滾動擴(kuò)邊稀井區(qū)的沉積微相刻畫方法研究

南金浩，沙宗倫，賈紅兵，劉少然，熊向東，林 彤

(中國石油大慶油田有限責(zé)任公司，黑龍江 大慶 163712)

0 引 言

常規(guī)的沉積微相精細(xì)刻畫是根據(jù)開發(fā)區(qū)油藏精細(xì)描述的需求，以沉積模式為指導(dǎo)，在油田投入開發(fā)以后隨著油藏動靜態(tài)資料不斷豐富，以單井相分析和測井曲線特征相結(jié)合，對開發(fā)區(qū)的沉積微相進(jìn)行精細(xì)的刻畫[1-3]，但其刻畫精度往往依賴于開發(fā)區(qū)較高密度的井資料。隨機(jī)建?？梢詫崿F(xiàn)區(qū)塊整體的沉積類型預(yù)測，但很難真實再現(xiàn)不同特征的微相分布，導(dǎo)致所建模型預(yù)測精度不高，同時針對稀井區(qū)的預(yù)測精度較低[4]。前人通過對密井區(qū)單河道寬度和厚度進(jìn)行統(tǒng)計，擬合出密井網(wǎng)區(qū)單河道寬、厚定量關(guān)系式，從而編制從密井區(qū)到稀井區(qū)沉積微相平面圖[5]，該方法有一定的預(yù)測性，但缺乏實際資料的支撐。海上油田基于巖心和地震反演資料，利用直井資料垂向上確定微相類型、地震約束砂體平面趨勢和邊界，形成了海上稀井網(wǎng)沉積微相刻畫方法[6-8]，但受控于海上油田井網(wǎng)密度小、井距大，地質(zhì)資料與地震資料相關(guān)性存在偶然性，沒有大量數(shù)據(jù)支撐，其預(yù)測的微相展布具有一定的局限性。文中通過解析開發(fā)區(qū)密井網(wǎng)單井沉積微相相關(guān)數(shù)據(jù)，建立數(shù)據(jù)庫，以地震屬性描述扇體輪廓，結(jié)合地震反演結(jié)果開展稀井區(qū)儲層展布表征，實現(xiàn)微相特征及展布的定性與定量刻畫。

1 研究區(qū)概況

烏南次凹是海拉爾盆地貝爾湖坳陷烏爾遜凹陷的次級構(gòu)造單元，構(gòu)造格局上表現(xiàn)為西斷東超的箕狀斷陷，東臨巴彥山隆起，西靠嵯崗隆起，凹陷面積為2 240 km2(圖1a)。沉積蓋層為中生界侏羅系和白堊系、新生界上第三系和第四系，沉積巖最大厚度約為6 000 m，主要含油層系為下白堊系地層。區(qū)域生烴洼槽位于次凹的中西部，以南屯組時期發(fā)育的厚層灰黑色泥頁巖為主，計算資源量約為3×108t。南屯組一段(南一段)發(fā)現(xiàn)的油氣最為豐富，東部緩坡區(qū)(A區(qū))南一段發(fā)育以辮狀河三角洲—湖底扇—湖泊相為主的沉積體系(圖1b)，成為烏南次凹主要的油氣賦存砂體[9-11]，已發(fā)現(xiàn)千萬噸級探明儲量，并建成A油田。近年來，A區(qū)在主體油藏開發(fā)后，受控于油藏、儲層等特征認(rèn)識，滾動外擴(kuò)工作始終未獲得大的突破。分析認(rèn)為研究區(qū)辮狀河三角洲砂體的變化在直接形成巖性油藏的同時，影響了斷塊內(nèi)油藏的類型[12]。因此，必須對開發(fā)區(qū)外部稀井區(qū)沉積儲層特征開展精細(xì)刻畫。

