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一、名词解释1. 储层（定义、类型）凡具有一定的连通孔隙，能使液体储存，并在其中渗滤的岩层，称为储集层，依据储层岩性，主要有碳酸盐岩储层和碎屑岩储层，2. 储层描述的主要内容储层描述的任务是从沉积和储层条件出发，结合有关地质因素对研究区域内主要勘探目的层按油气勘探有利与不利程度进行区分，为油气勘探提供依据，其主要内容有查明沉积相带及重要沉积界线、储集体类型，储集体规模及形态，储集物性、储集体埋藏深度与成岩阶段、储集体与圈闭的配置关系、储集体盖层条件及油气显示等。
3. 油层物理油层物理是指储油气层岩石物理性质及其与油、气、水相互作用关系。
4. 页岩（储集性能）页岩是一种沉积岩，成分复杂，但都具有薄页状或薄片层状的节理，主要是由黏土沉积经压力和温度形成的岩石，但其中混杂有石英、长石的碎屑以及其他化学物质。
与常规气藏不同,它既是烃源岩又是储层,是生物成因、热成因或者生物—热成因的连续型聚集,运移距离较短,基本属于自生自储型气藏。
因此,页岩气藏有不同于常规气藏的特殊性。
首先,页岩气藏有独特的天然气存储特征。
主要表现为: ①在形式上游离气和吸附气并存。
由于页岩一般含有较高的有机质和粘土矿物,同时,其孔隙结构使其具有较大的比表面积,有利于在基质孔隙表面吸附大量的天然气,因此,除游离气外,吸附气也成为页岩气藏重要的天然气存在形式。
②在存储空间上基质孔隙和次生裂缝并存。
因此,页岩气藏中天然气由三部分组成:裂缝中的游离气、基质孔隙中的游离气、吸附气。
二、对比分析1. 辫状河和曲流河的对比划分及对储层的贡献曲流河与辫状河河流相在油气勘探中占有重要的地位，河流相是沉积砂体是油气储集的良好场所。
古河道如果接近油源，可成为油气的储集岩。
由于河流砂体岩性变化快，其内部储集物性的非均值物性较为明显。
垂相上以旋回下部河床亚相中的边滩和心滩砂质岩储油物性最好，向上逐渐变差；横向上透镜体中部储油物性较好，相两侧变差。
河流砂体可形成岩性圈闭油藏地层-岩性圈闭油藏以及构造-岩性圈闭油藏。
储层：凡是能够储集和渗滤流体的地层的岩石构成的地层叫储层。
储层地质学：是一门从地质学角度对油气储层的主要特征进行描述、评价及预测的综合性学科。
研究内容：储层层位、成因类型、岩石学特征、沉积环境、构造作用、物性、孔隙结构特征、含油性、储集岩性几何特征储集体分布规律、对有利储层分布区的预测。
有效孔隙度：指那些互相连通的，且在一定压差下（大于常压）允许流体在其中流动的孔隙总体积与岩石总体积的比值。
绝对渗透率：如果岩石孔隙中只有一种流体存在，而且这种流体不与岩石起任何物理、化学反应，在这种条件下所测得的渗透率为岩石的绝对渗透率。
剩余油饱和度：地层岩石孔隙中剩余油的体积与孔隙体积的比值残余油饱和度：地层岩石孔隙中残余油的体积与孔隙体积的比值储层发育的控制因素：沉积作用、成岩作用、构造作用低渗透储层的基本地质特征：孔隙度和渗透率低、毛细管压力高、束缚水饱和度高低渗透储层的成因：沉积作用、成岩作用论述碎屑岩储层对比的方法和步骤：1、依据2、对比单元划分3、划分的步骤1、依据：①岩性特征：指岩石的颜色、成分、结构、构造、地层变化、规律及特殊标志层等。
在地层的岩性、厚度横向变化不大的较小区域，依据单一岩性标准层法，特殊标志层进行对比；在地层横向变化较大情况下依据岩性组合②沉积旋回：地壳的升降运动不均衡，表现在升降的规模大小不同。
