张家山地区位于鄂尔多斯盆地天环坳陷中部和伊陕斜坡西缘中段,上三叠统延长组长8油层组是研究区主力层位。本论文通过岩心观察描述、显微镜鉴定、扫描电镜、X-衍射分析和,对荧光分析等工作,对储层沉积特征、岩石学特征、成岩作用特征,孔隙结构等进行了系统研究,取得了以下认识：研究区长8储层属于湖湘三角洲沉积体系,具有典型的浅水三角洲沉积特征,砂体发育,发育水下分流河道、水下分流间湾和水下堤等沉积微相。砂岩以浅灰色、灰色以及灰褐色中—细粒岩屑质长石砂岩、长石质岩屑砂岩为主,总体表现为成分成熟度较低、结构成熟度中等的特点。长8储层目前处于中成岩阶段的A晚期-B早期,将成岩作用分为建设性和破坏性两类,并划分出6类成岩相带,其中绿泥石薄膜—长石溶蚀组合相是研究区最有利的成岩相。孔隙演化定量研究表明,压实作用和胶结作用使大量的原生孔隙损失,溶蚀作用使孔隙又有所改善。储层发育多种类型孔隙、喉道及孔隙组合类型,研究发现缝状孔隙—组合孔隙型对储层影响显著；根据主要参数将研究区毛细管压力曲线可分为四种类型,储层孔隙结构级别属于ⅢA级,即次差级别。以孔隙结构划分级别为基础,综合储层砂体展布特征、岩石学特征、孔隙结构特征、成岩相、裂缝发育特征、试油及产油等因素,对研究区长8储层进行了综合评价。I类储层通常位于三角洲前缘水下分流河道砂体中,与绿泥石薄膜—长石溶蚀组合相的展布一致,储层厚度通常大于15m,试油结果大于8g/d。I类储层在长81分布范围广且分布连续,主要位于研究区西北方向砂体控制带上；长82分布较为分散,且连片性不好,在研究区南西—北东向呈串珠状分布。影响相对高渗储层分布的主要因素有沉积微相、成岩相和孔隙结构等,研究认为沉积作用和成岩作用均对相对高渗储层的分布有显著的影响。以上的研究认识,可为该地区勘探评价及开发部署工作奠定基础；同时可对低渗透—超低渗储层油藏富集规律取得进一步认识。