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吐哈油田A区块为低渗透稠油油藏,平均孔隙度为15.3%,渗透率为0.25—-21.5mD,饱和压力下原油黏度较高(160-600mPa-s),天然能量不足,前期衰竭式开发及注水开发效果差,选择合适开发方式是提高吐哈稠油油藏效益的首要问题。气驱作为提高原油采收率三次采油技术在国内外油藏开发中得到广泛应用,评价该技术在低渗稠油油藏中可行性具有重要意义。本文以吐哈油田两个区块为研究对象,借助室内实验研究的手段,开展了系统的注气提高采收率室内实验研究,主要包括：原油高压物性测试、注气膨胀实验、细管实验、固相沉积实验及长岩心驱替物理模拟实验。定量评价了不同注气介质、‘不同注气方式等对气驱油效果的影响及注气可行性,并取得了以下结论与认识：(1)同种地层流体进行C02、烟道气膨胀实验表明：C02的降黏幅度更大；不同流体注入烟道气膨胀实验表明：黏度越高的地层流体降黏效果越好。(2)细管实验表明：当注气压力高达46.3MPa时(地层破裂压力35MPa),采出程度仅为52.7%,远低于气体混相驱采出程度标准,该稠油区块只能采用非混相驱方式。(3)烟道气驱固相沉积多次接触实验结果表明：随注气量增大,产生了固相沉积现象,但沉积量始终低于0.1%,因此可不考虑注气过程中固相沉积对地层伤害。(4)黏度为159mPa-s的地层流体采取不同注入方式的驱替实验表明：烟道气水交替驱采出程度达71%,注入量较少(2.07HCPV),平均驱替压差较低(7.14MPa),考虑其为首选注入方式。(5)黏度为555.8mPa-s的地层流体不同注入介质驱替实验表明：气驱油的采出程度可达61%,明显高于直接水驱(37%)；CO2水交替驱的突破时间晚(0.6-0.7HCPV)、注入体积少(2.01HCPV)、采出程度高(61%),被选为最佳注入方式。(6)黏度分别为159.5mPa·s,555.8mPa·s的流体进行烟道气水交替驱实验,采出程度分别为70.88%、56.92%,表明黏度越低、采出程度越高；渗透率分别为21mD、2.1mD的两个区块进行直接C02驱,平均驱替压差为8.31MPa.8.52MPa,表明渗透率越低、驱替压差越大。