塔河油田托普台区块为碳酸盐缝洞型油藏,埋深超过5000m,地层温度130℃,油藏压力40-70MPa,目前采出程度为5.5%。由于油藏能量不足,年自然递减达到了 22%,能量下降快是导致递减的主要原因,前期区块注水替油有效率仅为35.5%,效果较好井主要分布于油气富集的断裂附近,而次级断裂区储层发育差,能量衰减快,注水维持压力比较困难,生产效果较差。本文通过对目标区块储层及生产历史情况调研,选取典型井TP101作为目标井,按照现场气油比自配活油,进行目标油样高压物性实验及CO2、天然气与原油的溶胀实验,并应用PVT软件进行拟合,进一步分析高温高压环境不同注入气对原油的溶胀降粘作用;通过细管实验,测定CO2/天然气-目标区块原油最小混相压力,并应用改进的混相压力模型进行预测及结果对比;自主研发可旋转多缝-洞填充模型,采用高温高压室内吞吐设备,进行不同井位、不同注入气吞吐实验,优选注入气及注采井位,分析碳酸盐缝洞型油藏注气吞吐机理;通过数值模拟研究,进行天然气吞吐注气时间及焖井时间的敏感性分析,深入分析裂缝型弱能量油井注气增效机理。结果表明,托普台区块地层原油与CO2和天然气都具有较好的溶胀降粘能力,对于提高产能是有利的;通过室内细管实验,确定托普台区块原油与CO2最小混相压力(MMP)为30.1MPa,与天然气MMP为47.6MPa,与改进混相压力模型预测结果误差较小;注气吞吐实验表明,吞吐效果与注入气类型及注采井位有很大关系,采用天然气作为注入气效果优于CO2,下注下采井位效果优于水平同端注采增产效果;数值模拟结果表明,,延长注气时间与焖井时间有利于增加单井产油量。