近十年来,我国碳酸盐岩油气的勘探开发呈现快速发展态势,尤其是塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩缝洞油藏已经成为我国增储上产的重要基地之一。碳酸盐岩储层具有高度复杂性,塔里木盆地奥陶系古潜山缝洞油藏储层发育和油水分布的非均质性更是世界之最。塔里木盆地塔北隆起哈拉哈塘地区奥陶系由于现今构造位置低,埋深在6500～8000m,长期以来一直将其作为塔北隆起的-个次级凹陷单元,并认为是一个海相油气的生烃凹陷,制约了哈拉哈塘的油气勘探。本论文以哈拉哈塘地区奥陶系岩溶储层为研究对象,通过运用碳酸盐储层地质学、地震古地貌学等理论和技术方法,对哈拉哈塘地区奥陶系古岩溶储层古地貌、古水系和构造演化特征进行研究,查明该区古岩溶储层发育的主控因素,为找寻、预测古岩溶储层提供地质科学依据。在沉积相研究方面,通过区域构造演化背景分析表明,奥陶纪时期哈拉哈塘处于塔北古隆起的南斜坡区,所以其奥陶系沉积环境与塔北主体一致,为开阔台地相沉积,鹰山组时期发育台内滩,一间房组时期以台内滩为主局部发育点礁。通过钻探结果研究显示,奥陶系储层与含油气层段集中分布在一间房组与鹰山组上部。中奥陶统一间房组储层以亮晶砂屑灰岩、鲕粒灰岩、砂砾屑灰岩为特征。颗粒含量通常大于80%,粒间孔隙以亮晶方解石胶结为主。鹰山组基质孔隙欠发育,一间房组礁滩体储层较发育,以粒内溶孔、粒间溶孔、晶间溶孔和铸模孔为主。一间房组岩心孔隙度范围在0.27%～4.72%,平均值1.19%；渗透率变化在0.0017×10-3μ m2～320×10-3μ m2,平均值3.73×10-3μ m2。测井解释奥陶系一间房组-鹰山组孔隙度变化范围是0.117%～72.395%,平均值为1.42%：渗透率变化范围是0.001×10-3μ m2～25.004×10-3μ m2,平均值为1.56×10-3μm2。各井孔渗对比分析表明,横向上各井储层物性差异较大。通过对奥陶系鹰山组—一间房组储集空间类型研究,按形态及大小可划分为孔隙、孔洞、裂缝三大类。孔隙包括粒内溶孔、粒间溶孔、晶间溶孔和铸模孔等,孔径一般小于2mm。孔洞大小变化范围很大,部分孔洞的孔径可达数米,部分孔洞被方解石或泥质等充填或半充填。裂缝有构造缝、压溶缝及溶蚀缝等。哈拉哈塘地区受到多期构造运动作用,多期岩溶的叠加改造作用。而多期成因不同、多期改造及多期充填的古岩溶作用使得储层发育演化规律及成因相对复杂。而整个哈拉哈塘地区岩溶作用强度,最重要的是受控于古地貌背景,其次则是古水系分布、断裂分布、岩相这些因素。根据哈拉哈塘地区实际古地理环境与断裂分布特征,将该区分为不同的具有储层成因关联性的区域,分别对这些区域进行主控因素研究,具有必要性和实效性。综合哈拉哈塘地区断裂、岩相、古水系、岩溶作用类型、古地貌高低等条件,依据储层发育主控因素,进行哈拉哈塘主控因素带划分,将哈6工区划分为四块,分别为潜山地区的断裂古水系控制区、紧邻吐木休克组尖灭线以南的古水系控制区、南部的古水系岩相控制区和断裂岩相控制区。每个地区的储层主控因素不同,导致储层的类型、展布特征、发育规模和连通性存在明显的差异。