兴隆台变质岩油藏为裂缝性块状底水变质岩油藏,油藏埋深2355m-4680m,油柱高度2325m,目前生产中存在地层能量下降快、油藏底部见水、油藏产量递减较快等状况。为保持兴隆台变质岩油藏继续稳产,需结合兴隆台变质岩油藏开发特征探索顶部注气底部注水立体开发方式的可行性,为此本文针对兴隆台变质岩油藏开展了顶部注N2、底部注水提高采收率渗流机理等一系列室内开发实验研究。本文基于兴隆台变质岩油藏地层流体和储层基质和人工再造压裂裂缝岩心,综合运用注气增溶膨胀驱油相态配伍性、水(气)驱油两相渗流、高温高压组合长岩心注水和注气驱替等多种物理模拟实验方法,同时结合机理数值模拟方法,开展了一系列室内实验研究和机理数值模拟分析,探索了兴隆台变质岩油藏顶部注气底部注水开发的驱油机理,得到了以下认识：1)变质岩油藏渗流机理研究表明：岩心造缝后渗流能力得到了明显改善；短岩心油气相渗测试表明气驱油效率中等；启动压力梯度实验测得最大启动压力梯度为0.155MPa/m,测试结果为合理驱动压力选择及更有效提高基质或微裂缝的驱油效率提供了实验依据。2)兴隆台变质岩油藏地层流体C1含量为45.47%,C2-C6含量为17.18%,C7+含量为36.92%,属于常规原油的流体组成；注入N2后其体积系数稍有增加,泡点压力随注入量的增加而升高,在N2注入量超过50%后,泡点压力升至64MPa。表明N2增溶膨胀驱油能力相对较弱。兴隆台变质岩油藏原始地层压力38.6MPa,由P-X相图、拟三元相图及细管模拟得到的注N2驱混相压力均高于38.6MPa,因此注N2主要形成非混相驱。3)模拟了30。倾角顶部注气及底部注水两种驱替实验。注N2脉冲驱驱油效率为64.58%,注N2连续驱驱油效率为60.53%,注水脉冲驱驱油效率69.51%,注水连续驱油效率为70.49%。顶部注N2驱替过程的驱油效率达到了60%以上,这是因为注N2驱替过程是一个重力稳定驱替过程,虽然是非混相驱,但最终仍然可以达到很好的驱替效果；与此同时,底部注水过程也因为注入水缓慢向上推进,形成了类似于活塞驱替的效果,最后得到的驱油效率也很高。这为进一步开展立体开发方式研究提供了实验基础。4)通过焖井渗吸驱替实验,初步探索了基质和微裂缝系统对驱油效率的贡献。基质和微裂缝系统对驱油效率的贡献主要来自于注入气或水与基质和微裂缝系统接触后的渗吸驱替作用,实验结果显示注N2驱过程基质和微裂缝系统贡献的驱油效率小于水驱,表明水与基质和微裂缝系统接触后的渗吸作用强于N2。实验成果为顶部注N2、底部注水、中间层位开采立体开发方式的选择提供了实验基础。覆压渗流实验表明,随着注入压力降低,渗透率也越来越低,由此可见,保持地层压力对于油田稳产意义重大。5)开展了顶部注N2、底部注水驱替机理模型数值模拟研究。结果表明产层是否完全射开对驱油效率、气油比的影响不大；有底水时的驱油效率要低于无底水,无底水时的气油比远远大于有底水,说明有底水时,水向上运移至储层,封堵了注入气快速突破的趋势,使得气油比大大降低,可起到防气窜作用,但也会影响注入气的驱油效率。