鄂尔多斯盆地陇东地区华庆油田长63储层为典型的致密砂岩油藏,是国内外致密砂岩油藏勘探开发的典型实践主战场之一。常规及单一的实验资料与评价方法难以有效的认识及评价致密油藏的微观储层特征,进而制约了长63致密砂岩油藏的勘探开发进程及理论认识的提升。应用物性、铸体薄片、X-射线衍射、扫描电镜、三维CT扫描、高压压汞、恒速压汞、核磁共振、油水相渗、真实砂岩水驱油实验等资料,研究致密砂岩储层成岩作用、成岩相、孔隙度演化、微观孔隙结构、可动流体赋存特征、油水渗流特征及物性、可动流体饱和度、油水渗流特征的影响因素,并结合油田实际生产动态资料验证,同时从微观孔隙结构的角度讨论了致密砂岩油藏的开发特点。主要取得以下认识：(1)碳酸盐胶结及机械压实是储层致密演化的主要成岩演化特征,储层现今成岩期次主要为中成岩阶段A期的中晚期,部分进入中成岩阶段B期早期。(2)将储层划分出7类成岩相,分别为绿泥石膜胶结-粒间孔相、伊利石+绿泥石膜胶结-粒间孔相、伊利石胶结-粒间孔相、伊利石+绿泥石胶结-溶蚀相、伊利石胶结-溶蚀相、伊利石胶结相、碳酸盐致密胶结相,其中绿泥石膜胶结-粒间孔相、伊利石+绿泥石膜胶结-粒间孔相、伊利石胶结-粒间孔相物性较好。(3)孔隙度演化计算结果表明,长63储层未固结砂岩孔隙度为38.33%,压实过程孔隙度损失22.49%,早期胶结-交代过程孔隙度损失4.54%,中晚期胶结-交代过程孔隙度损失6.62%,溶蚀作用产生的孔隙度为4.16%,计算孔隙度为9.16%。通过对比最大压实率样品、最大胶结率样品、最大溶蚀率样品、粒间孔最发育样品、不同成岩相带的孔隙度演化路径,查明了储层物性致密成因的差异性。(4)通过L126井孔隙度演化分析表明,流体性质和温度是孔隙度演化的直接响应因子,埋藏深度、地层年代、不同类型胶结物含量是孔隙度演化的主要参数,在综合演化过程中L126井总孔隙度减小到现今的9.51%,表明作用模拟与效应模拟方法计算孔隙度演化具有一致性。油气充注时的临界孔隙度为10.26%、临界渗透率为0.796×10-3μmm2。(5)储层主要储集孔隙为粒间孔、长石溶孔,孔道类型三维形态主要为筛管状、条带状、球状,渗透率贡献能力的孔喉半径主要为细微、微-微细喉道。(6)喉道半径大小、分布特征及分选性是引起不同、相近或相等渗透率、相近或相等平均喉道半径样品渗流能力差异的主控因素。同时存在储层致密、排驱压力高对应的主流喉道半径小于平均喉道半径的现象。对于相近或相同孔喉半径区间单峰渗流能力好于双峰及多峰,但不代表孔喉体系的整体渗流能力。(7)高压压汞对<0.1μm的孔喉系统识别精度较高,恒速压汞对>0.1μm的孔喉系统识别精度高,两者结合能够更为有效地定量表征储层微观孔隙结构特征。(8)储层可动流体饱和度低,平均值为27.48%,离心前的T2谱曲线形态以双峰为主,离心后的T2谱曲线形态主要为单峰态；可动流体饱和度具有一定的独立性,不受空间位置控制；黏土矿物的充填与孔隙类型是孔隙结构复杂的重要因素,喉道半径大小、分布特征、分选性及面孔率是影响可动流体赋存特征的关键；T2值<100ms孔隙空间是剩余油赋存的场所。(9)样品束缚水较高、残余油饱和度大于油水两区含水饱和度宽度,油相、水相渗透率及油水相对渗透率低,无水驱油效率贡献较大,应以给予更多的重视与研究。油水相渗曲线形态及参数与实际生产数据具有较好一致性。实验围压增大降低油水驱油效率、改变油水相对渗透率曲线形态、降低了微观孔隙结构的非均质性。(10)不同渗透率、相近渗透率或相同渗透率、不同油水相对渗透率曲线形态对应渗流特征及驱油效率具有差异性,主要是由喉道半径大小、分布特征及分选性控制。在喉道半径平均值<0.4μm,渗透率<0.15×10-3μm2区间内,油藏动用难度大,驱油效率与物性、喉道半径呈负相关性,表明影响致密砂岩储层开发效果的关键是微观孔隙结构的非均质性,对于孔喉分选好、微观非均质性弱的储层段,一旦被启用其开发效果将好于微观非均质性较强的相对高渗储层段。