CN103939069B - 一种蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其采用靠近油藏顶部的至少一口水平井或一排直井作为注入井井组，靠近油藏底部、与注入井组数目相同或多一口井的水平井作为采出井井组，所述注入井组与所述采出井组平行非正对排列，即所述下部采出井处于所述上部两口注入井的中间部位。对注入井和采出井同时或依次进行蒸汽吞吐或蒸汽与气体复合吞吐，在注入井和采出井之间建立热连通、降低地层压力，然后，向所述注入井同时或交替注入高温的水蒸汽和非凝析气体，所述注入蒸汽在油藏中渗流并加热油藏，同时蒸汽凝结成为热水，所述气体扩大加热腔、降低热损失、增大油藏压力，使原油在压力驱替与重力泄油的复合作用下向采出井流动并采出。
Description
技术领域
本发明属于油田钻井、完井和采油工艺技术，特别涉及一种蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法。
背景技术
文献The Steam and Gas Push(SAGP).（R.Butler.Journal of Canadian PetroleumTechnology,1999,38(3):54-61.）中介绍的蒸汽与气体推动（Steam And Gas Push，简称SAGP）是由RogerButler最早提出的一种稠油开采方法。该方法是采用与蒸汽辅助重力泄油（SteamAssisted Gravity Drainage,简称SAGD）相似的方法，采用上下正对平行的两口水平井，上部为注入井，下部为生产井，一般注入井和生产井之间距离为2m-5m，注入井距离油层顶部距离一般为15m，也就是说油层厚度一般要在17m-20m以上。在SAGP过程中，向蒸汽腔内注入较高浓度的非凝析气体，使气体在蒸汽腔内（尤其是油层顶部）聚集。要求油层顶部注入非凝析气体（例如甲烷）的摩尔浓度在90%以上，气体的露点要明显低于油层压力下的蒸汽饱和温度。为了保持油层顶部较高的气体浓度，需要在注入蒸汽的同时不断注入气体，以补充由于蒸汽腔扩展及采出和溶解气体的量。尽管由于注入蒸汽凝结而造成油层顶部的气体浓度较高，但是注入蒸汽中气体的浓度一般是很低的。注入蒸汽中非凝析气摩尔浓度一般仅有百分之几或更低。
蒸汽腔的压力是由蒸汽和非凝析气体来共同维持的，蒸汽和非凝析气体比例及采出气体的速度会影响蒸汽腔的温度分布。一种极端情况是仅注入蒸汽，油藏蒸汽腔被最终加热达到蒸汽饱和温度，这时虽然重力泄油的产量最高，但是蒸汽腔向顶部和周围油藏的热损失却很大，造成蒸汽腔侧向边缘斜率较大，蒸汽超覆严重。另一种极端情况是仅注入非凝析气体，生产井的产量低，气体很快向生产井突破而使开采速度不经济。将生产井加热可以提高产量，但是必须扩大井距来抑制气体向生产井的锥进。在不注蒸汽情况下采用较大井距虽然不涉及蒸汽热损失，但是由于注入井周围温度低，气体锥进会加重，并且残余油饱和度高、驱油效率低。在两种极端之间，最经济的情况是蒸汽腔顶部温度要明显低于蒸汽饱和温度，蒸汽向顶部气体聚集部分的传热仅靠热传导，由于整个加热腔温度低和顶部盖层加热面积小而使热损失明显降低。而在注入井和生产井近井地带，由于温度接近蒸汽饱和温度，降低油水流动的压力梯度，使油水快速采出，且在一定程度上控制蒸汽/气体锥进。
可见，上述SAGP技术方案主要适用于油层厚度在17m-20m以上的油藏，并且注入气体的摩尔浓度较低（一般为百分之几），无法适用于以下情况：
（1）压力很高的稠油油藏：在较高的油藏压力下采用上述SAGP开采时，注入蒸汽在注入井附近会快速凝结，造成蒸汽腔扩展困难、油藏加热效果差、采出井产油量低；另外，注入井和采出井之间的井距小，注入井附近凝结的热水和注入的非凝析气体容易向采出井锥进。
（2）海上等水资源不足或蒸汽发生器注入能力不足：注入气体的摩尔浓度可达10%-20%，要远高于百分之几的水平，这时采用井距仅为2m-5m的两口上下正对平行水平井，气体锥进是很难控制的。
（3）厚度仅为几米至十几米的薄油层：采用上述SAGP方法开采薄油层时，由于井距过小，容易产生气体向生产井锥进和过早突破的问题。
（4）边底水稠油油藏：采用上述SAGP方法开采时，随着开采的不断深入，油藏含油部分压力不断降低，压力较高的边水和/或底水容易向含油部分锥进，造成油井出水、产量降低。
发明内容
为了解决以上问题，本发明提供了一种蒸汽-气体驱替与重力泄油的复合开采方法，其不仅适用于油层厚度在17m-20m以上的油藏，还解决了压力很高的稠油油藏、厚度仅为几米至十几米的薄油层、边底水稠油油藏的开采问题，同时还解决了海上等水资源不足或蒸汽发生器注入能力不足的问题。
按照本发明的方法是采用靠近油藏顶部的多个水平井作为注入井井组，靠近油藏底部的多个水平井作为采出井井组，所述注入井组与所述采出井组平行非正对排列，即所述下部采出井处于所述上部两口注入井的中间部位。向所述注入井同时或交替注入高温的水蒸汽和一定比例的非凝析气体，所述注入蒸汽在油藏中渗流并加热油藏，同时蒸汽凝结成为热水，降低原油粘度，加热的原油和水依靠压力和重力向所述采出井流动。所述注入气体可以携带热量扩大加热腔、溶解降低原油粘度和增大油藏压力，并在油藏顶部聚集降低蒸汽向油藏上部盖层的热损失，所述气体与凝结的热水依靠压力驱替和重力泄油的复合作用使稠油向采出井流动。
按照本发明的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法包括：
a.通过实验模拟、数值模拟和油藏工程分析，设计注入井和采出井的完井部位及注入蒸汽和非凝析气的气水比等注采参数；
b.完成注入井井组和采出井井组的钻井和完井作业，以及地面工程和采油工程作业；
c.注入井和采出井同时或依次采用蒸汽吞吐、蒸汽与气体复合吞吐等方法进行开采，对油藏进行预热并降低油藏压力；
d.待注入井和采出井之间建立有效热连通后，注入井停止采油，注入井注入蒸汽和非凝析气体，利用蒸汽的加热降粘和压力驱替作用，以及气体的扩大加热腔、降低原油粘度、增大油藏压力和在油藏顶部聚集降低向上部盖层的热损失作用，使原油在压力驱替与重力泄油的复合作用下向采出井流动并采出。
优选的是，在开采过程中，根据开采动态、监测数据等资料，在油藏数值模拟等油藏工程研究基础上，不断调整注入井的注入蒸汽速度、蒸汽温度、蒸汽干度和气水比，并调整采出井的产量或流压，提高采油速度和采收率。
在上述任一方案中优选的是，所述注入井井组靠近油藏顶部部署形成上部注入井组，所述采出井井组靠近油藏底部部署形成下部采出井组。
在上述任一方案中优选的是，所述注入井井组和所述采出井井组平行非正对排列，即所述下部采出井处于所述上部两口注入井的中间部位。
