超低渗油注气开发数值模拟研究论文

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2005-3班 指导教师：苏玉亮

2009年6月20日

中国石油大学(华东)本科毕业设计(论文)

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。

关键词：超低渗；注气；数值模拟；产油量；采收率

中国石油大学(华东)本科毕业设计(论文)

ABSTRACT

The reservoir simulated in this paper is Ultra-low permeable．These reservoirs have difficulty in water injection，poor well condition，and low production．Gas injection is one of the most efficient recovery method for low—permeability reservoirs at home and abroad．The paper investigates the research status of gas injection at home and abroad and the mathematical model of gas flooding theory .In accordance with the geological features and development actuality，the recovery schemes of gas injection are studied by using numerical simulator，the effect of such factors like different wells，different well pattern，different injected gas，and artificially fracture are demonstrated．The result of the study indicates，for these reservoirs，gas injection can obviously affect the oil production and the oil recovery factor；different well pattern and injection material can obviously improve the oil production；adding artificially fracture can dramatically enhance the oil production and improve the oil recovery factor．

Key words：Ultra-low permeable reservoir；gas injection；numerical simulation；oil production；recovery factor

中国石油大学(华东)本科毕业设计(论文)

目录

第1章 前 言 ............................................... 1 第2章 超低渗油藏注气开发数值模拟研究现状 ..................... 3

2.1 超低渗透油藏的特征 ..................................... 3 2.2 超低渗注气开发的适应性 ................................. 3 2.3 国内外超低渗油藏注气开发的研究现状 ..................... 4 2.4 油藏数值模拟技术发展现状 ............................... 6 第3章 气驱油理论的数学模型 .................................. 10

3.1 常用注入气体介绍 ...................................... 10 3.2 气驱提高采收率原理 .................................... 11

3.2.1 注CO2采油增油的几个主要机理 .................... 11 3.2.2 注N2气驱主要机理 ............................... 12 3.2.3 烃类气体气驱机理 ................................ 13 3.2.4 其他原理 ........................................ 15 3.3 气驱油理论的数学模型 .................................. 15 第4章 注气数值模拟研究 ...................................... 23

4.1 油藏模拟模型的建立 .................................... 23

4.1.1 模拟区域的确定 .................................. 23 4.1.2 平面网格划分和模拟层的建立 ...................... 23 4.1.3 地质模型的建立 .................................. 24 4.1.4 油藏模型初始化 .................................. 25 4.1.5 流体及岩石的物性参数 ............................ 26 4.2 注气开采案设计 ........................................ 29

4.2.1 注入介质研究 .................................... 29 4.2.2 井网井距研究 .................................... 31 4.2.3 注气时机研究 .................................... 33 4.2.4 人工裂缝研究 .................................... 34 4.2.5 注气方式结果比较及评价 .......................... 36

第五章 结论和认识 ............................................ 38 致谢 .......................................................... 39

中国石油大学(华东)本科毕业设计(论文)

参考文献 ...................................................... 40

超低渗油藏注气开发数值模拟研究现状

2～3mPa·s，油层压力为8.31MPa，饱和压力为(4.65～6.79)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，量的动用开辟一条有效途径我国经过多年的实践与研究，略决策原则和方法，达西渗流特征。通过深入的实验研究，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，到实际应用，当时仅用于预测油藏动态计算，法，经济评价。在40学中的松弛法、孔隙介质液体流动、物质平衡法。从60年代初发展起来的油藏模拟技术，的进步及石油科学技术的发展，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数值模拟，70年代发展为简化三相黑油模型，半隐式IMTPES黑油和组分模型，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、分模型、热采模型、裂缝模型等。为，20世纪80年代以来，值模拟技术向精细油藏数值模拟方向发展，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，

特别是氮气、[9]。

已初步总结出了一套低渗透油田开发的战基本上是从目前已渗透到石油工业油气田开采的各个领60年代开始，80对国内外油藏数值模拟技术的调研分析认为了不断满足油田开发研究和实践的需要，烟道气和二氧化碳驱将为这部分储研究了渗流机理和非进一步认识了非达西渗流特征，

30年代开始在石油工程方面得预测采收率和对比选择开采方随着计算机和计算技术

由大庆油田电模拟到发展二维二相80年代初期引进了岩采用精细地质方法如高分辨率层6

并初

J自公司组油藏数提出了低渗透砂岩油田开发模式。年代主要以解析解为主，研究液体驱替机理、理论物理油层流动问题中的拉普拉斯转换等零维年代中期北京研究院研制闪蒸黑油模型，超低渗油藏注气开发数值模拟研究现状

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、合模拟的方向发展。研究以更大的投入、为模拟技术的发展起到了巨大的推动作用。得到了显着的提高。具体表现为(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。过软件平台技术，综合软件系统。

