CN111708100B - 深部薄层油气储层确定方法及相关装置 - Google Patents

Abstract

本申请提供一种深部薄层油气储层确定方法及相关装置，涉及油气勘探和开发领域。该深部薄层油气储层确定方法包括：获取勘探开发区域的钻井岩心沉积微相解释和测井信息；钻井岩心沉积微相解释表征勘探开发区域的岩心对应的沉积地质分层信息，测井信息包括对勘探开发区域进行至少一次垂向测井得到的测井数据；根据钻井岩心沉积微相解释和测井信息，获取勘探开发区域的高分辨率层序地层格架；当高分辨率层序地层格架与预设比对参数匹配时，确定待确定薄层为油气储层；预设比对参数包括油气储层的标志砂体特征。建立高分辨率层序地层格架有利于岩心和测井数据的深度挖掘，弥补了地震波向深部传播过程中频率衰减而导致的深部储层划分和预测的不足。

Description

深部薄层油气储层确定方法及相关装置

技术领域

本申请涉及油气勘探和开发领域，具体而言，涉及一种深部薄层油气储层确定方法及相关装置。

背景技术

埋藏深度为3500～4500米的油气藏为深层油气资源，埋藏深度大于4500米的油气藏为超深层油气资源。勘探开发深层油气资源对于保障油气资源安全具有重要战略意义，同时也是油气勘探开发的现实领域。

浅水三角洲发育在坳陷湖盆的浅水缓坡之上，各分流河道砂体的三角洲前缘构成浅水三角洲主体，单个河道的砂体厚度较薄，通常小于10米；它是一种非常重要的油气储层，如，松辽盆地大庆油田青山口组和胜利油田渤海湾盆地明化镇组，鄂尔多斯盆地长庆油田延长组和我国西部准噶尔盆地胜利油田新区三工河组和八道湾组。但是分流河道受到湖盆水体涨缩影响，易发生显著向岸后退、向湖盆推进、或发生侧向摆动，浅水三角洲储层具有薄层砂岩与泥岩互层、砂体侧向摆动频繁的特征。深层油气是勘探开发的重点领域，但是深部薄层的油气储层预测难度大。

发明内容

有鉴于此，本申请的目的在于提供一种深部薄层油气储层确定方法及相关装置。

为了实现上述目的，本申请实施例采用的技术方案如下：

第一方面，本申请实施例提供一种深部薄层油气储层确定方法，所述方法包括：

获取勘探开发区域的钻井岩心沉积微相解释和测井信息；所述钻井岩心沉积微相解释表征所述勘探开发区域的岩心对应的沉积地质分层信息，所述测井信息包括对所述勘探开发区域进行至少一次垂向测井得到的测井数据；

根据所述钻井岩心沉积微相解释和所述测井信息，获取所述勘探开发区域的高分辨率层序地层格架；其中，所述高分辨率层序地层格架表征所述勘探开发区域中待确定薄层的砂体垂向分布特征；

当所述高分辨率层序地层格架与预设比对参数匹配时，确定所述待确定薄层为油气储层；所述预设比对参数包括油气储层的标志砂体特征。

在可选的实施方式中，根据所述钻井岩心沉积微相解释和所述测井信息，获取所述勘探开发区域的高分辨率层序地层格架，包括：

获取所述测井信息对应的测井曲线；所述测井曲线包括对所述勘探开发区域进行垂向测井得到的所有测井数据；

对所述测井曲线进行滤波分析，以获取高频基准面旋回；所述高频基准面旋回为所述勘探开发区域的基准面在地层沉积过程中，从下降至上升或从上升至下降的完整旋回中保存的地层记录；

根据所述钻井岩心沉积微相解释，将所述高频基准面旋回与比对标准层匹配，以获取所述高分辨率层序地层格架。

在可选的实施方式中，所述砂体垂向分布特征包括多个所述待确定薄层的泥质以及砂质的分布变化情况；

对所述测井曲线进行滤波分析，以获取高频基准面旋回，包括：

对所述测井曲线进行滤波分析，获取所述基准面在上升和下降过程中对应的正趋势线、负趋势线、第一转换点以及第二转换点；

其中，所述正趋势线表征所述基准面在上升过程中，多个所述待确定薄层的泥质含量趋于增加；所述负趋势线表征所述基准面在下降过程中，多个所述待确定薄层的砂质含量趋于增加；所述第一转换点为所述正趋势线至所述负趋势线的转换点，所述第二转换点为所述负趋势线至所述正趋势线的转换点；

根据所述正趋势线、所述负趋势线、所述第一转换点以及所述第二转换点，获取所述高频基准面旋回。

在可选的实施方式中，根据所述正趋势线、所述负趋势线、所述第一转换点以及所述第二转换点，获取所述高频基准面旋回，包括：

根据所述正趋势线、所述负趋势线、所述第一转换点以及所述第二转换点，获取所述待确定薄层对应的基准面下降半旋回和基准面上升半旋回；

其中，所述基准面下降半旋回表征所述基准面在下降过程中，所述砂体垂向分布特征从浅湖泥岩或分流间湾微相向孤立水下分流河道、高度冲刷叠置的水下分流河道微相依次进行演化；所述基准面上升半旋回表征所述基准面在上升过程中，所述砂体垂向分布特征从具有互相冲刷的高叠置分流河道向孤立的分流河道、湖泛事件或分流间湾泥岩依次进行演化；

