用于智能油田的實時動態數據驗證設備、系統、程序代碼、計算機可讀介質、以及方法

用于智能油田的實時動態數據驗證設備、系統、程序代碼、計算機可讀介質、以及方法
【專利摘要】本發明提供了用于管理智能油田的設備(30)、計算機可讀介質、以及方法。示例性方法可以包括：接收實時動態油田數據；分析動態油田數據的有效性；驗證所述油田數據的值；驗證井的狀態/條件；以及標記井組件、井條件、和/或井狀態有效性問題。示例性設備(30)可以包括油氣井儀器(40)、SCADA系統、綜合處理服務器和/或動態油田數據分析計算機(31)、以及存儲了動態油田數據分析計算機程序(51)的存儲器/計算機可讀介質(35)。所述計算機程序(51)包括指令，在執行所述指令時使得動態油田數據分析計算機(31)執行各種操作，所述操作包括：接收實時動態油田數據；分析動態油田數據的有效性；驗證油田數據的值；驗證井的狀態/條件；以及標記井組件、井條件、和/或井狀態有效性問題。
【專利說明】用于智能油田的實時動態數據驗證設備、系統、程序代碼、 計算機可讀介質、以及方法
[0001] 發明人：Abdel Nasser Abitrabi
[0002] Fahad Al-Ajmi
[0003] Marc Lamontagne
[0004] Majed Awajy

【技術領域】
[0005] 本發明總體涉及石油和天然氣產業，具體涉及儲層管理，更具體涉及用于管理智 能油田的方法、設備、系統、和程序代碼。

【背景技術】
[0006] 技術的進步持續影響著石油產業。過去的20年中，許多技術改變了石油和天然氣 公司管理和/或優化其操作的方法。其中一種這樣的技術包括20年前引進的永久井下監 測系統（PDHMS)。TOHMS地面單元通常用于采集地下傳感器性能數據，即壓力計和溫度計。 其他技術包括（舉例而言）：多相流量計（MPFMs)，用于提供生產井內的油、氣、和水的各個 流速；井口壓力和溫度（WHP/T)測量裝置，用于提供所測量的井口壓力和溫度；油管/套管 環空（TCA)壓力測量裝置；以及用于輔助石油到達地面的潛油電泵（ESP)裝置，提供可測量 的電氣參數和泵參數。
[0007] 前期的安裝通常為具有可拆卸模組的自容裝置的形式。一些更常見的配置包括用 于將數據傳達給地面單元的導線或光纖連接。其他配置包括在不同傳感器和地面單元之間 提供這種數據的網絡拓撲。
[0008] 將地面單元接收到的數據傳遞給中央計算機或監控站的初始方法包括采用物 理輸送和/或通過陸地電線傳輸。相關（多個）發明的受讓人采用的最新技術包括利 用無線電波井數據監控，其可以包括向遠程終端單元（RTU)進行發射的獨立井發射器， 該遠程終端單元通過UHF無線電將數據發送至信息服務器或SCADA系統，信息服務器或 SCADA系統然后可以通過局域通信網絡將數據移送至生產工程師的臺式計算機。例如，題 為''Intelligent Field Oil and Gas Field Data Acquisition, Delivery, Control, and Retention Based Apparatus, Program Product and Related Methods" 的美國專利申請 No. 12/547,295中描述了一個示例性系統，該美國專利申請的全部內容通過引用整體合并 于此。類似的技術包括采用基于全球衛星移動設備或移動電話的通信，其通常已經作為提 供警告的后備技術。這些遠程監控油田數據的技術既可以實時地又可以根據要求地提供井 口壓力、井口溫度、井底壓力、井底溫度、環空壓力、單獨流體相的流體流度、以及潛油電泵 數據，從而允許集中化的井控制。
[0009] 但是，油田數據有可能是不可靠的，例如處于有效數據范圍之外。油田數據也有可 能是無效的，例如雖然處于有效數據范圍之內，但是極大的偏離了基于給定條件所預期的 數據值。油田數據還可以是不完整的，例如缺失了數據。


【發明內容】

[0010] 因此，發明人意識到需要有設備、系統、程序代碼/計算機可讀介質、以及方法來 識別和處理不可靠數據、識別和處理無效數據、以及可以識別和處理不完整的數據。
[0011] 鑒于以上觀點，本發明的多個實施例提供了對由智能油田組件得到/采用的數據 進行實施動態數據驗證，實時的預先驗證組合了多個工程邏輯以驗證動態數據值，并且實 時異常檢測（例如，不良產水量（開井/關井狀態或條件、不良流速、不良流體增加或減少 等）用于觸發警告以立即采取行動，從而實時地確保提供優化的井性能。本發明的多個實 施例提供估計總產流量和流體梯度的可選方法。本發明的多個實施例還提供通過采用井底 壓力和溫度傳感器來確認產水量的方法、建議I-油田設備修正校準的方法、以及提供實時 估計井生產指數（PI)的方法。
[0012] 本發明的多個實施例通過對原始數據進行實時動態數據驗證的反演和處理從而 有利地提供了管理和智能油田的設備、系統、程序代碼/計算機可讀介質、以及方法，通常 首先識別為處于可靠數據的范圍之內（機器可能性的閉聯集之內），但是還不確定為有效 (處于期望條件的閉連集之內）。
[0013] 更具體而言，提供了一種用于管理智能油田的方法的實施例的示例。根據該方法 的示例性實施例，該方法的步驟可以包括：接收智能油田系統的至少實質上實時的動態油 田數據；響應于所接收的動態油田數據，確定對應于多個不同井條件的多個井參數；以及 分析多個井參數的有效性。該分析可以包括將多個井參數（例如，一個或多個井儀器的真 實組件數據）中的每個與相應的驗證標準（通常由其他井儀器參數值產生）進行比較。該 步驟還可以包括針對至少一個井儀器當真實組件數據值在驗證標準范圍之內時確定該油 田數據值有效，針對至少一個井儀器當至少真實組件數據值在驗證標準范圍之外時標記實 際的組件數據值。該步驟還包括當與井狀態或條件相關的多個井條件具有滿足相應驗證 的有效井參數時確定該井狀態或條件有效，當這些值在公差范圍之外時標記該井狀態或條 件。
[0014] 本發明的多個實施例還包括用于管理智能油田的設備。根據示例性實施例，該 設備包括多個油氣井儀器。井儀器數據可以包括永久井下監測系統（PDHMS)、多相流量計 (MPDM)、井口壓力（WHP)和井口溫度（WHT)測量裝置、油管或套管環空（TCA)壓力測量、以 及可選擇地根據要求和需求采用的潛油電泵（ESP)。該設備還可以包括為智能油氣采收油 田系統配置的管理控制和數據獲取（SCADA)系統，其可操作地耦接至多個井儀器以從該井 儀器處接收數據。該設備還可以包括為智能油田系統配置的綜合處理（PI)服務器，其可操 作地耦接至SCADA系統以從該SCADA系統處接收數據。該設備還可以包括動態油田數據分 析計算機，其可操作地連接至PI服務器以從PI服務器處接收數據。該設備還可以包括動 態油田數據分析計算機程序，其存儲于動態油田數據分析計算機的存儲器中并且/或者在 獨立計算機可讀介質上進行遞送。
