曲线确定单井中密度数值，并将单井中电导率数值、密度数值中的第一突变点位置作为所述单井中所述砂体的上界面和所述砂体的下界面。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，通过所述倾角测井曲线，在所述单井中的所述砂体的上界面和所述砂体的下界面之间的范围内，确定所述砂体中的夹层，包括：

根据所述倾角测井曲线，在所述单井中的所述砂体的上界面和所述砂体的下界面之间的范围内，确定电导率数值中的第二突变点位置作为所述夹层的上界面和所述夹层的下界面，以确定所述夹层。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据多个单井柱状图、生产数据，确定所述多个单井中各个单井的生产曲线图和井底压力变化图，包括：

根据所述多个单井柱状图，建立多井对比剖面；

根据所述多井对比剖面和所述生产数据，确定所述多个单井中各个单井的生产曲线图和井底压力变化图。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述各个单井的生产曲线图和井底压力变化图、所述砂体中的夹层、所述岩心数据，确定砂体的侧向界面，包括：

以所述岩心数据作为参考，调整所述倾角测井曲线的处理参数；

根据调整后的倾角测井曲线的处理参数，确定所述夹层的走向和倾向，并将所述夹层的走向和倾向作为砂体的走向和倾向；

根据所述各个单井的生产曲线图和井底压力变化图，确定出同一砂体的单井和不同砂体的单井；

根据所述同一砂体的单井、所述不同砂体的单井、所述砂体的走向和倾向，确定所述砂体的侧向界面。

6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，以所述岩心数据作为参考，调整所述倾角测井曲线的处理参数，包括：

通过短窗长相关对比法，调整倾角测井曲线的以下处理参数中的至少一个：窗长参数、步长参数、探索角参数，至调整后的倾角测井曲线与所述岩心数据相一致，将当前的倾角测井曲线所对应的处理参数作为所述调整后的倾角测井曲线的处理参数。

7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在确定目标区域的海相单砂体后，所述方法还包括：

获取目标区域的古地貌资料和海平面变化数据；

根据所述古地貌资料和所述海平面变化数据，确定海相单砂体的形成机理与叠置样式；

根据所述海相单砂体的形成机理与叠置样式，确定所述目标区域的海相单砂体是否满足预设要求；

在所述目标区域的海相单砂体不满足所述预设要求的情况下，重新确定单井中的夹层，以重新确定目标区域的海相单砂体。

8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，所述目标区域的海相单砂体满足所述预设要求，包括：

所述目标区域的海相单砂体垂直古海岸线展布，且所述目标区域的海相单砂体的后期砂体侧向叠置于前期砂体之上。

9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在确定目标区域的海相单砂体后，所述方法还包括：

根据所述目标区域的海相单砂体，获取所述目标区域的海相单砂体的平面展布特征；

根据所述目标区域的海相单砂体的平面展布特征，对所述目标区域进行井位部署。

10.一种海相单砂体的确定装置，其特征在于，包括：

获取模块，用于获取目标区域中的岩心数据，以及多个单井中各个单井的多条测井曲线、单井柱状图、生产数据，其中，所述多条测井曲线至少包括：倾角测井曲线和密度曲线；

第一确定模块，用于通过所述倾角测井曲线、密度曲线，确定单井中砂体的上界面和砂体的下界面；

第二确定模块，用于通过所述倾角测井曲线，在所述单井中的所述砂体的上界面和所述砂体的下界面之间的范围内，确定所述砂体中的夹层；

第三确定模块，用于根据多个单井柱状图、生产数据，确定所述多个单井中各个单井的生产曲线图和井底压力变化图；

第四确定模块，用于根据所述各个单井的生产曲线图和井底压力变化图、所述砂体中的夹层、所述岩心数据，确定砂体的侧向界面；

第五确定模块，用于根据所述砂体的上界面、所述砂体的下界面、所述砂体的侧向界面，确定目标区域的海相单砂体。

11.根据权利要求10所述的装置，其特征在于，所述装置还包括部署模块，其中，所述部署模块用于根据所述目标区域的海相单砂体，获取所述目标区域的海相单砂体的平面展布特征；并根据所述目标区域的海相单砂体的平面展布特征，对所述目标区域进行井位部署。