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论文超低渗油注气开发数值模 拟研究 论文(定稿) 中国石油大学(华东)毕业设计(论文)超低渗油藏注气开发数值模拟研究学生姓名朱志强学号05021118专业班级石油工程xx-3班指导教师苏玉亮xx年6月20日摘要超低渗透油藏注水开发困难、井况较差、油井产量低。 注气开发是国内外低渗透油藏开发最为有效的开采方法之一。 本文调研了国内外超低渗油藏注气开发的研究现状和气驱油理论的数学模型。 针对超低渗油藏的地质特征，研究了不同注气开采方案，运用数值模拟器论证了不同井数、不同井网、不同注入气体及人工压裂对油藏开发指标和开发效果的影响。 研究结果表明该油藏通过注气开采，能大幅度提高原油采收率；不同井网、不同注入介质对增油和提高采收率效果明显；采取人工压裂，也可大幅度增加原油产量。 中国陆上已开发油田的地质储量其中特低渗透油藏储量约占10%已探明未动用储量中有一半以上是特低渗透储量，因此开发动用好特低渗透油田对我国石油产量自给水平的提升有着十分重要意义。 可见低渗透油田的合理高效开发显得越来越重要。 低渗透油田的显着特点就是储层渗透率低，自然能量不充足，靠自然能量开采，弹性能量衰竭快，很快转变为效益低、周期长的溶解气驱开发阶段，油井产量递减快，开发水平低，因此对低渗透油田的研究具有重要意义1。 我国东部地区大部分为特低渗油藏，注水开发问题较大，住不进，采不出；注水压力高，套损严重；经济井距下建立不起来有效的驱动压力梯度，使人们考虑到了注气，东部地区虽然天然气资源不很发育，但各油田也加大了天然气的勘探力度，将来用注气开采低渗透储层也必将有新的发展。 我国西部原油密度小、粘度低、大多数属于挥发油，且埋藏深，具有注气混相驱的有利条件，同时西部天然气资源非常丰富，近几年陆续发现了一批大型气田，这为中国西部地区开展注气开采带来很好的前景2。 21世纪是天然气的世纪，近年来我国气田储量和开发急剧上升，为注气开发提供丰富的气源。 目前注入的气体有烃类气(干气、富气)、氮气(直接制氮)、二氧化碳(包括烟道气)，一些油田正在考虑用空气。 气体具有流动容易，又有降粘、体积膨胀、扩散、降低界面张力的作用，且质量轻可用作重力驱，不受地层温度和矿化度的影响等优点，故在解决低渗透油藏开发方面表现出独特的优势。 对于超低渗岩心实验分析表明气驱比水驱效果好，注气具有所需压力低于注水，注气的最小合理井距较大等优越性。 但是，油气水三相共存时，气体并不是想象的那幺容易流动，且对于超低渗注气的机理研究尚不深入，有必要进行全面的分析研究。 因此，进一步研究超低渗透油藏的注气开发具有确实的现实意义。 本文分析了国外现执行的低渗透油藏注气项目情况，总结了其渗透率及采收率等特点，说明了国外注气的主要对象是低渗透油藏；分析了我国低渗透油藏特点。 针对超低渗油藏，利用数值模拟器模拟了不同开采方式下的油藏开采效果，并且分析了其中的原因。 总结了目前国内外低渗透油藏注气的实施情况，分析讨论了低渗透油藏注气过程中应当考虑的技术问题，根据我国部分油田的实施与研究情况说明了注气在低渗透油藏开发中的巨大潜力，对指导我国低渗透油藏注气开发有直接的指导意义。 第2章超低渗油藏注气开发数值模拟研究现状2.1超低渗透油藏的特征 (1)储层物性差，非均质性强储层沉积物颗粒细，分选差，导致物性变差，非均质性强。 (2)孔隙结构复杂，排驱压力高在沉积、成岩双重作用控制下，超低渗储层孔喉细小，孔隙结构复杂。 油藏开发过程中，需较大的生产压差才能通过喉道，驱替孔隙中的流体。 而超低渗储层岩性致密，岩石破裂压力较小，微裂缝发育；当井底流压超过岩石破裂压力，储层裂缝系统张开，注水开发易引起水淹。 (3)可动流体饱和度低超低渗储层由于物性差，可动流体饱和度低，储层可采储量较低。 (4)启动压力梯度高，难以建立有效压力系统34流体在特低渗多孔介质中流动时，由于低渗透砂岩储集层的孔隙结构(喉道细小)和表面物理性质极为复杂，导致固体内表面附近流体性质的改变，流体的渗流特征不再符合达西定律，存在较高启动压力梯度，即需要克服某一压力梯度值，流体才能流动。 由于启动压力梯度的存在，低渗透油藏流体渗流过程变成非达西渗流。 (5)应力敏感性强国内外的研究均表明，低渗透油藏在开发过程中随着油气的开采具有较强的应力敏感性(也称之为压敏效应)，存在介质变形现象。 2.2超低渗注气开发的适应性 (1)与注水相比，低渗透储层注气压力较低，吸气能力强，容易实现注采平衡，而且有利于原始含水饱和度较高，注水开发效果不理想油藏的开发。 (2)虽然低渗透储层孔隙细小，易受注人流体伤害，但注入的气体多属烃类气体或二氧化碳，不会和地层水、岩石和粘土矿物反应，造成储层伤害。 (3)注入的烃类气体或二氧化碳在地层条件下易溶于石油中，降低了石油粘度，有利于开采。 (4)若在地层条件下能实现混相或者半混相，则能大大减小毛管力的不利影响，有利于提高驱油效率。 这一点对孔隙孔道细小，毛管力作用强烈的低渗透油田十分有利。 (5)大多数低渗透储层较薄，可减小气窜的可能性。 (6)注气工艺流程简单。 注气开发低渗透油田也有其不利的一面。 复杂的储层条件会影响注气效果。 气体粘度很小，与石油的流度比很大，在驱油的过程中，极容易造成气窜。 对油田开发构成威胁。 气体过早在油井突破，影响波及效率和采收率。 因此，对于非均质性严重的储层和裂缝性储层，不宜实施注气开发。 根据油田具体条件，可选择不同的开采方式5。 2.3国内外超低渗油藏注气开发的研究现状油田的注气开发技术已有一百年的发展历史。 在这项技术的发展发展过程中，从室内实验研究到先导性矿场试验，再到工业性推广等各个阶段都取得了巨大的发展。 从注气开采机理到动态预测数值模拟，再到注气开采工艺等各个方面也都形成了系统的理论和较完善的技术。 目前世界上已有上千个注气工程，美国的注气采油量占总产量的百分之四十。 美国石油总产量的约37%一次采油，而约51%的最大份额则是由注水和注气等二次采油贡献的，约12%的石油产量三次采油，即EOR。 全球EOR的产量约占世界石油总产量的3.7%。 目前，注气采油工艺较之其他EOR技术仍然具有明显优势，特别是在美国和加拿大。 原因很简单，因为这两个国家都拥有大量的气源可以充分利用，尽管资源的类型不同。 美国有大量高品质天然的CO2资源，而加拿大拥有气驱所需要的大量的天然，伴随油气田勘探工作的深入，原油中难采低渗透储量发现所占比例越来越大。 与国外相比，中国的注气开发技术起步较晚，发展很慢。 1965年首次在大庆油田开展二氧化碳驱先导试验。 1998年在长庆静安油田开展了注天然气现场试验。 由于渗透率低，一方面注水和其它提高采收率方法使用受到限制，另一方面气源大量发现，给注气提高采收率提供了可能，并显示出突出的优势。 通过分析低渗透油藏的特点和国内外低渗透油藏注气实例，针对我国实际情况，提出了一套评价低渗透油藏注气可行性的技术路线和内容，以及注气中应当注意的问题和建议，对低渗透油藏开发可行性评价有很好的指导意义。 由于低渗透油质轻，又加之气易流动的特点，使注气变得更具吸引力。 关于注气机理的论述很多，总体上可分为一次接触混相、多次接触混相和非混相驱三种，而多次接触混相又分为蒸发气驱混相和凝析气驱混相两种。 总的说来注气都是降低界面张力，达到更高的驱油效率，提高油田开发整体经济效益6。 在国外，投入开发的低渗透油田的渗透率一般高于数十毫平方微米。 我国投入开发的低渗透油田渗透率范围已扩展到几个毫平方微米，甚至是零点几个毫达西，即超低渗透油藏。 不管是注水开发还是注气开发，渗透率越低开采难度越大。 近年来，苏联将低渗透非均质储层的难开采石油储量投入开发。 这样的油田不用传统的注水方法开发，或者注水开发不能达到足够高的原油采收率。 在这种条件下，注气法可能得到广泛的应用，特别是在西西伯利亚油田，在那里发现的许多油田上都有低渗透储层油藏，并且有充足的天然气和石油气资源。 