沉积充填模式确定方法、装置、电子设备及存储介质

技术领域

本申请涉及油气开发技术，尤其涉及一种沉积充填模式确定方法、装置、电子设备及存储介质。

背景技术

在油气开采领域中，需要对目标区域地层的沉积及储层情况进行探测，从而获取目标区域的成藏规律及储层特征，但是，当前的油气藏勘探方法中，缺少对层序地层划分和沉积充填的具体描述，难以满足后续砂体精细预测和表征等工作的需求。综上，当前的方法对目标区域地层信息确定的准确性不足，导致目标地层的勘探和开发存在障碍。

因此，需要一种沉积充填模式确定方法，以提升确定目标区域地层信息的准确性，从而提升油气勘探和开发效率。

发明内容

本申请提供一种沉积充填模式确定方法、装置、电子设备及存储介质，用以解决当前沉积充填模式确定过程中对目标区域地层信息分析的准确性不足，导致目标地层的勘探和开发效率不高的问题。

第一方面，本申请提供一种沉积充填模式确定方法，包括：

确定目标区域，并确定目标周期；

其中，所述目标周期用于指示目标区域地层旋回的演化周期；

根据所述目标周期，确定信息分析流程；

根据所述信息分析流程获取测井特征信息，并根据所述测井特征信息，获取所述目标区域的层序地层界面信息；

根据所述层序地层界面信息，确定目标区域的沉积充填模式。

作为一种可选的实施方式，所述目标周期包括长期旋回，所述信息分析流程包括井震结合流程；

所述根据所述信息分析流程获取测井特征信息，并根据所述测井特征信息，获取所述目标区域的层序地层界面信息，包括：

获取所述目标区域的地震剖面信息；

根据所述测井特征信息和所述地震剖面信息，确定所述目标区域的长期旋回信息。

作为一种可选的实施方式，所述目标周期包括中期旋回，所述信息分析流程包括小波变换流程；

所述根据所述信息分析流程获取测井特征信息，并根据所述测井特征信息，获取所述目标区域的层序地层界面信息，包括：

根据所述测井特征信息，对所述测井特征信息进行小波变换，并确定小波变换后的优势曲线；

根据所述优势曲线和所述测井特征信息，确定所述目标区域的中期旋回信息。

作为一种可选的实施方式，所述目标周期包括短期旋回，所述信息分析流程包括频率趋势线分析流程；

所述根据所述信息分析流程获取测井特征信息，并根据所述测井特征信息，获取所述目标区域的层序地层界面信息，包括：

根据所述测井特征信息，对所述测井特征信息进行滤波处理，确定出滤波后的频率趋势线；

根据所述频率趋势线，确定目标曲线；

确定所述目标曲线的目标深度窗口，将目标深度窗口下的目标曲线确定为目标频率趋势线；

根据所述目标频率趋势线和所述测井特征信息，确定所述目标区域的短期旋回信息。

作为一种可选的实施方式，所述根据所述层序地层界面信息，确定目标区域的沉积充填模式之后，所述方法还包括：

根据所述目标区域的沉积充填模式，确定储层分布信息，并确定出用于油气运移的目标界面；

根据所述储层分布信息和所述目标界面，对所述目标区域执行预设的油气开采流程。

第二方面，本申请提供一种沉积充填模式确定装置，所述装置包括：

获取模块，用于确定目标区域，并确定目标周期；

其中，所述目标周期用于指示目标区域地层旋回的演化周期；

处理模块，用于根据所述目标周期，确定信息分析流程；

所述处理模块，还用于根据所述信息分析流程获取测井特征信息，并根据所述测井特征信息，获取所述目标区域的层序地层界面信息；

所述处理模块，还用于根据所述层序地层界面信息，确定目标区域的沉积充填模式。

作为一种可选的实施方式，所述目标周期包括长期旋回，所述信息分析流程包括井震结合流程；

所述处理模块根据所述信息分析流程获取测井特征信息，并根据所述测井特征信息，获取所述目标区域的层序地层界面信息的具体方式，包括：

获取所述目标区域的地震剖面信息；

根据所述测井特征信息和所述地震剖面信息，确定所述目标区域的长期旋回信息。

作为一种可选的实施方式，所述目标周期包括中期旋回，所述信息分析流程包括小波变换流程；

所述处理模块根据所述信息分析流程获取测井特征信息，并根据所述测井特征信息，获取所述目标区域的层序地层界面信息的具体方式，包括：

根据所述测井特征信息，对所述测井特征信息进行小波变换，并确定小波变换后的优势曲线；

根据所述优势曲线和所述测井特征信息，确定所述目标区域的中期旋回信息。

作为一种可选的实施方式，所述目标周期包括短期旋回，所述信息分析流程包括频率趋势线分析流程；

所述处理模块根据所述信息分析流程获取测井特征信息，并根据所述测井特征信息，获取所述目标区域的层序地层界面信息的具体方式，包括：

根据所述测井特征信息，对所述测井特征信息进行滤波处理，确定出滤波后的频率趋势线；

根据所述频率趋势线，确定目标曲线；

确定所述目标曲线的目标深度窗口，将目标深度窗口下的目标曲线确定为目标频率趋势线；

根据所述目标频率趋势线和所述测井特征信息，确定所述目标区域的短期旋回信息。

作为一种可选的实施方式，所述处理模块还用于在根据所述层序地层界面信息，确定目标区域的沉积充填模式之后，

根据所述目标区域的沉积充填模式，确定储层分布信息，并确定出用于油气运移的目标界面；

根据所述储层分布信息和所述目标界面，对所述目标区域执行预设的油气开采流程。

第三方面，本申请还提供一种电子设备，包括：

至少一个处理器；以及

与至少一个处理器通信连接的存储器；其中，

存储器存储有可被至少一个处理器执行的指令，指令被至少一个处理器执行，以使至少一个处理器能够执行如第一方面的方法。

第四方面，本申请还提供一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，计算机执行指令被处理器执行时用于实现如第一方面的方法。

