发明创造名称：SAGD双水平井的采油方法
外观设计名称：
决定号：188656
决定日：2019-08-30
委内编号：1F261419
优先权日：
申请（专利）号：201510419913.1
申请日：2015-07-16
复审请求人：国勘石油技术有限公司
无效请求人：
授权公告日：
审定公告日：
专利权人：
主审员：温锐
合议组组长：刘渊
参审员：王宏钧
国际分类号：E21B43/24(2006.01),E21B43/16(2006.01),E21B43/22(2006.01)
外观设计分类号：
法律依据：专利法第22条第3款
决定要点
：判断一项权利要求的创造性时，如果该权利要求请求保护的技术方案与最接近的现有技术相比存在区别技术特征，同时现有技术中给出将上述区别技术特征应用到最接近的现有技术以解决其存在的技术问题的启示，则得到该权利要求请求保护的技术方案是显而易见的，该权利要求请求保护的技术方案不具备创造性。
全文：
本复审请求涉及申请号为201510419913.1，名称为“SAGD双水平井的采油方法”的发明专利申请（下称本申请）。申请人为国勘石油技术有限公司。本申请的申请日为2015年07月16日，公开日为2015年10月21日。
经实质审查，国家知识产权局原审查部门于2018年06月06日以本申请权利要求1-8不符合专利法第22条第3款有关创造性的规定为由作出驳回决定。驳回决定所依据的文本为：申请日提交的说明书摘要，说明书第1-36段（第1-5页），摘要附图，说明书附图图1（第1页），以及2018年01月29日提交的权利要求第1-8项。驳回决定引用了如下对比文件：
对比文件1：CN 103615225A，公开日为：2014年03月05日；
对比文件4：“特殊类油藏开发技术文集”，王元基主编，石油工业出版社，第387-391页，公开日为：2012年09月。
驳回决定所针对的权利要求书如下：
“1. 一种SAGD双水平井的采油方法，所述双水平井包括注汽井和生产井，其特征在于，所述采油方法包括分散剂注入步骤以及注气步骤，所述分散剂注入步骤和注气步骤在循环预热步骤之后依次进行，所述分散剂注入步骤包括向所述注汽井和所述生产井注入分散剂，所述注气步骤包括向所述注汽井和所述生产井均注入氮气和水蒸汽，
所述注汽步骤依次包括： 向所述注汽井和所述生产井注入所述氮气；向所述注汽井和所述生产井注入所述水蒸汽，
所述注汽井还包括长注汽管和短注汽管，向所述注汽井注入所述水蒸汽的速率为所述长注汽管的水蒸汽注入速率与所述短注汽管的水蒸汽注入速率之和，所述长注汽管水蒸汽注入速率和短注汽管水蒸汽注入速率的之比为6:4。
2. 根据权利要求1所述的采油方法，其特征在于，所述注汽步骤还包括：
注入参数获取步骤，根据所述注入参数向所述注汽井和所述生产井注入所述氮气和所述水蒸汽。
3. 根据权利要求2所述的采油方法，其特征在于，所述注入参数获取步骤包括：
获取水蒸汽注入预设强度和氮气注入预设强度，根据所述水蒸汽注入预设强度和所述氮气注入预设强度以及所述双水平井的水平段长度确定所述水蒸汽和所述氮气的注入量。
4. 根据权利要求3所述的采油方法，其特征在于，所述水蒸汽注入预设强度在10.5至12m3/m的范围内，所述氮气注入预设强度小于225m3/m。
5. 根据权利要求1所述的采油方法，其特征在于，向所述生产井和所述注汽井注入所述氮气的速率在800至1000m3/h的范围内。
