具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合附图对本发明实施例做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互任意组合。

为了便于理解本申请提供的技术方案，下面先对本申请技术方案的相关内容进行说明。在本发明实施例中，假设凝析气顶油藏中凝析气顶与底部油环处于同一压力系统内，且油气界面均匀推进；原始地层压力高于凝析气体的露点压力；凝析气顶与油环均有束缚水存在；忽略凝析气顶气在油环中的溶解以及油环逸出溶解气窜入凝析气顶；忽略气体在地层的吸附现象。本发明实施例提供的凝析气顶油藏的流体界面移动速度确定方法的执行主体包括但不限于计算机。

图1a是本发明一实施例提供的凝析气顶油藏的开发前的流体分布示意图，如图1a所示，凝析气顶油藏在开发前存在油、气、水三相，层次分明。图1b是本发明一实施例提供的凝析气顶油藏的开发后的流体分布示意图，如图1b所示，经过一段时间的开发，当凝析气顶压力高于油环压力时，凝析气顶中发生反凝析现象，形成凝析油；当油环压力高于气顶压力时，在油环中出现原油脱气现象，逸出溶解气。

图2是本发明一实施例提供的凝析气顶油藏的流体界面移动速度确定方法的流程示意图，如图2所示，本发明实施例提供的凝析气顶油藏的流体界面移动速度确定方法，包括：

S201、获取原始气顶区孔隙体积、当前气顶区孔隙体积、原始油环区孔隙体积和当前油环区孔隙体积；

具体地，考虑地层中水蒸汽的影响，原始气顶区孔隙体积可以表示为：

其中，V_Gi为所述原始气顶区孔隙体积，单位可以采用m³，G为所述凝析气顶油藏的地层原始天然气储量，单位可以采用m³，B_gi为原始条件下气顶气的体积系数，单位可以采用m³/m³，y_wi为原始条件下气相中水蒸汽含量，可以采用小数表示，S_wcG为气顶体积内的束缚水饱和度。通过公式(1)可以计算获得所述原始气顶区孔隙体积。

在凝析气顶油藏的开发过程中，当地层压力低于凝析气体的露点压力后，凝析油就会不断析出；同时，随着地层压力的不断下降，地层原生水也开始不断蒸发。考虑上述因素的影响，当地层压力降至当前地层压力时的当前气顶区孔隙体积为：

其中，V_G为所述当前气顶区孔隙体积，单位可以采用m³，G为所述凝析气顶油藏的地层原始天然气储量，单位可以采用m³，G_p为气顶区域内累积天然气采出量，单位可以采用m³，B_g为当前气顶气体的体积系数，单位可以采用m³/m³，y_w为当前地层压力下凝析气相中水蒸汽百分数，S_co为气顶体积内凝析油的饱和度，S_wcG为气顶体积内的束缚水饱和度。

气顶体积内凝析油的饱和度S_co可以通过室内等容衰竭实验测得，也可以通过在相平衡计算的基础上通过物质守恒关系计算获得；当前地层压力下凝析气相中水蒸汽百分数y_w可以通过地层凝析气饱和含水量实验测定出水蒸汽含量与压力的关系，并依据多元回归方法建立起水蒸汽含量的拟合公式计算获得。

原始油环区孔隙体积可以通过如下公式计算获得：

其中，V_Oi为原始油环区孔隙体积，单位可以采用m³，m为原始条件下油环孔隙体积与气顶孔隙体积之比，V_Gi为所述原始气顶区孔隙体积，G为所述凝析气顶油藏的地层原始天然气储量，B_gi为原始条件下气顶气的体积系数，y_wi为原始条件下气相中水蒸汽含量，S_wcG为气顶体积内的束缚水饱和度。其中，所述原始条件是指凝析气顶油藏未投入开发时的地层条件(包括压力及温度等)。

当地层压力降低至油环油的泡点压力以下时，油环中的溶解气开始逸出，并且有一部分逸出气会跟随油环原油被采出地面。因此，考虑溶解气的逸出，地层压力降至当前地层压力时的当前油环区孔隙体积为：

