CN109884726B - 气驱油藏的见气时间预测方法和装置 - Google Patents
气驱油藏的见气时间预测方法和装置 Download PDFInfo
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Abstract
本发明提供了一种气驱油藏的见气时间预测方法和装置，该方法包括：根据油藏工程参数中的最小混相压力和界面张力，确定相渗插值因子；根据相渗插值因子和油藏工程参数中的气相饱和度，确定油相相对渗透率、气相相对渗透率、残余油饱和度及束缚气饱和度；根据气相饱和度、残余油饱和度、束缚气饱和度、油藏工程参数中的油气混合物的粘度、油相粘度、气相粘度、油相饱和度及气驱前缘含气饱和度，确定油相的有效粘度和气相的有效粘度；根据油相相对渗透率、气相相对渗透率、油相的有效粘度和气相的有效粘度，确定含气率；根据含气率、油藏工程参数中的气相驱替时间及井距，确定气驱油藏的见气时间。
Description
技术领域
本发明涉及低渗透油气提高采收率领域，特别涉及一种气驱油藏的见气时间预测方法和装置。
背景技术
随着石油开采技术的提升，低渗油田储量占油田总储量的比例逐渐增加，但由于其物性差，低渗油田一般存在开采难度大，采收率低等问题，为了更好地满足开采需求，气体驱油技术凭借其广泛的适应性、低成本、显著的增油效果，已经成为提高采收率的重要方法。一方面，注入的气体溶解进入原油中，导致油粘度降低、体积膨胀和界面张力降低，另一方面起到溶解气体驱动的作用，从而提高了驱油效率。但是，由于气体的低粘度、储层的非均质性及裂缝的广泛发育，气体沿着优势通道窜进，部分油井过早见气，见气之后气窜程度高，导致气体无效循环，降低了气体的波及范围，大大降低了注气开发效果。
油井的见气时间对油藏开发方案的编制及油井的生产管理具有重要意义。目前对见气时间的研究主要集中在两方面，一是基于室内岩心驱替试验研究，二是基于生产动态的分析预测。目前缺乏一种准确快速的方法预测见气时间。现有的国内外许多学者，从渗流力学理论出发，建立了许多见水时间预测方法，这些方法考虑了油藏类型、边界类型及开发井网。但由于油气在多孔介质渗流过程中，油气之间的相互作用改变了原油的性质，气驱油藏中油气的渗流规律有别于水驱油藏。因此，需要针对气驱油藏的特殊渗流机理，建立准确的见气时间预测方法。
发明内容
为了建立准确的见气时间预测方法，本发明提供了一种气驱油藏的见气时间预测方法和装置。
第一方面，本发明提供一种气驱油藏的见气时间预测方法，所述方法包括：
根据油藏工程参数中的最小混相压力和界面张力，确定相渗插值因子；
根据所述相渗插值因子和油藏工程参数中的气相饱和度，确定油相相对渗透率、气相相对渗透率、残余油饱和度及束缚气饱和度；
根据所述气相饱和度、所述残余油饱和度、所述束缚气饱和度、油藏工程参数中的油气混合物的粘度、油相粘度、气相粘度及气驱前缘含气饱和度，确定油相的有效粘度和气相的有效粘度；
根据所述油相相对渗透率、所述气相相对渗透率、所述油相的有效粘度和所述气相的有效粘度，确定含气率；
根据所述含气率、油藏工程参数中的气相驱替时间及井距，确定气驱油藏的见气时间。
第二方面，本发明提供一种气驱油藏的见气时间预测装置，所述装置包括：
相渗插值因子确定模块，用于根据油藏工程参数中的最小混相压力和界面张力，确定相渗插值因子；
不同混相参数确定模块，用于根据所述相渗插值因子和油藏工程参数中的气相饱和度，确定油相相对渗透率、气相相对渗透率、残余油饱和度及束缚气饱和度；
有效粘度确定模块，用于根据所述气相饱和度、所述残余油饱和度、所述束缚气饱和度、油藏工程参数中的油气混合物的粘度、油相粘度、气相粘度及气驱前缘含气饱和度，确定油相的有效粘度和气相的有效粘度；
含气率确定模块，用于根据所述油相相对渗透率、所述气相相对渗透率、所述油相的有效粘度和所述气相的有效粘度，确定含气率；
