裂缝不但可以提高储层的渗流能力, 而且控制着溶蚀孔洞缝的发育, 对油气的运聚和分布以及油气藏产能具有重要的意义[1-2]。随着对低渗或致密储层勘探开发的不断重视, 加强裂缝研究, 提高储层裂缝分布预测及裂缝型储层建模的准确度变得更重要[2-3]。储层天然裂缝主要包括构造成因的张裂缝和剪裂缝、成岩成因的收缩缝和压溶缝、异常高压成因的水力破裂缝、应力或应变卸载缝以及复合成因的溶蚀缝等, 而碳酸盐岩储层中各种构造成因的裂缝及其相关溶蚀缝洞分布范围和尺度范围都更广泛[1, 4-5]。目前已有基于构造应力与应变模拟计算的裂缝预测[6-9]、相干及曲率等叠后地震属性预测裂缝[10-14]和叠前各向异性与叠前弹性参数反演预测裂缝型储层[13-16]等众多方法用于碳酸盐岩储层的裂缝预测。近年来, 裂缝分布预测已由单一方法预测向多方法综合预测发展, 出现了如叠前叠后地震联合预测[14-15]以及构造数值模拟与地震裂缝预测相结合[9, 17]的综合预测方法。
研究表明, 褶皱逆冲带发育的裂缝主要受构造作用控制, 构造位置与褶皱变形特征对裂缝组系分布和密度等特征均有重要影响, 并最终影响储层品质[4, 8, 18-19]。从地质成因角度分析褶皱冲断带形成模式及其应变历史对于预测裂缝的发育分布很有意义, 目前已有许多针对碳酸盐岩前陆冲断带构造位置影响裂缝发育特征及分布的研究, 如中东扎格洛斯褶皱冲断带研究[19-20]和北美落基山脉冲断带研究[18, 21]。随着体曲率属性在构造识别及裂缝检测中的推广应用, 许多学者利用其进行裂缝预测[10-12, 22]。因此, 将构造应力应变模拟与地震预测方法相结合, 根据构造应力应变模拟结果从地质成因入手寻找裂缝发育区, 并根据地震体曲率等属性分析结果进一步优化对有利裂缝带的预测, 可有效提高裂缝型储层的预测精度[9]。本文以阿姆河右岸H区块碳酸盐岩储层为例, 从地质成因角度根据褶皱变形特征及应力应变分布等分析构造作用对该区裂缝发育的影响, 并结合地震体曲率属性的裂缝预测结果综合分析有利裂缝发育带, 为下一阶段的气藏评价开发提供依据。
1 地质概况 1.1 区域地质特征阿姆河右岸位于阿姆河盆地东北部北阿姆河坳陷, 横跨查尔朱阶地、别什肯特坳陷和西南吉萨尔褶皱冲断带3个二级构造单元。研究区H区块位于阿姆河右岸东部, 构造上隶属于吉萨尔褶皱冲断带(图 1)。阿姆河右岸的上侏罗统基末利—提塘阶发育了一套巨厚的膏盐岩将该区沉积盖层分为盐上和盐下两套勘探层系。盐下上侏罗统卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩为该区的主要目的层, 该套地层在阿姆河右岸东部由上至下包括XVhp, XVa1, XVz, XVa2和XVⅠ共5个层段, 其中XVhp为主要产气层, 其次为XVa1和XVa2。阿姆河右岸的上侏罗统基末利—提塘阶主要发育盐上和盐下两套断裂体系, 盐下断裂体系主要发育近北东向和近北西向逆断层及走滑断层。受喜马拉雅期构造挤压的控制, 该地区自新近纪以来受来自西南吉萨尔方向的逆冲挤压, 形成山前褶皱冲断带, 发育一系列含气逆冲构造[23-24]。
|
图 1 阿姆河右岸地区构造(a)与地层(b)分布 |
研究表明, 阿姆河右岸东部整体处于中、低能水动力的台地前缘缓斜坡沉积环境[25-26], 发育复合颗粒滩、生物丘、丘滩间和斜坡泥等沉积微相, 主要发育泥粒灰岩和粒泥灰岩, 其次为颗粒灰岩和泥灰岩。观察铸体薄片发现, 研究区基质孔主要包括粒内溶孔和铸模孔, 还包括少量残余粒间孔和生物体腔孔等(图 2a至图 2d), 孔隙度通常小于6%, 渗透率通常低于0.1×10-3 μm2, 孔径小且连通性差, 导致该区基质物性差, 为典型的致密碳酸盐岩储层。
|
图 2 阿姆河右岸H区块卡洛夫-牛津阶碳酸盐岩储层及其孔缝洞发育特征 a 泥晶似球粒灰岩(残余粒间孔发育); b 泥晶藻团粒生屑灰岩(粒内溶孔发育); c 泥晶生屑灰岩(铸模孔发育); d 泥晶生屑灰岩(残余粒间孔及粒内溶孔见方解石晶体半充填); e 泥晶球粒灰岩(碳质沥青充填压溶叠锥及缝合线); f 泥晶砂屑灰岩(方解石充填切割生屑颗粒的构造裂缝); g 褐灰色泥粉晶灰岩(碳质沥青充填的缝合线与方解石充填的不规则小裂缝相互切割); h 灰色泥粉晶灰岩(多条宽大高角度裂缝被粗晶方解石充填，见残余裂缝孔); i 灰色泥粉晶灰岩(直立缝内粗晶方解石晶间孔发育); j 灰褐色泥晶灰岩(沿裂缝发育溶蚀孔洞) |