圖1 烏南次凹區(qū)域基本地質(zhì)概況Fig.1 The basic geological survey of Wunan Sub-sag

2 地震屬性預(yù)測

2.1 地震屬性優(yōu)選

地層中儲集砂體變化會引起地震波的變化，可將地震屬性表征為與儲層相關(guān)的參數(shù)。優(yōu)勢砂體一般具有均方根振幅高、反射強(qiáng)度高、平均瞬時頻率低、有效帶寬低等特點，相應(yīng)的屬性包含振幅統(tǒng)計類、瞬時類、子波類、單品類等，為砂體的定性預(yù)測提供依據(jù)[13-14]。由于地震屬性與砂體之間匹配關(guān)系為多元、多維度的復(fù)雜關(guān)系，不同類型地震屬性的預(yù)測在不同規(guī)模砂體中存在明顯差異，其預(yù)測方法直接影響儲層預(yù)測精度[15-16]。隨著地震屬性應(yīng)用不斷深化，越來越多屬性被提取出來，但屬性的增加會干擾相關(guān)地震屬性的預(yù)測。針對A3開發(fā)區(qū)南一段較厚單砂體需開展相關(guān)屬性優(yōu)選。A區(qū)塊南一段在頂?shù)妆憩F(xiàn)為中低頻、中強(qiáng)振幅、中強(qiáng)連續(xù)的波峰反射特征，砂體厚度越大，反射波峰越強(qiáng)，砂體地震響應(yīng)包絡(luò)呈楔狀；小的泥包砂薄層砂體，地震上表現(xiàn)為弱振幅響應(yīng)特征；對于砂泥巖互層型砂組，在地震剖面上表現(xiàn)形式較為復(fù)雜，主要表現(xiàn)為反射波分叉、合并及復(fù)波等，單一波峰強(qiáng)度為中等—弱，但總的波峰能量強(qiáng)，且總波峰能量與砂組內(nèi)砂巖總厚度呈正相關(guān)。反射波峰、反射波總能量可較好反映儲層厚度橫向變化。在此基礎(chǔ)上，按照相同分析思路，針對南屯組二段Ⅰ、Ⅱ油組，分別優(yōu)選了平均能量和均方根振幅屬性，南屯組一段Ⅰ、Ⅱ油組分別優(yōu)選了30Hz分頻屬性和能量半衰時屬性，開展儲層分布定性描述。

2.2 地震屬性預(yù)測結(jié)果

南一段地層優(yōu)選了符合率高的30Hz分頻地震屬性，實現(xiàn)砂體的刻畫，預(yù)測砂體發(fā)育的邊界圈定辮狀河三角洲平原和前緣的展布?？傮w上砂體在東北部富集，向西南部砂體逐漸減薄，連續(xù)性降低。以南屯組一段Ⅰ油組為例，分頻屬性預(yù)測，整體看儲層平面展布呈3個區(qū)域：①研究區(qū)東北部區(qū)域的A4-8—A7井一帶，表現(xiàn)為連續(xù)性好的強(qiáng)振幅區(qū)；②A02—A5井一帶向東南、西北均延伸至研究區(qū)邊界，表現(xiàn)為中強(qiáng)振幅特征，高值區(qū)多呈條帶狀、片狀北東向或者近南北向展布；③研究區(qū)西南區(qū)域，表現(xiàn)為弱振幅響應(yīng)特征。選取不同位置的52口井，其中符合的井達(dá)到42口，地震屬性預(yù)測符合率達(dá)到81%。

3 地震反演

3.1 地震反演方法優(yōu)選

地震反演預(yù)測是根據(jù)地震數(shù)據(jù)預(yù)測地層砂體結(jié)構(gòu)、形態(tài)及流體成分，實現(xiàn)相關(guān)參數(shù)的定量計算[17-19]。A區(qū)發(fā)育薄互層儲層，單砂體厚度薄，縱向多期疊置，且與泥巖互層，橫向變化快，平面分布零散，對地震薄層反演預(yù)測精度提出了挑戰(zhàn)。為此，需要優(yōu)選地震反演方法及參數(shù)，提高預(yù)測精度。目前廣泛應(yīng)用的地震反演方法主要包括以下幾種：①基于地震數(shù)據(jù)的波阻抗反演，主要包括遞推反演和約束稀疏脈沖反演；②基于模型的測井屬性反演，可以在均勻分布的密井網(wǎng)區(qū)實現(xiàn)厚度為2～6 m的薄層砂巖預(yù)測；③基于地質(zhì)統(tǒng)計的隨機(jī)模擬與隨機(jī)反演。地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演不依賴于初始模型，真實反映地震數(shù)據(jù)和地質(zhì)信息的統(tǒng)計學(xué)規(guī)律，可以解決低于地震分辨率的薄層預(yù)測問題。目前較為成熟的地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演方案是將蒙特卡洛-馬爾科夫鏈模擬與基于地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)模擬結(jié)合的MCMC反演，是傳統(tǒng)的地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演方法的改進(jìn)，成為一個全新的統(tǒng)計學(xué)反演方法。主要利用測井?dāng)?shù)據(jù)，井間以原始地震數(shù)據(jù)為約束，使反演結(jié)果忠實于原始數(shù)據(jù)，在提高縱向分辨率的同時，也能充分發(fā)揮地震資料橫向分辨率的優(yōu)勢[20-21]。

