CN111562615B - 退积型滩坝砂体发育区确定方法、油藏识别方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种退积型滩坝砂体发育区确定方法、油藏识别方法及装置，属于石油勘探技术领域，依据目标区古地貌背景和湖平面变化特征，建立沉积模式，确定受鼻状凸起控制的退积型滩坝砂体的发育位置；根据发育位置的三维地震资料，找到真实尖灭点，编制发育位置目的层段的地层厚度图；利用地层厚度图标定目的层段鼻状凸起分布范围，即确定有利退积型滩坝砂体发育区；在该发育区内，根据地震资料获取湖泛面，以任意相邻两期湖泛面作为的顶、底界面，提取顶、底界面之间的层段振幅属性，选取振幅属性大于设定值的区域，作为岩性圈闭，解决了现有技术中有利滩坝砂体的发育区确定比较困难，对此类油藏进行识别的精度差、不可靠的问题。
Description
技术领域
本发明涉及一种退积型滩坝砂体发育区确定方法、油藏识别方法及装置，属于石油勘探技术领域。
背景技术
滩坝砂体储集物性较好，储盖配置有利，可形成岩性油藏。目前，对于滩坝油藏的研究，主要集中在以下四种成因模式：(1)开阔浅湖滩坝沉积模式；(2)三角洲侧缘滩坝沉积模式；(3)水下古隆起处滩坝沉积模式；(4)湖岸线拐弯处滩坝沉积模式。
实际上，除了上述四种成因模式形成的滩坝，湖岸线附近的鼻状凸起也可以控制滩坝沉积，形成“鼻状凸起两翼滩坝沉积模式”。退积型滩坝是指在湖平面持续缓慢上升期间形成的、向陆地方向“退积”的滩坝类型。
滩坝油藏具有隐蔽性强、储层横向变化大、单层厚度薄(通常只有1-3米)的特点，地震描述及储层预测难度大。受鼻状凸起控制的退积型滩坝油藏，其形成过程需要满足一定的地质条件，分布相对局限。在勘探程度低、钻井资料较少区域，有利退积型滩坝砂体的发育区确定比较困难，导致在进行石油勘探时，采用现有的常规油藏识别方法对此类油藏进行识别时精度差、不可靠。
发明内容
本发明的目的是提供一种退积型滩坝砂体发育区确定方法、油藏识别方法及装置，以解决现有技术中有利滩坝砂体的发育区确定比较困难，从而导致在对此类油藏进行识别时精度差、不可靠的问题。
为了解决上述在勘探程度低、钻井资料较少区域，有利滩坝砂体的发育区确定比较困难的问题，本发明提供了一种有利退积型滩坝砂体发育区确定方法，包括如下步骤：
1)依据目标区古地貌背景和湖平面变化特征，建立沉积模式，确定受鼻状凸起控制的退积型滩坝砂体的发育位置；
2)根据所述发育位置的三维地震资料，找到所述发育位置地层的真实尖灭点，确定发育位置的地层厚度图；
3)利用所述地层厚度图标定目的层段鼻状凸起分布范围。
本发明还提供了一种有利退积型滩坝砂体发育区确定装置，包括处理器和存储器，所述存储器中存储有计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序以实现如下步骤：
1)依据目标区古地貌背景和湖平面变化特征，建立沉积模式，确定受鼻状凸起控制的退积型滩坝砂体的发育位置；
2)根据所述发育位置的三维地震资料，找到所述发育位置地层的真实尖灭点，确定发育位置的地层厚度图；
3)利用所述地层厚度图标定目的层段鼻状凸起分布范围。
本发明通过利用地震资料刻画地层的真实尖灭点编制出地层厚度图，厘定目的层段鼻状凸起的分布位置并确定有利滩坝砂体发育区。本发明通过上述方法，在井控资料少的情况下，精确、系统地获取了确定了有利受鼻状凸起控制的退积型滩坝砂体发育区，为低勘探程度区寻找叠合连片的“滩坝”岩性油藏提供了依据和技术支撑。
进一步的，对于上述有利退积型滩坝砂体发育区确定方法方案和有利退积型滩坝砂体发育区确定装置方案，所述步骤2)中的真实尖灭点是利用同相轴定量外延法得到的。
