I类：一般低渗透层：此类油气层的渗透率在(50~10)×10-3μm2。该类储层的特点是主流半径较小，孔喉配位低，属中孔，中细喉组合的油气层。驱动压力低，流动能力较差，开采较为容易。退汞效率中，均质系数很差，驱油效率较高。中低渗和一般低渗层，是以K = 50×10-3μm2做为分界的。当油气层的渗透率低于40×10-3μm2时，无论是无水采收率和最终采收率，都是随渗透率的降低而降低，引起不同变化的渗透率约为((20~40) ×10-3μm2，这就划出了一般低渗油气层的范围值。这个值和确定的分界是接近的。油田更多的实验资料证明，只有渗透率低于10×10-3μm2时，水驱油效率才随渗透率的降低而降低。
П类：特低渗透层：此类油气层的渗透率值在(10~1.0)×10-3μm2，油气层性质中-弱亲水性。该类特点是平均主流半径小，孔隙几何较前者为差，相对分选系数好，孔喉配位低，属于中孔微喉，细喉组合的油气层。驱动压力大((3~10MPa)，难度指数大，流动能力差，比表面积大，储渗参数低，不易开采。微孔占1/3，退汞效率低，孔喉屏蔽作用强，孔隙滞留多，水驱效率中等，石油采收率在50%左右。关于一般低渗透层和特低渗层的分界是以K=10×10-3μm2做为分界的。这个界限是和国内各家的分界一致。
Ш类：超低渗透层：此类油气层的渗透率值(1.0~0.1) ×10-3μm2，油气层性质属亲水。该类储层特点是平均主流吼道半径小（0.11μm），孔隙几何差，相对分选系数好，孔喉配位少，属小孔细微喉组合。驱动压力大，排驱压力高（2.272MPa），流动能力差，开采难度大，比表面积大，吸附滞留多，水驱油效率低。其分类参数虽然具明显性，但能否成为工业油气层，实例较少，只有火烧山油田平二段油气层，平均渗透率为0.523×10-3μm2（32块样品），其他油气层的平均渗透率均大于1×10-3μm2。新疆小拐油田油气藏是这类油气层的实例，夏子街油气层，平均渗透率为0.247×10-3μm2（387块样品）；夏一段渗透率为0.25×10-3μm2；夏二段渗透率为0.16×10-3μm2，油气层最大汞饱和度46.0%。
Ⅳ类：致密层(非有效厚度层)：此类油气层的渗透率值(0.10~0.01)×10-3μm2，排驱压力大（5.5546MPa），平均中值压力高（12.0968 MPa），油气进入储集层要克服很大的毛细管阻力，平均中值半径为0.0620μm。油气层表面性质属亲水，水驱油效率低。关于超低渗透油气层和致密层，是以K=0.1×10-3μm2做为分界指标的。这个分界的特征参数均较其他分界参数更为突出，差异更为明显。国内
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文献报道的最小含油喉道半径为0.018μm（欢26井，S3下杜11，曲志浩，1986）。所以油气可以进入这些储集层的孔隙系统，但增加了采出难度，加上低渗透油气层伴有裂缝，使采油工艺更复杂，石油采收率较低，只有36.52%。
V类：非常致密层和超致密层：此类油气层的渗透率值(0.01~0.001) ×10-3μm2和(0.001~0. 0001) ×10-3μm2，平均排驱压力大于6 MPa，它的显著特点是中值压力高，汞饱和度低，驱动压力大，如高参1井沙三51油气层组中的某些油气层，汞饱和度只有30%，驱动压力大于28 MPa，是非常差的储集层，可作为气的储层或非常差的油气层。
VI类：裂隙-孔隙层：其特点是测试样品上肉眼看不出微裂缝，岩性非常致密。具裂隙的岩心，水驱油效率低。毛细管压力曲线上出现一个或多个台阶式的曲线段，这些曲线段平坦部分平行横坐标轴。排驱压力低于同类岩性的样品。孔隙度低，渗透率范围变化大。此类油气层在高尚堡高参1井沙三5油气层、彩南油田J2X油气层、小拐油田夏子街油气层中发育。
按照油气藏的油气层物性和生产特征的分类，除了以渗透率为标准外，还有其他多种分类方法，如按照流度（K/μ）分类法，流动系数（K·h/μ）分类法，也有把孔隙度也考虑进去的（K·h·?/μ）分类法等。
1.2.2 根据地质成因分类
有些学者是从致密砂岩油气藏的地质成因出发，对其形成过程进行系统研究，根据低渗透砂岩储层的成因类型进行分类。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。
第一类 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
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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。该储层砂体厚达60~70m，平均粒径0.18~0.14mm，分选很差，分选系数1.8~2.7，泥质含量达16%~21%。储层以原生孔为主，平均孔隙度19.1%，平均渗透率24md。大庆油田杏一区东部低渗透砂岩储层为湖盆三角洲前缘相席状砂沉积，其形成原因为岩石颗粒细，泥质含量高，分选差（表1）。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，储层参数响应。
