专利名称：油井、油井底区域和地层参数的确定方法以及实施该方法的设备的制作方法
技术领域：
本发明涉及石油工业，可用于油井纳入容量测试和油井底区域的处理。
背景技术：
有一种已知的产油层开发方法。这种方法包括瞬动的非稳定地油层注水，在油井口测量注射压力和流速，确定存储流速和再压导出函数，描述为达到油层水的非稳定流动所需的消耗单位的功，绘制地层水渗透范围内的再压导出函数-存储的流速图表，推导出的项包括地层水渗透率的期望值以及从推导出的曲线的大量折点中进行选择的可能性，而且基本符合推导函数恒定的要求。该推导函数相当于地层水渗透性的期望值。(俄罗斯联邦专利号2151859，E类21 B 43/20，2000年公布。)有一种已知的油井操作方法，可以同时判断油井底区域污染的各项指标。该方法包括非稳定地给油层注水，并从最小到最大逐步改变流速。测量周期特定为每5至60秒记录压力、密度和流速。该方法也包括重新计算符合底孔条件的数据，根据每种注入模式期间的非稳定地层注水条件下的每一次测量推导再压函数。该函数代表在特定的液体注射模式下在井底区域的非稳定流。该方法也包括绘制基于注射时间的再压函数-对数图表；在每一图表上标出曲线的初次平缓，并使用最小平方法找出其参数，并可能据此推导出污染的底孔地层区域的水渗透系数和压力传导系数及其半径和表面效应系数(俄罗斯联邦专利号2151856，E类21 B 43/20，2000年公布)。
所有已知方法都有以下共同缺陷能测量的参数数量少，当使用流变能力差的液体时底孔压力判断的准确性和效果低下，难于判断油井的潜能。
一种油井操作方法，在实现过程中可以测定油井、底孔构造区和底层特性，在技术上和本发明类似。该方法包括瞬动的非稳定地油层注水，在油井口测量注射压力和流速，重新计算符合底孔条件的数据，确定存储的流速以及为达到油井底区域的液体介质的非稳定流动所需的消耗单位的功。参照当时底层的传导系数通过这些数据计算表面效应系数。后者(底层的传导性)是通过短时间瞬动非稳定油井纳入容量测试的结果来确定。该方法还包括，使用存储流速和油井底区域的液体介质的消耗单位的功计算表面效应，同时也考虑到当时底层的传导性，当井底过滤特性满足上述要求时，改变液体介质的注入模式。(俄罗斯联邦专利号2151855，E类21B 43/20，2000年原始公布。)已知方法有如下缺点能测量的参数数量少，测定油井、井底孔构造区和底层特点的准确性低下。
本发明可解决提高测量参数的问题，并可以提高油井、井底孔构造区和底层特点测量的准确性。
这个问题可以用以下的方法解决在该方法中(包括瞬动非稳定地油层注水，在油井口测量注射压力和流速，重新计算符合底孔条件的数据，确定存储流速和为达到液体介质的非稳定流动所需的消耗单位的功。参照当时底层的传导系数通过这些数据计算表面效应系数。后者(底层的传导性)是通过短时间瞬动非稳定油井纳入容量测试的结果来确定。该方法还包括当井底过滤特性满足要求时改变液体介质的注入方式。该特性是参照当时底层的传导系数，由表面效应(由存储流速和油井底区域的液体介质的消耗单位的功计算得出)确定。)，根据本发明，在井口前方注液管道上加装一测量段，其长度应可以修改在流体摩擦最小时造成的压力下降。测量段的组成部分包括一段校准过的管道，安装在上面的流动传感器，一个压力传感器和一个附加的带有连接到测量段起止端的瞬动管道的差压计。测量段可测量压力、流速和压力的下降。
为了测定水的渗透性、压力传导性和油井底区域的半径，以及表面效应系数，在非稳定油层注水的条件下，对每一种注射方式进行测量并推导出其再压函数。在某一特定的液体注射方式中，该函数表现井底的非稳定流。该方法也包括绘制基于注射时间的再压函数-对数图表；在取得的每一图表上标出曲线的初次平缓，并使用最小平方法找出其参数，并可能据此推导出污染的底孔构造层的水的渗透性和压力传导性及其半径和表面效应系数。
