本文研究内容来自中石化江苏油田开发研究课题,以徐闻挥发性油藏注N2和天然气开发过程地层流体动态相态特征,注气提高采收率可行性为主要研究对象,开展挥发性油藏注气开发规律,注气过程中流体相态特征变化等基础性研究工作,以此确定注气过程中注入气和挥发油的地下流体形态,正确认识挥发油体系在注气过程中的地层流体相态特征变化规律。这对徐闻挥发性油藏找到合理开发方式具有非常重要的意义。通过相关研究已取得了以下认识：(1) Xuwen6-1井地层流体属于轻质弱挥发性原油的流体组成。地层油气体系泡点压力低,地饱压差较大,原油不易脱气,可以衰竭开采一段时间。(2)对于溶解气油比很高的强挥发性油藏流体,当油藏压力降至泡点压力以下时,大量的溶解气会逸出,流度超过油相时,大部分的油相会残留在地层,这时的生产类似凝析气藏生产动态,所以对溶解气油比很高的挥发性油藏可以考虑定容衰竭实验。(3)挥发性油藏非平衡定容衰竭实验证明在挥发性油藏中,当外界温度压力变化速度超过相变速度时,挥发性流体中的中间烃类组分还来不及挥发至气相而残留在剩余油液相之中,使得剩余油体积变化小,收缩率降低。(4) Xuwen6-1井地层原油体系注N2多次接触混相压力为31.75MPa左右,注天然气多次接触混相压力为22MPa左右,低于原始地层压力(27.28MPa),通过对拟三元相图模拟结果分析发现：从气液两相多级接触过程来看,液相重质组分不断减少,注入气中C2-C6中间烃组分逐渐增加。(5)从注N2和天然气驱细管实验可以看出,Xuwen6-1挥发性油藏在20.4MPa以上注天然气可实现混相驱,而注N2需要30.3MPa以上的压力(即要超过原始地层压力)才能达到混相驱。因此,在原始地层压力条件下Xuwen6-1挥发油藏注N2只能实现近混相驱。(6)长岩心驱替显示：原始地层压力下连续注水驱最终采出程度为40.51%,效果相对较差；原始地层压力下脉冲注天然气驱最终采出程度为62.93%,采出程度最高；衰竭至饱和压力下脉冲注天然气驱最终采出程度为31.03%,表明原始地层压力下脉冲天然气驱的开发方式优于衰竭至饱和压力下脉冲注天然气驱；原始地层压力下脉冲注氮气驱最终采出程度为26.22%,效果最差,衰竭至饱和压力下脉冲注氮气驱最终采出程度为32.68%,说明衰竭至饱和压力下脉冲注氮气驱的开发方式优于原始地层压力下脉冲注氮气驱。注气时机应选择早期注气保持压力开发。(7)考虑人工裂缝影响的注入时机一维机理数值模拟分析显示,原始压力下注天然气驱,采出程度最高,可达90%,注入倍数达0.8PV注入气才突破。而当压力衰竭到12MPa再注气,采出程度下降到40%,注入倍数达0.4PV注入气就开始突破。原始压力下注N2气驱,采出程度最高可达70%,注入倍数达0.55PV注入气才突破。而当压力衰竭到12MPa再注气,采出程度下降到60%,注入倍数达0.3PV注入气就开始突破。因此,徐闻地区挥发油藏应采取早期注气开发方式。因此,根据地层条件和实际情况,徐闻地区挥发油藏应采取早期注气开发方式。可考虑注天然气实现混相驱,且注气并焖井一段时间后可以大幅度提高采收率,建议采用注天然气并焖井的开发方式开采。