测井曲线计算公式

测井曲线计算公式
摘要
油层物理是研究储层岩⽯、岩⽯中的流体（油、⽓、⽔）以及流体在岩⽯中渗流机理的⼀门学科。

它表述的是油层的物理性质，储层的岩⽯⾻架和储存于岩⽯⾻架孔隙中的流体。

钻探⼀⼝油井，取⼼测得的孔隙度、渗透率等物性参数，反映的是这⼝井及井筒周围的油层物性参数，即所谓的“⼀孔之见”，从平⾯上看，如果这⼝井位于湖相⽔道砂微相中间，它的孔隙度、渗透率偏⾼，⽤此计算的储量偏⼤，因为向⽔道砂微相两侧的孔、渗参数肯定要⼩；如位于⽔道间的薄砂层中，那计算的储量可能偏⼩，要想真正控制就得还油层以本来⾯⽬。

早期资料较少是难以达到的，⽽随井⽹的不断完善，获取的动、静态信息的不断增加，新技术、新⽅法不断出现，就能还油层以真⾯⽬。

精细油藏描述是指油⽥投⼊开发后，随着开采程度的加深和动、静态资料增加，所进⾏的精细地质特征研究和剩余油分布描述，并不断完善储层预测的地质模型，称为精细油藏描述。

可以细分为开发初期、开发中期和开发后期精细油藏描述。

不同时期的精细油藏描述因资料占有程度不同⽽描述的精度不同。

⽽⽬前在开发后期（指综合含⽔>85%可采储量采出程度在75%以上）的精细油藏描述由于资料占有量相对较多，所以描述的精度要⾼，加上相关新技术、新⽅法的应⽤，才能达到精细描述的程度。

油层物理学科在提⾼采收率的研究的过程中，对油层的⾮均质性、流体粘度及流度⽐和油藏润湿性等对采收率的影响进⾏了研
⽬录
⼀、引⾔ ---------------（1）
⼆、精细油藏描述实例 ----------------（2）
1．概况 ---------------（2）2．精细油藏描述对策及思路 ---------------（3）3．精细构造研究 ---------------（4）4．测井多井评价 ---------------（6）5．沉积微相及砂体展布规律 --------------（10）6．储层⾮均质性 --------------（14）7．储层流动单元研究 --------------（20）8．三维建模及油藏⼯程评价 --------------（23）
三、结论及认识 --------------（24）
四、结束语 --------------（25）
油层物理与精细油藏描述
――结合板桥油⽥板北板⼀油组实例分析
⼀、引⾔
油层物理表述的是油层的物理性质，储层的岩⽯⾻架和储存于岩⽯⾻架孔隙中的流体。

⾸先研究的是储集油⽓的储层。

储油岩⽯的性质直接影响着油⽓储量和产量，油层物性资料对整个油藏的开发过程起着主要的控制作⽤。

对于认识储层、评价储层、保护和改造储层，对于油⽥地质勘探、油⽥开发⽅案的制定以及提⾼油⽓采收率都有重⼤意义。

储层流体是指储存于地下的⽯油、天然⽓和地层⽔。

处于地下的流体的物理性质和其在地⾯的性质有着很⼤的差别。

于是油层物理⼜发展到对流体的测试研究，多相流体的渗流机理和提⾼采收率⽅法研究。

研究储油层的物理性质，进⽽研究储油层的空间展布，在沉积岩储层的研究上，认为储层的分布是有规律可循的，是按照⼀定的规律分布的。

随着钻井资料的增加，⼈们对地下油层的物性认识进⼀步提⾼，愈加接近于地下的真实状况；沉积相、沉积微相的研究结果证实，沉积微相控制着储层的分布，决定了储层的孔隙度、渗透率等的变化趋势；油层取⼼资料的有限性，近年来在测井多井评价技术进步的基础上得到补充。

物探技术进步，储层约束反演技术为储层的分析研究提供了技术⽀持，油层⾮均质性的研究，对油层中存在的渗流屏障的研究及流体性质的研究随着油⽥开发的深⼊变得愈来愈重要，研究得愈来愈细致。

经过较长时间油藏的开发，在采出程度较⾼的开发后期，有了较多的资料积累。

为了进⼀步提⾼采收率，⼈们对重建地质模型的愿望随之产⽣，这样就提出对油藏的精细描述的问题。

精细油藏描述是对油层物理学科的拓展和延伸，它应⽤了⽬前⼀些成熟的多学科的配套技术，但其核⼼仍然是油层物理基础研究内容，以提⾼采收率为⽬的，对油藏的精细认识。

⼆、精细油藏描述实例
1．概况
⑴板桥凹陷位于渤海湾盆地黄骅坳陷中北部，板桥油⽥板北板⼀油组精细油藏描述
是板桥油⽓⽥精细油藏描述的⼀个部份，我们仅以此来探讨精细油藏的描述⽅法。