本申请提供的沉积充填模式确定方法、装置、电子设备及存储介质，通过确定目标区域下待获取的层序地层界面信息对应的目标周期，可相应确定出对应于目标周期的信息分析流程，根据信息分析流程可获取并处理测井特征信息，进一步的可确定出目标区域的层序地层界面信息，从而确定出目标区域的沉积充填模式，由此，获得了不同分辨率尺度下的精细化的层序地层界面信息，提升了目标区域地层信息的准确性，从而提升了油气勘探和开发效率。

附图说明

此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本申请的实施例，并与说明书一起用于解释本申请的原理。

图1是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定方法的背景示意图；

图2是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定方法的流程示意图；

图3是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定方法的效果示意图；

图4是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定方法的效果示意图；

图5是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定方法的效果示意图；

图6是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定方法的效果示意图；

图7是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定方法的效果示意图；

图8是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定方法的效果示意图；

图9是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定方法的效果示意图；

图10是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定方法的效果示意图；

图11是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定方法的效果示意图；

图12是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定方法的效果示意图；

图13是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定装置的结构示意图；

图14是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定电子设备的结构示意图；

通过上述附图，已示出本申请明确的实施例，后文中将有更详细的描述。这些附图和文字描述并不是为了通过任何方式限制本申请构思的范围，而是通过参考特定实施例为本领域技术人员说明本申请的概念。

具体实施方式

这里将详细地对示例性实施例进行说明，其示例表示在附图中。下面的描述涉及附图时，除非另有表示，不同附图中的相同数字表示相同或相似的要素。以下示例性实施例中所描述的实施方式并不代表与本申请相一致的所有实施方式。相反，它们仅是与如所附权利要求书中所详述的、本申请的一些方面相一致的装置和方法的例子。

随着我国油气勘探开发工作的推进，开发地质对隐蔽岩性和地层油气藏的表征逐渐精细化，重点聚焦于有效砂体的预测及表征。但由于受到断陷盆地多期构造运动的影响，陆相油气藏的层序样式及沉积充填模式复杂，非均质性强，横向对比的多解性强，加大了等时地层对比的难度，进而影响了后续对有效砂体预测的准确性。精细层序地层格架的建立是准确预测有效砂体的基础。层序对沉积及储层的控制作用也会为下一步油气的高效勘探开发提供依据。高分辨率层序地层学的提出为层序及储层的相互关系提出了新的解决思路。Vail层序知识体系是以不整合面为基础确定层序界面，Cross高分辨率层序知识体系是以基准面旋回来确定层序界面。基准面旋回是构造、气候、沉积物供给及可容空间与沉积物供给之比变化等因素的综合响应，是建立高分辨率层序地层格架的基础。在高分辨率层序地层学被引入后，可以依据岩心、测井和地震等资料，建立区域成因地层对比格架。高分辨率层序地层学在非海相地层中广泛且有效地应用。

请参阅图1，图1是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定方法的背景示意图。如图1所示，在一个应用场景下，本申请以图1所示的地区为例，作为本申请所提出的方法进行示例性描述的目标区域。如图所示，根据岩性，电性特征，目标组可以划分为Ng1、Ng2、Ng3和Ng4四个砂组，其中Ng4是主力含油层段。本申请在目标区域中，具体针对图示目标组整段，即馆陶组的地层数据进行示例说明，但需要说明的是，本申请进行示例说明的对象仅是一种可行的落地实施方式，不代表本申请所提供的方法仅可基于前述的馆陶组进行实施，对于具备相似地质特征的目标区域，本申请均可进行应用，由此，将不影响本申请所提供的方法的实用性。

目标区域为典型的陆相断陷盆地，馆陶组是该区的主要含油层系，有较大的勘探潜力。目的层馆陶组主要发育冲积扇-河流相，冲积扇-河流相地层的层序划分一直是层序地层研究中的难点，其主要原因在于：一是河道叠置形态虽能反映垂向基准面的变化，但往往只代表局部地区，很难在全区进行对比追踪；二是缺乏广泛发育的湖相泥岩、煤层等，识别典型标志层界面的难度较大，导致冲积扇-河流相在地层层序界面识别、层序分级标准、层序发育模式等方面存在较大的困难。以层序基准面(侵蚀和沉积作用达到平衡的面)代替水平面，是冲积河流沉积地层高分辨率层序地层学的关键。

基准面是侵蚀作用和沉积作用之间平衡的一个动态界面，代表了地层叠置样式和基准面旋回变化之间的关系，一个上升半旋回和下降半旋回称为一个基准面旋回。“可容纳空间”为可供沉积物充填至基准面的空间大小，基准面的上升会增加可容纳空间(可容纳空间增长速率为正)，下降则会消减可容纳空间(可容纳空间增长速率为负)。