进一步的，对于上述有利退积型滩坝砂体发育区确定方法方案和有利退积型滩坝砂体发育区确定装置方案，利用同相轴定量外延法获取真实尖灭点的计算公式为：
L＝h(sinβ.cosβ+cos2β.cotα)
其中，L为同相轴外延长度；α为同相轴与鼻状凸起斜坡的夹角；β为鼻状凸起斜坡与水平线的夹角；h为过视尖灭点与鼻状凸起斜坡间的地层厚度。
进一步的，对于上述有利退积型滩坝砂体发育区确定方法方案和有利退积型滩坝砂体发育区确定装置方案，所述步骤2)中的地层厚度图是将地层顶、底面等T0图相减，经时深转换编制出地层厚度等值线图，所述步骤3)中利用所述地层厚度图标定目的层段鼻状凸起分布范围的步骤为：将等值线上的转折点连接起来，所圈定的范围就是鼻状凸起的范围；所述转折点为由与湖岸线平行到向湖盆凸出的变化点。
为了解决现有的油藏识别方法对受鼻状凸起控制的退积型滩坝砂体油藏进行识别时精度差、不可靠的问题，本发明还提出了一种退积型滩坝砂体油藏识别方法，包括如下步骤：
1)依据目标区古地貌背景和湖平面变化特征，建立沉积模式，确定受鼻状凸起控制的退积型滩坝砂体的发育位置；
2)根据所述发育位置的三维地震资料，找到所述发育位置地层的真实尖灭点，确定发育位置的地层厚度图；
3)利用所述地层厚度图标定目的层段鼻状凸起分布范围，确定有利退积型滩坝砂体发育区；
4)在有利退积型滩坝砂体发育区内，根据地震资料获取出湖泛面，以任意相邻两期湖泛面作为的顶、底界面，提取顶、底界面之间的层段振幅属性，选取振幅属性大于设定值的区域，作为岩性圈闭。
本发明还提供了一种退积型滩坝砂体油藏识别装置，包括处理器和存储器，所述存储器中存储有计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序以实现如下步骤：
1)依据目标区古地貌背景和湖平面变化特征，建立沉积模式，确定受鼻状凸起控制的退积型滩坝砂体的发育位置；
2)根据所述发育位置的三维地震资料，找到所述发育位置地层的真实尖灭点，确定发育位置的地层厚度图；
3)利用所述地层厚度图标定目的层段鼻状凸起分布范围，确定有利退积型滩坝砂体发育区；
4)在有利退积型滩坝砂体发育区内，根据地震资料获取湖泛面，以任意相邻两期湖泛面作为的顶、底界面，提取顶、底界面之间的层段振幅属性，选取振幅属性大于设定值的区域，作为岩性圈闭。
本发明在井控资料少的情况下，通过利用地震资料刻画地层的真实尖灭点编制出地层厚度图，厘定目的层段鼻状凸起的分布位置并确定有利滩坝砂体发育区，结合两期湖泛面间的地层振幅属性进行储层预测，完成圈闭识别，从而找到受鼻状凸起控制的退积型滩坝油藏。本发明通过上述方法能够准确地对受鼻状凸起控制的退积型滩坝砂体油藏进行识别，为低勘探程度区寻找叠合连片的“滩坝”岩性油藏提供了依据和技术支撑，使得对于受鼻状凸起控制的油藏勘探过程更加可靠。
进一步的，对于上述退积型滩坝砂体油藏识别方法方案和退积型滩坝砂体油藏识别装置方案，所述步骤2)中的真实尖灭点是利用同相轴定量外延法得到的。
进一步的，对于上述退积型滩坝砂体油藏识别方法方案和退积型滩坝砂体油藏识别装置方案，利用同相轴定量外延法获取真实尖灭点的计算公式为：
L＝h(sinβ.cosβ+cos2β.cotα)
其中，L为同相轴外延长度；α为同相轴与鼻状凸起斜坡的夹角；β为鼻状凸起斜坡与水平线的夹角；h为过视尖灭点与鼻状凸起斜坡间的地层厚度。
进一步的，对于上述退积型滩坝砂体油藏识别方法方案和退积型滩坝砂体油藏识别装置方案，所述步骤2)中的地层厚度图是将地层顶、底面等T0图相减，经时深转换编制出地层厚度等值线图，所述步骤3)中利用所述地层厚度图标定目的层段鼻状凸起分布范围的步骤为：将等值线上的转折点连接起来，所圈定的范围就是鼻状凸起的范围；所述转折点为由与湖岸线平行到向湖盆凸出的变化点。
