随着油田开发的不断深入,低渗透油气藏在油田开发中占的比例越来越大。我国近几年发现的油气储量大多为低渗、特低渗透储层。低渗透性油气藏具有储层性质差,单井产量低,开发难度大,成本高,稳产困难等特点。必须进行压裂改造后，方可获得经济产量。大量研究资料表明，低渗透储层存在塑性和低速非达西渗流（启动压差），从国内目前低渗透油田区块开发经验来看，低渗透油藏油井投入生产后大多投产初期递减快，驱替压力梯度大，而注水开发后存在不同程度的注水井吸水性能差、油井见效慢等问题。因此开发初期就容易形成低产的被动局面。王盘山宋山区块为典型的岩性油藏，原始驱动类型为弹性溶解气驱，属低压、特低渗油藏。工区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡带的西部边缘，自上而下共沉积10套地层，侏罗系延安组和三叠系延长组油层发育。本文详细研究和分析了目的区块地质特征（主要包括地层特征、构造特征、储层特征、敏感性评价渗流特性及润湿性和流体性质等），并用容积法进行了储量计算，通过对试油试采特征分析，进行了该区油藏工程设计，提出了油藏开发原则，层系划分原则，确定了开发方式，以及注水方式，给出了长8油层超前注水开发的相关设计参数，并进行了水驱采收率的预测。矿场试验结果表明，该方案在经济上可行，且投注层位长8油藏改造效果比较理想，地层能量下降速度明显放缓、动液面回升比较明显。在促进生产的同时，该区块部分生产井出现注入水明显上升情况，说明受储层不均质性影响，指进已经影响到生产，需进行措施改善注水状况。低渗透油田或特(超)低渗透油田将是今后相当长一个时期内增储上产的主要资源基础，通过对王盘山宋山区块特低渗透油藏注水开发方案的研究，将为提高特低渗透油藏注水采油效果、制定油藏合理的超前注水开发政策提供理论依据和技术支撑，保证特低渗透油田开发效益最大化具有较好的指导意义。