将所述基准面下降半旋回和所述基准面上升半旋回的组合作为所述高频基准面旋回。

在可选的实施方式中，所述高分辨率层序地层格架具有等时性和垂向分辨率，所述垂向分辨率表征所述高频基准旋回的厚度信息；

根据所述正趋势线、所述负趋势线、所述第一转换点以及所述第二转换点，获取所述高频基准面旋回，包括：

根据所述砂体垂向分布特征、所述第一转换点和所述第二转换点，获取所述勘探开发区域的地层周期；所述地层周期表征不同垂向分辨率下的薄层变化间隔；

根据所述正趋势线、所述负趋势线，获取每个所述地层周期的高频基准面旋回。

在可选的实施方式中，所述勘探开发区域包括多个高频基准面旋回，所述方法还包括：

将所述多个高频基准面旋回分为第一基准面旋回组和第二基准面旋回组；

将所述第一基准面旋回组与所述勘探开发区域的地震切片进行比对，以矫正所述油气储层的总体横向延伸范围；

将所述第二基准面旋回组与所述勘探开发区域的油气试采数据进行匹配，以矫正所述油气储层的横向分布信息。

第二方面，本申请实施例提供一种深部薄层油气储层确定装置，所述装置包括：

获取模块，用于获取勘探开发区域的钻井岩心沉积微相解释和测井信息；所述钻井岩心沉积微相解释表征所述勘探开发区域的岩心对应的沉积地质分层信息，所述测井信息包括对所述勘探开发区域进行至少一次垂向测井得到的测井数据；

处理模块，用于根据所述钻井岩心沉积微相解释和所述测井信息，获取所述勘探开发区域的高分辨率层序地层格架；其中，所述高分辨率层序地层格架表征所述勘探开发区域中待确定薄层的砂体垂向分布特征；

所述处理模块还用于当所述高分辨率层序地层格架与预设比对参数匹配时，确定所述待确定薄层为油气储层；所述预设比对参数包括油气储层的标志砂体特征。

在可选的实施方式中，所述处理模块还用于获取所述测井信息对应的测井曲线；所述测井曲线包括对所述勘探开发区域进行垂向测井得到的所有测井数据；

所述处理模块还用于对所述测井曲线进行滤波分析，以获取高频基准面旋回；所述高频基准面旋回为所述勘探开发区域的基准面在地层沉积过程中，从下降至上升或从上升至下降的完整旋回中保存的地层记录；

所述处理模块还用于根据所述钻井岩心沉积微相解释，将所述高频基准面旋回与比对标准层匹配，以获取所述高分辨率层序地层格架。

第三方面，本申请实施例提供一种电子设备，包括处理器和存储器，所述存储器存储有能够被所述处理器执行的机器可执行指令，所述处理器可执行所述机器可执行指令以实现前述实施方式中任一项所述的方法。

第四方面，本申请实施例提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现前述实施方式中任一项所述的方法。

相较于现有技术，本申请提供一种深部薄层油气储层确定方法及相关装置，涉及油气勘探和开发领域。该深部薄层油气储层确定方法包括：获取勘探开发区域的钻井岩心沉积微相解释和测井信息；钻井岩心沉积微相解释表征勘探开发区域的岩心对应的沉积地质分层信息，测井信息包括对勘探开发区域进行至少一次垂向测井得到的测井数据；根据钻井岩心沉积微相解释和测井信息，获取勘探开发区域的高分辨率层序地层格架；当高分辨率层序地层格架与预设比对参数匹配时，确定待确定薄层为油气储层；预设比对参数包括油气储层的标志砂体特征。建立高分辨率层序地层格架有利于岩心和测井数据的深度挖掘，弥补了地震波向深部传播过程中频率衰减而导致的深部储层划分和预测的不足。

为使本申请的上述目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举较佳实施例，并配合所附附图，作详细说明如下。

附图说明

为了更清楚地说明本申请实施例的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本申请的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他相关的附图。

图1为本申请实施例提供的一种深部薄层油气储层确定方法的流程示意图；

图2为本申请实施例提供的另一种深部薄层油气储层确定方法的流程示意图；

图3为本申请实施例提供的另一种深部薄层油气储层确定方法的流程示意图；

图4为本申请实施例提供的另一种深部薄层油气储层确定方法的流程示意图；

图5为本申请实施例提供的另一种深部薄层油气储层确定方法的流程示意图；

图6为本申请实施例提供的另一种深部薄层油气储层确定方法的流程示意图；

图7为本申请实施例提供的一种过“Z4井-Z106井-Z104井-Z101井-Z108井”的连井油藏剖面；

图8为本申请实施例提供的一种基于钻井和测井数据的沉积微相/高频基准面旋回识别与划分示例(Z101井)；

图9为本申请实施例提供的一种过“Z4井-Z106井-Z104井-Z101井-Z108井”连井高分辨率层序地层剖面；

图10为本申请实施例提供的一种深部薄层油气储层确定装置的方框示意图；

图11为本申请实施例提供的一种电子设备的方框示意图。

图标：深部薄层油气储层确定装置-40，获取模块-41，处理模块-42，电子设备-60，存储器-61，处理器-62，通信接口-63。

具体实施方式

下面将结合本申请实施例中附图，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。通常在此处附图中描述和示出的本申请实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。

因此，以下对在附图中提供的本申请的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本申请的范围，而是仅仅表示本申请的选定实施例。基于本申请的实施例，本领域技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。

需要说明的是，术语“第一”和“第二”等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，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、物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、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。

地震沉积学方法是目前开展浅水三角洲储层研究常用的方法。它是基于地震信号响应薄层沉积单位的认识而开展的数据驱动研究，其对于薄砂体的研究精度与薄砂体的具体厚度、岩性-波阻抗模型、子波相位、频率有关。

