深层稠油油藏的有效开发是世界性的难题。常规热采技术由于存在热损失问题对于埋藏深、油层薄、物性差的稠油油藏开采不适应。天然气吞吐开采深层稠油油藏是一项富有创造性的提高深层稠油油藏采收率的新技术。它是在高压下将天然气注入地层中,注入气在储层中充分溶解并高度压缩,利用吞吐回采阶段的溶解气驱和被压缩气体的体积膨胀驱动能量将原油驱至井底并开采出来。其主要作用表现在可以降低原油粘度,提高原油在地层中的流度和采收率;天然气溶于原油中,降低原油的界面张力,可以有效减小驱替阻力;天然气注入油藏中能提高原油体积膨胀率和油层压力。国内外采用注气(空气、氮气、二氧化碳、烟道气、天然气等)吞吐开采初步取得了一些效果,借助物理实验和数值模拟技术展开了天然气吞吐开发这种类型稠油油藏的驱油机理研究。但是从目前注烃气机理研究和现场先导试验表明,尚存在诸多理论研究及实际应用中急需解决的问题,这些问题是油藏注气高效开发的理论瓶颈,严重制约着油藏注气方法的发展和应用。本文首先利用室内物理实验方法对天然气吞吐机理进行室内评价,表明饱和烃气后的原油降粘和膨胀、界面张力的降低、组分传质、微气泡分散降粘是天然气吞吐开采的重要机理。对鲁克沁深层稠油脱气油物性分析表明采用单一的加温降粘程度不大,通过稠油注入烃气降粘效果明显,降粘幅度达到90%以上;随着溶解气量的增大,压力增加体积系数增加,在拐点的右侧体积系数随着压力的增加而减小,原油表现出一定的膨胀能;随着溶解气量的增加,原油界面张力比不含气时降低85%以上;通过组分传质作用注入气轻质组分含量下降重质组分增加,组分发生显著变化;展示在多孔介质和非多孔介质中烃气-稠油体系混溶特征,存在最佳混溶时间,溶解气油比与混溶深度间存在一定的相关性。天然气吞吐开采重要机理之一是泡沫油驱,是在注气吞吐降压生产过程中,高压注入的气体会从原油中以气泡形式分离。过饱和导致溶解气和自由气之间不平衡,这种不平衡现象受气泡成核动力学和扩散系数的影响。在低于泡点压力之下,存在一个“拟泡点压力”,即随着气泡体积增长摆脱原油粘性束缚,开始从原油中逸出时的压力,其大小要取决于衰竭速度的大小。通过对鲁克沁稠油在非平衡态下存在泡沫油现象的总结,描述粘度分布规律特征,表明天然气在本油样中溶解速率和扩散速率很慢,只有油气两相接触面附近可以取得较高的溶解气油比,离两相接触面越深,粘度越大,溶解气油比也越低,体积系数越低。通过分析天然气吞吐模拟试验结果,提出四区渗流物理模型,即:从注气井井底到地层远端,地层依次分为过饱和区、拟饱和区、饱和区及欠饱和区,受波及半径限制,分区渗流特征在吞吐前期不明显。先前高压注气时的欠饱和带,在降压过程中会逐渐变成饱和带、拟饱和带。如果降压幅度过大,甚至可能形成过饱和带。油气两相流动区域,油相相对渗透率随着毛细管级数的增加而增加,气相相对渗透率随着毛细管级数的增加而下降。究其原因是随着压差的增大,相对与毛细管阻力,粘性力变大,油流中的泡沫干扰变小所致。接着根据室内实验研究成果,完善天然气吞吐驱油机理,提出非平衡拟饱和状态形成的泡沫油是天然气吞吐提高采收率的重要驱油机理之一,提出天然气吞吐非平衡拟饱和区渗流物理模型,建立反映天然气吞吐过程中拟饱和泡沫油流非平衡区的渗流数学模型。模型中设计了分散相和连续相。其中分散相有SBubble,BBubble,连续相有Heavy oil,NG,Free Gas。SBubble是仅在油相中存在的具有一般气相性质的一个分散组分,BBubble是气相中的一个分散组分;Heavy oil代表的是地面脱气油,属于连续相,NG代表的是天然气,属于连续相,Free Gas代表的是溶于原油的NG,经NG→SBubble→BBubble→Free Gas的一系列反应而生成的自由连续性气相。运用考虑泡沫油流的油藏数值模拟方法,拟合鲁克沁稠油室内一维驱替仿真物理模拟实验结果,直观再现泡沫油在储层渗流特征,并通过数值模拟手段对影响泡沫油的因素进行分析。模拟结果表明,随着表征泡沫油的小气泡(SBubble)在油相中的摩尔分数增加,油相粘度降低。当小气泡含量增加时,油相密度降低,即其压缩性增加。小气泡粘度越低,则整个油相的粘度越低,阶段累产油量则越高。小气泡的压缩系数越高,油相的密度越低,弹性能量越大,阶段累产油量越多。同时基于考虑泡沫油流的数学模型,利用三维三相考虑物理扩散的模拟方法,着重讨论在非均质油藏中泡沫油对天然气吞吐回采过程的影响。采用垂向剖面模型,选用鲁克沁稠油油藏真实储层平均渗透率90×10-3μm2,渗透率分布分别按变异系数为弱非均质程度0.2,强非均质程度0.8,分别研究模拟网格大小、储层非均质程度、注入气体反应速率、注入气体摩尔密度等参数对泡沫油多相渗流的影响。