吳嘉鵬， 程曉東， 范樂元， 韓桂芹， 戴婉薇， 李洋， 陳摯

(中國石油集團(tuán)測井有限公司國際公司， 北京 100101)

碳酸鹽巖儲層是重要的油氣儲層類型，全球油氣儲量中約38%來自碳酸鹽巖，大油氣田中碳酸鹽巖油氣約占60%[1]。碳酸鹽巖顆粒灘、生物礁及巖溶碳酸鹽巖等為碳酸鹽巖儲集層的主要類型，其中，碳酸鹽巖顆粒灘作為重要油氣儲層，受到石油地質(zhì)學(xué)家和沉積學(xué)家們長期關(guān)注[2]。碳酸鹽巖灘相油氣勘探工作取得了一系列重大進(jìn)展，先后在塔里木盆地奧陶系[2-3]、四川盆地震旦系-寒武系[4-5]、三疊系[6-7]、桑托斯盆地[8]及阿姆河盆地中上侏羅統(tǒng)卡洛夫-牛津階[9]等中外多個盆地發(fā)現(xiàn)大型油氣田。灘相儲層是濱里海盆地東緣目前已經(jīng)發(fā)現(xiàn)的肯基亞克、扎那若爾、北特魯瓦等一系列大型及特大型碳酸鹽巖油氣田的重要儲層[10]。隨著勘探工作向東南部甩開，勘探實踐中發(fā)現(xiàn)，中區(qū)塊東南部主要目的層系石炭系KT-Ⅱ灘相儲層儲集空間展布復(fù)雜、非均質(zhì)性強(qiáng)，解釋油層單層有效厚度薄。前人通過盆地東緣中區(qū)塊碳酸鹽巖儲層評價[11-14]、控制因素[12，15-16]等相關(guān)工作，認(rèn)為主要發(fā)育孔隙型、裂縫-孔隙型等類型的儲層，儲層發(fā)育受沉積相、層序、古地貌等影響；儲層預(yù)測方面，陳志剛等[17]利用濱里海盆地中區(qū)塊寬頻地震資料進(jìn)行分頻反演，反演結(jié)果縱向分辨率高，儲層預(yù)測符合率高；楊峰等[18]利用濱里海盆地東緣B區(qū)塊寬頻帶地震資料，開展碳酸鹽巖疊前儲層預(yù)測研究，改善儲層橫向識別能力。前人對于儲層預(yù)測方面的研究，多基于“兩寬一高”高品質(zhì)地震資料，目前基于常規(guī)地震資料對于薄儲層預(yù)測方法的研究，未見報道。

利用濱里海盆地東緣前期勘探實踐中獲取的巖心、薄片、測井、地震、分析化驗等資料，在KT-Ⅱ灘相儲層評價研究基礎(chǔ)上，確定儲集空間類型及有效儲層下限；井震結(jié)合，確定灘相儲層地震反射特征，采用灘相薄儲層多屬性優(yōu)選聚類，定性確定灘相儲層平面展布范圍；最后，采用基于馬爾科夫鏈-蒙特卡洛(Markov chain-Monte Carlo，MCMC)算法的高分辨率地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演方法，預(yù)測薄儲層展布，并利用有效儲層下限、云變換與地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)協(xié)模擬，預(yù)測刻畫有效灘相薄儲層分布，指導(dǎo)勘探實踐并指出下一步勘探有利區(qū)域。

1 地質(zhì)概況

濱里海盆地位于東歐克拉通東南部，面積約50×104km2，整體呈橢圓狀。盆地的西部和北部均與俄羅斯地臺相鄰，東南部和西南部邊界分別為南恩巴褶皺帶、卡爾平褶皺帶，東部邊界為烏拉爾褶皺帶的南端。盆地內(nèi)部可劃分為4個次一級構(gòu)造單位，分別是北部-西北部斷階帶、中央坳陷帶、南部隆起帶和東部隆起帶[19-21](圖1)。