向油层注气不仅可以解决提高原油采收率问题，而且还可以解决贵重的烃资源被烧掉而在该地区造成的生态问题。 随着世界油价长期保持高位，特低渗透油田开发摆脱了低油价带来的低效益不利局面，迎来了快速发展趋向。 近年来，特低渗透油田的开发不断积累了丰富的经验，长庆油田作为全国特低渗透油田开发的先驱，探索如何高效开发特低渗、超低渗透油田技术更加迫切7-8。 注气也是我国开发低渗透油藏的重要组成部分之一，逐步由实验室阶段走向现场实验。 部分油田天然气驱取得了较大的采收率。 国内注N2开发起步较晚，华北油田雁翎油田在1986年底开始与法国合作制定了一个N2驱方案，从1994-1999年共进行了三次注气，累计注气4.6104m3，取得一定效果。 江汉油田于1999年开始注N2先导试验取得一定效果，平均单井日产油从4t/d上升到6t/d，含水从84%下降到71%。 其他油田如塔西南进行了注N2开发挥发性油藏的试验研究；江汉，中原也进行过较大规模的矿场试验，均取得较好效果。 长庆以安塞油田坪桥区特低渗透油田为例，应用三维三相全组分模型开展了注气可行性研究，安塞油田是一典型特低渗透油田，其储油层为三叠系延安组致密砂岩，0.9710-3m2，平均孔隙度11.7%，原油密度为(0.840.85)g/cm3，地下粘度地质储量5000104t，平均渗透率23mPas，油层压力为8.31MPa，饱和压力为(4.656.79)MPa，油层温度45，原始含油饱和度为0.54，油藏无气顶。 共设计了16个方案进行了数值模拟。 模拟结果表明。 与注水相比，注气可更好地保持地层压力，延长油田稳产期，解决注不进水造成的困扰，注溶解气开发具有较好的开发效果和更好的经济效益，最终采收率达41.1%，生产15年采出程度为22.2%，比注水开发提高9%。 现场试验表明，注气是可行的，溶解气和干气在地下均属于非混相驱替；混相驱，特别是氮气、烟道气和二氧化碳驱将为这部分储量的动用开辟一条有效途径9。 我国经过多年的实践与研究，已初步总结出了一套低渗透油田开发的战略决策原则和方法，提出了低渗透砂岩油田开发模式。 研究了渗流机理和非达西渗流特征。 通过深入的实验研究，进一步认识了非达西渗流特征，并初步建立了非达西渗流方程，在稳态流和非稳态流方面进行了相当的研究工作，编制了相应的数值模拟软件，对我国低渗注气开发有重要的意思。 2.4油藏数值模拟技术发展现状油藏数值模拟在国际上发展，基本上是从30年代开始在石油工程方面得到实际应用，当时仅用于预测油藏动态计算，预测采收率和对比选择开采方法，经济评价。 在40年代主要以解析解为主，研究液体驱替机理、理论物理学中的松弛法、孔隙介质液体流动、油层流动问题中的拉普拉斯转换等零维物质平衡法。 从60年代初发展起来的油藏模拟技术，随着计算机和计算技术的进步及石油科学技术的发展，目前已渗透到石油工业油气田开采的各个领域。 这项技术已经成为油藏工程师不可缺少的一个重要工具。 我国数值模拟基本上从60年代开始，由大庆油田电模拟到发展二维二相数值模拟，70年代发展为简化三相黑油模型，80年代初期引进了岩J自公司半隐式IMTPES黑油和组分模型，80年代中期北京研究院研制闪蒸黑油模型，80年代后期，又吸收了国外先进模型经验又研制了多功能隐式矢量模型、组分模型、热采模型、裂缝模型等。 对国内外油藏数值模拟技术的调研分析认为，20世纪80年代以来，为了不断满足油田开发研究和实践的需要，油藏数值模拟技术向精细油藏数值模拟方向发展，采用精细地质方法如高分辨率层序地层学、储层随机模拟、非均质性的表征技术等方法与数值模拟相结合，并考虑流固耦合油藏数值模拟和动态地质建模的精细数值模拟等方法，将精细油藏描述的方法和成果应用于精细油藏数值模拟之中，为精细油藏数值模拟提供更加精细真实的地质模型；通过发展网格技术和数值解法提高数值模拟的求解精度，国外较多地采用了有限元方法，在发展网格技术和数值解法提高数值模拟的求解精度方面处于领先位置，并初步提出了一套基于油藏数值模拟研究的地质模型评价方法来定量评价数值模拟精度。 