论文在研究过程中对东胜堡潜山地质构造及开发特征进行了较详细地调研。总体上看，东胜堡潜山油藏类型为高凝油类型的具有层状特点的裂缝型块状底水油藏。自1982年进入开发准备以来，共经历了试油试采阶段、产能建设阶段、注水稳产阶段、产量递减阶段等四个开发阶段。目前由于注水效果不是很好，从1994年开始，油藏开始停止注水，为了提高东胜堡潜山油藏中后期的开发效果，根据目前注水开发效果不理想的情况，注天然气开采方式作为保持油层压力的措施和改善开发效果、提高采收率的方法被提出。本文基于注气提高采收率理论，通过一系列室内实验研究和应用油气藏数值模拟技术，对东胜堡潜山油藏注天然气可行性进行研究论证。完成研究工作及取得的成果如下：对目前国内外油田注天然气技术取得的成果和经验进行了总结；对混相驱和非混相驱机理进行了深入的分析；对注气效果影响因素从静态参数和动态参数的两个方面的影响进行了归纳；应用经验公式和通过细管实验确定了东胜堡潜山油层气驱最小混相压力为31.6MPa；开展了长岩心注天然气驱替实验，研究了渗透率、注入压力、注气速度、注入时机等参数对天然气驱油效果的影响；应用数值模拟技术，建立了东胜堡潜山油藏双孔双渗地质模型和数值模型，完成了前期注水生产历史拟合，掌握了研究区目前的剩余油分布规律，通过筛选出的井组进行天然气驱方案预测，计算结果表明，注天然气的预测效果明显优于水驱预测效果，注天然气的采出程度比注水的采出程度高4.3%；在相同条件下，注气速度0.15PV/a时开发效果最好；通过优化气水交替段塞方案得到，气水交替注入最优方案是气水比2:1，交替周期越短开发效果越好。