为了测定产油层的渗水性，需要推导可表示达到油层水的非稳定流动所需的消耗单位的功的存储流速及再压函数。一个地层水渗透范围内的再压导出函数和存储流速图表，推导出得项包括地层水渗透性的期望值，以及从推导出的曲线的大量折点中进行选择的可能性，而且基本符合推导函数恒定的要求。该推导函数相当于地层水渗透性的期望值。
有一种已知的天然气井控制装置。安装于天然气井口的该装置包括一套固定的测量仪器综合体，可测量井口的压力。该综合体含有伸入井口天然气流中的气压和温度传感器。为了系统地控制感应器进行测量，量块中包含有一个可以定时从井口气流中进行采样的自动装置。根据感应器所搜集的井口气流数据，连接在该装置上的一个微处理器可计算出井底压力。微处理器连有一存储区，可接收和存储气压及温度数据。数据在固定的周期进入该存储区。有一显示器和存储区相连接，可显示井口气流的压力和温度的数字信息，以及井底的气压信息。(美国专利号4414846，类别37-151，1983年公布。)该已知装置可以控制从井内外流介质的各项参数，但不能控制向井内注射的介质的参数。
有一个流速和流向测量装置和本发明最为相似。该装置包括两个不等的电脉冲感应器，成180°角置于一水力通道内，并在与水力通道相垂直的平面内。感应器通过一个振幅脉冲选择器连接在一个触发器上。一个带有流向记录器的集成块被安装在触发器的出口处。(俄罗斯联邦专利号2055984，E类21 B 47/00，1996年原始公布。)当一介质被注入井内时，使用该装置可以测量其流速和在井内的流向，但不能控制压力及其改变等参数。此外，使用该装置只能测定测量点的参数，但不能推断远距离的参数，例如井底的参数。
本发明可以解决测量参数增多，提高油井、底孔构造层和底层特征推断准确性的问题。
问题是按以下方法解决的根据本发明，一个油井潜能的测量装置包含一个流速传感器和测量和记录介质参数的设备，以及一个安装在井口注液管道上的测量段。该测量段的长度应可以修改在流体摩擦最小时造成的压力下降。测量段的组成部分包括一段校准过的管道，安装在上面的流动传感器，一个压力传感器和一个附加的带有连接到测量段起止端的瞬动管道的差压计。为了记录介质参数，装有一个远程模块，一个数据采集模块和一台计算机。测量部分装有温度和密度传感器。
发明内容
当测试油井纳入容量和测定油井潜能，油井底区域参数，产油层的水渗透性和油井底区域的处理时，需要评估这样处理的效果，特别是当流变能力差的液体-非牛顿的液体被注入时，因为可能发生流体介质过载，以及由于错误地和不适时地接受信息，有可能会完不成处理的任务。为了解决这些问题，需要一个井口信息和测量综合装置，用于油井处理过程数据记录。该综合装置可以控制油井处理参数，产生快速介入，并且研究井底区域条件。该提出的发明可解决上述问题。
当流体介质注入油井中时，该安装在注液管道上的建议使用的信息和测量综合装置用于测量井口部所需的参数。
注液管道装有一个测量段，该测量段由一段校准过的管道形成，上面安装有一个带有连接到该测量段起止端的瞬动管道的差压计，以及流速和压力传感器。为了记录介质参数，有一个远程模块，一个数据采集模块和一台计算机。该测量段的长度应可以修正因最小的液压摩擦的流体介质流动时产生压力下降。当这种情况发生时，在测量段上当高的液压摩擦的流体介质流动时就可以修正压力下降，例如聚合体溶液，水泥等等。测量段的长度取决于所用测量设备的敏感度和所需测量的精确度。测量段上可以设置其他传感器，例如密度和温度传感器。
该信息和测量综合装置测量和记录井口压力、在测量段上的压力下降以及注入液体的体积流速。底孔压力和其他指数根据对这些数据在实时处理过程中的每一次测量，结合考虑钻孔的偏差、液体的流变能力和热度导致的在管道系统中的流体静力学改变和流动摩擦损失计算得出。当将通常的牛顿液体，还有聚合物溶液，泥浆和水泥以及其他非牛顿液体连续地注液管道系统时，流动的底孔压力的确定要被考虑到。