6. 根据权利要求1所述的采油方法，其特征在于，向所述生产井和所述注汽井注入所述水蒸汽的速率在160至180t/天的范围内。
7. 根据权利要求1所述的采油方法，其特征在于，在向所述注汽井和所述生产井注入所述水蒸汽和所述氮气的过程中，所述注汽井和所述生产井的井口压力小于限定压力，所述限定压力为地层破裂压力。
8. 根据权利要求1所述的采油方法，其特征在于，所述采油方法还包括：排液步骤，所述排液步骤包括： 使所述注汽井和所述生产井的排液速度在80至150t/天的范围内。”
驳回决定指出：独立权利要求1与对比文件1的区别技术特征是：采油方法包括分散剂注入步骤以及注气步骤，在循环预热步骤之后依次进行，分散剂注入步骤包括向注汽井和生产井注入分散剂，注气步骤包括向注汽井和生产井均注入氮气和水蒸汽，注汽步骤依次包括：向注汽井和生产井注入氮气，向注汽井和生产井注入水蒸汽；注汽井还包括长注汽管和短注汽管，向注汽井注入水蒸汽的速率为长注汽管的水蒸汽注入速率与短注汽管的水蒸汽注入速率之和，长注汽管水蒸汽注入速率和短注汽管水蒸汽注入速率之比为6:4。但是，上述区别技术特征是本领域的公知常识，其中对比文件4作为部分公知常识的证据。由此可知，权利要求1相对于对比文件1和本领域公知常识的结合不具备专利法第22条第3款规定的创造性。从属权利要求2-8的附加技术特征是本领域的常规技术手段。因此，从属权利要求2-8不具备专利法第22条第3款规定的创造性。针对申请人的意见陈述，驳回决定中进一步指出：尽管对比文件1中采用了上水平井注汽管柱17进行注入、上水平井机械管柱15进行采出，但这只是在其循环预热的步骤进行的，且由于通过机械举升强制循环，蒸汽不激励进入油层，传热方式以热传导为主，仅靠蒸汽与地层温度的温差引起的热传导传热方式加热地层（参见说明书第22段）；本领域技术人员知晓，预热只是为后期开发的一种铺垫，对比文件1中明确提及了，在循环预热2-4个月后，转为蒸汽辅助重力泄油开发，用注汽井注汽，生产井降压生产，其中，上水平井为注汽井，下水平井为生产井，让油层流体进入到生产井中，采用机械举升连续生产，实现重力泄油开发；对本领域技术人员而言，蒸汽辅助重力泄油开发就是采用蒸汽驱开采的方式，显然在后期的蒸汽辅助重力泄油阶段其不会再采用机械举升强制循环（因为这样只传热而不存在驱替，无法满足蒸汽驱要求），且由于其采用注汽井注汽，生产井降压生产，注气井中本身设置了两根长短不一的管柱，则为了提供足够的蒸汽和蒸汽驱压力，在后期的蒸汽辅助重力泄油阶段，所属领域技术人员有动机采用长短不一的两根管柱同时注气。因此，虽然对比文件1没有明确提及采用两个管柱同时注气，但这是本领域技术人员在后期的蒸汽辅助重力泄油阶段为了提高驱替效果而无需创造性劳动即可考虑到的，并非如申请人所说的给出了相反的技术教导而无法得到本申请的技术方案。
申请人（下称复审请求人）对上述驳回决定不服，于2018年09月21日向国家知识产权局提出了复审请求，但未对申请文件进行修改。复审请求人认为：对比文件4并未使用循环预热步骤，当本领域技术人员面对具有“循环预热步骤”的采油方法存在双水平井连通性差、油藏降粘效果差的技术问题时，不会去没有循环预热步骤的方案中寻找启示。对比文件1上水平井中的两个管柱中一个用于注汽，另一个用于返液，没有公开两个管柱同时注汽；现有技术也没有在注汽井中采用两个管柱同时注汽的技术方案。本申请使用长注汽管和短注汽管进行注气，并限定了注入速度之比，是综合考虑注气的效率以及避免油层产生裂缝的结果。
