中國南海礁灰?guī)r油田儲層電阻率成像特征及產(chǎn)能主控因素分析

張永江, 吳意明, 李會庚, 劉博

(1.中海石油中國有限公司深圳分公司, 廣東 深圳 518067; 2.斯倫貝謝中國海洋服務(wù)公司, 廣東 深圳 518068)

0 引 言

生物礁灰?guī)r油藏是常規(guī)油藏中較為特殊的一種,近年來逐漸成為碳酸鹽巖油藏的主力開發(fā)目標(biāo)[1-6]。礁灰?guī)r油藏既具備常規(guī)油氣藏的油氣成藏系統(tǒng),又具有其自身特點,以儲層相變快、巖石類型復(fù)雜、儲集空間類型多樣為特征。在油田開發(fā)階段,儲層的非均質(zhì)性,特別是儲層厚度及巖性物性變化的不確定為鉆井及實時地質(zhì)導(dǎo)向帶來了風(fēng)險。因此,在礁灰?guī)r油田開發(fā)方案實施過程中,充分利用隨鉆電阻率成像測井資料評價儲層裂縫發(fā)育程度,對開發(fā)井地質(zhì)導(dǎo)向?qū)崟r決策、完井方案的確定以及油田產(chǎn)能預(yù)測都起到了至關(guān)重要的作用。

1 地質(zhì)概況

中國南海珠江口盆地是中新生代大陸邊緣裂陷型盆地,流花油田位于其中央隆起帶東沙隆起西南部碳酸巖臺地邊緣,長期處于淺水高能環(huán)境,水體循環(huán)良好,營養(yǎng)豐富,造礁生物大量繁殖,利于礁體大量地發(fā)育。后期由于海侵速度加快,礁體大部分被海侵陸架泥掩埋,只在礁核部位由于地勢較高,其環(huán)境仍有利于生物礁的發(fā)育。隨著海進的不斷進行,礁核周圍逐漸成為深水環(huán)境,抑制了礁體向外發(fā)育,只能向上生長。末期由于海平面迅速上升,從而結(jié)束其發(fā)育歷史,最終被陸架泥所覆蓋,整個成礁期為早中新世。流花構(gòu)造是在臺地邊緣上發(fā)育起來的生物礁地層圈閉,軸向為北西—南東向。礁體的高部位兩邊不對稱,向南西方向一側(cè)較陡,向北東方向一側(cè)具有平緩下傾的趨勢。由于礁體生長速度快于圍巖,兩翼地層見明顯的上超現(xiàn)象。

流花油田所在地區(qū)的基底為白堊系火成巖,地層自下而上依次發(fā)育了古近系漸新統(tǒng)珠海組、新近系中新統(tǒng)珠江組、韓江組、粵海組及第四系。其間缺失古近系古新統(tǒng)-漸新統(tǒng)底部地層和上新統(tǒng)地層。

新近系下中新統(tǒng)珠江組新灰?guī)r段是流花油田的主要含油層段。根據(jù)流花油田第1口預(yù)探井和評價井巖性、電性、含油層段等綜合特征,參考相鄰礁灰?guī)r油田油層特征[7-8],將含油層段自上而下劃分為A、B、C、D等4段,其中預(yù)探井A段、B段和D段為油層,C段測井解釋為干層,D段以下為水層;評價井A、B、C及D段中上部為油層,D段下部為水層。通過井震聯(lián)合的B段內(nèi)部結(jié)構(gòu)分析,類比相鄰礁灰?guī)r油田的巖心、測井曲線特征,結(jié)合碳同位素異常及自然伽馬高值異常,將評價井的B段劃分為B1、B2和B3段。

2 電阻率成像測井原理

流花油田所采用的電阻率成像測井儀為斯倫貝謝公司的側(cè)向隨鉆電阻率成像geoVISION(GVR)系列。側(cè)向電阻率測井包括近鉆頭環(huán)形電極以及3個方位聚焦紐扣電極。其中,淺、中、深紐扣電極的探測深度分別為1、3、5 in*非法定計量單位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同,環(huán)形電極的探測深度為7 in。