见气时间确定模块，用于根据所述含气率、油藏工程参数中的气相驱替时间及井距，确定气驱油藏的见气时间。
第三方面，本发明提供一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现第一方面提供的气驱油藏的见气时间预测的方法的步骤。
第四方面，本发明提供一种非暂态计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现第一方面提供的气驱油藏的见气时间预测的方法的步骤。
本发明实施例根据相渗插值因子以及油藏工程的各参数，求得预测的气驱油藏的见气时间，这样便于工程师们根据该见气时间作出后续抉择，进而提高驱油效率。
为让本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举较佳实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例提供的气驱油藏的见气时间预测方法的流程示意图；
图2为本发明实施例提供的见气时间随储层渗透率的变化曲线示意图；
图3为本发明实施例提供的见气时间随注入气粘度的变化曲线示意图；
图4为本发明实施例提供的见气时间随注入压力的变化曲线示意图；
图5为本发明实施例提供的气驱油藏的见气时间预测装置的框图；
图6为本发明实施例提供的电子设备框图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。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。
如今为了提高驱油效率，国内外许多学者，利用气驱油藏的方法开采低渗油田，但是由于气体的低粘度、储层的非均质性及裂缝的广泛发育，气体沿着优势通道窜进，部分油井过早见气，见气之后气窜程度高，导致气体无效循环，降低了气体的波及范围，大大降低了注气开发效果，故如何针对气驱油藏的特殊渗流机理，建立准确的见气时间预测方法，成为急需解决的难题。为解决上述难题，本发明实施例提供一种气驱油藏的见气时间预测方法和装置。如图1所示，图1为本发明实施例提供的气驱油藏的见气时间预测方法的流程示意图，图中该方法包括：
步骤101，根据油藏工程参数中的最小混相压力和界面张力，确定相渗插值因子。
具体为，在石油领域中，任何两相的分界面统称为界面；当一个液体与另一种不相混溶的液体接触，其界面产生的力叫界面张力。影响界面张力的因素有物质的组成、相态、温度和压力，其中随着压力的增加，界面张力降低，不同压力下产生不同的界面张力，所以当油藏工程参数中的最小混相压力确定时，其对应的界面张力也可得知。当界面张力降到最低，即注入气与原油间的界面张力为零，毛管数增至无穷大，驱替相与被驱替相间形成混相，驱替效果达到最佳时，此时的界面张力值为参考界面张力。
根据公式
得到相渗插值因子。其中，FK为相渗插值因子，σ为油气界面张力，mN/m，σ0为参考界面张力，mN/m，N为混相指数，N∈[0,1]，优选值为0.25。
步骤102，根据相渗插值因子和油藏工程参数中的气相饱和度，确定油相相对渗透率、气相相对渗透率、残余油饱和度及束缚气饱和度。
具体为，当油藏工程参数中的气相饱和度的值确定后，对应的非混相状态下的油相相对渗透率、气相对渗透率和完全混相状态下的油相相对渗透率、气相对渗透率通过实验软件均能够读取到，由读取到的混相状态下的油相相对渗透率、气相对渗透率和完全混相状态下的油相相对渗透率、气相对渗透率与相渗插值因子结合，求得油相相对渗透率、气相相对渗透率、残余油饱和度及束缚气饱和度。
步骤103，根据气相饱和度、残余油饱和度、束缚气饱和度、油藏工程参数中的油气混合物的粘度、油相粘度、气相粘度及气驱前缘含气饱和度，确定油相的有效粘度和气相的有效粘度。