在总体上升或下降的背景上存在次一级规模的升降运动，地层剖面上，旋回表现出次一旋回对比分级控制③地球物理特征：主要取决于岩性特征及所含流体性质，电测曲线可清楚反映岩性及岩性组合特征，有自己的特征对比标志可用于储层对比；测井曲线给出了全井的连续记录，且深度比较准确，常用的对比曲线：视电阻率曲线、自然电位曲线、感应测井曲线2、对比单元划分：储层层组划分与沉积旋回相对应，由大到小划分为四级：含油层系、油层、砂层组和单油层。
储层单元级次越小，储层特性取性越高，垂向连通性较好3、划分的步骤：沉积相的研究方法主要包括岩心沉积相标志研究、单井剖面相分析、连续剖面相对比和平面相分析四种方法岩心沉积相标志的研究方法是以岩石学研究为基础，可分为三类：岩性标志，古生物标志和地球化学标；单井剖面分析是根据所研究地层的露头和岩化剖面，以单井为对象，利用相模式与分析剖面的垂向层序进行对比分析，确是沉积相类型，最后绘出单井剖面相分析图；连井剖面相对比分析主要表示同一时期不同井之间沉积相的变化，平面相分析是综合应用剖面相分析结果进行区域岩相古地理研究的方法。
油气储层地质学
油气储层地质学是一门研究油气储层的学科，包括储层的结构、性质、形成机制、演化历史等方面。
其研究对象包括致密储层、页岩气、页岩油等，主要研究内容包括：
- 储层沉积学：研究储层的沉积环境和沉积相模式，包括河流及分支河流体系、浪控滨岸、砾质滨岸、沙漠沙丘滨岸、洼地滨岸、高破坏性三角洲滨岸等。
- 储层地质学：研究储层的地质特征和演化历史，包括储层的结构、性质、形成机制、演化历史等。
- 储层地球化学：研究储层中的化学成分和化学反应，包括石油和天然气的形成、演化和分布等。
- 储层表征技术：研究储层的表征方法和技术，包括地震勘探、测井技术、岩心分析等。
在油气储层地质学的研究中，需要综合运用地质学、地球物理学、化学等多学科的知识和技术，以获取全面、准确的研究成果。
的研究方法和描述技术以及储层评价和预测的综合性地质科学。
2有效孔隙度：岩石中能够储集和渗滤流体的连通孔隙体积与岩石总体积之比。
3有效渗透率：是指在多相流体从在时，岩石对其中每相流体的渗透率。
4储层孔隙结构：岩石所具有的孔隙和吼道的几何形状、大小、分布以及其连通关系。
5储层非均质性：油气储层在沉积、成岩以及后期构造作用的综合影响下，储层的空间分布及内部各种属性的不均匀变化。
6层内非均质性：指一个单砂层规模内垂向上的储层性质变化。
7平面非均质性：指一个储层砂体的几何形态、规模、连续性，以及砂体内孔隙度、渗透率的平面变化所引起的非均质性。
8层间非均质性：指一套砂泥岩间互的含油层系中的层间差异。
9储层概念模型：是指把所描述油藏的各种地质特征，特别是储层，典型化、概念化，抽象成具有代表性的地质模型。
10静态模型也称实体模型，是把一个具体研究对象(一个油田、一个开发区块或一套层系)的储层，依据资料控制点实测的数据将其储层表征在三维空间的变化和分布如实的描述出来而建立的地质模型.11预测模型：不仅忠实于资料控制点的实测数据，而且追求控制点间的内插与外推值具有相当的精度，并遵循地质和统计规律，即对无资料点有一定得预测能力。
12储层敏感性：储层对与各种类型地层损害的敏感性程度。
13速敏性：是指因流体流动速度变化引起地层微粒运移堵塞喉道，导致渗流率下降的现象。
14水敏性：粘土矿物遇水发生膨胀现象。
15酸敏性：酸液进入储层后与储层中的酸敏性矿物或原油作用，或产生凝胶、沉淀或释放颗粒导致渗流率下降的现象。