现有技术通过90°相位子波调整建立90°相位地震数据体与薄层砂体之间的关系，使得三维地震数据体被标定为三维岩性数据体，进而获取震数据地层切片，并通过该地层切片进行平面地震地貌学研究。但是上述方案中的油气储层识别仅能用于地震同相轴的垂向分辨率不能分辨的薄层砂体，即厚度小于λ/4，(λ为地震波波长)的砂体，但是这种方法不能确定薄层砂体的顶底位置，也就无法确定薄层砂体的厚度。而且随着地震波向深层传播过程中高频部分发生衰减，减小了的地震波频率和增大了的地震波速度共同效应使得地震波波长在深层较浅层显著增加，λ/4将显著增大，所以地震资料对于深部薄层砂体的识别能力显著下降；此外，如果薄层砂岩与薄层泥岩互层发育，当砂体之间薄层泥岩夹层薄到一定程度(比如小于λ/8)时它对薄层砂岩的识别能力也将丧失。

为了至少解决上述问题和背景技术提出的不足，本申请实施例提供一种深部薄层油气储层确定方法，请参见图1，图1为本申请实施例提供的一种深部薄层油气储层确定方法的流程示意图，该深部薄层油气储层确定方法包括以下步骤：

S31，获取勘探开发区域的钻井岩心沉积微相解释和测井信息。

该钻井岩心沉积微相解释表征勘探开发区域的岩心对应的沉积地质分层信息，测井信息包括对勘探开发区域进行至少一次垂向测井得到的测井数据。该沉积地质分层信息可以使用沉积微相来表示，如使用沉积构造和岩性对勘探开发区域的岩心进行沉积微相解释，以获取上述沉积地质分层信息。

例如，岩心观察显示，勘探开发区域的岩性以灰色、浅灰色中粗粒-中细粒岩屑石英砂岩、长石石英砂岩和黑色、黑灰色泥岩为主，含少量粉砂岩、泥质粉砂岩、含砾砂岩。砂岩颗粒分选中-好，磨圆为次圆状，以线接触、点-线接触，高岭石胶结为主，杂基含量较少，以泥质为主；泥岩主要为灰黑色块状泥岩。沉积构造主要发育为冲刷面、槽状交错层理、平行层理、水平层理、波状层理。根据岩心观察和区域地质背景，勘探开发区域的目的层段主要发育为水下分流河道微相和水下分流河道间湾微相，河口坝微相在本区不发育。其中，水下分流河道微相：在岩心上可发现由含砾中粗粒砂岩、交错层理中粒砂岩、块状细砂岩、平行层理细砂岩序列或序列叠置，底部为冲刷面，每一个序列可以视为一期河道，为浅水三角洲前缘多期水下分流河道叠置的产物；水下分流河道间湾或浅湖微相：以深灰色块状泥岩为代表。

S32，根据钻井岩心沉积微相解释和测井信息，获取勘探开发区域的高分辨率层序地层格架。

其中，高分辨率层序地层格架表征勘探开发区域中待确定薄层的砂体垂向分布特征。需要注意的是，本领域技术人员约定将三级层序以上的层序(如四级层序、五级层序、六级层序等)称为高分辨率层序，上述高分辨率层序地层格架可以是建立在高分辨率层序的基础上的地质分层架构，以便实现对深部薄层的油气储层确定；例如，该高分辨率层序地层格架是勘探开发区域中，以等时界面分割开来的、由各类沉积微相组成的沉积地层和沉积微相在沉积地层中的三维分布。

例如，莫西庄油田三工河组沉积物物源来自北东方向，垂直物源方向是进行剖面对比分析水下分流河道复合砂体的优先方向，本申请选取过“Z4井-Z106井-Z104井-Z101井-Z108井”的北西—南东向剖面为典型剖面，进行浅水三角洲前缘高分辨率层序地层特征分析为例；其中，比对标准层可以是：三工河组二段沉积末期为一段广泛分布的黑色泥岩，其代表三级层序的最大湖泛面，并作为分开三工河组二段与其上的三工河组一段分层的界面，该界面是一个较优的勘探开发区域的比对标准层；比对标准层具有自然伽马曲线(GR曲线)的高值、自然电位(SP曲线)基值特征，将该比对标准层作为本申请实施例进行不同钻井之间高频基准面旋回对比时，钻井的地层深度拉平的参考面。

S33，当高分辨率层序地层格架与预设比对参数匹配时，确定待确定薄层为油气储层。

该预设比对参数包括油气储层的标志砂体特征。例如，在已经建立的高分辨率层序地层格架内，选取河道砂体厚度差异和河道砂体的厚-薄-厚组合等特征标志作为单期水下分流河道划分对比的标志砂体特征，开展沉积微相对比与油气储层的分布预测工作。

应理解，建立高分辨率层序地层格架有利于岩心和测井数据的深度挖掘，弥补了地震波向深部传播过程中频率衰减而导致的依赖于地震数据对深部薄层油气储层划分和预测的不足。

此外，使用钻井岩心沉积微相解释和测井信息对勘探开发区域进行处理，可以充分利用测井资料能够覆盖的全部层段，尤其是未取心的层段(即未取岩心的层段)。获取高分辨率层序地层格架时，可以利用自然伽马(GR)、自然电位(SP)、声波时差、岩石密度和电阻率等测井数据对取心段(已取岩心的层段)已明确的沉积微相解释，以便确保高分辨率层序地层格架的准确性。

可以预见的，在执行上述深部薄层油气储层确定方法之前，可以收集在研究区构造和地层的基础上的研究成果，继而对其进行综合研究分析，力求准确把握研究区的构造特征与演化历史和地层沉积总体特征，使得本申请提供的油气储层方法建立在坚实而又正确的研究背景之下。

例如，在莫西庄油田下侏罗统水西沟群三工河组二段浅水三角洲的研究：

①，准噶尔盆地经历了前陆盆地沉积、坳陷沉积、泛盆沉积和萎缩等4个阶段，早侏罗世三工河组沉积时期为泛盆沉积阶段；

②，盆地北部是宽阔的缓坡区，东部是中等斜坡区，南部为陡坡区，西北缘为中等斜坡至陡坡区气候温热潮湿，广泛发育浅水三角洲；

③，在三工河组发育晚期，准噶尔盆地中部车排子—莫索湾古隆起开始初步发育，经过西山窑组和头屯组发育期强烈隆升完成定型，后经侏罗纪末期的剥蚀夷平白垩纪至古近纪隐伏埋藏背斜；