具体为，在已知的油藏工程参数中，包含：油气混合物的粘度、油相粘度、气相粘度、油相饱和度及气驱前缘含气饱和度，再通过如下公式，确定油相的有效粘度和气相的有效粘度：
另外，μo、μg、μm之间的关系为：
S'o＝So-Sor,S'g＝Sg-Sgi,S'g＝Sg-Sgi,
其中，So为油相饱和度，Sg为气相饱和度，
为非混相状态下的残余油饱和度和非混相状态下的束缚气饱和度，FK为相渗插值因子，Sor为残余油饱和度，Sgi为束缚气饱和度，S'g、S'o、S'n为归一化后的饱和度。
步骤104，根据油相相对渗透率、气相相对渗透率、油相的有效粘度和气相的有效粘度，确定含气率。
具体为，油相相对渗透率和气相相对渗透率是关于气相饱和度和压力的函数，当气相饱和度和压力的数值确定后，相应的油相相对渗透率和气相相对渗透率均可得出。油相的有效粘度和气相的有效粘度是关于气相饱和度的函数，当气相饱和度的数值确定后，相应的油相的有效粘度和气相的有效粘度也能够得出，再根据得到的油相相对渗透率、气相相对渗透率、油相的有效粘度和气相的有效粘度，确定含气率。
步骤105，根据含气率、油藏工程参数中的气相驱替时间及井距，确定气驱油藏的见气时间。
具体为，气相驱替时间是一个变量，本发明实施例计录了整个油藏驱油过程中的所有时间。根据求得的含气率和已知的油藏工程参数中的气相驱替时间及井距，确定气驱油藏的见气时间。
本发明实施例根据相渗插值因子以及油藏工程的各参数，求得预测的气驱油藏的见气时间，这样便于工程师们根据该见气时间作出后续抉择，进而提高驱油效率。
基于上述实施例的内容，作为一种可选实施例：根据含气率、油藏工程参数中的气相驱替时间及井距，确定气驱油藏的见气时间，包括：
根据含气率和气相驱替时间，得到不同时刻的气相前缘饱和度所在位置；
将气相前缘饱和度所在位置设置为井距，得到对应的气相驱替时间；
将气相驱替时间，确定为气驱油藏的见气时间。
具体为，基于Buckley-Leverett理论，建立混相程度的一维油气两相渗流模型，并利用下式确定不同时刻前缘饱和度位置：
其中，
其中，xf为前缘饱和度所在位置，t为气相驱替时间，L为井距，λt为流体的总流度，Sg为气相饱和度，Sgi为束缚气饱和度，Sgf为气驱前缘含气饱和度，Sor为残余油饱和度，φ为孔隙度，λt为流体的总流度，f′g(Sg)为含气率对饱和度的一阶导数，f″g(Sg)为含气率对饱和度的二阶导数，f′g(Sgf)是当含气饱和度为Sgf时，含气率对气驱前缘含气饱和度的一阶导数。
将气相前缘饱和度所在位置的数值设置为井距数值，即将xf＝井距数值，那么可以得到的气相驱替时间，即为气驱油藏的见气时间：
本发明实施例根据不同时刻的气相前缘饱和度所在位置，得到精确的气驱油藏的见气时间，有利于提高后续的采油效率。
基于上述实施例的内容，作为一种可选实施例：油藏工程参数还包括：孔隙度、渗透率、油藏温度和压力、非混相状态下的残余油饱和度和非混相状态下的束缚气饱和度。
具体为，首先获取实际油藏的储层参数、流体物性参数及开发参数，以西部某低渗透油藏为例，油藏的储层参数、流体物性参数及开发参数如下表1所示。
表1
本发明实施例提供多个油藏工程参数，为计算气驱油藏的见气时间提供数据基础。
基于上述实施例的内容，作为一种可选实施例：根据相渗插值因子和油藏工程参数中的气相饱和度，确定油相相对渗透率、气相相对渗透率、残余油饱和度及束缚气饱和度包括：
根据气相饱和度和压力，确定非混相状态下的油相相对渗透率和非混相状态下的气相相对渗透率、完全混相状态下的油相相对渗透率和完全混相状态下的气相相对渗透率；
根据相渗插值因子、非混相状态下的油相相对渗透率和非混相状态下的气相相对渗透率、完全混相状态下的油相相对渗透率和完全混相状态下的气相相对渗透率，确定油相相对渗透率和气相相对渗透率；
根据相渗插值因子、非混相状态下的残余油饱和度和非混相状态下的束缚气饱和度，确定残余油饱和度和束缚气饱和度。