本区有沙⼀、沙⼆、沙三段三套含油层系，含油⽓井段2436～4092m，划分为9个油组，板⼀油组仅是其中的⼀个。

板北板1油组探明地质储量426×104t，该套油组1982年投⼊开发，初期依靠油藏天然能量开采，从1985年各断块逐步转⼊注⽔开发，到⽬前经历了近20年的开发历程，到⽬前总采油井30⼝，开井25⼝，⽇产油105.1t/d，⽇产⽓36187m3/d，⽇产⽔601m3/d，综合含⽔85.1%，累积产油152.67×104t，采出程度35.8%，采油速度0.9%，可采储量采出程度 %。

注⽔井27⼝，开井19⼝，⽇注⽔1018m3，累积注⽔580.91×104m3，⽉注采⽐1.27，累积注采⽐1.12。

⑵存在的主要难题
①板1油组已进⼊⾼含⽔期开发，呈现产量递减和含⽔上升双重加快的特点。

②油层⽔淹程度严重，地下油⽔关系复杂，造成开发过程中注采⽭盾⽐较突出，加⼤了挖潜难度。

③随着开采过程的加深，剩余油⾼度分散，原有的地质模型已不能满⾜⽬前挖掘剩余资源潜⼒精度的需要。

2．精细油藏描述对策及思路
⑴研究对策
①精细构造研究
以钻井资料为主，结合三维地震资料，在精细地层对⽐的基础上，对储油⼩层（或砂体）进⾏微构造研究，建⽴开发单元的微构造控制。

②应⽤测井曲线、岩⼼、试油、⽣产动态资料进⾏沉积微相研究，研究储油砂体空间展布及储层物性的变化规律，在储层岩⼼分析的基础上，应⽤测井进⾏多井评价及“四性关系”研究，建⽴储层地质模型。

③通过对流体性质分析，开采变化特征研究，建⽴油藏流体模型。

④储层⾮均质性和流动单元及岩⽯物理相研究，注⽔后储层结构变化特征研究，储量复算。

⑤油藏⼯程研究，包括开发效果评价，数模及剩余油分布研究，油藏潜⼒综合评价。

⑵研究思路
①从单井岩性、储集性、含油性到井间砂体连通关系，从静态油层物理性质到动态开发注采关系、开采特点、动态连通关系等，研究的最⼩单元到单砂体，从沉积微相的⾓度分析各个油⽓层单元，综合研究成果提供⼀个系统的较全⾯的静态地质模型，并且在油藏⼯程研究的基础上，通过数模建⽴动态地质模型。

②编制调整⽅案
3．精细构造研究
⑴地层划分与精细对⽐
本次研究在油组、⼩层、单砂体划分过程中通过岩⼼观察和岩电关系研究，应⽤1：200的0.45m、4m电阻率、声波时差、⾃然电位、⾃然伽玛5条曲线相互配合，对⼩层内
部沉积单元界限进⾏了划分，细分出⼩层内部的沉积单元（单砂体）。

从中选取⼀些能代表某⼀⼩层内砂体发育情况且容易对⽐的电性特征、典型旋回特征的代表井作为⼩层对⽐标准井，建⽴标准对⽐剖⾯，由点到⾯⽴体交叉实⾏全区闭和对⽐，最终再结合动态资料对划分的单元进⾏验证和修改。

