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边底水断块油藏由于具有裂缝系统发育、油藏类型和油水系统复杂等特征,在开发过程中容易出现水侵问题,从而导致油井见水早、含水上升快和产能降低。注气吞吐技术因具有注入量小、不受井间连通性影响及气窜问题不突出等特点,目前被认为是一种比较有效的控水增油技术。针对边底水断块油藏水侵问题,开展注气吞吐控水技术应用实验研究。采用室内实验的研究方法,通过自行设计的三维物理模型研究底水油藏水平井CO2/N2/N2泡沫吞吐过程,对比评价其控水增油效果;并在此基础上,对注气吞吐控水增油机理进行分析,建立一维边水模型,进行CO2/N2/复合气（CO2+N2）吞吐控水实验,通过改变复合气中CO2和N2的注入量和注入顺序,评价CO2/N2/复合气吞吐控水增油效果,并进行油藏条件（非均质程度和原油粘度）适应性和注入参数（注入压力和注入时机）优化研究;借助PVT-sim Nova数值模拟软件模拟CO2/N2/复合气吞吐过程中温压条件的变化,分析了注气引起沥青质沉积的可能性,并对CO2/N2不同比例复合条件下的沉积压力进行对比。实验结果表明,底水油藏水平井CO2/N2/N2泡沫吞吐技术具有一定的控水增油效果,但裂缝的存在对控水增油效果影响较大,采用高强度淀粉凝胶对裂缝进行封堵,可进一步改善CO2/N2/N2泡沫吞吐效果。CO2吞吐主要的增油机理为降粘作用、气体膨胀作用、抽提作用和逸出携带作用,依靠增油作用来达到控水的目的;N2的膨胀作用是N2吞吐驱替原油的主要动力,N2吞吐抑制边水侵入的效果最好;复合气吞吐中CO2和N2的注入比例为7:3时,CO2段塞和N2段塞的协同作用最好。注气吞吐控水增油效果对储层渗透率具有非常好的适应性;CO2/N2/复合气的流度控制能力有限,渗透率级差不宜过大;注气吞吐技术同时适用于稠油油藏和稀油油藏;在注气吞吐技术应用过程中应尽可能保持较高的注入压力;注入时机的选择以水驱至含水率为60%时为宜。注气引发沥青质沉积的可能性与原油组分有关,原油中重质组分含量较高时,注气吞吐引发沥青质沉积可能性更大;随着CO2注入量的增加,沥青质更容易发生沉积;与注入CO2相比,注入N2的原油不易发生沥青质沉积;当复合气中CO2和N2的注入比例达到1:1时,出现沥青质沉积压力范围的转折点,继续增加CO2注入量,原油更易发生沥青质沉积。复合气吞吐技术应用过程中,应在保证控水增油效果的基础上,尽可能多的使用N2来替代CO2,以降低注气引发沥青质沉积的可能性。