继页岩气之后,致密油作为全球非常规油气勘探开发的新热点具有巨大的开发潜力。然而,致密油藏岩性致密、孔喉细小,微观非均质性强。特殊的微观孔隙结构致使其油水微观渗流机理不同于常规储层。定性及定量掌握致密油储层的孔隙结构和渗流特征,以及微观孔隙结构特征对油水渗流规律的影响,对储层精细评价及合理有效开发具有重要意义。本文以鄂尔多斯盆地华庆长6、马岭长8致密砂岩储层为例,采用QEMSCAN、光学显微镜、场发射扫描电镜、CT扫描、聚焦离子束场发射扫描电镜分析与高压压汞法等多种方法结合,全面、系统地对致密砂岩储层的微观孔隙结构进行定性、定量表征。华庆长6与马岭长8储层矿物组成、孔隙类型基本相同,石英、长石含量最高,方解石、白云石次之,发育粒间溶蚀孔和原生粒间孔,可见颗粒溶蚀孔与铸模孔。两储层孔隙联通性均较好,孔喉分选一般,马岭长8储层中孔隙表面存在的绿泥石膜对原生孔隙起到一定的保护作用,储层中直径大于0.1μm的喉道较多,且分布有1μm以上的喉道。基于核磁共振原理,结合压汞孔喉分布完成了核磁共振T₂谱到孔喉半径分布的转化,研究了华庆长6、马岭长8储层不同渗透率岩心可动流体、可动油的分布规律。华庆长6与马岭长8储层两储层可动流体饱和度整体较高（80%左右）,可动流体喉道半径截止值在0.003⁰.02μm内,均值为0.013μm。可动油饱和度分别在24.438⁵8.926%和40.372⁶3.585%之间。此外,可动流体、可动油的分布规律与核磁共振孔喉分布规律一致,主要分布在0.01⁰.1μm和0.1¹μm的区间内。同一储层岩心,随渗透率的增加,大于0.1μm的孔喉内可动流体、可动油增加,小于0.1μm的孔喉内可动流体、可动油减少。并且,同一岩心样品中,尺寸较大的孔喉内可动流体、可动油的比例较高。通过岩心驱替实验研究了致密砂岩储层岩石单相油(S_wc)渗流规律,得到华庆长6、马岭长8储层单相油(S_wc)最小启动压力梯度分别在0.0054⁰.0167MPa/cm和0.0014⁰.081MPa/cm范围内,相同条件下,华庆长6储层岩心单相油(S_wc)最小启动压力梯度较高,单相油(S_wc)最小启动压力梯度与渗透率、最大喉道半径均呈幂函数负相关;致密砂岩单相油(S_wc)流动规律为存在启动压力梯度的弯曲线段,随岩心渗透率降低,喉道半径分布曲线向左移动,相同压力梯度下,流体边界层较厚,使所有孔隙中的流体参与流动所需的压力增加,渗流曲线非线性段加长。考虑启动压力梯度与非线性渗流特征,推导了适合致密砂岩储层的油、水相对渗透率计算模型。与常规JBN方法相比,非线性JBN方法计算出的油相相对渗透率较大,水相相对渗透率较小,考虑非线性时等渗点右移。结合岩心孔隙结构,分析了岩石矿物成分、润湿性及孔隙结构对华庆长6、马岭长8储层岩石油水相渗曲线形态及特征值的影响,认为孔喉大小及孔喉非均质性是影响致密砂岩储层油水相渗曲线的主要因素。