其中，V_O为当前油环区孔隙体积，单位可以采用m³，V_Oi为原始油环区孔隙体积，单位可以采用m³，S_wcO为油环体积内的束缚水饱和度，N_p为采出油环油的地面体积，单位可以采用m³，B_oi为油环油在原始压力下的体积系数，单位可以采用m³/m³，B_o为油环油在当前地层压力下的体积系数，单位可以采用m³/m³，ΔS_w为油环区域内含水饱和度增量，S_gO为当前油环区内的含气饱和度，m为原始条件下油环孔隙体积与气顶孔隙体积之比，G为所述凝析气顶油藏的地层原始天然气储量，B_gi为原始条件下气顶气的体积系数，y_wi为原始条件下气相中水蒸汽含量，S_wcG为气顶体积内的束缚水饱和度。

假设油环区域内不含由于膨胀作用而侵入的凝析气顶气，当前油环区内的含气饱和度S_gO的计算只考虑逸出的溶解气，则有：

其中，R_si为油环在原始地层压力下的溶解气油比，单位可以采用m³/m³，R_s为当前地层压力下的溶解气油比，单位可以采用m³/m³，R_p为油环当前的生产气油比，单位可以采用m³/m³，B_g为当前气顶气体的体积系数。

考虑油藏外部水侵和油藏注水的影响，油环区域内含水饱和度增量ΔS_w可以通过下式求得：

其中，W_e为边底水水侵量，单位可以采用m³，W_iB为屏障注入水量，单位可以采用m³，W_p为当前累积产水量，单位可以采用m³，B_w为水的体积系数。

而油藏的边底水水侵量W_e可以通过Fetkovitch方法求得。Fetkovitch水侵量计算公式如下：

其中，

W_ei＝V_w(C_w+C_f)p_i (8)

其中，W_ei为水体的最大水侵潜量，单位可以采用m³，p_wi为水体的原始地层压力，单位可以采用MPa，p为所述凝析气顶油藏的当前地层压力，单位可以采用MPa，J为水侵指数，单位可以采用m³/(d·MPa)，t为开发时间，单位可以采用天，V_w为水体的体积，单位可以采用m³，C_w为地层水压缩系数，C_f为岩石压缩系数，单位可以采用MPa^-1，p_i为原始条件下所述凝析气顶油藏的平均压力，为油藏的圆周系数，θ为油藏的水侵角，单位可以采用度，k为储集层渗透率，单位可以采用μm²，h为水层厚度，单位可以采用m，a为换算系数，a可以取86.4，μ_w为地层水的粘度，单位可以采用mPa·s，r_e为水体的半径，单位可以采用m，r_o为油藏的半径，单位可以采用m。

S202、根据所述原始气顶区孔隙体积、所述当前气顶区孔隙体积、所述原始油环区孔隙体积、所述当前油环区孔隙体积、油气藏内岩石的总膨胀体积及凝析气顶油藏物质平衡方程，获得凝析气顶油藏的当前地层压力；其中，所述凝析气顶油藏物质平衡方程是预设的；

具体地，在获得所述原始气顶区孔隙体积、所述当前气顶区孔隙体积、所述原始油环区孔隙体积和所述当前油环区孔隙体积之后，可以根据所述原始气顶区孔隙体积、所述当前气顶区孔隙体积、所述原始油环区孔隙体积、所述当前油环区孔隙体积、油气藏内岩石的总膨胀体积及凝析气顶油藏物质平衡方程，获得凝析气顶油藏的当前地层压力，即将所述原始气顶区孔隙体积、所述当前气顶区孔隙体积、所述原始油环区孔隙体积和所述当前油环区孔隙体积代入到所述凝析气顶油藏物质平衡方程中，并将油气藏内岩石的总膨胀体积通过所述凝析气顶油藏的当前地层压力表示，获得关于所述凝析气顶油藏的当前地层压力的方程，求解该方程即可获得凝析气顶油藏的当前地层压力。其中，所述凝析气顶油藏物质平衡方程是预设的。

S203、根据屏障注入水侵入油环的体积和所述当前地层压力，获得所述凝析气顶油藏的油水界面移动速度，并根据屏障注入水侵入气顶的体积和所述当前地层压力获得所述凝析气顶油藏的气水界面移动速度。

