白家海凸起位于准噶尔盆地腹部，为一SW向倾伏的鼻状凸起，是新疆石油分公司彩南油田作业区重要的勘探开发区块。该凸起构造高部位（彩9—彩10井区）西山窑组一段发育大型构造岩性油藏，储层总体表现为中孔、低渗（孔隙度平均值为14.6%，渗透率平均值为2.81×10-3μm2）的特点。目前该区块已进入高含水阶段的开发中后期；但因储层低渗的地质成因与优质储层分布的认识不清，导致了开发中难于理清油水分布规律，在压裂开发的增产措施中出现高含水，注采矛盾突出，制约了该油田高效开发。论文以层序地层学与储层沉积学理论指导，从岩心描述与测井资料的分析入手，结合地震与生产动态资料，系统开展了工区层序地层格架、构造特征、古地理背景、沉积相展布以及储层成岩作用等方面的研究；并结合典型井生产历史，深入分析了储层低渗的主要地质成因，预测了优质储层的分布，为该油区后续开发调整与滚动勘探开发的评价提供了可靠的地质依据。论文主要创新点与结论如下：（1）通过井震结合再现古地貌的研究，表明西山窑沉积时研究区为一SW向的宽缓型单斜，受北部与北东向沉积物源影响，区内发育了东（彩10井区）、西（彩9井区）两大沉积体系。西部为2个朵叶状三角洲，多以厚层砂体叠加连片分布为特点，单井平均累积厚度为23.1m左右，测井曲线常呈箱状，为多期水下分流河道和河口坝叠置而成；而东部为4个鸟足状三角洲，中－薄层砂体发育，砂体常呈孤立分布特征，单井平均累积厚度为10.3m左右，测井曲线多为钟型，主要由水下分流河道形成。（2）研究区西一段低渗储层的地质成因主要有三个方面，一为粒度细（均值3Φ）、塑性火山岩岩屑含量高（平均含量为17%），致使孔隙喉道的压实率明显大于孔隙部位；二为高岭石胶结物堵塞喉道明显；三是早成岩阶段，上覆煤层所产生的酸性水溶液加速了硅酸盐矿物和方解石矿物的溶解；由于这三个方面的综合影响，导致砂岩储层喉道迅速变细（喉道半径范围为0~5μm），从而极大降低了储层的渗透率，形成了中孔低渗的特点。（3）优质储层主要受沉积时的水动力条件控制，尤其是地形平缓部分水动力较强的各类水道（主河道、水下分支河道），其塑性颗粒含量少，物性好，为I类储层；而地形略有转折的部位多形成河口坝，其沉积速度和塑性颗粒含量均大于河道，致使其物性也较河道要差可定为II类优质储层。（4）优质储层平面分布受砂体规模、沉积微相类型、有效储层厚度控制，将三种控制因素叠合分析，预测了其分布区域；西部优质储层平面展布方向与水下分流河道主流向一致，形态呈条带状；而东部呈孤立状。