鄂尔多斯盆地陇东地区长8段致密砂岩储层孔隙度和渗透率低、非均质性强、孔隙结构和油水关系复杂,孔隙流体对测井响应贡献小,油层和水层的电性和物性差异不明显,低对比度油层大量发育,测井定性识别和定量评价这一类油层困难,测井解释符合率低,严重制约了该地区石油资源勘探开发进程。本研究从储层地质特征入手,结合岩石物理实验、测井响应特征分析以及数字岩心技术,系统研究了低对比度油层的岩石物理特征与“四性”关系,从储层微观和宏观因素两个角度明确了低对比度油层的成因。在此基础上,针对性地构建流体识别因子,建立了双Rw曲线重叠法、分区图版法、全烃录井-测井信息联合法和P^1/2正态分布法,并基于图版符合率和投票策略提出了一种综合流体判别法。同时,优化并构建了基于核磁共振测井和阵列声波测井的流体识别方法。建立并优选了合适的储层孔隙度、渗透率和饱和度模型,分区研究了变阿尔奇指数模型、双孔隙度模型和等效岩石组分模型。基于等效岩石毛管束理论推导了变胶结指数饱和度模型。此外,从数据挖掘的角度出发,利用支持向量机构建了用于流体识别和储层参数预测的SVM分类模型和SVR回归模型。最后,利用构建的测井解释方法和模型在研究区进行了实际应用效果分析。研究得出,储层束缚水饱和度含量高,地层水矿化度高和岩石复杂的润湿性是造成低对比度油层的主要微观因素;同时,储层地层水矿化度和烃源岩排烃能力的区域性差异在宏观上控制了低对比度油层的分布。提出的综合流体判别法既体现不同方法的独立判断,又考虑了多种方法的有机结合,应用效果比单一图版法更好,提高了常规测井流体识别精度。基于核磁共振和阵列声波测井建立的流体识别方法充分反映了孔隙流体信息,有效增强了新技术测井对复杂油水层的识别能力。基于测井曲线多元回归的孔隙度模型和利用核磁共振测井构建的渗透率模型精度更高。不同饱和度模型的计算结果与密闭取芯数据对比发现,利用等效岩石毛管束模型推导的变胶结指数模型计算精度最高,说明利用孔隙结构特征建立饱和度模型是有效的。SVM分类模型流体识别精度比常规测井交会图版法和BP神经网络方法高;利用SVR回归模型预测的渗透率和含水饱和度比实验数据拟合模型计算的精度更高,表明利用SVM方法开展复杂油水层测井解释与评价是可行的。上述研究成果为陇东地区油气勘探开发和老井复查提供了重要参考和解释依据。