具体地，在获得所述凝析气顶油藏的当前地层压力之后，根据屏障注入水侵入油环的体积和所述当前地层压力，获得所述凝析气顶油藏的油水界面移动速度，并且根据屏障注入水侵入气顶的体积和所述当前地层压力获得所述凝析气顶油藏的气水界面移动速度。

例如，根据所述当前地层压力以及第一预设公式，计算获得所述屏障注入水侵入油环的体积，然后根据所述屏障注入水侵入油环的体积以及第二预设公式，计算获得所述油水界面移动速度。根据所述当前地层压力以及第三预设公式，计算获得所述屏障注入水侵入气顶的体积，然后根据所述屏障注入水侵入气顶的体积以及第四预设公式，计算获得所述气水界面移动速度。其中，所述第一预设公式、所述第二预设公式、所述第三预设公式和所述第四预设公式是预先设置的。

本发明实施例提供的凝析气顶油藏的流体界面移动速度确定方法，能够获取原始气顶区孔隙体积、当前气顶区孔隙体积、原始油环区孔隙体积和当前油环区孔隙体积，根据原始气顶区孔隙体积、当前气顶区孔隙体积、原始油环区孔隙体积、当前油环区孔隙体积、油气藏内岩石的总膨胀体积及凝析气顶油藏物质平衡方程，获得凝析气顶油藏的当前地层压力，根据屏障注入水侵入油环的体积和所述当前地层压力，获得凝析气顶油藏的油水界面移动速度，并根据屏障注入水侵入气顶的体积和当前地层压力获得凝析气顶油藏的气水界面移动速度，提高了凝析气顶油藏屏障注水开发过程中的流体界面移动速度的计算效率。

在上述各实施例的基础上，进一步地，所述凝析气顶油藏物质平衡方程为：

V_Gi+V_Oi＝V_G+V_O+ΔV_Tf

其中，V_Gi为所述原始气顶区孔隙体积，V_Oi为所述原始油环区孔隙体积，V_G为所述当前气顶区孔隙体积，V_O为当前油环区孔隙体积，ΔV_Tf为油气藏内岩石的总膨胀体积，所述油气藏内岩石的总膨胀体积根据如下公式计算获得：

其中，C_f为岩石压缩系数，p_i为原始条件下所述凝析气顶油藏的平均压力，p为所述凝析气顶油藏的当前地层压力，m为原始条件下油环孔隙体积与气顶孔隙体积之比，G为所述凝析气顶油藏的原始天然气储量，B_gi为原始条件下气顶气的体积系数，y_wi为原始条件下气相中水蒸汽含量，S_wcG为气顶体积内的束缚水饱和度。

具体地，同时考虑气顶区和油环区内岩石的膨胀作用，当地层压力降至当前地层压力时，油气藏内岩石的总膨胀体积为：

其中，ΔV_Tf为油气藏内岩石的总膨胀体积，单位可以采用m³，ΔV_Gf为气顶内岩石的总膨胀体积，ΔV_Of为油环内岩石的总膨胀体积量，C_f为所述凝析气顶油藏的岩石压缩系数。

根据油气藏开发过程中体积守恒原理，即原始油气藏孔隙体积等于当前油气藏孔隙体积与地层岩石膨胀体积之和，可以获得所述凝析气顶油藏物质平衡方程为：

V_Gi+V_Oi＝V_G+V_O+ΔV_Tf (11)

将公式(10)代入到公式(11)中，可以获得关于凝析气顶油藏的当前地层压力的方程，通过迭代计算的方法便可以求解获得所述凝析气顶油藏的当前地层压力。具体的过程为，假定当前油藏压力相对于p_i下降ΔP，即当前地层压力p＝p_i-Δp，通过公式(10)计算获得此时的油气藏内岩石的膨胀体积，并计算此时的原始气顶区孔隙体积、当前气顶区孔隙体积、原始油环区孔隙体积和当前油环区孔隙体积，然后代入所述凝析气顶油藏物质平衡方程(11)中，对比方程(11)的左边和右边是否相等，如果相等，则当前地层压力p＝p_i-Δp，如果不相等，则需要重新假设一个地层压力的变化量Δp，并重复上述计算过程，直到获得满足计算精度要求的当前地层压力p为止。其中，计算精度要求根据实际需要进行设置，本发明实施例不做限定。