在现有技术中，对目标区域已经开展过一些研究，但主要聚焦于目标区域的成藏规律及储层特征等，对目标区域层序地层划分和沉积充填的认知较少，这些成果对目标区域前期的勘探发挥了较好的指导作用，但难以满足后续砂体精细预测和表征等工作的需求，制约了目标区域中目标组的精细勘探及开发。此外，受地形的影响，常规的地层划分对比方法难以对该区的层序地层格架形成统一的认识。

频谱属性趋势分析技术(Integrated prediction error filter analysis，简称INPEFA)和小波变换技术可以提取隐藏在原始测井数据中的层序地层发育特征，从而更加明显地反映地层内部沉积旋回的趋势变化。本申请采用井震结合方法识别划分长期基准面旋回及层序界面，采用小波变化方法识别划分中期旋回及层序界面，采用INPEFA方法识别短期旋回及层序界面，对目标区域展开了高精度层序地层划分与对比。

本申请以高分辨率层序地层学为依据，应用地震、测井及岩心等资料，通过井震结合的方法，结合最大熵频谱属性分析技术得到的频率趋势曲线以及小波变换方法提取的时频特征，对目标区域进行了精细解剖，识别了该区的长期、中期及短期旋回，建立了目标区域的层序地层格架，深化了层序地层格架约束下的沉积充填特征，为目标区域油气的高效勘探开发提供了新的参考依据。

实施例一

请参阅图2，图2是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定方法的流程示意图。如图2所示，方法包括：

S101、确定目标区域，并确定目标周期；

其中，目标周期用于指示目标区域地层旋回的演化周期；

S102、根据目标周期，确定信息分析流程；

S103、根据信息分析流程获取测井特征信息，并根据测井特征信息，获取目标区域的层序地层界面信息；

S104、根据层序地层界面信息，确定目标区域的沉积充填模式。

本实施例通过确定目标区域下待获取的层序地层界面信息对应的目标周期，可相应确定出对应于目标周期的信息分析流程，根据信息分析流程可获取并处理测井特征信息，进一步的可确定出目标区域的层序地层界面信息，从而确定出目标区域的沉积充填模式，由此，获得了不同分辨率尺度下的精细化的层序地层界面信息，提升了目标区域地层信息的准确性，从而提升了油气勘探和开发效率。

实施例二

在一个具体的应用场景下，实施例一的方法可以根据本实施例提供的各实施方式具体实现。

作为一种可选的实施方式，目标周期包括长期旋回，信息分析流程包括井震结合流程；

根据信息分析流程获取测井特征信息，并根据测井特征信息，获取目标区域的层序地层界面信息，包括：

获取目标区域的地震剖面信息；

根据测井特征信息和地震剖面信息，确定目标区域的长期旋回信息。

需要说明的是，测井特征信息包括各类测井曲线，具体包括电阻率曲线AC，井径曲线CAL、自然电位测井曲线SP、自然伽马测井曲线GR等。

请参阅图3，图3是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定方法的效果示意图。如图3所示，从测井特征上看，研究区内T1界面与下伏地层存在两种接触关系，一种是与下部的沙河街组(Es)接触，一种是与下部的太古界地层接触。与沙河街组地层接触的范围内，如S63井，T1界面之上的SP值相对较低，T1界面之下的SP值相对较高。电阻率曲线从界面之下开始呈增大趋势，响应折返明显。CAL和AC曲线在T1之上锯齿化较为严重，从T1之下开始逐渐向低值回返，较上部相比更为平滑。与太古界地层接触的范围内，如S87井，由于上下岩性的变化，T1界面之上的电阻率曲线呈整段平直的连续低值，从T1界面之下开始呈增大趋势。AC与CAL曲线在T1界面之上常呈齿状箱形-齿状钟形的组合形态，锯齿化严重，从T1下部开始呈下降趋势。SP曲线整体呈中低值。不同井的测井曲线形态及基线的差异性，指示了上下界面的沉积相组合的差异分布。

T0界面在地震剖面上表现为中强振幅，中低连续性的界面特征，全区可连续追踪。从构造和地震剖面上看，T0为明化镇组(Nm)和目标区域(Ng)之间的边界，反映了一次湖退时期由于湖平面迅速下降造成的地层剥蚀。

从测井特征上看，T0界面之下，GR和SP曲线主要以中高值为主，电阻率曲线以中低值为主，CAL和AC曲线呈中高值。

综合地震及测井信息，认为目标区域底界面(T1)和顶界面(T0)为典型的三级层序界面，目标区域整段对应为一个长期基准面旋回。三级旋回整体可分为两段，一段是下部的长期基准面上升半旋回，一段是上部的长期基准面下降半旋回，上升下降界面的识别标志为目标区域中上部连续发育的厚度较大的河间冲积平原泥岩段。

请参阅图4，图4是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定方法的效果示意图。如图4所示，以S3井为例，SP曲线整体以中低值为主，AC曲线整体呈中高值，其中Ng2中段SP曲线响应平直，AC曲线响应低值，发育大段的冲积平原泥岩，多个单井上都可以识别到该湖泛面(基准面转换界面)。