综合分析认为，精细油藏数值模拟技术将向着多学科、一体化、高速、多功能集成和系统耦合模拟的方向发展。 特别是今年来，随着模拟技术工业化应用的增强，这种研究以更大的投入、更大的规模呈现；关联学科，特别是计算机技术的进步为模拟技术的发展起到了巨大的推动作用。 因此，目前油藏模拟的技术水平得到了显着的提高。 具体表现为10 (1)软件平台技术的应用软件平台技术的实现是目前油藏模拟软件最具时代特征的技术标志。 通过软件平台技术，油藏模拟软件实现了工作站软件一体化，建立了跨专业的综合软件系统。 (2)前后处理技术交互式模型数据输入、多组流体特性PVT数据输入、交互式图形处理与网格设计、智能化帮助查错、模拟运行进程监控、完成数据报告与模拟图形、三维可视化技术等。 (3)模拟技术与方法油藏数值模拟是通过建立描述油藏中流体渗流规律的数学模型，利用计算机对模型进行数值求解实现的。 油藏数值模拟是通过建立描述油藏中流体渗流规律的数学模型，利用计算机对模型进行数值求解实现的。 目前的油藏模拟软件将以往的软件改造成模块化、集成化的模式，形成一体化的多功能模型。 而且针对不同类型的问题，发展了不同的网格技术，形成了精确化网格技术系列。 如局部网格加密、杂交网格、非规则多变形网格、角点技术、非邻近网格连结等技术。 数值模拟中一般只用一个原始地质模型，没有考虑开发过程中地质模型的变化，所以采用反映油藏变化的动态地质模型的油藏数值模拟和流固耦合油藏数值模拟，主要有 (1)应用岩石力学方法的油藏数值模拟研究储层物性随时间的变化有不同方法。 最严格的是应用岩石力学方法，在模拟计算时同时进行力学计算来模拟物性变化，这样还可以模拟压裂、出砂等。 ECLIPSE和CMG热采软件里都带有岩石力学模型。 简单的方法可以在模型中提供孔隙度、渗透率随压力的变化而导致的变化表，模型可以查此表来模拟物性变化。 (2)流固耦合数值模拟油藏是一个流体渗流与多孔介质变形的动态耦合统一体，在油藏开采过程中流固耦合效应强烈，对物性参数有很大的影响，并最终影响油藏的开采动态，因而在油藏数值模拟中流固藕合效应是不能忽视的。 而常规油藏数值模拟基于纯渗流力学理论，在模拟流体渗流时，不能同时对岩石变形过程进行模拟，无法考虑流固耦合作用下油藏物性参数的变化对油气渗流的影响，用它预测流固耦合作用下的油藏开采动态是困难的，并且经常造成较大的误差。 为此，根据流固耦合的基本思想，将渗流力学与岩石力学相结合，将油藏开采过程中的物性参数视为应力与温度的函数，并根据体积应变的概念，导出孔隙度、孔隙压缩系数及渗透率等物性参数动态变化的理论计算模型。 利用流固耦合数值模拟可以研究储层物性在开采过程中的变化，使数值模拟结果更贴近油藏开采实际，提高了数值模拟精度。 (3)分阶段模拟对开发历史较长、地下储层物性和原油物性发生较大变化的油藏，把随开发时间变化的地质静态模型划分为多个不同开发阶段的地质模型。 我国许多老油田已进入了高含水或特高含水期。 由于开发历史长、综合调整、措施次数多，地下岩石和流体的物性发生了较大的变化，这给常规模拟工作带来了很大的困难。 一方面是历史拟合计算一次所需要的机时非常多，另一方面是常规模拟无法考虑流体和岩石随时间的变化。 因此，模拟结果的可信度会大大降低。 分阶段模拟就是一种解决上述问题的行之有效的方法，考虑了开发过程中岩石和流体参数的变化，采用分阶段地质模型和流体模型，使模拟结果更符合开发实际。 将具有长期开发历史的油藏按照其开发历程划分为几个模拟阶段，根据不同开发阶段的地质和动态资料建立不同模拟阶段的地质模型和动态模型，分阶段进行油藏数值模拟研究，可以解决储集层开发过程中岩石和流体参数变化的问题。 (4)动态跟踪模拟油田开发是一个长期过程，储层物性和原油物性随开发期的不同以及油水井措施发生变化。 