随着国家经济的高速发展，对石油的需求量越来越大，而在我国近期探明的原油地质储量中，低渗透油藏储量所占的比例越来越大;在已经探明的储量和累积探明而未动用储量中，低渗透储量都占主要部分。通常认为平均渗透率在10-50md的的油藏为一般低渗透油藏;渗透率在1-10md的为特低渗油藏;而渗透率小于1md的为超低渗油藏。目前，注气作为一种有效的提高采收率方法，在世界范围内得到广泛应用。在美国和加拿大注气技术极为成熟。在美国，注气项目中以二氧化碳混相驱为主，而加拿大以注入烃类溶剂混相驱为主导。我国注气技术发展速度比较慢，但最近几十年也开展了大量的气驱的室内实验研究和矿场先导试验。上世纪90年代美国就有十个产油区的292个油田采用CO2驱，平均提高采收率为7％～15％，证明CO2驱是三次采油中最具潜力的提高采收率方法之一。70到80年代CO2驱技术有了很大的发展，美国等国家都进行了大量的CO2驱工业性试验，并取得了明显的经济效益，采收率可以提高15％～25％[9]。利用工业排放的二氧化碳提高原油采收率是一种极具前景的设想。本文主要进行黄场潜43油组注CO2提高采收率研究，研究潜43油藏的地质特征、沉积特征和地层流体的相态特征、以及注入气与地层流体的混相压力，在此基础上结合油藏数值模拟研究潜43油田的后期开发方案。
　　黄场油田位于潜江凹陷东斜坡区域性砂岩尖灭带上，潜43油组构造简单，由长期发育的古单斜构造组成，东缓西陡，走向接近南北向，地层由西往东抬高，砂岩沿抬高方向尖灭。构造南部被车挡断层切割，区内黄40井附近还分布一条小断层，与车挡断层基本平行;构造北部与代河油田相接，断层复杂，构造破碎，主要为岩性和构造岩性油藏。黄场油田纵向上含油层系较多，自上而下有潜31、潜41、潜41下、潜40中、潜42、潜43油组，其中潜43油组纵向上埋藏最深，分布面积最广，储量最大，储量占全油田的52.8％。本文主要研究如下:首先，在黄场潜43油田油藏资料的基础上，对油藏地质特征、沉积特征、地层物性、储层物性及流体性质进行分析评价;其次，基于油藏流体的PVT实验资料，应用PVTi相态模拟软件对油藏流体饱和压力和单次闪蒸实验、恒组成膨胀实验、微分脱气实验进行相态拟合，针对拟合结果分析流体的相态特征，同时也为后续开展注CO2数值模拟研究以及开发方案的制定提供流体物性数据。在油藏流体相态拟合的基础上，采用经验公式法、细管实验模拟法研究其与油藏流体的最小混相压力;在这些研究的基础上对黄场潜43油组进行注CO2气后期开发方案研究，最终设计出最适合黄场潜43油组的推荐方案。主要得到以下结论:1、黄场潜43油组油层薄、物性差、原油性质好、天然能量不足、地饱压差大，地层水矿化度高是油田主要的油藏特征，属低渗透岩性和构造岩性油藏。2、综合国内外研究以及潜43油组参数，油组的开发应采取水气交替相结合的开发方式以提高原油采收率。3、对油藏流体进行组分归并，原油物性的拟组合，为后续开展注气驱油藏数值模拟研究以及开发方案的制定提供了流体的物性参数。4、通过最小混相压力的研究，可以发现潜43油组在注入CO2的情况下，油藏的最小混相压力在17.608MPa左右达到混相或近混相状态。5、对注CO2主要技术参数，包括注入量、注入浓度、最优注采井距、压力水平、焖井时间等的确定。6、在注入速度的选择上，当CO2注入速度大于60t/d，二氧化碳气水交替驱井组原油采出程度相对于“水驱”增量逐渐减缓，同时考虑供应能力，综合考虑选择注气速度为60t/d。7、当“注入气水比为1∶1～1.25∶1较好，考虑油藏整体恢复压力的需要选择选择气水比为1.25∶1.8、从结果可以看出，CO2气水交替注入过程中，随着“注入周期”的增加，累计产油量和井组采出程度先增加后降低，换油率随之下降。注入周期为40天最好，所以选择注入周期为40天。9、潜43油组注气推荐实施方案为:CO2注入速度为60t/d;注入气水比为1.25∶1;注入周期为40天。