图3是本发明另一实施例提供的凝析气顶油藏的流体界面移动速度确定方法的流程示意图，如图3所示，在上述各实施例的基础上，进一步地，所述根据屏障注入水侵入油环的体积和所述当前地层压力，获得所述凝析气顶油藏的油水界面移动速度包括：

S301、根据所述当前地层压力以及第一预设公式，计算获得所述屏障注入水侵入油环的体积；

具体地，在获得所述当前地层压力之后，可以将当前地层压力代入到第一预设公式中，计算获得所述屏障注入水侵入油环的体积。

S302、根据所述屏障注入水侵入油环的体积以及第二预设公式，计算获得所述油水界面移动速度。

具体地，在获得所述屏障注入水侵入油环的体积之后，可以将所述屏障注入水侵入油环的体积代入到第二预设公式中，计算获得所述凝析气顶油藏的油水界面移动速度。

图4是本发明又一实施例提供的凝析气顶油藏的流体界面移动速度确定方法的流程示意图，如图4所示，在上述各实施例的基础上，进一步地，所述根据屏障注入水侵入气顶的体积和所述当前地层压力获得所述凝析气顶油藏的气水界面移动速度包括：

S401、根据所述当前地层压力以及第三预设公式，计算获得所述屏障注入水侵入气顶的体积；

具体地，在获得所述当前地层压力之后，可以将所述当前地层压力代入到第三预设公式中，计算获得所述屏障注入水侵入气顶的体积。

S402、根据所述屏障注入水侵入气顶的体积以及第四预设公式，计算获得所述气水界面移动速度。

具体地，在获得所述屏障注入水侵入气顶的体积之后，可以将所述屏障注入水侵入气顶的体积代入到第四预设公式中，计算获得所述气水界面移动速度。

图5是本发明一实施例提供的凝析气顶油藏屏障注水开发方式下注入水分配示意图，如图5所示，在实施屏障注水开发时，当屏障形成后，注入水分别向油环和气顶流动，并将气顶油藏隔离为一个大气顶小油环的油气藏和一个小气顶大油环的油气藏。屏障注入水则作为两个油气藏的能量供给源，分别向两个油气藏补充亏空体积。因此，屏障注水开发过程中，凝析气顶油藏内存在气水和油水两个界面的移动问题。

屏障注入水侵入油环的体积可以表示为：

其中，V_bO为屏障注入水侵入油环的体积，单位可以采用m³，V_Oi为原始油环区孔隙体积，单位可以采用m³，V_O为当前油环区孔隙体积，单位可以采用m³，ΔV_Of为油环内岩石的总膨胀体积。公式(13)可以作为所述第一预设公式。

根据容积法可以获得所述凝析气顶油藏的油水界面移动速度为：

其中，v_ow为所述油水界面移动速度，单位可以采用米/年，V_bO为屏障注入水侵入油环的体积，单位可以采用m³，t为开发时间，单位可以采用年，L为油气界面内外边界间的宽度，单位可以采用m，W为油藏宽度，单位可以采用m，φ为地层孔隙度，S_wcO为油环体积内的束缚水饱和度，S_or为残余油饱和度，α为地层倾角，单位可以采用度。公式(14)可以作为所述第二预设公式。

屏障注入水侵入气顶的体积可以表示为：

其中，V_bG为屏障注入水侵入气顶的体积，单位可以采用m³，V_Gi为所述原始气顶区孔隙体积，单位可以采用m³，V_G为所述当前气顶区孔隙体积，单位可以采用m³，ΔV_Gf为气顶内岩石的总膨胀体积。公式(15)可以作为所述第三预设公式。

根据容积法可以获得所述凝析气顶油藏的气水界面移动速度为：

其中，v_gw为所述气水界面移动速度，单位可以采用米/年，V_bG为屏障注入水侵入气顶的体积，单位可以采用m³，t为开发时间，单位可以采用年，L为油气界面内外边界间的宽度，单位可以采用m，W为油藏宽度，单位可以采用m，φ为地层孔隙度，S_wcG为气顶体积内的束缚水饱和度，S_gr为残余气饱和度，α为地层倾角，单位可以采用度。公式(16)可以作为所述第四预设公式。

