随着油藏的勘探开发,国内大多数油田经过注水开发后均已进入高含水中后期,水驱最终采收率只能达到30～40%,将近2/3的地质储量存于地下。注气开发高含水油藏能有效提高油藏采收率,达到较好的增油降水的目的。本文结合M油藏实际的生产情况,用数值模拟方法建立注伴生气模型对注气参数进行优化。通过研究,得到如下结论:(1)对M油藏进行气驱动态特征的研究,结果表明:注气井组连通性较好,注气能有效提高受效井的产油量。通过对典型气驱突破井的分析发现,注入气的推进突破与混相体积、井距、连通性、物性等多种因素有关。(2)根据高压PVT实验分析得到的井流物组成,经过重馏分特征化及拟组分划分,最后得到6个拟组分的组成。进行了单次脱气实验拟合、恒组成膨胀实验拟合、注伴生气膨胀实验拟合,总体上拟合效果较好,能满足后续工程计算要求。细管驱替实验拟合表明:注伴生气最小混相压力可达为33.2MPa。压力越高,驱替效果越好;注入气重烃含量越高,驱替效果越好。长岩心驱替实验拟合表明:在不同的注气速度下,连续注气均能获得较高的采出程度。(3)建立注伴生气模型,并进行历史拟合,针对该模型预测继续注水开发33.5年,增产油103.67×104t,采出程度仅增加了 4.19%,无法有效动用地层中的剩余油。按照原方案继续注气,增产油281.07×104t,采出程度增加11.35%,注气能有效提高油藏采收率。(4)对所建立模型进行注气井型、注气强度、压力、注气组成、气窜气油比、注气年限等参数的优化研究,优选一套合理的开发方案。以此设计的开发方案,生产33.5年后增产油296.19×104t,采出程度增加11.97%。通过此次数值模拟研究可以得到,注气能够有效地提高M油藏的采收率,对同类油藏的开发具有重要意义。