板1油组主⼒⽣产层1-4⼩层划分了10个单砂体。

其中砂体⽐较发育、分布⽐较⼴泛的是11、12、41、42砂体，为主⼒砂体，单井砂层最厚达12.8m，最薄1.0m，平均4.7m。

其次为21、22砂体（见表1）。

⑵构造精细解释
在建⽴完整的地震、钻井、录井、测井等资料数据库的基础上，通过层位标定，结合钻井和地震资料，确定油组顶界的反射特征，开展精细构造解释。

在解释过程中，充分利⽤⼯作站的便利条件，将地震剖⾯拉伸、放⼤、极性反转、变换剖⾯显⽰⽅式等⼿段进⾏对⽐解释，并运⽤瞬时相位剖⾯、块移动等功能解释⼩断层。

在编制构造图时，充分利⽤已知井的钻井资料，以井分层为依据，参考构造趋势成图。

⽬前已绘制了板1油组4个⼩层顶界构造图。

经过精细构造解释，新构造图与过去相⽐，基本格架没有变化，只在局部构造圈闭有变化。

见图1。

精细构造解释得到了⼏个微构造⾼点。

图1 板北板⼀油组含油⾯积图
4．测井多井评价
由于钻井取芯井是相对有限的，在⽤取芯井与测井曲线建⽴关系的基础上，充分运⽤测井资料进⾏储层评价，取得较好的效果。

⑴测井资料环境的校正及数据标准化
板北地区钻井年代跨度⼤，测井系列多，既有70年代的国产多线型(声感系列)，也有80年代的SJD801系列、83系列，以及90年代3700数控系列。

为了尽可能克服与消除仪器刻度不精确性造成的误差，在对整个区块储层测井综合评价之前，对测井数据进⾏了标准化处理。

⑵测井多井评价
①储层四性关系研究
四性关系分析主要是对储层进⾏岩性、物性、电性、含油性关系研究，建⽴测井信息向地质信息的转化关系。

根据取⼼井资料，建⽴测井曲线和油层物性关系，重新编制各类关系图版，建⽴相关公式。

②储层参数测井解释模型
A .泥质含量：根据四性关系分析结果得出泥质含量计算公式：
Vsh=87.387789×△GR (r=0.9075) 在处理过程中采⽤将该模型与砂泥岩通⽤解释模型相结合，取最⼩值作为泥质含量计算结果。

砂泥岩通⽤解释模型为：
式中： Vsh －泥质含量，
GCUR －地层经验系数，选⽤3.7；
X －⾃然伽玛、⾃然电位、电阻率测井值；
Xmin －纯砂岩段的⾃然伽玛、⾃然电位、电阻率测井值；
Xmax －纯泥岩段的⾃然伽玛、⾃然电位、电阻率测井值。

B.有效孔隙度：通过编制板北地区板1油组岩⼼孔隙度与声波孔隙度泥质校正后）关系图（相关系数为0.97063），得出孔隙度解释模型如下：
式中:Φ―有效孔隙度；△t ma ―⾻架声波时差值； 97063.002618.32+Φ=Φma f ma sh ma f ma t t t t Vsh t
t t t ?-??-?-?-??-?=Φ21-2
1-2V GCUR X GCUR sh ??=m in m ax m in X -X X -X =?X
n m
w RT Rw b a S Φ=Φ2―声波孔隙度（泥质校正后）；△t f ―流体声波时差值；
△t ―声波时差测井曲线值；△t sh ―泥岩声波时差值。

C.含⽔饱和度
由于该地区没有油基泥浆取⼼数据，所以含⽔饱和度模型采⽤阿尔奇公式：
式中：Rt ―地层电阻
率；
Rw ―地层⽔电阻率；
b ―岩性系数；
m ―孔隙结构指数；
n ―储层饱和度指数；
板北地区a=1.2654, b=1,m=1.6294,n=1.6774；地层⽔电阻率Rw 是综合⽔分析资料和纯⽔层视地层⽔电阻率Rwa 选取的，其地层⽔矿化度分布在6000—12000ppm 之间，对应的地层⽔电阻率分布范围是0.16—0.3Ω.M 之间。

D.渗透率：根据四性关系分析结果，将渗透率取对数后与声波时差、⾃然伽玛相对值做⼆元线性回归得出渗透率解释模型：Ln(K)=0.0425×AC-20.122×△GR-3.933 (r=0.96116)
1.
3.含⽔饱和度与含⽔率的关系
③建⽴油⽓⽔评价标准
综合历年该区油井试油⽣产资料，建⽴油⽓层岩性、物性、电性、含油性标准，是油⽓层解释的和有效厚度划分的关键。

岩性、物性、含油性下限：将岩⼼分析资料按储层类别进⾏分析统计，得出油⽓层的泥质含量、孔隙度、渗透率和含油性下限（见表2）。

电性标准：依据声波时差与电阻率关系图版、中⼦伽玛相对值与声波时差关系图版、冲洗带电阻率与深探测电阻率关系图版、⾃然伽玛相对值与电阻率关系图版，⾃然电位相对值与电阻率关系图版得出该地区油、⽓层有效厚度电性标准（见表3）：
⑶测井资料的数字化处理
应⽤FORWARD测井评价软件，合理选择处理参数，对该区块板1油组的储层进⾏重新数字化处理，计算出储层的各类参数，并对储层参数进⾏汇总，统计出各储层厚度、孔隙度、渗透率、含⽔饱和度等参数值，并结合油⽓层解释标准及试油、试采情况，重新划分了储层油⽓⽔层。