在上述任一方案中优选的是，所述注入井为水平井或直井，所述采出井为水平井。所述注入井为水平井时，一般位于油藏顶部下面2m-50m处，当油藏厚度较大时，可以增大所述注入井距离油藏顶部的距离。所述注入井为直井时，一般是在所述下部两口采出井中间位置部署多口直井，即在两口采出井之间形成一排直井注入井。所述采出井位于油藏底部的上面1m-5m处，当油藏边底水发育且厚度较大时，可以增大所述采出井距离油藏底部的距离。
在上述任一方案中优选的是，所述注入井和采出井为割缝筛管完井、绕丝筛管完井或射孔完井。
在上述任一方案中优选的是，所述采出井的井数与注入井的井数相同，或者采出井的井数较注入井的井数多一口井，或者根据油藏特点进行灵活部署。
在上述任一方案中优选的是，所述油藏为单层油藏。
在上述任一方案中优选的是，所述油藏为水平油藏或倾斜油藏。
在上述任一方案中优选的是，所述油藏为稠油油藏或稀油油藏，所述稠油油藏包括普通稠油油藏和特超稠油油藏。
在上述任一方案中优选的是，所述油藏为厚层油藏、中厚层油藏或薄层油藏。
在上述任一方案中优选的是，所述油藏为纯油藏或具有边底水和/或气顶的油藏。
在上述任一方案中优选的是，所述油藏为均质油藏或非均质油藏。
在上述任一方案中优选的是，所述油藏为深层高压油藏和低压油藏。
在上述任一方案中优选的是，在进行步骤c时，采用蒸汽吞吐或蒸汽与气体复合吞吐预热，即同时或者交替向注入井和采出井注入蒸汽或蒸汽与非凝析气体，蒸汽和非凝析气体的注入速度应满足合理加热和开采油藏的要求，进行吞吐采油，预热油藏，并通过开采原油来降低油藏压力。
在上述任一方案中优选的是，在进行步骤c时，还可以采用注蒸汽循环预热、电加热预热或者同时注蒸汽与电加热预热。
在上述任一方案中优选的是，所述的蒸汽是温度为100-370℃的高温水蒸汽。
在上述任一方案中优选的是，所述的蒸汽可以替换为热水。
在上述任一方案中优选的是，所述的非凝析气体为N2、CO2、CH4、烟气、火烧油层的尾气、空气或其它非凝析气体。
在上述任一方案中优选的是，所述的非凝析气体在标准状况下的体积与所述注入蒸汽的体积比（简称气水比）为0-300。体积比为0时即单纯注入蒸汽；所述蒸汽在油藏中渗流并加热油藏，同时，蒸汽冷凝成为热水，被加热的原油在蒸汽和热水的压力驱动、油藏弹性驱动和重力驱动下，向采出井流动并采出；所述非凝析气体一方面向油藏顶部渗流，并在油藏顶部聚集形成“人工气顶”，降低向上部盖层的热损失，同时，非凝析气体扩大加热腔，溶解降低原油粘度、增大油藏压力。在蒸汽、热水和气体的共同作用下，将原油向采出井驱动并采出。合理的气水比要根据油藏性质、气体性质、蒸汽注入参数及注入井和采出井的部署情况，通过油藏数值模拟等油藏工程方法或经验来确定。合理气水比应满足气体应该能够有效扩大蒸汽加热腔、溶解降低原油粘度、增大油藏压力、降低蒸汽的油藏热损失、与蒸汽共同驱替和辅助重力泄油，且不会造成气体过早突破，达到最佳的驱油效果。
根据注入蒸汽和气体的气水比、注入量和注入速度的不同，气体可以使蒸汽加热腔增大1-2倍以上，使原油粘度降低10%-90%，波及油藏的平均压力增大0.5MPa-5MPa。
在上述任一方案中优选的是，所述非凝析气体与地层天然气在采出后经过地面的油气分离和干燥等处理后，可以回注到注入井循环利用。
在上述任一方案中优选的是，所述注入井组采用水平井时，至包含至少一口井，且所述注入井组部署于油藏顶部下面2m-50m，所述注入井之间距离为50m-100m，所述注入井完井段长度（也称作水平段长度）为100m-1500m。
在上述任一方案中优选的是，所述注入井组采用水平井时，采出井组井数与注入井组井数相等或比注入井数多一口井，所述采出井组部署于油藏底部上面1m-5m，所述采出井之间距离为50m-100m，所述采出井完井段长度为100m-1500m。
当所述注入井为一口水平井时，所述采出井可为一口或两口水平井，所述采出井为一口时，采出井可在注入井正下方或侧方平行部署，采出井与注入井之间的距离设置应同时满足蒸汽和非凝析气体的有效驱油作用与控制蒸汽（或热水）和气体过早突破的要求；当所述采出井为两口时，两口采出井在注入井下部两侧平行部署。
当所述注入井为两口或两口以上水平井时，采出井井数可与注入井井数相等或较注入井井数多一口，采出井在注入井之间平行非正对部署，即采出井位于两口注入井中间的下部，注入井之间距离设置应同时满足蒸汽和非凝析气体的有效驱油作用与控制蒸汽（或热水）和气体过早突破的要求，采出井与上部两口注入井之间的距离设置应满足两口注入井的驱油效果相当的要求。
对于厚层油藏和中厚层油藏，所述注入井为水平井时，注入井可位于油藏顶部下面5m-50m，注入井组和采出井组可采用50m-70m的较小井距；对于薄层油藏，所述注入井为水平井时，注入井可位于油藏顶部下面2m-5m，注入井组和采出井组可采用70m-100m的较大井距。
对于相对均质的水平油藏，所述注入井为水平井时，上部注入井和下部水平井可采用相等井距，注入井与采出井之间井距的大小取决于油层厚度、渗透率和原油粘度等油藏性质参数及气水比（注入气体在大气压下的体积与注入蒸汽当量水体积之比）、注入蒸汽速度水平等注采参数；对于非均质油藏，可以采用不相等井距的井部署方式，例如，处于渗透率较高部位的注入井和采出井之间可采用较大的井距。
对于具有一定倾角的倾斜油藏，所述注入井为水平井时，注入井的油藏高部位一侧的采出井重点要考虑蒸汽和气体的驱油作用和控制蒸汽和气体过早突破，注入井的油藏低部位一侧的采出井重点考虑热水的驱油作用和控制热水过早突破。同时，还要综合考虑油层厚度、渗透率和原油粘度等油藏性质参数及气水比（注入气体在大气压下的体积与注入蒸汽当量水体积之比）、注入蒸汽速度等注采参数。
对于上述不同情况，也可采用采出井之间部署一排直井作为注入井，直井井距一般为50m-100m，根据采出井水平段的长度不同，每两口采出井之间一般可部署2口-15口直井。当注入蒸汽时，直井完井部位一般在油藏的中下部，当注入热水时，直井完井部位一般在油藏中上部。
对于边底水发育的油藏，靠近边底水的采出井要适当避水，即适当增大采出井完井部位与油水界面的距离，以控制边底水向采出井的锥进。
对于气顶发育的油藏，要适当靠近气顶的注入井完井部位与油气界面的距离，以控制注入蒸汽向气顶渗流、浪费热量。
对于深层的高压油藏，为了扩大加热腔范围常采用较高的气水比，为了控制气体的过早突破，适合采用较大的注采井距。随着油藏开采的不断进行，油藏压力不断降低，可以适当降低注入蒸汽和非凝析气的气水比；对于低压油藏，一般采用较低的气水比，气体不容易突破，可采用较小的井距。
对于普通稠油油藏，由于稠油粘度低、流动性好，可以采用较高的气水比和较大的注采井距；对于特超稠油油藏，由于稠油粘度高、流动性差，可以采用较低的气水比和较小的注采井距。