GVR的高分辨率側(cè)向測井減小了鄰層的影響,可應(yīng)用于高導(dǎo)電性泥漿環(huán)境,而且近鉆頭電阻率提供實時下套管和取心點的選擇;3個方位紐扣電極提供3種深度的微電阻率隨鉆成像(淺、中、深紐扣電阻率成像),可解決復(fù)雜的地質(zhì)解釋問題;實時圖像被傳輸?shù)降孛婵勺R別構(gòu)造傾角和裂縫,指導(dǎo)實施隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向。

3 儲層特征

古莉等[7-8]通過巖心及薄片分析,將礁灰?guī)r儲層按灰?guī)r的骨架成分、骨架形態(tài)、基質(zhì)、充填物、顆粒類型等分成7種類型,并進一步根據(jù)孔、洞、縫的發(fā)育情況及其在儲集和滲濾中所起的作用,劃分了4種儲集類型,即孔洞-網(wǎng)狀裂縫型、孔隙型、致密裂縫型、裂縫-孔洞型。

流花油田的主力含油段為B層,根據(jù)礁核處預(yù)探井和礁后評價井資料得知B層厚18.8～46.6 m,在橫向上厚度變化較大,延續(xù)了A層厚度由預(yù)探井向評價井變薄的趨勢。預(yù)探井區(qū)以生屑灰?guī)r為主,生物碎屑含量高;評價井上部為藻團塊灰?guī)r,中下部夾破碎生物碎屑灰?guī)r。平均巖心孔隙度為14.9%～25.1%,測井孔隙度為14.2%～23.5%。B段含油飽滿,儲集空間以殘余生物體腔孔、粒間溶蝕孔和粒內(nèi)溶孔為主,溶蝕孔、洞、縫發(fā)育,以Ⅰ、Ⅱ類儲層為主。由于礁體在縱向和橫向生長的疊加性,礁灰?guī)r的儲層特征變化快且規(guī)律性不明顯。即使在同一取心井段,同一油層內(nèi),儲層巖石學(xué)特征及儲集空間類型也存在很大差異。通過巖心和薄片資料只能對有限的取心井段的儲層特征進行表征,但不能識別儲層在橫向上的變化特征。

3.1 巖心和電阻率成像的巖性特征

由于巖心資料有限(僅有預(yù)探井和評價井),為更好地描述無井點控制區(qū)的礁灰?guī)r儲層特征,首先將巖心與電阻率成像進行了對比,建立不同巖性在GVR電阻率成像測井上的響應(yīng)特征,進而利用電阻率成像識別探井井點外的巖性。研究中的巖心資料取自于老井預(yù)探井(1987年1井)中,且該井未采集電阻率成像資料,而礁后東南部2口導(dǎo)眼井(P1/P2)只采集了電阻率成像資料而未獲取巖心資料,鑒于各井位于同一構(gòu)造區(qū),且井間距離較小(500 m以內(nèi)),借鑒前人對同一口井電阻率成像與巖心對比的響應(yīng)特征[9-10],將同一地層相同層位老井的取心資料與導(dǎo)眼井電阻率成像進行了對比,對照不同類型的灰?guī)r在巖心和電阻率成像上的特征,定性建立了無取心只有成像測井資料的其他井段的巖性特征的識別模式。

圖1 不同巖性的電阻率成像(GVR)測井響應(yīng)特征與巖心對照

(1) 層狀藻灰?guī)r:區(qū)域地質(zhì)分析表明,層狀藻灰?guī)r主要發(fā)育在B層和D層,GVR靜態(tài)圖像上顏色顯示為深黃色,電阻率中等,動態(tài)圖像上可見較明顯的沉積界面;巖心上可見一定的層狀構(gòu)造和變形構(gòu)造,反映沉積時水體能量的變化和不同的構(gòu)造位置。例如,導(dǎo)眼井P1井B層的層狀藻灰?guī)r與導(dǎo)眼井P2井D層的層狀藻灰?guī)r略有不同,前者非均質(zhì)性較強,在GVR靜態(tài)圖像深黃色的背景下見白亮的高電阻率條帶[圖1(a)],而后者GVR靜態(tài)圖像整體顏色為深黃色,均質(zhì)性好[見圖1(f)]。一般來講,均質(zhì)性越好,其層狀特征越明顯,且在巖心上更易見到紋層[見圖1(f)白色圓圈內(nèi)]。同時這種紋層構(gòu)造也反映了沉積時水體能量較弱,適合珊瑚藻捕捉和粘附周圍的基質(zhì)。