根据开发期及措施类型制定数值模拟的时间步长，在油水井见效初期采用较小的时间步长，进人见效稳定期后以较大的时间步长，将分析周期由常规的以年计算提高到以月或天计算。 对方案实施后的效果、生产状况等再进行跟踪模拟，并提出新的方案。 如此反复研究，使人们对油藏的构造、物性、油水状况及生产动态的认识更趋合理。 由于目前对渗透率的定量变化分析涉及到诸多因素的制约，在程序设计中，无法定量做出准确的计算，但在模拟过程中，可以根据已有的监测资料和开发数据来修正不同区域、不同注采程度的渗透率，以此达到拟合的目的。 油藏数值模拟技术是一门将油田重大决策纳入严格科学轨道的关键技术。 主要用于优选开发方案，预测产量，分析地下剩余油空间分布和研究采收率。 实践证明，这是一项少投入多产出，获得巨大经济效益的新技术。 因此在国内外油气田开发得到广泛的应用。 油藏数值模拟技术真止工业性的应用是从80年代开始的。 由于计算机的快速发展，推动了这项技术的发展和应用。 80年代油藏数值模拟有全隐式方法、预处理共轨梯度法、矢量化、自适应隐式法、局部网格加密技术、工作站前后处理等技术的突破。 90年代以RISC工作站的出现又促进油藏数值模拟技术进入了一个新的飞跃时代。 个人计算机奔腾系列的出现使油藏数值模拟技术更普及。 软件模块化、集成化、一体化，如WORKBENCH、ECLIPS、CMG等，加上一系列地质建模软件如GMSS、GOCARD等的应用，使近年来国内外业内人十已普遍认识到，要科学高效开发油气田，必须使用油藏数值模拟技术。 第3章气驱油理论的数学模型3.1常用注入气体介绍 (1)天然气如果不考虑经济和气源因素，对于大多数注气项目，天然气(湿气或干气)是最佳的选择对象，存在构造、上倾或有气顶的油藏，都可注天然气。 天然气的密度比较低是一个理想的特性。 在可行的情况下，通过注湿气或液化气建立混相带，便可达到混相驱。 文献报道大都获得了很高的采收率。 在降压开采期内，大部分注入的天然气最终都能开采出来。 处理采出的天然气将比处理CO2或N2简便易行。 使用天然气，腐蚀问题最小。 如果现场使用天然气保持压力、回注或非混相驱替将很可能带来大的经济效益。 但是，最近天然气价格涨势凶猛，给现场应用带来很大经济风险，并且铺设管道和现场压缩达到注入压力将另外增加成本，也带来一系列问题。 (2)CO2CO2具有的优点是它与轻质流体溶混的压力低，在一定压力下，其密度将是有利条件，与N2相比，CO2更易于在原油中溶解。 CO2也有几个不利的特性。 对于注入井或生产井，腐蚀是一个问题，为了除去CO2，必须对采出的天然气进行加工处理，有的技术上受到限制。 CO2可在水中溶解，因此，有些CO2难以产出来，在油层高温高压条件下，CO2的密度、压缩性和溶混为不利因素。 CO2的压缩性与天然气或N2比更为不利。 一般说来，文献上没有明确有关CO2的价格，根据最近完成的调查研究，CO2的交货价的范围为0.05-0.11美元/m3。 当把CO2的成本同天然气或N2的成本比较时，必须考虑压缩性的差异，以及在现场压缩至注入压力、防腐和采出气体的净化有关的额外费用。 (3)N2在压力保持或回注作业时，尤其是在存在构造和能采用顶部注气时，因为N2的密度比较低，这将优于CO2。 由于压缩性比较好，因此，对于地层亏空的充填，N2更优于CO2对于深部高温轻质油藏，似乎N2更适用于混相驱替。 N2腐蚀和其它化学反应问题最小。 N2也有一些限制条件，采出的天然气将需要用专用设施除去氮气，如果使用的是发动机废气或烟道气，里面将含有一些CO2和其它杂质，可能具有腐蚀性，因此需要外加净化设备。 如果考虑到溶混性，N2与CO2或湿天然气不同，它溶混压力更高，能溶混的为更轻质的原油。 N2的成本一般可分为两部分，即开动制氮的动力费和有关的操作(除动力之外)以及维护及资本偿还费。 根据氮厂的规模、N2压力、油田海拔高度和安装的设备，高压氮需要的功率范围将为0.35-0.43kWh/m3。 