在本发明中，所述注入井和采出井的部署需要根据油藏地质特征进行设计，所述注入气体与蒸汽的气水比的设计需要综合利用蒸汽的加热降粘和压力驱动作用，以及气体的扩大加热腔、降低热损失、溶解降低原油粘度和增大压力等作用，达到最佳的驱替和重力泄油复合开采效果和控制蒸汽、热水和气体的过早突破，较传统SAGD和SAGP方法，具有更广泛油藏适应性、更高的采油速度和采收率。
本发明适用范围不限于上述范围，适用的油藏厚度最小可达3m，最大油藏不限，可达100m以上；本发明也适用于渗透率非均质油藏，油藏渗透率变化范围可在几十毫达西至几千毫达西；本发明可适用于油藏条件下粘度为几个厘泊的稀油至上百万厘泊的稠油；注入井和采出井的水平井段长度可以为100m-1500m。
本发明具有如下有益效果：
（1）本发明提供的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，通过注入非凝析气体，可以在较高的油藏压力下扩大加热腔，适用于压力较高深层油藏。
（2）本发明提供的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，通过注入非凝析气体在油藏顶部聚集，降低向油藏上覆岩层的热损失，提高了油藏加热效率。
（3）本发明提供的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，采用注入井井组和采出井井组平行非正对排列方式，可以扩大注入井和采出井之间的距离，解决了常规SAGD和SAGP的注入井和采出井之间的距离限制，使得该方法既适用于厚层油藏和中厚层油藏，又适用于薄层油藏。另外，还可以有效控制蒸汽、热水和气体向采出井的过早突破。
（4）本发明提供的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，通过注入非凝析气体，可以提高油藏含油部分的压力，控制压力较高的边水和/或底水向油藏含油部分锥进，起到“稳油控水”的作用。
（5）本发明提供的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，通过合理部署注入井和采出井，在开采过程中不断调整气水比，综合利用蒸汽的加热降粘和压力驱动作用，气体的扩大加热腔、降低热损失、降低原油粘度和增大压力作用，以及原油自身的重力作用，可以达到最佳的驱替和重力泄油复合开采效果。
附图说明
图1是按照本发明的水平、均质油藏蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法的一优选实施例的示意图；
图2是按照本发明的水平、均质油藏蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法的一优选实施例的油藏剖面图；
图3是按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法的油藏模型的一优选实施例；
图4是蒸汽辅助重力泄油（SAGD）和蒸汽与气体推动（SAGP）开采方法的油藏模型的示意图；
图5是采出井间加密蒸汽辅助重力泄油（SAGD）开采方法的油藏模型的示意图；
图6是厚层水平油藏蒸汽辅助重力泄油（SAGD）、蒸汽与气体推动（SAGP）、采出井加密蒸汽辅助重力泄油（SAGD）开采方法和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法一优选实施例四种开采方式的累积采油量与时间的关系图；
图7是厚层水平油藏蒸汽辅助重力泄油（SAGD）、蒸汽与气体推动（SAGP）、采出井加密蒸汽辅助重力泄油（SAGD）开采方法和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法一优选实施例四种开采方式的产水率与时间的关系图；
图8是蒸汽与气体推动（SAGP）开采方法及按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法一优选实施例的生产气油比与时间的关系图；
图9是厚层水平油藏蒸汽辅助重力泄油（SAGD）、蒸汽与气体推动（SAGP）和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法一优选实施例三种开采方式开采5年后的温度剖面示意图；
图10是厚层水平油藏蒸汽辅助重力泄油（SAGD）、蒸汽与气体推动（SAGP）和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法一优选实施例三种开采方式开采5年后的含油饱和度剖面示意图；
图11是薄层油藏蒸汽辅助重力泄油（SAGD）和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法一优选实施例两种开采方式的累积采油量与时间的关系图；
图12是薄层油藏蒸汽辅助重力泄油（SAGD）和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法一优选实施例两种开采方式的产水率与时间的关系图；
图13是薄层油藏蒸汽辅助重力泄油（SAGD）和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法一优选实施例两种开采方式开采5年后的温度剖面示意图；
图14是薄层油藏蒸汽辅助重力泄油（SAGD）和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法一优选实施例两种开采方式开采5年后的含油饱和度剖面示意图；
图15是按照本发明的一种非等厚的非均质油藏蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法一优选实施例的示意图；
图16是不等厚油藏蒸汽辅助重力泄油（SAGD）和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采一优选实施例两种开采方式的累积采油量与时间的关系；
图17是不等厚油藏蒸汽辅助重力泄油（SAGD）和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采一优选实施例两种开采方式的产水率与时间的关系；
图18是不等厚油藏蒸汽辅助重力泄油（SAGD）和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采一优选实施例两种开采方式开采5年后的温度剖面示意图；