附图说明
图1是本发明有利滩坝砂体发育区确定方法实施例中的方法流程图；
图2a是本发明有利滩坝砂体发育区确定方法实施例中的受鼻状凸起控制的退积型滩坝沉积模型；
图2b是本发明有利滩坝砂体发育区确定方法实施例中的受鼻状凸起控制的退积型滩坝沉积立体模型；
图3a是本发明有利滩坝砂体发育区确定方法实施例中的目标区地震正演模型；
图3b是本发明有利滩坝砂体发育区确定方法实施例中的地震同相轴尖灭点外延计算原理图；
图4a是本发明有利滩坝砂体发育区确定方法实施例中的某种类型鼻状凸起范围厘定模式图；
图4b是本发明有利滩坝砂体发育区确定方法实施例中的另一种类型鼻状凸起范围厘定模式图；
图5是本发明有利滩坝砂体发育区确定方法实施例中的该工区范围内获取的实际鼻状凸起范围厘定模式图；
图6是本发明退积型滩坝砂体油藏识别方法实施例中的方法流程图；
图7是本发明退积型滩坝砂体油藏识别方法实施例中预测的受鼻状凸起控制的滩坝油藏平面分布图；
图8是本发明退积型滩坝砂体油藏识别方法实施例中受鼻状凸起控制的滩坝油藏部署的A井实钻效果图；
图9是本发明装置实施例中装置组成示意图。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅用以解释本发明，并不用于限定本发明，即所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。通常在此处附图中描述和示出的本发明实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。
以下结合实施例对本发明的特征和性能作进一步的详细描述。
有利滩坝砂体发育区确定方法实施例：
本实施例针对某区退积型滩坝，提供了一种有利退积型滩坝砂体发育区确定方法，为了确定有利退积型滩坝砂体发育区，其核心问题是建立砂体沉积模型和准确地刻画鼻状凸起的位置，难点在于如何利用常规地震资料识别退积型滩坝砂体。
下面结合附图，对本实施例中确定有利退积型滩坝砂体发育区的方法进行详细说明：
本实施例中，如图1所示，该确定方法主要包括以下几个过程：
1)依据目标区古地貌背景和湖平面变化特征，建立沉积模式，确定受鼻状凸起控制的退积型滩坝砂体的发育位置。
对于勘探程度较低、钻井资料较少的地区，首先需要确定目的层段是否具备形成“受鼻状凸起控制的退积型滩坝砂体”的古地貌背景和湖平面变化特征。利用研究区的三维地震资料，将目的层顶面进行层位解释后，层拉平显示。如果在某一方向的地震剖面上发现有“古地貌凸起”，并且在平行的地震剖面上“古地貌凸起”呈现“由大到小、最后消失”的特征，就可以确定目的层段存在“鼻状凸起”。在平行于“鼻状凸起”轴部方向的地震剖面上，如果地震同相轴呈现逐层超覆的特征(岩性剖面上呈现自下而上由粗变细特征)，就可以确定为湖平面持续上升的沉积过程，具备形成退积砂体的沉积环境。还可以根据地震同相轴与鼻状凸起斜坡夹角的大小，判断地层沉积时期水体的深浅，夹角越小，水体越浅(一般小于15°为缓坡浅水沉积)。另外，如果有钻井取心资料，还可以根据岩心的层理、波痕、生物遗迹构造等，判断水动力环境。
本实施例具体分析过程如下：利用研究区的三维地震资料，将目的层顶面进行层位解释后，层拉平显示。在北东-南西向的三维地震剖面上，发现目的层段存在“古地貌凸起”，并且向东南方向切换地震剖面，“古地貌凸起”越来越小，最后消失，由此判断目的层段存在向东南方向倾伏的“鼻状凸起”。在北西-南东向(平行于鼻状凸起轴部方向)的三维地震剖面上，目的层段的地震同相轴呈现逐层超覆的特征，并且在岩性剖面上呈现自下而上由粗变细特征，反映为湖平面持续上升的沉积过程，具备形成退积砂体的沉积环境。地震同相轴与鼻状凸起斜坡的夹角2～5°，反映了目的层为缓坡浅水沉积。另外，借助于钻井取心资料观察，发现岩心上发育平行层理、浪成波痕和穴居遗迹，浪成波痕反映为滨浅湖浅水沉积，平行层理和穴居遗迹反映为较强水动力环境，有利于滩坝砂体的形成。
