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大庆外围油田从1982年投入以来，伴随着油田注水开发技术的不断创新和发展，石油储量和年产油量逐年增加，2011年产量达到了500万吨以上。十一五以后，大庆外围油田评价和开发对象急剧变差。探明未开发储量和待探明地区剩余控制、预测储量资源主要以特低丰度、特低渗透油层油层为主，主要分布在大庆长垣及长垣以西地区。对此类特低渗透储层进行综合评价，揭示其储层微观孔隙结构特征和渗流机理，优选开发储量，确定水驱开发技术界限，是加快这类地区储量动用和储量升级急需解决技术难题。本文综合运用铸体薄片、电镜扫描、恒速压汞和核磁共振等实验手段，分析了特低渗透储层的微观孔隙结构特征，喉道形状，岩石颗粒大小、以及这些因素对渗流能力的影响；利用恒速压汞、启动压力测试及可动流体饱和度测试等资料，研究了大庆长垣及以西地区特低渗透储层渗流特征；通过分析主流喉道半径、储层微观非均质特征参数、可动流体百分数、启动压力梯度、原油粘度和粘土矿物成分对低渗透油田开发效果的影响，应用综合分类方法对低渗透油藏进行了综合评价；应用考虑非线性渗流的特低渗透油藏数值模拟软件，对长垣、龙西、齐家南、古龙南和葡西区块的井网进行了研究。本文研究得到以下4点主要成果：1)渗流能力主要受喉道半径及分布规律控制，平均喉道半径、最大喉道半径、平均孔喉比以及分选系数与渗透率呈较好的半对数关系。2)确定了长垣西部等待探明储量区的极限流动孔喉下限、极限流动渗透率下限及水驱动用渗透率下限，分析认为各区块极限流动喉道半径一般在0.2～0.5μm，极限流动渗透率界限一般在0.1～0.3×10-3μm2，水驱渗透率界限一般在0.7～0.9×10-3μm2。古龙北区块油水流动能力最强，其次为古龙南、葡西、齐家南，最差为龙西和长垣，渗透率在25×10-3μm2以下的储层，开发难度较大的关键在于驱动压力体系不能有效建立，渗透率在25×10-3μm2以上的储层，微观非均质性是影响开发的关键因素。3)储层综合分类评价结果表明，古龙北区块属于Ⅰ类储层，物性最好，开发动用最为容易；葡西区块和古龙南区块属于II类储层，亦较容易动用；齐家南区块、龙西区块和长垣区块均属于Ⅲ类储层，为有效动用需要进行技术攻关。4)井网部署研究表明，长垣扶杨油层选用300m×100m矩形井网，龙西区块选用400m×150m矩形井网，齐家南区块选用500m×100m矩形井网，古龙南、葡西区块选用500m×150m矩形井网。