复杂油气藏杂志版面费

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王晓畅 张 军 李 军 张松扬 胡 瑶（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）摘 要 中国石化在国内外油气勘探中所面临的对象日益复杂且具有多样性，常规测井已不能满足这些复杂储层评价的需要。成像测井能够全方位反映地层结构和 “四性” 特征，在储层评价过程中的作用越来越重要。井壁电成像测井能够直接观测岩石结构特征，有效识别裂缝和溶蚀孔洞，并满足储层评价对裂缝参数定量计算的要求。核磁共振成像测井能够直接探测到不同的孔隙度，分析孔径分布情况，通过不用的测量方法识别流体性质，并能够有效计算储层含水饱和度。两者结合在松南油田火山岩和塔河油田海相碳酸盐岩储层综合评价中应用，取得了良好的效果，改善了测井对地层油气评价的准确性，非常适合于评价非均质性强的复杂油气藏，在直观显示地质现象和储层特征上发挥了不可替代的作用。关键词 井壁电成像 核磁成像 复杂油气藏 储层评价Application of Imaging Logging in ReservoirEvaluation of Complex ReservoirsWANG Xiaochang，ZHANG Jun，LI Jun，ZHANG Songyang，HU Yao（SINOPEC Exploration ＆ Production Research Institute，Beijing 100083）Abstract SINOPEC is facing increasingly complex and various petroleum prospecting problems inland and Convertion logging can not meet the requirement of this kind of complex Imaging logging can reflect stratigraphic structure and four property characteristic omnidirectionally，and becomes more and more important in the reservoir Resistivity Imaging Logs can observe rock structure character directly and identify fracture and vug effectively，and meet the reservoir evaluation demands for fracture parameters quantitative NMR can detect the porosity of different size of pore，analysis the aperture distribution，identify fluid property by different measure mode，and compute water saturation Their application in evaluation of volcanic reservoirs in Songnan Gas Field and carbonate reservoir in Tahe Oilfield got good results，improving the accuracy of logging The method is very useful to evaluate strong heterogeneity complex The capacity of visual display of geological phenomena and