通过井震结合流程对测井特征信息进行处理，获取目标区域的地震剖面信息，并根据测井特征信息和地震剖面信息，可确定出目标区域的长期旋回信息，由此，获得了长期旋回尺度下的精细化的层序地层界面信息，提升了目标区域地层信息的准确性，从而提升了油气勘探和开发效率。

作为一种可选的实施方式，目标周期包括中期旋回，信息分析流程包括小波变换流程；

根据信息分析流程获取测井特征信息，并根据测井特征信息，获取目标区域的层序地层界面信息，包括：

根据测井特征信息，对测井特征信息进行小波变换，并确定小波变换后的优势曲线；

根据优势曲线和测井特征信息，确定目标区域的中期旋回信息。

请参阅图5，图5是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定方法的效果示意图。如图5所示，测井曲线特征反映的是不同级次基准面旋回控制下沉积体的综合信号响应，仅利用测井曲线特征难以有效区分不同级次的沉积旋回。最大熵频谱分析技术和小波变换技术可以提取隐藏在原始测井数据中的层序地层发育特征，从而更加明显地反映地层内部沉积旋回的趋势变化。

本申请选用小波变换来识别中期沉积旋回。小波变化方法是一种通过调节时间与频率之间的局部形状对应关系，来解决时间与频率之间分辨尺度相矛盾问题的方法。通过调节，可以获取多尺度的信息，近而识别层序界面。因为沉积物的不同韵律对应不同的周期旋回，所以对测井曲线进行小波变换，能挖掘不同级次的周期特征，与各级沉积旋回建立一定的对应关系。

将测井曲线导入处理程序中，可对其进行一维离散小波变换，生成d1，d2，d3，d4，d5，d6，d7，d8，d9，d10，a10及s共12种不同级别的变换曲线，其中s代表原曲线，它们具有如下关系：

s＝a10+d10+d9+d8+d7+d6+d5+d4+d3+d2+d1

如图所示，对多种测井曲线进行小波变换，通过对比验证，最后优选出GR曲线为优势曲线。对各井的GR曲线进行变换，发现d7和d8比较符合旋回的变化，其中d8的周期特征与中期旋回特征能很好地吻合，d7的周期特征与短期旋回特征能较好地拟合。针对测井曲线复杂，旋回特征不明显的井，可用小波变换来辅助划分旋回。以测井曲线为基础，小波变换为辅，将目标区域分成4个中期旋回，从底到顶依次命名为MNG1-MNG4旋回。

通过小波变换流程对测井特征信息进行处理，获得优势曲线，并结合原始的测井特征信息，可确定出目标区域的中期旋回信息，由此，获得了中期旋回尺度下的精细化的层序地层界面信息，提升了目标区域地层信息的准确性，从而提升了油气勘探和开发效率。

作为一种可选的实施方式，目标周期包括短期旋回，信息分析流程包括频率趋势线分析流程；

根据信息分析流程获取测井特征信息，并根据测井特征信息，获取目标区域的层序地层界面信息，包括：

根据测井特征信息，对测井特征信息进行滤波处理，确定出滤波后的频率趋势线；

根据频率趋势线，确定目标曲线；

确定目标曲线的目标深度窗口，将目标深度窗口下的目标曲线确定为目标频率趋势线；

根据目标频率趋势线和测井特征信息，确定目标区域的短期旋回信息。

INPEFA技术是采用综合预测误差滤波分析技术，对测井曲线进行滤波处理，得到可以反映测井曲线所隐藏的周期性特征(沉积旋回特征)频率趋势线的一种方法。通过趋势线的变化和趋势线拐点，分析层序界面变化的响应特征，可以得到直观的旋回界面标志。

请参阅图6，图6是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定方法的效果示意图。如图6所示，对多条曲线进行合成预测误差滤波分析，发现GR曲线对地层中泥质含量的变化最为敏感，所以可优选出GR曲线为最能反映沉积旋回特征的优势测井曲线。以SP曲线为分析属性，以GR为结果属性，设置1m、5m、10m、15m、20m、30m、50m等多个深度窗口，通过数据处理软件，可生成不同深度窗口的GR滤波曲线。对比发现，10m深度窗口的GR滤波曲线最能反映短期旋回的特征，能够辅助划分沉积旋回。

结合测井曲线本身的旋回特征，可以发现GR滤波曲线的周期性变化与短期旋回具有良好的对应性。可以看出，通过INPEFA生成的趋势线一共分为两类，指向正坐标轴方向的为正趋势线，指向负坐标轴方向的为负趋势线。负趋势线表示砂岩增多，泥岩减少，可容空间比随之减小；正趋势线表示泥质含量增大，可容空间比随之增大。一段负趋势线加一段相邻的正趋势线，组成一段周期性振荡，每段振荡对应为一个短期旋回，每两段周期性振荡之间的振荡拐点多为砂岩相与泥岩相间的地层突变界面，对应的是五级旋回界面。所以根据其周期性振荡，将整个目标区域分成11个短期旋回(五级旋回)，从底到顶依次命名为SNG1-SNG11旋回。

综上，通过地震资料可识别不整合面，可连续追踪的优势，结合测井资料数量多、纵向分辨率高的特点，利用最大熵频谱属性分析技术得到的INPEFA曲线以及小波变换方法提取的时频特征，系统建立了滨县地区目标区域等时地层格架。