图1表示一个信息和测量综合装置，该设备用于油井、井底区域和地层特征的测定。
该设备包括一个测量段1，带有流动传感器2，一个压力传感器3，带有与上下段边界相连的瞬动泵5，6的差压计4。该设备通过一个注液管道7与一个油井8相连。测量段1所具有的长度应可以修正最小液压摩擦流体介质流动时产生的压力下降。
图2表示一个用于油井、井底区域和地层特征测定的设备的电路图。
压力传感器3和差压计4的出口与火花保护模块11和12以及信息采集模块14通过电缆9和10连接到一起。模块11和12被置入一个远程模块13内。流动传感器2的出口通过电缆15和16被连接到次级的流动传感器17和18，然后连接到信息采集模块14。信息采集模块14被连接到一台计算机19。
该设备以如下方式工作。
当工作物质通过测量段1被注入到油井8内，从压力传感器3和差压计4中发出的相似的信号通过电缆9和10经过火花保护模块11和12进入远程模块13，然后到信息采集模块14。在火花保护模块11和12中会进行电路的流电绝缘。
从流动传感器2发出的频率信号通过电缆15进入次级流动传感器17和18，然后通过电缆16进入信息采集模块14的适当的频道。
该信息采集模块14将信号转换成数字形式并将他们传输至计算机19内。输入的信息被显示出并存储在计算机存储器内。
当一个储油池被处理以刺激产油或断水，流体运动剖面的高低或吸收，注入的工作液体流只在非常短的时间段内保持相对不变而在整个处理期间的大部分时间变化。此建议的方法初始包括最普通的和适于产油条件的瞬动非稳定液体介质注入。在特殊条件下应用于实际中的一种稳定注入模式是通常的瞬动非稳定模式的一个特例；在此特例中，该建议方法的所有的计算和结论都是正确的。瞬动非稳定液体介质注入的特征是流速和压力在幅度和频率上的随机变化的实质可变性。流速幅度的可变范围是从0.084到7.6l/s，而频率是从0.002到0.02赫兹；在本案中，最大流速使底孔部的人工断口不发生扩张(液体注入时的最大可采纳的底孔压力应该低于井底孔部的断口扩张压力)。井口注入压力的幅度在相同频率时可在1到10÷15MPa的范围内变化。
当油井被处理时，信息和测量综合装置以5÷60s的时间间隔(例如5÷60s的扫描周期)测量和记录井口压力、密度、在测量段的压力下降以及注入液体体积流速。当将通常的牛顿液体，还有聚合物溶液，泥浆和水泥以及其他非牛顿液体以任何顺序注液管道时，底孔压力和其他指数是根据在实时处理过程中对这些数据的每一次测量，结合考虑钻孔的偏差，液体的流变能力和热度导致的在管道系统中的流体静力学改变和流动摩擦损失计算得出。
当油井被处理时，几种在物理和化学特性上各不相同的液体被顺序地注入油井中。在α阶段α液体被注入(当α＝1；2等等，取决于被注入的液体的编号)。辅助参数Gα，Uα是在实时处理过程中根据在测量段处每一次测量被注入的液体α的流速Qα(t)和压力下降ΔPИЗМ(t)计算得出的 其中，Qα(t)-在注入开始之后时间t的时刻注入的液体α的流速，m3/天；dИЗМ-测量段的内部直径，m；LИЗМ-测量段的长度(在测量段上瞬动管道轴之间的距离)，m；ΔPИЗМ(t)-在液体α的注入开始之后的时间t，在测量段(在测量段上瞬动管道轴之间)处的压力下降，MPa；α-注入液体的顺序编号。辅助参数Gα，Uα的量纲如下|Gα|＝1/天；|Uα|＝MPa。
辅助参数Gα和Uα的值，根据当时的时间值t通过公式(1)来计算，被绘制成图表Uα＝Uα(Gα)。
(2)图3表示以井中注入胶凝剂一种共聚物(copolymer)“Kometa”和“DEG”树脂(resin)水溶液为例的Gα-Uα曲线图，其中，水平或X轴代表lg G值，垂直或Y轴代表lg U值。