经形式审查合格，国家知识产权局于2018年09月27日依法受理了该复审请求，并将其转送至原审查部门进行前置审查。
原审查部门在前置审查意见书中认为，对比文件1中的上水平井为注气井，将其中的长短两根管柱分别称作长注气管和短注气管并无不妥，其只代表对管柱的命名方式，至于“两个管柱同时注气”，已经将其作为区别进行了评述，并认为在对比文件1的基础上本领域技术人员有动机采用“长、短两根管柱均用于注气”，这是因为：虽然对比文件1在循环预热步骤采用注汽管柱17注汽，采用机械举升管柱15举升，但其明确提及了“在循环预热2-4个月后，转为蒸汽辅助重力泄油开发，用注汽井注汽，生产井降压生产，其中，上水平井为注汽井，下水平井为生产井，让油层流体进入到生产井中，采用机械举升连续生产，实现重力泄油开发”，此时，由于注气井仅存在注汽需求，且由于井内管柱的设置方式，其仅存在有限的几种注汽方式，即要么采用单根管柱注汽，或者要么采用两根管柱同时注汽，或者结合环空进行注汽，在此基础上，在后期蒸汽辅助重力泄油开发阶段，出于实际的蒸汽量、蒸汽驱压力等需求，本领域技术人员能够考虑到选用其本身所设置的两根长短不一的管柱同时注气。其次，从本申请的技术构思来看，本申请要解决的是SAGD双水平井组中存在连通性差、油藏开采效率低的问题，所采用的技术手段是，通过注入分散剂降低油藏粘度，通过注入氮气与底层被加热的原油形成泡沫，进而提高注汽热效率，从本申请的整个申请文件，并不能体现出两个管柱同时注汽会带来何种有益的、意料不到的效果，因此采用两根管柱同时注汽并不是其具有创造性的理由。另外，采用降粘剂（即本申请中的分散剂）、氮气和蒸汽进行强化热采是本领域所公知的稠油热采技术（参见对比文件4），由于对比文件1中的循环预热阶段进行了举升采出，尤其在循环预热后需要转入蒸汽辅助重力泄油阶段，则出于对实际的采出效果考虑，在面对未采用分散剂和氮气进行热采时连通性差、注热效率低的问题时，本领域技术人员有动机依据本领域的普通技术知识在进行采出前注入氮气和分散剂，从而解决其技术问题。而对于“本申请之所以考虑使用长注气管和短注气管进行注气，并限定了两个注气管的注入速度之比，是综合考虑到注气的效率以及避免油层产生裂缝的结果”，从本申请说明书的记载，其注气/注热效率的提高是通过分散剂、氮气的注入得以实现，并非是因为考虑了使用长短两根管柱同时进行注汽；而其避免油层产生裂缝的方式是控制水蒸汽的注汽速率，并非是两根管柱的注入速度之比。对比文件4中采用降粘剂、氮气和蒸汽进行复合降粘、混合传质，实质能够极大的降低油藏粘度、提高注热效率，与本申请采用的技术手段所达到的技术效果是相同的，因此具有技术启示，尽管其并没有明确其应用于循环预热，但并不妨碍本领域技术人员从中获得技术教导。因而坚持原驳回决定。
随后，国家知识产权局成立合议组对本案进行审理。
合议组于2019年06月17日向复审请求人发出复审通知书，指出：独立权利要求1与对比文件1的区别技术特征在于：采油方法包括分散剂注入步骤以及注气步骤，在循环预热步骤之后依次进行，分散剂注入步骤包括向注汽井和生产井注入分散剂，注气步骤包括向注汽井和生产井均注入氮气和水蒸汽，注汽步骤依次包括：向注汽井和生产井注入氮气，向注汽井和生产井注入水蒸汽；注汽井还包括长注汽管和短注汽管，向注汽井注入水蒸汽的速率为长注汽管的水蒸汽注入速率与短注汽管的水蒸汽注入速率之和，长注汽管水蒸汽注入速率和短注汽管水蒸汽注入速率之比为6:4。但是，上述区别技术特征是本领域的公知常识，其中对比文件4作为部分公知常识的证据。