研究區(qū)位于濱里海盆地東部隆起帶的延別克-扎爾卡梅斯隆起帶，該隆起為一基巖隆起帶，自早石炭世開始由陸緣碎屑陸棚逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)樘妓猁}巖臺地，至石炭紀(jì)末，沉積了逾千米的碳酸鹽巖[10,22]。石炭紀(jì)經(jīng)歷了2次大的海平面升降過程，構(gòu)成了2個大的陸棚相-碳酸鹽巖臺地相沉積旋回[23]，下部沉積旋回為謝爾霍夫階-巴什基爾階碳酸鹽巖建造，簡稱為KT-Ⅱ?qū)?，縱向上分為Г、Д共2個油層組。KT-Ⅱ?qū)右蚤_闊臺地沉積占主導(dǎo)地位，主要沉積臺內(nèi)灘、灘間洼地、瀉湖、潮坪、潮汐水道等沉積微相[24-25]，其中開闊臺地的灘相儲層是研究區(qū)重點鉆探目標(biāo)。

考慮實際鉆探情況，本次研究主要目的層為KT-Ⅱ?qū)拥魔び蛯咏M，自上至下可分為Г1～Г6共6個油層。三維工區(qū)覆蓋面積約400 km2，地震資料主頻為25 Hz左右，已鉆井6口，新鉆井1口。下部Г5、Г6灘相灰?guī)r儲層厚度大，單層最大厚度30 m，但多含水。上部Г1～Г4層儲層，富含油氣，但單層儲層厚度薄，最小0.5 m，一般1～5 m。

2 灘相儲層評價

2.1 儲集空間類型

KT-Ⅱ儲層以開闊臺地相沉積為主，巖性主要為質(zhì)純、泥質(zhì)含量低的顆?；?guī)r，以粒屑結(jié)構(gòu)為主，泥晶結(jié)構(gòu)較少，粒屑中生物碎屑占優(yōu)勢，泥質(zhì)含量少。常見巖石類型主要為亮晶生屑灰?guī)r、藻粒生屑灰?guī)r、亮晶生屑砂屑灰?guī)r等，少見亮晶鮞?；?guī)r。大部分灘體沉積時水體能量強(qiáng)，膠結(jié)物以亮晶膠結(jié)物為主；少量低能灘體沉積，顆粒之間為泥晶方解石膠結(jié)。依據(jù)主要顆粒類型的不同，臺內(nèi)灘可劃分為生屑灘、藻屑灘、砂屑灘、鮞粒灘等。垂向上，KT-Ⅱ?qū)缨び蛯咏M下部(Г4～Г6)發(fā)育部分砂屑灘及少量鮞粒灘沉積，Г油層組上部(Г1～Г3)主要為藻屑灘、生屑灘，反映研究區(qū)KT-Ⅱ沉積時期，海平面整體上升，水動力相對變?nèi)鮗21-22,24-25]。

由研究區(qū)薄片資料及巖心觀察分析數(shù)據(jù)可知，KT-Ⅱ臺內(nèi)灘儲層儲集空間主要包括原生粒間孔，以及次生的粒間溶孔、微裂縫、鑄?？椎?圖2)。其中粒間溶孔、晶間溶孔為主要儲集空間，而構(gòu)造縫、溶縫等微裂縫，可改善儲集空間連通性。剩余原生粒間孔整體不發(fā)育，偶見發(fā)育層段內(nèi)的分布也極不均勻，其孔徑普遍小于0.1 mm，少數(shù)達(dá)0.3 mm。此外，粒間孔之間的連通性往往較差，難以成為較好的儲集空間(圖2、圖3)。