針對A區(qū)塊縱向單砂體厚度薄、橫向變化快的特點，首先選擇上述4種反演方法進(jìn)行A3開發(fā)區(qū)反演實驗。A3開發(fā)區(qū)位于研究區(qū)中部，鉆探間距為100～500 m，南一段Ⅰ油組砂巖厚度為10～120 m。以開發(fā)區(qū)密井網(wǎng)區(qū)為儲層明確區(qū)，通過抽稀控制井進(jìn)行反演實驗，優(yōu)選反演方法。實驗區(qū)面積為7 km2，鉆探井?dāng)?shù)為120口，井密度為17.14 口/km2。按照均勻抽稀法，抽稀后面積內(nèi)控制井為68口，井網(wǎng)密度為9.7 口/km2。另外52口井作為驗證井，檢驗不同反演方法的地震分辨能力及反演精度。

通過4種反演方法，選取同一條反演剖面進(jìn)行對比(表1)。由表1可知：約束稀疏脈沖反演剖面顯示該方法橫向變化基于地震特征，預(yù)測性較好但縱向分辨率較低，僅可識別厚度為5 m以上砂巖；基于模型反演剖面顯示該方法縱向分辨率高，可識別厚度為2～3 m砂巖，但橫向變化基于模型差值算法規(guī)律，預(yù)測性較差；傳統(tǒng)隨機(jī)反演剖面顯示縱向分辨率高，可識別厚度為1～3 m砂巖，但橫向變化基于統(tǒng)計學(xué)原理，隨機(jī)性強(qiáng)，預(yù)測性中等；MCMC反演剖面顯示的縱向分辨率較高，可識別厚度為2～4 m砂巖，且橫向變化受地震(波形、頻率、能量等元素)和測井統(tǒng)計規(guī)律綜合約束，預(yù)測結(jié)果較為準(zhǔn)確。綜上所述，MCMC反演方法及波形指示反演方法效果最好，分辨率高，砂體橫向變化符合沉積演化規(guī)律，從驗證井及控制井統(tǒng)計的儲層平面分布及驗證井符合率來看，MCMC反演方法反演精度更高。因此，文中反演方法采取MCMC反演方法。

表1 A3井區(qū)不同方法反演剖面對比Table 1 The comparison of inversion profiles of different methods in Well Block A3

具體反演過程中，優(yōu)選了聲波曲線開展反演。針對部分聲波曲線值有偏移的部分井，利用電阻率曲線與聲波曲線重構(gòu)了所有井的擬聲波曲線，該曲線既可有效識別砂泥巖，又保留了原聲波曲線低頻成分，能夠使合成記錄與實際地震道達(dá)到較好匹配，提高反演可信度。

3.2 地震反演結(jié)果

通過采用MCMC反演開展A區(qū)塊稀井區(qū)地震反演，反演剖面顯示橫向上井間阻抗變化自然，層次清晰，不同井間能量均衡；縱向上，與井吻合效果好，厚度為3 m以上的砂巖清楚反映，且易追蹤與刻畫，厚度為1～2 m的砂體大部分也能較好分辨，反演效果較好。預(yù)留5口井驗證反演精度，統(tǒng)計南一段Ⅰ、Ⅱ油組及南屯組二段預(yù)測結(jié)果與實鉆誤差(表2)，相對誤差為0.1%～19.5%，平均為10.9%。預(yù)測儲層厚度與實際鉆遇儲層厚度吻合率較高，反演精度達(dá)到89.1%。

表2 A3開發(fā)區(qū)反演結(jié)果誤差統(tǒng)計Table 2 The error statistics of inversion results of Development Zone A3

對A區(qū)塊南屯組測井曲線與阻抗進(jìn)行交會分析，確定該區(qū)砂泥巖判別門檻為Rt大于10 Ω·m，對應(yīng)擬聲波阻抗值為9 200 g·cm3·m·s-1。按照門檻值，將不同三維區(qū)反演的阻抗剖面轉(zhuǎn)換成巖性剖面，進(jìn)行砂巖厚度提取。

