曹彥清，張 友，沈安江，鄭興平，齊井順，朱可丹，邵冠銘，朱 茂，馮子輝，張君龍，孫海航

1南京大學地球科學與工程學院；2中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院；3中國石油杭州地質(zhì)研究院；4中國石油集團碳酸鹽巖儲層重點實驗室；5中國石油塔里木油田公司勘探開發(fā)研究院

0 前 言

海相碳酸鹽巖近年來不斷取得重大突破，已經(jīng)成為中國深層油氣勘探可持續(xù)發(fā)展的重大戰(zhàn)略領(lǐng)域［1-5］。2005 年，塔里木盆地古城地區(qū)GL1 井在6 253～6 419 m 井段的奧陶系鷹山組白云巖中中途測試穩(wěn)定期獲日產(chǎn)氣1×104m3，揭開了古城低凸起油氣發(fā)現(xiàn)的序幕。隨后GL2 井奧陶系一間房組石灰?guī)r經(jīng)酸化壓裂改造獲日產(chǎn)氣2×104m3。2012 年，GC6 井獲得戰(zhàn)略性突破，鷹山組下部獲得高產(chǎn)氣流，6 144～6 169 m井段試油，8 mm 油嘴放噴獲日產(chǎn)氣26.4×104m3，油壓穩(wěn)定，產(chǎn)量穩(wěn)定。此后，古城地區(qū)下古生界碳酸鹽巖一直被寄予厚望，并相繼部署了GC7 井、GC8 井、GC9 井、CT1 井等井，并在GC8井、GC9 井鷹山組獲得工業(yè)氣流，展示出古城低凸起奧陶系碳酸鹽巖良好的勘探潛力?？碧竭^程中也遇到儲層和成藏條件復雜的情況，例如GC4 井氣測顯示微弱，焦瀝青發(fā)育；GC7 井等井氣測顯示良好，但由于儲層孔隙發(fā)育較差而試油結(jié)果較差。前人在塔東地區(qū)層序地層［6-7］、巖相古地理環(huán)境及沉積儲層特征［8-12］、烴源巖條件［13-19］、奧陶系碳酸鹽巖油氣成藏條件及勘探方向［20-23］等方面，從不同角度做了較為深入的探討,并取得了一些基本共識，例如塔東地區(qū)油氣勘探重點應主要放在古城、羅西等坡折帶。但對重點區(qū)塊和層位的風險領(lǐng)域、具體儲層類型及成藏條件等方面的研究較少，尤其是對有利儲層和天然氣聚集過程中的古構(gòu)造-熱流體作用的非均一性研究不夠深入，制約了下一步的風險勘探和井位部署。為此，筆者對古城地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲層成巖及成藏條件的差異性進行了深入分析，以期對精細勘探評價提供更充分的依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

古城低凸起區(qū)域構(gòu)造位置處于塔中與塔東的交會轉(zhuǎn)折部位，古生代地層破碎、斷裂發(fā)育、構(gòu)造應力強，是在加里東末期形成的、在古隆起背景上發(fā)展起來的繼承性坡折帶［24-26］。古城地區(qū)位于古城低凸起東部（圖1a），面積約為2 720 km2。

圖1 塔東地區(qū)奧陶紀巖相古地理及地層綜合柱狀圖Fig. 1 Ordovician lithofacies palaeogeography and comprehensive stratigraphic column in eastern Tarim Basin

