陳明江，劉俊海，程亮

（中國(guó)石油川慶鉆探工程有限公司地質(zhì)勘探開(kāi)發(fā)研究院，四川成都610051）

儲(chǔ)層油水層判別和油水界面的精細(xì)刻畫(huà)是儲(chǔ)量計(jì)算和開(kāi)發(fā)方案的基礎(chǔ)，關(guān)系到開(kāi)發(fā)井網(wǎng)部署策略的制定和優(yōu)化，具有十分重要的研究意義。油水層識(shí)別的方法較多，主要采用各種測(cè)井參數(shù)或巖石力學(xué)參數(shù)的交會(huì)圖版法、曲線(xiàn)重疊法和數(shù)理統(tǒng)計(jì)法等[1-7]。對(duì)于孔隙型儲(chǔ)層，電阻率是判別油水層最可靠和最有效的參數(shù)，但其受微觀孔隙結(jié)構(gòu)的影響較大[8]，且微觀孔隙結(jié)構(gòu)又導(dǎo)致油水界面的差異[9]。因此，油水層判別和油水界面的確定必須以孔隙結(jié)構(gòu)研究為基礎(chǔ)。

伊拉克A油田K油藏自2011年開(kāi)始采用水平井排狀注采井網(wǎng)實(shí)施開(kāi)發(fā)。長(zhǎng)期以來(lái)，油藏的油水層測(cè)井判別都采用的統(tǒng)一電阻率下限標(biāo)準(zhǔn)，且儲(chǔ)量計(jì)算和開(kāi)發(fā)井網(wǎng)部署中都采用統(tǒng)一水平的油水界面，即純油底界和純水頂界分別為-2 630 m和-2 650 m。然而，統(tǒng)一的油水判別標(biāo)準(zhǔn)和油水界面常常導(dǎo)致測(cè)井解釋與實(shí)際生產(chǎn)不符：①部分水平井在距純油底界10 m以上（-2 620 m）投產(chǎn)即產(chǎn)水，且含水率持續(xù)升高；②部分水平井在純油底界（-2 630 m）附近長(zhǎng)時(shí)間生產(chǎn)幾乎不含水；③構(gòu)造北翼低部位的X128井在純水頂界（-2 650 m）以下的巖心顯示較好的含油性。為了剖析上述現(xiàn)象的原因，準(zhǔn)確認(rèn)識(shí)油藏的油水界面分布規(guī)律，有效指導(dǎo)油藏開(kāi)發(fā)措施調(diào)整，通過(guò)綜合利用測(cè)井、巖心分析、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)、構(gòu)造演化及油氣成藏史，開(kāi)展K油藏油水層判別標(biāo)準(zhǔn)和油水界面的精細(xì)刻畫(huà)，以期為油藏穩(wěn)油控水措施的制定提供依據(jù)，也為進(jìn)一步優(yōu)化開(kāi)發(fā)方案及井軌跡調(diào)整奠定基礎(chǔ)。

1 油藏基本特征

1.1 地理位置及構(gòu)造特征

A油田位于伊拉克中南部的Nomina鎮(zhèn)與Kut鎮(zhèn)之間，距首都巴格達(dá)東南約180 km[10]。油田構(gòu)造上位于阿拉伯板塊東北緣波斯灣盆地北部的不穩(wěn)定大陸架區(qū)域，呈NW—SE走向，長(zhǎng)約29 km，寬約8 km，發(fā)育3個(gè)構(gòu)造高點(diǎn)，自東向西分別為1區(qū)、2區(qū)和4區(qū)；地層平緩，傾角小于2°，為低幅度構(gòu)造，兩翼不對(duì)稱(chēng)，北翼地層傾角較南翼陡（圖1）。

圖1 伊拉克A油田地理位置及K油藏頂面構(gòu)造特征Fig.1 Field location and top surface structural features of K oil reservoir of Oilfield-A in Iraq