以让纳若尔油气田的Г北凝析气顶油藏为研究对象，利用油藏工程评价模型分别建立了屏障注水开发方式下采油速度、采气速度与油水界面移动速度关系(如图6所示)和屏障注水开发方式下采油速度、采气速度与气水界面移动速度关系(如图7所示)，明确了采油速度、采气速度和注采比是影响流体界面稳定的主控因素。其中采气速度设定为0％、1％、2％、4％、6％，采油速度设定为为0％、0.3％、0.6％、0.9％、1.2％，注采比为0.5。

从图6所示的屏障注水开发方式下采油速度、采气速度与气水界面移动速度关系可以看出：

(1)当注采比一定时，不同的采气速度、采油速度组合形式会导致油水界面的移动方向不同。其中坐标横轴以上代表油环方向，而横轴以下代表气顶方向。

(2)相同注采比条件下，当采气速度较小而采油速度较大时，油水界面向油环方向移动。油环采油速度越大，油环亏空速度加快，油水界面向油区的移动速度逐渐增大；而气顶采气速度越大，气顶油环间的压力差减小，油水界面向油区的移动速度逐渐减小。

(3)当采油速度较小而采气速度过大时，易造成气顶亏空加剧，油水界面逐渐向气顶方向移动，即对应图中气水界面移动速度为负值的部分。此时，油环采油速度越大，油水界面向气区的移动速度逐渐减小；气顶采气速度越大，油水界面向气区的移动速度越大。

从图7所示的屏障注水开发方式下采油速度、采气速度与气水界面移动速度关系可以看出：

(1)当注采比一定时，不同的采气速度、采油速度组合形式会导致气水界面的移动方向不同。其中坐标横轴以上代表气顶方向，而横轴以下代表油环方向。

(2)相同注采比条件下，当采气速度较大而采油速度较小时，气水界面向气顶方向移动。气顶采气速度越大，气水界面向气顶的移动速度逐渐增大；而油环采油速度越大，气水界面向气顶的移动速度逐渐减小。

(3)当采油速度较大而采气速度过小时，气水界面逐渐向油环方向移动，即对应图中气水界面移动速度为负值的部分。此时，油环采油速度越大，气水界面向油环的移动速度逐渐增大；气顶采气速度越大，气水界面向油环的移动速度越小。

在屏障注水开发方式下，从图6和图7可以看出，气顶采气速度、油环采油速度均对气水界面移动速度和油水界面的移动速度产生较大的影响。

图8是本发明一实施例提供的凝析气顶油藏的流体界面移动速度确定装置的结构示意图，如图8所示，本发明实施例提供的凝析气顶油藏的流体界面移动速度确定装置包括获取单元801、第一获得单元802和第二获得单元803，其中：

获取单元801用于获取原始气顶区孔隙体积、当前气顶区孔隙体积、原始油环区孔隙体积和当前油环区孔隙体积；第一获得单元802用于根据所述原始气顶区孔隙体积、所述当前气顶区孔隙体积、所述原始油环区孔隙体积、所述当前油环区孔隙体积、油气藏内岩石的总膨胀体积及凝析气顶油藏物质平衡方程，获得凝析气顶油藏的当前地层压力；其中，所述凝析气顶油藏物质平衡方程是预设的；第二获得单元803用于根据屏障注入水侵入油环的体积和所述当前地层压力，获得所述凝析气顶油藏的油水界面移动速度，并根据屏障注入水侵入气顶的体积和所述当前地层压力获得所述凝析气顶油藏的气水界面移动速度。

具体地，考虑地层中水蒸汽的影响，获取单元801可以根据公式(1)计算获得原始气顶区孔隙体积。在凝析气顶油藏的开发过程中，当地层压力低于凝析气体的露点压力后，凝析油就会不断析出；同时，随着地层压力的不断下降，地层原生水也开始不断蒸发。考虑上述因素的影响，当地层压力降至当前地层压力时获取单元801可以根据公式(2)计算获得当前气顶区孔隙体积。获取单元801可以根据公式(3)计算获得原始油环区孔隙体积。当地层压力降低至油环油的泡点压力以下时，油环中的溶解气开始逸出，并且有一部分逸出气会跟随油环原油被采出地面。因此，考虑溶解气的逸出，地层压力降至当前地层压力时获取单元801可以根据公式(4)计算获得当前油环区孔隙体积。