reservoir characteristics is Key words FMI；NMR；complex reservoirs；reservoir evaluation中国石化在国内外油气勘探中面临的对象日益复杂且具有多样性，以碳酸盐岩、火山岩、变质岩等为代表的复杂油气藏在勘探开发中占有越来越重要的地位，其地层特征主要表现为复杂的岩性和储集空间、强非均质性等，导致构造内部显示不明显、储层流体性质难以识别、储层参数精确计算以及储层有效性评价困难，常规测井已不能满足对这些复杂储层进行评价的需要。成像测井为复杂油气藏储层评价提供了大量丰富以及更为精细的地层信息，与常规测井相比，具有定向测量、图像直观、分辨率相对较高等优势，能够全方位反映地层结构和 “四性”特征，在储层评价过程中的作用越来越重要。本文在前人研究的基础上，分析了成像测井中的井壁电成像测井和核磁共振成像测井在储层评价中的作用，并对松南油田火山岩地层和塔河油田海相碳酸盐岩地层实际资料进行了综合评价，取得了良好效果。1 井壁电成像测井在储层评价中的应用井壁电成像测井能获得全井段细微的井周电阻率变化数据，经过一系列校正处理（如深度校正、速度校正和平衡等处理）后，用一种渐变的色板（通常为黑—棕—黄—白）对电阻率数值由低到高进行刻度，最终形成的电阻率图像可以直接清晰地反映地层岩性和物性的变化。1 准确识别岩石结构在火山岩中，即使岩石化学成分相同，如果成因、结构不同，其岩石类型和名称也会不同，因此，仅用反映成分特征的常规测井曲线很难将这类岩石区分开。井壁电成像测井能在微观上分析细致结构特征，为研究火山岩岩性特征提供了丰富的地址信息。1 熔岩结构图像整体由特高阻、高阻亮色或低阻暗色组成，多具流纹构造和块状构造。当组成岩石的矿物颗粒成分或岩屑、晶屑较大时，会在图像上产生斑点效应（图la）。图1 不同结构井壁电成像图像2 熔结结构图像由高阻亮色岩屑、晶屑，中低阻橙色火山灰流和黑色低阻条纹椭圆形斑点组成。高阻亮色岩屑、晶屑大小不均，平均在5 ～10cm之间，排列具有方向性，压扁拉长特征明显。中低阻橙色火山灰流具有成层性特征，岩屑、晶屑分布其间（图1b）。3 火山碎屑结构图像宏观上具有粒度特征，高阻亮色不规则角砾与中低阻暗色凝灰交织组成。高阻亮色角砾大小不均，颗粒间相互支撑，混杂堆积，棱角清晰，不具磨圆特征（图1c）。2 精细评价次生孔隙裂缝及溶蚀孔洞对储层的产量具有十分重要的作用，其发育情况往往决定了储层质量。井壁电成像测井能够对裂缝、溶孔、溶洞等进行精细描述，特别是能够成功地表征裂缝的实际特征，并且进一步进行定量评价。1 定性识别裂缝在成像图上由于受泥浆的浸染呈深色的正弦曲线显示，有效裂缝由于总是与构造运动和溶蚀相伴，因而一组裂缝的正弦线一般既不平行又不规则。溶蚀孔洞的高电导异常边缘呈浸染状且较圆滑，溶洞与周围地层的电导率是渐变的，多见于储层段（图2）。图2 次生孔隙在井壁电成像上的特征2 定量评价1 裂缝和孔洞参数在定性识别裂缝和溶蚀孔洞的基础上，可以定量计算出表征裂缝和溶蚀孔洞的参数，这样有利于分析储层的有效性。裂缝和溶蚀孔洞评价的参数及计算方法见表1。表1 次生孔隙参数情况统计2 孔隙度谱分析标定的井壁电成像图像实际上是井壁的电导率图，利用Archie公式能够将图像转变为孔隙度图像（图3）。通过对2inch窗长图像上孔隙的分析统计，便可确定基质孔隙与相对大孔隙的分界点，从而确定基质孔隙与相对大孔隙的比率，基质孔隙加相对大孔隙等于总孔隙。若处理出的频率分布图只有一个峰，说明孔隙发育比较均匀，而峰值带的宽窄反映非均质性的强弱，峰值带宽说明非均质性强。图3 井壁电成像次生孔隙定量处理成果图2 核磁共振成像测井在储层评价中的应用核磁共振测井是一种以氢核与外加磁场的相互作用为基础，研究包含在流体（水、油和天然气）中氢的天然含量和赋存状态的测井方法。