[0015] 動態油田數據分析計算機程序可以包括指令，當動態油田數據分析計算機（即， 與程序相關聯的一個或多個處理器）執行該指令時，使得計算機執行各種操作，這些操作 中包括接收智能油田系統的至少實質上實時的動態油田數據。該接收的數據可以包括包含 以下內容的至少實質上實時的油田數據（但是更常見的是，具有可忽略的延遲的實時油田 數據）：多個井中的每個井的多個井儀器中的每個井儀器的一個或多個組件數據值。該操 作還可以包括響應于所接收的動態油田數據確定每個井的多個不同井條件下相應的多個 井參數，并且分析這些井參數的有效性。該分析可以包括將多個井參數中（例如，一個或多 個井儀器的真實組件數據）的每個與相應的驗證標準進行對比，該驗證標準通常來源于其 它井儀器參數值。該操作還可以包括針對至少一個井儀器當真實的組件數據值落在驗證標 準之內時確定該油田數據的值有效，并且針對至少一個井儀器當真實組件數據處于驗證標 準之外時標記該真實組件數據。該操作還可以包括當多個井條件具有滿足相應驗證標準的 有效井參數時確定該井狀態或條件有效，并且當值處于公差范圍之外時標記該井狀態或條 件。
[0016] 本發明的多個實施例通過多個自動化數據驗證處理的實施提供了人力時間的優 化，通過有效地檢測和請求I-油田組件校準減少了人力時間，改進了檢測實時數據驗證問 題的處理，改進了數據挖掘的設計以及支持數據分析處理，通過做出有效的決策確保儲層 管理的數據支持最終目標，提供水竄現象的前期檢測，提供儲層面上的氣體分離的前期檢 測，確保最優化井生產率，提高I-油田組件工作效率，以及保證I-油田網絡組件優化。
[0017] 作為對井底流體梯度進行實時監控的結果，可以有利地提供水竄和/或產水量的 前期檢測以及儲層面上的氣體分離的前期檢測。通過監控井底流體梯度、井口溫度、以及井 口壓力值的任何變化可以有利地提供優化的井生產率，例如，可以防止對地層造成嚴重危 害的前期水竄、氣體分離等現象。采用用于指示數據不符合工程邏輯和/或需要驗證合適 的檢驗和校準的觸發器和警告，有利地提供I-油田網絡組件優化，從而可以允許I-油田組 件在接近最大效率處工作。
[0018] 本發明的多個實施例有利地用于改進實時數據驗證的處理，提供新的處理方法以 校準I-油田組件（例如，多相流量計（MPFM))，提供新的處理方法以實時地估計流體梯度， 提供新的處理方法以倒算含水率，通過異常檢測以支持I-油田組件的加速修復行動，確保 工程臺式計算機處的有效數據，以及由其可以將注意力轉移到工程分析而不是數據挖掘 上。本發明的多個實施例通過確保實時數據的有效性、以最小的工程工作量驗證和管理大 量實時數據、以及改進實時數據驗證的處理，有利地為其他新型智能油田項目提供平臺。本 發明的多個實施例有利地提供了具有監控能力、以及主動檢測由實時數據捕獲的油井和注 水井中的任何異常的系統/設備。

【專利附圖】

【附圖說明】
[0019] 為了更詳細地理解本發明的特征和優點以及其它將變得顯而易見的內容，參照在 附圖中示出的實施例給出對以上簡要概述的本發明的更具體的說明，這些附圖構成本說明 書的一部分。但是，要注意的是，附圖僅示出了本發明的多個實施方案，因此不應該被認為 是對本發明范圍的限制，因為本發明的范圍還可以包括其它有效實施例。
[0020] 圖1為根據本發明的實施例的用于管理智能油田的設備的整體架構的示意圖；
[0021] 圖2為根據本發明的實施例的從獲得來自井儀器的實時原始/處理數據，直至將 驗證數據提供至工程師的數據流的高度概括的示意圖；
[0022] 圖3為示出了根據本發明的實施例的產油井的示例性數據驗證的工作流程的示 意圖；
[0023] 圖4為示出了根據本發明的實施例的針對產油井驗證開井和關井條件的示例性 數據流的示意圖；
[0024] 圖5為示出了根據本發明的實施例的用于驗證永久井下監測系統（PDHMS)測量和 采用相關井底計量器測量實時估計流體梯度的示例性數據流的示意圖；
[0025] 圖6為示出了根據本發明的實施例的流體梯度與時間的趨勢分析的曲線圖，流體 梯度與時間的趨勢示出了對水侵入（water incursion)和氣體分離（gas segregation)的 識別；
[0026] 圖7為示出了根據本發明的實施例的用于驗證多相流量計（MPFM)測量和識別水 竄、識別/估計產水量的示例性數據流的示意圖；以及
[0027] 圖8為示出了根據本發明的實施例的用于驗證多相流量計（MPFM)測量和識別氣 竄/溶解氣（gas coming on solution)、識別/估計產氣量的示例性數據流的示意圖。

【具體實施方式】
[0028] 現在將參考附圖對本發明進行更加全面的描述，附圖示出本發明的實施例。但是， 本發明可以實施為多種不同的形式并且不應解釋為限于本文所闡述的所示實施例。相反， 提供這些實施例使得本公開徹底和完整，為本領域技術人員完整地表達本發明的范圍。全 文中類似的標號代表類似的元件。點撇符號（如果采用）表明可選實施例中的類似元件。
[0029] 確保將可靠、有效、和完整的數據由各智能油田（I-油田）組件流向工程師的臺式 計算機是在油田管理中有效利用實時數據的關鍵過程。例如，在2011年11月18日提交的 美國專利申請No. 61/561，541中描述了被稱為"WDEye"的用于監控智能油田中的關鍵性能 指標的可靠性的各種設備、系統、計算機程序/計算機可讀介質、以及方法，該美國專利申 請的全部內容通過引用整體合并于此。以下將描述用于管理智能油田的各種設備、系統、計 算機程序/計算機可讀介質、以及多種方法，其包括對I-油田組件提供/應用實時動態數 據驗證/估計（稱為"WD驗證"）、預先異常檢測、以及正確的裝置校準說明/建議。