假设电费为0.04美元/kWh，动力费将约为0.01-0.02美元/m3。 如果空气分离厂使用天然气压缩机，其费用将更低。 计入有关资本偿还、操作和维护费将受到规模经济、供气期限(年限)、供气压力和能源的影响。 假设供气10-15年，供气量为14-280万m3/d，压力范围14-55MPa，采用电动机驱动压缩机，无重大现场问题，N2的价格(低于动力费)范围将会是0.01-0.03美元/m3，因此，在上述假设的供气条件下，高压N2的总成本的范围为0.02-0.05美元/m3(包括能源费用)。 把制氮厂建在油田现场，将省去有关铺设管道的额外费用。 但是，因为从空气中分离出的氮气是惰性气体，所以不需要增加费用进行防腐，把N2从采出的天然气中分离出来，将需要一些额外费用11。 3.2气驱提高采收率原理3.2.1注CO2采油增油的几个主要机理 (1)CO2的注入可以降低油水界面张力，减少驱替阻力12CO2极易溶解于油，其在油中溶解度比在水中的溶解度大3-9倍。 水中的CO2促使岩石颗粒表面的油膜破裂并被冲洗下来，同时，又尽可能保护注水膜。 这样，当油水界面张力很小时，积聚的残余油滴在孔隙通道内自由移动，从而提高油相的渗诱率。 同时CO2溶于水时，水的粘度增加，也可以起到扩大波及面积作用。 (2)CO2溶解到原油可以降低原油粘度CO2注入油藏，在地层温度下迅速气化，极易溶于原油，并能大幅度降低原油粘度。 在地层条件下，压力越高CO2在原油中的溶解度就越高，则原油的粘度就降低越显著。 (3)CO2溶解到原油可以使原油体积膨胀大量室内和现场试验表明，原油中充分溶解CO2后可使原油体积膨胀10%40%，注入CO2后原油的体积增加，其结果不仅增加了原油的内动能，而且也大大减少了原油流动过程中毛管阻力和流动阻力，从而提高了原油的流动能力。 (4)压力下降造成溶解气驱13由于注入的CO2在原油中溶解，形成CO2溶解气。 在井下随温度的升高，部分CO2游离汽化以压能的形式储存部分能量。 当油井开井生产，油层压力降低时，大量的CO2则从原油中游离，膨胀而脱出，从而将原油驱入井筒，起到溶解气驱的作用，并且由于气体具有较高的运移速度，从而将油层堵塞物反吐出来。 (5)CO2气驱可以改善原油与水的流度比大量注入的CO2会在原油和水中溶解。 CO2在原油中溶解后使原油的粘度降低，流度增加；CO2在水中溶解后使水碳酸化，粘度增加，流度下降;综合作用的结果使原油和水的流度趋于接近，使水的驱油能力提高，同时也进一步扩大了水驱的波及面积，提高了扫油效率。 (6)CO2的注入可以带来酸化解堵作用，提高注入能力CO2和水反应可生成碳酸，溶解了CO2的水溶液略显酸性。 在CO2吞吐注入及浸泡过程中，溶解有CO2地层水可与地层基质相互反应。 在页岩中，由于地层水PH值降低，可以抑制储层的粘土膨胀，因此CO2水对粘土有稳定作用。 3.2.2注N2气驱主要机理在原油组分及重度、注入压力和温度等合适的情况下可以实现混相驱替。 重力排驱利用气体和原油的密度差实现保持油藏压力并驱替原油；一是向含油构造顶部注氮气，必须具备重力分异的油层垂向渗透率和适当的注气速度。 这种情况下采收率会相当的高；二是向油气构造的油柱注气，要求具有一定闭合高度的构造圈闭油藏。 影响重力排驱的效果主要因素是重力排驱速度。 另外，注入氮气还可以控制稠油油藏的底水锥进；可以与蒸汽混合吞吐等等。 3.2.3烃类气体气驱机理根据不同烃类气体自身及其与原油系统的特性，烃类气体驱油可具有 (1)非混相驱替； (2)多次接触混相(汽化气驱和凝析气驱）； (3)初次接触混相驱几种驱替方式。 (1)非混相驱替从混相原理上可知，随着压力增加，即使是用贫气驱动含中间分子量烃较少的重油，它们之间也有可能达到混相，但要求的混相压力极高，在油藏注气工程中不可能达到。 此时注气只能是非混相驱替。 烃气在原油中有一定的溶解度，一定压力下溶解气可以改变油流特性，同时不混相的气一液之间存在传质作用。 