1.2 儲(chǔ)層特征

K油藏是A油田含油面積和儲(chǔ)量最大的層狀碳酸鹽巖油藏，自上而下劃分為Kh1—Kh4段，其中Kh2段為主要油氣富集層和開(kāi)發(fā)目的層。Kh2段屬于緩坡沉積相，根據(jù)沉積旋回和測(cè)井響應(yīng)特征將其自上而下細(xì)分為Kh2-1-1，Kh2-1-2U，Kh2-1-2L，Kh2-2，Kh2-3，Kh2-4，Kh2-5等7個(gè)小層（圖2），層間無(wú)物性或巖性隔夾層。在油田范圍內(nèi)，沉積微相橫向變化極小，但縱向變化較大。從Kh2-5向上至Kh2-1-1沉積微相由外緩坡過(guò)渡為砂屑灘，水體能量逐漸增強(qiáng)，各小層沉積物顆粒類(lèi)型、灰泥含量差異較大，最終導(dǎo)致儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)在縱向上極強(qiáng)的非均質(zhì)性。

鑄體薄片鑒定表明，Kh2段顆粒類(lèi)型豐富，包括砂屑、綠藻、浮游有孔蟲(chóng)及其他生屑；各種顆粒類(lèi)型相對(duì)含量的變化形成了多種不同孔隙類(lèi)型的組合在縱向上的變化，從而形成不同的孔隙結(jié)構(gòu)特征[11-12]（圖2）。從圖中可以看出，孔隙結(jié)構(gòu)特征從下向上整體呈漸變趨勢(shì)，藻?？准傲ｉg孔含量向上逐漸增多，毛管壓力曲線(xiàn)排驅(qū)壓力向上逐漸降低，有效喉道半徑向上逐漸增大。通過(guò)對(duì)7口取心井的159個(gè)壓汞樣品、1 573個(gè)常規(guī)物性分析樣品及242張鑄體薄片鑒定結(jié)果進(jìn)行分析，得到表1所示各小層巖相、物性及孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)統(tǒng)計(jì)表。由表1可知，Kh2-5為浮游有孔蟲(chóng)粒泥灰?guī)r，以微孔為主，孔隙度高達(dá)23.1%，但有效喉道半徑僅0.25 μm，滲透率低至1.1×10-3μm2；Kh2-4孔隙結(jié)構(gòu)呈漸變特征，下部以微孔為主含少量藻?？?；上部藻?？缀棵黠@增加，孔隙結(jié)構(gòu)相對(duì)較好，其滲透率也向上遞增；Kh2-1-2L為砂屑顆?；?guī)r，以粒間孔為主，雖然孔隙度略低，但有效喉道半徑達(dá)7.16 μm，平均滲透率高達(dá)172.8×10-3μm2，明顯高于相鄰的Kh2-2和K2-1-2U小層，為典型的高滲層特征?？紫督Y(jié)構(gòu)在縱向上的差異導(dǎo)致了儲(chǔ)層含油性的差異，在測(cè)井響應(yīng)特征上則表現(xiàn)為電阻率曲線(xiàn)在縱向上的明顯差異，圖2中的第6道所示。針對(duì)這種縱向非均質(zhì)性強(qiáng)、電阻率變化較大的油藏，無(wú)法采用統(tǒng)一的電阻率標(biāo)準(zhǔn)判別油水層，而應(yīng)分層建立判別標(biāo)準(zhǔn)。

表1 伊拉克A油田K油藏各小層特征參數(shù)統(tǒng)計(jì)Table 1 Characteristic parameter of each sub layer of K oil reservoir in Oilfield-A,Iraq

2 油水層判別方法

2.1 基本原理

油氣成藏的過(guò)程其實(shí)就是油或氣驅(qū)替孔隙空間中水的過(guò)程。在這一過(guò)程中，當(dāng)油的浮力超過(guò)孔隙喉道的毛細(xì)管阻力，油才能進(jìn)入孔隙空間[13-14]。當(dāng)油柱高度較低時(shí)，油的浮力較低，無(wú)法驅(qū)替孔隙中的水，此時(shí)孔隙中100%被水飽和；隨著油柱高度的增大，達(dá)到某一臨界高度時(shí)，浮力突破最大喉道的毛細(xì)管阻力，油開(kāi)始進(jìn)入孔隙，含油飽和度逐漸增加。由于不同孔隙結(jié)構(gòu)巖石的喉道大小及分選性的差異，油進(jìn)入孔隙需達(dá)到的油柱高度不同，且含油飽和度隨高度變化的趨勢(shì)特征也各不相同。這種含油飽和度隨高度的變化直接表現(xiàn)為測(cè)井電阻率隨海拔高度的變化。因此，可以利用電阻率這種變化特征來(lái)區(qū)分油、水層和識(shí)別油水界面。