④，在新近纪以来发生向南的掀斜作用，侏罗系地层整体上形成了现今的单斜构造，局部保留了鼻状构造，盆地中部油气区块块主要产层均为侏罗系三工河组。

在目前的技术手段中，地震沉积学研究的一个关键条件是提取到沉积界面上的地震振幅信息，因为地震同相轴既不是简单地反映等时界面，也不是单纯地反映岩性界面，核心是地震资料频率的控制。但是，地震波在地下介质中传播时，其部分弹性能量将不可逆转的转化为热能而发生衰减，而且高频比低频衰减得快，这使得地震波的主频逐渐变小；另外，随着深部岩层压实与成岩作用增强，地震波的传播速度也会逐渐增加，导致地震波频率减小和地震波速度增大的共同效应使得地震波波长在深层较浅层显著增加，继而使得λ/4将显著增大(λ为地震波波长)，所以地震资料对于深部薄层砂体的识别能力显著下降。在图1的基础上，为了解决上述问题，本申请实施例给出一种可能的实现方式，请参见图2，图2为本申请实施例提供的另一种深部薄层油气储层确定方法的流程示意图，上述的S32可以包括：

S321，获取测井信息对应的测井曲线。

该测井曲线包括对勘探开发区域进行垂向测井得到的所有测井数据。应理解，该测井曲线可以包括，但不限于自然伽马(GR)、自然电位(SP)、声波时差、岩石密度和电阻率等测井数据。

S322，对测井曲线进行滤波分析，以获取高频基准面旋回。

该高频基准面旋回为勘探开发区域的基准面在地层沉积过程中，从下降至上升或从上升至下降的完整旋回中保存的地层记录。例如，该高频基准面旋回可以包括一个完整的基准面升降旋回中保存的地层记录，其为一个等时地层单元，即高分辨率层序。例如，对地层中泥质含量/砂质含量变化敏感的测井数据，如勘探开发区域的自然伽马测井数据(GR)，对自然伽马测井曲线测井数据(GR)进行综合预测误差滤波分析，以获取不同周期的高频基准面旋回；如，在对自然伽马数据进行综合预测误差滤波分析得到数据上表现为，总体从1向0减小、再向1增加，或，从0向1增大、再向0减小。

S323，根据钻井岩心沉积微相解释，将高频基准面旋回与比对标准层匹配，以获取高分辨率层序地层格架。

需要注意的是，测井数据可以视为深度域岩性信号，反映沉积地层在垂向上的变化，通过对测井曲线进行综合预测误差滤波分析，可以使得沉积韵律更加容易识别，从而实现高频层序地层划分，继而得到勘探开发区域对应的高分辨率层序地层格架。

针对上述的钻井岩心沉积微相解释和测井数据，本申请实施例给出一种可能的获取方式：收集勘探开发区域的基础数据(包括钻井、测录井、地震、试油和试产数据等)，并对测井数据情况进行综合评估。尤其注意的是，要对钻井取心(岩心)情况全面掌握，力求对所有岩心都进行全面重新细致描述。例如，在莫西庄油田下侏罗统水西沟群三工河组二段浅水三角洲的研究：收集到研究区的基础数据有：12口钻井的测录井资料，具有GR和SP曲线，采样间隔0.125米；12口钻井的油气试采数据，明确各井油水层的分布情况；收集到一套主频为30赫兹的三维数据体，其中包括地震波速约为4500米/秒，垂向分辨率，即λ/4，约为37.5米。此外，对代号分别为“Z1、Z2、Z5、Z101、Z102、Z103、Z104、Z106”等8口井共计373.86米岩心进行现场重新细致观察和解释，进而获取所有的测井数据。

需要注意的是，测井是开展高分辨率层序地层对比的重要手段，浅水三角洲前缘以水下分流河道频繁侧向迁移造成砂体广泛分布，垂向上相互叠置，因此，测井曲线(如，自然伽马)旋回特征不明显，造成地层划分对比有较大的困难。在可选的实施方式中，为了解决上述问题，在图2的基础上，以砂体垂向分布特征包括待确定薄层的泥质以及砂质的分布变化情况为例，请参见图3，图3为本申请实施例提供的另一种深部薄层油气储层确定方法的流程示意图。上述的S322可以包括：

S322a，对测井曲线进行滤波分析，获取基准面在上升和下降过程中对应的正趋势线、负趋势线、第一转换点以及第二转换点。

测井数据值的由深至浅的变化反应的地层由深向浅的层层叠置情况，这是基于钻井取岩心成本高昂的现实而采取的一种替代方案，而且这种数据化使得对其进行数学方法分析(即综合预测误差滤波分析)成为可能；对测井曲线经过综合预测误差滤波分析(INPEFA)得到INPEFA曲线，INPEFA曲线包括四个要素：负INPEFA趋势线(负趋势线)，正INPEFA趋势线(正趋势线)，由正INPEFA趋势到负INPEFA趋势的转换点(第一转换点)，由负INPEFA趋势到正INPEFA趋势的转换点(第二转换点)。该负INPEFA趋势线代表向上砂质含量趋于增多，表示趋于增加的粗粒沉积物供应，向上变浅或向滨线靠近；该正INPEFA趋势线代表向上泥质含量趋于增多，表示趋于减少的粗粒沉积物供应，向上变深或远离滨线轨迹；由正到负INPEFA趋势线的转换点(第一转换点)代表砂质沉积物供应的突然增加；由负到正INPEFA趋势线的转换点(第二转换点)代表砂质沉积物供应的突然减少。