4 微相數(shù)據(jù)庫建立

4.1 微相特征及基礎(chǔ)數(shù)據(jù)分析

A3開發(fā)區(qū)及周邊稀井區(qū)發(fā)育以辮狀河三角洲前緣為主的沉積砂體，發(fā)育水下分流河道、河口壩、分流河道間、遠(yuǎn)砂壩、席狀砂為主的沉積微相。其中，水下分流河道微相以細(xì)砂巖、砂礫巖為主，電性特征表現(xiàn)為高阻、低伽馬，自然電位呈高負(fù)異常的箱形、鐘形或齒化箱形；河口壩微相以細(xì)砂巖、粉砂巖為主，電性特征表現(xiàn)為高—中幅齒化的漏斗或箱形；遠(yuǎn)砂壩微相以粉砂巖或粉砂質(zhì)細(xì)砂巖為主，電性特征表現(xiàn)為低至中幅的刺刀形、指形或多個低幅漏斗形曲線疊加，幅度較河口壩低；席狀砂微相以薄層的粉砂巖、粉砂質(zhì)細(xì)砂巖為主，電性特征表現(xiàn)為呈指狀或齒狀，幅度差較??；河道間微相以反粒序粉砂巖為主，自然電位曲線和伽馬曲線呈高—中幅齒化漏斗或箱形，頂部突變(圖2a)。

針對不同沉積微相，明確分析砂巖厚度、擬聲波阻抗值。以A2-7井為例，南一段Ⅰ、Ⅱ油組發(fā)育辮狀河三角洲前緣主要的5種沉積微相，共可劃分為18段，根據(jù)巖屑錄井記錄的每一段砂巖厚度統(tǒng)計單砂體厚度，根據(jù)密度和聲波時差曲線計算的波阻抗曲線統(tǒng)計每段砂巖波阻抗值(圖2b)。

圖2 A區(qū)塊辮狀河三角洲微相特征及參數(shù)分析Fig.2 The microfacies characteristics and parameter analysis of braided river delta in Block A

4.2 微相知識庫的建立

稀井區(qū)沉積微相研究的資料有限，為了有效預(yù)測沉積相，必須借助現(xiàn)有的井資料，依托開發(fā)區(qū)單井沉積微相認(rèn)識，建立微相地質(zhì)知識庫，以便將反演預(yù)測結(jié)果同微相聯(lián)系起來，以此統(tǒng)計各微相砂巖相關(guān)數(shù)據(jù)。

(1) 微相累計厚度。統(tǒng)計研究區(qū)單井微相累積概率(某微相砂巖總厚度與單井砂巖總厚度之比，%)。統(tǒng)計表明：研究區(qū)分流河道和河口壩累積概率較好，分別為31.2%和28.0%，河道間微相、席狀砂、遠(yuǎn)砂壩出現(xiàn)頻率分別為16.9%、18.1%和5.8%。

(2) 微相砂地比。統(tǒng)計研究區(qū)單井各微相砂地比。統(tǒng)計表明：分流河道和河口壩砂地比較高，分別為49.9%和43.4%，河道間微相、席狀砂、遠(yuǎn)砂壩砂地比分別為34.4%、33.2%和31.3%。

(3) 微相厚度。統(tǒng)計研究區(qū)單井各微相砂體厚度，研究結(jié)果表明：分流河道和河口壩砂巖厚度最大，厚度分別以大于2.5 m和2.0～5.2 m為主，平均分別為4.3、4.0 m；其余微相厚度平均值為1.3～2.4 m。

(4) 波阻抗值。統(tǒng)計單井單砂體波阻抗值，A3開發(fā)區(qū)砂體波阻抗值主要為9 200～12 000 g·cm3·m·s-1，不同微相單砂體波阻抗值存在差異，其中分流河道單砂體波阻抗值以9 700～12 000 g·cm3·m·s-1為主，河口壩單砂體波阻抗值以9 600～10 000 g·cm3·m·s-1為主，而遠(yuǎn)砂壩、河道間、席狀砂單砂體波阻抗值則以9 200～9 800 g·cm3·m·s-1為主。

通過統(tǒng)計工區(qū)不同部位微相累積概率、砂地比、單砂體厚度，建立微相知識庫(表3)。優(yōu)勢微相各數(shù)據(jù)明顯好于其他微相，優(yōu)劣相類型易區(qū)分。

表3 A區(qū)塊微相知識庫統(tǒng)計Table 3 The statistics of microfacies knowledge base of Block A