[0030] 本發明的多個實施例采用了可以相互作用的多個儲層管理和生產工程邏輯以確 定與井相關的具體事件。通過對每個邏輯的每個組件應用加權平均，每個邏輯可以基于要 驗證的數據進行反應。此外，本發明的多個實施例應用了一種新的方法以實時估計井底流 體梯度，并且應用了一種采用井底流體梯度來精確估計進入井內的水侵量的新方法。本發 明的多個實施例提供了實時預先驗證和異常檢測以觸發警告，從而可以立即采取行動以實 時地保證最優井性能。本發明的多個實施例還提供了實時驗證以下內容的自動化處理：油 井、注水井（PWI)、觀察井的開井和關井狀態/條件；油、水和氣的比例變化；以及地面和井 底的壓力和溫度以及其它。本發明的多個實施例提供一種新的實時估計流體梯度趨勢的方 法，以及創新的針對一套儲層管理和生產工程邏輯對表面I-油田組件（例如多相流量計 (MPFM)、井口壓力和溫度測量裝置等）進行校準的新方法。
[0031] 另外，本發明的多個實施例提供實時驗證以下內容的自動化處理：井口壓力和溫 度（WHP/T)測量、油管-套管環空（TCA)壓力、油嘴尺寸、潛油電泵（ESP)讀數和速率估計、 以及利用ESP完成的用于生產井的實時流速估計。本發明的多個實施例可以合并諸如井底 動態壓力（吸入和排放）、電氣參數（安培）、工作頻率（Hz)、FWHP (psi)之類的ESP參數。 利用這些參數可以估計合成速率。另外，本發明的多個實施例可以實時地估計和合并生產 指數（PI)和注入指數（II)。
[0032] 圖1示出了通過實時動態數據驗證以管理智能油田的設備30的示例。設備30可 以包括：動態油田數據有效性分析計算機31，其具有處理器33、耦接至處理器33的用于存 儲軟件和數據庫記錄的存儲器35;以及用戶界面37,其可以包括用于顯示圖形畫面的圖形 顯示器39、以及本領域技術人員所熟知的為用戶提供操控軟件和數據庫記錄的途徑的用戶 輸入裝置41。注意，計算機31可以是個人計算機的形式或者是服務器或者服務于多個用 戶界面37的多個服務器的形式。相應的，如本領域技術人員所熟知的，用戶界面37可以直 接或通過網絡38連接至計算機31。多個井儀器40可以例如通過網絡38直接與計算機31 耦接并且通信，也可以通過手動配送和卸載進行通信。
[0033] 本領域技術人員可以理解的是，設備30還可以包括一個或多個存儲在存儲器（內 部或外部）中的表和/或數據庫43,其可操作地耦接至動態油田數據有效性分析計算機 31。該一個或多個數據庫43可以包括：已驗證的油田數據；已驗證的井參數，包括（例如） 已驗證的井底流體梯度數據；還可以包括已驗證的井狀態/條件數據。
[0034] 設備30還可以包括存儲在動態油田數據有效性分析計算機31的存儲器35中的 動態油田數據有效性分析計算機程序51，用以分析和驗證動態油田數據、標記處于考慮到 多個其他井儀器40的組件數據值的值的期望范圍之外的井儀器40的組件數據點、估計井 底流體梯度、確定井底壓力和溫度趨勢、確定多相（例如，氣、油、和水）流動趨勢、確定井口 壓力（WHP)和井口溫度（WHT)趨勢、確定油管-套管環空（TCA)壓力趨勢、以及確定潛油電 泵（ESP)參數趨勢。
[0035] 計算機程序51還用于分析井參數的有效性和驗證井條件和狀態，井條件和狀態 包括：針對石油生產井的關井、開井、產油量增加、產油量減少、氣油比（G0R)增加、G0R減 小、含水量增加、含水量減小、井底壓力降低、井底壓力提高、井底溫度降低、井底溫度提高 的狀態/條件；針對注水井的關井、開井、注水率增加、以及注水率降低的狀態/條件；以及 針對觀察井的關井和開井的狀態/條件，在此僅提到了一部分。
[0036] 具體的讀數也可以被驗證。例如，可以通過由WHP、WHT、井底壓力（BHP)、和/或井 底溫度（BHT)整合數據來驗證油嘴尺寸變化。可以驗證ESP讀數用以比較BHP、安培數、工 作你頻率、和流動井口壓力（FWHP)。采用泵工作參數執行速率估計驗證。
[0037] 注意，如本領域技術人員所熟知和理解的，動態油田數據有效性分析計算機程序 51可以為微碼、程序、例程、以及符號語言的形式，它們提供了一套具體的或多套有序操作 以控制硬件的功能并且指導其操作。還要注意，根據本領域技術人員所熟知和理解的方法， 根據本發明的一個或多個實施例的動態油田數據有效性分析計算機程序51不需要全部駐 存在易失存儲器中，而可以根據需要選擇性地加載。
[0038] 有利地，設備30的多個實施例可以主要采用實時流體梯度趨勢來識別和檢測水 竄。流體梯度變化（增加）是進水的明確的預先指示。隨即，在此檢測后，設備30可以執 行可以整合更多的井參數（例如地面井口和井底的溫度和壓力）的智能分析以確定可能的 進水。在存在多相流量計（MPFM)的情況中，該設備可以交叉檢查這些值并且突出顯示任何 異常。此外，通過獲得流體梯度趨勢變化的導數，可以估計產水值。
[0039] 設備30的多個實施例還可以為I-油田裝置提供校準的建議修正的處理。通常， 將在量化差異后提供合適的校準標準。對于MPFM校準，在流體梯度、井口壓力、以及井口 溫度均反映出水不存在的同時，MPFM報告產水量的情形下可能需要校準。此外，當MPFM報 告的參數不滿足各個開井和關井條件的邏輯標準的情形下可能需要校準。例如，在井處于 關井狀態/條件時MPFM可以發送流速數據（油、GOR、WC)。例如，在地面MPFM報告含水率 (產水量）為50%，但是井底流體梯度趨勢、井口壓力、和/或井口溫度均反映水并不存在 (例如，流體梯度穩定并且井口壓力沒有急劇下降或井口溫度沒有急劇增加）的情況下，設 備30將發送建議MPFM需要校準的警告。此示例僅示出了采用含水率的值的情況，使得校 準通常僅指向MPFM產水量檢測組件。例如，在氣油比（GOR)存在矛盾的情況下，設備30同 樣會建議對該組件（GOR組件）進行校準。
[0040] 設備30的多個實施例還可以為井底流動壓力提供實時生產指數（PI)估計（每磅 桶油壓差：barrels of oil per pound pressure differential)，PI 也通常被寫為 Qo 桶 油/儲層壓差。該值被實時地估計并且可以結合多個參數來確認該值。與PI-樣，注入指 數（Π )估計驗證包括傳統步驟結合對數個參數（例如，FWHP/T、BHP/T、以及油嘴變化）的 邏輯整合的附加步驟的實施。
[0041] 以下的表格示出了典型物理井狀態的示例。這些表格呈現了可以被計算機程序51 采用以執行驗證的邏輯。每個表格包括多個通常為已驗證和/或觀察的井狀態的形式的規 貝1J、選擇的公差、各個規則關于其他規則的相對權重、以及在驗證特定井狀態時應該采用的 規則的優選最小數量。當規則為計算/估計的井狀態（例如一個/多個特定井參數的趨 勢）的形式時，根據示例性實施例的各個參數本身首先被確定為已驗證和可靠的。