岩心与成像资料表明, 该区裂缝类型多样, 主要包括成岩缝(层理缝、压溶缝合线和压裂缝)与构造缝两大类, 大部分裂缝被方解石、有机质、泥质和碳质沥青等充填或半充填, 以方解石充填为主的构造缝为该区最主要的裂缝类型(图 2e至图 2j)。由裂缝解释成果可知, 该区构造缝包括近水平缝(＜15°)、斜交缝(15°~75°)和高角度-垂直缝(75°~90°), 有效裂缝主要以高角度-垂直构造缝为主, 约占81%。沿这些裂缝发育了不同于基质孔的裂缝孔洞, 包括因裂缝未完全充填所形成的剩余裂缝孔与粗晶充填矿物的晶间孔, 以及晚期酸性烃类流体沿裂缝活动所形成的溶蚀扩大裂缝孔洞(图 2h至图 2j)。由成像资料可知, 成像识别的孔洞与裂缝发育段具有良好的对应关系, 其主要沿高角度构造缝分布(图 3)。由此可见, 构造裂缝及其相关孔洞的发育程度是决定该区储层是否有效的关键。
|
图 3 H-22井高角度构造缝及其相关孔洞的成像特征 |
研究表明, 构造是控制裂缝走向及其密度、长度与开度等特征的重要因素, 尤其是在褶皱冲断带等构造变形强烈地区[8, 27]。因此, 分析裂缝空间分布及其特征变化的关键在于分析褶皱的形成演化、应变历史及分布。
2.1 三维构造应变模拟本区褶皱冲断带发育演化的构造变形主要为新近纪以来北西向的挤压构造运动, 该时期西南吉萨尔坳陷区反转形成褶皱隆起区, 别什肯特坳陷深埋形成前陆坳陷, 是该区主要的盐下褶皱冲断构造定型期, 也是主要的构造应变形成期及构造裂缝发育期[23-24]。该区块剖面具有明显的非对称背斜与断展褶皱特征, 即具有不对称的两翼, 前翼窄而陡, 后翼相对宽缓, 上部地层的断层位移逐渐减小至消失[28], 背斜构造幅度也明显降低, 表明该断层褶皱在东北部构造变形强度低(图 4a至图 4c)。为分析H区块褶皱形成过程中的应变分布及其对裂缝发育的影响, 首先利用构造模拟软件建立了碳酸盐岩目的层的三维构造模型(图 4d), 而后基于运动学三维构造恢复方法, 采用断层平行流恢复断距[29]和弯滑去褶皱的方法[30]将研究区构造恢复到变形前的状态, 并计算褶皱形成前、后的应变量, 得到构造挤压期该区碳酸盐岩顶面(T14反射层)和底面(T16反射层)的最大主应变分布(图 5)。最大主应变分布结果表明, 高应变区主要分布在褶皱枢纽及枢纽与断层间的陡前翼, 西南部陡后翼的部分区域仍显示相对较高的应变, 而东北部宽缓后翼区应变低, 应变分布与构造变形强度一致。
|
图 4 H区块H-22井区(a)、H-21井区(b)和H-23井区(c)断展褶皱剖面及三维构造模型(d) |
|
图 5 H区块碳酸盐岩顶、底反射层褶皱形成期的最大主应变模拟结果 a T14反射层最大主应变分布; b T16反射层最大主应变分布 |
众多褶皱位置与裂缝发育关系的研究结果表明[8, 18, 20-21, 31]:沿逆冲断层带、褶皱高曲率及高应变部位裂缝密度整体较高, 褶皱枢纽带及前翼的裂缝密度通常比后翼要高, 且不同褶皱位置的裂缝组系、长度、开度及连通性等特征也明显不同。因此, 在构造应变分析的基础上, 可进一步分析H区块褶皱位置及其应变分布对裂缝发育特征的影响。
2.2.1 裂缝密度通过H区块褶皱构造剖面特征及构造应变平面分布分析可知, 该区3口井均位于褶皱枢纽带附近, H-22和H-21井位于构造变形程度高且应变高的褶皱枢纽顶部及陡翼区, 而H-23井位于构造变形程度低且应变低的褶皱宽缓后翼区(图 5)。此外, H-22井区和H-21井区比H-23井区的主断层断距更大也表明, 前者受到的挤压作用比后者更强烈(图 4)。这意味着H-22井和H-21井的裂缝发育强度理论上应明显高于H-23井。3口井的电阻率成像裂缝解释统计分析结果(图 6)表明, H-22井和H-21井的裂缝密度明显高于H-23井的裂缝密度, 反映了不同的褶皱位置由于构造变形程度及应变强度的不同, 裂缝发育密度也明显不同。
|
图 6 H区块卡洛夫-牛津阶碳酸盐岩裂缝发育密度直方显示 |
构造作用可控制裂缝长度及开度。如果褶皱形成期应变增加, 裂缝会持续扩展以适应应变的增加, 从而导致高应变区发育长裂缝[18, 31]或高开度裂缝[32-33], 这也从理论上解释了裂缝长度与开度通常呈正相关。对H区块3口井的裂缝开度与长度分析表明, 位于褶皱高应变区的H-22井和H-21井裂缝平均开度明显高于低应变区的H-23井裂缝平均开度, 且井筒内裂缝长度与开度也呈现了较好的正相关, 即褶皱位置对裂缝长度及开度具有明显的控制作用(图 7)。
|
图 7 裂缝开度分布(a)及裂缝开度与裂缝长度关系(b) |