具体为，在油藏开发中经常会出现多种不混相流体同时流动，某一相流体通过该多孔介质的能力称之为该相流体的相对渗透率。某一相流体的相对渗透率是其饱和度的函数，所以在压力和气相饱和度确定的情况下，可以得到非混相状态下的油相相对渗透率和非混相状态下的气相相对渗透率、完全混相状态下的油相相对渗透率和完全混相状态下的气相相对渗透率。
根据下面公式，可以确定油相相对渗透率、气相相对渗透率、残余油饱和度及束缚气饱和度：
其中，FK为相渗插值因子；
分别为非混相状态下的油相相对渗透率和非混相状态下的气相相对渗透率；
分别为完全混相状态下的油相相对渗透率和完全混相状态下的气相相对渗透率；
为非混相状态下的残余油饱和度和非混相状态下的束缚气饱和度。
基于上述实施例的内容，作为一种可选实施例：根据油相相对渗透率、气相相对渗透率、油相的有效粘度和气相的有效粘度，确定含气率包括：
利用下式确定含气率：
其中，fg(Sg,p)为含气率；Sg为气相饱和度，p为压力，μoeff、μgeff分别为油相和气相的有效粘度，Kro、Krg分别为油相相对渗透率和气相相对渗透率。
具体为，Kro、Krg是关于气相饱和度Sg和气压p的函数、μoeff、μgeff都是关于气相饱和度Sg的函数，所以，在Sg和p确定的情况下，Kro、Krg、μoeff、μgeff都是一个确定值，代入公式即可得出含气率。
基于上述实施例的内容，作为一种可选实施例：根据含气率和气相驱替时间，得到不同时刻的气相前缘饱和度所在位置包括：
利用下式确定不同时刻的气相前缘饱和度所在位置：
其中，
其中，xf为前缘饱和度所在位置，t为气相驱替时间，L为井距，λt为流体的总流度，Sg为气相饱和度，Sgi为束缚气饱和度，Sgf为气驱前缘含气饱和度，Sor为残余油饱和度，φ为孔隙度，λt为流体的总流度，f′g(Sg)为含气率对饱和度的一阶导数，f″g(Sg)为含气率对饱和度的二阶导数，f′g(Sgf)是当含气饱和度为Sgf时，含气率对气驱前缘含气饱和度的一阶导数。
具体为，在Sgf、Sg、p确定的前提下，公式中的2a，b，c都是确定的唯一值，t为气相驱替时间，是一个变量，将2a，b，c，t代入公式，求得在不同t值下的气相前缘饱和度所在位置。需要说明的是，
其中K为渗透率。随着气体的注入，注入气前缘不断向前推进，当气驱前缘到达井底后，油井见气，生产气油比迅速增加。为了验证该现象，采用有限差分方法求解了数值解，由图可知解析解和数值解具有较好的一致性。另外，影响见气时间的因素包括储层的渗透率、注入气的粘度和注入压力。本发明实施例分别研究了不同储层、流体和开发参数对见气时间的影响，参考图2、图3、图4所示。从各示意图可知，随着渗透率的增加，流体的流动能力得到改善，见气时间显著缩短。图2中，当渗透率从10mD增加到120mD，见气时间缩短为原来的14％。图3中，随着注入气粘度的增加，见气时间明显得到延长，说明采用一些粘度加重剂可以减缓注入气在地层中的窜进。图4中，随着注入压力的增加，见气时间缩短，注入压力提高了驱动压差，加快了注入气向井底的推进速度，导致油井快速见气。
本发明实施例通过确定不同时刻的气相前缘饱和度所在位置，使得得到的见气时间更精准。
根据本发明的另一个方面，本发明实施例还提供一种气驱油藏中见气时间预测的装置，参见图5，图5为本发明实施例提供的气驱油藏的见气时间预测装置的框图。该装置用于在前述各实施例中进行气驱油藏的见气时间预测。因此，在前述各实施例中的气驱油藏的见气时间预测的方法中的描述和定义，可以用于本发明实施例中各执行模块的理解。
如图所示，该装置包括：
相渗插值因子确定模块501，用于根据油藏工程参数中的最小混相压力和界面张力，确定相渗插值因子；
不同混相参数确定模块502，用于根据相渗插值因子和油藏工程参数中的气相饱和度，确定油相相对渗透率、气相相对渗透率、残余油饱和度及束缚气饱和度；