在获得所述原始气顶区孔隙体积、所述当前气顶区孔隙体积、所述原始油环区孔隙体积和所述当前油环区孔隙体积之后，第一获得单元802可以根据所述原始气顶区孔隙体积、所述当前气顶区孔隙体积、所述原始油环区孔隙体积、所述当前油环区孔隙体积、油气藏内岩石的总膨胀体积及凝析气顶油藏物质平衡方程，获得凝析气顶油藏的当前地层压力，即将所述原始气顶区孔隙体积、所述当前气顶区孔隙体积、所述原始油环区孔隙体积和所述当前油环区孔隙体积代入到所述凝析气顶油藏物质平衡方程中，并将油气藏内岩石的总膨胀体积通过所述凝析气顶油藏的当前地层压力表示，获得关于所述凝析气顶油藏的当前地层压力的方程，求解该方程即可获得凝析气顶油藏的当前地层压力。其中，所述凝析气顶油藏物质平衡方程是预设的。

在获得所述凝析气顶油藏的当前地层压力之后，第二获得单元803根据屏障注入水侵入油环的体积和所述当前地层压力，获得所述凝析气顶油藏的油水界面移动速度，并且根据屏障注入水侵入气顶的体积和所述当前地层压力获得所述凝析气顶油藏的气水界面移动速度。

本发明实施例提供的凝析气顶油藏的流体界面移动速度确定装置，能够获取原始气顶区孔隙体积、当前气顶区孔隙体积、原始油环区孔隙体积和当前油环区孔隙体积，根据原始气顶区孔隙体积、当前气顶区孔隙体积、原始油环区孔隙体积、当前油环区孔隙体积、油气藏内岩石的总膨胀体积及凝析气顶油藏物质平衡方程，获得凝析气顶油藏的当前地层压力，根据屏障注入水侵入油环的体积和所述当前地层压力，获得凝析气顶油藏的油水界面移动速度，并根据屏障注入水侵入气顶的体积和当前地层压力获得凝析气顶油藏的气水界面移动速度，提高了凝析气顶油藏屏障注水开发过程中的流体界面移动速度的计算效率。

在上述各实施例的基础上，进一步地，所述凝析气顶油藏物质平衡方程为：

V_Gi+V_Oi＝V_G+V_O+ΔV_Tf

其中，V_Gi为所述原始气顶区孔隙体积，V_Oi为所述原始油环区孔隙体积，V_G为所述当前气顶区孔隙体积，V_O为当前油环区孔隙体积，ΔV_Tf为油气藏内岩石的总膨胀体积，所述油气藏内岩石的总膨胀体积根据如下公式计算获得：

其中，C_f为岩石压缩系数，p_i为原始条件下所述凝析气顶油藏的平均压力，p为所述凝析气顶油藏的当前地层压力，m为原始条件下油环孔隙体积与气顶孔隙体积之比，G为所述凝析气顶油藏的原始天然气储量，B_gi为原始条件下气顶气的体积系数，y_wi为原始条件下气相中水蒸汽含量，S_wcG为气顶体积内的束缚水饱和度。

图9是本发明另一实施例提供的凝析气顶油藏的流体界面移动速度确定装置的结构示意图，如图9所示，在上述各实施例的基础上，进一步地，第二获得单元803包括第一计算子单元8031和第二计算子单元8032，其中：

第一计算子单元8031用于根据所述当前地层压力以及第一预设公式，计算获得所述屏障注入水侵入油环的体积；第二计算子单元8032用于根据所述屏障注入水侵入油环的体积以及第二预设公式，计算获得所述油水界面移动速度。

具体地，在获得所述当前地层压力之后，第一计算子单元8031可以将当前地层压力代入到第一预设公式中，计算获得所述屏障注入水侵入油环的体积。

在获得所述屏障注入水侵入油环的体积之后，第二计算子单元8032可以将所述屏障注入水侵入油环的体积代入到第二预设公式中，计算获得所述凝析气顶油藏的油水界面移动速度。

