碳酸盐岩油藏最突出的问题是极强的非均质性和双孔隙网络特征。塔河油田奥陶系碳酸盐岩属于该特殊类型油藏。它是经多期构造破裂与古风化岩溶共同作用形成的、以灰岩岩溶为主控因素、以储集体控藏和缝洞系统控藏为主的溶洞—裂缝型复杂油气藏，表现为其不规则形态和不均匀分布、裂缝溶洞发育不均一、储层非均质性极强等特点，认识和评价该类储层属世界性难题。 笔者力求充分利用各种开发生产的动态信息，探索研究和评价储层特征的方法及思路，主要研究成果如下： (1)结合塔河油田动静态分析和实践，将缝洞型碳酸盐岩油藏划分为三类组合模型：缝—洞系统、双裂缝系统和缝孔系统。提出利用双重孔隙模型、双渗透率模型和三重介质模型代表其渗流模型，并对渗流力学方程进行了部分解析。 (2)系统分析研究了缝洞型各类储层介质模型的试井曲线形态特征，对影响曲线形态的储层因素进行了分析。充分利用动态资料和静态资料，结合塔河油田碳酸盐岩储层特征，开展典型探井的试井分析研究，将碳酸盐岩缝洞型油藏试井曲线划分为7大类：均质储层油藏、双孔介质油藏(包括孔隙—裂缝介质油藏、裂缝—孔隙介质油藏)、垂直导流型油藏、复合油藏、低渗型油藏、双渗介质油藏和三重介质油藏。为了解储层非均质性和为油藏工程研究提供合理的参数奠定基础。利用试井资料解释碳酸盐岩储层参数，对塔河油田部分开发井储层非均质性进行了评价及开发效果预测。 (3)利用开发井生产数据研究储层非均质性。油气从地层向井筒的动态渗流过程，直接受储层各向异性影响。对油藏进行年度、月产量、日产量、油压含水率等参数统计，利用人工神经网络方法分析缝洞型油藏系统的非均质特征。分析该油藏的主要渗流方向，指导油气藏下一步开发和部署。 (4)通过不同技术手段，研究油藏的压力系统，获得较为合理而准确的原始地层压力。首次提出利用地层压力变化法、类干扰试井法、井间干扰试井法等，研究油藏流体的井间连通性，为塔河油田复杂缝洞型单元划分提供技术方法和研究思路。 (5)利用动静态资料，针对影响碳酸盐岩油藏开发的因素(储层因素和开发因素)，以双重介质模型开展油藏机理数值模拟。其中，地质因素包括岩石的润湿性、毛管力、裂缝渗透率及裂缝密度等；开发因素包括采油速度、生产压差、射开程度等。在机理模拟的基础上，分析研究了塔河油田奥陶系油藏储层与开发动态的关系、含水上升规律和驱油机理等。