本论文选用大庆升南试验区为研究对象。在研究过程中对升南试验区的油藏地质及开发特征进行了较详细地调研。升南试验区属岩性——断块特低渗透油藏，存在底水。区块注水开发生产特征为注水见效慢，日产油量和地层压力下降快、含水率上升快等特点。利用大庆升南试验区的地质和油藏开发生产数据对试验区的注水历史进行了数值模拟拟合，并且用CMG组分模型对其进行了注气开发效果预测。因气驱油分混相驱和非混相驱替，室内用细管测定、分析了地层油与注入气的最小混相压力，因注入天然气与地层油的最小混相压力远大于地层压力，所以确定在升南试验区进行天然气驱替只能为非混相驱。 论文中首先对气驱油的基本机理进行了阐述。在驱替过程中存在许多物理化学现象，如分子扩散作用和微观对流弥散作用、重力及毛管力的作用、启动压力梯度等。通过室内实验，得出了升南特低渗透油田注气开发油相启动压力梯度及其与渗透率和原油粘度的关系，气驱油油相启动压力梯度随油层渗透率的降低而呈指数增加的趋势，随原油粘度的增加而增加。通过室内长岩芯气驱油实验，得到了气驱油的各项生产指标，并用测试数据回归出注气开发指标计算公式。 以地质特征和注气机理为基础，建立了非混相气驱油渗流的地质模型和数学模型，并求出了一维解析解；编制了计算程序，运用试验区一注一采井组数据进行了开发指标的计算，并用CMG数值模拟软件对试验区开发指标进行了计算，新建模型与CMG数值模拟软件所计算的结果及室内测试结果进行对比，其结果均相近。本文所建立的数学模型可以进行行列式注气井网开发指标的预测，也可以推广应用于五点法和其它面积井网注气开发指标计算。 论文对低渗透、特低渗透油田的注气开发动态预测及高效开发开发具有指导意义。