研究表明, 非对称背斜最多可发育4组不同方位的裂缝集[31]:第1组是走向平行于褶皱枢纽并垂直于层理面的张裂缝集(J1);第2组为走向垂直于枢纽并且垂直于层理面的张裂缝集(J2);另外两组裂缝集(S1和S2)为冲断背斜内的共轭剪裂缝集, 其锐角等分线与逆冲方向一致。这4组裂缝集既可全部发育也可部分发育。H区块3口井全井眼地层微电阻率扫描成像测井(Formation MicroScanner Image, FMI)裂缝方位法向量极射赤平投影结果见图 8, 该区褶皱枢纽及前翼应变较高的部位裂缝分布集中, 表现为数组裂缝集, H-22井区主要发育走向与逆冲方向成锐角的北西西向剪裂缝集(S1), 另一组剪裂缝集(S2)基本不发育(图 8a), H-21井区主要发育走向平行于枢纽的张裂缝集(J1), 其次为走向与逆冲方向成锐角的北西西向剪裂缝集(S1)(图 8b)。从区域应变分布看, 这2口井均处于应变较高的褶皱枢纽带与陡翼, 说明构造作用对裂缝发育具有较强的控制作用。位于褶皱缓后翼低应变区的H-23井区除了发育走向与逆冲方向呈锐角的北西西向剪裂缝集(S1), 还有一部分方位分散、规律性差的裂缝(图 8c), 这些裂缝发育受构造作用的控制减弱。结合前人研究可知, 高应变区或强变形区裂缝的发育主要受构造作用影响, 裂缝组系多符合PRICE[31]定义的上述4组裂缝集分类, 而随着应变强度或变形程度降低, 裂缝的发育受岩性影响不断增强, 导致裂缝分布的方向性变差[8, 21]。
|
图 8 H区块H-22井(a)、H-21井(b)和H-23井(c)FMI裂缝方位法向量极射赤平投影结果 |
体曲率属性不同于传统的沿层属性和层间属性, 不依赖于层位及层位的解释精度, 而是基于三维叠后地震数据体直接计算, 该属性可指示构造变形程度, 有效检测与构造变形相关的断层和裂缝等线性构造。体曲率属性种类很多, 其中最大正曲率和最大负曲率属性在刻画与裂缝发育相关的线状构造和褶皱特征方面较为有效[10-11, 22, 34]。
利用地震倾角和方位角信息, 采用分形导数方法计算体曲率属性[35], 获得最大正曲率属性体后, 提取井点附近的最大正曲率, 并分小层计算平均最大正曲率, 将其与成像解释的各小层平均裂缝密度交会后发现, 两者正相关(图 9), 表明最大正曲率属性可较好地指示裂缝发育密度。
|
图 9 平均最大正曲率与裂缝密度交会分析 |
对卡洛夫-牛津阶碳酸盐岩顶、底面进行等比例内插制作地层切片, 可获得不同深度的体曲率属性切片, 进而展开裂缝的纵横向发育特征分析。图 10为XVhp和XVa2层段的最大正曲率切片及其对应的单井成像裂缝解释结果。从最大正曲率的分布可以看出, H-22井位于高应变区的最大正曲率高值带, 该井的裂缝解释结果(图 10a)中XVhp和XVa2层段的最大正曲率切片(图 10b和图 10c)位置附近均发育较多高角度张开缝; 而H-23井位于低应变区的最大正曲率低值带, XVhp和XVa2层段的最大正曲率切片位置(图 10d和图 10e)附近裂缝发育差, 仅有少量的张开缝, 具体可见其裂缝解释结果(图 10f)。最大正曲率与钻井揭示的裂缝发育情况具有良好的对应关系, 高应变区的最大正曲率高值带为有利的高密度裂缝发育带。
|
图 10 最大正曲率切片与微电阻率扫描成像的裂缝解释结果 a H-22井FMI裂缝解释; b XVhp切片(位置见图10a); c XVa2切片(位置见图10a); d XVhp切片(位置见图10f); e XVa2切片(位置见图10f); f H-23井FMI裂缝解释 |
试井分析是研究油藏生产动态的重要方法, 可有效反映大段产层的生产特征, 试油结果和试井成果可进一步验证地震裂缝预测结果。该区H-21井和H-22井位于高应变区的最大正曲率高值带(图 11), 位于圈闭高部位的H-21井第1测试层以11.11 mm油嘴自然求产获高产气流74.7×104 m3/d, 产水为4.4×104 m3/d, 生产压差为1.35 MPa, 试井有效渗透率达728.00×10-3 μm2; H-22井第1测试层以12.7 mm油嘴自然求产获高产气流96.04×104 m3/d, 产水为4.08×104 m3/d, 生产压差为1.15 MPa, 试井有效渗透率为404.00×10-3 μm2。说明这两口井产出能力强, 储层连通性好(表 1), 这与它们的裂缝密度、长度与开度等裂缝发育特征紧密相关。与H-22井海拔相当的H-23井位于低应变区的最大正曲率低值带(图 11), 其第2测试层酸化前无流体产出, 酸化后以12.0 mm油嘴求产仅获气8.24×104 m3/d, 产水达10.08×104 m3/d, 生产压差高达54.24 MPa, 试井有效渗透率仅为0.17×10-3 μm2; 第1测试层酸化前无气水产出, 酸化后以14.0 mm油嘴求产仅有微气产出, 表明该井的产出能力差, 储层连通性差(表 1), 与该井裂缝密度、长度与开度等裂缝发育特征一致。高产气层受圈闭位置与裂缝发育特征综合控制, 除圈闭位置外, 构造应变控制下的裂缝发育特征是影响该区产能变化的重要因素, 强应变区的最大正曲率高值带具有产气量高且稳定以及不产或低产水的特点。