图2是板834-3 井测井处理结果与岩⼼数据对⽐图，从图中可以看出岩⼼孔隙度、渗透率与测井处理结果⽐较吻合。

图2 板834-3井测井解释结果与岩⼼分析数据对⽐表通过测井综合评价，共有45⼝井96层解释结论有变化，结论上升为油⽓层92.1m/21层，上升为油⽔同层80.6m/15层，同时解释结论下降的有271.6m/50层。

经过动静态综合分析评价，可实施的共有6⼝井7层，其中油层4⼝井9.4m/5层，差油层1⼝井3.0m/1层，油⽔同层1⼝井6.8m/2层。

5．沉积微相及砂体展布规律
⑴单井相分析
岩⼼资料是进⾏沉积相研究的最直接，也是最可靠的第⼀⼿资料，沉积环境的判别依据主要来⾃岩⼼观察描述。

通过对板821及板834-3井两⼝取⼼井的岩⼼观察描述，各种相标志研究（其中包括沉积结构构造、颜⾊、粒度、沉积层序等），建⽴了单井的沉积相模式。

在板北主体板1油组储集体成因主要属于重⼒流成因，重⼒流⽔道砂体的沉积剖⾯特征主要为⼀套灰⿊⾊质纯湖盆泥岩中夹块状砂岩和具递变层理砂岩的沉积体系，剖⾯沉积序列板1为⼀向上变粗的反旋回沉积。

根据岩性和沉积构造特征分析主要包括六种岩相类型：灰⿊⾊纹层状泥岩相、⽔流波痕交错纹理粉砂岩相、具递变层理的粉细砂岩相、具碟状构造的块状砂岩相、块状砂岩相、块状混积岩相。

根据薄⽚资料分析，板北地区板1油组岩⽯碎屑矿物成分以长⽯和岩屑为主，岩⽯类型主要为岩屑长⽯砂岩和混合砂岩，成分成熟度较低。

胶结物类型主要是有各类粘⼟矿物组成的泥质为主，其次为⽅解⽯胶结（见表5）。

粘⼟矿物类型主要是蒙脱⽯和⾼岭⽯，随深度增加，伊蒙混层矿物有明显增加趋势。

⑵沉积微相的划分
①岩⽯相类型及特征
岩⽯相是成因单元中最⼩的岩⽯单位，它是由⼀定岩⽯特征所限定的岩⽯单位，这些岩⽯特征包括颜⾊、成分、结构、构造、成层性等，它可以反映沉积时⽔流能量的⼤⼩及垂向变化，⽽且岩⽯相的成因意义对微相分析及储层宏观⾮均质分布有重要意义。

通过对本区7⼝取⼼井的岩⼼分析，分别对板1油组岩⽯相进⾏了划分。

②沉积微相的划分
以取⼼井建⽴的单井相模式为依据，利⽤典型的测井曲线形态特征、砂岩等厚图及钻井沉积剖⾯特征等多种反映沉积演化规律的地质信息，将重⼒流⽔道沉积体系划分为主
⽔道、分⽀⽔道、⽔道侧翼、⽔道间、⽔道漫溢、湖盆泥等六种微相。

③平⾯微相分布特征研究
根据各种微相的测井响应关系，在全区内未取⼼井之间进⾏连井剖⾯相分析，确定各种微相的横向变化和组合关系，然后综合砂岩等厚图，认为板1油组的相带分布受古地形控制，⽽断层⼜往往影响着古地形，⽔道⼀般顺着断层的下降盘分布，⽔道的位置决定着其他微相的位置。

板⼀油组有四种不同的砂体类型。

包括主⽔道砂体、分⽀⽔道砂体、⽔道侧翼砂体、⽔道漫溢砂体。

分述如下：
主⽔道：为深⽔重⼒流⽔道的主体部分，总体上呈带状定向分布，岩性主要由相互叠置的块状中细砂岩、具平⾏层理或递变层理的粉细砂岩、波状交错层理粉砂岩组成，
与
分⽀⽔道：为主⽔道的分⽀部分，基本特征同主⽔道微相，区别是岩性较主⽔道微相略细⼀些，砂体厚度也较薄，主要由递变层理砂岩相、块状层理砂岩相、波状交错层理粉细砂岩相、⽔平层理粉砂岩相及块状泥岩相组成，与下伏地层为侵蚀突变接触，在电测曲线上反映为以正旋回为主的钟型形态。

