Debido al desconocimiento del modelo geológico del campo petrolero Q del área del mar de Bohnan, la fuerte heterogeneidad del desarrollo del reservorio y la complejidad de las dinámicas de producción, se utilizó un enfoque integrado que incluye registros de pozos, toma de núcleos de perforación, láminas delgadas de roca, registros y datos sísmicos 3D para resumir las características de sedimentación de las calizas del antiguo monte Qushan y las reglas de desarrollo de fracturas. La investigación muestra que: las pendientes y mesetas kársticas son las principales áreas de desarrollo de dolomita, donde la disolución kárstica es intensa, se desarrollan poros de disolución y es fácil formar fracturas que crean reservorios de alta calidad; las depresiones kársticas están principalmente desarrolladas en lutitas grises o calizas lutíticas con propiedades de reservorio pobres; la unidad superior tiene un espesor considerable y fracturas desarrolladas, siendo principalmente un reservorio fracturado; la unidad inferior se caracteriza por reservorios de disolución. Basándose en este conocimiento, se resumen modelos geológicos y se establece un modelo de reservorio de doble porosidad combinando dinámicas estáticas y dinámicas. Este logro se ha aplicado bien en el desarrollo real del campo petrolero y tiene significado guía para el desarrollo fino y eficiente de yacimientos fracturados similares.

yacimientos fracturados; medio de doble porosidad; modelo de atributos; modelado geológico; antiguo monte Qushan; cuenca de la bahía de Bohai