请参阅图7，图7是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定方法的效果示意图。如图7所示，可通过各测井曲线的响应特征，将目的层目标区域自下而上划分为1个三级旋回(LNG)，4个四级旋回(MNG1-MNG4)，11个五级旋回(SNG1-SNG11)。通过多条骨架剖面对全区的基准面旋回进行识别，分级控制，逐级对比，建立了研究区目的层的层序地层格架。可以看出，目标区域地层整体连续广泛发育，层序界面特征稳定，可在全区进行横向追踪对比。

通过频率趋势线分析流程，对原始的测井特征信息进行滤波处理，确定出滤波后的频率趋势线，并进一步获取目标频率趋势线，根据目标频率趋势线和测井特征信息，确定出目标区域的短期旋回信息，由此，获得了短期旋回尺度下的精细化的层序地层界面信息，提升了目标区域地层信息的准确性，从而提升了油气勘探和开发效率。

根据信息分析流程获取测井特征信息，并根据测井特征信息，获取目标区域的层序地层界面信息，则需要根据层序结构对沉积充填的控制特征进行分析。

请参阅图8，图8是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定方法的效果示意图。如图8所示，具体的，对于沉积微相类型及特征，结合地震反射特征，在研究区内识别出了6类典型的地震相。综合地质-地震资料分析，可划分出冲积扇、辫状河及曲流河三种沉积相。

帚状前积相主要呈前积的反射结构，反映沉积物充填在低部位并不断向前延伸的沉积过程，多呈中强振幅、中低连续的特征。区内前积相主要分布于近源陡坡带及同生断层下降盘，可反映冲积扇相。

丘状相一般为“顶凸底平”的丘状反射，内部成层性差，一般表现为中振幅、中连续特征。主要分布于区内陡坡带，多个丘状相可横向叠置，认为是冲积扇体的横向截面。

杂乱相一般呈不规律的杂乱反射，一般表现为中低振幅、低连续性。主要分布于同沉积断层下降盘，多靠近断层，可反映冲积扇的快速沉积体。

楔状发散相的地震反射同向轴表现为朝一定方向振幅逐渐减弱或连续性降低，甚至消失的形态，一般表现为中振幅、中连续特征。主要分布于洼陷斜坡处，反映冲击扇边缘或者冲积扇-河流过渡相。

透镜状充填相一般为透镜状，呈中低振幅、中低连续性。主要分布于目标区域上部区域及凸起周缘，反映剖面上的河道砂体。

席状平行相一般为席状反射结构，与上下同相轴呈平行或者近平行的接触关系，反映较平静、低能的沉积环境，其反射特征以中等振幅、中等连续为主。在凸起周缘分布广泛，认为是泛滥平原沉积。

请参阅图9，图9是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定方法的效果示意图。如图9所示，针对冲积扇相，地震相的典型平面特征较多，在剖面上响应明显，易于识别；但针对河流相，该区地震相的典型特征不易识别。所以井震结合，综合测井信息对研究区沉积微相进行厘定，典型的测井曲线微相响应类型如下。

辫状河可划分为心滩，辫状河道和泛滥平原。心滩微相的岩性以中细砂岩为主，沉积韵律为均质韵律或正韵律，SP曲线一般呈现箱型、钟型以及它们的相互叠加，幅度呈齿化-微齿化；河道微相以中砂岩、细砂岩为主，沉积韵律为正韵律，SP曲线为一般呈钟型和箱型；泛滥平原微相以SP曲线平直为主。

曲流河可划分为河道和泛滥平原。河道微相的SP曲线主要呈钟型或者箱型，为中高幅幅度，厚度一般大于2m；泛滥平原微相以泥岩为主，自然电位曲线多表现为平直或低幅度锯齿状。

冲积扇可以划分为辫流水道，漫流砂体，漫流细粒。辫流水道微相的岩性以细砂岩、粉砂岩为主，分选较好，磨圆中等，沉积韵律以正韵律或复合韵律为主，SP曲线呈钟型，箱型或二者的叠加；漫流砂体的沉积韵律为反韵律、复合韵律，SP曲线呈漏斗形；漫流细粒以泥质粉砂岩和泥岩为主，SP曲线多位于泥岩基线附近，测井响应为指型。

请参阅图10，图10是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定方法的效果示意图。如图10所示，本申请基于上述图8和图9描述的特征对目标区域各井的沉积相及微相进行了厘定。

根据前述的长期旋回、中期旋回和短期旋回结果，可针对旋回对沉积相演化的控制结果进行具体分析。

对于长期旋回，目标区域的分析流程如下：

请参阅图11，图11是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定方法的效果示意图。如图11所示，沉积旋回对研究区的沉积充填具有明显的控制作用。在三级旋回LNG内部，充填冲积扇-辫状河-曲流河流相的沉积体系，随基准面上升和下降，三级旋回内的沉积充填特征也不断变化。对三级旋回整体各沉积相发育比例分析计算可知，研究区曲流河沉积最为发育，辫状河次之，最末是冲积扇。