塔東地區(qū)震旦紀—奧陶紀碳酸鹽巖地層發(fā)育齊全，分布于臺地和斜坡—盆地相區(qū)［26］。自西向東寒武系—奧陶系整體呈現(xiàn)出由淺變深的古地理格局（圖1a）［27-29］：碳酸鹽巖臺地相（泥晶灰?guī)r灘間海、臺內(nèi)點灘（藻丘）、臺內(nèi)洼地泥灰?guī)r）—淺緩坡（淺緩坡內(nèi)帶白云巖、淺緩坡外帶石灰?guī)r）—上斜坡（泥灰?guī)r夾灰泥巖、泥巖及垮塌角礫灰?guī)r）—下斜坡（灰泥巖、泥巖夾泥灰?guī)r及鈣屑濁積巖）—盆地相（黑色泥巖、灰泥巖夾鈣屑濁積巖）。寒武系整體為一個水體逐漸變淺的過程（圖1b），臺地邊緣向海方向進積；奧陶系則為一個水體逐漸加深的過程，臺地邊緣向陸方向退積，至中—上奧陶統(tǒng)卻爾卻克組為一個快速填平補齊的過程［27-29］。古城地區(qū)奧陶系的基本成藏條件為：主要發(fā)育下寒武統(tǒng)雅爾當山組以及中—下奧陶統(tǒng)黑土凹組2 套有效烴源巖，主要分布于古城低凸起東部斜坡區(qū)［13-19］；儲集體主要為下奧陶統(tǒng)鷹山組下段—蓬萊壩組緩坡臺地灘相白云巖儲層，以及一間房組和鷹山組上段臺緣帶的巖溶礁灘儲層；圈閉主要是各個地質(zhì)時期形成的構(gòu)造圈閉與巖溶型地層或巖性圈閉。

2 古構(gòu)造-流體作用控儲與控藏

烴源巖、儲集體、封蓋條件、輸導體系、圈閉等各種要素的有效匹配是油氣聚集成藏的關(guān)鍵［30-32］。結(jié)合勘探生產(chǎn)中的鉆探得失，本文主要探討古構(gòu)造-熱流體作用對儲層形成及油氣成藏的影響。塔東地區(qū)下古生界的油氣聚集主要經(jīng)歷了加里東期—海西早期原生古油藏、海西晚期原油裂解氣藏及印支期—燕山期氣藏差異演化等3個階段。烴源灶演化史的差異性、優(yōu)質(zhì)儲層分布的非均質(zhì)性以及構(gòu)造熱事件的分異性［17-18］，導致研究區(qū)寒武系—奧陶系的油氣分布具有明顯的“有點沒面、差異富集”特點。

2.1 古構(gòu)造-流體作用控儲機理

古構(gòu)造-流體作用是控制鷹山組下段—蓬萊壩組灘相白云巖儲層發(fā)育及油氣聚集成藏的重要因素。以古城地區(qū)鷹山組下段灘相白云巖儲層為例，重點探討了古隆起背景、沉積相帶、表生巖溶及構(gòu)造熱事件等不同作用機制對儲層的疊加改造作用,系統(tǒng)開展了儲層形成機理與分布的綜合解釋。

古城地區(qū)下奧陶統(tǒng)巖溶-白云巖儲層主要發(fā)育在鷹山組下段和蓬萊壩組，主要形成于緩坡臺地淺緩坡內(nèi)帶，向西可發(fā)育于臺內(nèi)礁灘體中，主要代表井有GC6井、GC8井、GL1井等。儲集空間類型以殘余孔隙、溶蝕孔洞（圖2a）、晶間（溶）孔（圖2b，2c）以及裂縫為主，多數(shù)為中低孔、中細喉，局部連通性較好。儲層類型以孔洞型及裂縫-孔洞（隙）為特征。應用中國石油集團碳酸鹽巖儲層重點實驗室的高精度微納米CT 立體成像技術(shù)及e-core 數(shù)字巖心軟件，對孔喉三維空間展布進行了微納米級的刻畫表征，統(tǒng)計了孔喉半徑、形狀因子和空間連通性等表征參數(shù)，結(jié)果表明：儲層孔隙、喉道為偏態(tài)分布，大孔隙、喉道相對較少（圖2d）。

圖2 古城地區(qū)鷹山組下段灘相白云巖儲層的儲集空間類型及特征Fig. 2 Reservoir space types and characteristics of granular dolomite reservoir of the lower member of Yingshan Formation in Gucheng area