图19是不等厚油藏蒸汽辅助重力泄油（SAGD）和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采一优选实施例两种开采方式开采5年后的含油饱和度剖面示意图；
图20是按照本发明的一种边底水发育的倾斜油藏蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法的一优选实施例的示意图；
图21是不等厚油藏蒸汽辅助重力泄油（SAGD）和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采一优选实施例两种开采方式的累积采油量与时间的关系图；
图22是不等厚油藏蒸汽辅助重力泄油（SAGD）和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采一优选实施例两种开采方式的产水率与时间的关系；
图23是不等厚油藏蒸汽辅助重力泄油（SAGD）和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采一优选实施例两种开采方式开采5年后的温度剖面示意图；
图24是不等厚油藏蒸汽辅助重力泄油（SAGD）和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采一优选实施例两种开采方式开采5年后的含油饱和度剖面示意图。
图1-图24中的标记具体含义如下：
1a：水平、均质、厚层的稠油油藏，1b：水平、均质、薄层的稠油油藏，1c：不等厚非均质稠油油藏，1d：边底水发育的倾斜稠油油藏，2：上覆岩层，3：下伏岩层，4：气顶，5：注入井，5a：薄层部位的注入井，5b：厚层部位的注入井,5c:远离水体的注入井,5d:靠近水体的注入井，6：采出井，6a：薄层部位的采出井，6b：厚层部位的采出井，6c：靠近水体的采出井，9：稠油，10：冷凝的热水，11：水体。
A：蒸汽辅助重力泄油（SAGD）开采，B：蒸汽与气体推动（SAGP）开采，C：采出井加密蒸汽辅助重力泄油（SAGD）开采，D：本发明所提供的本发明提供的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采一优选实施例开采。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图及本发明实施例，对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是优选实施方式，本发明不局限于此。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例1.1
参考图1和图2，在本实施例中，采用蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法开采水平、均质、厚层稠油油藏。
一个750m×500m×30m水平、均质、厚层的稠油油藏1a，油藏顶部为上覆岩层2，下方为下伏岩层3，油藏顶深为1000m，厚度为30m，具体油藏参数见表1。建立了15×100×15个网格的均质油藏地质模型，网格X方向大小为50m，网格Y方向大小为5m，网格Z方向大小为2m。蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采的油藏模型如图3所示，三口注入井5和三口采出井6均为水平井，水平段（即水平完井段）长300m，注入井5距油藏底部23m，采出井6距油藏底部3米，即三口注入井5平行部署在油藏顶部下面7米处，三口采出井6与上面三口注入井5平行非正对排列在油藏底部上面3米处，井位部署见表2。
表1油藏地质参数及水平井参数
| 项目 | 值 |
| 油藏模型长度（m） | 1000 |
| 油藏模型宽度（m） | 500 |
| 孔隙度 | 0.33 |
| 水平渗透率（mD） | 1200 |
| 垂直渗透率为（mD） | 792 |
| 稠油粘度（mPa·s，50℃） | 28600 |
| 原始含油饱和度 | 0.7 |
| 原始油藏温度（℃） | 45 |
| 原始油藏压力（MPa） | 10 |
| 溶解气油比 | 10 |
表2蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采注采井部署
本实施例中蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采中采用三个轮次蒸汽＋N2复合吞吐进行预热油藏、降低油藏压力。分别向三口注入井5和三口采出井6同时注入蒸汽和N2，注入的N2形成气顶4，注入的蒸汽在水平、均质、厚层的稠油油藏1a中渗透并加热水平、均质、厚层的稠油油藏1a，同时蒸汽凝结成为冷却的热水10，通过注入蒸汽和N2、焖井和采油的过程进行三个轮次的蒸汽＋N2复合吞吐开采，预热油藏、降低油藏压力，然后，三口注入井5同时注入蒸汽和N2，三口采出井6采油，稠油9和冷却的热水10在蒸汽-N2驱替与重力泄油的复合作用下向采出井6流动，达到开采目的。具体注采参数如表4所示。
为了对比，建立了SAGD、SAGP及采出井间加密SAGD开采的油藏模型，分别如图4和图5所示。SAGD或SAGP开采时，在油藏顶部下面21米处自左向右依次部署3口平行的注入井5，在油藏顶部下面27米处自左向右依次部署三口平行的采出井6。采油井间加密SAGD开采时，则需要在下部三口采出井6之间部署两口采出井6。井位部署见表3。
表3SAGD、SAGP和采出井间加密SAGD注采井部署
在SAGD开采中，分别向三口注入井5和三口采出井6同时注入蒸汽，通过注入蒸汽、焖井和采油的过程进行三个轮次的蒸汽吞吐开采，预热油藏、降低油藏压力，然后，三口注入井5注入蒸汽，三口采出井6采油，进行SAGD开采。具体注采参数如表5所示。
在SAGP开采中，分别向三口注入井5和三口采出井6同时注入蒸汽和N2，通过注入蒸汽和N2、焖井和采油的过程进行三个轮次的蒸汽＋N2复合吞吐开采，预热油藏、降低油藏压力，然后，三口注入井5注入蒸汽＋N2，三口采出井6采油，进行SAGP开采。具体注采参数如表6所示。
在采出井间加密SAGD开采中，采用三个轮次蒸汽吞吐进行预热油藏、降低油藏压力，分别向三口注入井5和五口采出井6同时注入蒸汽，通过注入蒸汽、焖井和采油的过程进行三个轮次蒸汽吞吐开采，预热油藏、降低油藏压力，然后，三口注入井5注入蒸汽，三口采出井6采油，进行SAGD开采，采出井6间的两口加密井进行蒸汽吞吐开采，每年吞吐三个轮次，注汽强度、注汽温度和蒸汽干度与预热阶段相同。