典型油藏電阻率隨海拔高度的變化曲線(xiàn)見(jiàn)圖3a，該特征與壓汞毛管壓力曲線(xiàn)的形態(tài)特征相似，其所反映的本質(zhì)都是含油飽和度隨高度（壓力）的變化。從圖中可以看出，電阻率隨海拔高度的變化曲線(xiàn)可分為4個(gè)特征段，每個(gè)特征段的轉(zhuǎn)折點(diǎn)則反映了含油飽和度明顯變化點(diǎn)。第1段：當(dāng)海拔較低時(shí)，油的浮力未能達(dá)到突破最大喉道所需的最小高度時(shí)，油無(wú)法進(jìn)入孔隙，電阻率不隨海拔高度變化，小于或等于該電阻率即為水層；第2段：當(dāng)海拔達(dá)到第一臨界高度時(shí)，油的浮力突破最大喉道的毛管阻力，油開(kāi)始進(jìn)入孔隙空間，電阻率開(kāi)始逐漸增大，此臨界高度即對(duì)應(yīng)純水層的頂界海拔；隨著海拔高度逐漸增大，電阻率增大較快，此時(shí)油和水共同存在于相對(duì)較大的孔隙空間中，為油水同層區(qū)間；第3段：當(dāng)海拔達(dá)到第二臨界高度時(shí)，相對(duì)較大的孔隙空間的水幾乎已完全被油驅(qū)替，水存在于較小的孔隙或大孔隙的死角處，難以流動(dòng)，因此，電阻率隨海拔高度的增加變緩；此臨界高度即為純油層的底界，所對(duì)應(yīng)的電阻率即為油層電阻率下限，大于或等于該電阻率即為油層；第4段：海拔達(dá)到第三臨界高度時(shí)，大部分小孔隙中的水都已被油驅(qū)替，電阻率隨海拔高度的增加已極其緩慢甚至無(wú)變化，此階段水基本存在于毛細(xì)管中，無(wú)法被驅(qū)替。

由于儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的差異，電阻率隨海拔高度變化的特征趨勢(shì)也各不相同。圖3b中a—d 4條特征曲線(xiàn)所反映的孔隙結(jié)構(gòu)逐漸變差；孔隙結(jié)構(gòu)較好的儲(chǔ)層，喉道半徑相對(duì)較大，電阻率開(kāi)始增大所對(duì)應(yīng)的海拔較低，且電阻率隨海拔高度增大而快速增大，純水頂或純油底的海拔較低，線(xiàn)段斜率較?。浑S著孔隙結(jié)構(gòu)變差，電阻率隨海拔高度增大而緩慢增大，線(xiàn)段斜率較大；致密層或干層的孔喉極小，油幾乎無(wú)法進(jìn)入，電阻率基本不隨海拔高度增大而變化。

