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本论文以非常规油气储层地质学、模糊数学等理论为指导,在大量岩心观察,薄片鉴定,扫描电镜、能谱分析、场发射扫描电镜以及普通压汞、恒速压汞实验的基础上,深入研究鄂尔多斯盆地西南部延长组致密储层的岩石学特征、微观储集空间、储集性能、致密化成岩作用及成藏与致密的耦合关系,在此基础上,探讨致密储层的控制因素,进而对本区致密储层进行模糊层次综合评价。取得了如下成果与认识:鄂尔多斯盆地延长组致密储层沉积相主要以三角洲前缘亚相及半深湖-深湖相为主,岩石学特征具有粒度较细、分选中等、磨圆差、杂基高的特点,云母含量较高,伊利石胶结含量突出,是本区致密储层的主要特点。致密储层的孔隙小、喉道细、物性较差。孔隙度分布范围为811%,平均孔隙度为8.22%;渗透率介于0.011×10-3μm2之间,平均渗透率为0.27×10-3μm2。致密油储层孔隙度与渗透率相关性较好。但在致密油储层埋藏与成岩过程中,渗透率与孔隙度的关系并非单一函数,致密油储层与常规储层的物性区别关键在于其在相近的孔隙度下,致密油储层的渗透率却大大低于常规储层,这是由于本区致密油储层的伊利石含量较高,伊利石在孔隙和喉道中呈毛发状搭桥胶结,严重堵塞孔隙和喉道,影响储层的渗流能力,储层渗透率在伊利石大量形成的时期内大幅度降低,而此时期,正是致密储层形成的关键。因此,致密油储层渗透率与孔隙度的研究具有同等重要的意义。致密储层物性表现与粒度粗细呈显著的正相关关系,粒度越大,物性表现越好。研究区平面上北部和西部的孔隙度和渗透率普遍偏高,这是由于平面上北部和西部以三角洲前缘相为主,沉积物粒度相对较粗,而南部、中部以湖泊相为主。干层与油层、油水同层在物性上差别并不明显,而决定致密储层为油层、干层或油水同层的因素主要体现在岩石微观特征、其距烃源岩的距离和储层中裂缝的疏导连通等方面,也与储层的致密与成藏时序关系有关。致密储层内,粒间溶孔、粒内溶孔、自生黏土晶间微孔常见,其中晶间微孔以伊利石、高岭石晶间微孔居多。晶间孔虽可作为有效的油气储集空间,但连通性较差。致密储层中溶蚀孔虽比较常见,但由于储层致密,渗流能力差,溶蚀作用范围并不大,溶蚀孔连通性差。致密油储层孔径多为微米级（>1μm）和纳米级（<1μm）,与常规储层相比,孔径明显偏小。致密储层孔喉配置的总体特征表现为:岩石喉道平均为0.08μm,分选较好,孔喉连通性较为理想。最大连通孔喉半径、中值半径、最大进汞饱和度与颗粒粒径正相关关系明显,细砂岩喉道峰值明显大于粉砂质细砂岩。应用相关分析、因子分析与聚类分析等方法,选取孔隙度、渗透率、排驱压力、最大孔喉半径等8个参数作为孔隙结构评价的指标,对致密储层孔隙结构进行划分,分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类。四类孔隙结构从孔隙度、渗透率、排驱压力、中值半径以及毛管压力曲线等特征均表现出不同的特点。鄂尔多斯盆地延长组致密油孔隙结构以Ⅰ类、Ⅱ类为主,Ⅲ类次之,Ⅳ类最少。在沉积粒度细、杂基含量高的原始沉积条件下,研究区致密化成岩作用以压实作用和胶结作用为主。压实作用表现尤为明显。致密油砂岩粒度细,杂基、云母含量丰富,受压实作用强烈,镜下压实作用现象表现为碎屑颗粒有定向排列趋势,颗粒接触以线接触为主,刚性颗粒可发生破裂,塑性岩屑、云母及粒间杂基受压实变形明显。