本文研究内容来自于中石化西北油田分公司的凝析气藏开发课题,目的是通过对大涝坝2号凝析气藏开发中后期以循环注气方式提高凝析油采收率的相态及渗流机理的分析,确定其提高凝析油采收率的可行性,同时为西北分公司深层高含凝析油气藏发展注气提高采收率方法提供技术储备。在凝析气藏开发中后期,当地层压力衰竭至露点压力后,地层反凝析情况严重,导致大量凝析油积聚在井筒及近井地带,凝析油的采收率很低,因此在开发中后期需对提高凝析油采收率的方法和机理进行研究。本文运用注气驱相态特征实验-注气驱渗流特征实验-注气长岩芯驱替效率实验等综合分析方法,对大涝坝2号凝析气藏开发中后期注气提高凝析油采收率的机理进行了分析；然后进一步分析了大涝坝2号凝析气藏注入能力；最后简要分析了矿场先导试验注气井组的见效情况。通过研究,得到以下结论和认识：(1)相态实验研究表明：大涝坝2号气藏井流物的中间烃和重组分含量较高,属于低气油比、高含凝析油的凝析油气体系；定容衰竭到10MPa时,凝析油的采出程度仅为18.74%,衰竭过程中气态水含量上升明显。(2)考虑多孔介质作用的相态分析发现：多孔介质的作用对油气体系的组分、反凝析程度等影响较大,而对气藏露点、黏度及溶解气油比等的影响较小,在实际开发中应考虑地层多孔介质的影响。(3)长岩芯注气驱替实验结果表明：该凝析气藏衰竭式开发时凝析油采收率较低,不适宜于衰竭式开采。在目前地层压力下进行低压注干气,凝析油采收率提高幅度不大,因此应该适当提高注气压力以最大限度提高凝析油采收率。(4)长岩芯注气中的凝析油反蒸发实验发现：在保持地层压力条件下,注入2PV的干气时,凝析油的总采收率达到86.22%；组分分析发现,凝析油中的中间组分和重组分均能通过注气反蒸发,多孔介质的存在对反蒸发是有利的。(5)气井注采能力的分析表明,对2号气藏进行注气是可行的,气井的合理生产压差为1.2-3.3MPa。(6)通过对矿场注气效果的分析可知,在2号凝析气藏通过注气提高凝析油采收率已经初见成效。因此,对于进入开发中后期的大涝坝2号凝析气藏,凝析油大量析出,地层产水量大,应在较高压力下开展注干气驱以提高凝析油采收率。