(a)為X-6井,2 783.54 m,Г1油層 亮晶生屑藻?；?guī)r,粒間(溶)孔、粒內(nèi)孔；(b)為 X-5井：2 767.66 m， Г1油層 泥晶藻生屑灰?guī)r；(c)為X-1井：2 854.18 mГ2油層，亮晶綠藻灰?guī)r，粒間溶孔，可見少量粒內(nèi)孔；(d)為X-3井：2 817.23 m，Г2油層，泥晶生屑灰?guī)r；(e)為 X-2井：2 862.37 m，Г3油層，亮晶有孔蟲藻類灰?guī)r，粒間溶孔為主，少量體腔孔；(f)為X-2井：2 862.27 m，Г3油層， 亮晶德文藻骨架灰?guī)r，粒間溶孔；(g)為X-6井：2 866.87 m，Г4油層，亮晶藻粒生屑灰?guī)r，粒間(溶)孔、粒內(nèi)孔；(h)為X-3井：2 858.13 m，Г4油層，亮晶藻團(tuán)塊鮞?；?guī)r；(i)為X-1井：2 988.71 m，Г5油層，含白云巖亮晶綠藻孔蟲灰?guī)r，粒間溶孔、粒間孔，少量粒內(nèi)孔；(j)為X-3井：2 922.02 m，Г5油層，亮晶砂屑有孔蟲灰?guī)r，粒間(溶)孔、晶間孔；(k)為X-1井，2 992.3 m，Г6油層，亮晶藻類孔蟲灰?guī)r，粒間孔、體腔孔，見溶洞；(l)為X-1井：2 992.93 m，Г6油層，亮晶砂屑灰?guī)r，粒間(溶)孔、粒內(nèi)孔圖2 臺內(nèi)灘巖性及孔隙特征Fig.2 Lithology and pore characteristics of inner shoal

圖3 巖石儲集空間統(tǒng)計柱狀圖Fig.3 Statistical histogram of rock reservoir space

2.2 儲層分類

在儲集空間類型及組合研究的基礎(chǔ)上，將研究區(qū)灘相儲層劃分為孔隙型、裂縫孔隙型、孔洞縫型，這與前人在鄰區(qū)的研究結(jié)論一致[11,15-16,28]?？偨Y(jié)研究區(qū)內(nèi)灘相儲層孔隙特征(圖2)、儲集空間統(tǒng)計(圖3)以及儲層分類等，可知研究區(qū)內(nèi)主要的儲層類型為孔隙型，孔洞縫型及裂縫孔隙型儲層較為少見，但由于裂縫、孔洞的溝通作用，孔滲性較好。

圖4 壓汞法儲層分類Fig.4 Mercury injection reservoir classification

利用壓汞法毛管壓力曲線(圖4)、孔滲交會圖(圖5)等可知，儲層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，儲層孔喉變化較大，據(jù)此將研究區(qū)內(nèi)儲層分為3個等級(表1)。其中好儲層主要的儲層類型為孔隙型、裂縫孔隙型及孔洞縫型。由毛管壓力曲線可知，進(jìn)汞飽和度高，另外孔隙度高，多大于7%，粒間溶孔和晶間溶孔發(fā)育，其中溶蝕縫洞起了很好的溝通作用(表1，圖4～圖6)。差儲層主要為孔隙型及裂縫孔隙型儲層，孔隙發(fā)育較差，晶間溶孔、粒內(nèi)溶孔、粒內(nèi)孔等分布不均勻，進(jìn)汞飽和度介于35%～60%，孔隙度4%～7%(表1，圖4～圖6)。非儲層主要為孔隙型儲層，進(jìn)汞飽和度低，孔隙度低于4%，孔隙不發(fā)育(圖4～圖6)。

表1 儲層分類方案Table 1 Reservoir classification scheme

圖5 不同類型儲層孔滲交會圖Fig.5 Pore-permeability crossplot of different reservoirs

圖6 不同級別儲層典型薄片特征Fig.6 Typical thin section characteristics of different reservoirs

3 薄儲層預(yù)測

結(jié)合測井分析及地震反射資料等，分析灘相儲層的地震反射特征，采用定性多屬性聚類分析的方法，確定灘相儲層的平面展布范圍?？v向上采用地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演，通過利用概率密度函數(shù)分析、變差函數(shù)分析、馬爾科夫鏈-蒙特卡洛模擬與反演實現(xiàn)地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演，刻畫薄儲層。

3.1 多屬性融合薄儲層預(yù)測

3.1.1 灘相儲層地震反射特征

在地震資料上，KT-Ⅱ開闊臺地灘相基本表現(xiàn)為連續(xù)中弱振幅反射，頻率相對較低，內(nèi)部可見灘體遷移形成側(cè)積現(xiàn)象。臺內(nèi)灘地震反射典型剖面如圖7所示。與常見的生物礁向上凸起的丘形反射特征不同，灘相沒有像周緣地層一樣出現(xiàn)明顯的地層增厚現(xiàn)象。其礁體內(nèi)部往往反射雜亂、成層性差，兩翼多存在地層超覆現(xiàn)象；而灘相沉積連續(xù)性相對較好，但因為整體沉積較純凈，地震反射頻率較低(圖7)。