M0、T1、T2就是核磁共振测井要测量和研究的对象（M0为磁化强度，T1表示纵向弛豫时间，T2表示横向弛豫时间），从中可以得到3种信息，即岩石孔隙中的流体含量、特性以及含流体的孔径，其结果一般不受骨架影响。1 直接探测储层不同的孔隙度核磁共振测井所使用的孔隙度模型如图4所示，T2分布谱的总面积代表地层的总孔隙体积，T2中衰减很快的分量是粘土矿物吸附水，其次T2中衰减相对较快的分量对应于地层中毛细管束缚水，而衰减较慢的分量是地层中可动流体的贡献，因此可以通过T2分布确定粘土束缚水孔隙度、毛管束缚水孔隙度和有效孔隙度及总孔隙度。图4 核磁共振测井孔隙度模型2 精细描述孔径分布情况通过核磁测井资料的精细处理（图5），将T2时间划分成6个不同的区间进行解谱，即得到不同类型的孔隙度，分别是：粘土孔（T2：3～3 ms），微孔（T2：3～10ms），小孔（T2：10～30ms），中孔（T2：30～100ms），大孔（T2：100～300ms），超大孔（T2：300～3000ms）。对于某一储层，若孔径分布曲线展示中孔和（超）大孔的值所占比例较大，说明该储层孔隙结构以中孔和大孔为主，孔隙中可动流体所占体积较大，因而储层的产液水平较高。因此，利用核磁测井资料研究储层孔隙结构特征、判别储层产液能力高低，可以优选试油层位，提高经济效益。图5 核磁共振资料精细处理成果图3 有效评价储层含油气性1 定性识别流体性质不同流体有不同的核磁共振特性（图6），表2是在一定条件下测得的不同流体的核磁共振特性，可见：水与烃（油、气）的T1差别很大，油与气的T2差别很大，液体（油、水）与气体的扩散系数差别也很大，利用流体的这些差异，在一定条件下，利用两次不同等待时间的双TW测井进行差谱分析或利用两次不同回波间隔的双TE测井进行移谱分析，可识别油气的存在及类型。表2 岩石骨架及孔隙流体的核磁共振特性2 定量计算含水饱和度1 差谱法计算含水饱和度针对双极化时间核磁共振测井，根据烃与水的T2差异，依赖二相特征弛豫反演回波差分信号，根据确定的烃视孔隙度，经T1校正、含烃指数校正得到含烃孔隙度和含烃饱和度。具体公式主要为：图6 核磁共振资料识别流体性质成果图油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集4式中：φTwL和φTwS分别为长等待时间和短等待时间的孔隙度；φh 、φw、φe和φcl分别为含烃孔隙度、含水孔隙度、有效孔隙度和含粘土水孔隙度；TwL和TwS分别为长等待时间和短等待时间；Tlh和T1w分别为烃和水的纵向时间；HIh和HIw分别为烃和水的含氢指数；Sh为含烃饱和度。2 转换成毛管压力计算含水饱和度从理论上讲核磁共振T2分布谱和毛管压力曲线都表示了与孔隙尺寸和孔隙吼道相关的孔隙体积的分布，因此，可得到毛管压力和核磁T2分布谱之间的关系式：油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集4式中：Pc为毛管压力；T2为弛豫时间；γ为旋磁比；ρ为岩石表面弛豫率；θ为接触角度；r1为毛管半径；V为孔隙体积；S为孔隙面积。利用岩心分析的毛管压力曲线刻度核磁T2分布谱确定系数（2γ·ρ·cosθ/r1）·（V/S），就可以利用核磁T2分布谱计算连续的毛管压力曲线。实际处理中将上式改为如下形式：油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集4式中：A、B、C和D为与孔隙结构相关的待定系数，需由岩心刻度确定；Ktim为渗透率。在已知自由水界面的情况下，可以利用下式把自由水界面以上的高度转换成毛管压力：油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集4该式与核磁计算的毛管压力曲线相结合就能够计算储层含水饱和度。3 成像测井储层综合评价应用实例将井壁电成像测井与核磁共振成像测井相结合，可以得到更为详尽的储层评价所需的岩性、物性、含油性信息。