[0042] 以下十個表格示出了對產油井執行各種狀態/條件的驗證的工作井（active well)邏輯。前兩個表格中描述的邏輯允許用戶區分可靠和非可靠的零速率。非工作井（關 井）的零速率應該是可靠的。必須滿足至少三個具有有效參數的條件以識別井的開/關狀 態并且隨后驗證速率。如果至少三個具有有效數據的條件不滿足時則認為零速率是不可靠 的。
[0043] 產油井：
[0044] 關井狀杰/備件:
[0045]

【權利要求】
1. 一種管理智能油田的計算機實施方法，所述方法的特征為以下步驟： 接收智能油田系統的至少實質上實時的動態油田數據，所述至少實質上實時的油田數 據包括井的多個井儀器（40)中的每個井儀器的多個井儀器數據值； 響應于所接收的動態油田數據，分析與多個不同井條件相關聯的多個井參數的有效 性，所述分析包括將所述多個井參數中的每個與相應的驗證標準進行比較； 針對所述多個井條件中的每個獨立的條件，響應于一個或多個與其相關聯的已驗證的 井參數，根據特定的相應的預定滿足標準來確定所述每個井條件是否得到滿足；以及 當與井狀態相關的多個井條件已被確認為在預選的公差范圍內得到滿足時，確定所述 井狀態有效。
2. 如權利要求1所述的計算機實施方法，其中所述多個井參數中的至少一個井參數的 驗證標準是基于所述多個井參數中的至少兩個其他井參數的觀察值來確定。
3. 如權利要求1或2所述的計算機實施方法，其中所述多個井參數中的至少一個井參 數的驗證標準包括至少一個井儀器的期望的井儀器數據值的范圍，該范圍基于所述多個井 儀器（40)中的至少兩個其他井儀器的觀察數據值來確定。
4. 如權利要求1-3中任一項所述的計算機實施方法，其進一步特征為以下步驟：針對 所述多個井儀器（40)中的每個井儀器在多個所述井儀器值之間建立神經網絡以建立所述 驗證標準，從而識別落在所觀察的條件的值的期望范圍之外的各個數據點。
5. 如權利要求1-4中任一項所述的計算機實施方法，其中所述井為產油井，并且其中 所述井狀態包括以下狀態中的一個：關井、開井、產油量提高、產油量降低、氣油比（GOR)提 高、GOR降低、含水率提高、含水率降低、井底壓力降低、井底壓力增加、井底溫度降低、井底 溫度提高。
6. 如權利要求1-4中任一項所述的計算機實施方法， 其中，如果所述井為注水井，則所述井狀態包括以下狀態中的一種：關井、開井、注水率 提高、以及注水率降低；以及 其中，如果所述井為觀察井，則所述井狀態包括以下狀態中的一種：關井和開井。
7. 如權利要求1-5中任一項所述的計算機實施方法，其中所述井狀態為關井狀態，并 且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少三個： 上游壓力=下游壓力； WHT降低并且WHT接近環境溫度； 油嘴尺寸小于約百分之二； 流動BHP提高； 流動BHT降低； 當利用潛油電泵完井時： 頻率為零，并且 電流為零安培。
8. 如權利要求1-5中任一項所述的計算機實施方法，其中所述井狀態為開井狀態，并 且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少三個： 上游壓力與下游壓力不實質相等； 井口溫度提高； 油嘴尺寸實質上大于零；以及 當利用潛油電泵完井時： 頻率大于零，以及 電流實質上大于零安培。
9. 如權利要求1-5中任一項所述的計算機實施方法，其中所述井狀態為產油量提高狀 態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少三個： 流動井口壓力降低； 井口溫度提高； 油嘴尺寸增加； 流動井底壓力降低； 流動井底溫度提高；以及 當利用潛油電泵完井時： 頻率級別提1? ; 電流級別提1? 井底吸入壓力降低，以及 井底排放壓力提1?。
10. 如權利要求1-5中任一項所述的計算機實施方法，其中所述井狀態為產油量降低 狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少三個： 流動井口壓力提高； 井口溫度降低，但仍高于環境溫度； 油嘴尺寸減小； 井底壓力提商； 井底溫度降低；以及 當利用潛油電泵完井時： 頻率級別降低； 電流級別降低 吸入壓力提商，以及 排放壓力降低。
11. 如權利要求1-5中任一項所述的計算機實施方法，其中所述井狀態為含水率提高 狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少兩個： 井口壓力降低； 流體梯度提1? ; 井口溫度提高；以及 井底壓力降低。
12. 如權利要求1-5中任一項所述的計算機實施方法，其中所述井狀態為含水率降低 狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少兩個： 井口壓力提商； 流體梯度降低； 井口溫度降低；以及 井底壓力提商。
13. 如權利要求1-5中任一項所述的計算機實施方法，其中所述井狀態為井底壓力降 低狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少兩個： 油嘴尺寸增加； WHT提高；以及 井底溫度提高。
14. 如權利要求1-5中任一項所述的計算機實施方法，其中所述井狀態為井底壓力提 高狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少兩個： 油嘴尺寸減小； 井口溫度降低；以及 井底溫度降低。
15. 如權利要求1-4和6中任一項所述的計算機實施方法，其中所述井為注水井，其中 所述井狀態為關井狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少兩個： 油嘴尺寸小于約5% ; WHP降低；以及 WHT降低并且接近環境溫度。
16. 如權利要求1-4和6中任一項所述的計算機實施方法，其中所述井為注水井，其中 所述井狀態為開井狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少兩個： 油嘴尺寸大于約10% ; WHP提高；以及 WHT降低。
17. 如權利要求1-4和6中任一項所述的計算機實施方法，其中所述井為注水井，其中 所述井狀態為注水率提高狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少兩個： 油嘴尺寸增加； WHP提高；以及 WHT提高。