鷹山組下段和蓬萊壩組巖溶-白云巖儲層發(fā)育的早期受古隆起背景、沉積相的控制，經(jīng)歷了表生巖溶作用，晚期受到埋藏白云石化作用以及構(gòu)造熱液的疊加改造：①古隆起背景在加里東早期就已具雛形，以高能環(huán)境礁灘相發(fā)育為特征，受其影響儲層主要發(fā)育在緩坡臺地灘；②多孔礁灘（藻丘）灰?guī)r是儲層發(fā)育的重要物質(zhì)基礎(chǔ)，優(yōu)質(zhì)儲層的分布與高能沉積相帶關(guān)系密切；③表生巖溶作用以建設(shè)性改造的大氣淡水淋溶為主，具有較好的成層性和受斷裂控制明顯的特點，主要分布于中—晚奧陶世形成的表生巖溶發(fā)育區(qū)；④斷層、滲透性灘體是埋藏-熱液白云石化的關(guān)鍵［33-41］。研究區(qū)早奧陶世活動的斷裂斷距小，對石灰?guī)r頂面錯動較弱，一般消失于鷹山組下段內(nèi)，從下部地層帶來的高溫流體提供了鷹山組下段白云石化的成巖介質(zhì)，所形成的白云巖呈斑狀或透鏡狀，沿斷裂、不整合面及滲透性灘體分布；而且從蓬萊壩組到鷹山組下段,下部碳酸鹽巖地層熱流體活動的跡象比上部地層明顯，孔隙形成于對先存孔隙的繼承和保存（圖2c）。陰極射線下總體以棕褐色光、棕色光最為多見，部分晶體具相對較亮的紅色環(huán)邊（圖2e），說明研究區(qū)白云巖以埋藏交代成因為主，局部受到晚期熱液的改造。從質(zhì)量平衡以及不同溫壓場條件下礦物的溶解-沉淀機制來說,溶蝕作用(或擴溶)與膠結(jié)作用(充填)作用是對立統(tǒng)一的［42］，構(gòu)造熱液活動的末端多表現(xiàn)為硅質(zhì)熱液的充填作用（圖2f）。

2.2 古構(gòu)造-流體作用對油氣成藏的調(diào)整改造

塔里木盆地二疊紀末期斷裂活動強烈,古城低凸起的南部構(gòu)造帶距車爾臣斷裂較近,局部火成巖侵入作用會對所接觸的油藏產(chǎn)生不同程度的破壞作用［43-45］。二疊紀大規(guī)模的巖漿侵入作用改變了當時的地溫場，構(gòu)造熱事件不僅在物質(zhì)上，而且在能量上對油氣藏的形成和演化起到調(diào)整改造作用，并使古城地區(qū)奧陶系油氣成藏更加復雜。

2.2.1 儲層瀝青的分布及成因

GC4 井一間房組—鷹山組上段以及蓬萊壩組，均發(fā)育有百余米厚的瀝青古油藏；GC6 井鷹山組下段白云巖不僅形成高產(chǎn)氣藏，而且發(fā)育殘余固體瀝青。研究區(qū)儲層瀝青廣泛分布于奧陶系碳酸鹽巖儲層的溶蝕孔洞(圖3a)、縫合線及構(gòu)造裂縫(圖3b)、晶間（溶）孔(圖3c)、鑄模(生物體腔)孔(圖3d)，呈條帶狀、粒狀、脈狀或塊狀等他形充填。

圖3 古城地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲層中的瀝青產(chǎn)狀及硅質(zhì)熱液交代Fig. 3 Occurrence of bitumen and metasomatism of siliceous hydrothermal in Ordovician carbonate reservoir in Gucheng area

儲層瀝青從成因角度講大致可以分為3 類：原油裂解成因的焦瀝青、生物降解瀝青以及沉淀瀝青質(zhì)［46］。不同成因的瀝青在形態(tài)和成熟度上存在顯著區(qū)別：焦瀝青由于受到高溫高壓的影響呈邊界輪廓較為清晰的多角狀，而生物降解瀝青以及沉淀瀝青質(zhì)常呈分散狀、邊界模糊、形態(tài)不規(guī)則［47］；焦瀝青的反射率遠遠高于沉淀瀝青質(zhì)和生物降解瀝青［48-49］，前者一般為4.0%～6.0%，而沉淀瀝青質(zhì)的反射率通常為0.5%～1.5%。