在常规测井资料解释的基础上，合理分析井壁电成像与核磁共振成像，能够提供更为精确的地层描述信息。实例1：图7为松南地区某预探井的测井处理解释成果图，图中：4076～4100m层段井径测井显示该段井眼状况好，测井质量可靠，在常规测井三孔隙度曲线和电阻率曲线上，该层段与上下井段响应相似，并无明显的储层发育特征。但在成像测井响应上，井壁电成像处理结果显示：储层以凝灰岩为主，高导缝和微裂缝发育，有14条高导缝和43条微裂缝，溶蚀程度相对较强，计算储层孔隙度分布集中在7％左右，划定该段储层属裂缝-孔隙型。核磁共振测井显示储层孔隙度为7％左右，储层物性相对好。图7 松南地区某预探井测井精细处理成果图实例2：图8为塔河某评价井的测井处理解释成果图，5525～5536m井段常规测井电阻率表现为高阻背景下的低阻，初步解释为储层。由成像测井成果可知：井壁电成像测井图像上显示岩石破碎严重，裂缝发育，处理结果表明该层段发育大量中高角度裂缝；核磁共振测井显示：该井段顶部孔隙结构发育良好，该井为双Tw测井，采用差谱法处理，结果显示该层顶部含气情况良好，试油5525～5536m，7mm油嘴产量为2m3/d。图8 塔河地区某预探井测井精细处理成果图4 结 论成像测井通过在松南油田火山岩和塔河油田海相碳酸盐岩储层评价中的应用，取得了良好的效果，为储层精细描述提供了可靠的岩性、物性、电性和含油性等信息，改善了测井对地层油气评价的准确性、对储量计算的合理性、对产能预测的可靠性、对油气田增产措施评价的可能性，并且非常适合于评价非均质性强的复杂油气藏，甚至可在一定程度上替代钻井取心对地层进行精细描述，其在直观显示地质现象和储层特征上所发挥的作用是其他手段不可替代的。参考文献［1］刘之的，刘红歧，代诗华，等火山岩裂缝测井定量识别方法［J］大庆石油地质与开发，2008，27（5）：132～［2］张莹，潘保芝，印长海，等成像测井图像在火山岩岩性识别中的应用［J］石油物探，2007，46（3）：288～［3］朱海华，赵丹荣，宋明先，等成像测井在火成岩中的应用［J］石油仪器，2007，21（3）：63～［4］何绪全，张健审测井新技术在碳酸盐岩储层测井评价中的应用［J］天然气勘探与开发，2003，26（1）：43～［5］阎相宾塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层特征［J］石油与天然气地质，2002，23（3）：262～［6］樊政军，柳建华，张卫峰塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层测井识别与评价［J］石油与天然气地质，2008，29（1）：61～

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油气藏网格模型是在平面上用等间距 （或不等间距） 网格，在垂向上用网格分成若干个地质层将油气藏离散化。油气藏网格模型再现了油藏的构造形态，为反映储层物性平面非均质性和层间非均质性奠定了基础。（一） 层面网格化 （Horizon gridding）平面离散化方法常用是三角剖分和矩形网格化。数值模拟常采用矩形网格，因此矩形网格化也是地质建模层面最常用的离散化方法。网格是由均匀 （或不均匀） 的行列构成的矩形区域。行与列的交点是网格节点。每行包含的节点具有相同的列号；每列包含的节点具有相同的行号。通过网格化，可以把不规则间距的油气藏特征参数，利用插值或外推数值算法生成规则间距的油气藏特征参数。 层面网格化过程中的技术难点在地层层面在交叉网格剖分下，其几何形状由网格节点处的深度值表示。层面网格化过程就是将离散分布的地震数据点、钻井深度数据点换算到网格节点上，得到网格节点处的深度值。相比一般的平面插值，层面网格化具有如下两方面的难点：（1） 地层层面作为连续曲面，应尽可能光滑，相邻节点处的深度值应保持协调一致。