依据目标区古地貌背景和湖平面变化特征，建立沉积模式。受鼻状凸起控制的退积型滩坝砂体，鼻状凸起一端与湖岸相连，另一端伸入湖盆。如图2a所示，来自湖盆方向的波浪受到鼻状凸起入湖端的阻挡，改变流动方向，在其两翼形成较强的沿岸流，有利于形成厚层较大的“坝砂”。另外，当水动力较强的沿岸流与鼻状凸起两翼的波浪交汇时，波浪能量快速衰减，其携带的碎屑物质沉积快速下来，也有利于“滩砂”的形成。从水动力条件来讲，鼻状凸起两翼是形成滩坝的有利场所。
如图2b所示，当湖平面持续上升期时，随着湖岸线的不断后退，滩坝向湖岸方向退积，可形成“叠合连片”的退积型滩坝。早期形成的滩坝砂体，被后期“湖泛”泥岩所覆盖，具有有利的“储盖”条件。鼻状凸起规模小时，可伸入湖盆数百米；规模大时，可伸入湖盆十几公里。受鼻状凸起控制的退积型滩坝，可形成“叠合连片”分布的岩性油藏，具有良好的勘探效益。
2)根据所述发育位置的三维地震资料，找到所述发育位置地层的真实尖灭点，确定发育位置的地层厚度图。
鼻状凸起的两翼是滩坝发育的有利场所，是油气勘探的目标区带。利用三维地震资料，编制目的层段的地层厚度图，可以确定目的层段鼻状凸起的分布位置。本实施例中，采用目的层段地层厚度等值线图进行分析。
编制地层厚度等值线图的关键是，如何准确刻画地震同相轴在鼻状凸起的真实尖灭点位置。根据研究区的地质特征，建立了地震正演模型，如图3a所示。研究区地层埋藏较浅，压实程度较低，为高孔高渗储层，砂岩速度低于泥岩，在地震剖面上表现为波谷反射特征。目的层段为滨浅湖相砂泥岩，砂岩地震速度为2200m/s，密度为2.1g/cm3；泥岩地震速度为2500m/s，密度为2.2g/cm3。鼻状凸起岩性为凝灰岩，地震速度为4500m/s，密度为2.5g/cm3。三维地震资料主频为50Hz。正演模拟结果表明，鼻状凸起附近地震同相轴的终止，并不代表地层的终止。由于受地震资料分辨率的限制及下部高速层的干涉影响，当地层在鼻状凸起超覆尖灭时，尖灭点附近地层快速减薄，地震同相轴变弱或消失，导致无法识别。在常规地震剖面上，地震同相轴在鼻状凸起的真实尖灭点位置往往难以准确刻画。
通过分析及精确的计算，得到如下地震同相轴定量外延计算公式：
L＝h(sinβ.cosβ+cos2β.cotα)
上述公式中，L为同相轴外延长度；α为同相轴与鼻状凸起斜坡的夹角；β为鼻状凸起斜坡与水平线的夹角，本实施例中，主要为同相轴尖灭点附近，鼻状凸起斜坡与水平线的夹角；h为过视尖灭点与鼻状凸起斜坡间的地层厚度。利用同相轴定量外延法，如图3b所示，并与瞬时相位剖面和层拉平解释相结合，可以相对准确地刻画地震同相轴在鼻状凸起的真实尖灭点位置。
3)利用所述地层厚度图标定目的层段鼻状凸起分布范围，也即确定有利退积型滩坝砂体发育区。
通过上述过程，利用常规三维地震资料，编制出地层厚度等值线图。首先，对目的层段顶面和底面进行层位精细解释，编制出顶面和底面的等T0图；然后，将顶、底面等T0图相减，经时-深转换，编制出地层厚度等值线图。一般情况下，地层厚度等值线与湖岸线大致平行。当目的层段从沉积早期到后期，一直存在鼻状凸起时，就会出现多条向湖盆方向“凸出”的等值线。将等值线上的转折点(由与湖岸线平行到向湖盆“凸出”的变化点)用虚线连接起来，虚线所圈的范围就是鼻状凸起的范围，如图4a、4b所示，为不同类型鼻状凸起范围厘定模式图。“零”等值线代表是目的层段沉积末期的湖岸线。