S322b，根据正趋势线、负趋势线、第一转换点以及第二转换点，获取高频基准面旋回。

其中，正趋势线表征基准面在上升过程中，多个待确定薄层的泥质含量趋于增加。负趋势线表征基准面在下降过程中，多个待确定薄层的砂质含量趋于增加。第一转换点为正趋势线至负趋势线的转换点，第二转换点为负趋势线至正趋势线的转换点。应理解，基准面的变化具有区域同时性，以基准面升、降为界面把沉积地层进行成层分割，使得每一层地层层内等时、层间具有先后顺序。

应理解，选择测井信息中对碎屑岩沉积体系中泥质、砂质含量变化敏感的测井曲线(通常为自然伽马曲线)，进行综合预测误差滤波分析(INPEFA)，获取对应的、正趋势线、负趋势线、第一转换点以及第二转换点。综合预测误差滤波分析不仅可以使得沉积韵律更加容易识别，更重要的是，它还具有根据不同的旋回周期进行针对性的处理，以凸显不同周期的高频旋回，而且相对于基于岩心和测井曲线在于显示超短周期基准面旋回的优势，综合预测误差滤波分析对于中、短期高频基准面旋回具有显著的识别优势。旋回可有不同的周期，长周期可以包含中周期，中周期再包含短周期。

在可选的实施方式中，为了获取高频基准面旋回，在图3的基础上，给出一种可能的实现方式，请参见图4，图4为本申请实施例提供的另一种深部薄层油气储层确定方法的流程示意图。上述的S322b可以包括：

S322b-1，根据正趋势线、负趋势线、第一转换点以及第二转换点，获取多个待确定薄层对应的基准面下降半旋回和基准面上升半旋回。

其中，基准面下降半旋回(BLFHC)表征基准面在下降过程中，砂体垂向分布特征从浅湖泥岩或分流间湾微相向孤立水下分流河道、高度冲刷叠置的水下分流河道微相依次进行演化。基准面上升半旋回(BLRHC)表征基准面在上升过程中，砂体垂向分布特征从具有互相冲刷的高叠置分流河道向孤立的分流河道、湖泛事件或分流间湾泥岩依次进行演化。

例如，在以浅水三角洲前缘为主的研究区中：基准面下降到上升的转换面(基准面下降半旋回)，由于基准面下降致使可容纳空间减小，通常位于相互叠置的水下分流河道微相底部冲刷面处；基准面上升到下降的转换面(基准面上升半旋回)，由于基准面上升致使可容纳空间增大，通常位于厚层的水下分流河道间湾微相或浅湖微相泥岩中。

S322b-2，将基准面下降半旋回和基准面上升半旋回的组合作为高频基准面旋回。

例如，根据当前的勘探情况(勘探情况可以上述实施例中示出的基础测井数据等)得到的测井曲线，确定由基准面上升半旋回到基准面下降半旋回转换面高分辨率层序地层划分的等时界面，以便实现地层划分和对比，进而获取高分辨率层序地层格架。

由于陆相浅水三角洲沉积的特点恰恰是薄层砂岩与薄层泥岩互层发育，当砂体之间的薄层泥岩厚度小于或等于一定数值(比如小于或等于λ/8，λ为地震波波长)时，多个薄砂层因距离过近将使地震反射强烈干涉。而勘探过程中的同相轴只代表平均波阻抗变化，平均波阻抗变化反映的是高薄层砂岩含量地层和低薄层砂岩含量地层之间的变化；也就是说，每个薄层砂岩不再形成一个独立反射，相应地，即使在地震数据经过90°相位转换后，薄层砂岩仍不能与同相轴一一对应。

对于上述问题，目前的一种解决方案是，根据薄层砂体厚度计算调谐频率，进而使用调谐频率数据体在精细地层格架内的地层切片；但是，在实际勘探过程中，受原始地震资料有效带宽的制约，达到调谐频率常常是不能实现的，譬如，深层油气10米厚薄层砂体储层对应调谐频率高达100赫兹，目前2000米以浅的浅层通常主频才为50赫兹，而在深部由于衰减通常只有35赫兹，也就是说，调谐频率和地层实际频率并不匹配。在可选的实施方式中，为了解决上述问题，在图3的基础上，以高分辨率层序地层格架具有等时性和垂向分辨率、垂向分辨率表征高频基准面旋回的厚度信息为例，请参见图5，图5为本申请实施例提供的另一种深部薄层油气储层确定方法的流程示意图。上述的S322b可以包括：

S322b-3，根据砂体垂向分布特征、第一转换点和第二转换点，获取勘探开发区域的地层周期。

地层周期表征不同垂向分辨率下的薄层变化间隔；需要注意的是，地球轨道参数变化驱动的米兰科维奇周期影响着沉积物的侵蚀搬运和沉积进而控制着沉积韵律，这些沉积韵律具有区域等时性，在高分辨率层序地层划分-对比中，识别该沉积韵律比常规生物地层或地震地层有具有效性；莫西庄油田的油田主力油藏位于下侏罗统水西沟群三工河组二段浅水三角洲前缘亚相，其主要为水下分流河道微相砂体，本申请实施例将三工河组二段划分为一个四级层序，在所述四级层序内部匹配岩心沉积微相解释、高频基准面半旋回，将最邻近的第一转换点和第二转换点之间薄层段作为最短周期高频基准面半旋回，继而把每个最短周期高频基准面下降半旋回和其上紧邻的高频基准面上升半旋回组合形成四级层序内最短周期的高频基准面旋回。所述最短周期的高频基准面旋回在不同钻井间具有一致性，即等时性。