压实作用使储层孔渗大幅度减小,并贯穿整个埋藏过程。胶结作用也是本区致密储层物性变差的重要原因,胶结作用中硅质胶结程度不高,碳酸盐胶结普遍发育,胶结类型以晚期含铁碳酸盐胶结为主;值得注意的是,本区致密储层中黏土矿物伊利石胶结非常常见,对渗透性影响尤为突出,其可使有效的大孔隙及喉道变成渗流能力较差的小孔隙及无效喉道,是本区致密储层渗流能力差的重要原因。通过对成岩作用及自生矿物的形成次序的论述及分析,结合矿物形成的环境及储层流体性质,综合各成岩作用特征,确定了研究区致密储层的成岩演化序列。根据本区致密储层胶结-溶解作用序列,将致密储层成岩过程划分为四个阶段,分别为:早期压实阶段;碱性胶结阶段;酸性溶蚀阶段以及铁方解石、铁白云石胶结阶段。针对这四个阶段,对致密储层的物性演化进行模拟。由于压实作用是致密储层孔隙度降低的最重要原因,故首先需对压实量进行分配。在计算出总压实量的基础上,根据各阶段对应埋藏深度的变化,按比例将压实量分配至早期压实阶段,碱性胶结阶段,酸性溶蚀阶段三个阶段中。根据计算,以上三个阶段压实损失孔隙度分别为18.39%,4.29%,6.74%。通过对胶结物的含量、溶孔面孔率和微孔面孔率等测试数据的统计,进行孔隙度演化定量模拟,估算各阶段末期储层孔隙度分别为19.01%,16.88%,13.42%,10.1%。由于致密储层在埋藏过程中,渗透率与孔隙度的关系并非单一函数,故建立不同时期孔渗相关模拟曲线,通过各阶段末期孔隙度估算渗透率的大小,计算结果分别为1.33×10-3μm2、0.43×10-3μm2、0.27×10-3μm2、0.152×10-3μm2。本区致密储层样品实测空气渗透率为0.18×10-3μm 2,拟合渗透率相对误差为16%。通过模拟结果可知:储层渗透率在碱性胶结阶段骤减,在酸性溶蚀阶段末期达到致密储层界限。通过储层致密史与埋藏史、生烃史的动态恢复,在储层达到致密界限之前,成熟油已开始充注;储层的致密化过程中,石油开始大规模充注成藏;但致密储层形成后,致密油充注并未立即停止。致密与成藏的耦合关系应为边成藏边致密,致密后继续成藏。基于对致密储层控制因素的分析,选取岩石学特征（Ⅰ）、孔隙特征（Ⅱ）、储层物性（Ⅲ）及孔隙结构（Ⅳ）4个一级指标延伸出的12个二级评价指标,对储层进行综合评价。应用层次分析法计算出,致密储层评价的一级主控因素由大到小依次为:储层物性>孔隙结构>孔隙特征>岩石学特征（0.4233>0.2705>0.1608>0.1453）。根据综合权重也可判断各二级指标对于总目标层的影响大小。其中孔隙度、渗透率、面孔率对于总目标层的影响最大。应用模糊数学方法,建立致密储层模糊层次综合评价模型,对研究区五个区块,分别进行各等级隶属度计算,根据最大隶属度原则,计算出每个区块的评价等级。优选出耿湾-环县地区作为致密储层综合评价的有利区,是进一步进行致密油勘探开发的首选地区。耿湾-环县地区岩性以长石岩屑细砂岩为主,分选好,杂基和云母含量中等,面孔率较高,均值为2.57%,岩心物性均显示出良好孔渗性,平均孔隙度达到11.42%,平均渗透率达0.35×10-3μm2;储集空间以粒间孔、溶孔为主,含少量微孔,孔隙及喉道较粗且连通性好,排驱压力小于3MPa,最大进汞饱和度均值大于70%,具有良好的储集性能,为优质致密储层。合水-塔儿湾地区和庆城-庆阳地区为次级有利区。以上工作可为研究区下一步的致密油勘探开发工作提供参考,具有重要的理论与现实意义。