|
图 11 H区块XVhp层段(a)和XVa2层段(b)最大正曲率、应变分布与褶皱构造叠合显示 |
|
表 1 H区块产能分析测试数据 |
结合前述构造应变模拟及地震曲率分析可知, H区块内的褶皱由西向东构造变形强度明显减弱, 枢纽带及陡前翼为主要的高应变分布区, 其次为西南部陡后翼, 这些区域最大正曲率高值带分布密集; 而东北部的缓后翼则为低应变区, 其最大正曲率高值带分布相对稀疏(图 11)。不同的褶皱位置具有不同的应变强度, 应变强度越高裂缝越发育; 最大正曲率高值带可指示裂缝发育带, 因此将应变强度与地震曲率属性叠合可综合分析有利裂缝发育带, 提高裂缝预测结果的可靠性(表 2)。
|
|
表 2 基于构造应变与地震最大正曲率综合评价裂缝发育情况 |
由裂缝发育特征与产能分析结果可知, 在高应变区的最大正曲率高值带(叠合类型a), 裂缝发育情况最好, 其裂缝的密度、长度与开度高, 且裂缝组系特征明显, 这种裂缝特征有利于优质裂缝型储层的发育, 储层连通性好且生产压差低, 可获得稳定的高产气流; 在低应变区的最大正曲率低值带(叠合类型b), 裂缝密度、长度与开度低, 而且由于构造应变对裂缝发育的控制减弱, 裂缝组系特征不明显, 难以形成较好的裂缝型储层, 储层连通性差且生产压差高, 产气量低且气水同产; 高应变区内的最大正曲率低值带, 虽然地震曲率对裂缝带的影响变弱, 但由于控制裂缝发育的构造应变高, 仍可能形成相对较好的裂缝型储层(叠合类型c); 考虑到低应变区岩性对裂缝发育的重要影响[8, 21], 在低应变区的最大正曲率高值带也可能发育相对较好的裂缝型储层(叠合类型d)。
由H区块井筒地应力分析可知, 现今最大主应力呈北西西至北西向, 与各井主要裂缝集的方位基本一致或呈锐角, 有利于裂缝有效性的保存。综合利用应变区及最大正曲率分布并结合已钻井位置分析可知, H-22井向西至构造闭合线之间横跨枢纽带、陡前翼及陡后翼的区域应变强度高且最大正曲率分布密集, 可作为进一步评价气藏的有利区(图 11)。
5 结论岩心薄片及成像资料分析表明, 阿姆河右岸H区块碳酸盐岩储层基质致密, 为典型的裂缝型储层, 储层有效裂缝主要为高角度-垂直构造缝, 有效储集空间主要为裂缝残余孔及沿缝溶蚀孔洞。
构造应变模拟及单井裂缝发育特征分析表明, 阿姆河右岸H区块高应变区主要分布于褶皱枢纽带与陡前翼, 其次为西南部陡后翼, 向褶皱东北部缓后翼应变减小, 与构造变形程度由西向东减弱的特征一致。褶皱高应变区裂缝发育主要受构造应变控制, 裂缝的密度、长度及开度高且组系规律明显, 而低应变区岩性对裂缝发育的影响增强, 裂缝组系规律性变差。
结合指示裂缝发育的敏感地震体曲率属性, 建立了构造应变与最大正曲率综合分析裂缝发育带的预测方法, 高应变区的最大正曲率高值带裂缝发育情况好, 低应变区的最大正曲率低值带裂缝发育情况差, 而高应变区的最大正曲率低值带或低应变区的最大正曲率高值带的裂缝发育情况为中等。结合产能分析可知, 高应变区的最大正曲率高值带为优质裂缝型储层发育区, 据此优选了H区块气藏有利评价区。
| [1] |
AYDIN A. Fractures, faults and hydrocarbon entrapment, migration and flow[J]. Marine and Petroleum Geology, 2000, 17(7): 797-814. DOI:10.1016/S0264-8172(00)00020-9 |
| [2] |
PANZA E, AGOSTA F, RUSTICHELLI A, et al. Fracture stratigraphy and fluid flow properties of shallow-water, tight carbonates:the case study of the Murge Plateau(southern Italy)[J]. Marine and Petroleum Geology, 2016, 73: 350-370. DOI:10.1016/j.marpetgeo.2016.03.022 |
| [3] |
