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本论文研究题目属CNPC十二五重大科技攻关项目“凝析油气藏开发新技术研究(2011B—1507)”的研究内容。油气藏开发技术发展趋势显示,注C02提高采收率同时实现C02埋存可能是现阶段我国实现温室气体减排和应对世界环境问题既经济和又有效的技术措施之一。目前,我国已经在吉林、江苏等开发中后期的低渗透油田实施了注CO2驱提高采收率的矿场试验,并取得了初步成功。但大多数注C02提高采收率工艺技术应用于低渗透油藏,而对于开发中后期的凝析气藏反凝析油采收率提高的问题研究较少。特别是注CO2提高凝析油采收率同时考虑C02埋存的研究就更少,而针对开发中后期近临界凝析气藏中注C02提高凝析油采收率同时考虑CO2埋存的研究几乎没有。因此,本论文以一个真实的近临界凝析气藏为研究对象,通过室内实验并结合数值模拟手段,研究开发中后期近临界凝析气藏中注CO2提高凝析油采收率机理及CO2埋存潜力、运移规律以及影响因素,为我国已处于开发中后期的近临界凝析气藏中注CO2提高凝析油采收率及CO2埋存的方案设计、潜力评价提供一定的实验依据和理论基础。本论文所要解决的主要问题是近临界态凝析气藏注CO2提高凝析油采收率的机理、可行性及CO2埋存的潜力和稳定性。研究的重点包括开发初期近临界凝析气藏原始地层流体特殊相态变化特征；目前地层条件下剩余凝析油气/凝析油体系注CO2特殊相态变化特征：目前地层条件下剩余凝析油体系注CO2的最小混相压力；超临界CO2驱替近临界凝析油气体系过程中的渗流特征。在这些研究的基础上,进一步运用一维线性、二位剖面以及三维近临界凝析气藏数值模拟模型评价注CO2提高凝析油采收率的可行性,并开展注C02提高凝析油采收率效果及C02埋存潜力的评价,优化出最佳的注C02提高凝析油采收率以及同时兼顾CO2埋存的方案。通过上述研究,取得以下成果及认识：(1)进一步发展了基于近临界凝析气藏原始地层流体特殊的相态变化特征、目前地层条件下剩余近临界凝析油气/凝析油体系注CO2特殊相态变化特征以及超临界CO2驱替近临界凝析油气体系过程中渗流特征的近临界凝析气藏中注C02提高凝析油采收率机理及CO2埋存潜力的实验研究方法。(2)近临界凝析气藏开发初期原始地层流体PVT相态变化特征分析表明：临界点附近,近临界凝析气藏原始地层流体在PVT筒中出现了上部黑褐色下部红棕色到全部为黑褐色的雾状相变的“临界乳光”现象。这就表明,近临界凝析气藏原始地层流体临界区附近是一种高密度、液滴高度分散且没有界面张力的流体。(3)目前剩余凝析油气/凝析油体系注CO2过程全可视观测实验结果表明：剩余凝析油气/凝析油体系注入一定比例CO2后出现“临界乳光”现象。“临界乳光”现象意味着CO2与剩余凝析油气/凝析油体系之间没有明显的界面张力,流体混合成一相。因此,注C02可能与目前地层剩余流体实现混相。所以,注C02提高凝析油采收率时应考虑达到混相状态所需的CO2的注入量。(4)填砂均质一维长细管实验结果表明：C02—目前剩余近临界凝析油体系的最小混相压力小于原始地层压力,因此,注C02可以与目前剩余近临界凝析油体系实现混相。但是,要想实现注C02提高凝析油的采收率就必须保证C02的注入压力大于最小混相压力,因此,注CO2提高凝析油采收率时应该考虑C02的注入压力。(5)基于现有的C02—油体系最小混相压力预测经验数学模型的局限性(适用范围窄)以及误差较大的问题,本文通过收集国内外C02—油体系最小混相压力的实验数据,利用优化算法建立了C02—原油体系的最小混相压力预测经验模型,并利用本文测试的最小混相压力数据和其它未用于建立模型的数据检验了所建立的C02—油体系最小混压力预测模型的适用性,评价结果表明,本文建立的改进的模型预测范围更广,预测精度更高,达到了改进的目的。(6)串联组合的长岩心实验结果表明,凝析油采出程度与CO2的注入压力(地层压力保持水平)、注入方式(不考虑焖井对流扩散和考虑焖井对流扩散)有关。因此,注C02提高凝析油采收率及埋存过程中要考虑C02的注入压力和注入方式等因素的影响。(7)利用商业数模软件CMG中的组分模型,建立了近临界凝析气藏中C02驱凝析油机理和埋存的数模模型,模拟考虑了注采井网、注入速度以及基于实验得出的注入压力(地层压力保持水平)和注入量等敏感因素。模拟结果表明,注采井网、注入压力、注入速度和注入量等因素对凝析油采出程度有着十分重要的影响,而且其它条件相同,只考虑单因素条件的影响下,注入压力越高,凝析油的采出程度越高,CO2埋存潜力越大；注气量越大,凝析油的采出程度越高,CO2埋存潜力越大；注入速度越大,凝析油的采出程度越高,C02埋存潜力越大。但是,综合考虑换油率和气窜的情况,最终优化并筛选出合理的注气速度、注入量和注入压力分别为60000m3/day,0.35HCPV和28MPa。(8)基于近临界凝析气藏中注C02驱凝析油与埋存数值模拟的最优方案,进行了CO2埋存50年和100年的稳定性评价,结果表明埋存50年至100年地层压力几乎不变,CO2有一定程度的扩散,但扩散系数随着埋存时间的增加而减少,扩散系数的最小值仅为1.43×10-5cm2/s,这就表明C02能够稳定埋存。