在头30÷40个Uα，Gα值被接收到之后，被接收到的象素阵列的一个近似值通过匹配函数关系式Uα＝Uα(Gα)获得。当新的数据(Uα，Gα的值)变得可用时，过一段时间后关系式Uα＝Uα(Gα)被调整。
根据每一次液体α的流速Qα(t)的测量所得函数关系式(2)被建立起之后，辅助参数 在实时处理过程中被计算出来。Gα‾=Qα(t)d&EEgr;&Kgr;&Tgr;3,.......(3)]]>其中，dНКТ-管道的内部直径，m。
辅助参数的量纲 如果Gα‾=Gα,.......(4)]]> 由函数关系式Uα＝Uα(Gα)来决定。 按照Gα‾=Gα:]]>Uα‾=Uα(Gα‾)......(5)]]>辅助参数的量纲|Uα‾|=MPa.]]>λ[(fluidα)，Δt]，液体α流动阻力在管道中的系数在实时处理过程中根据每一次计量的流速Qα(t)计算得出λ[(fluidα),Δt]=9.2095*1015*Uα‾*d&EEgr;&Kgr;&Tgr;4ρyCT(fluidα)*Qα2(t),.....(6)]]>其中， -通过公式(5)确定的辅助参数，MPa；dНКТ-管道的内部直径，m；ρУСТ(fluidα)-在井口条件下注入液体α的密度，kg/m3；Qα(t)-在注入时间t时的注入液体α的流速，m3/天； -液体α流动阻力管道系数，无量纲数量。
λ[(fluidα)，Δt]的值，液体α流动阻力管道系数，由公式(6)确定，被绘制在液体α-λ[(fluidα)，Δt]曲线图上λ[(fluidα)，Δt]＝Φ(Qα(t))。
(7)图4表示一个λ[(fluidα)，Δt]-Qα(t)曲线图。Qα(t)是一种胶凝剂(一种“Kometa”共聚物和“DEG”树脂水溶液)的流速。水平或X轴代表lg Qα(t)的值，垂直或Y轴代表lgλ[(fluidα)，Δt]的值。
在[λ和Q(t)值]的头30÷40点被接收后，接收到的象素阵列的一个近似值通过匹配相互关系式λ[(fluidα)，Δt]＝Φ(Qα(t))来获得。当新数据[λ和Q(t)值]变成可用时，一段时间过后该关系式(7)被调整。
λ[(fluidα)，Δt]，液体α流动阻力在管道中的系数是在实时处理过程中根据每一次计量的流速Qα(t)通过相互关系式λ[(fluid)，Δt]＝Φ(Qα(t))计算得出。
基于所获得的数据，在管道中由于流体α摩擦造成的压力损失PТР(t)是在实时处理过程中计算得来P&Tgr;&Rgr;(t)=]]>=0.10858*10-15*λ[(fluidα),Δt]*ρyCT(fluidα)*L*Qα2(t)d&EEgr;&Kgr;&Tgr;5,...(8)]]>其中，PТР(t)-在时间t时管道中的由于流体α摩擦造成的压力损失，MPa；L-管道长度(从井口到管道套管靴(tubing string shoe)的井壁距离)，m； -液体α流动阻力管道系数，由每一次计量的流速Qα(t)通过关系式(7)来确定 dНКТ-管道内部直径，m；ρУСТ(fluidα)-在井口条件下液体α的密度，kg/m3；Qα(t)-在注入时间为t时，液体α的流速，m3/天。在管道套管靴深度L的流动底孔压力PС(t)，在当前时间t等于PС(t)＝PУСТ(t)+PΓ(t)-PТР(t)，(9)其中，PС(t)-液体α注入的当前时间t时的底孔压力，MPa；PУСТ(t)-液体α注入时间t时，井口压力，MPa；PΓ(t)-在时间t时，液体α头部，MPa；PТР(t)-当时间为t时，由于管道中流体α摩擦造成的压力损失，MPa，由公式(8)确定。
液体α注入时间为t时对地层的再压ΔPС(t)等于ΔPС(t)＝PС(t)-PПЛ，(10)其中，PПЛ-降低到套管靴深度L时的地层再压，MPa。
