论文阐述了油藏顶部注气重力稳定驱的驱替机理,对于注气开发方式的机理研究现状和矿场应用现状进行了总结,系统了解了当前注气开发的国内和国际形势,并详细阐述了东河塘油藏的地质特征,为研究区注气开发提供了地质认识和基础。论文首先对油藏进行了开发效果评价,从含水率、压力保持程度、注入水的利用状况、驱动方式及驱动能量、水驱可采储量标定等方面进行分析,并综合多种方法进行可采储量的标定。分析了重力稳定驱机理以及其适用性,通过理论研究并结合东河塘油藏的地质特征和油藏特征,确定该油藏可以采取顶部注气重力稳定驱替的开发方式。并且开展了地层流体的高压物性分析、注烃类气驱油效率评价及机理研究等室内实验,进行了地层原油相态实验,确定了该油藏原油物性较好适合注气驱提高原油采收率。地层流体膨胀实验表明注入烃气可使流体物性得到改善,根据实验结果,利用数值模拟的方法研究驱替过程中地下流体的混相动态变化规律。通过细管实验并结合数值模拟结果确定了其最小混相压力。其次进行油藏数值模拟,在历史拟合过程中拟合了很多参数,这些参数主要有平均地层压力、累积产油、累积产水以及综合含水率等,主要研究了各砂层组的平面剩余油情况和纵向剩余油分布情况,根据模拟结果,发现1砂层组采出程度较低,剩余油比较丰富,在1砂层组进行注气提高采收率的开发方式是非常有必要的。再次对注采参数进行优化,确定注采层系,综合考虑注气、采油能力,水平井注采相比直井注采或混合注采具有优势,且400m左右为合适注采井距。由于1砂层组地层压力目前整体在42MPa左右,不需要高注采比即可达到混相,对于DH1CⅢ油藏顶部注气混相驱,一方面目前剩余油饱和度较高,另一方面,混相驱气窜后,中低气油比产油能力不会降低,因此确定试验期采油速度2%-3%。最后对研究区进行了方案优选。根据室内试验研究结果和数值模拟结果,并设计出三套开发方案,并对三种方案的开发指标进行了预测,综合地质和油藏工程研究成果,结合经济评价,优选出更适合DH1CⅢ油藏的开发方案。