(2) 藻團塊灰?guī)r:區(qū)域上在B層底部見到了藻團塊灰?guī)r,P2井GVR成像測井與預(yù)探井巖心對比可以看出,GVR成像測井靜態(tài)圖像顏色為黃白色,電阻率較高,GVR動態(tài)圖像表現(xiàn)為較均一的塊狀構(gòu)造,局部發(fā)育溶蝕孔洞;巖心觀察以塊狀構(gòu)造為主,局部見變形的條帶(見圖1(b))。

藻團塊灰?guī)r一般為大量珊瑚藻聚集形成藻團,在成巖作用下進一步粘附、膠結(jié)形成,因此其內(nèi)部構(gòu)造不明顯。

(3) 泥晶灰?guī)r:區(qū)域上泥晶灰?guī)r主要發(fā)育在C層,GVR靜態(tài)圖像顏色為黃白-白色,電阻率高,GVR動態(tài)圖像表現(xiàn)為塊狀構(gòu)造;巖心觀察為灰白色的致密塊狀灰?guī)r,局部見裂縫。由于C層電阻率高、密度高,物性差,因此在區(qū)域上為夾層[見圖1(c)]。

泥晶灰?guī)r在水體較深、水體能量較弱且相對封閉的條件下形成,屬于非生物礁灰?guī)r。

(4) 泥晶生屑灰?guī)r:區(qū)域上該巖性發(fā)育在D層底部,見于P2井D層。GVR靜態(tài)圖像顏色為深黃-黃褐色,動態(tài)圖像為塊狀構(gòu)造,雙井徑擴徑嚴(yán)重;巖心觀察為白色-灰白色塊狀灰?guī)r,巖心多疏松并呈破碎狀,白堊土化嚴(yán)重,密度低、中子高,物性較好[見圖1(d)]。

(5) 珊瑚骨架灰?guī)r:珊瑚骨架灰?guī)r發(fā)育在D層頂部,GVR靜態(tài)圖像顏色為深黃-黃白色,動態(tài)圖像為塊狀構(gòu)造,溶蝕孔洞發(fā)育;巖心觀察為黑色-灰黑色塊狀灰?guī)r,有機質(zhì)含量較高,且多被油充填。

珊瑚骨架灰?guī)r一般形成于淺水、溫暖水域,主要由珊瑚藻骨架和珊瑚骨架作為支撐,再通過粘附、捕捉基質(zhì)形成,其形成環(huán)境需要發(fā)育大量的珊瑚藻[見圖1(e)]。

3.2 裂縫特征

生物礁儲層往往存在多種成因、多種類型的儲集空間[11-12],包括孔、洞、縫3類,研究區(qū)不同巖石類型的孔洞縫類型不同。層狀藻灰?guī)r、生物碎屑灰?guī)r中以各類次生孔隙和溶縫為主,原生孔隙主要發(fā)育在珊瑚骨架灰?guī)r和礁后藻團塊灰?guī)r中。礁灰?guī)r儲集空間類型豐富,形成了以生物體腔孔、藻架間孔、骨架間孔為特色的儲集空間。如果這些原生孔隙和次生孔隙被裂縫連通會大大提高儲集空間并且增強儲層的滲透性。摸清裂縫的發(fā)育特征對研究儲層特征十分必要,研究依據(jù)電阻率成像資料對流花油田儲層裂縫進行了定性和定量分析。

圖2 流花油田區(qū)域裂縫平面發(fā)育特征

3.2.1 裂縫定性分析

依據(jù)電阻率成像特征,流花油田礁灰?guī)r裂縫可劃分為3種類型,即成組縫、溶蝕縫和孤立縫。結(jié)合裂縫類型[13-14],首先對裂縫進行了定性分析。針對裂縫走向和裂縫傾角2個方面,通過分析可以得到裂縫在平面上的分布規(guī)律(見圖2)。