由此可知，权利要求1相对于对比文件1和本领域公知常识的结合不具备专利法第22条第3款规定的创造性。从属权利要求2-8的附加技术特征是本领域的常规技术手段。因此，从属权利要求2-8不具备专利法第22条第3款规定的创造性。关于复审请求人的意见陈述，合议组认为：根据《专利审查指南》第二部分第四章的内容可知，发明实际解决的技术问题，是指为获得更好的技术效果而需对最接近的现有技术进行改进的技术任务。由于审查员所认定的最接近的现有技术可能不同于在说明书中所描述的现有技术，因此，基于最接近的现有技术重新确定的该发明实际解决的技术问题，可能不同于说明书中所描述的技术问题；在这种情况下，应当根据审查员所认定的最接近的现有技术重新确定发明实际解决的技术问题。对比文件1作为最接近的现有技术，公开的SAGD双水平井的采油方法中，双水平井包括注汽井和生产井，在循环预热步骤之后向注汽井注入水蒸汽进行蒸汽辅助重力泄油，这里，需要进一步改进的是对比文件1中在循环预热步骤之后进行的蒸汽辅助重力泄油的热采效果。作为对比文件4的工具书明确记载了采用油溶性降黏剂、氮气和蒸汽依次注入水平井的方式对稠油进行强化热采，是本领域所公知的稠油热采技术，借助3种物质的复合降黏和在油层横向及垂向的混合传质作用，提升了降黏性且改善了连通性，从而能够大幅度改善热采效果，与相关区别技术特征在本申请中为解决前述技术问题所起的作用相同，所以，本领域技术人员有动机采用上述HDNS强化热采技术改进对比文件1中的蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术，即将HDNS技术应用于循环预热步骤之后进行的蒸汽辅助重力泄油，在循环预热步骤之后依次注入油溶性降黏剂、氮气和蒸汽。基于油藏粘度和地层能量等特点以及SAGD工艺要求，为了实现改善的热采效果，设置注汽井采用长、短双注汽管柱，注汽井注入水蒸汽的速率为长注汽管的水蒸汽注入速率与短注汽管的水蒸汽注入速率之和，是本领域技术人员保证高效适宜的注汽效率的常规技术手段；确保适宜的水蒸汽注入速率，一方面利于其进入油层提高加热效果，另一方面避免注汽过快造成地层破裂，是本领域技术人员的公知常识，具体的注入速率，如长注汽管和短注汽管之间注入速率的比值，是本领域技术人员基于两管柱于井下的设置方式而通过有限的试验可以得到的相适应的技术手段，无需付出创造性的劳动，且其技术效果是可以预料的。因此，复审请求人的意见陈述不具有说服力，权利要求1-8不具备专利法第22条第3款规定的创造性。
针对上述复审通知书，复审请求人于2019年08月02日提交了意见陈述书和修改的权利要求书，将复审通知书针对的从属权利要求2-3合并至独立权利要求1，并相应修改了权利要求的序号。
修改后的权利要求书如下：
“1. 一种SAGD双水平井的采油方法，所述双水平井包括注汽井和生产井，其特征在于，所述采油方法包括分散剂注入步骤以及注气步骤，所述分散剂注入步骤和注气步骤在循环预热步骤之后依次进行，所述分散剂注入步骤包括向所述注汽井和所述生产井注入分散剂，所述注气步骤包括向所述注汽井和所述生产井均注入氮气和水蒸汽，
所述注汽步骤依次包括：向所述注汽井和所述生产井注入所述氮气；向所述注汽井和所述生产井注入所述水蒸汽，
所述注汽井还包括长注汽管和短注汽管，向所述注汽井注入所述水蒸汽的速率为所述长注汽管的水蒸汽注入速率与所述短注汽管的水蒸汽注入速率之和，所述长注汽管水蒸汽注入速率和短注汽管水蒸汽注入速率的之比为6:4；
