低渗透地质与开发综述低渗透油田是一个相对的概念，世界各国的划分标准和界限因不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件不同而各异，目前主要以气测渗透率作为储层划分的标准。

通常把低渗透油田的上限定为50毫达西，，这一观点也为前苏联苏尔古伊耶夫所认可，并进一步将低渗透油藏分为三种类型：低渗透油田（储层渗透率50-10毫达西），特低渗透油田储层渗透率为（10-1豪达西），，超低渗透油田储层渗透率（1-0.1毫达西）。

美国A.ILeverson（1975年）认为低渗透油藏上限为10毫达西；我国罗蛰潭、王允成把渗透率100毫达西的称为低渗透储层。

李道品等把渗透率为0.1-50毫达西的储层统称为低渗透储层。

目前，在我国根据低渗透油田的渗流特征和开采特征，将储层渗透率不大于50毫达西的油田定义为低渗透油田。

对于低渗透储层的评价主要是参考一下几个参数：地层因数、渗透率、相对渗透率、孔隙度、饱和度、毛管力、岩性指数、平均厚度·平均总有机碳、初始压力等。

低渗透砂岩储层的分类低渗透砂岩储层按其渗透率大小及开采方式的不同，可分为三种类型:I类储层渗透率50一10md , Ⅱ类储层渗透率10—lmd, Ⅲ类储层渗透率1一0.1md。

I类储层的特点接近于正常储层。

测井油水层解释效果较好。

这类储层一般具工业性自然产能，但在钻井和完井中极易造成污染，需采取相应的油层保护措施。

开采方式及最终采收率与常规储层相似，压裂可进一步提高其产能。

Ⅱ类储层是最典型的低渗透储层。

部分为低电阻油层，测井解释难度较大。

这类储层自然产能一般达不到工业性标准，需压裂投产。

Ⅲ类储层属于致密低渗透储层。

由于孔喉半径很小，因而油气很难进入，含水饱和度多大于50%。

这类储层已接近有效储层的下限，几乎没有自然产能，需进行大型压裂改造才能投产。

在现有技术条件下，很难从经济上获得效益。

特低渗透砂岩油藏分类油藏压力系统分类根据油藏原始地层压力分布情况，将油藏原始地层压力系数小于0.8的称为低压油藏，压力系数0-1.2的称为常压油藏，压力系数1.2～1.8的称为高压油藏，压力系数大于1.8的称为超高压油藏，则特低渗透油藏可划分为常压特低渗透油藏、低压异常特低渗透油藏、高压异常特低渗透油藏和超高压异常特低渗透油藏4种类型。