古城地區(qū)的儲層固體瀝青是原生油藏受巖漿熱液活動影響而發(fā)生大規(guī)模裂解形成的焦瀝青。無論是白云巖還是石灰?guī)r，其中的瀝青邊緣都較清晰、平直，呈形態(tài)規(guī)則的多邊形，瀝青表面氣泡孔發(fā)育(圖3a—3c)，說明古油藏曾經(jīng)歷過高溫烘烤，表現(xiàn)出典型的焦瀝青特征；固體瀝青反射率較高，為3.94%～7.75%，而且同一樣品測得的反射率值差異較大，瀝青各向異性較強，反映其遭受了較強的高熱演化作用。熱液流體沿斷裂以及裂縫活動的過程中,隨著溫度、壓力條件的改變以及與圍巖的相互作用,往往會沉淀出一些特殊的礦物如石英、黃鐵礦、螢石以及瀝青(主要為焦瀝青)等［33-34］。此外，硅質(zhì)熱液交代與充填的發(fā)育(圖3e，3f)，也反映了熱液蝕變的程度。

2.2.2 流體包裹體特征

古城地區(qū)奧陶系儲層中包裹體主要賦存于方解石脈、粒狀方解石、結(jié)晶石英加大邊之中,它們主要形成于成巖中晚期。觀測發(fā)現(xiàn)流體包裹體主要有5 種類型：固體瀝青包裹體、含烴鹽水包裹體、鹽水兩相包裹體、氣液兩相包裹體及氣態(tài)烴包裹體。瀝青包裹體主要由液態(tài)烴包裹體演化而來，液態(tài)烴包裹體經(jīng)歷高溫，重烴裂解導致內(nèi)壓增大發(fā)生爆裂，包裹體中輕烴組分逸散、殘留瀝青而形成瀝青包裹體，可作為經(jīng)歷過原油充注的直接證據(jù)。氣態(tài)烴包裹體和氣液兩相包裹體可能為原油裂解時捕獲的裂解氣，也不排除后期天然氣充注的可能性。

對古城地區(qū)烴類流體包裹體及與其共生的鹽水包裹體進行鑒定、顯微測溫等，結(jié)果見表1。GC4井方解石脈中與氣態(tài)烴包裹體相伴生的鹽水包裹體均一溫度最大可達210℃（表1），遠高于正常地層埋藏溫度，表明沉淀方解石脈的流體溫度要高于圍巖地層的溫度，此種類型的流體是典型的深部熱液流體。有學者從方解石形成溫度高于地層埋藏溫度的角度證實了塔里木盆地下古生界熱液流體活動的存在［35-37］。

結(jié)合埋藏熱演化史可知，曾經(jīng)歷的異常熱事件（二疊紀后構(gòu)造熱事件）是導致奧陶系油藏被破壞的原因。綜合分析GC6 井埋藏熱演化史可知，雖然經(jīng)歷了二疊紀后構(gòu)造熱事件，但沒達到油氣藏破壞的溫度下限。GC6 井包裹體測溫表明，與烴類流體包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度分布范圍較廣,在116～185℃之間（表1）,統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)均一溫度存在3個明顯的主峰。結(jié)合顯微鏡下包裹體相態(tài)特征等資料分析,應存在3 期烴類流體注入：①第1 期包裹體主要賦存于早期縫洞中充填的方解石、方解石脈中，只發(fā)育鹽水包裹體或固體瀝青包裹體，形態(tài)不規(guī)則，具淡藍色熒光，均一溫度介于116～123℃，平均為118℃,其形成時間為奧陶紀晚期,說明液態(tài)烴運移和聚集形成古油藏。②第2期包裹體主要賦存于晚期孔洞中充填的方解石、方解石脈以及溶洞石英晶體中,發(fā)育氣態(tài)烴包裹體和液態(tài)烴包裹體，形態(tài)呈橢圓形、長方形、圓形，同期鹽水包裹體均一溫度介于140～163℃，平均為152℃，其形成時間為海西期晚期，說明圈閉液態(tài)烴裂解進入氣態(tài)烴演化階段,原油裂解成氣與殘留瀝青。③第3期包裹體主要賦存于方解石脈以及重結(jié)晶石英加大邊中，微裂隙中主要發(fā)育氣態(tài)烴包裹體群，液態(tài)烴包裹體幾乎不發(fā)育，氣液兩相包裹體呈長方形、橢圓形、圓形和不規(guī)則形等形態(tài)分布，均一溫度介于167～185℃，平均為171℃，其形成時間為印支期—燕山期，說明古油藏已經(jīng)大規(guī)模裂解。

表1 古城地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖縫洞充填礦物中流體包裹體特征Table 1 Characteristics of fluid inclusions of Ordovician carbonate reservoir in Gucheng area