注入参数获取步骤，根据所述注入参数向所述注汽井和所述生产井注入所述氮气和所述水蒸汽，
所述注入参数获取步骤包括：获取水蒸汽注入预设强度和氮气注入预设强度，根据所述水蒸汽注入预设强度和所述氮气注入预设强度以及所述双水平井的水平段长度确定所述水蒸汽和所述氮气的注入量。
2. 根据权利要求1所述的采油方法，其特征在于，所述水蒸汽注入预设强度在10.5至12m3/m的范围内，所述氮气注入预设强度小于225m3/m。
3. 根据权利要求1所述的采油方法，其特征在于，向所述生产井和所述注汽井注入所述氮气的速率在800至1000m3/h的范围内。
4. 根据权利要求1所述的采油方法，其特征在于，向所述生产井和所述注汽井注入所述水蒸汽的速率在160至180t/天的范围内。
5. 根据权利要求1所述的采油方法，其特征在于，在向所述注汽井和所述生产井注入所述水蒸汽和所述氮气的过程中，所述注汽井和所述生产井的井口压力小于限定压力，所述限定压力为地层破裂压力。
6. 根据权利要求1所述的采油方法，其特征在于，所述采油方法还包括：排液步骤，所述排液步骤包括：
使所述注汽井和所述生产井的排液速度在80至150t/天的范围内。”
复审请求人认为：1）对比文件1存在多个注入蒸汽的步骤，即使将对比文件4结合到对比文件1，也不能直接确定将分散剂注入步骤和注气步骤在循环预热步骤之后依次进行。2）现有技术中没有公开在注汽井中采用两个管柱同时注汽的技术方案，更未给出两个注汽管的注汽速率比率。3）通过获取注入强度再最终得到注入量的技术方案是需要付出创造性劳动的。
在上述程序的基础上，合议组认为本案事实已经清楚，可以作出审查决定。
二、决定的理由
1、审查文本的认定
复审请求人答复复审通知书时提交了权利要求书的修改替换页，上述修改符合专利法实施细则第61条第1款以及专利法第33条的规定，所以，本复审请求审查决定所针对的文本如下，即，申请日提交的说明书摘要，说明书第1-36段（第1-5页），摘要附图，说明书附图图1（第1页），和2019年08月02日提交的权利要求第1-6项。
2、关于专利法第22条第3款
专利法第22条第3款规定：创造性，是指与现有技术相比，该发明具有突出的实质性特点和显著的进步，该实用新型具有实质性特点和进步。
就本案而言，权利要求1-6不具备专利法第22条第3款规定的创造性，具体理由如下：
1）权利要求1请求保护一种SAGD双水平井的采油方法。对比文件1（CN103615225A）公开了一种中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，并公开了以下技术特征（参见说明书第3-13、39-95段及附图1-6）：包括上水平井1和下水平井3，其中，上水平井为注汽井，下水平井为生产井，在循环预热后，转为蒸汽辅助重力泄油开发，用注汽井注汽，用生产井降压生产，让油层流体进入到生产井中，采用机械举升连续生产，实现重力泄油开发（参见说明书第46段）；可见，对比文件1公开了一种SAGD双水平井的采油方法，双水平井包括注汽井和生产井，在循环预热步骤之后向注汽井注入水蒸汽。