表4蒸汽-N2复合吞吐及驱替与重力泄油复合开采注采参数
表5蒸汽吞吐预热与SAGD注采参数
表6蒸汽＋N2复合吞吐预热与SAGP注采参数
采用ECLIPSE的THERMAL热采模拟器，模拟计算了30m厚油藏SAGD、SAGP、采出井加密SAGD和蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采四种方案的指标见表7。可见，经过三轮蒸汽＋N2吞吐预热后进行蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采五年的采收率达到0.6577，较SAGD的0.5891、SAGP的0.3641和采出井加密SAGD的0.6159，分别提高了0.0686、0.2298和0.2935。
从图6-图8可以看出，基于SAGD距离较近的注入井和采出井部署进行SAGP开采容易产生气体窜流、生产气油比升高速度快，而采用本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方式，因采用平行非正对排列的注入井和采出井部署方法，增大了注入井和采出井之间的距离，有效抑制了气体的窜流。
无论是吞吐预热阶段，还是驱替与重力泄油阶段，蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采的油汽比都明显高于SAGD和采出井加密SAGD。在吞吐预热阶段，蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采蒸汽注入量仅为SAGD蒸汽注入量的49.5%，采出井加密SAGD蒸汽注入量的37.2%。在重力泄油阶段，蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采蒸汽注入量仅为SAGD蒸汽注入量的60%，采出井加密SAGD蒸汽注入量的52.8%。
表730m厚油藏SAGD、采出井加密SAGD和蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采的指标
*有效波及油藏储量约为679140m3。
从图9和图10中可以看出，SAGD开采油藏的采出井6之间存在大量未波及的稠油，采出井间加密可以有效动用采出井间之间的剩余油，蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采较SAGD和采出井间加密SAGD具有更大的波及效率。
由本实施例的水平、均质、厚层稠油油藏SAGD、SAGP、采出井加密SAGD和蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采的数值模拟可知：基于SAGD距离较近的注入井和采出井部署进行SAGP开采容易产生气体窜流、生产气油比升高速度快、采收率低，而采用本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方式，通过增大注入井和采出井之间的距离，有效抑制了气体的窜流，并且综合利用了驱替和重力泄油作用，较SAGD和采出井间加密SAGD具有更大的波及效率、更高的开采速度和采收率。
实施例1.2
一种蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法，同实施例1.1，不同之处在于：油藏厚度为50m，注入井5布置于油藏顶部下面25m，采出井6布置于油藏底部上面5m，注入井和采出井垂直间距为20m，注入井和采出井水平间距为50m，注入井和采出井的水平段长度均为500m。
实施例1.3
一种蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法，同实施例1.1，不同之处在于：油藏深度220m，原始油藏压力2MPa，原油粘度235厘泊，注入井5布置于油藏顶部下面5m，采出井6布置于油藏底部上面5m，注入井和采出井垂直间距为20m，注入井和采出井水平间距为70m，注入井和采出井的水平段长度均为300m。
实施例2.1
参考图1和图2，本实施例通过蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法开采水平、均质、薄层稠油油藏。
一个750m×250m×10m的水平、均质、薄层稠油油藏1b，油藏顶深为700m，厚度为10m，油藏压力为7MPa，其它油藏参数如表1所示。建立了15×100×10个网格的均质油藏地质模型，网格X方向大小为50m，网格Y方向大小为5m，网格Z方向大小为1m。蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采的3口注入井5和3口采出井6的部署如图3所示，3口注入井5位于油藏顶部下面3.5m处，3口采出井6平行非正对排列在油藏底部上面1.5米处，水平段长度300m，井位部署见表8。
本实施例中蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采中采用三个轮次蒸汽＋N2复合吞吐进行预热油藏、降低油藏压力。分别向三口注入井5和三口采出井6同时注入蒸汽和N2，注入的N2形成气顶4，注入的蒸汽在水平、均质、薄层的稠油油藏1b中渗透并加热水平、均质、薄层的稠油油藏1b，同时蒸汽7凝结成为冷却的热水10，通过注入蒸汽和N2、焖井和采油的过程进行三个轮次的蒸汽＋N2复合吞吐开采，预热油藏、降低油藏压力，然后，三口注入井5同时注入蒸汽和N2，三口采出井6采油，稠油9和冷却的热水10在蒸汽-N2驱替与重力泄油的复合作用下向采出井6流动，达到开采目的。具体注采参数如表4所示。
为了对比，建立了具有三组上下平行正对双水平井的SAGD开采油藏模型，如图4所示。在油藏顶部下面3.5m处自左向右依次部署三口平行的注入井5，在油藏顶部下面8.5米处自左向右依次部署三口平行的采出井6，井位部署见表9。
在SAGD开采中，采用三个轮次蒸汽吞吐进行预热油藏、降低油藏压力，分别向三口注入井5和三口采出井6同时注入蒸汽，通过注入蒸汽、焖井和采油的过程进行三个轮次的蒸汽吞吐开采，预热油藏、降低油藏压力，然后，三口注入井5注入蒸汽，三口采出井6采油，进行SAGD开采。具体注采参数如上面表5所示。
表810m厚油藏蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采注采井部署
表910m厚油藏SAGD注采井部署