此外，GC4 井和GC6 井的氣體均為干燥系數(shù)較高的原油裂解氣，CO2含量高，而分散于泥巖中的液態(tài)烴伴生氣為濕氣，CO2含量低［50］。這從另一方面說明，受巖漿熱液活動的影響，加里東期—早海西期原生油藏發(fā)生了大規(guī)模裂解，形成原油裂解氣藏及殘留古油藏。

2.2.3 古構(gòu)造-熱流體作用的非均一性

前已述及，古城地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲層的粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和晶間（溶）孔多被瀝青侵染，這些瀝青降低了儲層的有效孔隙度，并對孔隙有較強的堵塞作用，降低了流體滲透性能。這反映了研究區(qū)早期曾經(jīng)大規(guī)模形成油藏，而后期較高的熱演化程度使得油藏中的大量液態(tài)烴裂解形成氣藏后殘留瀝青在原地，也使得曾經(jīng)大范圍發(fā)育的礁灘和白云巖基質(zhì)孔隙性儲層孔滲降低。

鷹山組下段的白云巖是目前研究區(qū)奧陶系天然氣的主要儲集巖，灘相白云巖儲層具有較強的宏觀、微觀非均質(zhì)性。從宏觀上看，鷹山組下段白云巖儲層縱橫向發(fā)育不均，主要沿斷裂、不整合面及滲透性灘體分布。從微觀上看，白云巖溶蝕孔洞具有較強的非均質(zhì)性，CT 掃描表明孔（洞）大小不均，中細喉，喉道半徑不均，局部連通性較好。溶蝕孔洞中有不同程度的石英、白云石、方解石等膠結(jié)充填物。深部熱液流體沿斷裂（孔洞縫系統(tǒng)）向上運移，有對斷裂孔洞縫儲集系統(tǒng)的充填破壞作用，也有建設(shè)性的擴大溶蝕作用。關(guān)于擴溶與膠結(jié)的對立統(tǒng)一以及分布發(fā)育機理問題仍然有待厘定。

3 油氣成藏模式與有利區(qū)帶預測

3.1 油氣成藏模式

古城地區(qū)奧陶紀繼承性古隆起總體呈現(xiàn)為臺盆相間的古地理格局，鄰近主力烴源巖，具有“盆生臺儲”的生烴與成藏特點，吐木休克組泥灰?guī)r、瘤狀灰?guī)r和卻爾卻克組超千米厚的泥巖、粉砂巖可作區(qū)域蓋層，奧陶系致密灰?guī)r和泥灰?guī)r可作為臺緣礁灘體巖溶儲層的直接蓋層，生儲蓋組合條件良好，是油氣運聚的有利指向區(qū)。根據(jù)盆地構(gòu)造演化的階段性，結(jié)合地層埋藏史、熱演化史模擬及油氣成藏主控因素分析成果，可將古城地區(qū)油氣藏的形成與演化分為3個階段（圖4）。

（1）原生油藏形成階段（圖4c）。加里東期—早海西期，克拉通盆地中—晚奧陶世沉積中心位于滿加爾凹陷以東廣大地區(qū)，沉積厚度最大超過6 000 m。此時盆地處于“熱盆”發(fā)展階段，保持了（3.0～3.5）℃/100 m 的高地溫梯度，凹陷深處寒武系烴源巖快速成熟，Ro達到1.5%～3.0%，因此形成塔東地區(qū)最早一期的寒武系有效烴源灶，這是古油氣藏形成的最早時期。塔東地區(qū)寒武系—奧陶系兩套烴源巖持續(xù)生烴至海西晚期，側(cè)向上有黑土凹組烴源巖輸導供烴，垂向上有下伏寒武系烴源巖沿垂向斷裂系統(tǒng)和側(cè)向不整合面向上供烴，烴源條件優(yōu)越；烴類主要富集在古隆起構(gòu)造高部位的鷹山組下段—蓬萊壩組緩坡臺地巖溶-白云巖儲層，以及一間房組和鷹山組上段臺緣帶的巖溶礁灘儲層，少量可富集在志留系碎屑巖中。