3.1.2 多屬性聚類分析

由已鉆井測井及地震剖面分析可知，研究區(qū)內(nèi)灘體呈低頻、中弱振幅反射(圖7)。提取研究區(qū)目的層多種地震屬性，通過相關(guān)性分析以及灘體的地震反射特征，優(yōu)選出了均方根振幅、瞬時頻率、有效帶寬、半幅能量等4種屬性，分析灘體沉積展布特征[圖8(a)～圖8(d)]。結(jié)合灘體地震反射特征，利用優(yōu)選出的屬性進(jìn)行聚類分析，可能的礁灘體(白色)[圖8(e)]RMS振幅值小[圖8(a)]、頻率低[圖8(b)]、有效帶寬小[圖8(c)]、地層厚度異常[圖8(f)]。以上特征表明，其可能為內(nèi)部反射特征相似但與周圍圍巖相區(qū)別的礁灘體沉積[圖8(e)]。

3.2 地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演薄儲層預(yù)測

3.2.1 資料準(zhǔn)備

首先，進(jìn)行測井資料標(biāo)準(zhǔn)化。對中區(qū)塊東南部研究區(qū)內(nèi)測井曲線做標(biāo)準(zhǔn)化處理，消除奇異值、隨機(jī)噪聲、環(huán)境影響和系統(tǒng)誤差，使測井曲線在橫向上具有可比性，提高初始模型橫向上的可信度。其次，以研究區(qū)三維地震KT-Ⅱ?qū)痈饔蛯咏忉寣游粸榛A(chǔ)，建立高質(zhì)量低頻模型，以實現(xiàn)高分辨率的地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演。

利用測井儲層評價結(jié)果，按照孔隙度大于4%劃分為儲層和非儲層，非儲層分為致密灰?guī)r與泥巖，其中定義泥巖為泥質(zhì)含量大于20%的非儲層，并計算巖性曲線。碳酸鹽巖儲層與致密灰?guī)r層相對比，具有“三低一高”的特點，即：低電阻、低自然伽瑪、低中密度和高聲波時差(圖7、圖9)。多井測井統(tǒng)計分析表明，波阻抗屬性對該區(qū)的儲層和圍巖具有一定的敏感性，并且波阻抗與儲層孔隙度具有很好的云變換相關(guān)關(guān)系(圖9)，這為接下來的儲層預(yù)測以及波阻抗與孔隙度協(xié)模擬奠定了很好的基礎(chǔ)，滿足精細(xì)預(yù)測的條件。

最后，結(jié)合巖石物理分析結(jié)果，采用稀疏脈沖波阻抗反演方法初步反演，了解波阻抗的大致分布特征，對巖性體平面展布、垂向比例總體把握，用于變差函數(shù)求取及地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演質(zhì)控。

圖9 不同巖性縱波阻抗及其與孔隙度關(guān)系Fig.9 Crossplot of P-wave impedance and porosity of different lithologies

3.2.2 參數(shù)分析與反演模擬實現(xiàn)

地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演參數(shù)主要為概率密度函數(shù)和變差函數(shù)[29]，概率密度函數(shù)描述儲層在空間的概率分布情況，變差函數(shù)描述儲層的空間展布特征隨距離的變化情況。研究區(qū)經(jīng)過變差函數(shù)分析可知，碳酸鹽巖薄層儲層橫向變化快、非均質(zhì)性強(qiáng)、數(shù)據(jù)空間相關(guān)性范圍較小。這些參數(shù)很難直接從測井資料和地震資料上直接判斷，要通過地球物理統(tǒng)計分析、與稀疏脈沖反演結(jié)果的比對，以及整個研究區(qū)地質(zhì)認(rèn)識來綜合優(yōu)化選取，并且經(jīng)過無井、盲井檢驗等多次的模擬實驗來進(jìn)行優(yōu)化確定最終的反演參數(shù)。參數(shù)確定之后，根據(jù)測井分析結(jié)果，利用馬爾科夫鏈-蒙特卡洛算法的隨機(jī)地震反演獲得波阻抗和巖性預(yù)測結(jié)果[圖10(a)]。分不同巖性統(tǒng)計對應(yīng)的波阻抗概率密度函數(shù)和變差函數(shù)在此基礎(chǔ)上，再通過云變換分析不同巖性波阻抗和孔隙度的關(guān)系，結(jié)合地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)協(xié)模擬預(yù)測儲層孔隙度[圖10(b)]。