为了确定在油井处理过程中的皮肤-效应(skin-effect)系数S，井口压力、密度和注入的液体α的体积流速以5÷60s间隔(例如以5÷60s的扫描周期)被测量并记录。由于管道中液体α摩擦造成的压力损失PТР(t)，液体α头PΓ(t)，在实时处理过程中根据每一次测量的这些数据通过公式(9)计算出来的底孔压力PС(t)，通过公式(10)计算出来的对地层再压ΔPС(t)，底孔环境下的体积流速Q(t)。接下来是确定再压函数值Y(tN)，它通过下面的公式来表示在井底区域非稳定状态流动所需要的液体α消耗单位的功，公式如下Y(tN)=Σn=0n=N-10.5*[ΔPC(tn)+ΔPC(tn+1)]*[tn+1-tn]-]]>-Σn=0n=N-1Qn4*π*ϵ*[tn+1-tn]*ln
-....(11)]]>-Σn=1n=N-2Σi=0i=nQi4*π*ϵ*[tn+1-tn]*ln0.5*(tn+1+tn)-ti0.5*(tn+1+tn)-ti+1,]]>其中，N＝2；3；4；...-当前计量的井口压力、密度和注入液体α的体积流速的编号；n＝0；1；2；3；...N-1-先前测量的编号；t0-注入进行时间(初始化计量n＝0)，s；t1；...tn-第一次时间，...n次计量，s；tN-当前计量的时间，s；ΔPС(tО)；...ΔPС(tn)-在开始注入时和先前第n次测量的时间tn时对地层的再压，Pa；ΔPС(tN)-在当前第N次测量的时间tN时对地层的再压，Pa；Q0，...Qn-在开始注入时和先前第n次测量的时间tn时，底孔环境中的液体α的体积流速，m3/s；Y(tN)-再压函数，表示从过程开始到当前时间tN在井底区域非稳定状态流动所需的液体α消耗单位的功，Pa*sε-地层水渗透性，m2*m/Pa*sϵ=k*hμ;......(12)]]>k-地层水的内部渗透性，m2；h-产油层吸收注入液体的有效厚度，m；
μ-地层水的粘稠度，Pa*s。
和再压函数Y(tN)的计算相一致，存储从注入开始直到时间tN在底孔条件下进入地层的液体体积的W(tN)由下列公式计算W(tN)=Σi=0i=N-10.5*(Qi+Qi+1)*(ti+1-ti).....(13)]]>所得的Y(tN)和W(tN)值被绘制成曲线图。图5表示以胶凝剂注入井中为例的Y(tN)-W(tN)曲线图。该胶凝剂是一种“Kometa”共聚物和“DEG”树脂水溶液，其中，水平或X轴代表存储的体积W(tN)的值，垂直或Y轴代表再压函数Y(tN)，MPa*s。
图5中所用的常规符号如下所列1-第一直线部分表明6.7m3胶凝剂注入到地层，2-第二直线部分表明接着再注入1.2m3凝胶剂到地层，3-第三直线部分表明接着再注入4.4m3凝胶剂到地层，4-第四直线部分表明4.2m3地层水压入地层。
如果井口参数的数字记录和计算机分析系统有效，则可以在实时油井处理过程中直接确定Y(tN)，W(tN)的值和下列关系式的制图Y(tN)＝Y[W(tN)](14)分离的关系曲线(14)部分可以近似的由直线部分表示。直线部分Bj的倾斜度由线性的近似时间间隔[tj，tj+1]来确定。当作业时间间隔为[tj，tj+1]时，影响油井底区域条件的Sj皮肤-效应系数的值由下列公式决定；Sj=2*π*ϵ*Bj-0.5*ln2.246*χrC2,.....(15)]]>这里，Sj-当作业时间间隔为[tj，tj+1]时，由于井底区域污染和缺陷造成的反映额外的液体流动提升的皮肤-效应系数；rС-油井半径，m；χ-产油层的压力传导系数，m2/s；Bj-当处理时间间隔为[tj，tj+1]时，曲线图(14)的倾斜度，Pa*s/m3。
当达到皮肤-效应的设计值之后，将会转换成另外一种注入模式而该注入模式将被停止。