表1 大庆油田杏一区东部低渗透砂岩储层物性参数
含 渗 透 率 (md) 孔 隙 度 (%) 油 饱 和 度 (%) 5 20 20.5 22.8 29.3 45.0 粒 度 中 值 (mm) 0.05 0.07 4.8 3.5 分 选 系 数 泥 质 含 量 (%) 22.5 16.5 伊 利 石 (%) 60.5 55.5 泥 质 成 分 高 岭 石 (%) 6.0 8.5 蒙脱石 绿泥石 (%) 33.5 33 第二类 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)。后由于有机质去羧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6油气层。该储层原生粒间孔隙度为35%，经压实作用，绿泥石膜析出，压溶作用及长石次生加大作用，孔隙度降为17.48%；再经浊沸石、碳酸盐胶结作用，使孔隙度下降为7.09%，其中残留的原生粒间孔仅占1.62%，其余为微孔隙。实际上，该储层已成为致密层。后期，经浊沸石胶结物、长石和其它组分的溶蚀，使孔隙度回升到12.94%，成为次生孔隙为主的低渗透储层。其中，浊沸石溶孔为5.15%，长石和其它组分溶孔占0.7%。
由上可知，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，
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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。
第三类 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气层，克拉玛依油田乌尔禾油气层，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。
根据裂缝在储层中所起的作用，裂缝性储层可分为以下四类： (1)裂缝提供了储层基本的孔隙度和渗透率； (2)裂缝提供了储层基本的渗透率； (3)裂缝提高了储层的渗透率；
(4)裂缝仅起到增加储层非均质性的作用。
我国裂缝性低渗透砂岩储层一般为(3)、(4)类。即裂缝储集能力很小，仅能起到提高局部渗透能力或增加某一方向渗透率的非均质性。这是由砂岩中裂缝的发育特点所决定的。
从成因上看，天然裂缝可分为构造缝与非构造缝(成岩缝与沉积缝)两类。砂泥岩地层中主要发育构造缝，方向性明显，受古应力场控制。产状以高角度缝(>600)和垂直缝为主，缝面新鲜，很少见油迹和充填物，说明在地下以闭合状态的潜在缝为主，压力恢复曲线反映为单一孔隙性介质。但在人工外力诱导下极易张开，转化为开启缝。
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。
1.2.3 根据成藏条件分类
表2直接型致密砂岩气藏和间接型致密砂岩气藏的基本特征
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储层的烃类原位渗类型 源岩 透率距离 （md） 直接型致密砂岩气藏 以生气为超压/ 烃类生毛细压主的Ⅲ型干酪根 以生油为间接型主的Ⅰ或致密砂Ⅱ型干酪岩气藏 根 <0.1 短/长 低压 解成气 岩性 超压/ 油热裂力/ 好 展布 很大 向 毛细压沿地层变化 的下倾方分布于水<0.1 短 低压 成 力 变化 层 向 穿过地RO >0.7% 的下倾方分布于水运移压力 机制 制 量 特征 度 油藏 压力 封闭机封闭质上边界的热成熟分布位置 气藏顶部国外有些学者也根据油气藏的其他不同条件进行过分类，例如Law（2000，2002）根据烃源岩的差异，将致密砂岩气藏中的盆地中心气藏划分为两类：直接型盆地中心气藏和间接型盆地中心气藏。其中直接型盆地中心气藏的烃源岩主要为Ⅲ型干酪根，以生气为主，而间接型盆地中心气藏则以Ⅰ或Ⅱ型干酪根为主，主要生成油，然后由油裂解成气。除此之外，还可以划分为这两者之间的过渡类型。由于盆地中心气藏实际上就是致密砂岩气藏，因此亦可以将致密砂岩气藏划分为直接型致密砂岩气藏和间接型致密砂岩气藏两类。由于这两类致密砂岩气藏烃源岩的干酪根类型的差异，导致其成藏特征具有很大的差别（表2）。
1.3 致密气藏基本特征
致密气藏为非常规气藏，它与常规气藏具有较大的差别，概括起来说，深层致密砂岩气藏至少有以下一些重要的非常规地质特征。
（1）渗透率低
渗透率低是致密砂岩气藏的重要标志，是衡量一个含气砂层是否称得上“致密”的第一个重要标准。1980年，美国联邦能源管理委员会(FERC)根据“美国国会1978年天然气政策法(NGPA)”的有关规定，确定致密气藏(致密地区)的注册标准是其渗透率低于0.1×10-3μm2，而更常见的是致密气砂层的渗透率在0.05×10-3μm2以下。Satriana（1980）对北美13个盆地31个致密砂岩气层渗
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