采用ECLIPSE的THERMAL热采模拟器，模拟计算了10m厚薄层油藏SAGD和蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采两种方案的指标见表10。可见，经过三轮蒸汽＋N2吞吐预热后进行蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采五年的采收率达到0.7069，较SAGD的0.5503，提高了0.1566，说明薄层油藏采用本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采较SAGD开采的采收率提高幅度要高于厚层油藏（提高了0.0686），或者说本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法对薄层油藏开采更为有效。无论是吞吐预热阶段，还是驱替与重力泄油阶段，蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采的油汽比也明显高于SAGD，而蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采蒸汽注入量为SAGD的66.4%。本实施例中，薄层油藏SAGD开采期末采收率虽然达到0.5503，但期末油汽比却只有0.0785，开采的经济性较差，低于一般要求的0.1。蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采的期末采收率达到0.7069，期末油汽比为0.1672，采用循环注N2可达到经济开采的水平。
表1010m厚油藏SAGD和蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采的指标
*有效波及油藏储量约为242550m3。
从图11和图12中可以看出，对于薄层稠油油藏，SAGD开采时蒸汽很快达到油藏顶部并逐渐向侧向扩展，蒸汽腔剖面呈不规则椭圆形，而厚层油藏形成的蒸汽腔剖面呈倒三角形状。SAGD开采薄层油藏时，采出井之间存在大量未波及的稠油，而采用本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采薄层油藏的波及范围要明显高于SAGD。
从图13和图14中可以看出，SAGD开采油藏的采出井6之间存在大量未波及的稠油，采出井间加密可以有效动用采出井间6之间的剩余油，蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采较SAGD和采出井间加密SAGD具有更大的波及效率。
由本实施例的水平、均质、薄层稠油油藏SAGD和蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采的数值模拟可知：采用本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采薄层油藏时，其波及范围明显高于SAGD。同时，采用本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采薄层油藏时，较SAGD方法提高采收率的幅度要高于厚层油藏，表明本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法对薄层油藏的适应性要好于SAGD。
实施例2.2
一种蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法，同实施例2.1，不同之处在于：油藏为渗透率非均质油藏，油藏Y方向1至50网格为高渗透，水平渗透率为2000mD，第51至100网格为低渗透，水平渗透率为1000mD。注入井5布置于油藏顶部下面3.5m，采出井布置于油藏底部上面1.5m，水平段长度均为800m，油藏高渗透部位注入井和采出井之间水平间距为100m，驱替和重力泄油复合开采的气水比为150；油藏低渗透部位注入井和采出井之间水平间距为80m，驱替和重力泄油复合开采的气水比为200。
实施例3.1
参考图15，在本实施例中，通过蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法开采不等厚非均质稠油油藏。
一个750m×250m×5m-24m的不等厚非均质稠油油藏1c，油藏顶深为700m，厚度为5m-24m，具体油藏参数见表1。建立了15×100×10个网格的均质油藏地质模型，网格X方向大小为50m，网格Y方向大小为5m，网格Z方向厚度自左向右网格分别为2.4m、2.3m、2.2m、…、0.5m，三口注入井5和三口采出井6均为水平井，水平段长度300m，渗透率低部位油藏注入井和采出井水平间距为50m，渗透率高部位油藏注入井和采出井水平间距为90m，井位部署见表11。
本实施例中蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采中采用三个轮次蒸汽＋N2复合吞吐进行预热油藏、降低油藏压力。分别向薄层部位的注入井5a、厚层部位的注入井5b、薄层部位的采出井6a和厚层部位的采出井6b同时注入蒸汽和N2，注入的N2形成气顶4，注入的蒸汽在不等厚非均质稠油油藏1c中渗透并加热不等厚非均质稠油油藏1c，同时蒸汽凝结成为冷却的热水10，通过注入蒸汽和N2、焖井和采油的过程进行三个轮次的蒸汽＋N2复合吞吐开采，预热油藏、降低油藏粘度，然后，薄层部位的注入井5a和厚层部位的注入井5b同时注入蒸汽和N2，薄层部位的采出井6a和厚层部位的采出井6b采油，稠油9和冷却的热水10在蒸汽-N2驱替与重力泄油的复合作用下向薄层部位的采出井6a和厚层部位的采出井6b流动，达到开采目的。具体注采参数如表4所示。
为了对比，建立了具有上下平行正对的三口注入井5和三口采出井6的SAGD开采油藏模型，所示，井位部署见表12。
表11不等厚油藏蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采注采井部署
表12不等厚油藏SAGD注采井部署
在SAGD开采中，采用三个轮次蒸汽吞吐进行预热油藏、降低油藏压力，分别向三口注入井5和三口采出井6同时注入蒸汽，通过注入蒸汽、焖井和采油过程进行三个轮次蒸汽吞吐开采，预热油藏、降低油藏压力，然后，三口注入井5注入蒸汽，三口采出井6采油，进行SAGD开采。具体注采参数如表5所示。