18. 如權利要求1-4和6中任一項所述的計算機實施方法，其中所述井為注水井，其中 所述井狀態為注水率降低狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少兩個： 油嘴尺寸減小； WHP降低；以及 WHT降低。
19. 如權利要求1-4和6中任一項所述的計算機實施方法，其中所述井為觀察井，其中 所述井狀態為關井狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少三個： 油嘴尺寸小于約0.2% ; WHP降低； WHT降低并且接近環境溫度； 穩定的井底壓力；以及 穩定的井底溫度。
20. 如權利要求1-4和6中任一項所述的計算機實施方法，其中所述井為觀察井，其中 所述井狀態為開井狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少三個： 油嘴尺寸實質上大于零； WHP提商； WHT提高并且高于環境溫度； 井底壓力降低；以及 井底溫度降低。
21. 如權利要求1-5中任一項所述的計算機實施方法，其中所述井狀態為GOR提高狀 態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少兩個： 含水率提1? ; 井口壓力提商； 流體梯度降低；以及 井口溫度降低。
22. 如權利要求1-5中任一項所述的計算機實施方法，其中所述井狀態為GOR降低狀 態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少兩個： 井口壓力降低； 流體梯度提商；以及 井口溫度提高。
23. 如權利要求1-5、7-14、以及21-22中任一項所述的計算機實施方法，其進一步特征 為以下步驟： 響應于來自井底roHMS壓力測量單元和淺層TOHMS壓力測量單元的實時動態TOHMS壓 力數據，估計井底流體梯度。
24. 如權利要求23所述的計算機實施方法，其進一步特征為以下步驟： 確定實時動態WHP數據的趨勢； 確定實時動態WHT數據的趨勢； 當所述井底流體梯度趨勢升高、所述井口壓力趨勢降低、以及所述井口溫度趨勢升高 時，確定進入所述井的水量大量增加。
25. 如權利要求1-5、7-14、以及21-24中任一項所述的計算機實施方法，其進一步特征 為以下步驟： 響應于來自井底TOHMS壓力測量單元和淺層TOHMS壓力測量單元的實時動態TOHMS壓 力數據，估計井底流體梯度趨勢； 當所述估計的井底流體梯度趨勢改變為較高值并且多相流量計（MPFM)值表明產水量 很低或為零時，標記MPFM具有潛在的校準問題；以及 當所述估計的井底流體梯度趨勢實質上上未改變為較高值并且所述MPFM值表明產水 量大時，標記所述MPFM具有潛在的校準問題。
26. 如權利要求1-5、7-14、以及21-24中任一項所述的計算機實施方法，其進一步特征 為以下步驟： 響應于來自井底TOHMS壓力測量單元和淺層TOHMS壓力測量單元的實時動態TOHMS壓 力數據，估計井底流體梯度趨勢； 當所述估計的井底流體梯度趨勢改變為較低值并且所述MPFM值表明氣體比率很低或 為零時，標記MPFM具有潛在的校準問題；以及 當所述估計的井底流體梯度趨勢實質上未改變為較低值并且所述MPFM值表明氣體比 率大量提高時，標記所述MPFM具有潛在的校準問題。
27. 如權利要求1-5、7-14、以及21-26中任一項所述的計算機實施方法，其中接收所述 實質實時油田數據的步驟包括從綜合處理（PI)服務器處接收數據，所述PI服務器從管理 控制和數據獲取（SCADA)系統處接收數據，并且所述SCADA系統從多個井儀器（40)處接收 數據，所述井儀器數據包括下述數據組中的至少三組：實時永久井底監控系統（PDHMS)壓 力和溫度數據；實時多相流量計（MPFM)油、氣、和水流動數據；井口壓力（WHP)和井口溫度 (WHT)數據；油管或套管環空（TCA)壓力數據；以及潛油電泵（ESP)電氣參數和泵參數數 據。
28. -種管理智能油田的計算機實施方法，該方法的特征為以下步驟： 接收智能油田系統的至少實質上實時的動態油田數據，所述至少實質上實時的油田數 據包括多個井儀器（40)中的每個井儀器的一個或多個井儀器數據值； 分析所述動態油田數據的有效性，所述分析包括將所述多個井儀器（40)中的每個井 儀器的井儀器數據值和與其相關聯的驗證標準進行比較； 當所述一個或多個井儀器數據值分別落在各自的驗證標準之內時，驗證至少一個井 儀器的一個或多個井儀器數據值有效；以及 當所述一個或多個井儀器數據值分別落在各自的驗證標準之外時，標記至少一個井 儀器的一個或多個井儀器數據值。
29. -種管理智能油田的計算機實施方法，該方法的特征為以下步驟： 接收智能油田系統的至少實質上實時的動態油田數據，所述至少實質上實時的油田數 據包括井的多個井儀器（40)中的每個井儀器的一個或更多的井儀器數據值； 響應于所接收的動態油田數據，分析與多個不同井條件相關聯的多個井參數的有效 性，所述分析包括將所述多個井參數中的每個與相應的驗證標準進行比較，所述多個井參 數包括所述多個井儀器（40)的井儀器數據值； 針對所述多個井儀器（40)中的每個井儀器，當所述一個或多個井儀器數據值分別落 在對應的驗證標準之內時，驗證所述一個或多個井儀器數據值有效； 針對所述多個井儀器（40)中的每個井儀器，當所述各個井儀器數據值落在驗證標準 之外時，標記所述一個或多個井儀器數據值；以及 針對所述多個井條件中的每個獨立的條件，響應于與其相關聯的一個或多個已驗證的 井儀器數據，基于特定的相應的預定滿足標準來確定所述每個井條件是否已滿足；以及 當與井狀態相關聯的多個井條件確認已滿足時，確定所述井狀態有效。
30. 如權利要求29所述的計算機實施方法，其中所述多個井參數中至少一個井參數的 所述驗證標準是基于所述多個井參數中的至少兩個其他井參數的觀察值來確定。
31. -種非臨時性計算機可讀介質，其上包含有處理器可讀代碼，所述處理器可讀代碼 設定一個或多個處理器（33)的程序以執行用于管理智能油田的操作，這些操作的特征為： 接收智能油田系統的至少實質上實時的動態油田數據，所述至少實質上實時的油田數 據包括井的多個井儀器（40)中的每個井儀器的多個井儀器數據值； 響應于所接收的動態油田數據，分析與多個不同井條件相關聯的多個井參數的有效 性，所述分析包括將所述多個井參數中的每個與相應的驗證標準進行比較； 針對所述多個井條件中的每個獨立的條件，響應于與其相關聯的一個或多個已驗證的 井參數，根據特定的相應的預定滿足標準來確定所述每個井條件是否得到滿足；以及 當與井狀態相關聯的多個井條件已確認為在預選的公差內得到滿足時，確定所述井狀 態有效。