(2)前后处理技术交互式模型数据输入、网格设计、智能化帮助查错、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，算机对模型进行数值求解实现的。渗流规律的数学模型，模拟软件将以往的软件改造成模块化、模型。而且针对不同类型的问题，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，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一体化、高速、多功能集成和系统耦随着模拟技术工业化应用的增强，这种关联学科，特别是计算机技术的进步因此，目前油藏模拟的技术水平[10]：

通建立了跨专业的多组流体特性PVT数据输入、交互式图形处理与模拟运行进程监控、完成数据报告与模拟图形、

利用计油藏数值模拟是通过建立描述油藏中流体目前的油藏集成化的模式，形成一体化的多功能发展了不同的网格技术，形成了精确化网

没有考虑开发过程中地质模型

7

特别是今年来，更大的规模呈现；油藏模拟软件实现了工作站软件一体化，

利用计算机对模型进行数值求解实现的。超低渗油藏注气开发数值模拟研究现状

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，程中流固耦合效应强烈，动态，因而在油藏数值模拟中流固藕合效应是不能忽视的。模拟基于纯渗流力学理论，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，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，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、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。多老油田已进入了高含水或特高含水期。次数多，地下岩石和流体的物性发生了较大的变化，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，是常规模拟无法考虑流体和岩石随时间的变化。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，发过程中岩石和流体参数的变化，结果更符合开发实际。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，中岩石和流体参数变化的问题。(4)动态跟踪模拟在油藏开采过对物性参数有很大的影响，并最终影响油藏的开采而常规油藏数值在模拟流体渗流时，不能同时对岩石变形过程进并且经常造成较大的误使数值模拟

把随我国许由于开发历史长、综合调整、措施这给常规模拟工作带来另一方面因此，模拟结果的可信度会考虑了开采用分阶段地质模型和流体模型，使模拟可以解决储集层开发过程

8

地下储层物性和原油物性发生较大变化的油藏，将具有长期开发历史的油藏按照其开发历程划分为几

超低渗油藏注气开发数值模拟研究现状

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，的计算，但在模拟过程中，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，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。用是从80年代开始的。由于计算机的快速发展，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。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。一体化，如WORKBENCH、GMSS、GOCARD等的应用，学高效开发油气田，必须使用油藏数值模拟技术。

在程序设计中，无法定量做出准确

预测产量，分析地下剩余油空间分布和研究采油藏数值模拟技术真止工业性的应推动了这项技术的发展和应软件模块化、ECLIPS、CMG等，加上一系列地质建模软件如使近年来国内外业内人十已普遍认识到，要科

9

90年代以集成化、可以根据已有的监测资料和开发数据来修正不同 气驱油理论的数学模型

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。注湿气或液化气建立混相带，采收率。在降压开采期内，出的天然气将比处理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)CO2：CO2具有的优点是它与轻质流体溶混的压力低，其密度将是有利条件，与个不利的特性。对于注入井或生产井，腐蚀是一个问题，为了除去须对采出的天然气进行加工处理，因此，有些CO2难以产出来，在油层高温高压条件下，和溶混为不利因素。文献上没有明确有关的范围为0.05-0.11必须考虑压缩性的差异，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，这将优于对于地层亏空的充填，用于混相驱替。N2采出的天然气将需要用专用设施除去氮气，气，里面将含有一些便可达到混相驱。大部分注入的天然气最终都能开采出来。CO2或N2N2相比，CO2的压缩性与天然气或CO2的价格，/m3。当把以及在现场压缩至注入压力、

N2更优于CO2和其它杂质，可能具有腐蚀性，因此需要外加净

文献报道大都获得了很高的CO2更易于在原油中溶解。有的技术上受到限制。N2根据最近完成的调查研究，CO2的成本同天然气或CO2。由于压缩性比较好，因此，CO2对于深部高温轻质油藏，似乎如果使用的是发动机废气或烟道 10 在可行的情况下，通过处理采

在一定压力下，CO2也有几CO2，必CO2可在水中溶解，CO2的密度、压缩性CO2的交货价N2的成本比较时，防腐和采出气体的净N2更适N2也有一些限制条件，

简便易行。使用天然气，腐蚀问题最小。如比更为不利。一般说来，美元腐蚀和其它化学反应问题最小。

气驱油理论的数学模型

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/kW·h，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、供气期限影响。假设供气10-15采用电动机驱动压缩机，是0.01-0.03美元/m3，因此，在上述假设的供气条件下，高压的范围为0.02-0.05美元去有关铺设管道的额外费用。所以不需要增加费用进行防腐，把一些额外费用[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CO2极易溶解于油，其在油中溶解度比在水中的溶解度大的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，移动，从而提高油相的渗诱率。同时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(年限)14-280万m3/d，压力范围无重大现场问题，N2的价格(低于动力费/m3(包括能源费用)。把制氮厂建在油田现场，将省但是，因为从空气中分离出的氮气是惰性气体，N2从采出的天然气中分离出来，将需要

