韩海水，周代余，王 丽，俞宏伟，范 坤，周 炜，张 可

(1.提高石油采收率国家重点实验室，北京100083； 2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083； 3.中国石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒 841000； 4.中国石油新疆油田分公司风城油田作业区，新疆克拉玛依 834000)

注气提高油田采收率技术现被广泛应用[1-9]。深层高压是确保混相气驱的有利条件。厚油藏顶部注气形成的人工气顶，可推进气油界面稳定下行，一定程度改善了平面气驱的超覆、指进导致的波及效率低的状况。D油藏开展顶部注烃气辅助重力驱重大开发后，综合含水下降，油井持续增油，开发效果显著。但随着总注入气量的不断增加，油井逐渐见气；同时由于气源井的生产变化，注入烃气组成不够稳定，表现为甲烷物质的量分数增加。笔者以超深巨厚D油藏顶部注烃气为背景，开展细管实验和长岩心驱替实验，研究多种注入气-地层油混相能力评价和长岩心驱替特征及产出流体组分变化规律，利用最小混相压力与注入气组分的工程计算公式，预测不同地层压力下确保烃气混相驱的注入气组成，分析渗流阻力、产出端组分物质的量分数、气油比、采出程度等变化规律。

1 储层及原油特征

1.1 油藏基本情况

D油藏是受北东-南西走向的短轴背斜控制的原始块状油藏，其埋深约5 800 m，含油高度120 m，平均有效厚度达43.5 m，属典型超深巨厚油藏。原始地层压力为62 MPa，地层温度为140 ℃，平均孔隙度为13.5%，平均渗透率为64.8×10-3μm2，属超高压、超高温低孔中渗储层。

1.2 开发现状

D油藏在开发初期以弹性驱动为主，随着注采井网日趋完善，人工注水驱动能量上升，弹性驱动能量相对下降，但受注采层位不对应影响，注水效果不好，地层能量下降明显。……