可见，权利要求1与对比文件1相比，区别技术特征在于：采油方法包括分散剂注入步骤以及注气步骤，在循环预热步骤之后依次进行，分散剂注入步骤包括向注汽井和生产井注入分散剂，注气步骤包括向注汽井和生产井均注入氮气和水蒸汽，注汽步骤依次包括：向注汽井和生产井注入氮气，向注汽井和生产井注入水蒸汽；注汽井还包括长注汽管和短注汽管，向注汽井注入水蒸汽的速率为长注汽管的水蒸汽注入速率与短注汽管的水蒸汽注入速率之和，长注汽管水蒸汽注入速率和短注汽管水蒸汽注入速率之比为6:4；还包括注入参数获取步骤，根据注入参数向注汽井和生产井注入氮气和水蒸汽，注入参数获取步骤包括：获取水蒸汽注入预设强度和氮气注入预设强度，根据注入预设强度以及双水平井的水平段长度确定水蒸汽和氮气的注入量。基于上述区别技术特征可以确定，权利要求1实际解决的技术问题是如何改善热采效果。
在稠油开采过程中，应用水平井技术，融合油溶性降黏剂（相当于本申请的分散剂）、氮气和蒸汽进行联合的HDNS强化热采技术，是本领域所公知的稠油热采技术（参见对比文件4第390页第3.4小节），HDNS最佳注入方式是前置降黏剂，接着注氮气，再注蒸汽（参见对比文件4第390页第3.5小节），借助3种物质的复合降黏和在油层横向及垂向的混合传质作用，提高水平井近井区域的渗流能力，降低注汽压力，同时，油溶性降黏剂与氮气共同作用，进一步提高蒸汽波及范围，通过该技术能够大幅度改善热采效果，所以，在面对前述技术问题时，本领域技术人员有动机采用上述HDNS强化热采技术改进对比文件1中的SAGD技术，使得其在循环预热步骤之后还包括分散剂注入步骤，分散剂注入步骤在注气步骤前进行，且注气步骤包括依次注入氮气和水蒸汽；至于分散剂注入步骤包括向注汽井和生产井注入分散剂，注气步骤包括向注汽井和生产井均注入氮气和水蒸汽，是本领域技术人员为了提高开采效率而通过合乎逻辑的分析可以得到的注入方式，无需付出创造性的劳动，也无需克服技术上的障碍，且其技术效果是可以预料的；基于油藏特点以及SAGD工艺要求，为了实现改善的热采效果，设置注汽井采用长、短注汽管柱，注汽井注入水蒸汽的速率为长注汽管的水蒸汽注入速率与短注汽管的水蒸汽注入速率之和，是本领域技术人员保证适宜的注汽效率的常规技术手段，至于长注汽管和短注汽管之间注入速率的比值，是本领域技术人员为了实现高效可靠的开采而通过有限的试验可以得到的技术手段，无需付出创造性的劳动，且其技术效果是可以预料的；在实际的操作过程中，在注入流体前，根据地层的实际情况、为了实现高效可靠的开采，获取相应的注入参数，根据获取的注入参数向井中注入流体，具体获取的注入参数是流体注入预设强度，根据注入预设强度以及相应井段长度确定流体的注入量，是本领域技术人员的常规技术手段。
也就是说，在对比文件1的基础上结合本领域技术人员的普通技术知识得到权利要求1请求保护的技术方案，对本领域技术人员而言是显而易见的，因此，权利要求1请求保护的技术方案不具有突出的实质性特点和显著的进步，从而不具备专利法第22条第3款规定的创造性。
2）从属权利要求2的附加技术特征进一步限定了具体的注入预设强度。如前所述，在实际的操作过程中，在注入流体前，根据地层的实际情况、为了实现高效可靠的开采，获取相应的注入参数、预设强度是本领域技术人员的常规技术手段，具体的注入预设强度值，是本领域技术人员通过有限的试验可以得到的技术手段。因此，当其引用的权利要求不具备创造性时，从属权利要求2不具备专利法第22条第3款规定的创造性。
3）从属权利要求3-4均引用权利要求1，分别对注入氮气的速率和水蒸气的速率做了进一步限定。然而，氮气和水蒸气的具体注入速率是本领域技术人员为了实现高效可靠的开采，通过有限的试验可以确定的技术手段。因此，当其引用的权利要求不具备创造性时，从属权利要求3-4不具备专利法第22条第3款规定的创造性。