有效粘度确定模块503，用于根据气相饱和度、残余油饱和度、束缚气饱和度、油藏工程参数中的油气混合物的粘度、油相粘度、气相粘度、油相饱和度及气驱前缘含气饱和度，确定油相的有效粘度和气相的有效粘度；
含气率确定模块504，用于根据油相相对渗透率、气相相对渗透率、油相的有效粘度和气相的有效粘度，确定含气率；
见气时间确定模块505，用于根据含气率、油藏工程参数中的气相驱替时间及井距，确定气驱油藏的见气时间。
本发明实施例根据相渗插值因子以及油藏工程的各参数，求得预测的气驱油藏的见气时间，这样便于工程师们根据该见气时间作出后续抉择，进而提高驱油效率。
基于上述实施例的内容，作为一种可选实施例：见气时间确定模块，包括：
气相前缘饱和度位置确定单元，用于根据含气率和气相驱替时间，得到不同时刻的气相前缘饱和度所在位置；
气相驱替时间确定单元，用于将所述气相前缘饱和度所在位置设置为井距，得到对应的气相驱替时间；
气驱油藏的见气时间确定单元，用于将所述气相驱替时间，确定为气驱油藏的见气时间。
本发明实施例根据不同时刻的气相前缘饱和度所在位置，得到精确的气驱油藏的见气时间，有利于提高后续的采油效率。
基于上述实施例的内容，作为一种可选实施例：油藏工程参数还包括：孔隙度、渗透率、油藏温度和压力、非混相状态下的残余油饱和度和非混相状态下的束缚气饱和度。
本发明实施例提供多个油藏工程参数，为计算气驱油藏的见气时间提供数据基础。
基于上述实施例的内容，作为一种可选实施例：不同混相参数确定模块包括：
不同混相状态下相对渗透率确定单元，用于根据气相饱和度和压力，确定非混相状态下的油相相对渗透率和非混相状态下的气相相对渗透率、完全混相状态下的油相相对渗透率和完全混相状态下的气相相对渗透率；
油相相对渗透率和气相相对渗透率确定单元，用于根据相渗插值因子、非混相状态下的油相相对渗透率和非混相状态下的气相相对渗透率、完全混相状态下的油相相对渗透率和完全混相状态下的气相相对渗透率，确定油相相对渗透率和气相相对渗透率；
残余油饱和度和束缚气饱和度确定单元，根据相渗插值因子、非混相状态下的残余油饱和度和非混相状态下的束缚气饱和度，确定残余油饱和度和束缚气饱和度。
图6为本发明实施例提供的电子设备框图，如图6所示，该设备包括：处理器601、存储器602和总线603；
其中，处理器601及存储器602分别通过总线603完成相互间的通信；处理器601用于调用存储器602中的程序指令，以执行上述实施例所提供的气驱油藏的见气时间预测方法，例如包括：根据油藏工程参数中的最小混相压力和界面张力，确定相渗插值因子；根据相渗插值因子和油藏工程参数中的气相饱和度，确定油相相对渗透率、气相相对渗透率、残余油饱和度及束缚气饱和度；根据气相饱和度、残余油饱和度、束缚气饱和度、油藏工程参数中的油气混合物的粘度、油相粘度、气相粘度、油相饱和度及气驱前缘含气饱和度，确定油相的有效粘度和气相的有效粘度；根据油相相对渗透率、气相相对渗透率、油相的有效粘度和气相的有效粘度，确定含气率；根据含气率、油藏工程参数中的气相驱替时间及井距，确定气驱油藏的见气时间。
本发明实施例提供一种非暂态计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现气驱油藏的见气时间预测方法的步骤。例如包括：根据油藏工程参数中的最小混相压力和界面张力，确定相渗插值因子；根据相渗插值因子和油藏工程参数中的气相饱和度，确定油相相对渗透率、气相相对渗透率、残余油饱和度及束缚气饱和度；根据气相饱和度、残余油饱和度、束缚气饱和度、油藏工程参数中的油气混合物的粘度、油相粘度、气相粘度、油相饱和度及气驱前缘含气饱和度，确定油相的有效粘度和气相的有效粘度；根据油相相对渗透率、气相相对渗透率、油相的有效粘度和气相的有效粘度，确定含气率；根据含气率、油藏工程参数中的气相驱替时间及井距，确定气驱油藏的见气时间。
