本论文根据10区的北部具体情况，利用钻井、录井、取芯、试油、测井、开发动态等资料对单井剖面的储层和流体进行了识别，从单井剖面的油水关系进而延伸到连井剖面以及平面的油水关系，取得的主要成果如下：（1）塔河油田奥陶系油藏储集空间由洞穴、孔洞和裂缝组成，其中大型洞穴为主要储集空间，裂缝储集能力有限，起沟通作用。利用波阻抗反演技术和振幅变化率可以有效进行缝洞储集体预测。油井高产稳产的关键在于是否直接钻遇溶洞或者裂缝沟通洞穴系统，溶洞型储层发育主要受控于断裂与构造的发育程度以及深度的影响，溶洞型储层在纵向上表现为距侵蚀面越近越发育，平面上则以北西、北东向带状分布为主，发育部位多位于断裂带附近。（2）单井原始油水分布可以分为纯油剖面、油水共存剖面和纯水剖面三种。油井见水类型划分为含水快速上升型和含水缓慢上升型，所谓含水缓慢下降型实际上是钻井漏失液或者完井压裂液返排不彻底产出造成，不属于地层产水。油井见水原因主要有直接钻遇水体、酸压沟通水体和漏失液或者压裂液产出。缝洞单元内基本遵循油上水下的基本模式，但不同缝洞单元之间不存在统一的油水界面，油井投产后的油水关系与油藏原始油水分布及开发方式有关。（3）缝洞单元内部大多油水共存，油水分布主要受控于古岩溶侵蚀面和大断裂分布。研究表明10区北部缝洞储层中100m以内整体上油多水少，100m以外则水多油少，其中距侵蚀面0-80m以内油层占93%之多。另油体分布受大断裂主导，大块油体一般分布于大断裂发育和包夹区。断裂不发育区油体充注程度差，含油饱和度低，水体发育，开发中直接钻遇水体或者投产快速见水概率较大。