本文以川东北阆中-南部地区大安寨段含油层系为研究对象,开展致密油藏地质特征及开发潜力评价研究,旨在为该区致密油滚动勘探开发部署提供精细的地质模型。通过调研大量的相关文献,结合周边野外露头、岩心观察、钻测井、室内测试分析以及地震等资料,以石油地质学、沉积学、层序地层学以及碳酸盐岩储层地质学理论为指导,采用地质—测井—地震三位一体的综合研究方法,深入开展了川东北阆中—南部地区大安寨段致密油藏储层的综合研究工作,对大安寨各亚段的储层地质特征及开发潜力进行了评价,并给出了部署建议。论文开展的主要研究工作和取得的认识为:开展了老井测井资料的重新处理与解释。充分应用测井资料的综合分析处理技术,运用支持向量机方法、交会图识别法、玫瑰图识别法等多方法相互补充、验证,开展了大安寨段地层的岩性识别与划分。总结出了一种基于测井老资料的湖湘碳酸盐岩薄储层的岩性识别与划分技术。首次在研究区开展了大安寨段地层的高频层序地层划分与对比,将大安寨段划分为10个五级层序(SS1-SS10),2个四级层序(S1、S2),每个四级层序由上下两个半旋回组成(S1-1、S1-2,S2-1、S2-2),其中S-1由SS1、SS2、SS3 组成,S1-2 SS4、SS5 组成,S2-1由SS6组成,S2-2由SS7、SS8、SS9、SS10组成。大三亚段由SS1、SS2组成,大二亚段由SS3、SS4、SS5、SS6组成,大一亚段由SS7、SS8、SS9、SS10组成。沉积相分析认为研究区大安寨段形成于湖泊相,发育浅湖和半深湖2种沉积亚相,以及介屑滩滩核、滩缘、浅湖泥、滩前湖坡等微相类型,大一、大三亚段有利储层主要发育在滩核、滩缘微相中,大二亚段有利储层主要发育在滩前湖坡微相中。开展储层特征研究及测井评价。储层岩性主要为介壳灰岩、亮晶介壳灰岩和泥质介屑灰岩;储集空间由溶蚀孔洞、晶间孔和裂缝构成,为低孔低渗储层(大安寨段储层基质孔隙度为0.19%~3.22%,平均1.082%,渗透率<0.1~159.5×10-3μm2)。孔隙结构以微孔微喉型和微孔细喉型为主,储层孔隙结构总体较差。电性特征为:厚层块状介壳灰岩自然伽马值低(一般在14~30API之间),声波时差以低值为主(一般在46~69μs/ft之间),深浅双侧向以高值为主(一般在500~8000Ω.m之间);薄—中厚层介壳灰岩自然伽马值较低(一般在30~60API之间),声波时差值较高(一般在50~65μs/ft之间),电阻率值较低(一般在35~750Ω.m之间)。储层储集类型主要为孔隙(洞)—裂缝型、(微)孔隙—裂缝型、裂缝型;发育压实、压溶、胶结、重结晶、泥晶化和溶蚀等成岩作用类型,其中压实作用、晚期的胶结充填和重结晶作用是造成储层致密的主要因素;裂缝类型主要为成岩缝和构造缝,裂缝主要发育在构造应力集中带和古地貌凸起带,裂缝产状主要为低角度缝、水平缝和垂直缝。研究区内储层存在五大主要裂缝系统,其中以川石43系统最为发育,石龙2系统次之。在上述储层特征研究基础上,结合钻井、录井显示及测试、开采、生产动态等特征,探索性地提出了研究区湖相碳酸盐岩储层的综合评价标准,并对各个亚段储层进行了综合评价。结果表明:大安寨储层主要以Ⅲ类储层为主,占比66.5%;其次为Ⅱ类储层,占比29.5%;Ⅰ类储层最不发育,仅占4%。利用测井信息对各亚段的基质孔隙度和裂缝孔隙度进行计算及交会,首次在研究区开展了各亚段各类储集类型的孔隙度下限值的确定,提出了各亚段储集类型的分类标准。在裂缝特征研究的基础上,以库仑破裂准则和剪切极限破裂强度准则为理论基础,利用MVE公司的构造变形逆向工程系统进行模型建立与模拟,开展了研究区的裂缝预测,结果表明:裂缝主要发育在川石47井—川石55井—石龙7井区、川石59井区、石龙7井区以南至石龙15井区。开展了大安寨油藏开采特征的研究。认为大安寨油藏为无边底水油藏,其大面积含油,但富集程度不均一,产量主要受储层厚度、岩性和裂缝发育程度的控制,但储层厚度和裂缝起着决定性的作用,裂缝的发育程度是生产井产量存在较大差异的主要原因。在沉积相、储层特征及分类统计、裂缝预测分布研究的基础上,结合钻录井显示、测井解释、测试成果及开发特点,首次提出了含油气区的综合评价标准,确定了大安寨段各亚段含油气区的分布范围,并参照行业标准,采用容积法分别对大一、大二、大三亚段含油气区进行储量计算,总原有地质储量为1398.26×104t,目前的采出程度为地质储量的1.03%。在广泛调研邻区大安寨油藏开发潜力技术的基础上,指出注水开发存在诸多不确定性因素(如非均质性强,基质孔隙度太低),长期经济效益差,不建议使用;可采用钻滚动扩边井、钻开发加密井等,以利于寻找新储量;建议对于以裂缝型为主的储集层,可以采取注气的方式进行开采。