缝洞型碳酸盐岩油藏具有储集空间复杂、储集体空间分布连续性差、储层非均质性极强等特点。使得其高效开发面临极大挑战。塔河油田是我国碳酸盐岩缝洞型油藏开发的主战场之一。近年来,塔河缝洞型油藏注水开发后,开展单井注气提高采收率试验,注气效果显著,但是油藏开发中后期逐渐出现注水、单井注气效果变差等问题,同时井组之间大量的“阁楼油”尚未动用。为此,为了提高此类油藏的注气开发效果,需要针对缝洞型油藏开展多井开发单元开展注气提高采收率机理方面的研究,以深入认识缝洞型油藏井组注气驱油机理并形成一套注气参数优化方法。本文以塔河油田缝洞型油藏井组单元水驱后注气驱油提高采收率为研究对象,在塔河油田T401原油常规相态实验、注气膨胀实验和驱替实验基础上,开展室内常温常压和高温高压缝洞型油藏井组单元大尺度可视化注气驱替装置设计及研发,以及对应的井组单元可视化水驱后注气驱实验研究,结合油藏数值模拟手段模拟分析井组水驱后注气影响因素并优化了主采参数等,最后评价了塔河油田缝洞型油藏井组单元注气现场应用效果。通过本文的研究主要工作及研究成果如下:1)开展注N2、CO2、空气和天然气对塔河油田缝洞油藏原油膨胀实验研究。研究表明:在地层压力下,地层原油注入四种气体难以达到混相;在注入相同气量下,原油增溶能力大小:CO2>天然气>N2和空气。2)设计并研制缝洞油藏井组单元大尺度可视化注气驱油物理模拟实验装置,实现了井组单元注水后注气驱可视化实验,讨论了注气方式、注气井位置、模型填砂与否对水驱后气驱效果的影响。实验结果表明:模型未充填水驱主要依靠重力进行活塞式驱油,其剩余油分布遵循重力分配原则,即油上水下,绝大部分剩余油为“阁楼油”;水驱后注N2驱,注入的N2由于重力分异作用向上超覆主要驱扫油层上部,采出大缝、缝洞里注入水难以动用的剩余油,从而有效提高驱油效率;高注低采高部分见效时间晚,有效时间长,效果优于低注高采。3)考虑不同地质因素(底水能量、井储关系),在油井水驱特高含水后(含水率>90%)开始注气,利用单井数值模拟机理模型开展了注气动态参数开发效果正交模拟对比。模拟对比结果表明:注气量要匹配合适的焖井时间,同时不同的注气量匹配的焖井时间要结合井生产动态、油藏地质情况综合考虑。综合数值模拟分析结果,确定了不同影响因素下最优注气选井条件及注氮气选井原则。4)开展塔河油田三种岩溶背景油藏剩余油分布及注气政策优化研究,优化结果表明:风化壳油藏和古河道油藏采用周期注气,断溶体油藏采用气水交替注入;风化壳油藏和古河道油藏注气量为0.2PV,断溶体油藏注气量为0.15PV;风化壳油藏注气速度为5 X 104m3/d,古河道油藏和断溶体油藏注气速度为3 X 104m3/d;风化壳油藏注气周期为3个月,古河道油藏注气周期为2个月,断溶体油藏注气周期为注气三个月注水1个月。5)在井组单元注气室内物理模拟实验及数值模拟结果基础上,设计了 S48单元井井组单元注气及评价了现场注气应用效果。与注气其他井组一样,井组注气应用效果均良好。本文的研究成果确定了塔河缝洞型油藏井组注气提高开发效果的可行性,为塔河油田提高采收率技术政策提供理论支持,也为同类油藏的开发提供宝贵经验。