K7气藏为边水带油环凝析气藏,1977年井喷发现后,于1980年9月正式投产,目前处于产量递减阶段。该气藏由于早期井喷,导致地层压力下降,天然能量不足,开采初期地层中就有凝析油析出,后续衰竭式开采过程中凝析污染严重,凝析油采出程度低。同时由于气顶压力下降,部分边部气井出现油环突破现象。为了更加清楚地认识该气藏剩余储量分布情况,本文从生产动态资料和测试资料入手,分析单井剩余潜力及潜力层位,提出增产措施并进行可行性及机理分析研究；结合气藏地质特征,建立储层地质模型,利用数值模拟研究剩余储量分布,提出气藏开发调整方案,指导气藏合理开发。本次研究主要取得如下认识：(1)K7气藏储层基质物性较好,断层发育但隔挡作用差,水体不活跃。利用气藏地质资料建立了精细地质模型。(2)对该气藏躺井、气井、边部油井进行了生产动态分析,根据油气井的生产历史数据计算了主要生产井天然气、凝析油的单井动态储量以及油井的油环、溶解气的单井动态储量。同时将单井采出油气劈分到各小层,得到各小层剩余潜力,并根据试油结果,对有潜力的井提出生产调整措施。(3)气层单井动态地质储量分布不均匀,气顶气的主要潜力在K7-2、K7-3和K7-7小层。油环上的井少,单井油环油动态地质储量采出程度不均匀,平均油环油动态储量的采出程度25%,油环潜力较大。因此应该保持能量尽量多的开采油环,以提高油环采出程度。(4)根据生产动态分析结果,提出循环注气提高凝析油采收率方法,并做机理研究,优选注采参数,针对本气藏这种中后期循环注气的气藏提出先高注采比后注气保压的循环注气方式,在相同注入气量情况下,此方法能获得更好的经济效益。(5)数值模拟研究表明,剩余气主要分布在构造高部和构造西部,剩余油主要分布在构造南部,这些地方应作为挖潜的主要区域。(6)根据动态分析单井潜力层位及数值模拟剩余油气分布,综合提出了单井生产制度调整、循环注气及打新井的开发调整方案,通过经济评价优选出了一套最优方案。