因此，非混相驱替也会使原油采收率有所提高。 国外研究资料表明，非混相实验中的原油采收率明显小于初接触或汽化气驱实验的原油采收率，但非混相驱所需压差不大，对注入气性质要求不严，也就是说非混相驱更容易做到，注入气价格也较低，并且还能回收一些原油，成本较低。 如果能合理利用气一液密度差及不利的流度比，选择适宜的地层，控制粘性指进、重力舌进，非混相所驱替出原油的量则将是相当可观的。 非混相采油的主要机理是6 (1)有限量的蒸发和抽提； (2)降低原油粘度； (3)原油膨胀； (4)压力下降造成溶解气驱； (5)降低界面张力。 烃类气体可以是干气，富气，丙烷或液化气，它们在油藏条件下可以与原油混相，或者在驱替过程中发展成为混相，当然这还与地层油的组成及温度有关。 即使注入气体和原油之间没有达到混相，通过气一液传质的作用，气体的溶解使原油体积膨胀，粘度降低，以及重力稳定驱替等机理采油。 (2)混相驱油原理混相驱油包括初接触混相驱替和多次接触混相驱替两种方式。 a初接触混相驱替达到混相驱替最简单、最直接的方法，是注入按任何比例都能与原油完全混合的溶剂，以便使所有的混合物为单相。 中等分子量烃，如丙烷、丁烷或液化天然气，是过去最常用来进行初接触混相的溶剂。 对于初接触混相驱来说，中间分子量的烃溶剂将会从沥青原油中沉淀出某些沥青，从而影响井的注入能力和产能，严重时可以在生产井中引起堵塞。 连续注入液化气进行初接触混相，费用太高，代替的是注入一定体积的液化石油气溶剂段塞，其体积只有油藏孔隙体积的一小部分，并用费用较低的流体如天然气或烟道气混相驱替溶剂段塞。 在理想情况下，溶剂段塞混相驱中的溶剂混相地驱替油藏原油，而驱动气混相地驱替溶剂，推动小的溶剂段塞通过油藏。 溶剂与驱动气之间的混相，通常决定着初接触混相段塞驱中所必须的最低压力。 溶剂段塞尾部的压力必须高于溶剂与驱动气混合物临界凝析压力。 b多次接触混相驱替在注入气体后，油藏原油与注入气之间出现就地的组分传质作用，形成一个驱替相过渡带，其流体组成由原油组成变化过渡为注入流体的组成，这种原油与注入流体在流动过程中重复接触而靠组分的就地传质作用达到混相的过程，称作“多次接触混相”或“动态混相”，多次接触混相根据传质方向不同分为凝析气驱(富气驱)及汽化气驱(贫气驱)。 凝析气驱凝析气驱过程中，油藏原油与注入气之间的混相是靠诸如乙烷、丙烷和丁烷等中间分子量烃从含有这些物质的注入气中就地传质进入油藏原油(即中间分子量烃“凝析进入”原油)来达到的。 在合适的压力和气体组成条件下，油藏原油会变得富含这些物质，从而在注入气与富化原油之间造成混相，把富含有较高浓度中间分子量烃的注入气称作“富气”，因此，此混相过程也叫富气驱。 为达到混相可调整两个参数:油藏压力和气体组成。 对于确定的原油，当注入气体的组成不变时，存在一个多次接触混相所需的最低压力，称作最小混相压力(MMP)，高于这一压力就能达到动态混相。 随着压力增加可减少两相区，因此，注入气体中中间分子量烃的浓度低一些也将能达到混相。 在现场工程应用中，有些是连续注入富化气的，但大部分是用天然气驱动富气段塞。 在原油与富气段塞之间达到凝析气驱混相压力时，驱动气就可直接与富气段塞混相。 汽化气驱多次接触混相的另一混相是依靠汽化作用，使中间分子量烃从油藏原油汽化进入注入气，以形成混相过渡带。 这种达到混相的方法称作高压干气驱过程或汽化气驱过程。 无论是初接触混相，还是多次接触混相，在驱动气与原油之间不存在有界面，从而也就不存在界面张力，其毛管力也为零，也就是毛管准数变为无穷大。 由于残余油饱和度随毛管准数增加而降低，而混相使毛管准数变为无限大，则残余油饱和度能够降低到最低可能值，采收率达90%以上。 这就是混相驱替的目的。 但现场实际应用中，采收率并没有理论上那样高，这是由于地层非均质性、流体的不利流度比、气与油之间的密度差，使得驱替过程中产生了严重的粘性指进和重力舌进问题，降低了驱扫效率。 