FELICI F, ALEMANNI A, BOUACIDA D, et al. Fractured reservoir modeling:From well data to dynamic flow.Methodology and application to a real case study in Illizi Basin(Algeria)[J]. Tectonophysics, 2016, 690(Part A): 117-130. |
| [4] |
NELSON R A. Geologic analysis of naturally fractured reservoirs[M]. 2nd ed. Huston: Gulf Professional Publishing, 2001: 13-20.
|
| [5] |
AMEEN M S, BUHIDMA I M, RAHIM Z. The function of fractures and in-situ stresses in the Khuff reservoir performance, onshore fields, Saudi Arabia[J]. AAPG Bulletin, 2010, 94(1): 27-60. DOI:10.1306/06160909012 |
| [6] |
吴时国, 王秀玲, 季玉新, 等. 3D move构造裂缝预测技术在古潜山的应用研究[J]. 中国科学D辑, 2004, 34(9): 795-806. WU S G, WANG X L, JI Y X, et al. Application of tectonic fracture prediction technique using 3D move in paleo-buried hills[J]. Science in China(Series D), 2004, 34(9): 795-806. |
| [7] |
KHAIR H, COOKE D, HAND M. Paleo stress contribution to fault and natural fracture distribution in the Cooper Basin[J]. Journal of Structural Geology, 2015, 79: 31-41. DOI:10.1016/j.jsg.2015.07.007 |
| [8] |
WATKINS H, BUTLER R W H, BOND C E, et al. Influence of structural position on fracture networks in the Torridon Group, Achnashellach fold and thrust belt, NW Scotland[J]. Journal of Structural Geology, 2015, 74: 64-80. DOI:10.1016/j.jsg.2015.03.001 |
| [9] |
狄贵东, 孙赞东, 庞雄奇, 等. 应力场模拟约束下的碳酸盐岩裂缝综合预测——以塔中地区ZG8井区为例[J]. 石油物探, 2016, 55(1): 150-156. DI G D, SUN Z D, PAN X Q, et al. Comprehensive fracture prediction technology constrained by stress field simulation:a case study from ZG8 area of central Tarim Basin[J]. Geophysical Prospecting for Petroleum, 2016, 55(1): 150-156. DOI:10.3969/j.issn.1000-1441.2016.01.019 |
| [10] |
BLUMENTRITT C H, MARFURT K, SULLIVAN E C. Volume-based curvature computations illuminate fracture orientations—Early to mid-Paleozoic, Central Basin Platform, west Texas[J]. Geophysics, 2006, 71(5): 159-166. DOI:10.1190/1.2335581 |
| [11] |
CHOPRA S, MARFURT K. Volumetric curvature attributes adding value to 3D seismic data interpretation[J]. The Leading Edge, 2007, 26(7): 856-867. DOI:10.1190/1.2756864 |