本实施例中，当目的层段早期存在鼻状凸起，后期鼻状凸起沉积物覆盖时，在地层厚度等值线图上，向湖盆方向“凸出”的等值线仅分布在中间位置。“零”等值线及其紧邻的等值线与湖岸线大致平行。将中间等值线上的转折点用虚线连接起来，虚线所圈的范围就是鼻状凸起的范围。如图5所示，为本实施例中通过对研究区鼻状凸起范围厘定分析，得到的目的层段鼻状凸起分布范围，鼻状突起两翼为有利退积型滩坝砂体发育区。
退积型滩坝砂体油藏识别方法实施例：
本实施例中提供了一种退积型滩坝砂体油藏识别方法，本实施例是在上述有利退积型滩坝砂体发育区确定方法实施例的基础上，进一步对该类型的滩坝砂体发育区内的油藏进行识别的方法，因而，本实施例中，如图6所示，除了上述有利滩坝砂体发育区确定方法实施例中的步骤，还包括利用上述有利退积型滩坝砂体发育区进行圈闭识别的步骤，也即还包括步骤4)：
在有利退积型滩坝砂体发育区内，根据地震资料获取湖泛面，以任意相邻两期湖泛面作为顶、底界面，提取顶、底界面之间的地层振幅属性，选取振幅属性大于设定值的区域，作为岩性圈闭。
本实施例中，利用鼻状凸起所在区域的三维地震资料获取湖泛面，以任意相邻的两期湖泛面作为顶、底界面，提取层段的振幅属性。在振幅属性平面图上，振幅达到设定值时对应的区域为滩坝砂体(岩性圈闭)发育位置。断层发育区有利于垂向沟通油气，是滩坝型岩性圈闭的有利成藏部位。由此如图7所示，优选部署了一口探井(A井)，在目的层段钻遇6层砂体，单层厚度2-5米，岩性为细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩，如图8所示，测井解释孔隙度18.14-28.44％，渗透率46.2-363.3毫达西，测井解释油层3层15m，差油层2层6.7m。从钻探的岩心观察结果和测井相分析认为，该井钻遇的砂体为滩坝砂体，纵向上多层砂体叠合在地震剖面上产生相应的地震反射特征。对A井的2589-2596.6m井段进行了试油，日产油为6.8吨，试油结论为工业油层，取得了较好的勘探效果。且在此区块的这个鼻状凸起周围识别出了多个滩坝圈闭，具有较大的勘探潜力。
装置实施例：
本实施例包括有利退积型滩坝砂体发育区确定装置实施例和退积型滩坝砂体油藏识别装置实施例，本实施例提出的装置，如图9所示，包括处理器、存储器，存储器中存储有可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器在执行计算机程序时实现上述有利滩坝砂体发育区确定方法实施例的方法、退积型滩坝砂体油藏识别方法实施例的方法。
也就是说，以上方法实施例中的方法应理解可由计算机程序指令实现有利退积型滩坝砂体发育区确定方法、退积型滩坝砂体油藏识别方法的流程。可提供这些计算机程序指令到处理器，使得通过处理器执行这些指令产生用于实现上述方法流程所指定的功能。
本实施例所指的处理器是指微处理器MCU或可编程逻辑器件FPGA等的处理装置；
本实施例所指的存储器包括用于存储信息的物理装置，通常是将信息数字化后再以利用电、磁或者光学等方式的媒体加以存储。例如：利用电能方式存储信息的各式存储器，RAM、ROM等；利用磁能方式存储信息的的各式存储器，硬盘、软盘、磁带、磁芯存储器、磁泡存储器、U盘；利用光学方式存储信息的各式存储器，CD或DVD。当然，还有其他方式的存储器，例如量子存储器、石墨烯存储器等等。
通过上述存储器、处理器以及计算机程序构成的装置，在计算机中由处理器执行相应的程序指令来实现，处理器可以搭载各种操作系统，如windows操作系统、linux系统、android、iOS系统等。
作为其他实施方式，装置还可以包括显示器，显示器用于将结果展示出来，以供工作人员参考。
以上所述，仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，本发明的专利保护范围以权利要求书为准，凡是运用本发明的说明书及附图内容所作的等同结构变化，同理均应包含在本发明的保护范围内。
