二连盆地阿尔凹陷腾格尔组腾一段Ⅲ油组为典型的低渗透砂砾岩储层,随着勘探开发的进程,复杂的微观孔隙结构制约了勘探开发进程,影响后期开采效果。利用常规单一的测试手段在定量表征其微观孔隙结构遇到了瓶颈,难以有效的系统评价低渗透油藏微观孔隙结构特征。本论文应用物性测试、铸体薄片、扫描电镜、粒度分析、常规压汞、恒速压汞、核磁共振、相渗实验、真实砂岩可视化驱替实验及启动压力梯度实验等测试相结合的手段,揭示了研究区的微观孔隙结构、可动流体赋存特征、渗流特征、启动压力梯度变化特征及其影响因素,从微观角度对比低渗、特低渗、超低渗储层的微观孔隙结构差异及渗流差异,同时利用启动压力梯度参数计算出合理井距。主要取得以下认识:(1)通过高压压汞实验,根据排驱压力<1MPa,介于1～2MPa,大于2MPa将储层孔隙结构划分为3类。Ⅰ类为低排驱压力-细喉道型,Ⅱ类为中排驱压力-微喉喉道型,Ⅲ类为中高排驱压力-纳米吸附喉道型。(2)由恒速压汞与真实砂岩模型微观驱替实验相结合得到渗透率小于5×10-3μm2,喉道半径小于2μm时,储层开发难度大,储层最终驱油效率受渗透率、喉道半径控制明显。(3)依据可动流体饱和度对储层分类,阿尔凹陷腾一段Ⅲ油组以Ⅱ类(较好)、Ⅲ类(中等)储层为主,样品的T2截止值分布在7.61～49.94ms之间,平均为22.13ms,截至值分布范围大原因在于砂砾岩储层孔喉分选性差,非均质性强。总面孔率、粒间孔面孔率对可动流体饱和影响最大,溶蚀孔的含量对可动流体具有一定的贡献性,微孔的增加降低有效可动空间;其次为粘土矿物含量、孔喉半径比的影响。(4)根据相渗曲线特征可划分为三种类型:Ⅰ型水相上凹型、Ⅱ型水相直线型、Ⅲ型水相下凹型。Ⅰ型水相上凹型,储层物性好(K>10mD),粘土矿物含量相对少,储层敏感性差;Ⅱ型水相直线型,储层物性一般(K介于1～10mD),粘土矿物易发生膨胀,储层具有较强的敏感性;Ⅲ型水相下凹型(K<1mD),粘土矿物含量高,储层敏感性强。(5)研究区以溶孔-粒间孔型、粒间孔-溶孔型、微孔型驱替通道为主,其原始含油饱和度分别为65.7%、60.34%、49.1%;水驱油效率分别为62.5%、52.45%、33.3%。主要驱替类型分别为均匀状、网状-均匀状、指状-网状。残余油类型主要为绕流状、簇状、薄膜状油膜、卡断、弧,孤岛状。孔隙结构的非均质性是影响驱油效率的主控因素。(6)基于启动压力梯度的测量得到,随渗透率的变大,启动压力梯度参数逐渐变小,当渗透率大于20×10-3Lμm2时,阿尔凹陷腾一段储层启动压力梯度近似为零,渗流特征呈线性趋势发展。阿尔3-90井区渗透率平均值为15.1×10-3μm2时,利用拟启动压力梯度参数推算出合理井距为148m,合理的压裂缝半长为75米。