2.2 K油藏油水層判別標(biāo)準(zhǔn)的建立

基于上述原理，繪制油藏的測(cè)井電阻率與海拔交會(huì)圖并利用測(cè)試結(jié)果進(jìn)行標(biāo)定和檢驗(yàn)，即可確定油、水層的電阻率判別標(biāo)準(zhǔn)。由于K油藏縱向非均質(zhì)性強(qiáng)，各小層孔隙結(jié)構(gòu)差異大，必須分層研究，因此，本文采用在各小層分別取電阻率特征值的方法來(lái)分析電阻率的變化。圖2中第6道所示，在Kh2段各小層共選取了8個(gè)特征點(diǎn)（圖中紅色圓點(diǎn)所示），其中Kh2-4由于上、下兩段孔隙結(jié)構(gòu)差異明顯，因此，取了2個(gè)特征點(diǎn)，其它小層各一個(gè)特征點(diǎn)。在油田85口直井中每一口井的相同小層選取相同的特征點(diǎn)，并獲取每個(gè)點(diǎn)的測(cè)井電阻率及海拔繪制交會(huì)圖，得到圖4所示的8個(gè)交會(huì)圖。圖中每個(gè)交會(huì)點(diǎn)即代表一口井在某一層的電阻率與海拔數(shù)據(jù)，交會(huì)點(diǎn)的顏色代表孔隙結(jié)構(gòu)指數(shù)，即由于每口井所處的構(gòu)造位置不同，其海拔高度也不同，從而反映出同一特征點(diǎn)的電阻率隨海拔高度的變化。根據(jù)交會(huì)點(diǎn)的變化趨勢(shì)并結(jié)合測(cè)試結(jié)果可繪出與圖3相似的特征曲線(xiàn)，但由于K油藏閉合高度較小，因此特征曲線(xiàn)只反映出了前3段的特征。從圖中可明顯看出，各小層電阻率隨海拔高度變化特征的差異較大：Kh2-5電阻率隨海拔高度增加而基本保持不變，反映孔隙結(jié)構(gòu)差，油無(wú)法進(jìn)入孔隙空間，為干層特征，與測(cè)試結(jié)果和巖心含油性觀察結(jié)果相符；Kh2-4下段電阻率隨海拔高度增大而緩慢增大，線(xiàn)段斜率較大，且電阻率變化的第一臨界點(diǎn)海拔較高，反映孔隙結(jié)構(gòu)仍然較差，但略?xún)?yōu)于Kh2-5；Kh2-4上段孔隙結(jié)構(gòu)較下段更好，其電阻率變化斜率更??；孔隙結(jié)構(gòu)最好的Kh2-3和Kh2-1-2L電阻率隨海拔高度變化的斜率最小，且第一臨界點(diǎn)海拔最低。各層電阻率隨海拔變化的特征得到了測(cè)試結(jié)果的驗(yàn)證，并進(jìn)一步印證了前述各小層孔隙結(jié)構(gòu)的差異。

最后，根據(jù)各層特征曲線(xiàn)的轉(zhuǎn)折點(diǎn)電阻率并結(jié)合測(cè)試結(jié)果即可確定各小層油、水層電阻率判別標(biāo)準(zhǔn)，見(jiàn)表2。從表中可以看出，孔隙結(jié)構(gòu)越差，微孔含量越高，其電阻率標(biāo)準(zhǔn)越低。

3 油水界面分析

3.1 K油藏油水界面的精細(xì)刻畫(huà)

對(duì)于均質(zhì)性較好的油藏，其油水界面基本為一平面或略有起伏。當(dāng)油藏受動(dòng)態(tài)底水、斷層分隔、巖性、物性或流體密度變化的影響，其油水界面可能會(huì)發(fā)生傾斜甚至較大起伏[14-18]。然而，K油藏的特殊性不僅在于其孔隙結(jié)構(gòu)具有極強(qiáng)的縱向非均質(zhì)性，導(dǎo)致各小層油水界面存在明顯差異，還在于多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)和油氣充注相伴隨，導(dǎo)致油藏具有極其復(fù)雜的油水界面。

根據(jù)圖4所示各小層電阻率隨海拔高度變化的特征曲線(xiàn)轉(zhuǎn)折點(diǎn)不僅可以確定油、水層電阻率標(biāo)準(zhǔn)，還可確定該小層的平均油水界面，即油層底界和水層頂界（表2）。理論而言，同一小層由于孔隙結(jié)構(gòu)和物性相近，其交會(huì)點(diǎn)在特征趨勢(shì)線(xiàn)上每一小段的變化趨勢(shì)應(yīng)一致，即在同一斜率的直線(xiàn)上變化。然而，從圖4所示交會(huì)點(diǎn)來(lái)看，部分井的交會(huì)點(diǎn)明顯偏離趨勢(shì)線(xiàn)，其電阻率反映了與對(duì)應(yīng)海拔高度不一致的特征，尤其在孔隙結(jié)構(gòu)相對(duì)較差的Kh2-4小層中，部分井電阻率明顯高于相同海拔的其它井。如X128井位于1區(qū)構(gòu)造北翼邊部，海拔較低，但電阻率明顯高于相同海拔的其它井，在平均水頂界面之下，巖心仍然含油。造成這種現(xiàn)象的可能原因有2點(diǎn)：第一，同一層的巖性、孔隙結(jié)構(gòu)或物性在橫向發(fā)生明顯變化，導(dǎo)致電阻率的變化；第二，油水界面在橫向發(fā)生變化。然而，油田7口取心井的巖心觀察、物性分析、壓汞曲線(xiàn)及鑄體薄片鑒定的綜合分析結(jié)果表明，各小層巖相、物性及孔隙結(jié)構(gòu)的橫向變化極小，不可能造成同一層電阻率變化的明顯不一致性。因此，電阻率的變化應(yīng)由油水界面的變化所致。

