随着我国油气勘探开发程度提高,优质油气田的储量和产量逐年减少,稠油的开发对于缓解我国能源供应紧张具有重大意义。作为一种驱油剂,C02在石油工业中被广泛使用。无论是室内实验研究还是矿场试验均已经证明,用CO2驱油是一种能大幅度提高油井产能的有效方法。随着我国C02气源的不断发现以及配套技术的相对完善,C02成为提高稠油油藏等非常规石油资源的一项新技术,得到了广泛的应用,并具有良好的前景。本文针对M井区深层稠油油藏,利用室内实验及数值模拟,开展稠油油藏C02驱可行性研究。在模拟地层条件下,利用室内实验测定M井区地层原油PVT特性,研究了地层原油注入C02后油气相态变化规律,随CO2注入量增加,地层原油饱和压力、体积系数、溶解油气比、膨胀系数增大,密度和黏度降低。运用数值模拟软件ECLIPSE中PVTi模块对地层PVT实验及注气膨胀实验进行拟合,得出了地层流体拟组分临界特征参数。利用细管实验测定和数值模拟技术模拟计算出M井区稠油与C02的最小混相压力为77.69MPa。根据M井区地质特征及开发现状,应用ECLIPSE中FloGrid模块建立地质模型。采用ECLIPSE中的组分模型对井网部署、井距、C02注入方式、注采压力、注采方式等进行了模拟。推荐方案为:采用气水交替驱油方案,井距150m,反七点注入方式,注气速度为单井10000m3/d,气水比1:2,交替周期6:4(months),注气压力不高于35MPa,生产井井底流压控制在3MPa左右。模拟开发10年采出程度可达到27.45%,较水驱方案可提高18%以上,各油井增油效果明显,平均日产油量可增大2.5倍以上。.可见,M井区深层稠油油藏采用气水交替驱是可行的。