| [12] |
GANGULY N, DEARBORN D, MOORE M, et al. Application of seismic curvature attribute in the appraisal of the Tishrine-West field, North-East Syria[J]. CSEG Recorder, 2009, 34(6): 29-43. |
| [13] |
张涛, 佘刚, 李苗, 等. A油田白垩系碳酸盐岩裂缝型储层综合预测技术研究[J]. 石油物探, 2015, 54(6): 770-779. ZHANG T, SHE G, LI M, et al. Multi-disciplinary integration prediction of fractured carbonate reservoir in A Oilfield, Zagros Basin[J]. Geophysical Prospecting for Petroleum, 2015, 54(6): 770-779. DOI:10.3969/j.issn.1000-1441.2015.06.016 |
| [14] |
王峣钧, 郑多明, 李向阳, 等. 碳酸盐岩裂缝-孔洞型储层缝洞体系综合预测方法及应用[J]. 石油物探, 2014, 53(6): 727-736. WANG Y J, ZHENG D M, LI X Y, et al. The fracture-cavern system prediction method and its application in carbonate fractured-vuggy reservoirs[J]. Geophysical Prospecting for Petroleum, 2014, 53(6): 727-736. DOI:10.3969/j.issn.1000-1441.2014.06.014 |
| [15] |
耿福兰. 南堡2号潜山碳酸盐岩储层叠前和叠后裂缝综合预测[J]. 石油物探, 2013, 52(1): 89-96. GEN F L. Carbonate reservoir fracture prediction by using pre-stack and post-stack seismic techniques in Nanpu2 buried-hill[J]. Geophysical Prospecting for Petroleum, 2013, 52(1): 89-96. DOI:10.3969/j.issn.1000-1441.2013.01.014 |
| [16] |
陈明春, 徐晟, 魏春光. 裂缝型碳酸盐岩储层预测技术及海外气田勘探实践[J]. 地球物理学进展, 2015, 30(4): 1660-1665. CHEN M C, XU S, WEI C G. Technique of fractured carbonate reservoir prediction and its application in oversea gas field exploration[J]. Progress in Geophysics, 2015, 30(4): 1660-1665. |
| [17] |
陈兆明, 朱明, 汪瑞良, 等. 基于构造应力场模拟的碳酸盐岩储层裂缝检测[J]. 热带海洋学报, 2012, 31(5): 70-73. CHEN Z M, ZHU M, WANG R L, et al. Fracture detection in carbonate reservoir using numerical simulation of tectonic stress field[J]. Journal of Tropical Oceanography, 2012, 31(5): 70-73. DOI:10.3969/j.issn.1009-5470.2012.05.010 |
| [18] |
GHOSH K, MITRA S. Structural controls of fracture orientations, intensity, and connectivity, Teton anticline, Sawtooth Range, Montana[J]. AAPG Bulletin, 2009, 93(8): 995-1014. DOI:10.1306/04020908115 |