积聚的残余油滴在孔隙通道内自由CO2溶于水时，水的粘度增加，也可

CO2在原油中的溶解度就越高，则

CO2 11

14-55MPa，)范围将会N2的总成本3-9倍。水中

、供气压力和能源的年，供气量为[12]

后可使原油体积膨胀

气驱油理论的数学模型

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，大量的入井筒，起到溶解气驱的作用，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度降低，流度增加；综合作用的结果使原油和水的流度趋于接近，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，溶解了吐注入及浸泡过程中，溶解有中，由于地层水有稳定作用。

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：是向含油构造顶部注氮气，气速度。这种情况下采收率会相当的高；具有一定闭合高度的构造圈闭油藏。驱速度。另外，吞吐等等。

CO2

CO2会在原油和水中溶解。CO2在水中溶解后使水碳酸化，粘度增加，流度下降PH值降低，可以抑制储层的粘土膨胀，因此

必须具备重力分异的油层垂向渗透率和适当的注并且由于气体具有较高的运移速度，

CO2在原油中溶解后使原油的粘使水的驱油能力提高，

CO2的水溶液略显酸性。在CO2地层水可与地层基质相互反应。在页岩二是向油气构造的油柱注气，影响重力排驱的效果主要因素是重力排 12 从而将同时也CO2CO2水对粘土要求;则从原油中游离，膨胀而脱出，从而将原油驱

吞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

气驱油理论的数学模型

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，注气工程中不可能达到。的溶解度，存在传质作用。料表明，采收率，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，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(3)原油膨胀；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，气体和原油之间没有达到混相，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、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，某些沥青，连续注入液化气进行初接触混相，此时注气只能是非混相驱替。因此，非混相驱替也会使原油采收率有所提高。(4)压力下降造成溶解气驱；

但要求的混相压力极高，对注入气性质要求不严，[6]：(1)有限量的蒸发和抽提；(5)降低界面张力。烃类气体可以通过气一液传质的作用，是注入按任何比例都能与原油完中间分子量的烃溶剂将会从沥青原油中沉淀出严重时可以在生产井中引起堵塞。费用太高，代替的是注入一定体积的液化

13

在油藏国外研究资也就是说非混控制粘性

(2)降低原油粘度；即使注入气体的溶解使原油

它们之间也有可能达到混相，烃气在原油中有一定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但非混相驱所需压差不大，选择适宜的地层，当然这还与地层油的组成及温度有关。

混相驱油原理最直接的方法，从而影响井的注入能力和产能， 气驱油理论的数学模型

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，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，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“多次接触混相不同分为凝析气驱(富气驱①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、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中间分子量烃“凝析进入油藏原油会变得富含这些物质，富含有较高浓度中间分子量烃的注入气称作富气驱。为达到混相可调整两个参数油，当注入气体的组成不变时，作最小混相压力(MMP)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，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，直接与富气段塞混相。②汽化气驱

多次接触混相的另一混相是依靠汽化作用，汽化进入注入气，以形成混相过渡带。过程或汽化气驱过程。无论是初接触混相，原油之间不存在有界面，是毛管准数变为无穷大。”或“动态混相)及汽化气驱(贫气驱)来达到的。在合适的压力和气体组成条件下，从而在注入气与富化原油之间造成混相，:油藏压力和气体组成。对于确定的原存在一个多次接触混相所需的最低压力，这种达到混相的方法称作高压干气驱 14

)。

”，因此，但大部分是用天然气驱使中间分子量烃从油藏原油其毛管力也为零，这(即把称

形成”，多次接触混相根据传质方向丙烷和”原油“富气此混相过程也叫，高于这一压力就能达到动态混相。随着压力增加可有些是连续注入富化气的，驱动气就可

还是多次接触混相，在驱动气与从而也就不存在界面张力，也就由于残余油饱和度随毛管准数增加而降低，而混相

气驱油理论的数学模型

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3.3 气驱油理论的数学模型设油藏为单层，注入气粘度为μg，油层渗透率为与流动。地层油为未饱和，原始地层压力为只，地层倾角为x=0处，生产井排位于流体及岩石均不可压缩。于是超低渗透，存在启动压力梯度，油相的启动压力梯度为动压力梯度为λPg(1)连续性方程油相： 气相： ???

L，宽为K，原始束缚水饱和度为x=L处，生产井排和注水井排之间的压差恒定。驱替的和残余的流体在注入前缘之后同时流动。???So?o?o??????o?t?????????gSg?gg??t 15 B，厚度为H，

[14]。

μ。，Sw%，水相不参α注水线位于假设由λPO，气相的启 (3-1) (3-2)

带状油藏长为原油粘度为产[6]。

????? ??

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/od4h.html