16原生孔隙：是指在岩石沉积或成岩过程中形成的孔隙。
17次生孔隙：在岩石形成以后,由溶解、交代、重结晶、白云石化以及构造运动等作用下形成的孔、洞、缝。
18原始油层压力：在未开采以前油层所具有的压力。
括火山碎屑岩，岩浆岩变质岩，泥岩，硅质岩类等。
2储集岩的基本特征：包括成分、结构、构造。
3 储集岩的主要含油物性，包括孔隙度、渗透率、饱和度，是岩石储集性能的重要控制因素。
第四章储层孔隙结构储集岩的孔隙结构是指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通关系。
孔隙结构属于油气储层的微观研究范畴，而油气储层的孔隙度、渗透率和流体饱和度则属于宏观统计的范畴。
研究孔隙结构，深入揭示油气储层的内部结构，对油气田勘探和开发有着重要的意义。
第一节储集岩的孔隙和喉道类型储集岩的基本储集空间可划分为孔隙(广义的孔隙，包括孔隙、裂缝和溶洞)和喉道。
一般地，可以将岩石颗粒包围着的较大空间称为孔隙，而仅仅在二个颗粒间连通的狭窄部分称为喉道，或者说，两个较大孔隙空间之间的连通部分称为喉道。
孔隙是流体赋存于岩石中的基本储集空间，而喉道则是控制流体在岩石中渗流的重要的通道。
流体在自然界复杂的孔隙系统中流动时，都要经历一系列交替着的孔隙和喉道。
无论是油气在二次运移过程中油气驱替孔隙介质所充满的水时，还是在开采过程中油气从孔隙介质中被驱替出来时，都受流动通道中最小的断面(即喉道直径)所控制。
显然，喉道的大小和分布以及它们的几何形状是影响储集岩渗流特征的主要因素。
一、碎屑岩的孔隙和喉道类型1.碎屑岩的孔隙类型关于孔隙类型的划分，前人从不同角度曾提出了许多方案。
归纳起来，大体有以下三种：按孔隙成因的分类：将孔隙分为原生、次生及混合成因三大类。
每一类型又进一步细分为若干次一级类型。
这是目前国内外比较流行的一种分类方案，如V.Schmidt(1979)的分类。
按孔隙大小的分类：将孔隙分为超毛细管孔隙(孔隙直径大于500μm，裂缝宽度大于250μm)、毛细管孔隙(孔隙直径500～0.2μm，裂缝宽度250～0.1μm)和微毛细管孔隙(孔隙直径小于0.2μm，裂缝宽度小于0.1μm)。
这种分类着重强调孔隙大小对渗流作用的物理意义。
按孔隙成因和孔隙几何形状的分类：将孔隙分为粒间孔隙、溶蚀孔隙、微孔隙及裂缝孔隙四种类型(Pittman,1979)。
显然，其中微孔隙是按孔隙大小来划分的(Pittman定义的微孔隙直径小于0.5μm)，其他则是从成因的角度。
第八章储层敏感性油气储层中普通存在着粘土和碳酸盐等矿物。
在油田勘探开发过程中的各个施工环节——钻井、固井、完井、射孔、修井、注水、酸化、压裂直到三次采油过程，储层都会与外来流体以及它所携带的固体微粒接触。
如果外来流体与储层矿物和流体不匹配，会发生各种物理化学作用，导致储层渗流能力下降，从而在不同程度上损害了油气储层的生产能力，甚至不能发现或产出油气。
油气储层与外来流体发生各种物理或化学作用而使储层孔隙结构和渗透性发生变化的性质，即称为储层的敏感性。
这是广义的储层敏感性的概念。
储层与不匹配的外来流体作用后，储层渗透性往往会变差，会不同程度地损害油层，从而导致产能损失或产量下降。
因此，人们又将储层对于各种类型地层损害的敏感性程度，称为储层敏感性。
为了保护油气储层，充分发挥其潜力，必须充分认识储层，了解储层敏感性机理，进行各种敏感性评价。
第一节储层损害的原因与类型几乎所有井的油层都会受到不同程度的损害。
