我国主力油田的主力油层大部分属于厚油层,主要采用注水开发。由于厚油层的储层岩性和物性上差异比较大,导致储层层内和平面的非均质性较强,在重力分异的作用下,目前的注水开发模式很容易造成水窜,底部水洗,顶部驱油效率低,层内矛盾突出,油田采收率比较低,目前的工艺还很难解决一整套大厚层水驱波及效率低的难题。根据国内外调研资料,美国加州Buena Vista油田、大庆油田实行水气交替注入能解决油层底部水洗,水驱效率低的问题,水气交替注入提高了水驱采收率。但是对于高渗厚油层,注气开发能否提高最终采收率还需要进行详细的研究。针对此问题,我们查阅厚油层的相关资料,制作人造岩心模拟储层,采用平面模型模拟基础井网(五点法),配制模拟油,先后进行了长岩心和平面模型水驱油、天然气驱油、水气交替驱油室内实验,以及三种驱替方式的驱油后饱和度分布实验等。对比不同驱替方式下的驱油效果,并对驱替过程中发生的现象及作用机理进行了深入剖析,最终选择最优的驱动方式和注入参数。通过实验结果可知,对于高渗厚油层油藏,水驱波及系数低,天然气驱采收率低,气体突破快,采用水气交替驱采收率高,水、气突破慢,含水率、生产气油比上升速度慢,而且水气交替驱时机越早,驱油效果越好。三种驱油方式对比,注水开发优于注气开发,水气交替驱采收率高于单独水驱和气驱,这主要是由于水气交替注入后,在油层中形成了油、气、水三相流动,增加了水的流动阻力,从而减少了层间(内)矛盾,改善了吸入剖面,增加了吸入厚度。同时由于注入气的重力分异作用,驱扫了顶部的剩余油。水气交替驱合理的气水比应为1:1,段塞为0.02PV。