5 微相刻畫及應(yīng)用

5.1 總體思路

以沉積相模式為指導(dǎo)，在單井巖心相、測井相、錄井相及地震相分析的基礎(chǔ)上，在密井網(wǎng)區(qū)，針對目的小層，分析各井巖電特征、粒度特征、地震特征、地震微相類型、測井及古地形特征，確定不同微相間橫向連通及延伸，連井沉積微相及地震剖面指導(dǎo)分析小層間及內(nèi)部砂體疊置關(guān)系；在外圍稀井網(wǎng)區(qū)，利用已鉆井或相鄰區(qū)鉆測井分析的微相類型作為已知數(shù)據(jù)，結(jié)合地震屬性、古地形、砂巖平面展布及地震相分析微相走向、形態(tài)及分布范圍，平面特征與剖面特征結(jié)合確定砂體的連通關(guān)系及發(fā)育期次，應(yīng)用反演結(jié)果精細(xì)落實無井區(qū)砂體橫向分布邊界，推測不同沉積微相的平面展布。稀井區(qū)微相刻畫的分析方法可總結(jié)為“地震控邊，反演控砂，知識庫判類”，采用井震結(jié)合技術(shù)，分析連井剖面沉積相特征，綜合沉積背景及物源分析等，對重點層段平面沉積微相開展研究，并完成相應(yīng)沉積微相圖的編制。

5.2 稀井區(qū)微相刻畫方法

該文通過地震反演與微相知識庫綜合分析，明確微相類型及展布。地震反演垂向特征表征的砂體厚度結(jié)合微相知識庫，判定稀井區(qū)微相類型；過井垂直物源方向反演剖面體現(xiàn)河道兩側(cè)砂體變化，反演砂體厚度為微相判定依據(jù)。過井平行物源方向反演剖面體現(xiàn)井間砂體連通，通過加密分析，砂體-微相研究結(jié)果更加精細(xì)；井震反演剖面、平面控形表征的砂體展布范圍，明確微相展布。以此方法實現(xiàn)對沉積微相，特別是稀井區(qū)沉積微相的刻畫(圖3)。

圖3 儲層反演分析及微相刻畫成果Fig.3 The results of reservoir inversion analysis and microfacies characterization

以A5井區(qū)南一段Ⅱ油組6號小層為例，縱向上小層頂?shù)装l(fā)育2套砂體，垂直物源的A-A′方向，2套砂體分布較窄，砂體寬度約為150 m，底部砂體橫向連續(xù)分布，扇體連續(xù)性好，頂部砂體延伸一般；過井平行物源的B-B′方向，反演剖面刻畫的扇體自物源方向向A5井區(qū)方向呈條帶狀延伸，井間砂體連通性好?？傮w上單砂體厚度均大于3.5 m，砂地比大于70%，剖面可見波阻抗值大于9 800 g·cm-3·m·s-1，其中，A9-9井單砂體厚度約為3.7 m，波阻抗值約為9 870 g·cm-3·m·s-1，A5井單砂體厚度約為4.7 m，波阻抗值約為10 850 g·cm-3·m·s-1。因此，該小層自密井網(wǎng)區(qū)A9-9井到稀井網(wǎng)區(qū)A5井發(fā)育水下分流河道沉積，河道自A9-9井區(qū)延伸至此，河道寬度約為150 m，向河道兩側(cè)發(fā)育河道間、河口壩及席狀砂沉積(圖3)。應(yīng)用地震屬性及反演預(yù)測，微相知識庫開展微相描述，改變了稀井區(qū)僅進(jìn)行油組級別的亞相展布刻畫，僅在開發(fā)區(qū)密井網(wǎng)內(nèi)開展微相展布研究的問題，深化了稀井區(qū)油組及小層沉積微相類型及展布特征認(rèn)識。以此方法開展了區(qū)域小層微相特征研究，A區(qū)塊南一段Ⅱ油組6號小層密井網(wǎng)周邊以辮狀河三角洲前緣亞相為主，微相有水下分流河道、河口壩、水下分流河道間、前緣席狀砂、遠(yuǎn)砂壩(圖3d)。共識別出2條主河道，河道走向為近北東向，河道寬度為270～520 m，地震反演顯示的砂體厚度約為3～5 m，局部厚度大于10 m，稀井區(qū)的水下分流河道主要發(fā)育在A02、A5井以及A3-1—A2-1井一帶。河道間亞相分布于河道分叉處，河口壩分布于河口處，連續(xù)性好，多位于密井網(wǎng)區(qū)；遠(yuǎn)砂壩團(tuán)塊狀零星分布于A4井區(qū)及A9井區(qū)；席狀砂大片連續(xù)分布于水下分流河道前端。