研究结果表明,在大网格模型中非平衡特征更明显(即,大网格中需要更多时间达到平衡)、扩散,弥散,PVT与非平衡特征都是相互关联的。所以在进行模拟设计时,一定要建立适宜的网格模型反映真实的注气动态;当气体扩散水平较低时,非均质程度对天然气吞吐的开采影响较小,几乎不存在。当扩散水平较高时,非均质的影响效果显现,气体优先从储层突破影响原油的生产,致使表现出较均质的储层采用注气吞吐的方法反而原油产量偏低情况。注入气体反应速率快慢影响油相中微气泡的存在多少,当反应速率低时,微气泡少,影响了稠油的流动性,累积采油量减少。随着吞吐轮次的增加,生产井产出的气相NG组分摩尔分量越来越高;注入气体摩尔密度越高,产出气相NG值也越高。而生产井中产出油相的NG组分呈现出先下降后上升的情况,这与油藏地层压力下降有关,但是当压力下降到一定程度,即拟泡点压力时,表现出油相中的NG有上升的趋势,是因为在这个时期出现了大量NG以微气泡形式存在原油所致。运用渗流力学、数值计算及数值模拟相结合相关技术,基于稠油流变性中松弛效应速度和压力滞后数学模型,分别研究了速度滞后影响的泡沫油产能方程和压力滞后影响的一维非平衡非稳态渗流方程,对深层稠油油藏天然气吞吐的进一步研究具有重要的指导意义和学术价值,对经济高效开发深层稠油油藏具有重要的意义。常规稠油产能公式是假定瞬时达到渗流速度与压力梯度之间的平衡关系为依据的,基于广义达西公式求解。在此引用前人提出的泡沫油物性参数数学表征方法,采用有限差分求解方法求取二维模型中泡沫油稠油体系考虑速度滞后的松弛效应的产能方程。计算结果显示泡沫油初始产能不是最大产能,生产一段时间后才表现出产能最大。考虑速度松弛时间后,随着松弛时间的增长,产能水平越低,最大产能对应出现的时间提早。松弛特性对具有流变性的稠油在多孔介质内流动有重大影响,它可以决定着渗流线性的不平衡性。当天然气吞吐在回采溶解气驱阶段表现出极为复杂的“泡沫油流”流动特征,稠油松弛效应对不平衡性在多孔介质内流动的影响更为突出。通过假设具有泡沫油特征的流体为稠油组分1和微气泡组分2的双重组分,考虑微泡沫的压力变化滞后影响,建立一维有界不稳定渗流问题,并采用VB编程技术进行数值求解。结果表明,当考虑压力滞后效应影响,稠油在多孔介质中渗流时,无论是渗流初期还是渗流后期,松弛效应均造成地层压力传递缓慢,注气时间及注气有效半径存在一个最佳值。此后,采用考虑泡沫油流的数值模拟方法,建立鲁克沁深层稠油油藏典型地质模型讨论天然气吞吐注气参数对开采效果的影响。运用实验正交优化设计方法,对注气速度、注气压力、注气时间、焖井时间、产液量、最小产油量界限、生产周期等7个参数进行方案计算。通过有效排除各参数组合中较劣的方案组合,使得优化方案完整高效地进行,本研究共进行了 108个方案的运行,运用优化参数频率柱状图,分析各参数对天然气吞吐开发指标的影响因素,并优选出最优注气参数。得到最优注采参数为,注气速度在20000 m3/d以上,注气压力在42MPa以上,注气时间在20天,焖井时间在10天以上,产液量在16m3/d天以上,生产周期在300天时开发效果最好。最后,对鲁克沁稠油油藏自2005年至2012年进行的多轮次多批次天然气吞吐试验进行总结并进行效果评价。受储层物性、地层能量、吸气能力,注气参数等影响,单井吞吐效果差异大。前三轮措施是增产的黄金阶段,有地层能量保持的井,吞吐效果好,有效期长。后续多轮次需加大注气规模以及补充地层能量来保证吞吐效果。统计表明注气强度大于1000(方/米/天)的19油井,日增产>2吨/天,吞吐效果较好。注气强度越大,相同时间内注入的流体质量多,降粘半径越大,溶于原油的天然气越多,泡点压力越高,越容易发生泡沫油。焖井时间控制在10-15天,开发效果好,延长焖井时间对促进油气混溶效果不大。电测声波时差大于260,孔隙度大于18%,渗透率大于10×10-3μm2的储层,物性相对较好,吞吐油井井日增油大于2t/d,效果好。鲁克沁深层稠油油藏经历了室内实验评价阶段,概念模型设计、可行性论证及开发方案设计阶段,近7年的先导试验阶段,目前效果评价分析表明天然气吞吐开采稠油油藏方面已经取得了丰硕的研究成果。本论文在总结该油田目前取得的成果基础上,深入分析了具有泡沫油特征的多相渗流特征,采用数学表征更为真实刻画了具有松弛效应的稠油在天然气吞吐过程中的速度和压力滞后效应对生产的影响。通过对这项新技术的深入研究和新课题的深度探讨有效地拓宽了该开采方法的应用前景。