3.2.4其他原理 (1)注气过程中，由于油气密度差比油水密度差大得多，重力作用将比水驱时大得多。 注气重力驱不仅能利用油气密度差所形成的重力分异作用，将顶部“阁楼油”聚集成新的前缘富集油带，较均匀地向构造下部移动，进入生产井而被采出，而且能进一步降低水驱后细小孔洞中的残余油饱和度。 (2)原油溶气膨胀排抽。 原油溶气后，液体界面张力和粘度降低，这将减小流动阻力，改善流动条件。 (3)改变流体流动方向。 水驱时是自下而上的垂直驱替，而气驱则主要是自上而下的垂直驱替，这种方向的改变将增大体积波及系数14。 3.3气驱油理论的数学模型设油藏为单层，带状油藏长为L，宽为B，厚度为H，原油粘度为产。 ，注入气粘度为g，油层渗透率为K，原始束缚水饱和度为Sw%，水相不参与流动。 地层油为未饱和，原始地层压力为只，地层倾角为注水线位于x=0处，生产井排位于x=L处，生产井排和注水井排之间的压差恒定。 假设流体及岩石均不可压缩。 驱替的和残余的流体在注入前缘之后同时流动。 由于是超低渗透，存在启动压力梯度，油相的启动压力梯度为PO，气相的启动压力梯度为Pg6。 (1)连续性方程油相()()ooooSt?=?(3-1)气相(ggggSt?=?(3-2) (2)运动方程v?()roooopooK K?Pg D?+?=?(3-3)rggggpgoK KvPg D?+?=?(3-4) (3)将运动方程带入连续性方程，可得微分方程(g?(g? (4)辅助方程ppp=?(3-7)?()ggrggggpgSK K?Pg D?tS?+?=?o(3-5)()oroooopoK K?PgD?t?+?=?(3-6)cgo1cgoSSS+=(3-8) (5)边界条件给出方程的初始条件和边界条件。 a初始条件0itpp=(3-9)00gtS=(3-10)b边界条件外边界条件0rPn?=(3-11)内边界条件生产井的井底压力为只Ppf，注入井给定注入井底压力为Pigf1igfPP=(注入井边界)(3-12)2pfPP=(生产井边界)(3-13)?在油气两相渗流区内，总的流速为tvfvroK K?=，g?tggf?=govvv=+?。 气相分流量方程为gtt+=?(3-14)K K?=，把方程(3-3)和(3-8)结合起来可以得到(Sx?记0o?rg?g)1sin1/goco g?popgogSPg?+?+(3-15)按试验区的实际地层倾角来看，角度很小，可以不用考虑重力的作用，油气之间的毛细管力也可以忽略，只考虑启动压力梯度的作用。 ()1/og+气相连续性方程可转化为如下形式0gdSxt?这是一个一阶拟线性双曲线偏微分方程。 1opopggAqf?+=(3-16)gggtdfSSv?+=(3-17)总的饱和度对时间微分的表达式为gdSdx?=ggSSdtdtxt?+?(3-18)它与方程气相连续性方程相比，可以得出下列两个常微分方程gtdfvdx=(3-19)ds=(3-20)gdtdS0gdt方程的特征解为()(),0,0,ltgggpopgvxx SfS=+(3-21)气驱油前缘位置为()A(),ifggpopgG txfS=(3-22)气驱油前缘饱和度(),ggfpopggfgtggfpopgfSSSfS=+(3-23)式(3-23)为含有Sgf的隐函数关系，因此最好采用图解或数值解法。 以下公式的推导，为了书写上的方便，将(Sgi，po，pg)记为(1)，(Sgf，po，pg)记为(2)，(Sgm，po，pg)记为(3)，(Sg，po，pg)记为(4)，(Sge，po，pg)记为(5)。 假设油气接触前缘处的压力为心，在(L-Lf)区内只有单相油流动。 在注入初始，油层中只有油和束缚水，油气前缘位于x=0处，井排初始产油量为()1()rotpooAK KqPLL?=?(3-24)一维条件下的拉普拉斯方程是20dx式(3-25)与边界条件构成了单相液体稳定平面单相渗流时的完整数学模型。 2d P=