3.3 薄儲層預(yù)測效果與應(yīng)用

3.3.1 剖面特征

對比稀疏脈沖反演、基于模型反演及地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演等不同反演方法，可以發(fā)現(xiàn)三種反演方法的結(jié)果低頻趨勢一致，稀疏脈沖反演剖面忠實于原始地震資料，橫向變化自然，井點處波阻抗的縱向變化趨勢與測井曲線基本一致，但分辨率低，缺少薄層信息；基于模型的反演波阻抗剖面，井點處薄層的波阻抗對應(yīng)關(guān)系較好，但往往模型化較重，橫向變化趨勢變化不合理，不能真實反映碳酸鹽巖儲層非均質(zhì)性變化特征。

與前兩種方法對比，地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演的結(jié)果的分辨率明顯得到提高，含有豐富的儲層細(xì)節(jié)信息，對于X-5井、X-6井的薄儲層均有明顯響應(yīng)，與已鉆井測井資料吻合，橫向上變化自然，剖面地質(zhì)信息豐富，能夠較好地反映非均質(zhì)儲層波阻抗變化特征(圖10)。而且，地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演剖面上，整個KT-Ⅱ?qū)缨び蛯咏M垂向變化明顯，下部儲層較為發(fā)育，整體上部小層泥質(zhì)含量重、儲層厚度薄、儲層較為不發(fā)育，越靠近KT-Ⅱ頂面，儲層越零散，厚度越薄(圖10)，這與研究區(qū)之前的地質(zhì)認(rèn)識相吻合[21-22,24-25]。這說明，基于馬爾科夫鏈-蒙特卡洛算法(MCMC)的地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演方法，將傳統(tǒng)地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)的高斯隨機(jī)空間概念和非線性最優(yōu)化求解的迭代過程有機(jī)的整合起來，在提高地震資料垂向分辨率的同時充分考慮地下地質(zhì)的隨機(jī)特性，使反演結(jié)果既忠實于地震又能夠符合實際地質(zhì)情況。

3.3.2 平面預(yù)測效果

利用研究區(qū)內(nèi)儲層與非儲層孔隙度4%的界限標(biāo)準(zhǔn)，地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演以及基于馬爾科夫鏈-蒙特卡洛算法(MCMC)的協(xié)模擬結(jié)果，對于研究區(qū)重點4個油層儲層平均孔隙度進(jìn)行了平面預(yù)測(圖11)。由預(yù)測平面圖可知，KT-Ⅱ各油層內(nèi)儲層平均孔隙度較低，有效儲層分布范圍局限且橫向變化較大?？偨Y(jié)有效儲層縱向發(fā)育規(guī)律可知，各油層主要有效儲層多分布于研究區(qū)東部，這也與KT-Ⅱ沉積時期研究區(qū)西高東低的地質(zhì)認(rèn)識[24-25]相吻合。

以KT-Ⅱ?qū)拥魔?油層為例，研究區(qū)東南側(cè)，Г2油層地層厚度局部增厚，反映碳酸鹽巖正向地形沉積[圖8(f)]。該區(qū)域與灘相多敏感屬性聚類分布區(qū)域[圖8(e)]，重合度較高，反映該區(qū)域內(nèi)灘相沉積厚度大，并且符合灘相沉積的地震反射特征，推測為灘相沉積發(fā)育區(qū)。將前期屬性聚類及儲層預(yù)測結(jié)果對比可知，Г2油層地層厚度[圖8(f)]、灘相多屬性聚類[圖8(e)]、儲層反演厚度[圖11(b)]等，可以很好地相互印證。上述認(rèn)識，與基于儲層分類及有效儲層認(rèn)識的地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)高分辨率反演結(jié)果相統(tǒng)一，由Г2油層反演儲層平均孔隙度平面圖[圖11(b)]可知，孔隙度大于4%的有效儲層多分布于研究區(qū)東側(cè)，尤其是東南側(cè)。