| [19] |
AWDAL A H, HEALY D, ALSOP G I. Fracture patterns and petrophysical properties of carbonates undergoing regional folding:a case study from Kurdistan, N Iraq[J]. Marine and Petroleum Geology, 2016, 71: 149-167. DOI:10.1016/j.marpetgeo.2015.12.017 |
| [20] |
AWDAL A H, BRAATHEN A, WENNBERG O P, et al. The characteristics of fracture networks in the Shiranish Formation of the Bina Bawi Anticline:comparison with the Taq Taq Field, Zagros, Kurdistan, NE Iraq[J]. Petroleum Geology, 2013, 19(2): 139-155. |
| [21] |
BARBIER M, HAMON Y, CALLOT J P, et al. Sedimentary and diagenetic controls on the multiscale fracturing pattern of a carbonate reservoir:The Madison Formation(Sheep Mountain, Wyoming, USA)[J]. Marine and Petroleum Geology, 2012, 29(11): 50-67. |
| [22] |
CHOPRA S, MARFURT K J. Emerging and future trends in seismic attributes[J]. The Leading Edge, 2008, 27(3): 298-318. DOI:10.1190/1.2896620 |
| [23] |
李智.阿姆河右岸东部山前地质结构与油气聚集[D].北京: 中国地质大学(北京), 2015 LI Z.Geologic structure and hydrocarbon accumulation of eastern foreland in Amu Darya Right Bank[D]. Beijing: China University of Geosciences(Beijing), 2015 http://cdmd.cnki.com.cn/Article/CDMD-11415-1015391501.htm |
| [24] |
聂明龙, 吴蕾, 徐树宝, 等. 阿姆河盆地别什肯特坳陷及其邻区构造成因与勘探意义[J]. 天然气工业, 2013, 33(11): 45-50. NIE M L, WU L, XU S B, et al. Genetic mechanism and exploration significance of tectonic action in the Bieshikent Depression and its adjacent area in the Amu-Darya basin[J]. Natural Gas Industry, 2013, 33(11): 45-50. DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2013.11.008 |
| [25] |
徐文礼, 郑荣才, 费怀义, 等. 土库曼斯坦阿姆河盆地卡洛夫-牛津阶沉积相特征[J]. 中国地质, 2012, 39(4): 954-964. XU W L, ZHENG R C, FEI H Y, et al. The sedimentary facies of Callovian-Oxfordian stage in Amu Darya basin, Turkmenistan[J]. Geology in China, 2012, 39(4): 954-964. DOI:10.3969/j.issn.1000-3657.2012.04.011 |
| [26] |