⽔道侧翼：为洪⽔扩展的⽔道及⽔道两侧的天然堤坝，岩性以平⾏层理和板状交错层理细砂岩、粉细砂岩为主。

电性特征是⾃然电位曲线幅度⼩，多带有反旋回特征，平⾯上呈条带状分布于⽔道砂两侧，⼀侧与⽔道微相砂体接触，
⼀侧与⽔道间沉积物和湖盆泥
⽔道漫溢：分布于主⽔道或分⽀⽔道的两测，由⽔流溢出⽔道⽽形成，其岩性主要
其物性统计见下表：
板北地区板1油组不同沉积相带物性统计表表6
6．储层⾮均质性
研究⽅法是利⽤岩⼼分析资料研究层内、层间及平⾯⾮均质性。

板桥地区取⼼井不多，本次研究选择了测井多井评价中所获得的各项参数，尤其是渗透率参数，并结合岩⼼分析统计参数综合评价各项⾮均质特征。

⑴宏观⾮均质性研究
①层内⾮均质特征
A．渗透率韵律
层内⾮均质性是指单砂层规模内部垂向上储层性质的变化。

a正韵律型：最⾼渗透率相对均质段位于单砂层底部，向上单⼀地逐渐变⼩。

b反韵律型：最⾼渗透率相对均质段位于单砂层顶部，向下单⼀地逐渐变⼩
c 均质型：渗透率相对均质、稳定，总体变化不⼤。

d复合型：出现⼏个渗透率相对⾼值段，进⼀步细分为正复合型、反复合型、正反复合型。

正复合型其最⾼渗透率相对均质段位于单砂层底部，反复合型相对⾼渗段在顶，正反复合型相对⾼渗段在中部。

B．夹层及分布
依据岩电特征，本区夹层主要有3种基本类型：泥质夹层、钙质夹层、物性夹层。

夹层分布直接受控于沉积微相，同⼀微相沉积体⼀般由多次沉积事件形成,受物源供给能量及沉积时期⽔道的频繁摆动等因素的影响,形成砂体在垂向上相互切割叠置,造成板北地区夹层普遍发育，增加了储层的层内⾮均质性。

板北开发区板1油组夹层评价参数表7
板1油组各微相带夹层评价参数表表8
②层间⾮均质特征
隔层是指地层中分割砂层、阻⽌或控制流体流动的岩层，即遮挡层或阻渗层。

岩⼼资料表明，构成本区隔层的岩性主要是泥岩和粉砂质泥岩，其特征主要表现为：没有含油产状，渗透率⼩于0.1×10-3µm2，厚度通常⼤于2m，电性具明显低阻特征。

板1油组层间⾮均质性较强，且各断块之间的⾮均质强度有⼀定差异。

③平⾯⾮均质特征
平⾯⾮均质性是指⼀个储层砂体的平⾯⼏何形态、⼤⼩尺⼨、连续性及砂体不同位置孔隙度、渗透率等物性参数空间分布的不均⼀性。

这些因素直接控制和影响注⼊剂的渗流⽅向和平⾯波及程度。

⑵微观⾮均质性研究
①储层孔隙模型
微观上储层表现为强烈⾮均质性。

板桥地区孔隙类型以原始粒间孔为主，伸长状孔隙和溶蚀残余孔及特⼤孔隙常见，长⽯类矿物溶蚀严重形成粒内溶孔发育。

②储层孔隙结构特征
压汞曲线及图像分析可以给出定量的储层孔隙结构参数数值。

（表11）是本区部分压汞孔隙结构参数汇总表。

最⼤连通孔隙半径⼀般1－9µm，中值半径0.1-0.3µm，孔隙喉道均值10-13，平均连通喉道半径6－7µm。

对应的压汞曲线特征如所⽰。

板1油组孔隙结构参数汇总表表10
图3 板821井板1油组压汞曲线
⑶储层注⽔岩⽯结构变化规律及影响因素
①粘⼟矿物及矿物微粒
通过扫描电镜、X衍射定量分析等技术详细研究了本区砂岩中的粘⼟矿物类型和含量。