储层损害的类型很多，专家学者从不同的角度对储层损害的类型作了不同方式的归纳(Basan,1985；keysey,1986；Amaefule等，1988；Alegve,1989；张绍槐等，1993)。
储层伤害的内因是储层本身的岩石性质、孔隙结构及流体性质，它是储层本身的固有特性，是储层伤害的客观条件和潜在可能性。
储层伤害的外因是各种工作液的固相和液相性质以及井下作业造成的压差、温度、作用时间等，它是破坏储层原始物理的、化学的、热动力学和水动力学平衡状态的因素。
储层内因和外因的综合作用便导致了储层的损害。
根据储层损害的原因，可将储层损害分为以下四种因素十种类型(表8—1)。
一、外来颗粒的侵入外来流体携带的颗粒进入储层后可能导致储层伤害，包括二种损害类型，其一为外来固相颗粒的侵入和堵塞，其二为外来微粒的侵入和堵塞。
1.外来固相颗粒的侵入和堵塞钻井液、完井液等各种工作液以及压井流体和注入流体往往含有二种固相颗粒：一类是为保持工作液密度、粘度和流变性等而添加的有用颗粒及排堵剂、暂堵剂等，另一类是有害颗粒及杂质甚至岩屑、砂子等固相物质及固相污染物质。
第一章储层的一般特征第一节储集岩的特性一、储集岩的概念在自然界中，把具有一定储集空间并能使储存在其中的流体在一定压差下可流动的岩石称为储集岩(reservoir rock)。
储集岩必备的两个特性为孔隙性及渗透性。
孔隙性即岩石具备由各种孔隙、孔洞、裂隙及各种成岩缝所形成的储集空间，其中能储存流体。
同时，储集岩还必须具有渗透性，即在一定压差下流体可在其中流动。
广义地说，所有具连通孔隙的岩石都能成为储集岩。
由储集岩所构成的地层称为储集层，简称储层。
储集层的孔隙性控制储能大小，当其中储存有工业价值的油、气时，则分别称之为油层、气层或油气层。
储集层的渗透性控制油气层的产能。
不同成因类型的岩石其储集性优劣相差甚大。
在石油地质研究中，一般按岩类将储层分为三大类，即碎屑岩储层、碳酸盐岩储层及特殊岩类储层(包括岩浆岩、变质岩、泥质岩、火山岩等)。
另外，尚有按储集空间类型或岩石物性的储层分类方案。
如按照储集空间类型可将储层分为孔隙型储层、裂缝型储层、孔缝型储层、缝洞型储层、孔洞型储层、孔缝洞复合型储层等；按照渗透率可将储层分为高渗储层、中渗储层和低渗储层。
目前，国内外对渗透率低于100×10-3μm2的低渗储层给予了关注，因为其中赋存有1/3的石油资源量及巨大的天然气储量。
随着勘探、开发技术的发展，其中的油气资源由不可动用到可动用。
由于低渗储层从成因到特性均有其特殊性，因而本章将其作为重要内容之一论述之。
二、储集岩的孔隙性广义的孔隙是指储集岩中未被固体物质所充填的空间部分，即储集空间，有人亦称其为空隙，包括各种类型的孔隙(狭义的)、裂缝和溶洞，其中狭义的孔隙是指岩石中颗粒(晶粒)间、颗粒(晶粒)内和填隙物内的空隙。
严格地讲，地壳上所有的岩石或多或少都具有孔隙。
而只有那些具一定数量的连通孔隙的岩石才能成为储集岩。
其储集性的优劣取决于孔隙大小、孔隙连通性及孔隙含量的多少。
1.孔隙的大小孔隙的大小对流体的渗流有较大的影响。
第六章储层非均质性第一节储层非均质性的概念及分类一、储层非均质性的概念油气储集层由于在形成过程中受沉积环境、成岩作用及构造作用的影响，在空间分布及内部各种属性上都存在不均匀的变化，这种变化就称为储层非均质性。
储层非均质性是影响地下油、气、水运动及油气采收率的主要因素。
储层的均质性是相对的，而非均质性是绝对的。