王强, 颜雪, 徐文礼, 等. 土库曼斯坦阿姆河盆地卡洛夫-牛津阶层序-古地理特征及演化[J]. 地质与勘探, 2014, 50(4): 795-804. WANG Q, YAN X, XU W L, et al. Sequence-paleogeographic characteristics and evolution of Callovian-Oxfordian in Amu Darya basin, Turkmenistan[J]. Geology and Exploration, 2014, 50(4): 795-804. |
| [27] |
UKAR E, OZKUL C, EICHHUBL P. Fracture abundance and strain in folded Cardium Formation, Red Deer River anticline, Alberta Foothills, Canada[J]. Marine and Petroleum Geology, 2016, 76: 210-230. DOI:10.1016/j.marpetgeo.2016.05.016 |
| [28] |
HUGES A N, SHAW J H. Insights into the mechanics of fault-propagation folding styles[J]. GSA Bulletin, 2015, 127(11/12): 1752-1765. |
| [29] |
EGAN S S, BUDDIN T S, KANE S J, et al. Three-dimensional modelling and visualization in structural geology:New techniques for the restoration and balancing of volumes[J]. Electronic Geology(Special Volume), 1997, 67-82. |
| [30] |
SUPPE J. Geometry and kinematics of fault-bend folding[J]. American Journal of Science, 1983, 283(7): 684-721. DOI:10.2475/ajs.283.7.684 |
| [31] |
PRICE N J. Fault and joint development in brittle and semi-brittle rocks[M]. London: Pergamon Press, 1966: 1-176.
|
| [32] |
JAMISON W R. Quantitative evaluation of fractures on Monkshood anticline, a detachment fold in the Foothills of Western Canada[J]. AAPG Bulletin, 1997, 81(7): 1110-1132. |
| [33] |
INIGO J F, LAUBACH S E, HOOKER J N. Fracture abundance and patterns in the Subandean fold and thrust belt, Devonian Huamampampa Formation petroleum reservoirs and outcrops, Argentina and Bolivia[J]. Marine and Petroleum Geology, 2012, 35(1): 201-218. DOI:10.1016/j.marpetgeo.2012.01.010 |
| [34] |
王世星. 高精度地震曲率体计算技术与应用[J]. 石油地球物理勘探, 2012, 47(6): 965-972. WANG S X. High-precision calculation of seismic volumetric curvature attributes and its applications[J]. Oil Geophysical Prospecting, 2012, 47(6): 965-972. |
| [35] |
Al DOSSARY S, MARFURT K J. 3-D volumetric multispectral estimates of reflector curvature and rotation[J]. Geophysics, 2006, 71(5): 41-45. DOI:10.1190/1.2242449 |