鄂尔多斯盆地延长组碎屑岩油气藏主要蕴藏于非构造及复合的低渗透砂岩圈闭中,勘探难度较大,储层砂体的精细对比、沉积体系的精细刻画与储层发育特征成为制约油气勘探的瓶颈,也是当前面临的急需解决的难题。由于受到多物源控制,储层特征纵横向差异较大,低渗透致密化特征明显,致密储层发育的控制因素、致密砂岩的致密化过程与油气富集的关系不清楚是延长组取得勘探进展的关键问题。本文通过以鄂尔多斯盆地西南部延长组长8油层组为研究对象,建立具鄂尔多斯盆地西南部延长组长8油层组特色的等时层序地层格架,揭示等时层序地层格架下的沉积微相构成、空间展布及沉积演化规律,建立研究区长8致密砂岩优势储集体预测模型,结合储层特征分析,提炼出研究区致密砂岩储层发育控制因素及其致密化机理,从而为低渗透致密砂岩储层优势储集体刻画与预测提供地质依据。本文取得的主要研究进展和认识如下：(1)建立了鄂尔多斯盆地西南部长8油层组的等时层序地层格架,认为其具有发育于类前陆式挠曲盆地构造背景下缓坡型层序构成样式特征。通过对研究区内的野外露头、测井曲线、钻井岩心、地震剖面的层序界面的识别,在延长组内部共识别出了一级层序界面2个(延长组底界、延长组顶界),主要为全盆范围内广泛分布的区域性古构造运动不整合面；二级层序界面1个(长6油层组底界),为坳陷级古构造运动面即构造演化阶段性应力转换面；三级层序界面2个(长8油层组底界面以及长3油层组底界面),主要对应于盆地内由于局部构造运移或由于沉积相转换面或区域性发育气候转换面。从而将延长组划分为4个三级层序。层序的形成主要受控于幕式的构造活动。长8油层组主要对应于长8-长7三级层序的低位体系域。在长8油层组内部进一步可识别出多个次级湖泛面,从而将其进一步划分为6个准层序组、15个准层序,自下而上总体可分为长82和长81两个大的演化旋回。层序地层格架内地层分布具有厚度稳定、易于对比的特征。其形成发育时期在研究区内具有坡缓水浅的特征,因此内部垂向上沉积充填无明显沉积环境变化。(2)综合利用碎屑岩物源区构造背景分析、轻矿物组合特征、阴极发光及稀土元素等手段对研究区物源体系特征及物源方向进行了恢复,认为研究区主要受到盆地西南缘隆起形成的物源体系控制,物源主要来自于盆地西南缘陇西古陆中-低级变质岩、酸性岩浆岩。研究区内长8油层组砂岩组分分布于Dikinson图版的再旋回造山带、切割岛弧、过渡弧来源区。阴极发光镜下石英以棕色、褐色为主,偶见发紫色光的石英；长石颗粒以发蓝色光的钾长石为主,次为发绿色光的斜长石及发红色光的钠长石,长石风化作用较强；见亮橙黄色方解石交代和胶结作用及少量红色白云石胶结物。稀土元素分配模式表现为轻稀土富集、重稀土亏损的特征。以上各种标志的发育均指示研究区物源来自盆地西南缘古隆起。(3)根据对长8油层组沉积物颜色标志、岩性标志、岩石结构标志、沉积构造标志、测井曲线标志的综合识别与分析,认为长8油层组沉积时期研究区内主要发育缓坡地貌背景下的河控浅水三角洲沉积,进一步可划分为辫状三角洲平原亚相(分流河道微相、分流间洼地微相),网结化三角洲前缘亚相(水下分流河道微相、河口坝微相、远端坝微相、分流间湾微相)。由于湖平面变化频繁,分流河道对前期水下分流河道、河口坝等砂体侵蚀冲刷作用强烈,造成研究区内水下分流河道及河口坝砂体相对欠发育,常见厚层叠置复合分流河道发育在三角洲前缘及三角洲平原区,构成三角洲沉积的骨架砂体。此外,由于研究区地形平缓、水体较浅、湖平面变化频繁,导致分流河道-水下分流河道在前缘区带频繁分叉改道,从而形成网结化前缘分布样式,以发育受季节性气候变化控制的多期洪泛密度流沉积为主。沉积物分布样式具有三角洲平原发育顺直化多期叠置分流河道,近端三角洲前缘发育多分叉交汇网结化分流河道-水下分流河道,远端三角洲前缘发育发散片状展布远端坝和前三角洲-浅水湖相泥岩的特征。