图10是本发明又一实施例提供的凝析气顶油藏的流体界面移动速度确定装置的结构示意图，如图10所示，在上述各实施例的基础上，进一步地，第二获得单元803包括第三计算子单元8033和第四计算子单元8034，其中：

第三计算子单元8033用于根据所述当前地层压力以及第三预设公式，计算获得所述屏障注入水侵入气顶的体积；第四计算子单元8034用于根据所述屏障注入水侵入气顶的体积以及第四预设公式，计算获得所述气水界面移动速度。

具体地，在获得所述当前地层压力之后，第三计算子单元8033可以将所述当前地层压力代入到第三预设公式中，计算获得所述屏障注入水侵入气顶的体积。

在获得所述屏障注入水侵入气顶的体积之后，第四计算子单元8034可以将所述屏障注入水侵入气顶的体积代入到第四预设公式中，计算获得所述气水界面移动速度。

本发明实施例提供的装置的实施例具体可以用于执行上述各方法实施例的处理流程，其功能在此不再赘述，可以参照上述方法实施例的详细描述。

图11是本发明一实施例提供的电子设备的实体结构示意图，如图11所示，该电子设备可以包括：处理器(processor)1101、通信接口(Communications Interface)1102、存储器(memory)1103和通信总线1104，其中，处理器1101，通信接口1102，存储器1103通过通信总线1104完成相互间的通信。处理器1101可以调用存储器1103中的逻辑指令，以执行如下方法：获取原始气顶区孔隙体积、当前气顶区孔隙体积、原始油环区孔隙体积和当前油环区孔隙体积；根据所述原始气顶区孔隙体积、所述当前气顶区孔隙体积、所述原始油环区孔隙体积、所述当前油环区孔隙体积、油气藏内岩石的总膨胀体积及凝析气顶油藏物质平衡方程，获得凝析气顶油藏的当前地层压力；其中，所述凝析气顶油藏物质平衡方程是预设的；根据屏障注入水侵入油环的体积和所述当前地层压力，获得所述凝析气顶油藏的油水界面移动速度，并根据屏障注入水侵入气顶的体积和所述当前地层压力获得所述凝析气顶油藏的气水界面移动速度。

此外，上述的存储器1103中的逻辑指令可以通过软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，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)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

本实施例公开一种计算机程序产品，所述计算机程序产品包括存储在非暂态计算机可读存储介质上的计算机程序，所述计算机程序包括程序指令，当所述程序指令被计算机执行时，计算机能够执行上述各方法实施例所提供的方法，例如包括：获取原始气顶区孔隙体积、当前气顶区孔隙体积、原始油环区孔隙体积和当前油环区孔隙体积；根据所述原始气顶区孔隙体积、所述当前气顶区孔隙体积、所述原始油环区孔隙体积、所述当前油环区孔隙体积、油气藏内岩石的总膨胀体积及凝析气顶油藏物质平衡方程，获得凝析气顶油藏的当前地层压力；其中，所述凝析气顶油藏物质平衡方程是预设的；根据屏障注入水侵入油环的体积和所述当前地层压力，获得所述凝析气顶油藏的油水界面移动速度，并根据屏障注入水侵入气顶的体积和所述当前地层压力获得所述凝析气顶油藏的气水界面移动速度。

本实施例提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储计算机程序，所述计算机程序使所述计算机执行上述各方法实施例所提供的方法，例如包括：获取原始气顶区孔隙体积、当前气顶区孔隙体积、原始油环区孔隙体积和当前油环区孔隙体积；根据所述原始气顶区孔隙体积、所述当前气顶区孔隙体积、所述原始油环区孔隙体积、所述当前油环区孔隙体积、油气藏内岩石的总膨胀体积及凝析气顶油藏物质平衡方程，获得凝析气顶油藏的当前地层压力；其中，所述凝析气顶油藏物质平衡方程是预设的；根据屏障注入水侵入油环的体积和所述当前地层压力，获得所述凝析气顶油藏的油水界面移动速度，并根据屏障注入水侵入气顶的体积和所述当前地层压力获得所述凝析气顶油藏的气水界面移动速度。

本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一个具体实施例”、“一些实施例”、“例如”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。

以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。