DG油田是我国典型的稠油油田,储层中原油黏度高,流动性差,目前区块储量动用程度低,注水开发效果差。根据以上特点,对于目标G区块提出了注气吞吐开发的方法。本次研究通过物理方法测试了目标原油的高压物性参数,开展室内动态混溶实验,测试了不同注气压力下,原油溶解气后的气油比和黏度,对原油注天然气吞吐可行性进行实验评价。以实验测试的参数为基础,利用数值模拟手段分析稠油流体注气后的相态及注气混相性特征。结合地质资料建立目标区块机理模型,利用数值模拟手段研究注入介质及储层性质对吞吐效果的影响,最后优选注入介质,建立单井模型,对注入参数进行优化设计。得到如下认识:(1)原油高压物性参数测试显示地面脱气油密度黏度较大,重组分含量高,动态混溶实验证明,地层压力22MPa条件下,溶解气达到饱和时,溶解气油比为98.0m3/m3,黏度从 2777.5mPa·s 降低到 41.76mPa-s。(2)对稠油流体注气相态及混相性特征的数值模拟研究显示,注气压力越大,天然气在原油中的溶解量越大,原油的黏度和密度下降幅度越大。目标区块稠油注天然气的最小混相压力为69.37MPa,在地层压力条件下注气,无法达到混相驱。(3)数值模拟结果显示:注N2吞吐的效果较注天然气和CO2效果较差,注氮气吞吐主要适合低黏度油藏开采,对于较高黏度的油藏,适合采用注天然气和注CO2吞吐开采。对于厚度较大、油藏埋深较浅,黏度较大,渗透率适中,不带倾角的油藏,注天然气吞吐的效果较好。(4)单井注天然气吞吐优选参数为:吞吐3周期,周期注入量为40万方,总注气量120×104m3,注入速度为10000m3/d,日产液量40m3/d,吞吐周期6个月。数值模拟结果显示,优化方案下,注气吞吐后总产油量4774t,采出程度达4%,对比衰竭开采增产油量3711t。(5)稠油注天然气吞吐增油的主要机理有:注入的天然气与储层原油相互作用,降低原油黏度、使原油体积膨胀、萃取原油中的轻质组分、形成内部溶解气驱等。