油藏埋藏深度分类依据油藏埋深进一步将油藏分为４种类型，即：浅层油藏、中深层油藏、深层油藏及超深层油藏。

其中浅层油藏埋藏深度小于2000ｍ，中深层油藏埋藏深度为2000～3000ｍ，深层油藏埋藏深度为3000～4000ｍ，超深层油藏埋藏深度大于4000ｍ。

油藏裂缝分类根据裂缝发育情况可将油藏分为裂缝型特低渗砂岩油藏和非裂缝型特低渗透砂岩油藏两种。

低渗透砂岩储层成因类型从储层的成因演化上看，低渗透储层的形成与沉积作用，成岩作用和构造作用密切相关。

根据上述不同地质因素在低渗透储层形成过程中控制作用的大小，可将低渗透砂岩储层分为原生低渗透储层，次生低渗透储层和裂缝性低渗透储层三类。

原生低渗透储层(沉积型低渗透储层)这类储层主要受沉积作用控制。

形成低渗透储层的原因在于沉积物粒度细、泥质含量高，和(或)分选差。

以沉积作用形成的原生孔为主，成岩作用产生的次生孔所占比例很少。

储层一般埋藏较浅，大多未经受过强烈的成岩作用，岩石脆性较低，裂缝相对不发育。

我国陆相沉积盆地原生低渗透储层多分布于冲积扇与三角洲前缘相。

如老君庙油田M层低渗透砂岩储层为一套棕红色冲积扇块状砂体沉积，形成低渗透储层的原因为泥质含量高、分选差。

这类储层研究的基本思路是从沉积相分析入手，建立岩石相、沉积微相与砂体分布，储层物性参数响应。

次生低渗透储层(成岩型低渗透储层)次生低渗透储层主要受成岩作用控制。

这类储层原认为是常规储层，但由于机械压实作用，自生矿物充填，胶结作用及石英次生加大降低了孔隙度和渗透率，原生孔隙残留很少，形成致密储层(有时为非储层)。

后由于有机质去杂基作用产生的酸性水使碳酸盐、沸石、长石等矿物溶蚀，产生次生孔隙，使其增加孔隙度和渗透率，形成低渗透储层。

次生低渗透储层几乎发育于我国所有含油气盆地之中，构成了低渗透砂岩储层的主体，其中最典型的为安塞油田延长组长b 油层。

次生低渗透储层的研究，应该从成岩作用事件和成岩作用史入手，以原生孔隙的消亡和次生孔隙的分布规律为重点，进行储层预测和评价。

裂缝性低渗透储层(构造型低渗透储层)低渗透砂岩储层，尤其是次生低渗透储层，岩石致密程度相应增加，脆性更大，在构造运动产生的外力作用下，易发育裂缝，形成裂缝性低渗透储层。

这类储层在我国也有大量发现，诸如扶余油田扶余油层，克拉玛依油田乌尔禾油层，及乾安油田，朝阳沟油田，新民油田，火烧山油田，丘陵油田等均属此类。

裂缝性低渗透储层的研究，必须以裂缝研究为中心，从岩心裂缝观察和露头调查入手，以构造发育史及古应力场分析为基础，结合测井及动态资料，对储层中裂缝性质、规模、产状、地下状态、裂缝渗透率及可能对油田开采带来的后果进行详细分析，由此建立符合实际的裂缝地质模型。

中国低渗透砂岩储层地质特征岩石学特征沉积物矿物成熟度低是我国陆相低渗透储层的一大特点。

主要表现在碎屑成份中长石和岩屑含量普遍较高，多为长石砂岩与岩屑砂岩。

与海相储层中富含石英的特征完全不同。

孔隙结构特征低渗透砂岩储层最根本的特征就是孔隙喉道细小，毛细管压力高。

中值半径一般小于lμm。

由泥质杂基间和自生矿物晶间孔组成的微孔占有较大比重。

油藏原始含油饱和度在静水压力下，圈闭聚集油气的过程就是油气在油水密度差产生的浮力(即驱动力)的作用下，克服毛细管力(阻力)的结果。

决定油藏内原始含油饱和度的主要因素为储层孔喉大小(或孔隙度与渗透率)。

油水密度差和油柱高度。

低渗透储层物性差，孔喉细，毛管压力高，流体进入油藏的阻力大，油气很难进入细小喉道，因此，一般为低饱和度油层。

低电阻率油层低渗透储层在测井曲线上反映为低阻油层的原因可能为:(1)储层微孔隙发育，束缚水饱和度高。

这部分水不能流动，但可形成良好的导电网络，使其电阻率接近纯水层;(2)以蒙脱石、伊利石及伊/蒙混层为主的粘土矿物，具有较强的阳离子交换能力，产生的附加导电性大大降低油层的电阻率。

地层伤害原生低渗透储层沉积物成熟度低，其矿物和粒度组成十分混杂，泥质含量高，无效孔隙数量多;而次生低渗透储层和裂缝性低渗透储层成岩成熟度高，压实强烈，胶结致密，自生粘土矿物增加，使孔喉变小，迂曲度增加。