圖4 伊拉克A油田K油藏各特征點(diǎn)電阻率與海拔交會(huì)圖Fig.4 Cross plot of resistivity versus elevation for each characteristic point of K oil reservoir in Oilfield-A,Iraq

在圖4所示交會(huì)圖中，某一小層的特征趨勢(shì)線(xiàn)在第一轉(zhuǎn)折點(diǎn)和第二轉(zhuǎn)折點(diǎn)分別確定的水層頂界海拔（HWUT）和油層底界海拔（HODT）為該層平均的油層底界和水層頂界；當(dāng)某井的交會(huì)點(diǎn)偏離特征趨勢(shì)線(xiàn)時(shí)，如其海拔高度為H1，通過(guò)該交會(huì)點(diǎn)做一垂線(xiàn)與特征趨勢(shì)線(xiàn)相交，交點(diǎn)海拔為H2，則該井實(shí)際油層底界面海拔（HODT*）和水層頂界海拔（HWUT*）分別用（1）式和（2）式計(jì)算：

式中：HWUT為小層平均水層頂界海拔，m；HODT為小層平均油層底界海拔，m；H1為單井交會(huì)點(diǎn)海拔，m；H2為交點(diǎn)海拔，m；HODT*為單井實(shí)際油層底界海拔，m；HWUT*為單井實(shí)際水層頂界海拔，m。

利用以上兩式可確定每一口井在各小層的實(shí)際油層底界和水層頂界海拔，精細(xì)刻畫(huà)出油藏油水界面的分布特征。圖5展示了K油藏沿構(gòu)造長(zhǎng)軸方向的油藏剖面圖及Kh2-3油層底界平面圖，圖中2條水平橫線(xiàn)分別為早期的純油底界（-2 630m）和純水頂界（-2 650m）。從圖中可得到2點(diǎn)認(rèn)識(shí)：①縱向上，由于孔隙結(jié)構(gòu)的差異導(dǎo)致K油藏各小層油水界面存在明顯差異：以微孔為主的Kh2-4小層孔隙結(jié)構(gòu)較差，其油水界面明顯高于其它小層；以粒間孔和藻?？诪橹鞯腒h2-1-2L和Kh2-3小層孔隙結(jié)構(gòu)較好，油水界面相對(duì)較低；Kh2-3之上的Kh2-1-1和Kh2-2小層孔隙結(jié)構(gòu)較Kh2-3差，其油水界面較Kh2-3更高，因此，在4區(qū)構(gòu)造邊部區(qū)域的Kh2-3小層為油層，但其上部的Kh2-1-1和Kh2-2小層已過(guò)渡為油水同層；這種油水分布特征主要發(fā)生在構(gòu)造低部位區(qū)域，在構(gòu)造高部位仍然是油層在上部，油水同層在中部，水層在下部；②平面上，油藏整體的油水界面并非平面或單一的傾斜面，而是呈彎曲特征：表現(xiàn)為同一小層的油水界面沿構(gòu)造長(zhǎng)軸方向東部界面低，西部界面高；沿構(gòu)造短軸方向呈拱形，即南北兩翼低，構(gòu)造高部位高，且北翼比南翼更低，最低點(diǎn)位于1區(qū)東北部的X128井。

圖5 沿構(gòu)造長(zhǎng)軸伊拉克A油田K油藏剖面Fig.5 Reservoir profile along long axis of structure of K oil reservoir in Oilfield-A,Iraq

3.2 K油藏彎曲油水界面的成因分析

通過(guò)對(duì)A油田260口水平井實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)及井軌跡與油水界面的關(guān)系分析，排除受注入水、走滑斷層及地震異常體影響的井，其余所有井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)都驗(yàn)證了彎曲油水界面的事實(shí)。