(1) 裂縫走向:區(qū)域上裂縫走向為北西—南東向,以礁后的A5h井、A3h井、A8ma井和礁核的A6h井為代表。從礁后平臺向礁核,裂縫走向逐漸向左偏轉(zhuǎn),到A2h井裂縫走向為北西西—南東東向。而A1h井裂縫為2組優(yōu)勢方位,其中一組為近東西向,另一組為近南北向。A7h井和A6h井裂縫走向極為相似,均為2組優(yōu)勢方位,其中一組與區(qū)域裂縫方位(北西—南東向)吻合,另一組為北北西—南南東方位。水平井中裂縫的走向與水平井軌跡夾角對于分析產(chǎn)能具有重要意義。

(2) 裂縫傾角:裂縫傾角分布主頻可詳見圖2。統(tǒng)計發(fā)現(xiàn),礁核部位裂縫角度相對最低,礁后平臺裂縫角度最高,特別是A5h井裂縫角度可高于80°,礁后斜坡裂縫角度居中。礁核部位主要發(fā)育溶蝕縫,礁后部位主要發(fā)育成組縫和孤立縫,局部也可見溶蝕縫。

3.2.2 裂縫定量分析

通過電阻率成像不僅可以統(tǒng)計出裂縫的走向和傾角等參數(shù),而且可以統(tǒng)計出每口水平井裂縫發(fā)育的條數(shù),進而計算出裂縫密度、裂縫長度、裂縫強度和裂縫孔隙度[15-16]。7口水平井中裂縫發(fā)育條數(shù)變化較大,其中礁核部位的A1h井最多,可達到442條,A6h井和A7h井次之,分別是246條和255條;礁后斜坡的A3h井為87條,礁后平臺的A2h井為59條,A8ma井為56條,A5h井為174條。裂縫長度變化范圍較小,在2.47～2.98 m/m2之間;裂縫孔隙度范圍在0.90%～2.50%;裂縫強度范圍在0.06～0.44 m;裂縫密度范圍在0.23～1.23 m。

圖3 次生溶蝕電阻率成像(GVR)特征

3.3 次生溶蝕特征

3.3.1 次生溶蝕分類

如圖3所示,依據(jù)電阻率成像資料可對流花油田的次生溶蝕進行分類。流花油田不同的次級構(gòu)造部位溶蝕特征不同,礁核、礁后斜坡區(qū)和礁后平臺區(qū)次生溶蝕受控于構(gòu)造變化、沉積相帶及巖性等因素。次生溶孔在GVR圖像上表現(xiàn)為暗黑色的斑點或斑塊,不同構(gòu)造部位次生溶蝕特征闡述如下。

礁核脊部以沿裂縫溶蝕為主,表現(xiàn)為沿裂縫面的次生加大或見串珠狀溶蝕與裂縫連通,溶蝕規(guī)模較大,也可見孤立狀溶蝕孔洞,整體來看全井段溶蝕均可見,以A1h井和A6h井為典型代表。

圖4 Porospect孔隙度分布定量計算原理

礁后斜坡區(qū)溶蝕不均勻,即見蜂窩狀溶蝕,表現(xiàn)為溶蝕孔隙或孔洞大小形態(tài)相似且團塊狀集中分布;也可見斑雜狀溶蝕,表現(xiàn)為溶蝕孔隙大小、形態(tài)不一,相對非均質(zhì)性更強。一般前者溶蝕更好。以A3h井和A7h井為典型代表。

礁后平臺區(qū)溶蝕較均勻,主要見蜂窩狀溶蝕,以A2h井和A5h井為典型代表。

3.3.2 次生溶蝕定量評價

斯倫貝謝公司的Porospect利用Archie公式便可將GVR圖像轉(zhuǎn)變?yōu)榭紫抖葓D像并進行自動分析。通過對1.2 in窗長圖像上孔隙的統(tǒng)計分析,便可確定基質(zhì)孔隙與相對大孔隙的分界點,從而確定基質(zhì)孔隙與相對大孔隙的比率,基質(zhì)孔隙加相對大孔隙等于總孔隙(見圖4)。若處理出的頻率分布圖只有1個峰,說明孔隙發(fā)育比較均勻,而峰值帶的寬窄反映非均質(zhì)性的強弱,峰值帶寬說明非均質(zhì)性強。值得指出的是,由Porospect程序計算出的孔隙度從統(tǒng)計意義上講,可以反映孔隙尺寸的變化,一般高孔隙度值對應(yīng)較大的視孔隙尺寸。將孔隙度頻率值轉(zhuǎn)變?yōu)閳D像同樣可方便地看出孔隙的分布,頻率越高,密度越大,對孔隙度的貢獻越大。