32. 如權利要求31所述的非臨時性計算機可讀介質，其中所述多個井參數中的至少一 個井參數的驗證標準基于所述多個井參數中的至少兩個其他井參數的觀察值來確定。
33. 如權利要求31或32所述的非臨時性計算機可讀介質，其中所述多個井參數中的至 少一個井參數的驗證標準包括至少一個井儀器的期望的井儀器數據值的范圍，該范圍基于 所述多個井儀器（40)中的至少兩個其他井儀器的觀察數據值來確定。
34. 如權利要求31-33中任一項所述的非臨時性計算機可讀介質，所述操作的進一步 特征為：針對所述多個井儀器（40)中的每個，在多個所述井儀器值之間建立神經網絡以建 立驗證標準，從而識別落在所觀察的條件的值的期望范圍之外的各數據點。
35. 如權利要求31-34中任一項所述的非臨時性計算機可讀介質，其中所述井為產油 井，并且其中所述井狀態包括以下狀態中的一個：關井、開井、產油量提高、產油量降低、氣 油比（GOR)提高、GOR降低、含水率提高、水侵率降低、井底壓力降低、井底壓力提高、井底溫 度降低、和井底溫度提高。
36. 如權利要求31-34中任一項所述的非臨時性計算機可讀介質， 其中，如果所述井為注水井，則所述井狀態包括以下狀態中的一種：關井、開井、注水率 提高、以及注水率降低；以及 其中，如果所述井為觀察井，則所述井狀態包括以下狀態中的一種：關井和開井。
37. 如權利要求31-35中任一項所述的非臨時性計算機可讀介質，其中所述井狀態為 關井狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少三個： 上游壓力=下游壓力； WHT降低并且WHT接近環境溫度； 油嘴尺寸小于約百分之二； 流動BHP提高； 流動BHT降低； 當利用潛油電泵完井時： 頻率為零，并且 電流為零安培。
38. 如權利要求31-35中任一項所述的非臨時性計算機可讀介質，其中所述井狀態為 開井狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少三個： 上游壓力與下游壓力不實質上相等； 井口溫度提高； 油嘴尺寸實質上大于零；以及 當利用潛油電泵完井時： 頻率大于零，以及 電流實質上大于零安培。
39. 如權利要求31-35中任一項所述的非臨時性計算機可讀介質，其中所述井狀態為 產油量提高狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少三個： 流動井口壓力降低； 井口溫度提高； 油嘴尺寸增加； 流動井底壓力降低； 流動井底溫度提高；以及 當利用潛油電泵完井時： 頻率級別提_， 電流級別提_， 井底吸入壓力降低，以及 井底排放壓力提1?。
40. 如權利要求31-35中任一項所述的非臨時性計算機可讀介質，其中所述井狀態為 產油量降低狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少三個： 流動井口壓力提高； 井口溫度降低，但仍高于環境溫度； 油嘴尺寸減小； 井底壓力提商； 井底溫度降低；以及 當利用潛油電泵完井時： 頻率級別降低， 電流級別降低， 吸入壓力提商，以及 排放壓力降低。
41. 如權利要求31-35中任一項所述的非臨時性計算機可讀介質，其中所述井狀態為 含水率提高狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少兩個： 井口壓力降低； 流體梯度提1? ; 井口溫度提高；以及 井底壓力降低。
42. 如權利要求31-35中任一項所述的非臨時性計算機可讀介質，其中所述井狀態為 含水率降低狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少兩個： 井口壓力提商； 流體梯度降低； 井口溫度降低；以及 井底壓力提商。
43. 如權利要求31-35中任一項所述的非臨時性計算機可讀介質，其中所述井狀態為 井底壓力降低狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少兩個： 油嘴尺寸提商； WHT提高；以及 井底溫度提高。
44. 如權利要求31-35中任一項所述的非臨時性計算機可讀介質，其中所述井狀態為 井底壓力提高狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少兩個： 油嘴尺寸較小； 井口溫度降低；以及 井底溫度降低。
45. 如權利要求31-34和36中任一項所述的非臨時性計算機可讀介質，其中所述井為 注水井，其中所述井狀態為關井狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少兩 個： 油嘴尺寸小于約5% ; WHP降低；以及 WHT降低并且接近環境溫度。
46. 如權利要求31-34和36中任一項所述的非臨時性計算機可讀介質，其中所述井為 注水井，其中所述井狀態為開井狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少兩 個： 油嘴尺寸大于約10% ; WHP提高；以及 WHT降低。
47. 如權利要求31-34和36中任一項所述的非臨時性計算機可讀介質，其中所述井為 注水井，其中所述井狀態為注水率提高狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的 至少兩個： 油嘴尺寸增加； WHP提高；以及 WHT提高。
48. 如權利要求31-34和36中任一項所述的非臨時性計算機可讀介質，其中所述井為 注水井，其中所述井狀態為注水率降低狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的 至少兩個： 油嘴尺寸減小； WHP降低；以及 WHT降低。
49. 如權利要求31-34和36中任一項所述的非臨時性計算機可讀介質，其中所述井為 觀察井，其中所述井狀態為關井狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少三 個： 油嘴尺寸小于約0.2% ; WHP降低； WHT降低并且接近環境溫度； 穩定的井底壓力；以及 穩定的井底溫度。