在一个测量单元内(如岩心塞规模)，由于只能把握储层的平均特性(如测定岩心孔隙度)，可以认为储层在同一测量单元内是相对均质的，但从一个测量单元到另一个测量单元，储层性质就发生了变化，如两个岩心塞之间的孔隙度差异，这就是储层非均质的表现。
测量单元具有规模和层次性，储层非均质性也具有规模和层次性。
一个层次的非均质规模包含若干低一级层次的测量单元(如小层单元包括若干个岩心测量单元)。
另一方面，储层性质本身可以是各向同性的，也可以是各向异性的。
有的储层参数是标量(如孔隙度、含油饱和度)，其数值测量不存在方向性问题，即在同一测量单元内，沿三维空间任一方向测量，其数值大小相等，换句话说，对于呈标量性质的储层参数，非均质性仅是由参数数值空间分布的差异程度表现出来的，而与测量方向无关。
有的储层参数为矢量(如渗透率)，其数值测量涉及方向问题，即在同一测量单元内，沿三维空间任一方向测量，其数值大小不等，如垂直渗透率与水平渗透率的差别。
因此，具有矢量性质的储层参数，其非均质性的表现不仅与参数值的空间分布有关，而且与测量方向有关。
由此可见，矢量参数的非均质性表现得更为复杂。
二、储层非均质性的分类1.Pettijohn (1973)的分类Pettijohn (1973)对河流沉积储层按非均质性规模的大小提出了一个由大到小的非均质性分类谱图，划分了五种规模的储层非均质性(图6—1)，即层系规模(100m级)、砂体规模(10m级)、层理规模(1～10m级)、纹层规模(10～100mm级)、孔隙规模(10～100μm级)。
2.Weber (1986)的分类Weber(1986)根据Pettijohn 的思路，也提出了一种储层非均质性的分类体系(图6－2)。
但在他的分类中，不仅考虑储层非均质性的规模，同时考虑了非均质性对流体渗流的影响。
他将储层非均质性分为七类：(1)封闭、半封闭、未封闭断层这是一种大规模的储层非均质性。
断裂的封闭程度对油田区内大范围的流体渗流具有很大的影响。
如果断层是封闭的，就隔绝了断层两盘之间的流体渗流，实际上为渗流隔板；如果断层没有封闭，那么断层就成为－大型的渗流通道。
(2)成因单元边界成因单元边界实质上是沉积相边界，亦是岩性变化边界，且通常是渗透层与非渗透层的分界线，至少是渗透性差异的分界线。
因此成因单元边界控制着较大规模的流体渗流。
图6—1 Pettijohn (1973)的储层非均质性分类(以河流沉积储层为例)(3)成因单元内渗透层在成因单元内部，具不同渗透性的岩层，它们在垂向上呈带状分布，从而导致了储层在垂向上的非均质性。
(4)成因单元内隔夹层在成因单元内不同规模的隔夹层对流体渗流具有很大的影响，它主要影响流体的垂向渗流，也影响流体的水平渗流。
(5)纹层和交错层理由于层理构造内部纹层方向具有较大的差异，这种差异对流体渗流亦有较大的影响，从而影响注水开发后残余油的分布。
(6)微观非均质性这是最小规模的非均质性，即由于岩石结构和矿物特征差异导致的孔隙规模的储层非均质性。
(7)封闭、开启裂缝储层中若存在裂缝，那么，裂缝及其封闭和开启的性质亦可导致储层非均质性。
从上可以看出，Weber 的分类方案在考虑非均质规模的同时，特别注重储层非均质性对流体渗流的影响。
3.Haldorsen (1983)的分类Haldorsen(1983)根据储层地质建模的需要，按照与孔隙平均值有关的体积分布将储层非均质性划分为四种类型(图6-3)，即：(1)微观非均质性(Microscopic Heterogeneities )，即孔隙和砂颗粒规模。