(4)通过对研究区内大量薄片、扫描电镜、物性测试、压汞测试、阴极发光以及粘土矿物X衍射测试资料的综合分析,认为长8油层组岩石类型主要以长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主,塑性岩屑含量较高；成分成熟度及结构成熟度均表现出较低的发育特征；主要发育残余原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、晶间微孔及微裂隙等孔隙类型；孑孔隙结构表现为主要为细孔-细喉特征；物性表现为低孔/特低孔-特低渗特征；发育的成岩作用主要包括压实作用、胶结作用、溶蚀作用及交代作用；成岩阶段主要处于中成岩阶段A期,部分进入了中成岩阶段的B期。(5)通过分析沉积作用、成岩作用对储层发育的控制,认为储层原始沉积组构中较高的塑性岩屑、高岭石、伊利石、碳酸盐胶结物含量,颗粒粒径偏细,分选偏差等特征与储层物性具有负相关关系,其中,高岭石、碳酸盐胶结物含量与物性之间负相关关系明显,是储层物性较差的主要影响因素；较高的长石、绿泥石含量,河道主体部位与储层物性具有明显正相关关系,是相对优质储层发育的关键。成岩作用中,压实作用是导致孔渗性变差的主导因素,而胶结作用的发育造成了储集空间的进一步降低,此外,后期溶蚀作用的发育对储层物性具有良好的改善作用。其中,压实作用造成的孔隙度损失相对可达58%,胶结作用造成的孔隙度损失相对约为42%,压实作用构成储层物性降低的主要成岩作用。(6)基于流体包裹体测试资料分析可知,长8油层组包裹体主要发育盐水包裹体和油包裹体两种类型。烃类充注主要表现为1期连续,发育两个充注高峰阶段,主峰主要介于90-95℃和105-110℃。结合长8埋藏史、热史分析可知,烃类充注的时间主要为早白垩世中期,对应于130Ma左右。(7)依据Beard等提出的砂岩储层原始孔隙度恢复,结合长8油层组砂岩储层成岩演化序列,恢复了长8油层组孔隙演化过程,认为长8油层组砂岩储层原始孔隙度约为30.59%,经压实作用可导致孔隙度损失14.70%,胶结作用导致孔隙度损失11.65%,后期溶蚀作用导致孔隙度增加6.36%,从而形成现今剩余孔隙度约为10.6%。据孔隙度演化曲线,认为在早成岩B期储层在压实作用及早期胶结作用下,储层孔隙度降低到致密上限孔隙度13.7%后,储层开始形成致密,对应的时间约为晚侏罗世,其时间早于烃类充注,因此认为总体烃类充注发生在储层致密化之后。(8)基于沉积作用、成岩作用对储层发育的控制,认为沉积物原始组构中较高的塑性岩屑及黑云母含量、粒度偏细是长8砂岩储层致密化的根本原因,沉积后大幅度快速的构造沉降产生的强烈的机械压实作用是储层致密化的主要原因,后期普遍发育的碳酸盐胶结是储层致密化的次要原因。其后的溶蚀作用虽然比较普遍,然而由于其溶蚀产物高岭石在孔隙中沉淀,无法有效排除,从而对孔隙的改善作用有限。(9)结合成岩-孔隙演化序列,恢复了长8油层组储层致密化过程。早成岩A期主要以机械压实作用为主,主要发育叶片状绿泥石包壳呈薄膜状包裹颗粒表面呈环边状生长,在强烈的机械压实作用下,原始孔隙度急剧变小。早成岩B期,伊蒙混层粘土矿物、次生石英的加大、碳酸盐胶结大量出现,占据残余原生粒间孔,造成储层物性变差,储层在此阶段致密。中成岩A期,有机质进入成熟阶段,烃类充注带来大量有机酸,长石等铝硅酸盐及前期形成的碳酸盐胶结物易溶组分溶解作用加强,转化产物自生高岭石粘土矿物含量增加,储层物性总体得到改善。随着埋深的加大,进入中成岩阶段B期,有机质高成熟,烃类充注已明显减弱,成岩环境向弱碱性环境转化,石英继续次生加大,局部出现含铁碳酸盐胶结物充填孔隙。胶结作用叠加压实作用,储层物性进一步变差,最终形成现今储层孔渗特征。(10)依据沉积作用、成岩作用对储层发育的控制,认为长石-岩屑含量相对较高、碎屑颗粒较粗、绿泥石含量高、溶蚀作用发育的的层段与砂体厚度大的分流河道主体叠合发育的部位,为相对优质储层发育的关键。(11)通过对储层物性及储层结构参数的聚类分析,提出了研究区长8油层组储层分类评价标准,主要将研究区内储层分为好(Ⅰ类)、较好(Ⅱ类)、较差(Ⅲ类)3种储层类型。Ⅰ类储层约占总体储层的9.46%,Ⅱ类储层约占总体储层的68.92%,Ⅲ类储层约占总体储层的比例小于21.62%,Ⅱ类储层在研究区内最为发育。