SAGD作为常见的稠油热采方式,将蒸汽注入储层为稠油与蒸汽发生水热裂解反应提供了高温环境导致大量H₂S、CO₂、CH₄和H₂等气体的释放。因此研究稠油SAGD开采过程中水热裂解反应气体产物的生成规律以及生成气体对蒸汽腔扩展规律的影响,对预测井口H₂S和CO₂浓度、揭示SAGD的开发规律具有指导意义。首先,本文通过稠油水热裂解反应的热模拟实验,研究了岩心矿物质、温度、时间等反应条件对水热裂解反应生成气体的影响。稠油水热裂解反应差不多在5⁷d达到平衡状态;有岩心矿物质参与的反应H₂S、CO₂、CH₄等生成量明显增加,岩心矿物质对水热裂解反应有较好的催化作用,同时也参与反应。基于热模拟实验建立反应动力学模型,确定各反应体系动力学参数,稠油与水在岩心矿物质作用下反应生成H₂S、CO₂、CH₄、H₂、CO、C₂₊各平行反应的反应级数为1.0、0.8、1.2、1.0、0.8、1.0,表观活化能为46.8597 kJ/mol、6.3563 kJ/mol、16.9021 kJ/mol、67.4028 kJ/mol、23.9857 kJ/mol、14.7354 kJ/mol,分别比未加入岩心矿物质的反应降低24.9%、68.3%、33.4%、16.5%、26.5%、44.4%,计算所得动力学参数适用于300℃以内。最后,将反应动力学模型嵌入SAGD数值模型,利用CMG软件开展了数值模拟,对比分析了水热裂解反应对SAGD开发的影响。结果表明,稠油水热裂解反应大多数发生在生产井附近的油水混合区中,与不考虑水热裂解反应的模拟相比,与实际生产数据拟合程度更高,模型更为准确地反映油藏实际开发情况。气体产物生成量最多的是CO₂、CH₄和C₂₊;油藏顶部具有较高的H₂S浓度,在盖岩和蒸汽腔之间提供了绝热气体层,降低盖岩热损失,导致累积汽油比降低;蒸汽腔边缘处气体浓度较高,蒸汽腔的高温区域随着开发过程减小,蒸汽腔边缘处较差的热传递阻碍了蒸汽腔的扩展,导致日产油量、累积采油量降低。