(2)宏观非均质性(Macroscopic Heterogeneities)，即岩心规模。
(3)大型非均质性(Megascopic Heterogeneities)，即模拟模型中的大型网块。
(4)巨型非均质性(Gigascopic Heterogeneities)，即整个岩层或区域规模。
图6—2 Weber(1986)的储层非均质性分类4.裘亦楠(1992)的分类裘亦楠(1992)将碎屑岩的储层非均质性由大到小分为四类，这也是我国油田生产部门通常使用的储层非均质性分类。
(1)层间非均质性包括层系的旋回性、砂层间渗透率的非均质程度、隔层分布、特殊类型层的分布、层组和小层的划分。
图6—3 Haldorsen(1983)的储层非均质性分类(2)平面非均质性，包括砂体成因单元连通程度、平面孔隙度、渗透率的变化及非均质程度以及渗透率方向性。
(3)层内非均质性包括粒度韵律性、层理构造序列、渗透率差异程度及高渗段位置、层内不连续薄泥质夹层的分布频率和大小、全层规模的水平／垂直渗透率比值等。
(4)孔隙非均质性孔隙非均质性指砂体孔隙、喉道大小及其均匀程度，孔隙喉道的配置关系和连通程度。
这些性质直接影响油田开发过程中注入剂的驱替效率。
裘亦楠的分类方案与前述几种分类一样，也考虑储层非均质性的规模，但更注重油田开发生产的实用性。
除上述分类方案外，还有宏观非均质性、中观非均质性、微观非均质性的分类，另外还有人采用大型、中型和小型非均质性的分类方案。
5.本书采用的储层非均质分类方案综合上述储层非均质性分类的优点，本书提出了一个储层非均质的综合分类体系(表6-1)。
表6-1 储层非均质性综合分类分类原则主要考虑以下三个方面：(1)油田开发生产的实用性；(2)非均质性的规模；(3)储层性0质(储层连续性、储层厚度、孔隙度、渗透率、孔隙、喉道等)。
为此，首先按照我国油田生产部门的实用分类(包括裘亦楠的分类)，将储层非均质性分为层间、平面、层内和微观非均质性，实际上，这是储层非均质性在不同侧面的表现形式。
层间非均质性属于多层规模，平面和层内非均质性属单层规模。
所谓多层规模包括含油层系规模(测量单元为油组)、油组规模(测量单元为砂层组)、砂层组规模(测量单元为单砂体)等多个层次，重点突出层间的非均质性(多层次的空间非均质性)，包括分层性、层间渗透率差异程度、层间隔层及层间裂缝。
单层规模相当于小层规模(由于相变的原因，一个油层在横向上可出现分叉合并)，重点突出砂体的平面非均质性和层内非均质性，两者是描述单砂体储层非均质性的两个方面。
平面非均质性重点描述砂体及其属性参数在平面上的展布特征，包括砂体几何形态、各向连续性、裂缝和断层的平面分布、孔隙度和渗透率的平面变化及方向性、层间渗透率的差异程度；而层内非均质性着重描述储层性质的纵向变化及纵向非均质程度在平面上的展布特征，包括砂体粒度韵律、渗透率韵律、层理构造的渗透率各向异性、层内夹层、层内裂缝、垂直渗透率与水平渗透率比值以及层内渗透率非均质程度。
值得注意的是，层间非均质性也涉及到平面问题，如层间渗透率非均质程度的平面变化。
微观非均质包括孔隙非均质性、颗粒非均质性及填隙物非均质性。
测量单元为一个或几个孔隙大小，而研究规模在现阶段最大只能达到样品规模，即通过样品分析来研究储层的微观非均质性，如通过样品的铸体薄片分析研究孔隙的形状、大小的分布，或通过样品的压汞分析研究喉道的大小的分布。
如何将微观非均质性的表征规模扩展到砂体规模，在目前是一个难点，也是今后的攻关研究方向。
