低渗透致密砂岩气藏孔喉细小,含水饱和度高,流体渗流机理复杂。针对该问题,本文选取鄂尔多斯盆地东南部典型区块盒8段作为研究对象,立足于宏观基础地质认识,以扫描电镜、铸体薄片、高压压汞、气水相渗、气水可视化渗流实验及岩石变形为实验方法,结合岩石力学、渗流力学、油层物理、数学物理方程、复变函数、分形理论和油气田开发工程等多学科知识,以动静结合方式研究储层微观和宏观特征,分析目的层孔隙结构和渗流机理,建立了一套定量分析降压过程气水两相同产的直井和压裂直井产能评价模型,形成了一个开发储层分类评价方法。取得了以下主要研究成果:（1）研究区目的层段发育石英砂岩和岩屑石英砂岩,孔隙度平均8.41%,渗透率平均0.45×10-3μm~2,属于典型的致密砂岩储层;小于0.1×10-3μm~2的储层占比较高（36.0%）,导致气藏具有高含水特征。（2）储层主要发育溶蚀粒间孔和点状及片状喉道,孔喉大小以小孔隙—微细喉为主,孔喉结构可划分为四类,从Ⅰ类至Ⅳ类,孔喉结构物性变差,孔喉半径减小,非均质性增加,启动压力梯度增大,滑脱效应明显。（3）研究区气藏残余水主要以绕流形成的簇状、孤立的角隅状和膜状3种方式赋存。Ⅰ类孔隙主要以膜状残余水为主,束缚水饱和度最小,等渗点最大,水相流动节点压差最小,气水两相区最宽,泄压开采压降最大。由Ⅰ类至Ⅲ类,簇状残余水和角隅残余水的比例逐渐上升,气水驱替过渡类型表现为:均匀状→网状→指状,驱替效率依次降低。Ⅳ类孔隙泄压时间最长,残余水最高,压降量最小,采收率最小。（4）基于应力敏感法和岩石非线弹性法,分别建立了预测孔隙度及渗透率在不同应力下的变形模型,孔隙度预测相对误差＜2.25%,渗透率预测相对误差＜0.50%。同时建立了不同有效应力下考虑岩石迂曲度变化的束缚水饱和度、水膜厚度及气水两相相渗曲线的变化关系式。研究表明,随着有效应力增加,束缚水饱和度上升,水膜厚度上升,气水两相相对渗透率变化较小。（5）建立了不同应力下达西、非达西（高速非达西、考虑启动压力梯度低速非达西、考虑滑脱效应低速非达西）不同条件（不稳定、拟稳定和稳定）的直井和压裂直井产能模型。当地层压力下降10%时,直井产能下降幅度介于51.9%～82.3%,压裂直井产能下降幅度介于42.9%～69.3%。当压力和含水饱和度相同时,压裂后的气井增产1.58～3.17倍。相比于仅考虑渗透率敏感产能方程,考虑孔隙度和渗透率敏感的气井产能模型更接近实际生产动态。（6）分析了降压过程气井产能IPR的影响因素,相比于未压裂气井,压裂后的气井受应力敏感、含水饱和度上升、气水比下降等影响降低。计算了不同类型孔隙结构气井产能,结果表明,孔隙结构由Ⅰ类至Ⅳ类,各因素均使气井产能下降,且降低幅度增加;但压裂使气井产能上升幅度增加。（7）建立了包括孔隙度、渗透率及启动压力梯度等六个反映储层特征的参数评价体系,制定了鄂尔多斯盆地东南区致密气藏开发储层评价图版,利用生产动态资料进行了验证。结果表明,结合动态参数评价储层,结果更加趋于合理。结合渗流实验,分析了不同类型气井生产动态,与放压开采实验得到的结果一致。综合分析认为,生产前应制定合理开发方案,严格控制生产压差以最大程度发挥气井产能。