同时作为地层单元 （或油气层单元） 之间的分隔面，在井点处应保证严格的过点性。（2） 断层的出现破坏了地层层面深度的连续性，生成的地层层面在断层的两侧应保证深度阶跃现象的出现。同时在断距渐小并最终消逝的点，断层两侧错开的地层层面应在这里得到衔接，避免人为延长断层。实际研究表明，在层面网格化过程中，针对问题 （1） 选用曲面样条插值法；针对问题 （2） 首先引入断层处理规则，然后在此基础上进行补充和完善，就能较好地解决层面网格化的技术难题。 断层处理技术考虑到断层的存在对层面网格化的影响，有人提出了如下处理规则：在水平面内，将插值点与数据点之间连一条线段。若该线段与某条断层有奇数个交点，则认为插值点与数据点位于断层的异侧，因此在计算插值点的层面深度时，该数据点不用。若该线段与某条断层有偶数个交点，则认为插值点与数据点位于断层的同侧，因此在计算插值点的层面深度时，该数据点可用。在图6-3中，点P为插值点，P1，P2，P3，P4为数据点，折线分别代表两条断层。在计算P点深度时，数据P2，P4可用，而P1，P3则不可用。图6-3 断层处理规则与数据点筛选在生成层面时，该规则保证了断层两侧插值点深度分别由不同的两组数据点进行插值，所得到的层面深度在断层两侧出现跳跃。在层面网格化过程中，首先给定一个合适的检索半径R，选取该范围内有所有数据点作为备用点。然后用断层处理规则进行筛选 （图6-3右所示），用筛选出的可用数据点进行曲面样条插值。当该过程遍历所有的网格节点后，即完成了层面网格化过程。应该说断层处理规则的引入基本解决了层面网格化技术难题。但在实际建模软件开发过程中，可能还会遇到异常情况。因此，提出如下补充规则：图6-4 断层处理中的几类特殊情况（1） 明确判断交点的性态。首先计算断层线和插值点与数据点连线的交点坐标，只有当交点纵、横坐标同时位于断层线和插值点与数据点的连线上，而不是位于它们的延长线上时，该交点才能成为判断的依据，使断层闭合点处的层面得以光滑连续。例如在图6-4中，插值点P与已知数据点P1的连线并不与断层线相交，但与断层线的延长线相交。如果不加区别地认为P与P1位于断层异侧，则必然使得在断层消失的地方两边的地层仍然不能光滑衔接。（2） 不是简单地以是否存在实交点而是按实交点的个数来完成数据的筛选。当存在偶数个实交点时，说明由插值点至数据点跨越该条断层偶数次，经偶数次取反表明二者位于断层同侧，相对于插值点，该点可用。当存在奇数个实交点时，则插值点与数据点位于断层异侧。图6-4中，显然断层将整个建模区域大致分为了上下两个部分，位于下半部分的已知数据点P2和待插值点P位于断层的同侧。因此，在计算节点P深度时，P2是可用的数据点。（3） 网格节点坐标值的随机偏移。在层面网格化生成过程中，曲面样条插值是对网格节点逐点实施的。当某节点无法赋值时，存在两种可能的原因。一是搜索半径R过小，搜索区域内不存在可用的数据点，此时应增大搜索半径R或增补控制点；二是由于断层的分隔作用，网格节点与所有的数据点被分割开来，最特殊的情形是断层线穿过网格节点，此时应给网格结点坐标以一个随机修正量来错开断层线的包围。如图6-4中网格节点P′，由于它正好在断层线上，因此按断层处理规则它与任何已知数据点都位于断层异侧，此时令该点的坐标为 （x＋△x，y＋△y），以避开这类特殊的情形。虽然改进后的断层处理规则较好地解决了由于断层存在给层面网格化带来的困难，但它同样存在两个明显的缺陷：（1） 算法效率过低，难以达到人机交互的理想效果。当油气藏的断层分布复杂和已知数据点过多时，按网格节点去逐一挑选用于插值计算的已知点时，整个计算过程需要大量时间，有时需要长达几十分钟，这对人机交互式的操作而言是难以容忍的。（2） 搜索半径R的选择处于两难的境地。如果没有搜索半径的限制，对每个网格节点都使用整个建模区域内所有已知点作为备选点，这样就完全能够保证被断层所分割的每个小区域内的网格节点都是使用一组相同的已知点插值计算得到的结果，因而自然也就能够保证该小区域内的曲面是连续光滑的。