采用ECLIPSE的THERMAL热采模拟器，模拟计算了不等厚油藏SAGD和蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采两种方案的指标见表13所示。可见，经过3轮蒸汽＋N2吞吐预热后进行蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采五年的采收率为0.5393，高于SAGD的0.4462，提高了0.0931。同样，无论是吞吐预热阶段，还是驱替与重力泄油阶段，蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采的油汽比都明显高于SAGD。其中，蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采蒸汽注入量仅为SAGD蒸汽注入量的67.8%。
从图16-图19中可以看出，SAGD开采油藏的采出井6之间存在大量未波及的稠油，蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采较SAGD具有更大的波及效率；SAGD开采不等厚油藏时，油藏薄层部位注入井5a注入蒸汽很快达到油藏顶部，但由于油层厚度小，重力泄油作用小，造成SAGD开采速度小。另外，薄层部位SAGD开采时向上覆岩层的热损失较大、油藏加热效率低，而采用本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采时薄层部位的油藏波及范围大，顶部气体可提高油藏加热效率，且由于气体和蒸汽（热水）的驱替与重力泄油作用，开采速度快、采收率高；而在油藏厚层部位采用本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采时，较SAGD开采的波及范围大，并且驱替与重力复合作用开采，开采速度快、采收率高。
表13不等厚油藏SAGD和蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采的指标
*有效波及油藏储量约为367867m3。
由本实施例的不等厚稠油油藏SAGD和蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采的数值模拟可知：蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采不等厚油藏时，较SAGD具有更大的波及效率、更高的开采速度和采收率，采收率较SAGD可提高10%左右。
实施例3.2
一种蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法，同实施例3.1，不同之处在于：油藏尺寸为750m×1200m×5-30m，厚层油藏部位的注入井和采出井水平间距为60m，水平段长1000m，吞吐预热阶段厚层油藏部位注入的气水比为250，驱替-重力泄油复合开采阶段注入的气水比为150-200。
实施例4.1
参考图20，本实施例采用蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法开采边底水发育的倾斜稠油油藏。
一个750m×500m×30m边底水发育的倾斜稠油油藏1d，油藏顶深自右向左由1000m逐渐加深至1114m，油藏厚度为30m，具体油藏参数见表1。建立了15×100×15个网格的均质油藏地质模型，网格X方向大小为50m，网格Y方向大小为5m，网格Z方向大小为2m。三口注入井5和三口采出井6均为水平井，水平段长300m，靠近水体11的注入井5d距离水体10m，靠近水体11的采出井6c距离水体5m，井位部署见表14。为了对比，建立了具有上下平行正对的三口注入井5和三口采出井6的SAGD开采油藏模型，井位部署见表15。
采用蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采边底水发育的倾斜稠油油藏1d时，靠近水体11的采出井6c要适当避水，即适当增大靠近水体11的采出井6c完井部位与水体11的距离，以控制水体11的水向靠近水体11的采出井6c锥进。
本实施例中蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采中采用三个轮次蒸汽＋N2复合吞吐进行预热油藏、降低油藏压力。分别向靠近水体11的注入井5d、远离水体11的注入井5c、靠近水体11的采出井6c和远离水体11的采出井6d同时注入蒸汽和N2，注入的N2形成气顶4，注入的蒸汽在边底水发育的倾斜稠油油藏1d中渗透并加热边底水发育的倾斜稠油油藏1d，同时蒸汽凝结成为冷却的热水10，通过注入蒸汽和N2、焖井和采油的过程进行三个轮次的蒸汽＋N2复合吞吐开采，预热油藏、降低油藏压力，然后，靠近水体11的注入井5d和远离水体11的注入井5c同时注入蒸汽和N2，靠近水体11的采出井6c和远离水体11的采出井6d采油，稠油9和冷却的热水10在蒸汽-N2驱替与重力泄油的复合作用下向靠近水体11的采出井6c和远离水体11的采出井6d流动，达到开采目的。具体注采参数如表4所示。
在SAGD开采中，采用三个轮次蒸汽吞吐进行预热油藏、降低油藏压力，分别向三口注入井5和三口采出井6同时注入蒸汽，通过注入蒸汽、焖井和采油过程进行三个轮次蒸汽吞吐开采，预热油藏、降低油藏压力，然后，三口注入井5注入蒸汽，三口采出井6采油，进行SAGD开采。具体注采参数如表5所示。
表14边底水发育倾斜油藏蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采注采井部署
表15边底水发育倾斜油藏SAGD注采井部署
采用ECLIPSE的THERMAL热采模拟器，模拟计算了SAGD和蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采两种方案的指标见表16。可见，经过三轮蒸汽＋N2吞吐预热后进行蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采五年的采收率达到0.5057，高于SAGD的0.4569，提高了0.0488。无论是吞吐预热阶段，还是驱替与重力泄油阶段，蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采的油汽比都明显高于SAGD。蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采蒸汽注入量仅为SAGD蒸汽注入量的49.5%。
表16边底水发育倾斜油藏SAGD和蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采的指标
*模型有效波及油藏储量约为787983m3。