5.3 應(yīng)用及潛力

以小層沉積微相特征刻畫為基礎(chǔ)，總結(jié)主力油組沉積演化規(guī)律?？傮w上，南一段的Ⅰ、Ⅱ油組沉積格局變化不大，沉積扇體自研究區(qū)東北物源方向發(fā)育，發(fā)育辮狀河三角洲平原的辮狀河道和沖積平原，在密井網(wǎng)區(qū)周邊發(fā)育前緣的水下分流河道、河口壩、遠(yuǎn)砂壩、水下分流河道間、席狀砂，研究區(qū)的西部和南部發(fā)育部分湖相沉積。其中，南一段Ⅰ油組時期隨著水體緩慢增加，前緣和平原分界略有上移，隨著物源供給的增強(qiáng)，水體改造變強(qiáng)，造成了水下分流河道分支增多，單河道規(guī)模減小，但前緣規(guī)模略有增加，水下分流河道仍發(fā)育近北東向的2條主河道，河道寬度多為200～350 m，預(yù)測單砂體厚度約為2.5～4.0 m。稀井區(qū)的優(yōu)勢沉積微相主要發(fā)育在A5、A02、A2-1井區(qū)(圖4a)。重點對南部A5、A02井區(qū)開展了滾動評價及方案部署。

針對A5井區(qū)的河道砂體，在A1-5—A5井之間部署了評價井A004井，預(yù)測南一段砂巖厚度為120.0 m，實鉆砂巖厚度為146.3 m，其中，油層為63.1 m，單砂體厚度為4.1 m。針對A02北部斷塊發(fā)育的河道砂體，部署了AX03井，預(yù)測砂巖厚度為150.0 m，實鉆砂巖厚度為162.2 m。

在A02井區(qū)周邊，通過河道砂體的識別，結(jié)合構(gòu)造、油藏特征認(rèn)識，共部署開發(fā)井36口。完鉆后對新井開展沉積微相再認(rèn)識，新井主力油層多期水下分流河道疊置發(fā)育，以新完鉆的A8-4井為例，河道砂體多以灰棕色油浸砂礫巖為主，Ⅰ油組頂部發(fā)育五期水下分流河道砂體(圖4b)，巖心上見沖刷面、正粒序、塊狀層理等水下分流河道典型特征(圖4c)。統(tǒng)計新井儲層數(shù)據(jù)，平均單井鉆遇有效厚度為40.6 m，射開有效厚度為36.5 m，平均單井初期日產(chǎn)液為7.9 t/d，日產(chǎn)油為4.2 t/d，建成產(chǎn)能2.35×104t。A3區(qū)塊南部開發(fā)區(qū)周邊的稀井區(qū)上報探明石油儲量230×104t，有利支撐烏南次凹老油田的穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)。

圖4 主力油組沉積特征及新鉆井特征Fig.4 The sedimentary characteristics of main oil formation and new drilling characteristics

6 結(jié) 論

(1) 明確不同微相測井、巖性等特征認(rèn)識，分析開發(fā)區(qū)大量井的微相數(shù)據(jù)，落實砂巖厚度、出現(xiàn)頻率、反演的波阻抗值特征，以頻率分析為基礎(chǔ)，由不同微相數(shù)據(jù)的典型特征建立微相數(shù)據(jù)庫，可以代表近開發(fā)區(qū)的稀井區(qū)沉積微相所反映的砂體特征。

(2) 通過優(yōu)選地震屬性預(yù)測、反演方法，結(jié)合開發(fā)井微相數(shù)據(jù)分析，建立了地震屬性預(yù)測控形、微相數(shù)據(jù)庫+地震反演分析的稀井區(qū)沉積微相刻畫方法，有效解決了稀井區(qū)因井?dāng)?shù)據(jù)不夠?qū)е碌奈⑾嗫坍嬰y度大的問題。

(3) A區(qū)塊周邊稀井區(qū)主力河道砂體分別富集在A5、A02、A2-1井區(qū)，通過不斷的滾動評價及方案部署，實現(xiàn)了主體區(qū)塊的滾動外擴(kuò)，提交探明儲量230×104t，研究成果為老油田穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)提供有力支撐。