圖4中,φ為GVR圖像計算出的孔隙度(V/V);a、b、m、n為Archie公式系數(shù);Rmf為泥漿濾液電阻率;Sxo為沖洗帶含水飽和度;Rxo為沖洗帶電阻率。

針對水平井全井段的次生溶蝕進行計算可以得到次生溶蝕分布范圍及次生溶蝕均值。由于A8ma井鉆遇儲層既有A層也有B層,因此其統(tǒng)計結(jié)果僅供參考。其他6口水平井均在B層中鉆進,次生溶蝕分布范圍0.6%～2.7%。次生溶蝕發(fā)育相對略低的井為礁后斜坡區(qū)A3h井和A7h井,溶蝕最大值為4%和4.5%,溶蝕均值分別為1.1%和1.9%;位于礁核部位的A1h井和A6h井次生溶蝕相對較好,平均次生溶蝕可分別達到2.2%和2.0%;次生溶蝕最發(fā)育的井為礁后平臺區(qū)的A2h井和A5h井,其最大次生溶蝕可達7%和7.5%,溶蝕均值分別為2.7%和2.5%。這里的次生溶蝕不是絕對的大小,而是相對大小。如果有巖心次生溶蝕分析資料,可以將電阻率成像計算得到的次生溶蝕用巖心計算的次生溶蝕進行標(biāo)定。

圖5 次生溶蝕綜合分析

次生溶蝕綜合分析如圖5所示,礁后斜坡區(qū)(A3h井)有效孔隙度(PIGE)與總孔隙度(PHIT)曲線較平滑,兩者差異較小,指示斑雜狀次生溶蝕對總孔隙度貢獻較小。礁核區(qū)(A6h井)有效孔隙度與總孔隙度曲線鋸齒化嚴(yán)重,兩者分開較大,指示礁核部位非均質(zhì)性較強,且沿裂縫溶蝕較為發(fā)育。礁后平臺區(qū)(A2h井)有效孔隙度與總孔隙度曲線較平滑,兩者分開程度大于礁核處,指示蜂窩狀次生溶蝕對總孔隙度貢獻較大。綜合分析得到次生溶蝕發(fā)育程度可排序:礁后平臺>礁核>礁后斜坡。圖5中,PHIT為GVR計算得到的總孔隙度,PIGE為有效孔隙度,VISO為次生溶蝕孔隙度。

4 產(chǎn)能主控因素

影響產(chǎn)能的因素包括油藏因素以及工程參數(shù),對水平井也要考慮水平段長度。國內(nèi)外已發(fā)表的產(chǎn)能預(yù)測文獻更多地從這些因素出發(fā)建立相應(yīng)的產(chǎn)能預(yù)測模型。很多學(xué)者也都假定眾多影響產(chǎn)能的因素所占的權(quán)重一致。目前已發(fā)表的關(guān)于產(chǎn)能控制因素分析的文獻大多集中在壓裂水平井或碎屑巖儲層[17-20],且多從油藏因素和工程因素角度對產(chǎn)能進行的分析,未見礁灰?guī)r儲層水平井產(chǎn)能主控因素分析的文獻。從礁灰?guī)r儲層研究現(xiàn)狀看,較多是關(guān)于儲層非均質(zhì)性的論述[21]。有關(guān)學(xué)者利用影響儲層非均質(zhì)性多個因素通過歸一化建立了儲層非均質(zhì)性指數(shù),定量表征礁灰?guī)r的非均質(zhì)性進而預(yù)測剩余油分布。但是該方法未考慮到各個因素對儲層非均質(zhì)性的敏感性強弱,即沒有識別出主控因素。理論上,影響礁灰?guī)r儲層非均質(zhì)性的眾多因素當(dāng)中應(yīng)有主次之分,即有些因素影響較大,有些因素影響較小。歸一化處理會在一定程度上削弱主控因素的影響,同時也會增加次要因素的影響。

