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SS低渗透油藏为低孔低渗的块状底水背斜构造油藏,20多年来先后从自然能量开采到注水开发,目前油田中矛盾突出的是油井产量快速递减,含水率高,注水增产效益差。为解除该油田的生产问题,参考国内外低渗油藏注气开发的经验,将注气视为接下来油田增产的主要研究方向。由于该油藏地理位置特殊,对可选择的注入气资源进行分析,得到该油藏仅可选用氮气作为注入气。结合氮气的特点和氮气驱开发机理,进行注氮气可行性分析,并利用数值模拟技术对选取试验区的井组进行注气机理研究和注采参数优化,优选出最佳方案,对现场开发整个区块具有指导性的意义。主要研究内容及取得成果与认识如下:1.通过注气驱油机理数值模拟研究,得到了饱和压力、单次脱气气油比、地面密度、地层密度等地层流体主要特征参数,能真实反映实际地层流体性质的变化;最小混相压力细管驱替实验表明,该油藏地层原油注氮气在60MPa下依旧不能达到混相,即注氮气为非混相驱。2.注氮气长岩心驱替实验数值模拟研究表明:模拟得到注气所获得的原油采出程度增量8.50%～16.16%,平均值为11.15%;连续注氮气驱替原油采出程度增量最小,而在氮气/水交替驱中,随段塞尺寸和段塞尺寸比的减小,则采出程度的增量增大,驱油效果变好。3.建立注气机理模型,并对其进行历史拟合,针对该模型预测继续注水开发20年,增加产油量4.80×104t,采出程度平均增加4.57%,开采效果极差,根本无法有效动用地层中的剩余油。剩余油分布的高低主要与注采井网的完善性、储层分布的连续性和层间非均质性密切相关。4.对所建立模型注氮气参数优化研究,确定气窜气油比控制在2500m3/m3;注气层位S1+S2+S3层合注;压力水平保持在20MPa左右;选择交替周期长度为1月:1月,段塞数目48进行N2/水交替注入;单井注气速度14000m3/d。以此设计的推荐方案20年,增产油9.78×104t,采出程度增加9.32%,相对于继续注水方案,增产油4.86×104t,采出程度增加4.75%,由此可计算出换油率为23.59（t油/104m3氮气）。5.对该机理模型中不同时间段的剖面图对比分析,该模型主力层S1、S2和S3合层进行注N2驱,S1和S2层驱替效果明显,剩余油饱和度较低,而S3层相对稍弱,驱替效果略差,主要是注入气由于重力分离的作用,能够向油层上部运移,改善上部油流环境,驱替出更多剩余油。