造成K油藏油水界面彎曲的原因?yàn)槌掷m(xù)性的區(qū)域構(gòu)造運(yùn)動(dòng)造成圈閉構(gòu)造高點(diǎn)的變化與多期油氣充注共同作用的結(jié)果。區(qū)域構(gòu)造演化研究表明[16-23]，A油田主要經(jīng)歷了兩期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)：第一期為來(lái)自東北方向的拉張作用，發(fā)生時(shí)間大約為65～80 Ma前；第二期為來(lái)自東北方向的持續(xù)性右旋擠壓運(yùn)動(dòng)，發(fā)生時(shí)間為65 Ma前后；大約20 Ma前由于扎格羅斯造山運(yùn)動(dòng)擠壓作用進(jìn)一步將強(qiáng)，形成了現(xiàn)今圈閉形態(tài)。研究區(qū)地層沉積穩(wěn)定，差異壓實(shí)作用弱，通過(guò)地震層拉平技術(shù)重建了K油藏構(gòu)造演化歷史[24-25]。圖6所示，大約65～80 Ma，K油藏在1區(qū)東部略微隆起，2區(qū)和4區(qū)處于構(gòu)造低部位，未形成圈閉，且此階段發(fā)生了油氣的第一期充注[26-27]，充注區(qū)域?yàn)?區(qū)東部；大約20～55 Ma，受扎格羅斯造山運(yùn)動(dòng)擠壓，K油藏頂面構(gòu)造形態(tài)發(fā)生明顯變化，油田東北部逐漸隆起，此階段發(fā)生了油氣的第二期充注，充注區(qū)域主要在現(xiàn)今構(gòu)造的北翼；大約10 Ma前至今，K油藏頂面構(gòu)造起伏變大，油田中部進(jìn)一步隆起，并逐漸形成現(xiàn)今構(gòu)造形態(tài)，同時(shí)此階段發(fā)生了油氣的第三期充注，充注區(qū)域主要為現(xiàn)今構(gòu)造的高部位及南翼。由于整個(gè)構(gòu)造的演化階段都伴隨著油氣的持續(xù)充注，在古構(gòu)造的高部位油氣充注較多，含油飽和度較高，盡管后期構(gòu)造演化成了相對(duì)低部位，但其含油飽和度仍然較高，最終導(dǎo)致K油藏的油水界面與常規(guī)油藏存在明顯差異，即油水界面彎曲，在1區(qū)東部及北翼的油水界面相對(duì)較低。

圖6 伊拉克A油田K油藏構(gòu)造演化及油氣充注期次Fig.6 Structural evolution and hydrocarbon charging period of K oil reservoir in Oilfield-A,Iraq

4 結(jié)論

1）K油藏孔隙結(jié)構(gòu)在縱向上的極強(qiáng)非均質(zhì)性不僅導(dǎo)致測(cè)井電阻率曲線(xiàn)在縱向上的差異，無(wú)法采用統(tǒng)一的電阻率標(biāo)準(zhǔn)判別油水層，同時(shí)也導(dǎo)致了各小層油水界面的差異。

2）通過(guò)建立電阻率隨海拔高度變化的特征曲線(xiàn)，分別確定了各小層油水層判別的電阻率標(biāo)準(zhǔn)、各小層平均油水界面以及單井油水界面，為研究油藏油水界面的平面變化創(chuàng)造了條件。

3）K油藏的油水界面呈彎曲特征，整體表現(xiàn)為沿構(gòu)造長(zhǎng)軸方向東部界面低，西部界面高；沿構(gòu)造短軸方向呈拱形，即南北兩翼低，構(gòu)造高部位高，且北翼比南翼更低；其成因?yàn)槌掷m(xù)性的區(qū)域構(gòu)造運(yùn)動(dòng)造成圈閉構(gòu)造高點(diǎn)的變化與多期油氣充注共同作用的結(jié)果。

4）對(duì)于碳酸鹽巖油藏油水界面的認(rèn)識(shí)應(yīng)充分結(jié)合巖心、測(cè)井、測(cè)試、生產(chǎn)、油藏構(gòu)造演化及油氣成藏史，不能束縛于常規(guī)油藏油水界面的認(rèn)識(shí)，刻意回避矛盾，把油水界面簡(jiǎn)單理解為一平面或單一傾斜的面。只有突破常規(guī)認(rèn)識(shí)，充分尊重客觀資料，才能達(dá)到正確認(rèn)識(shí)油藏的目的。