以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，其中作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部模块来实现本实施例方案的目的。本领域普通技术人员在不付出创造性的劳动的情况下，即可以理解并实施。
通过以上的实施方式的描述，本领域的技术人员可以清楚地了解到各实施方式可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现，当然也可以通过硬件。基于这样的理解，上述技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品可以存储在计算机可读存储介质中，如ROM/RAM、磁碟、光盘等，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行各个实施例或者实施例的某些部分的方法。
最后，本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。
Claims (10)
1.一种气驱油藏的见气时间预测方法，其特征在于，所述方法包括：
根据油藏工程参数中的最小混相压力和界面张力，确定相渗插值因子；
根据所述相渗插值因子和油藏工程参数中的气相饱和度，确定油相相对渗透率、气相相对渗透率、残余油饱和度及束缚气饱和度；
根据所述气相饱和度、所述残余油饱和度、所述束缚气饱和度、油藏工程参数中的油气混合物的粘度、油相粘度、气相粘度、油相饱和度及气驱前缘含气饱和度，确定油相的有效粘度和气相的有效粘度；
根据所述油相相对渗透率、所述气相相对渗透率、所述油相的有效粘度和所述气相的有效粘度，确定含气率；
根据所述含气率、油藏工程参数中的气相驱替时间及井距，确定气驱油藏的见气时间；
所述根据油藏工程参数中的最小混相压力和界面张力，确定相渗插值因子包括：
根据公式
得到相渗插值因子，其中，FK为相渗插值因子，σ为油气界面张力，mN/m，σ0为参考界面张力，mN/m，N为混相指数，N∈[0,1]；
所述根据所述含气率、油藏工程参数中的气相驱替时间及井距，确定气驱油藏的见气时间，包括：
根据所述含气率和气相驱替时间，得到不同时刻的气相前缘饱和度所在位置；
将所述气相前缘饱和度所在位置设置为井距，得到对应的气相驱替时间；
将所述气相驱替时间，确定为气驱油藏的见气时间。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述油藏工程参数还包括：孔隙度、渗透率、油藏温度和压力、非混相状态下的残余油饱和度和非混相状态下的束缚气饱和度。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述根据所述相渗插值因子和油藏工程参数中的气相饱和度，确定油相相对渗透率、气相相对渗透率、残余油饱和度及束缚气饱和度包括：
根据气相饱和度和压力，确定非混相状态下的油相相对渗透率和非混相状态下的气相相对渗透率、完全混相状态下的油相相对渗透率和完全混相状态下的气相相对渗透率；
根据相渗插值因子、所述非混相状态下的油相相对渗透率和非混相状态下的气相相对渗透率、所述完全混相状态下的油相相对渗透率和完全混相状态下的气相相对渗透率，确定油相相对渗透率和气相相对渗透率；
根据相渗插值因子、非混相状态下的残余油饱和度和非混相状态下的束缚气饱和度，确定残余油饱和度和束缚气饱和度。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述油相相对渗透率、所述气相相对渗透率、所述油相的有效粘度和所述气相的有效粘度，确定含气率包括：
利用下式确定含气率：