4.1 評價方法

巖石物理和水平井參數(shù)方面影響產(chǎn)能的因素包括裂縫、次生溶蝕、水平井段長度、孔隙度等。其中裂縫又包括了裂縫強度、裂縫長度、裂縫孔隙度、裂縫走向與水平井段夾角,裂縫傾角。本文采用灰色關(guān)聯(lián)分析法,通過比較數(shù)列(產(chǎn)能控制因素)和參考數(shù)列(產(chǎn)能數(shù)據(jù))之間的關(guān)聯(lián)度大小判斷影響產(chǎn)能的主控因素。由于各數(shù)據(jù)單位不統(tǒng)一,需要進行無量綱化處理。將影響產(chǎn)能的各個參數(shù)進行初始化,計算得到最大最小極差,計算得到比較數(shù)列(產(chǎn)能控制因素)與參考數(shù)列(產(chǎn)能數(shù)據(jù))的關(guān)聯(lián)度[18-19]。關(guān)聯(lián)度越高,說明其對產(chǎn)能的控制作用越強,反之則越弱。

4.2 結(jié)果分析

與產(chǎn)能結(jié)果關(guān)聯(lián)度最高的2個因素是裂縫強度和次生溶蝕,分別為0.808和0.782。關(guān)聯(lián)度較小的因素為裂縫走向與井軌跡夾角以及裂縫孔隙度。裂縫長度、裂縫傾角和水平井長度3個因素與產(chǎn)能結(jié)果關(guān)聯(lián)度中等。產(chǎn)能預(yù)測模型對油田開發(fā)方案和完井方案的確定,特別是后期投產(chǎn)十分必要,也是油氣田勘探和開發(fā)過程的重點和難點。在油藏參數(shù)和工程參數(shù)模型的基礎(chǔ)上,如果能結(jié)合天然裂縫及次生溶蝕等地質(zhì)因素,將對建立和完善產(chǎn)能預(yù)測模型,提高模型預(yù)測的精確度具有重要的指導(dǎo)意義。

5 結(jié) 論

(1) 流花油田礁灰?guī)r裂縫在平面上的分布主要受相帶控制,礁核部位最發(fā)育、裂縫數(shù)量最多,裂縫類型主要為溶蝕縫,裂縫角度最低;礁后斜坡主要為成組縫和孤立縫,裂縫角度中等;礁后平臺主要為成組縫和孤立縫,裂縫角度相對較高。

(2) 根據(jù)沉積相帶可以將次生溶蝕分為礁核部的沿裂縫溶蝕、礁后斜坡的斑雜狀溶蝕和礁后平臺的蜂窩狀溶蝕,次生溶蝕定量計算表明,礁后平臺>礁核>礁后斜坡。

(3) 礁灰?guī)r儲層非均性強、儲層物性變化快,油田開發(fā)階段利用隨鉆電阻率成像測井可以對儲層在橫向上的特征進行連續(xù)的刻畫。本文系統(tǒng)地研究了流花油田礁灰?guī)r裂縫、次生溶蝕特征,并通過灰色關(guān)聯(lián)分析法確定了產(chǎn)能的主控因素。

(4) 產(chǎn)能主控因素中關(guān)聯(lián)度最高的為裂縫強度,其次為次生溶蝕?；诮富?guī)r油田動態(tài)監(jiān)測以及其他類似油田開發(fā)方案優(yōu)化的需要,厘清影響產(chǎn)能的主控因素將對建立和完善產(chǎn)能預(yù)測模型具有重要的指導(dǎo)意義。

參考文獻:

[1] 龔再升. 生物礁是南海北部深水區(qū)的重要勘探領(lǐng)域 [J]. 中國海上油氣, 2009, 21(5): 289-295.

[2] 陳平, 陸永潮, 許紅. 南沙海域第三紀(jì)生物礁層序構(gòu)成和演化 [J]. 地質(zhì)科學(xué), 2003, 38(4): 514-518.

[3] 魏喜, 鄧晉福, 謝文彥, 等. 南海盆地演化對生物礁的控制及礁油氣藏勘探潛力分析 [J]. 地學(xué)前緣, 2005, 12(3): 245-252.

[4] 衛(wèi)平生, 劉全新, 張景廉, 等. 再論生物礁與大油氣田的關(guān)系 [J]. 石油學(xué)報, 2006, 27(2): 38-42.

