国外对于特低渗透油藏开发时间较长，从美国1871年发现著名的勃莱德福油田起，已有100多年的历史了。国外认为，低渗透油田尤其是高压低渗透油田初期压力高、天然能量足，最好采用自然能量开采，尽量延长无水开采期和低含水开采期，一般都先用弹性能量和溶解气驱能量开采，但油层产能递减快，一次采收率低，只能达到8%~15%。进入低产期时再转入注水开发，采用注水保持能量后，二次采收率可提高到25%~30%。经过对美国、原苏联、加拿大及澳大利亚等20个多个低渗透砂岩油田的调研发现，大部分是优先利用天然能量开采，只有极少数油田投产即注水，天然能量以溶解气驱为主，其次为边水驱和弹性驱。同时，注气也成为许多低渗透油田二次和三次开采方法。

美国的低渗透油田东北帕蒂斯林格油田，油层深度2460~3060m，渗透率为0.9×10^-3~8.9×10^-3μm²。该油田1953年投入开发，1960年开始注水。由于含水上升快，产量迅速递减。1980年开始实施注CO₂改善开发效果方案。注CO₂后原油产量大幅度上升，开发效果得以改善，预计注CO₂可使油田开发延长13年，多采11%的地质储量。

自20世纪70年代中期一来，由于N₂独特的优越性，注N₂开发油田得到了迅速的发展。据美国《油气杂志》报道，1991年美国共实施N₂驱项目31项，1998年共实施N₂项目9项，2004年为6项。美国N₂驱主要用于低渗透油田。实践证明，埋藏深的特低渗透油藏最适宜注N₂。

我国低渗透油田一般天然能量小，弹性采收率和溶解气驱采收率也非常低，一般采取早期注水，保持地层压力的开发方式，以获得较高的开采速度和采收率。例如大庆永乐油田州184区18口井采用超前注水，投产初期单井日产油7.8t/d，采油强度2.16t/(d^.m)，与同步注水的其他井相比采油强度提高了0.51t/(d^.m)。

史成恩、潘增耀根据鄂尔多斯盆地目前发现的两个整装特低渗油田——安塞、靖安长6油层的地质特点及开发实践^[4]，以油藏工程方面的内容为主，总结、提出了特低渗油田开发的主要做法，即：开展油层早期评价，优选富集区；深化油藏描述，建立精细地质模型；加强开发试验，优化方案设计；井网系统与裂缝合理匹配，整体开发压裂；早期注水开发；适时调整注采比，建立有效压力系统；开展不稳定注水，裂缝侧向治理加密调整，局部扩边挖潜；以及调剖堵水、改变液流方向、放压生产等综合治理，可达到降低开发和生产成本，提高整体开发效益的目的。

注气也是我国开发低渗透油藏的重要组成部分之一，逐步由实验室阶段走向现场实验。部分油田天然气驱取得了较大的采收率。国内注N₂开发起步较晚，华北油田雁翎油田在1986年底开始与法国合作制定了一个N₂驱方案，从1994~1999年共进行了三次注气，累计注气4.6×10⁴m³，取得一定效果。江汉油田于1999年开始注N₂先导试验取得一定效果，平均单井日产油从4t/d上升到6t/d，含水从84%下降到71%。其他油田如塔西南进行了注N₂开发挥发性油藏的试验研究；江汉，中原也进行过较大规模的矿场试验，均取得较好效果。