S322b-4，根据正趋势线、负趋势线，获取每个地层周期的高频基准面旋回。

例如，以最短周期的高频基准面旋回为对比单元开展不同钻井间比对，获取勘探开发区域高分辨率层序地层格架，实现勘探开发区域的薄层储层段的等时划分与比对。在本实施例中三工河组二段划分为一个完整的四级高频基准面旋回(或称四级层序、四级旋回)，最短周期的高频基准面旋回作为六级高频基准面旋回(或简称六级层序、六级旋回)，共划分出5个六级旋回C1-1、C1-2、C2-1、C2-2和C2-3，六级旋回可以实现全区对比，厚度一般为15m至30m，在区域上稳定分布，旋回具有比较好的对称性，反映了在浅水三角洲前缘无论是基准面上升还是下降，期间沉积物都能得到比较好的保存。所述六级旋回的厚度即为高分辨率层序地层格架的垂向分辨率，基于所述高分辨率层序地层格架，对薄层砂体储层的分辨率将不低于该垂向分辨率。

在可选的实施方式中，确定油气储层后，为了进一步校正其准确性和分布特征，在图2的基础上，以勘探开发区域包括多个高频基准面旋回为例，请参见图6，图6为本申请实施例提供的另一种深部薄层油气储层确定方法的流程示意图。该深部薄层油气储层确定方法还可以包括：

S34，将多个高频基准面旋回分为第一基准面旋回组和第二基准面旋回组。

应理解，该第一基准面旋回组和第二基准面旋回组的划分方式可以是根据砂体的垂向分布特征归类，如第一基准面旋回组包括勘探开发区域中处于上部(距离地面较近)的多个砂体间垂向距离大于λ/8的高频基准面旋回，第二基准面旋回组包括勘探开发区域中处于下部(距离地面较远)的多个砂体间垂向距离小于λ/8的高频基准面旋回。

S35，将第一基准面旋回组与勘探开发区域的地震切片进行比对，以矫正油气储层的总体横向延伸范围。

应理解，地震切片所反映的是具有沉积相指示意义的地震岩性学、地貌信息，地震沉积相的指相意义相对于测井沉积相更为间接，单独用于油气储层预测是不准确的，但是其具有对砂体横向的分布更高指示性，可以对本申请实施例提供的油气储层方法得到的油气储层进行进一步进行横向分布校正，以便提高油气储层确定的准确性。

S36，将第二基准面旋回组与勘探开发区域的油气试采数据进行匹配，以矫正油气储层的横向分布信息。

例如，基于浅水三角洲前缘在高分辨率层序地层格架不同基准面旋回阶段具有不同的构型特征开展沉积微相分布划分与预测，并根据不同情况(比如上部2个短期基准面旋回内)，或借用地震沉积学的地震切片，或借用试采数据(如油气钻井的试采数据)进行验证，而不是采用现有技术人为调整地震频率的错误道路，有利于油气勘探领域对于薄层的油气储层勘探。

例如，基于如前所述研究区三维地震品质分析，地震剖面上理想垂向分辨率为λ/4，约为37.5米，另结合垂向水下分流河道砂体进行垂向距离分析，普遍小于19米，即λ/8，因此在此种情况下，开展地震沉积学的90°相位转换和地层切片也难以实现单砂体(水下分流河道)，尤其是5个短期基准面旋回中下部的3个短期基准面旋回(即下部旋回)内的砂体(水下分流河道)识别工作：对于上部的两个旋回，借鉴地震沉积学的地震切片法来控制砂体的横向延伸范围；对于下部的3个旋回内砂体基于油气试采的油气储层性质：油层、油水同层和水层的关系，进行更进一步的沉积微相分布矫正。应理解，上述S35～S36的执行顺序可以是并列执行，还可以是任一个在前执行，本申请不对其进行限定。

为了便于理解上述实施例提供的油气储层确定方法，请参见图7，图7为本申请实施例提供的一种基于钻井和测井数据的沉积微相/高频基准面旋回识别与划分示例(Z101井)，其为对基于上述的“Z101”钻井为例的高分辨层序地层的划分的结果；请继续参见图8，图8为本申请实施例提供的一种过“Z4井-Z106井-Z104井-Z101井-Z108井”连井高分辨率层序地层剖面，它是根据上述的“Z101”钻井的高分辨层序地层的划分方案进行不同钻井间对比得到的、以“Z4井-Z106井-Z104井-Z101井-Z108井”为例的高分辨率层序地层格架。请继续参见图9，图9为本申请实施例提供的一种过“Z4井-Z106井-Z104井-Z101井-Z108井”连井油藏剖面，其表示实际使用过程中，上述“Z4-Z106-Z104-Z101-Z108”基于各个钻井对应的油藏实际进行矫正后的储层分布预测结果。

综上，基于测井曲线的综合预测误差滤波分析实现了浅水三角洲前缘河道垂向叠置条件下高分辨率层序地层划分，通常这种划分仅仅基于岩心或测井曲线的直接使用；建立的高分辨率层序地层格架为等时地层格架，约束不同期的短期基准面旋回内的沉积微相不得“穿时”到其上或下的短期基准面旋回内；高分辨率层序地层格架的垂向分辨率是不会像地震数据那样随着深度的增加而衰减，使得高分辨率层序地层格架无论在浅部还是深部都会保证较高的垂向分辨率，刚好弥补了地震沉积学依赖于地震数据而造成的对于深部储层划分与预测的不足。此外，本申请实施例提供的深部薄层油气储层确定方法更加体现地质演化规律的实际驱动，而非依赖于地震切片，地震切片仅仅提供辅助约束；而且使用了油气试采数据，更加契合油气田勘探开发实际，对于勘探开发实际指导意义更为明确。