（2）原生油藏破壞、裂解階段（圖4b）。晚海西期，滿加爾凹陷持續(xù)沉降，早期烴源灶中心成為過成熟烴源巖分布區(qū)，周緣隆起區(qū)繼續(xù)演化成為高成熟區(qū)。這一時期，隆起區(qū)下古生界古油藏大規(guī)模形成：原生油藏因海西末期的巖漿熱液活動發(fā)生裂解，形成原油裂解氣藏及殘留古油藏（或瀝青）。二疊紀末區(qū)域火成巖侵入活動，發(fā)生高溫熱事件，部分靠近火成巖體的原生油藏（如GC4 井奧陶系）遭受高溫烘烤而被破壞，迄今只殘留大量干瀝青；稍遠部位的GC6 井，原油已裂解成天然氣，仍具有工業(yè)價值。據(jù)此預測向北遠離火成巖侵入體的部位，高溫影響逐漸減弱，可能仍保留原生油藏。

（3）氣藏調(diào)整、破壞、再形成階段（圖4a）。三疊紀以后古城地區(qū)構(gòu)造總體較穩(wěn)定，僅在圈閉翼部發(fā)育幾條規(guī)模較小的斷層，斷距小，向上消失在中—上奧陶統(tǒng)砂泥巖地層中，未斷至石炭系底界，故沒有影響到圈閉的完整性，保存條件良好。滿加爾凹陷早期供烴中心的寒武系—奧陶系烴源巖由于長期持續(xù)演化已進入生烴枯竭階段，周緣地區(qū)寒武系烴源巖受中新生代的持續(xù)沉積以及地溫升高的影響，部分原油發(fā)生裂解轉(zhuǎn)化為天然氣，形成凝析油氣藏。喜馬拉雅期烴源巖殘留分散的有機質(zhì)規(guī)模生氣，主要富集在與喜馬拉雅期相關(guān)的圈閉中。

3.2 有利勘探領(lǐng)域及方向

古油藏原油裂解氣是深層天然氣生成的一種重要途徑［50-52］，也是中國高—過成熟海相碳酸鹽巖儲層天然氣勘探的主力對象。古城地區(qū)油氣成藏主控因素分析及油氣成藏演化模式表明，二疊紀末原油大規(guī)模裂解為焦瀝青和天然氣。古城地區(qū)奧陶系的油氣勘探可遵循以下原則：在坳陷周緣遠離侵入巖體的一間房組—鷹山組上段巖溶礁灘儲層尋找加里東期—早海西期原生油藏；在古油藏及周緣的蓬萊壩組—鷹山組下段巖溶-白云巖儲層尋找晚海西期原油裂解氣藏。而源內(nèi)分散液態(tài)烴在高—過成熟階段大規(guī)模裂解生氣可為喜馬拉雅期圈閉提供氣源。因此，生儲蓋組合條件良好、斷裂和巖漿侵入影響較小的古城低凸起西部、北部，是油氣運聚的有利區(qū)，是未來奧陶系勘探的主要方向。

4 結(jié)論與建議

（1）古構(gòu)造-流體作用是控制古城地區(qū)下奧陶統(tǒng)鷹山組下段—蓬萊壩組灘相白云巖儲層發(fā)育及油氣聚集成藏的重要因素。儲層瀝青的分布及成因、儲層流體包裹體均一溫度等均表明二疊紀后的構(gòu)造熱事件對油氣成藏起到關(guān)鍵的調(diào)整改造作用。

（2）古城地區(qū)奧陶系油氣藏的形成與演化經(jīng)歷了原生油藏形成，古油藏破壞裂解生氣，以及氣藏調(diào)整、破壞、再形成等3 個階段，并具有多期演化的油氣成藏模式。

（3）古城地區(qū)奧陶系天然氣資源豐富，目前探井主要集中在古城低凸起中部壘帶的局限范圍內(nèi)。針對古城地區(qū)優(yōu)質(zhì)儲層橫向相變較快、儲層宏觀非均質(zhì)性較強的突出問題，今后應加強古構(gòu)造-熱流體作用下儲層孔隙的形成與保存（溶蝕與沉淀）定量機理研究，以明確優(yōu)質(zhì)儲層的分布規(guī)律及規(guī)模性。針對中—低孔滲白云巖儲層，建議開展地質(zhì)-地震儲層預測攻關(guān)，并向范圍更加廣闊、成藏條件更佳的古城低凸起西部、北部繼續(xù)探索。