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20世纪以来,注气提高原油采收率技术已经发展成为一项成熟的增产技术。注气驱在国外开发中后期砂岩油藏中已得到广泛应用,大多数油藏注气前采用水驱及衰竭式开发方式。轮南油田经过20余年的注水开发,采出原油综合含水率达87.7%,已进入水驱开发后期。主力油藏LN2T Ⅰ油藏平面注采不平衡,层间物性差异大,层间矛盾突出,水驱采出程度低,同时轮南油田高温高盐的特点致使化学剂驱提高采收率存在很大的局限性。本文针对轮南油田目前注水开发现状,评价在该油田注烃气可行性。针对该油田储层物性相对较好但非均质性较强、不同区块流体性质差异大、油藏多层且跨度大、天然气资源丰富等特点,结合注烃气驱室内实验和数值模拟方法,开展了轮南油田水驱开发后期注烃气提高采收率的可行性分析研究。选取了LN2T Ⅰ、LN2T Ⅱ、LN2TⅢ个区块的储层岩心样品和流体样品进行研究。通过细管实验测得3个区块注烃气驱最小混相压力分别为51.33MPa、54.31MPa、51.16MPa,对比3个区块的目前地层压力,确定LN2TⅠ、LN2TⅡ区块为非混相驱,LN2TⅢ区块为近混相驱。通过长岩心驱替实验评价了不同驱替方式下的驱油效率。对3个区块进行了直接气驱、水驱后气驱、水驱后气水交替驱共9组驱替实验,结果表明,3个区块都是在水驱后气水交替驱方式下驱油效率最高。选取LN2TⅠ区块进行注气开发数值模拟,在井区内建立一个五点法注采单元的概念模型,考虑纵向非均质性对不同注入介质(干气、水),不同注入方式(笼统注、分层注)的驱油效率差异及宏观机理。模拟了9种不同的开发方案,模拟结果表明,笼统注入方式下,水驱后气水交替驱的采出程度最高；分层注入方式下,对于低渗储层,注气开发采出程度比注水开发高20.52%,对于高渗储层,注气开发与注水开发效果较为接近。数值模拟结果与室内实验结果规律一致。