板北地区粘⼟类型：蒙脱⽯、⾼岭⽯、绿泥⽯和少量伊蒙混层及伊利⽯。

⾼岭⽯以充填式和交代式为主，蒙脱⽯、伊利⽯和伊蒙混层以衬垫式、交代式和桥式为主，绿泥⽯⼀般为衬垫式和充填式为主。

0.01mm，对孔隙结构和流体渗流影响很⼤，尤其对储层渗透率影响很⼤。

②敏感性分析
通过新近分析的五敏实验数据分析得知，板北地区敏感性主要表现为⽔敏和盐敏强烈，⽆酸敏性的特点，速敏不明显。

③润湿性及相渗分析
新测定的岩⽯润湿性数据表明板北地区板875井的板1层总体表现为亲⽔性特点。

板北地区相对渗透率分析数据，见下表。

板北地区相对渗透率分析数据表表13
7．储层流动单元研究
⑴流动单元
“流动单元”是在侧向上和垂向上连续的，内部具有相同或相似的影响流体流动的岩性和岩⽯物理性质的储层单元。

如前所述，对板⼀储层成10个单砂体，对原储层砂体按储层物性流动单元进⾏了劈分，作为储层研究的基础。

⑵储层结构研究
①储层井间模拟对⽐
为了进⾏精细的储层结构分析，为了更直观的反映砂岩储层、夹层的纵向分布，透视砂体切割关系，我们在⾼分辨测井层序地层分析基础上，充分利⽤研究区储层沉积模式及⼤量的测井信息、⽣产动态信息，确定储层砂体间的接触关系。

研究中，我们综合所有的静、动态资料，精细地研究井间砂体分布，尤其是井间砂体规模、连续性、连通性、各种界⾯特征及砂体内渗透率⾮均质分布特征等，建⽴精细的储层结构模型，部分采⽤了地震资料测井约束反演，保证井间模拟对⽐准确。

②储层结构单元平⾯展布规律研究
为了揭⽰储层结构单元在平⾯上的分布，我们利⽤切⽚法进⾏储层结构单元的平⾯分布规律的研究。

为在储层井间模拟基础上，利⽤切⽚分析法所得到的不同时期砂体结构平⾯分布图，可以看出，⾃下⽽上，⾃4⼩层到1⼩层，储层发育经历了⽣长发育、消亡、再发育、再消亡的过程。

平⾯上，砂体明显成条带状分布，且在⼯区明显存在东西两个条带—继承性⽔道。

伴随沉积演化，⽔道则发⽣左右摆动。

图4 板北地区板I油组4⼩层储层结构平⾯分布图
板北地区板1油组2⼩层储层结构平⾯分布图
8．三维建模及油藏⼯程评价
⑴静态模型的建⽴
综合前⾯各项成果，建⽴静态地质模型，并根据动态开采特征进⾏动态调整完善。

⑵油藏⼯程评价
①评价内容
本区块油藏⼯程评价，包括储层流体物性研究、开发历程及⽣产特征分析、注⽔效果评价（注采系统完善程度、注⽔见效程度、注⽔利⽤率分析、耗⽔量分析、⽔驱采收率预测及综合效果评价）、剩余油分布及潜⼒分析、综合调整⽅案部署及开发指标预测和经济评价。

②剩余潜⼒
分析表明⼯区内宏观剩余油分布有以下三种形式：A有注⽆采的砂体，对于条带砂体和透镜状砂体，在只有注⽔井⽽没有采油井的情况下，油层注⽔后地层压⼒不断增加，直到⽔流不进，但油层未被动⽤⽽成为剩余油层；B有采⽆注的油层动⽤程度低，对于透镜状砂体，砂体只有采油井或者虽有注⽔井的油层未吸⽔，油层仅靠天然能量采出少部分油，当采油井开采⼀定时
间后，地层压⼒降低，剩余油⽆法采出，⽽成为低压基本未动⽤的剩余油层；C注采系统不完善造成的剩余油区，对于⽚状，宽带状等平⾯分布范围较⼤的砂体，由于注采系统不完善可造成剩余油区分布，⼀是油层的部分区域，未受井⽹控制，⽽造成剩余油滞留区，另⼀是油层的部分注采井组，由于注⽔井内油层未吸⽔，导致⽆注采关系，从⽽形成剩余油滞留区。

三、结论与认识
1．通过地层精细对⽐，重新落实了板北地区板0、板1油组⼩层、单砂层的划分，确定了各井间之间⼩层、单砂层的精细对⽐关系。

2．受重⼒流⽔下⽔道分布特征的影响，平⾯上砂体形态主要为条带状、指状、和⾆状，各单砂体分布形式不同。

由于⽔下⽔道多期性、侧向加积作⽤，导致储层⾮均质性加。