50. 如權利要求31-34和36中任一項所述的非臨時性計算機可讀介質，其中所述井為 觀察井，其中所述井狀態為開井狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少三 個： 油嘴尺寸實質上大于零； WHP提商； WHT提高并且高于環境溫度； 井底壓力降低；以及 井底溫度降低。
51. 如權利要求31-35中任一項所述的非臨時性計算機可讀介質，其中所述井狀態為 GOR提高狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少兩個： 含水率提1? ; 井口壓力提商； 流體梯度降低；以及 井口溫度降低。
52. 如權利要求31-35中任一項所述的非臨時性計算機可讀介質，其中所述井狀態為 GOR降低狀態，并且其中所述多個井條件包括以下條件中的至少兩個： 井口壓力降低； 流體梯度提商；以及 井口溫度提高。
53. 如權利要求31-35、37-44、以及51-52中任一項所述的非臨時性計算機可讀介質， 其中所述操作的進一步特征為： 響應于來自井底PDHMS壓力測量單元和淺層TOHMS壓力測量單元的實時動態TOHMS壓 力數據來估計井底流體梯度。
54. 如權利要求53所述的非臨時性計算機可讀介質，其中所述操作的進一步特征為： 確定實時動態WHP數據的趨勢； 確定實時動態WHT數據的趨勢； 當所述井底流體梯度趨勢升高、所述井口壓力趨勢降低、以及所述井口溫度趨勢升高 時，確定進入所述井的水量大量增加。
55. 如權利要求31-35、37-44、以及51-54中任一項所述的非臨時性計算機可讀介質， 其中所述操作的進一步特征為： 響應于來自井底PDHMS壓力測量單元和淺層TOHMS壓力測量單元的實時動態TOHMS壓 力數據估計井底流體梯度趨勢， 當所述估計的井底流體梯度趨勢改變為較高值并且多相流量計（MPFM)值表明產水量 很低或為零時，標記MPFM具有潛在的校準問題；以及 當所述估計的井底流體梯度趨勢實質上未改變為較高值并且所述MPFM值表明大量產 水量時，標記所述MPFM具有潛在的校準問題。
56. 如權利要求31-35、37-44、以及51-54中任一項所述的非臨時性計算機可讀介質， 其中所述操作的進一步特征為： 基于來自井底roHMS壓力測量單元和淺層TOHMS壓力測量單元的實時動態TOHMS壓力 數據來估計井底流體梯度趨勢， 當所述估計的井底流體梯度趨勢改變為較低值并且MPFM值表明氣體比率很低或為零 時，標記所述MPFM具有潛在的校準問題；以及 當所述估計的井底流體梯度趨勢實質上未改變為較低值并且所述MPFM值表明氣體比 率大量提高時，標記所述MPFM具有潛在的校準問題。
57. 如權利要求31-35、37-44、以及51-56中任一項所述的非臨時性計算機可讀介質， 其中所述操作包括從綜合處理（PI)服務器處接收數據，所述PI服務器從管理控制和數據 獲取（SCADA)系統處接收數據，并且所述SCADA系統從多個井儀器（40)處接收數據，所述 井儀器數據包括下述數據組中的至少三組：實時永久井底監控系統（PDHMS)壓力和溫度數 據；實時多相流量計（MPFM)油、氣、和水流動數據；井口壓力（WHP)和井口溫度（WHT)數據； 油管或套管環空（TCA)壓力數據；以及潛油電泵（ESP)電氣參數和泵參數數據。
58. -種非臨時性計算機可讀介質，其上含有處理器可讀代碼，所述處理器可讀代碼用 于設定一個或多個處理器（33)的程序以執行用于管理智能油田的操作，該操作的特征為： 接收智能油田系統的至少實質上實時的動態油田數據，所述至少實質上實時的油田數 據包括井的多個井儀器（40)中的每個井儀器的一個或更多的井儀器數據值； 響應于所接收的動態油田數據，分析與多個不同井條件相關聯的多個井參數的有效 性，所述分析包括將所述多個井參數中的每個與相應的驗證標準進行比較，所述多個井參 數包括所述多個井儀器（40)的井儀器數據值，所述多個井參數中的至少一個井參數的驗 證標準是基于所述多個井參數中至少兩個其他井參數的觀察值所確定的； 針對所述多個井儀器（40)中的每個，當各個井儀器數據值落在對應的驗證標準之內 時，驗證所述一個或多個井儀器數據值有效； 針對所述多個井儀器（40)中的每個，當一個或多個井儀器數據值分別落在對應的驗 證標準之外時，標記所述一個或多個井儀器數據值；以及 針對所述多個井條件中的每個獨立的條件，響應于與其相關聯的一個或多個已驗證的 井儀器數據，基于某個相應的預定滿足標準來確定所述每個井條件是否滿足；以及 當與井狀態相關聯的多個井條件已確認為滿足時，確定所述井狀態有效。
59. -種非臨時性計算機可讀介質，其上含有處理器可讀代碼，所述處理器可讀代碼用 于設定一個或多個處理器（31)的程序以執行用于管理智能油田的操作，該操作的特征為： 接收智能油田系統的至少實質上實時的動態油田數據，所述至少實時的油田數據包括 多個井儀器（40)中的每個井儀器的一個或更多的井儀器數據值； 分析所述動態油田數據的有效性，所述分析包括將所述多個井儀器（40)中的每個的 井儀器數據值和與相關聯的驗證標準進行比較； 當一個或多個井儀器數據值分別落在各自的驗證標準之內時，針對至少一個井儀器驗 證所述一個或多個井儀器數據值；以及 當一個或多個井儀器數據值分別落在各自的驗證標準之外時，針對至少一個井儀器標 記所述一個或多個井儀器數據值。
60. -種用于管理智能油田的設備（30)，所述設備（30)的特征為： 多個油氣井儀器（40)，所述井儀器（40)包括：永久井下監測系統（PDHMS)、多相流量計 (MPDM)、井口壓力（WHP)和井口溫度（WHT)測量裝置、油管或套管環空（TCA)壓力測量、以 及可選擇地根據要求采用的潛油電泵（ESP); 用于智能油氣采收油田系統的管理控制和數據獲取（SCADA)系統，所述SCADA可操作 地耦接至所述多個井儀器（40)以從該井儀器處接收數據； 用于智能油田系統的綜合處理（PI)服務器，所述PI服務器可操作地耦接至所述SCADA 系統以從所述SCADA系統處接收數據； 動態油田數據分析計算機（31)，其包括處理器（33)和計算機可讀介質，所述計算機可 讀介質包括與所述處理器（33)耦接的存儲器（35)，所述動態油田數據有效性分析計算機 (31)可操作地耦接至所述PI服務器以從PI服務器處接收數據； 動態油田數據分析計算機程序代碼（51)，其存儲在所述動態油田數據分析計算機 (31)的所述存儲器（35)中并且包含指令，當所述動態油田數據分析計算機（31)執行所述 指令時使得所述計算機（31)執行根據權利要求31-59中的任一項所述的操作。