[5] 陳國威. 南海生物礁及礁油氣藏形成的基本特征 [J]. 海洋地質(zhì)動態(tài), 2003, 19(7): 32-37.

[6] 劉軍, 施和生, 杜家元, 等. 東沙隆起臺地生物礁、灘油藏成藏條件及勘探思路探討 [J]. 熱帶海洋學(xué)報, 2007, 26(1): 22-27.

[7] 古莉, 胡光義, 羅文生, 等. 珠江口盆地流花油田新近系生物礁灰?guī)r儲層特征及成因分析 [J]. 地學(xué)前緣: 中國地質(zhì)大學(xué)(北京);北京大學(xué), 2012, 19(2): 49-58.

[8] 陸嫣, 薛懷艷, 古莉, 等. 珠江口盆地A油田生物礁灰?guī)r儲層的精細油藏描述 [J]. 石油地質(zhì)與工程, 2012, 26(3): 53-56.

[9] 楊紅君, 郭書生, 劉博, 等. 鶯歌海盆地SE區(qū)上中新統(tǒng)重力流與內(nèi)波內(nèi)潮汐沉積新認(rèn)識 [J]. 石油實驗地質(zhì), 2013, 35(6): 626-633.

[10] Liu Bo, Lu Qing Zhi, Kuznetsov V, etc, Unravelling Facies-process Based Deepwater Sedimentary System Using Borehole Image, Seismic, Core, and NMR Logs Reduces Field Development Uncertainties [C]∥International Petroleum Technology Conference, Kuala Lumpur, Malaysia, 10-12 December, 2014.

[11] 岳大力, 吳勝和, 林承焰, 等. 流花11-1油田礁灰?guī)r油藏沉積-成巖演化模式 [J]. 石油與天然氣地質(zhì), 2005, 26(4): 518-529.

[12] 吳熙純, 王權(quán)鋒, 李培華, 等. 南海早中新世東沙臺地流花生物礁-灘組合的白堊狀結(jié)構(gòu)化及白堊狀孔隙儲集層 [J]. 古地理學(xué)報, 2010, 12(4): 451-466.

[13] Edmund Frost, Charles Kerans. Platform-margin Trajectory as a Control on Syn-depositional Fracture Patterns, Canning Basin, Western Australia [J]. Journal of Sedimentary Research, 2009, 79: 44-55.

[14] Kajari Ghosh, Shankar Mitra. Structural Controls of Fracture Orientations, Intensity, and Connectivity, Teton Anticline, Sawtooth Range, Montana [J]. AAPG Bulletin, 2009, 93(8): 995-1014.

[15] 楊世奪, 雷霄, 蔡軍, 等. 隨鉆電阻率成像測井在北部灣碳酸鹽巖儲層中的綜合應(yīng)用 [J]. 測井技術(shù), 2010, 34(2): 177-182.

[16] Lei Xiao, Cai Jun, Yang Shi Duo. Fully Integrated Solution for LWD Resistivity Image Application: A Case Study from Beibu Gulf, China [C]∥SPWLA Formation Evaluation in Horizontal Wells, March 19-20, 2007.

[17] 岳大力, 林承焰, 吳勝和, 等. 儲層非均質(zhì)定量表征方法在礁灰?guī)r油田開發(fā)中的應(yīng)用 [J]. 石油學(xué)報, 2005, 25(5): 75-79.

[18] 梁濤, 金立平. 水平井產(chǎn)能參數(shù)影響程度排序方法 [J]. 鉆采工藝, 2011, 34(2): 49-52.

[19] 魏建光, 汪志明, 張欣. 裂縫參數(shù)對壓裂水平井產(chǎn)能影響規(guī)律分析及重要性排序 [J]. 水動力學(xué)研究與進展, 2009, 24(5): 631-636.

[20] 姜瑞忠, 陶磊, 張娜, 等. 低滲非均質(zhì)油藏水平井油水兩相產(chǎn)能分析 [J]. 中國礦業(yè)大學(xué)學(xué)報, 2008, 37(3): 385-387.

[21] Arafa Al Harthy, Yusuke Kato. Case Study: Understanding the Reservoir heterogeneity in Cretaceous Carbonate with Borehole Images and NMR Measurements: A Methodology from Natih A, North Oman [J]. SPE 137989, 2010.