因此，低渗透储层在钻井，完井及开采中极易产生地层伤害。

润湿性目前，我国已发现的低渗透砂岩储层，基本上为亲水润湿类型，这是由于孔喉半径小、物性差、束缚水饱和度高的特点所决定的。

中原油田的资料表明:随油层物性变差，原始含油饱和度降低，油层的润湿性由亲油逐渐转变为亲水。

圈闭机理低渗透砂岩储层的储集特征对其圈闭机理有重要影响，大多数低渗透砂岩油藏为岩性圈闭油藏或岩性一构造圈闭油藏，给油气勘探带来一定的困难。

原生低渗透储层中，三角洲前缘相席状砂体向前三角洲相尖灭，与古地形配合，可形成上倾尖灭油藏或透镜体油藏。

在次生低渗透储层形成过程中，一方面成岩作用产生的次生孔隙可改善储集性能;另一方面，成岩作用亦可将储层原生孔隙充填，形成非储层。

储层和非储层在空间上的有机配合，即可形成一种特殊的油藏类型—成岩圈闭油藏。

天然裂缝的作用几乎所有已成岩的砂岩储层中都发育天然裂缝，但只有在低渗透储层中，裂缝才会对油藏动态产生明显影响。

砂岩中的裂缝在原始地下状态一般为闭合状态，对渗流影响不大。

但通过人工压裂，可使裂缝由闭合缝变为开启缝，大大增加储层的导流能力。

特低渗透砂岩微裂缝分布研究方法：岩心渗透率的算术平均值能直观反映储集层物性概貌。

在参与统计的岩心中，无疑有可能因取心机械作用产生人工微裂缝的样品，所以统计岩心分析渗透率得到的渗透率算术平均值似乎应明显大于地下储集层的真实渗透率。

但油田开发实践的结果却并非如此(其中可能与污染的影响有关)，据此推测，机械作用产生的人工微裂缝即使存在，其数量也十分有限，对渗透率算术平均值的贡献很小，不可能引起较大幅度地提高储集层渗透率。

采用岩心渗透率异常频率分析法，可分辨人工缝导致的渗透率异常和天然裂缝导致的渗透率异常。

分析步骤为根据岩心分析数据中的异常值及单井资料，以一个地区(沉积体)为单元，对储集层中大量岩心分析数据进行统计分析，确定该地区(沉积体)的基质渗透率;以井为单位，统计岩心渗透率大于基质渗透率的频率;制渗透率异常频率直方图，找出大于基质渗透率的渗透率异常频率及其在平面(或剖面)上的变化规律;毋占合露头、测井、区域应力场等资料，解释微裂缝的平面分布。

在采用该方法得到的渗透率异常频率图上，人工缝导致的渗透率异常为低频部分，高频部分将是天然裂缝的反映。

低渗非达西渗流特征低渗非达西渗流的渗流条件低渗多孔介质孔隙孔道细小，流体与孔隙介质之间的作用力对流体流动的影响已不能忽略。

细小孔隙孔道，尤其是细小喉道存在明显的启动压力梯度。

使渗流规律不具备达西渗流所适用的渗流条件，呈现低渗非达西渗流特征。

低渗非达西渗流机理启动压力梯度：固液界面存在分子作用力，形成吸附滞留层。

吸附滞留层的厚度约为0.1μm。

低渗多孔介质孔隙孔道细小，孔径和吸附滞留层厚度在同一数量级，甚至更小。

细小孔隙中，吸附滞留层对流体流动的影响不可忽略，存在启动压力梯度。

流动孔隙数：储层中的孔隙系统是由无数孔径大小不等的孔隙组成。

孔径越小，启动压力越大。

在非线性段，随压力梯度的增大，参与流动的孔隙数增多。

达到临界压力梯度以后，流动孔隙数成为定值。

附加渗流阻力：拟启动压力梯度反映附加渗流阻力。

在非线性段，随流动孔隙数增多附加渗流阻力增大。

在拟线性段，附加渗流阻力为定值。

不管是非线性段还是拟线性段，附加渗流阻力的影响都存在。

低渗透储层油水两相渗流特征低渗储层油水相对渗透率曲线特征：低渗储层束缚水饱和度较高，残余油饱和度也高，两相流动区狭窄，驱油效率低。

随着含水饱和度上升，油相相对渗透率急剧降低，水相相对渗透率缓慢上升。

共渗点低。

油相和水相的有效渗透率均较低。

预示着油井见水后产液量和产油量均有较大幅度降低。

与中高渗储层相比，低渗储层油水两相渗流有以下主要特征：束缚水饱和度高，残余油饱和度也高，两相流动区狭窄，驱油效率低。

油相和水相有效渗透率均较低，产液量和产油量均较低。

孔隙孔道细小，毛管力作用强烈，流动阻力大。

宏观非均质性和微观非均质性均较严重，容易形成较多的残余油。

储层渗透率越低，水驱油效率也越低。

水驱油效率与驱替速度有关，存在驱油效率最高的最佳驱替速度。

低渗透油气藏综合评价针对低渗透储层埋深大、储层识别困难、成岩演化历史复杂、砂砾岩体储集空间类型多样等突出问题，提出了“五元论”储层评价新方法：“构造、沉积、成岩、流体、物性”综合评价新方法。