61. -種用于管理智能油田的設備（30)，所述設備（30)的特征為： 多個油氣井儀器（40)，所述井儀器（40)包括：永久井下監測系統（PDHMS)、多相流量計 (MPFM)、井口壓力（WHP)和井口溫度（WHT)測量裝置、油管或套管環空（TCA)壓力測量、以 及可選擇地根據要求采用的潛油電泵（ESP); 用于智能油氣采收油田系統的管理控制和數據獲取（SCADA)系統，所述SCADA系統可 操作地耦接至所述多個井儀器（4)以從這些井儀器處接收數據； 用于所述智能油田系統的綜合處理（PI)服務器，所述PI服務器可操作地耦接至所述 SCADA系統以從所述SCADA系統處接收數據； 動態油田數據分析計算機（31)，其包括處理器（33)和計算機可讀介質，所述計算機可 讀介質包括與所述處理器（33)耦接的存儲器（35)，所述動態油田數據分析計算機（31)可 操作地耦接至所述PI服務器以從PI服務器處接收數據； 動態油田數據分析計算機程序代碼（51)，其存儲在所述動態油田數據分析計算機 (31)的所述存儲器（35)中并且包含指令，當所述動態油田數據分析計算機（31)執行所述 指令時使得所述計算機（31)執行以下操作 ： 接收智能油田系統的至少實質上實時的動態油田數據，所述至少實質上實時的油田數 據包括多個井儀器（40)中的每個井儀器的一個或多個井儀器數據值； 分析所述動態油田數據的有效性，所述分析包括將所述多個井儀器（40)中至少一個 的一個或多個井儀器數據值和與其相關聯的驗證標準進行比較； 當一個或多個井儀器數據值分別落在各自的驗證標準之內時，驗證所述至少一個井儀 器的一個或多個井儀器數據值有效；以及 當一個或多個井儀器數據值分別落在各自的驗證標準之外時，標記所述至少一個井儀 器的一個或多個井儀器數據值。
62. 如權利要求61所述的設備（30)，其中所述驗證標準包括至少一個井儀器的期望井 儀器數據值的范圍，該范圍基于所述多個井儀器（40)中至少兩個其他井儀器的真實數據 值來確定。
63. 如權利要求61或62所述的設備（30)，其中所述操作還包括針對所述多個井儀器 (40)中的每個在真實井儀器值之間建立神經網絡以建立驗證標準，從而識別落在所觀察的 條件的值的期望范圍之外的獨立的數據點。
64. 如權利要求61-63中任一項所述的設備（30)， 其中所述接收實質上實時動態數據的操作包括從所述PI服務器處接收數據，所述PI 服務器從所述SCADA系統處接收數據，并且所述SCADA系統從所述多個井儀器（40)中的至 少三個處接收數據；以及 其中所述井儀器數據包括來自下述數據組中的至少三個數據組中的數據：實時TOHMS 壓力和溫度數據；實時MPFM油、氣、和水流動數據；WHP和WHT數據；TCA壓力數據；以及ESP 電氣參數和泵參數數據。
65. 如權利要求61-64中任一項所述的設備（30)，其中所述操作還包括響應于來自井 底TOHMS壓力測量單元和淺層TOHMS壓力測量單元的實時動態PDHMS壓力數據，估計井底 流體梯度。
66. 如權利要求65所述的設備（30)， 其中，所接收的數據包括來自所述井底TOHMS壓力測量單元的實時動態TOHMS壓力數 據和來自所述淺層roHMS壓力測量單元的實時動態TOHMS壓力數據； 其中，至少一個井儀器各自包含所述roHMS測量系統； 其中，對所述動態油田數據進行的有效性分析的操作包括對來自所述井底roHMS壓力 測量單元和所述淺層roHMS壓力測量單元的所述實時動態roHMS壓力數據的有效性均進行 分析； 其中，所述驗證標準包括所述井底roHMS壓力測量單元的期望的roHMS壓力數據值的 范圍以及所述淺層roHMS壓力測量單元的期望的roHMS壓力數據值的范圍；以及 其中，所述針對至少一個井儀器驗證一個或多個井儀器數據值的操作包括對來自所述 井底roHMS壓力測量單元和所述淺層roHMS壓力測量單元的所述實時動態roHMS壓力數據 均進行驗證。
67. 如權利要求65所述的設備（30)，其中所述操作還包括： 確定實時動態WHP數據的趨勢； 確定實時動態WHT數據的趨勢； 當所述井底流體梯度趨勢升高、所述井口壓力趨勢降低、以及所述井口溫度趨勢升高 時確定井的入水率大量提高。
68. 如權利要求61-67中任一項所述的設備（30)，其中所述操作還包括： 響應于來自井底roHMS壓力測量單元和淺層roHMS壓力測量單元的實時動態roHMS壓 力數據，估計井底流體梯度趨勢； 當所估計的井底流體梯度趨勢改變為較高值并且所述MPFM值表明產水量低或為零 時，標記所述MPFM具有潛在的校準問題；以及 當所估計的井底流體梯度趨勢實質上上未改變為較高值并且所述MPFM值表明產水量 大時，標記所述MPFM具有潛在的校準問題。
69. 如權利要求68所述的設備（30)， 其中，所接收的數據包括從所述井底TOHMS壓力測量單元接收的所述實時動態TOHMS 壓力數據、從所述淺層TOHMS壓力測量單元接收的所述實時動態TOHMS壓力數據、以及以 下數據中的一個或多個：單獨和共同限定井口數據的實時動態WHP數據和實時動態WHT數 據； 其中，對所述動態油田數據進行的有效性分析的操作包括對來自所述井底roHMS壓力 測量單元和所述淺層roHMS壓力測量單元的所述實時動態roHMS壓力數據的有效性、以及 實時動態井口數據的有效性均進行分析；以及 其中，所述針對至少一個井儀器驗證一個或多個井儀器數據值的操作包括對來自所述 井底roHMS壓力測量單元和所述淺層roHMS壓力測量單元的所述實時動態roHMS壓力數 據、以及所述井口數據均進行驗證。
70.如權利要求61-69中任一項所述的設備（30)，其中所述操作還包括： 響應于來自井底roHMS壓力測量單元和淺層roHMS壓力測量單元的實時動態roHMS壓 力數據，估計井底流體梯度趨勢； 當所估計的井底流體梯度趨勢朝較低值改變時并且所述MPFM值表明氣體比率沒有提 商或提商很少時，標記所述MPFM具有潛在的校準問題；以及 當所估計的井底流體梯度趨勢實質上未朝較低值改變并且所述MPFM值表明氣體比率 大量提高時，標記所述MPFM具有潛在的校準問題。
【文檔編號】E21B43/00GK104093931SQ201280065604
【公開日】2014年10月8日 申請日期:2012年12月31日 優先權日:2011年12月31日
【發明者】阿卜杜勒·納賽爾·阿比特拉比, 法赫德·阿勒-阿杰米, 馬克·拉蒙塔涅, 馬吉德·阿瓦杰 申請人:沙特阿拉伯石油公司