低渗透油藏通常具有低丰度、低压、低产“三低”特点，其有效开发难度很大。低渗储层中油气富集区，特别是裂缝发育带和相对高产区带的识别评价、开发方案优化、钻采工艺、储层改造、油井产量、开采成本、已开发油田的综合调整等技术经济问题，制约着低渗透油藏的有效和高效开发。低渗透油田数量很多，储藏着丰富的油气资源，美国、俄罗斯、加拿大等产油国都发现了大量的低渗透油田。如美国的文图拉油田可采储量达到1×108t，加拿大的帕宾那油田石油地质储量为11×108t，可采储量为3×108t。这类油田具有地质情况复杂、开采难度大、产能低和经济效益差等特点。俄罗斯难以开采的石油储量占剩余可采储量的40%以上，从低渗透油藏中采出的石油占全部产量的25%。中国中低渗透原油储量所占的比例越来越高，中国石油天然气集团公司从“八五”期间的59%增长到“九五”期间的67%，“十五”期间则占到了70%左右。如何经济有效地开发低渗透油气藏已成为世界共同关注的难题。国外低渗透油田开发中，已广泛应用并取得明显经济效益的主要技术有注水保持地层能量、压裂改造油层和注气等，储层地质研究和保护油层措施是油田开发过程中的关键技术。开发低渗透油田，一般首先利用天然能量开采，以延长无水开采期和低含水开采期。利用弹性能量和溶解气驱能量开采，油层产能递减快，一次采收率为8%~15%。转入注水开发后，二次采收率为25%~30%。美国、前苏联、加拿大、澳大利亚等国低渗透油田首先利用天然能量开采，只有极少数油田早期注水(投产即注水)。天然能量以溶解气驱为主，其次为边水驱和弹性驱。注气为许多低渗透油田二次和三次开采方法，特别是CO2驱油受到国际社会重视，既可以驱油增加产量，又可以实现二氧化碳地质埋存，缓解温室效应。为了高效开发低渗透油气藏，取得较好的经济效益，低渗透油气藏开发应大力发展密井网、油层保护、小井眼、水平井、多分支井、欠平衡钻井、低密度钻井液及大型水力压裂技术等新技术的应用，较大幅度地提高了单井产量，实现了低渗透油田少井高产和降低成本的目的，这些是今后低渗透油田开发的技术发展方向。中国低渗透油气田开发需注重提高低渗透、特低渗透油藏有效储层识别精度及相对富集区带筛选；大幅度提高低渗透和特低渗透油藏单井产量，降低开发成本，简化、优化注采工艺与地面集输流程。低渗透气藏的开发方面，向应用大型和巨型压裂提高单井产量的方向发展。超高压气藏开发方面，向着安全钻采、实时监测和测试方向发展。高含硫气藏向防腐、天然气净化及硫的综合利用技术方向发展。水平井、复杂结构并技术成为各类气藏高效开发提高单井产气量的主流开采技术。(石油知识)