但问题在于当已知点数据多达几千个时，曲面样条插值算法几乎难以求解。如果使用搜索半径R，用于插值的数据点仅限于插值点周围的有限个已知数据点。这样自然就限制了方程组的阶数，给求解带来了方便。但随之而来的问题是每个插值节点使用的数据点可能都是不同的，这就难以保证网格曲面的连续性和光滑性。从实际应用效果来看，只要搜索半径取值适当，如 （△x为X轴方向的间距，△y为Y轴方向的间距） 基本能够保证整张网格化曲面在没有断层的地方不发生突变。但从插值理论上看，这样得到的曲面其光滑性和连续性是无法保证的。 层面网格化中的特殊处理方法当层面深度数据直接来源于地震解释成果时，数据点的密度可能很大，如达到156个/m2。如果层面网格化采用平面网格间距为50m，那么有可能在一个网格区域内存在几个己知数据点。为了提高计算效率，进行网格抽稀是必需的。其具体过程是：（1） 利用距离加权平均法计算网格中心点处的函数值。如果平面区域共有Nx×Ny个网格，则初步计算后只保留了Nx×Ny个数据点。在进行距离加权时取 范围内的数据点。（2） 在数据点筛选过程中，同样需要考虑断层的影响。为了提高筛选的效率，首先根据断层线标定出与之相关的网格节点。这样对绝大多数的网格不需要考虑断层的影响，只有那些断层线经过的网格节点才需要特别处理。（3） 利用网格中心的数据点由曲面样条插值计算各网格节点的深度值。（二） 剖面网格化 （Profile gridding）通常，建模对象是开发层系。一个开发层系内往往包含若干个小层或单层。为了详细地反映物性参数垂向上的变化，体现层内非均质性，需要在更小的网格单元内研究储层性态。这就意味着必须将小层或单层继续细分成若干个 “微层”。实质上该过程是将油气藏在垂向上继续离散化，最终形成三维油气藏网格模型 （图6-5）。图6-5 油气藏网格模型实质上，油气藏垂向剖分是用更多的网格化层面来细分出更小地层单元 （或叫 “微层”，这个名称只是建模所用的术语，并非通用的地质术语），并用两个网格化层面来替代具有实际厚度的微层。细分微层同样要遵循等时性的原则。具体的技术细节如下： 微层层数油气藏网格模型建立过程中首先应该确定微层层数或者微层厚度。测井的分辨率大约5 m，这就意味着对于厚度为h的小层或单层，其微层数目最多只能是200个。对于实际油气藏，经过油气层单元划分与对比已经将其分成了若干彼此独立的小层或单层。在每个小层或单层内无论微层的数目还是划分方式同样也是彼此独立而互不影响的。微层的具体细分数目是由需要达到的建模精度、实际资料的丰富程度、每个微层的厚度及油气藏的地质特征共同决定的。微层厚度的大小或者油气藏网格模型的网格单元总数Nx×Ny×Nz并不是衡量地质模型优劣和精度的定量指标。它只是表明在多大的尺寸上能反映油气藏的地质特征。 微层间的对应关系微层划分是在更小尺度上对油气层划分和对比，是利用井点资料来完成。在不同井点处同一小层的微层数目可以是不同的 （这在地层和油气单元划分和对比中经常所遇到的问题）。因此，采用虚拟编号的手段来建立微层间的对应关系。例如在图6-6中，A井处划分了3个微层，B井处只有两个微层。在网格模型的建立过程中默认井B处也有3个微层，只是其中一个微层的厚度为零。至于究竟是哪一个微层厚度是零，是由微层的划分方式决定的。图6-6 不同井点处微层划分数目不同 网格模型的计算机存储现代地质建模的整个工作都是在计算机上完成的，整个油气藏是以网格模型的虚拟形式 （不是真实的油气藏实体） 被计算机接受。为了存储整个网格模型，通常采用的数据结构是一个四维数组Array ［Nx］ ［Ny］ ［Layer＿num］ ［Micro＿1ayer＿num］ （Nx为X方向划分的网格总数，Ny为Y方向划分的网格总数，Layer＿num为小层总数 （单层总数），Micro＿1ayer＿num为微层总数）。当该数组表示油气藏埋深时，就确定了实际油气藏的形态。