油藏物理模拟是为油气田开发提供储层物性参数、观察驱替现象和研究渗流机理的主要方法,同时也可研究发现新的渗流现象或提高采收率方法,进一步建立相关的数学模型,提高油藏工程计算和数值模拟预测的准确性。目前常用的物理模拟实验和储层物性参数测试方法(行业标准)一般均是针对常规中、高渗储层制定的,其均具有一定的使用前提和适用范围。在特、超低渗透油气藏开发中,如果继续沿用经典的实验方法,则可能导致储层物性参数测试结果误差大、实验测试效率低以及室内岩心渗流实验结果不能真实反映油藏实际开发特征等问题,无法正确指导特低渗透油气藏的有效开发。在大量的文献调研分析基础上,本文重点研究了基于非稳态渗流理论的脉冲渗透率测试技术和使用核磁共振技术评价储层岩石润湿性的新方法,扩充储层物性参数测试技术系列。同时还系统研究了特低渗储层不同渗流介质渗透率应力敏感性及油水相渗曲线实验测试和计算方法。首先,针对常规稳态法测试致密储层岩石克氏渗透率效率低、存在渗透率测试下限等问题,研究了基于非稳态渗流理论的脉冲衰减法渗透率测试方法,对比分析了脉冲渗透率测试结果的准确性、不同的误差来源及仪器工作参数对实验测试结果的影响等内容。实验结果表明,脉冲渗透率小于相同净围压条件下稳态法测试的克氏渗透率,岩样渗透率越小,则脉冲与克氏渗透率之间的差别越大。实验操作方法和有效应力组合方式的差异是导致脉冲渗透率小于克氏渗透率的主要原因之一,初始衰减脉冲大小对实验测试结果影响较小。建立了较为完整的脉冲渗透率实验测试技术规范。针对常用的自吸法(Amott法)测定特低渗储层岩石润湿性效率低、评价结果误差大等缺点,利用核磁共振技术可以探测岩石孔隙中流体与孔隙表面相互力作用强弱的原理,探索研究了使用核磁共振技术定量测定储层岩石润湿性的新方法,提出了新的核磁共振润湿性评价参数,建立了较为完整的实验测试流程和核磁共振润湿性评价标准。研究发现,不同润湿性特低渗储层岩样饱和油状态(束缚水为锰水)核磁共振T2谱上小于可动流体T2截止值(由岩样亲水状态时确定)的核磁共振信号占总信号的比例R与经典润湿性AI指数之间具有很好的线性函数关系,岩样亲油性越强,R值越小。则可根据岩样饱和油状态(束缚水为锰水)核磁共振T2谱及其亲水状态时标定的可动流体T2截止值定量确定其润湿性特征。新方法大幅提高了致密储层岩石润湿性测定效率,并且无须改变岩样原始流体饱和度分布。渗透率应力敏感性实验结果表明,特低渗储层岩石气、水、油测渗透率应力敏感性具有较为明显的差别,束缚水状态下的油相有效渗透率应力敏感性强于气测和水测渗透率应力敏感性。储层亲油性越强,油相有效渗透率应力敏感性越强。特低渗油藏储层渗透率应力敏感性评价时应当以油相作为渗流介质,同时还需考虑储层岩石的原始润湿性特征。以复杂低渗火山岩气藏为例,研究了有效应力获取方式对储层渗透率应力敏感性评价结果的影响,发现以经典的Terzaghi有效应力定律为基础的定流压变围压实验低估了低渗气藏应力敏感性,真实模拟气藏开发过程的变流压定围压实验方式能够更加准确地评价应力敏感性对储层渗透率的影响。明确提出了岩心和油气藏储层两种不同的渗透率应力敏感性实验和解释评价方法,在地层有效应力变化范围内,油藏储层渗透率应力敏感性较弱,但气藏储层应力敏感性较强,其对气井产能具有较为明显的影响。最后基于岩石力学理论建立了油藏尺度储层渗透率应力敏感性研究方法。在前人研究的基础上,推导了考虑毛管力、以束缚水状态下的油相有效渗透率为基准计算油水相渗曲线的新公式。综合使用实验和数值模拟方法,研究发现经典的JBN公式不适合于计算特低渗储层油水相对渗透率,其计算结果低估了油相流动能力,但却高估了水相流动能力。从实验测试技术和计算方法方面分析了目前特低渗储层油水相渗曲线计算中存在的“瓶颈”问题,指出了解决该问题的几种有效方法。