以最大湖泛面为界，三级旋回LNG可划分为一个上升半旋回和一个下降半旋回，上升半旋回又细分为三个四级旋回，即MNG1至MNG，下降半旋回对应为MNG4。各四级旋回内部沉积相类型及发育比例具有明显的差异，且随着基准面的变化呈现有规律的变化。冲积扇沉积在MNG1时最发育，达到66％，在MNG2时持续降低至11％。辫状河沉积在MNG1时的占比为34％，MNG2时增至顶点62.5％，到MNG3又降至38.5％，直至MNG4减少至不发育。由MNG1-MNG3，曲流河沉积占比增多，由0％增至26.5％再至61.5％，在MNG4时到达100％，此时全区发育曲流河沉积。MNG4沉积时期基准面有所下降，曲流河砂体的分布面积较MNG3时期有所增加。

四级旋回MNG1位于LNG上升半旋回早期,在滨北断层和滨南断层的边界附近发育裙带状冲积扇群，冲积扇围绕着古隆起，每个冲积扇体之间无明确的界限，扇群向四周发散接驳于辫状河，发育扇根、扇中、扇缘三个亚相。扇体内部发育辫流水道，向低地势延伸；部分辫流水道在同生断层的下降盘附近发生被动偏转，使得水道宽度增加，并朝平行断层最大斜坡方向继续延伸。辫状河主体呈带状发育在凸起周缘，与主断层近乎平行。冲积扇在汇入辫状河后，继续向盆地中心延伸。

四级旋回MNG2位于LNG上升半旋回的中晚期,随基准面上升，沉积充填由冲积扇向辫状河转换，砂体逐渐减少，仅在近物源凸起中央斜坡区发育少量冲积扇，后逐渐过渡到辫状河沉积，其物源主要来自北部，河道呈不规则的条带状。

四级旋回MNG3位于LNG基准面上升的晚期，与MNG2相比，MNG3旋回期时滨县凸起基本被填平,主体发育曲流河沉积，少量发育辫状河沉积。物源均来自北部，河道呈条带状，河道宽度变窄，砂体分布范围减小，表明物质供给减少，在到达上升与下降半旋回的转换面(MNG3和MNG4的交界位置)时分布最少。

四级旋回MNG4沉积时期，长期旋回的基准面开始下降,由于纵向上的可容空间降低,地形趋于平缓,只发育曲流河沉积,河道沉积规模较基准面转换面(MNG3和MNG4的交界位置)变大,呈条带状交织分布于泛滥平原中。

对于中短期旋回，目标区域的分析流程如下：

请参阅图12，图12是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定方法的效果示意图。如图12所示，对四级旋回内的各五级旋回的沉积微相进行计算分析，MNG1可细分为三个五级旋回，SNG1-SNG3。SNG1中主要发育冲积扇沉积，辫流水道占比30％，漫流砂体占比40％，漫流细粒占比35％。从SNG2开始，冲积扇辫流水道占比降至28％，漫流砂体占比降至20％，漫流细粒占比升至42％；开始发育辫状河相沉积，发育3％的辫状河道，5％的心滩及2％的泛滥平原微相。到SNG3时，冲积扇相占比持续减少，辫流水道占比降至21％，漫流砂体占比降至14％，漫流细粒占比降至10％；辫状河发育增多，辫状河道占比升至30％，心滩占比升至6％，泛滥平原相占比升至19％。由SNG1-SNG3，基准面逐渐上升，砂体逐渐减少，泛滥平原相总占比逐渐增加，泥质含量逐渐增大。

MNG2可细分为两个五级旋回，SNG4-SNG5。在SNG4沉积时期，冲积扇基本全部转换为河流相，辫流水道和漫流砂体仅分别占比5％和7％，并在该旋回期开始发育少量的曲流河沉积，其中曲流河道占比14％,泛滥平原占比11％。辫状河总占比增多，发育27％的辫状河道，17％的心滩及19％的泛滥平原微相。到SNG5时曲流河道占比由14％降至13％,泛滥平原占比由11％升至15％，辫状河相中的辫状河道由27％降至24％，心滩占比由17％降至14％，泛滥平原微相由19％升至24％。在这两个五级旋回中，基准面处于上升阶段，泥质含量较高，泛滥平原相总占比均在30％以上。

MNG3可细分为两个五级旋回，SNG6-SNG7。随SNG5向SNG6演化的时期，基准面升高，冲积扇沉积逐渐完全消失，只发育曲流河和辫状河两种沉积。SNG6时，曲流河总占比开始超过辫状河。曲流河道占比12％，泛滥平原相占比45％，曲流河相总占比达57％。辫状河总占比为43％，其中辫状河道占比16％，心滩占比12％，泛滥平原占比15％。在SNG7时曲流河占比远超辫状河，占比达到76％，且微相主要以泛滥平原为主，泥质含量较高。

MNG4可细分为四个五级旋回，SNG8-SNG11，在这四个旋回中曲流河占比达100％。基准面在SNG7和SNG8之间处达到最高值，可容空间比和泥质含量均达到峰值，泛滥平原相占比分别达到了68％和70％，为LNG整段中砂体发育最少的地方。到SNG9后基准面开始下降，泥质含量减少，曲流河河道微相所占比例增加。

