截止2003年底，我国陆上油藏已探明未动用储量为34.9384亿吨，主要为低渗透、特低渗透油藏，占总未动用储量56％以上。目前许多低渗透油田难以得到经济有效的开发，且不同地区渗透率相近的低渗透油藏开发、动用程度相差很大，开发难度迥异。低渗透油藏之所以有别于中高渗透油藏，不仅仅是因为渗透率低，主要是由于其有特殊的孔隙结构。孔隙结构是决定渗流能力和驱油效率的根本因素。因此，本文利用先进的恒速压汞仪和最大气泡法研究低渗透储层的孔隙结构，开展了孔隙结构对油藏的渗流能力、开发效果、储层评价影响的研究。并针对大庆、长庆低渗透油藏开展对比研究。实验室研究结果表明：不同地区的低渗透油藏，气测渗透率相近的岩心，喉道大小和分布规律不同，水测渗透率差异很大，表明孔隙结构是内在控制性因素；在油藏条件下，岩心的水测渗透率不是常数，而是随压力梯度变化的参数；大庆油田水测渗透率曲线拐点值是长庆油田的10倍；在低渗透储层的开发中使用气测渗透率有一定的局限性，应使用平均喉道半经；根据恒速压汞的测试结果，可以对低渗透储层进行评价，平均喉道半径作为储层评价新参数是充分和必要的；长庆地区低渗透油藏的开发效果好于大庆同等气测渗透率的低渗透油藏，是因为气测渗透率不能反映低渗透储层的渗流能力和开发效果，微观孔隙结构特征是储层性质的内在因素。长庆油田低渗透油藏岩心的较大喉道相对较多，对渗流能力的贡献较大，是开发潜力和开发效果明显强于大庆油田渗透率相近的油藏的根本原因。