从图21-图24可以看出，SAGD开采油藏的采出井6之间存在大量未波及的稠油，蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采较SAGD具有更大的波及效率。
由本实施例的不等厚稠油油藏SAGD和蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采的数值模拟可知：蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方式较SAGD具有更大的波及效率、更高的开采速度和采收率，最终采收率可达到70%左右。
实施例4.2
一种蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法，同实施例4.1，不同之处在于：油藏尺寸为750m×1500m×25m，靠近水体11的注入井5d距离水体8m，靠近水体11的采出井6c距离水体3m，靠近水体11的油藏部位，注入的气水比为75，水平段长度均为1200m。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。
Claims (20)
1.一种蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其包括：
a. 通过实验模拟、数值模拟和油藏工程分析，设计注入井和采出井的完井部位及注入蒸汽和非凝析气体的气水比；
b. 完成注入井井组和采出井井组的钻井和完井作业，以及地面工程和采油工程作业；
c. 注入井和采出井同时或依次采用蒸汽吞吐、蒸汽与气体复合吞吐方法进行开采，对油藏进行预热并降低油藏压力；
d. 待注入井和采出井之间建立有效热连通后，注入井停止吞吐采油，注入井注入蒸汽和非凝析气体，综合利用蒸汽的加热降粘和压力驱替作用，气体的扩大加热腔、降低热损失、降低原油粘度和增大油藏压力作用，使原油在压力驱替与重力泄油的复合作用下向采出井流动并采出；
其中，所述的非凝析气体在标准状况下的体积与所述注入蒸汽的体积比，简称气水比，为0-300。
2.如权利要求1所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于：所述注入井靠近油藏顶部部署形成上部注入井组，所述采出井靠近油藏底部部署形成下部采出井组。
3.如权利要求1所示的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于：所述注入井井组和所述采出井井组平行非正对排列，即所述下部采出井处于所述上部两口注入井的中间部位。
4.如权利要求3所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于：所述注入井为水平井或竖直井，所述采出井为水平井。
5.如权利要求3所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于：所述注入井和采出井为割缝筛管完井、绕丝筛管完井或射孔完井。
6.如权利要求3所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于：所述注入井组包含至少一口井，所述采出井的井数与注入井的井数相同，或者采出井的井数较注入井的井数多一口井，或者根据油藏特点进行灵活部署。
7.如权利要求1所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于：所述油藏为单层油藏。
8.如权利要求1所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于：所述油藏为水平油藏或倾斜油藏。
9.如权利要求1所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于：所述油藏为稠油油藏或稀油油藏，所述稠油油藏包括普通稠油油藏和特超稠油油藏。
10.如权利要求1所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于：所述油藏为厚层油藏、中厚层油藏或薄层油藏。
11.如权利要求1所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于：所述油藏为纯油藏或具有边底水和/或气顶的油藏。
12.如权利要求1所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于：所述油藏为均质油藏或非均质油藏。
13.如权利要求1所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于：所述油藏为深层高压油藏和低压油藏。
14.如权利要求1所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于：在进行步骤c时，还可以采用注蒸汽循环预热、电加热预热或者同时注蒸汽与电加热预热。
15.如权利要求1所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于：所述的蒸汽是温度为100-370℃的高温水蒸汽。
16.如权利要求1所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于所述的蒸汽用热水替换。
17.如权利要求1所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于：所述的非凝析气体为N2、CO2、CH4、烟气、火烧油层的尾气、空气或其它非凝析气体。
18.权利要求1所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于：所述非凝析气体在采出后经过与地层天然气经过地面的油气分离和干燥处理后，可以回注到注入井循环利用。
19.如权利要求1所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于：所述注入井组至包含至少一口井，且所述注入井组部署于油藏顶部下面2-50m，所述注入井之间距离为50-100m，所述注入井完井段长度为100-1500m。
20.如权利要求1所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于：所述采出井组井数与注入井组井数相等或比注入井数多一口井，所述采出井组部署于油藏底部上面1-5m，所述采出井之间距离为50-100m，所述采出井完井段长度为100-1500m。
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