4）权利要求5引用权利要求1，对注汽井和生产井的井口压力做了进一步限定，然而，在实际热采的注气过程中，控制井口压力使其在实现高效的注入开采的同时对地层不产生破坏，是本领域技术人员的公知常识，具体设置井口压力限定为小于限定压力，限定压力为地层破裂压力，是本领域技术人员的常规技术手段。因此，当其引用的权利要求不具备创造性时，从属权利要求5不具备专利法第22条第3款规定的创造性。
5）从属权利要求6引用权利要求1，进一步限定了采油方法还包括排液步骤以及注汽井和生产井的排液速度，在SAGD采油过程中会形成蒸汽冷凝水，对其进行回采，即设置排液步骤，以利于开采是本领域技术人员的常规技术手段，为了保证高效开采避免闪蒸，本领域技术人员能够通过有限的试验得到具体的排液速度范围。因此，在其引用的权利要求不具备创造性时，从属权利要求6不具备专利法第22条第3款规定的创造性。
3、对复审请求人相关意见的评述
对复审请求人的意见陈述，合议组的意见如下：
1）对比文件1作为最接近的现有技术，其公开的SAGD双水平井的采油方法中，双水平井包括注汽井和生产井，在循环预热步骤之后向注汽井注入水蒸汽进行蒸汽辅助重力泄油，基于本申请权利要求1与对比文件1 的区别技术特征确定其实际所要解决的技术问题是如何提高热采效果。作为对比文件4的工具书明确记载了采用油溶性降黏剂、氮气和蒸汽依次注入水平井的方式对稠油进行强化热采，是本领域所公知的稠油热采技术，借助3种物质的复合降黏和在油层横向及垂向的混合传质作用，提升了降黏性且改善了连通性，从而能够大幅度改善热采效果，与相关区别技术特征在本申请中为解决前述技术问题所起的作用相同，所以，对比文件4给出了采用上述HDNS强化热采技术改善热采效果的技术启示，使得本领域技术人员有动机进一步改进对比文件1，同时，本领域技术人员具备这样的普通技术知识的能力，使得其在改进对比文件1公开的采油方法时，能够通过合乎逻辑的分析得到适宜的注入时机，即在循环预热步骤之后采用HDNS强化热采技术，以实现良好的改善的热采效果，这属于本领域技术人员的常规能力范畴，且其技术效果是可以预料的。
2）基于油藏粘度和地层能量等特点以及SAGD工艺要求，为了实现改善的热采效果，设置注汽井采用长、短双注汽管柱，是本领域技术人员保证高效适宜的注汽效率的常规技术手段，相应地，注汽井注入水蒸汽的速率为长注汽管的水蒸汽注入速率与短注汽管的水蒸汽注入速率之和，是相适应的注入速率控制方式；确保适宜的水蒸汽注入速率，一方面利于其进入油层提高加热效果，另一方面避免注汽过快造成地层破裂，是本领域技术人员的公知常识，具体的注入速率，如长注汽管和短注汽管之间注入速率的比值，是本领域技术人员基于两管柱于井下的设置方式而通过有限的试验可以得到的相适应的技术手段，无需付出创造性的劳动，且其技术效果是可以预料的。
3）注入强度表示单位距离的注入体积，是与注入量直接相关的参数，根据预设注入强度以及水平段长度确定注入量，是本领域技术人员的常规技术手段。
综上所述，复审请求人的意见陈述，合议组不予支持。
根据以上事实和理由，本案合议组依法作出如下审查决定。
三、决定
维持国家知识产权局于2018年06月06日对本申请作出的驳回决定。
如对本复审请求审查决定不服，根据专利法第41条第2款的规定，复审请求人可以自收到本决定之日起三个月内向北京知识产权法院起诉。
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