随着石油资源的日益紧张,人们越来越重视特殊油藏的开发。热采作为一种常规的稠油油藏开发手段已不能满足目前开发需要。深层、超深层稠油油藏的开发是摆在石油工作者面前的一道难题。由于油藏埋藏深,注蒸汽井筒热损失严重,注入压力要求高,热采不适合此类稠油油藏的开发,许多油田正在尝试注气开发此类油藏,一方面注入的气体在一定的压力下可以溶于原油中,有较好的降黏作用和体积膨胀作用；另一方面随着含气饱和度增加,可降低油藏油水界面张力,溶于原油中的气体有一定的溶解气驱作用。因此,研究注气提高稠油油藏采收率有十分重要的经济意义和现实意义。东河1JⅢ带凝析气顶稠油油藏储层物性差,下部稠油黏度大,气顶收缩太快,单井产能下降快,导致油气互窜,生产井含水率均处于中高含水以上,采出程度低。本文在调研国内外油田注气开发的基础上,分析了不同注入气介质的驱油机理,并详细分析了油气接触过程中流体性质的变化。在完成室内实验拟合的基础上建立了东河1JⅢ油藏八组分井组模型,分别研究了不同注入介质(CO2、N2、烃气)和注采工艺参数(注采层位、注采井型、注采井距等)对注气开发效果的影响,采用正交分析的方法比较不同注入介质、不同注采工艺参数下的产油量、含水率、最终采收率等主要生产指标,结合油藏目前实际生产情况和剩余油分布的特点设计了三套东河1JⅢ油藏注气开发调整对策,用数值模拟的方法对各方案进行计算对比,并结合经济评价对各方案进行了优选。