圖10 地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演剖面[剖面位置見圖8(f)]Fig.10 Geostatistical inversion profile [location is shown inFig.8(f)]

灘相儲層定性屬性聚類分析與地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)定量預(yù)測結(jié)果之間具有很好的對應(yīng)性、一致性，證明了從灘相儲層特征、儲層分類等地質(zhì)認(rèn)識出發(fā)，進(jìn)而進(jìn)行灘相儲層高分辨率地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演預(yù)測的技術(shù)可靠性。

3.3.3 勘探效果分析

結(jié)合屬性聚類分析及地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演結(jié)果，在濱里海盆地東緣中區(qū)塊東南部研究區(qū)內(nèi)，選擇Г1～Г4有效儲層疊合區(qū)域，并考慮構(gòu)造背景、儲層相變尖滅、多敏感屬性聚類分布區(qū)域及地層厚度異常區(qū)等多重因素，為了研究區(qū)甩開勘探，建議X-7風(fēng)險探井井位。預(yù)測結(jié)果表明，該井位處垂向多儲層疊加(圖10、圖12)，并有很好的儲層尖滅封堵條件(圖12)，疊加一定的鼻狀構(gòu)造背景，為一個有利的巖性目標(biāo)風(fēng)險勘探井位。

實鉆結(jié)果表明，所鉆X-7井灘相薄儲層發(fā)育，儲層預(yù)測結(jié)果符合率高(圖12)。在預(yù)測儲層發(fā)育的Γ1+2及Γ4油層，解釋Γ1+2油層薄儲層8.1 m/6層，測試日產(chǎn)油17.6 m3；解釋Γ4油層薄儲層1.8 m/2層，測試日產(chǎn)油6 m3，擴(kuò)大研究區(qū)內(nèi)含油面積，實現(xiàn)探區(qū)滾動擴(kuò)邊(圖12)。

此外，結(jié)合研究區(qū)鉆探及儲層預(yù)測結(jié)果，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)內(nèi)東南側(cè)，灘相儲層發(fā)育，并且位于構(gòu)造隆起區(qū)(圖8、圖11)，為油氣運移的有利指向區(qū)，是下一步滾動擴(kuò)邊勘探的有利區(qū)域。

4 結(jié)論

(1)濱里海盆地東緣中區(qū)塊東南部石炭系KT-Ⅱ含油層系主要為開闊臺地灘相儲層，劃分為孔隙型、裂縫-孔隙型及孔洞縫型3類，孔隙型為研究區(qū)主要的儲層類型，有效儲層的孔隙度下限為4%。

(2)灘相儲層表現(xiàn)為中弱振幅、低頻率等地震反射特征，優(yōu)選均方根振幅、瞬時頻率、有效帶寬等彼此不相關(guān)、能夠反映儲層信息的地震屬性，進(jìn)行敏感屬性融合，定性預(yù)測灘相薄儲層平面展布。

圖11 研究區(qū)不同油層儲層平均孔隙度預(yù)測平面圖(平面位置見圖1)Fig.11 Average porosity prediction plan of different reservoirs in the study area (location is shown inFig.1)

圖12 過X-7井儲層概率預(yù)測剖面[剖面位置見圖8(f)]Fig.12 Reservoir probability prediction profile of Well X-7 [location is shown inFig.8(f)]

(3)基于馬爾科夫鏈-蒙特卡洛算法(MCMC)的高分辨率地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)反演、云變換與地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)協(xié)模擬的方法，有效預(yù)測Γ1+2油層中8.1 m/6層的碳酸鹽巖灘相薄儲層，測試日產(chǎn)油17.6 m3，實鉆結(jié)果證明了整套研究方法的可靠性。預(yù)測結(jié)果表明，研究區(qū)東南部灘相儲層發(fā)育且垂向多層疊置，處于油氣運移指向區(qū)，且目前鉆井較少，是下一步滾動擴(kuò)邊勘探的有利區(qū)域。