第二节储层非均质性表征一、层间非均质性层间非均质性是指砂体之间的差异，包括层系的旋回性、砂层间的渗透率非均质程度、隔层分布及层间裂缝特征等。
研究层间非均质性是划分开发层系、决定开采工艺的依据，同时，层间非均质性是注水开发过程中层间干扰和水驱差异的重要原因。
层间非均质性主要受沉积相的控制。
我国陆相湖盆中大多数沉积体系的流程短、相带窄、相变快，往往为多种成因类型的砂体叠加成一套储集层，因而层间非均质性一般都比较突出。
1.沉积旋回性沉积旋回性是指各类沉积环境形成的不同性质砂体和隔层在纵向上的分布规律，是储层层间非均质性的成因，也是储层层组划分对比的依据。
根据我国各油田的实践，陆相盆地沉积旋回一般可以分为五级。
一、二级旋回是反映盆地构造演化、盆地沉降和抬升背景上形成的沉积层，旋回之间有不整合和(或)沉积相的明显变化，这二级旋回的划分一般在区域储层评价中在盆地范围内解决。
在油田开发中，储层层组的划分对比主要依据三、四、五级旋回。
三级旋回代表湖盆水域的扩展与收缩。
不同三级旋回之间地层是连续的，常有湖侵层分隔。
它是形成油组的基础。
油组是在油田范围内有一定厚度的、分布稳定的隔层分隔的储层段，适用于开发层系的划分。
油组间隔层在现有采油工艺技术条件下最好能达到5米以上，最小不能小于3米。
四级旋回是沉积条件变化所形成的沉积层，是划分砂岩组的基础。
砂岩组是在油组内根据储层性质的差异和隔层的稳定程度进一步划分的次一级储层单元。
它适应于开发区块范围内的分层开采工艺的实施。
五级旋回是同一沉积环境下形成的微相单元，如三角洲前缘的一次水下分流河道沉积或一次河口坝沉积，相当于开发地质研究中的单层。
单层为一个相对独立的储油(气)砂层，上下有隔层分隔，砂层内部可构成一个独立的流体流动单元。
然而，由于陆相沉积环境相变的复杂性，单层在横向上可能出现分叉、合并甚至尖灭。
由此可见，层间非均质具有不同的层次，即油组之间的非均质、砂层组之间的非均质和单层之间的非均质。
2.分层系数与砂岩密度 主要表征一套储层内砂体分布的复杂程度。
(1)分层系数分层系数是指一套层系内砂层的层数。
由于相变的原因，在平面上同一层系内的砂层层数会发生变化。
可用平均单井钻遇砂层层数来表示(钻遇砂层总层数/统计井数)。
分层系数愈大，层间非均质愈严重，油层开采效果一般越差。
大庆油田的统计结果表明，开发层系内砂层层数越多，单层厚度越小，则油层的动用率越低。
(2)砂岩密度砂岩密度指垂向剖面上的砂岩总厚度与地层总厚度之比，以百分数表示，相当于砂地比(%)及国外文献中常用的净总比(NGR，即net/gross ratio)另外，可根据各井钻遇的分层系数及砂岩密度，进行平面成图，以反映层间差异的平面变化。
3.砂层间渗透率非均质程度在一套储集层内，由于砂体沉积环境和成岩变化的差异，可能导致不同砂体渗透率的较大差异。
这是划分开发层系和决定开采工艺的关键。
在划分开发层系时，必须充分注意二点：一是开发层系之间必须有稳定的隔层(且无裂缝贯穿)，另一是开发层系内砂层间渗透率的差异不能太大，否则会严重影响开发效果。
例如若对几个渗透性差异较大的油层采用合层注水开发的话，注入水会优先进入高渗透层驱油，而往往会在较低渗透层中形成剩余油区，因为高渗层水驱启动压力低，容易水驱，而较低渗透率层由于水驱压力相对较高，吸水能力相对较弱，水驱油效率相对较低，从而造成不同油层的水驱程度有较大的差异，形成剩余油区，影响总体开发效果。
