H26低渗断块油藏平面上非均质性强,单个油砂体油层连通性较差,吸水能力很不均匀,储层纵向上层数较多,且连通性较差,导致注水难以实施,单井产量下降幅度过大。针对该油藏存在问题,并基于CO2的性质和相态特征,本文首先开展了原始地层流体PVT实验和注CO2膨胀实验,并对实验数据进行拟合,分析了 CO2驱增油机理,确定了流体拟临界参数;同时,本文进行了细管测试及数值模拟研究,确定了流体最小混相压力;最后,采用油藏工程理论、数值模拟和现场实践相结合的方法,对开发方式进行论证;并对CO2驱提高采收率的敏感参数进行优化;通过调整注采井生产制度并结合补孔增油措施,最终制定一套可行的CO2驱最优方案。论文取得结论与认识如下:(1)基于PVT相态测试显示:H26断块油藏为典型黑油油藏,地层原油泡点压力为7.44MPa,地层原油弹性膨胀能量不足,仅靠天然能量驱动,开发效果甚微。(2)通过注入不同比例的CO2膨胀实验结果表明:地层流体注入CO2后,流体饱和压力增加,原油溶解气油比显著增加,饱和原油黏度与密度明显降低;随着注气比例逐渐增加,P-T相图整体向左上方偏移,组分逐渐轻质化。(3)通过细管实验与细管模拟结果表明:地层流体最小混相压力为29.31MPa,在现场实施注气时,有效维持地层压力将有利于CO2与原油形成混相。(4)历史拟合表明:地质总储量173.18×104t,拟合精度达99.72%,数模储量与地质储量大小基本一致;全区19 口井生产历史参数拟合良好,满足工程要求。(5)经油藏工程方法论证表明:储层弹性可采储量为7.23%;基于衰竭开发、水驱开发与注气开发方式选取验证表明:采用注气开发为最优选择。(6)通过对比2个不同井组与3个不同位置井排注气的增油效果分析表明:该区块存在明显的重力分异现象;采用高注低采开发方式具有明显优势。(7)注采参数优化结果:地层压力保持水平31-32MPa、注气速度为2.5×104m3/d、注气周期数3个、注气周期时长4年时可以最大程度地增加地下原油的产出。(8)井排交叉轮流注气、分层注气与驱产一体化验证分别表明:一直采用高部位井排轮流注气方式增油最为明显:分层注气可有效提高地下原油采收率:局部范围气窜时,所注CO2大部分已混相,同时打开两口井可在一定程度上增加采油量。(9)在高注低采井网基础上,通过井网调整、转注与补孔措施,相比于衰竭开发方案,最终推荐方案在预测的15年内,累计增油13.45 × 104t,地层采出程度提高8.56%。