正是这种存储方式要求在整个建模区域内小层数和每个小层的微层数是固定的，否则，某些数组元素将失去明确的物理意义。 微层划分模式网格模型是储层物性参数模型建立的基础，因为三维储层物性模型的形成是按微层来充填物性参数值而并非真正意义上的三维空间插值。因此，微层划分方式不仅决定了网格模型的形成，而且直接影响到三维储层物性模型的建立。由于根据地震解释层面生成的网格化层面不仅是岩石物理界面，而且是地层沉积的等时界面，因此微层划分的基本原则应保证等时性。根据地质体的成因，微层的划分方式可以综合成5种典型的模式（图6-7）。图6-7 微层划分模式◎独立模式：适用于均匀升降的广阔台地和湖盆内稳定沉积的水平层状地层。其特点是可以等厚度地剖分地层，即任意两口井钻遇同等厚度的微层。◎比例模式：典型代表是三角洲或冲积扇前积作用形成的地层。地层的加积或剥蚀具有按比例的特点，因此微层也要按比例划分。独立模式可视为其中的特例。◎平行下移模式：该模式是对地质超覆现象的特殊处理。为了满足微层划分的等时性原则，将地层顶面等厚度平行下移得到每个微层层面。该模式对微层的划分是由上往下的。◎断层模式：该模式是将断层面当做一种地层层面来处理。在微层划分时，将地层底面按等断距平行上移。◎截断模式：该模式用于处理地层层面被剥蚀而形成角度不整合的地质现象。其做法是将地层底面等厚度平行上移，从而得到若干个被不整合面所截的微层层面。该模式与平行下移模式相反，是自下而上划分微层。除断层模式外，独立模式、比例模式、平行下移模式及截断模式是地层沉积和接触关系的直接反映。微层划分能处理地层超覆、不整合及地层尖灭等地质现象，为陆相复杂油气藏的地质建模提供了思路。（三） 建立网格模型在确定了微层的划分模式后，就唯一确定了油气藏网格模型。按照网格模型的存储方式，也确定了H［nx，ny，i，j］，即三维空间中第［nx，ny，i，j］个网格节点上的深度值。5种微层模式的H［nx，ny，i，j］的计算公式列如下。（1） 独立模式H[nx,ny,i,j]=H1[nx,ny,i]+j·△h[nx,ny,i]（2） 等比例模式H[nx,ny,i,j]=H1[nx,ny,i]+j·△h[nx,ny,i]（3） 平行下移模式H[nx,ny,i,j]=min{H1[nx,ny,i]+j·△h[nx,ny,i],H2[nx,ny,i]}（4） 断层模式H[nx,ny,i,j]=max{H2[nx,ny,i]-[N[i]+1-j]·△h[nx,ny,i],H1[nx,ny,i]}（5） 截断模式H［nx，ny，i，j］＝max｛H2［nx，ny，i］-［N［i］＋1-j］·△h［nx，ny，i］，H1［nx，ny，i］｝各式中：nx——在平面网格上沿X方向的节点编号，1≤nx≤Nx＋1，Nx为X方向网格总数；ny——在平面网格上沿Y方向的节点编号，1≤ny≤Ny＋1，Ny为Y方向网格总数；i——小层编号，表示第i小层，1≤i≤Layer＿Num；j——第i小层中的微层编号 （依照由顶至底的先后次序），j＝1，2，…，N［i］，表示第i小层中的第j个微层；N［i］——第i小层中的微层总数；H1 ［nx，ny，i］——第i小层中平面网格节点［nx，ny］处的顶面深度；H2［nx，ny，i］——第i小层中平面网格节点［nx，ny］处的底面深度；△h［nx，ny，i］——第i小层中平面网格节点［nx，ny］处的每个微层厚度；H［nx，ny，i，j］——第i小层中第j微层网格节点［nx，ny］处的深度值。显然，H［nx，ny，i，0］＝H1［nx，ny，i］，H［nx，ny，i，N［i］＋1］＝H2［nx，ny，i］。不同的网格节点有不同的△h［nx，ny，i］，但同在同一小层网格点［nx，ny］处的△h却是不论在何种划分模式下都是相同的，即与微层面无关。因此，△h［nx，ny，i］中不包含标号j。其具体的计算公式为：油气田开发地质学