En raison de la compréhension limitée du modèle géologique du gisement pétrolier Q en mer du Bohainan, de l'hétérogénéité forte du développement des réservoirs et de la complexité des dynamiques de production, une approche intégrée utilisant les données de diagraphie, de carottage, de lames minces, de sondage et de sismique 3D a été adoptée pour résumer les caractéristiques de dépôt des calcaires du mont Qushan ancien et les règles de développement des fractures. Les recherches montrent que : les pentes et plateaux karstiques sont les principales zones de développement de la dolomite, avec une forte dissolution karstique, le développement de pores de dissolution facilitant la formation de fractures et de réservoirs de bonne qualité ; les dépressions karstiques sont principalement développées en argile grise ou calcaire argileux, avec des propriétés réservoirs médiocres ; les formations de la zone supérieure présentent une grande épaisseur et des fractures développées, constituant principalement des réservoirs fracturés, tandis que la zone inférieure développe principalement des réservoirs de dissolution. Sur cette base, un modèle géologique combinant porosité double et dynamique est établi. Cette avancée est bien appliquée dans le développement réel du champ pétrolier et offre une orientation utile pour le développement précis et efficace de réservoirs fracturés similaires.

réservoir fracturé; milieu double porosité; modèle d'attribut; modélisation géologique; mont Qushan ancien; bassin du golfe de Bohai