鄂尔多斯盆地甘谷驿油田长6段油层组处于高开发程度区域,受其储层孔隙结构及非均质性影响,开发难度增大。本文依据储层岩石学、测井地质学、岩石物理学、三维地质建模技术及储层实验分析等技术,系统的研究了甘谷驿油田长6段储层的沉积特征、孔隙结构特征、非均质性特征、渗流机理及对注水开发的影响,希望其研究成果能为后期该油田进一步开发提供科学的地质依据。依据斑脱岩标志层把长6段油层组细分为4个砂层组,长6段处于当时的延安三角洲沉积环境之中,砂体具有向盆地推进的朵状或鸟足状特征,并且被湖湾分隔,主要储层处于三角洲前缘亚相。依据岩性及测井响应特征分析,该时期的主要沉积环境又可划分为水下分流河道、分流间湾及河道侧缘。长6段储层的成岩作用类型主要包括压实及压溶作用、胶结充填作用和溶蚀作用等。储层成岩作用处于晚成岩的A2-B期,经历的主要成岩作用有：(1)早成岩阶段早期的机械压实和粘土膜析出；(2)早成岩阶段晚期的石英、长石压溶及次生加大；(3)晚成岩阶段早期的成岩自生矿物析出及其所引起的胶结充填和随后发生的长石、岩屑、云母及方解石等的溶蚀,形成次生孔隙,但数量较少。(4)晚成岩的中期,长石发生溶蚀作用,并且粘土矿物及浊沸石等胶结物也发生溶蚀作用,此时溶蚀作用增加,产生次生孔隙,是对原生孔隙的补充。长6油层组砂岩储层的溶蚀作用相对不如压实作用和胶结作用强烈,由溶蚀作用形成的孔隙在总孔隙中比例次之。而由机械压实作用和胶结作用形成的残余粒间孔仍是本区长6储层最主要的孔隙,其在总孔隙中的比例平均达41.5%。成岩作用使长6储层原生孔隙损失严重,成岩后期的溶蚀作用产生了很多次生孔隙,才使砂岩的孔隙度、渗透率得到一定的恢复。总体来看,由于长6段储层经历的成岩作用强烈,溶蚀作用较弱,使得其储层成为现今的特低孔隙度、特低渗透率的致密砂岩储层。长6段储层层内与层间非均质性较强,隔层以泥岩为主,夹有粉砂质泥岩、凝灰岩等其它类型的隔层,单砂体砂层间的层间非均质性表现有强有弱,尤以长61和长62表现为较强的非均质性。另外,长6分流河道砂体内夹层频率相对较高,反映出非均质性较强,对生产和开发效果产生一定的影响。各小层单砂体内部渗透率的变化比较复杂,有正韵律型、反韵律型以及由正、反韵律叠加组成的复合韵律型三种类型,其中以正韵律型最为普遍。长6段储层划分为三类孔隙结构,不同孔隙类型及成岩相储层的渗流特征存在差异。从储层成岩相研究来看,长石及浊沸石的溶蚀作用产生的次生孔隙溶蚀相,孔隙结构好,渗流能力强；而次生孔隙相对不发育,部分层段的残余粒间孔隙较大的区域,发育Ⅱ型孔隙结构,储层的渗流能力中等；而对于以残余粒间孔隙为主的绿泥石胶结溶蚀相及碳酸盐胶结相,其孔隙结构较差,以Ⅲ型的孔隙结构为主,渗流能力较低,采收率也就较低。唐80井区与唐114井区长6段储层受孔隙结构及储层物性的影响,不同的井组经过注水开发,后期的产能效果差别较大,并依据储层特征及地质综合建模分析,优化了唐80井与唐114井区的注水井网部署,加大后期井网调整,实现高产能基础上的高效开发。