其中，fg(Sg,p)为含气率；Sg为气相饱和度，p为压力，μoeff、μgeff分别为油相和气相的有效粘度，Kro、Krg分别为油相相对渗透率和气相相对渗透率。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述含气率和气相驱替时间，得到不同时刻的气相前缘饱和度所在位置包括：
利用下式确定不同时刻的气相前缘饱和度所在位置：
其中，
其中，xf为前缘饱和度所在位置，t为气相驱替时间，L为井距，λt为流体的总流度，Sg为气相饱和度，Sgf为气驱前缘含气饱和度，Sor为残余油饱和度，φ为孔隙度，f′g(Sg)为含气率对饱和度的一阶导数，f″g(Sg)为含气率对饱和度的二阶导数，f′g(Sgf)是当含气饱和度为Sgf时，含气率对气驱前缘含气饱和度的一阶导数。
6.一种气驱油藏中见气时间预测的装置，其特征在于，所述装置包括：
相渗插值因子确定模块，用于根据油藏工程参数中的最小混相压力和界面张力，确定相渗插值因子；
不同混相参数确定模块，用于根据所述相渗插值因子和油藏工程参数中的气相饱和度，确定油相相对渗透率、气相相对渗透率、残余油饱和度及束缚气饱和度；
有效粘度确定模块，用于根据所述气相饱和度、所述残余油饱和度、所述束缚气饱和度、油藏工程参数中的油气混合物的粘度、油相粘度、气相粘度、油相饱和度及气驱前缘含气饱和度，确定油相的有效粘度和气相的有效粘度；
含气率确定模块，用于根据所述油相相对渗透率、所述气相相对渗透率、所述油相的有效粘度和所述气相的有效粘度，确定含气率；
见气时间确定模块，用于根据所述含气率、油藏工程参数中的气相驱替时间及井距，确定气驱油藏的见气时间；
所述相渗插值因子确定模块包括：
相渗插值因子确定单元，用于根据公式
得到相渗插值因子，其中，FK为相渗插值因子，σ为油气界面张力，mN/m，σ0为参考界面张力，mN/m，N为混相指数，N∈[0,1]；
所述见气时间确定模块包括：
气相前缘饱和度位置确定单元，用于根据所述含气率和气相驱替时间，得到不同时刻的气相前缘饱和度所在位置；
气相驱替时间确定单元，用于将所述气相前缘饱和度所在位置设置为井距，得到对应的气相驱替时间；
气驱油藏的见气时间确定单元，用于将所述气相驱替时间，确定为气驱油藏的见气时间。
7.根据权利要求6所述的装置，其特征在于，所述油藏工程参数还包括：孔隙度、渗透率、油藏温度和压力、非混相状态下的残余油饱和度和非混相状态下的束缚气饱和度。
8.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，所述不同混相参数确定模块包括：
不同混相状态下相对渗透率确定单元，用于根据气相饱和度和压力，确定非混相状态下的油相相对渗透率和非混相状态下的气相相对渗透率、完全混相状态下的油相相对渗透率和完全混相状态下的气相相对渗透率；
油相相对渗透率和气相相对渗透率确定单元，用于根据相渗插值因子、所述非混相状态下的油相相对渗透率和非混相状态下的气相相对渗透率、所述完全混相状态下的油相相对渗透率和完全混相状态下的气相相对渗透率，确定油相相对渗透率和气相相对渗透率；
残余油饱和度和束缚气饱和度确定单元，根据相渗插值因子、非混相状态下的残余油饱和度和非混相状态下的束缚气饱和度，确定残余油饱和度和束缚气饱和度。
9.一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述程序时实现如权利要求1至5任一项所述气驱油藏的见气时间预测方法的步骤。
10.一种非暂态计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，该计算机程序被处理器执行时实现如权利要求1至5任一项所述气驱油藏的见气时间预测方法的步骤。
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