Claims (6)
1.一种有利退积型滩坝砂体发育区确定方法，其特征在于，包括如下步骤：
1)依据目标区古地貌背景和湖平面变化特征，建立沉积模式，确定受鼻状凸起控制的退积型滩坝砂体的发育位置；
2)根据所述发育位置的三维地震资料，找到所述发育位置地层的真实尖灭点，确定发育位置的地层厚度图；
3)利用所述地层厚度图标定目的层段鼻状凸起分布范围；
所述步骤2)中的真实尖灭点是利用同相轴定量外延法得到的；
利用同相轴定量外延法获取真实尖灭点的计算公式为：
L＝h(sinβ.cosβ+cos2β.cotα)
其中，L为同相轴外延长度；α为同相轴与鼻状凸起斜坡的夹角；β为鼻状凸起斜坡与水平线的夹角；h为过视尖灭点与鼻状凸起斜坡间的地层厚度。
2.根据权利要求1所述的有利退积型滩坝砂体发育区确定方法，其特征在于，所述步骤2)中的地层厚度图是将地层顶、底面等T0图相减，经时深转换编制出地层厚度等值线图，所述步骤3)中利用所述地层厚度图标定目的层段鼻状凸起分布范围的步骤为：将等值线上的转折点连接起来，所圈定的范围就是鼻状凸起的范围；所述转折点为由与湖岸线平行到向湖盆凸出的变化点。
3.一种退积型滩坝砂体油藏识别方法，其特征在于：
1)依据目标区古地貌背景和湖平面变化特征，建立沉积模式，确定受鼻状凸起控制的退积型滩坝砂体的发育位置；
2)根据所述发育位置的三维地震资料，找到所述发育位置地层的真实尖灭点，确定发育位置的地层厚度图；
3)利用所述地层厚度图标定目的层段鼻状凸起分布范围，确定有利退积型滩坝砂体发育区；
4)在有利退积型滩坝砂体发育区内，根据地震资料获取湖泛面，以任意相邻两期湖泛面作为的顶、底界面，提取顶、底界面之间的层段振幅属性，选取振幅属性大于设定值的区域，作为岩性圈闭；所述步骤2)中的真实尖灭点是利用同相轴定量外延法得到的；
利用同相轴定量外延法获取真实尖灭点的计算公式为：
L＝h(sinβ.cosβ+cos2β.cotα)
其中，L为同相轴外延长度；α为同相轴与鼻状凸起斜坡的夹角；β为鼻状凸起斜坡与水平线的夹角；h为过视尖灭点与鼻状凸起斜坡间的地层厚度。
4.根据权利要求3所述的退积型滩坝砂体油藏识别方法，其特征在于，所述步骤2)中的地层厚度图是将地层顶、底面等T0图相减，经时深转换编制出地层厚度等值线图，所述步骤3)中利用所述地层厚度图标定目的层段鼻状凸起分布范围的步骤为：将等值线上的转折点连接起来，所圈定的范围就是鼻状凸起的范围；所述转折点为由与湖岸线平行到向湖盆凸出的变化点。
5.一种有利退积型滩坝砂体发育区确定装置，其特征在于，包括处理器和存储器，所述存储器中存储有计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序以实现如权利要求1或2所述的有利退积型滩坝砂体发育区确定方法。
6.一种退积型滩坝砂体油藏识别装置，其特征在于，包括处理器和存储器，所述存储器中存储有计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序以实现如权利要求3或4所述的退积型滩坝砂体油藏识别方法。
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| CN109884699A (zh) * | 2019-03-20 | 2019-06-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 基于超完备子波基邻近目标函数法的滩坝储层预测方法 |
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