研究区目标区域层序地层特征明显控制该区的沉积充填演化。长期旋回基准面变化控制沉积相的类型及发育程度，中期旋回基准面变化控制沉积微相的类型及发育程度。长期基准面转换后，研究区内的沉积相也随之由冲积扇转至辫状河最终转至曲流河。中期的旋回基准面变化后，各沉积相内微相的类型、发育程度及展布也随之变化。冲积扇相内，漫流砂体和辫流水道随基准面上升而逐渐减少，直至下一个中期旋回的顶部消失至不发育。辫状河相内，心滩和辫状河道随中期旋回的基准面上升而逐渐减少发育，在达到下一个中期旋回基准面时消失至不发育。曲流河相内各微相发育情况也与各中期基准面变化契合。

作为一种可选的实施方式，根据层序地层界面信息，确定目标区域的沉积充填模式之后，方法还包括：

根据目标区域的沉积充填模式，确定储层分布信息，并确定出用于油气运移的目标界面；

根据储层分布信息和目标界面，对目标区域执行预设的油气开采流程。

具体的，层序地层格架的演化还控制着目标区域的优质储层分布，基准面在低位时砂体发育，即可形成有利储层。即对应SNG1至SNG3为主力含油气层位，主要充填冲积扇沉积，砂体较为发育。同时，在层序地层演化的过程中，基准面旋回可以控制储盖组合。长期旋回的基准面转换面处，即研究区内Ng2中部基准面最高的湖泛面处，连续发育厚度较大的河间冲积平原泥岩段，可充当稳定的区域性盖层，与下部的主力生油层段Ng4配置成了一套储盖组合，有利于油气的聚集。在中期旋回的顶部，基准面升高，可形成较稳定的隔层，充当研究区较稳定的局域盖层，在SNG1至SNG3形成较好的储盖组合，保证运移至储集层中的油气不会逸散。

目标区域底界面T1作为三级层序界面，与下伏地层呈不整合接触关系,可做为该研究区的优势运移通道，沟通界面上的储集层与烃源岩，扩大油气运移的层序范围及空间范围。油气通过滨县凸起目标区域底部的不整合层序界面运移到Ng4砂体中聚集，中期旋回顶部的隔层作为盖层阻止油气逸散，长期旋回基准面转换处的大段泥岩作为稳定性盖层进一步将其封存，故油气在MNG1中期旋回地层中聚集，成为该区主力产油气层位。

通过确定出的沉积充填模式，可进一步获得目标区域的储层分布信息，进而确定用于油气运移的目标界面，根据储层分布信息和目标界面可执行油气开采作业，由此，提升了油气勘探和开发效率。

本实施例通过确定目标区域下待获取的层序地层界面信息对应的目标周期，可相应确定出对应于目标周期的信息分析流程，根据信息分析流程可获取并处理测井特征信息，进一步的可确定出目标区域的层序地层界面信息，从而确定出目标区域的沉积充填模式，由此，获得了不同分辨率尺度下的精细化的层序地层界面信息，提升了目标区域地层信息的准确性，从而提升了油气勘探和开发效率。

实施例三

本发明实施例还提供一种沉积充填模式确定装置以实现前述方法，请参阅图13，图13是本发明实施例公开的一种沉积充填模式确定装置的结构示意图。如图13所示，在其他任一实施例的基础上，装置包括：

获取模块31，用于确定目标区域，并确定目标周期；

其中，目标周期用于指示目标区域地层旋回的演化周期；

处理模块32，用于根据目标周期，确定信息分析流程；

处理模块32，还用于根据信息分析流程获取测井特征信息，并根据测井特征信息，获取目标区域的层序地层界面信息；

处理模块32，还用于根据层序地层界面信息，确定目标区域的沉积充填模式。

通过确定目标区域下待获取的层序地层界面信息对应的目标周期，可相应确定出对应于目标周期的信息分析流程，根据信息分析流程可获取并处理测井特征信息，进一步的可确定出目标区域的层序地层界面信息，从而确定出目标区域的沉积充填模式，由此，获得了不同分辨率尺度下的精细化的层序地层界面信息，提升了目标区域地层信息的准确性，从而提升了油气勘探和开发效率。

作为一种可选的实施方式，目标周期包括长期旋回，信息分析流程包括井震结合流程；

处理模块32根据信息分析流程获取测井特征信息，并根据测井特征信息，获取目标区域的层序地层界面信息的具体方式，包括：

获取目标区域的地震剖面信息；

根据测井特征信息和地震剖面信息，确定目标区域的长期旋回信息。

通过井震结合流程对测井特征信息进行处理，获取目标区域的地震剖面信息，并根据测井特征信息和地震剖面信息，可确定出目标区域的长期旋回信息，由此，获得了长期旋回尺度下的精细化的层序地层界面信息，提升了目标区域地层信息的准确性，从而提升了油气勘探和开发效率。

作为一种可选的实施方式，目标周期包括中期旋回，信息分析流程包括小波变换流程；

处理模块32根据信息分析流程获取测井特征信息，并根据测井特征信息，获取目标区域的层序地层界面信息的具体方式，包括：

根据测井特征信息，对测井特征信息进行小波变换，并确定小波变换后的优势曲线；

根据优势曲线和测井特征信息，确定目标区域的中期旋回信息。

通过小波变换流程对测井特征信息进行处理，获得优势曲线，并结合原始的测井特征信息，可确定出目标区域的中期旋回信息，由此，获得了中期旋回尺度下的精细化的层序地层界面信息，提升了目标区域地层信息的准确性，从而提升了油气勘探和开发效率。