为了执行上述实施例对应的深部薄层油气储层确定方法，本申请实施例提供一种深部薄层油气储层确定装置，以实现上述图1～图6对应的步骤，请参见图10，图10为本申请实施例提供的一种深部薄层油气储层确定装置的方框示意图，该深部薄层油气储层确定装置40包括：获取模块41和处理模块42。

获取模块41用于获取勘探开发区域的钻井岩心沉积微相解释和测井信息；钻井岩心沉积微相解释表征勘探开发区域的岩心对应的沉积地质分层信息，测井信息包括对勘探开发区域进行至少一次垂向测井得到的测井数据；处理模块42用于根据钻井岩心沉积微相解释和测井信息，获取勘探开发区域的高分辨率层序地层格架；其中，高分辨率层序地层格架表征勘探开发区域中待确定薄层的砂体垂向分布特征；处理模块42还用于当高分辨率层序地层格架与预设比对参数匹配时，确定待确定薄层为油气储层；预设比对参数包括油气储层的标志砂体特征。

在可选的实施方式中，处理模块42还用于获取测井信息对应的测井曲线；测井曲线包括对勘探开发区域进行垂向测井得到的所有测井数据；处理模块42还用于对测井曲线进行滤波分析，以获取高频基准面旋回；高频基准面旋回为勘探开发区域的基准面在地层沉积过程中，从下降至上升或从上升至下降的完整旋回中保存的地层记录；处理模块42还用于根据钻井岩心沉积微相解释，将高频基准面旋回与比对标准层匹配，以获取高分辨率层序地层格架。

应理解，获取模块41和处理模块42可以协同实现上述S31～S36及其可能的子步骤。

本申请实施例提供一种电子设备，如图11，图11为本申请实施例提供的一种电子设备的方框示意图。该电子设备60包括存储器61、处理器62和通信接口63。该存储器61、处理器62和通信接口63相互之间直接或间接地电性连接，以实现数据的传输或交互。例如，这些元件相互之间可通过一条或多条通讯总线或信号线实现电性连接。存储器61可用于存储软件程序及模块，如本申请实施例所提供的深部薄层油气储层确定方法对应的程序指令/模块，处理器62通过执行存储在存储器61内的软件程序及模块，从而执行各种功能应用以及数据处理。该通信接口63可用于与其他节点设备进行信令或数据的通信。在本申请中该电子设备60可以具有多个通信接口63。

其中，存储器61可以是但不限于，随机存取存储器(Random Access Memory，RAM)，只读存储器(Read Only Memory，ROM)，可编程只读存储器(Programmable Read-OnlyMemory，PROM)，可擦除只读存储器(Erasable Programmable Read-Only Memory，EPROM)，电可擦除只读存储器(Electric Erasable Programmable Read-Only Memory，EEPROM)等。

处理器62可以是一种集成电路芯片，具有信号处理能力。该处理器可以是通用处理器，包括中央处理器(Central Processing Unit，CPU)、网络处理器(NetworkProcessor，NP)等；还可以是数字信号处理器(Digital Signal Processing，DSP)、专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，ASIC)、现场可编程门阵列(Field－Programmable Gate Array，FPGA)或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等。

电子设备60可以实现本申请提供的任一种深部薄层油气储层确定方法，其可以是但不限于手机、平板电脑、可穿戴设备、车载设备、增强现实(Augmented Reality，AR)/虚拟现实(Virtual Reality，VR)设备、笔记本电脑、超级移动个人计算机(Ultra-MobilePersonal Computer，UMPC)、上网本、个人数字助理(Personal Digital Assistant，PDA)等电子设备上，本申请实施例对电子设备的具体类型不作任何限制。

在本申请所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的装置和方法，也可以通过其它的方式实现。以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，附图中的流程图和框图显示了根据本申请的多个实施例的装置、方法和计算机程序产品的可能实现的体系架构、功能和操作。在这点上，流程图或框图中的每个方框可以代表一个模块、程序段或代码的一部分，所述模块、程序段或代码的一部分包含一个或多个用于实现规定的逻辑功能的可执行指令。也应当注意，在有些作为替换的实现方式中，方框中所标注的功能也可以以不同于附图中所标注的顺序发生。例如，两个连续的方框实际上可以基本并行地执行，它们有时也可以按相反的顺序执行，这依所涉及的功能而定。也要注意的是，框图和/或流程图中的每个方框、以及框图和/或流程图中的方框的组合，可以用执行规定的功能或动作的专用的基于硬件的系统来实现，或者可以用专用硬件与计算机指令的组合来实现。

另外，在本申请各个实施例中的各功能模块可以集成在一起形成一个独立的部分，也可以是各个模块单独存在，也可以两个或两个以上模块集成形成一个独立的部分。

所述功能如果以软件功能模块的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。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或者该技术方案的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，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，服务器，或者网络设备等)执行本申请各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、ROM、RAM、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

综上所述，本申请提供一种深部薄层油气储层确定方法及相关装置，涉及油气勘探和开发领域。该深部薄层油气储层确定方法包括：获取勘探开发区域的钻井岩心沉积微相解释和测井信息；钻井岩心沉积微相解释表征勘探开发区域的岩心对应的沉积地质分层信息，测井信息包括对勘探开发区域进行至少一次垂向测井得到的测井数据；根据钻井岩心沉积微相解释和测井信息，获取勘探开发区域的高分辨率层序地层格架；其中，高分辨率层序地层格架表征勘探开发区域中待确定薄层的砂体垂向分布特征；当高分辨率层序地层格架与预设比对参数匹配时，确定待确定薄层为油气储层；预设比对参数包括油气储层的标志砂体特征。建立高分辨率层序地层格架有利于岩心和测井数据的深度挖掘，弥补了地震波向深部传播过程中频率衰减而导致的依赖于地震数据对深部储层划分和预测的不足。

以上所述仅为本申请的优选实施例而已，并不用于限制本申请，对于本领域的技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种深部薄层油气储层确定方法，其特征在于，所述方法包括：

获取勘探开发区域的钻井岩心沉积微相解释和测井信息；所述钻井岩心沉积微相解释表征所述勘探开发区域的岩心对应的沉积地质分层信息，所述测井信息包括对所述勘探开发区域进行至少一次垂向测井得到的测井数据；

根据所述钻井岩心沉积微相解释和所述测井信息，获取所述勘探开发区域的高分辨率层序地层格架；其中，所述高分辨率层序地层格架表征所述勘探开发区域中待确定薄层的砂体垂向分布特征；

根据所述钻井岩心沉积微相解释和所述测井信息，获取所述勘探开发区域的高分辨率层序地层格架，包括：

获取所述测井信息对应的测井曲线；所述测井曲线包括对所述勘探开发区域进行垂向测井得到的所有测井数据；

对所述测井曲线进行滤波分析，以获取高频基准面旋回；所述高频基准面旋回为所述勘探开发区域的基准面在地层沉积过程中，从下降至上升或从上升至下降的完整旋回中保存的地层记录；

根据所述钻井岩心沉积微相解释，将所述高频基准面旋回与比对标准层匹配，以获取所述高分辨率层序地层格架；

当所述高分辨率层序地层格架与预设比对参数匹配时，确定所述待确定薄层为油气储层；所述预设比对参数包括油气储层的标志砂体特征。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述砂体垂向分布特征包括多个所述待确定薄层的泥质以及砂质的分布变化情况；

对所述测井曲线进行滤波分析，以获取高频基准面旋回，包括：

对所述测井曲线进行滤波分析，获取所述基准面在上升和下降过程中对应的正趋势线、负趋势线、第一转换点以及第二转换点；

其中，所述正趋势线表征所述基准面在上升过程中，多个所述待确定薄层的泥质含量趋于增加；所述负趋势线表征所述基准面在下降过程中，多个所述待确定薄层的砂质含量趋于增加；所述第一转换点为所述正趋势线至所述负趋势线的转换点，所述第二转换点为所述负趋势线至所述正趋势线的转换点；

根据所述正趋势线、所述负趋势线、所述第一转换点以及所述第二转换点，获取所述高频基准面旋回。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，根据所述正趋势线、所述负趋势线、所述第一转换点以及所述第二转换点，获取所述高频基准面旋回，包括：

根据所述正趋势线、所述负趋势线、所述第一转换点以及所述第二转换点，获取多个所述待确定薄层对应的基准面下降半旋回和基准面上升半旋回；

其中，所述基准面下降半旋回表征所述基准面在下降过程中，所述砂体垂向分布特征从浅湖泥岩或分流间湾微相向孤立水下分流河道、高度冲刷叠置的水下分流河道微相依次进行演化；所述基准面上升半旋回表征所述基准面在上升过程中，所述砂体垂向分布特征从具有互相冲刷的高叠置分流河道向孤立的分流河道、湖泛事件或分流间湾泥岩依次进行演化；

将所述基准面下降半旋回和所述基准面上升半旋回的组合作为所述高频基准面旋回。

4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述高分辨率层序地层格架具有等时性和垂向分辨率，所述垂向分辨率表征所述高频基准面旋回的厚度信息；

根据所述正趋势线、所述负趋势线、所述第一转换点以及所述第二转换点，获取所述高频基准面旋回，包括：

根据所述砂体垂向分布特征、所述第一转换点和所述第二转换点，获取所述勘探开发区域的地层周期；所述地层周期表征不同垂向分辨率下的薄层变化间隔；

根据所述正趋势线、所述负趋势线，获取每个所述地层周期的高频基准面旋回。

5.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述勘探开发区域包括多个高频基准面旋回，所述方法还包括：

将所述多个高频基准面旋回分为第一基准面旋回组和第二基准面旋回组；

将所述第一基准面旋回组与所述勘探开发区域的地震切片进行比对，以矫正所述油气储层的总体横向延伸范围；

将所述第二基准面旋回组与所述勘探开发区域的油气试采数据进行匹配，以矫正所述油气储层的横向分布信息。

6.一种深部薄层油气储层确定装置，其特征在于，所述装置包括：

获取模块，用于获取勘探开发区域的钻井岩心沉积微相解释和测井信息；所述钻井岩心沉积微相解释表征所述勘探开发区域的岩心对应的沉积地质分层信息，所述测井信息包括对所述勘探开发区域进行至少一次垂向测井得到的测井数据；

处理模块，用于根据所述钻井岩心沉积微相解释和所述测井信息，获取所述勘探开发区域的高分辨率层序地层格架；其中，所述高分辨率层序地层格架表征所述勘探开发区域中待确定薄层的砂体垂向分布特征；具体用于：获取所述测井信息对应的测井曲线；所述测井曲线包括对所述勘探开发区域进行垂向测井得到的所有测井数据；对所述测井曲线进行滤波分析，以获取高频基准面旋回；所述高频基准面旋回为所述勘探开发区域的基准面在地层沉积过程中，从下降至上升或从上升至下降的完整旋回中保存的地层记录；根据所述钻井岩心沉积微相解释，将所述高频基准面旋回与比对标准层匹配，以获取所述高分辨率层序地层格架；

所述处理模块还用于当所述高分辨率层序地层格架与预设比对参数匹配时，确定所述待确定薄层为油气储层；所述预设比对参数包括油气储层的标志砂体特征。

7.一种电子设备，其特征在于，包括处理器和存储器，所述存储器存储有能够被所述处理器执行的机器可执行指令，所述处理器可执行所述机器可执行指令以实现权利要求1-5中任一项所述的方法。

8.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现权利要求1-5中任一项所述的方法。

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