作为一种可选的实施方式，目标周期包括短期旋回，信息分析流程包括频率趋势线分析流程；

处理模块32根据信息分析流程获取测井特征信息，并根据测井特征信息，获取目标区域的层序地层界面信息的具体方式，包括：

根据测井特征信息，对测井特征信息进行滤波处理，确定出滤波后的频率趋势线；

根据频率趋势线，确定目标曲线；

确定目标曲线的目标深度窗口，将目标深度窗口下的目标曲线确定为目标频率趋势线；

根据目标频率趋势线和测井特征信息，确定目标区域的短期旋回信息。

通过频率趋势线分析流程，对原始的测井特征信息进行滤波处理，确定出滤波后的频率趋势线，并进一步获取目标频率趋势线，根据目标频率趋势线和测井特征信息，确定出目标区域的短期旋回信息，由此，获得了短期旋回尺度下的精细化的层序地层界面信息，提升了目标区域地层信息的准确性，从而提升了油气勘探和开发效率。

作为一种可选的实施方式，处理模块32还用于在根据层序地层界面信息，确定目标区域的沉积充填模式之后，

根据目标区域的沉积充填模式，确定储层分布信息，并确定出用于油气运移的目标界面；

根据储层分布信息和目标界面，对目标区域执行预设的油气开采流程。

通过确定出的沉积充填模式，可进一步获得目标区域的储层分布信息，进而确定用于油气运移的目标界面，根据储层分布信息和目标界面可执行油气开采作业，由此，提升了油气勘探和开发效率。

实施例四

本申请提供一种电子设备，包括：

至少一个处理器；以及与至少一个处理器通信连接的存储器；其中，

存储器存储有可被至少一个处理器执行的指令，指令被至少一个处理器执行，以使至少一个处理器能够执行如任一实施方式的方法。

本申请提供一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，计算机执行指令被处理器执行时用于实现如任一实施方式的方法。

具体的，请参阅图14，图14是本发明实施例公开的一种电子设备的结构示意图。如图14所示，该电子设备可以包括：

处理器(Processor)291，装置还包括了存储有可执行程序代码的存储器(Memory)292；还可以包括通信接口(Communication Interface)293和总线294。其中，处理器291、存储器292、通信接口293、可以通过总线294完成相互间的通信。通信接口293可以用于信息传输。处理器291与存储器292耦合，处理器291可以调用存储器292中的逻辑指令(可执行程序代码)，以执行上述任一实施例的方法。

此外，上述的存储器292中的逻辑指令可以通过软件功能单元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。

存储器292作为一种计算机可读存储介质，可用于存储软件程序、计算机可执行程序，如本申请实施例中的方法对应的程序指令/模块。处理器291通过运行存储在存储器292中的软件程序、指令以及模块，从而执行功能应用以及数据处理，即实现上述方法实施例中的方法。

存储器292可包括存储程序区和存储数据区，其中，存储程序区可存储操作系统、至少一个功能所需的应用程序；存储数据区可存储根据终端设备的使用所创建的数据等。此外，存储器292可以包括高速随机存取存储器，还可以包括非易失性存储器。

本发明实施例还提供一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，计算机执行指令被调用时用于实现任一实施例中的方法。

本发明实施例还公开了一种计算机程序产品，该计算机程序产品包括存储了计算机程序的非瞬时性计算机可读存储介质，且该计算机程序可操作来使计算机执行任一实施例中所描述的方法中的步骤。

以上所描述的装置实施例仅是示意性的，其中作为分离部件说明的模块可以是或者也可以不是物理上分开的，作为模块显示的部件可以是或者也可以不是物理模块，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络模块上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部模块来实现本实施例方案的目的。本领域普通技术人员在不付出创造性的劳动的情况下，即可以理解并实施。

通过以上的实施例的具体描述，本领域的技术人员可以清楚地了解到各实施方式可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现，当然也可以通过硬件。基于这样的理解，上述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计算机可读存储介质中,存储介质包括只读存储器(Read-Only Memory，ROM)、随机存储器(Random Access Memory，RAM)、可编程只读存储器(Programmable Read-only Memory，PROM)、可擦除可编程只读存储器(ErasableProgrammable Read Only Memory，EPROM)、一次可编程只读存储器(One-timeProgrammable Read-Only Memory，OTPROM)、电子抹除式可复写只读存储器(Electrically-Erasable Programmable Read-Only Memory，EEPROM)、只读光盘(CompactDisc Read-Only Memory，CD-ROM)或其他光盘存储器、磁盘存储器、磁带存储器、或者能够用于携带或存储数据的计算机可读的任何其他介质。

本领域技术人员在考虑说明书及实践这里公开的发明后，将容易想到本申请的其它实施方案。本申请旨在涵盖本申请的任何变型、用途或者适应性变化，这些变型、用途或者适应性变化遵循本申请的一般性原理并包括本申请未公开的本技术领域中的公知常识或惯用技术手段。说明书和实施例仅被视为示例性的，本申请的真正范围和精神由下面的权利要求书指出。

应当理解的是，本申请并不局限于上面已经描述并在附图中示出的精确结构，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本申请的范围仅由所附的权利要求书来限制。