当测定地层水渗透率ε时，地层水被注入到一个产油井或注入井中。直到进行注入时，地层水渗透率的εm值的一个随机列M被建立起来ε1＜ε2＜...＜εm＜...＜εМ，(16)一个导出式包括地层水渗透率的真值(εИСТ)ε1＜εИСТ＜εМ。(17)利用瞬动的非稳定的注入方式地层水被注入到一口井中。在此作业过程中，井口压力、密度和注入的地层水的体积流速在井口部位被测量并被记录。由管中液体α摩擦造成的压力损失PТР(t)、液体α头部PΓ(t)和底孔压力PС(t)都可以在实时处理过程中通过公式(9)根据的每一次测量所得到的这些数据计算得出，对地层再压ΔPС(t)可以通过公式(10)计算得出，以及底孔条件下的体积流速Q(t)。
接着，再压导出函数ΔYm/ΔXm(tN)的值可通过下列公式根据每一次采用的地层水渗透率εm的值来确定ΔYm/ΔXm(tN)=4*π*ϵm*ΔPC(tN)+ΔPC(tN-1)QN+QN-1-]]>-2*QN-1QN+QN-1*ln
-.......(18)]]>-Σi=0i=N-22*QiQN+QN-1*ln0.5*(tN+tN-1)-ti0.5*(tN+tN-1)-ti+1,]]>这里，N，N-1-井口压力、密度和注入液体体积流速的当前和先前计量(N＝2；3；4；...)的编号；i＝0；1；2；...N-2-先前计量的编号；tN，tN-1-当前和先前计量的时间，s；t0；t1；...ti-先前计量的时间，s；ΔPС(tN)，ΔPС(tN-1)-在当前和先前计量时的对地层再压，Pa；QN，QN-1-在当前和先前计量时底孔条件下的体积液体流速，m3/s；Qi-在先前计量时底孔条件下的体积液体流速，m3/s；Ym(tN) -再压函数，表示从过程开始到当前时间tN，地层水渗透率εm时，在井底区域非稳定状态流动所需的液体α消耗单位的功，Pa*s；
εm-计算中使用的地层水渗透率，m2*m/Pa*sϵm=km*hμ;......(19)]]>km-计算中使用的地层内部渗透率，m2；h-吸收注入的地层水的产油层的有效厚度，m；μ-地层液体的粘稠度，Pa*s。
和ΔYm/ΔXm(tN)计算相一致，存储从注入开始直到时间tN在底孔条件下进入地层的液体体积的W(tN)由公式(13)计算得出。
所得的值被绘制成图表。
图6表示以胶凝剂注入井中为例的ΔYm/ΔXm(tN)-W(tN)曲线图。胶凝剂是一种“Kometa”共聚物和“DEG”树脂水溶液，这里，水平或X轴代表存储体积W(tN)的值，m3，垂直或Y轴代表再压导出函数ΔYm/ΔXm(tN)的值，MPa*s。
下列常规的符号用于图6中-◆--导数曲线，当使用5.1mkm2*m/mPa*s为地层水渗透率计算时；-■--导数曲线，当使用20.4mkm2*m/mPa*s为地层水渗透率计算时；-Δ--导数曲线，当使用10.3 mkm2*m/mPa*s为地层水渗透率计算时。
导数曲线ΔY/ΔX主要取决于被使用的地层水渗透率εm。εm值与地层水渗透率的真值εИСТ越接近，导数曲线ΔY/ΔX越接近于一条与横坐标轴平行的线。如果真值εИСТ是在范围(17)之内，则在取得的曲线中ΔYm/ΔXm(tN)＝ΔYm/ΔXm[W(tN)] (20)有一或两条线比其他的线更加吻合下列条件ΔY/ΔX[t，εИСТ]＝const.(21)
另外，地层水渗透率ε值由已知的渐近的方法来确定，而导数ΔY/ΔX最好可以作为常量使用。满足条件(21)的最佳值可以通过使用应用物理方面的仪器的数字式的方法达到。提供的满足条件(21)的最佳值即为地层水渗透率的理想值ε。
在通过建议采纳的方法测定井底区域参数之前，要进行初步调查研究，以便于调整地层水渗透率ε和发现井底区域(S＞20÷30)污染的主要情况。
如果通过此种已知的或其他的方法获得的表面-效应值S≥20÷30，则应采纳建议的方法。
该指明的界限受地层液体注入操作的现代技术水平的制约，并且可以保证流速和注入压力记录时井底区域参数的可靠测量，以及可以通过应用一个井口控制站来降低。
为了实现建议的方法，一个主要的过程是进行井口部位的瞬动非稳定地层水注入。该过程的特点为，流速从最小的值，提供的稳定注入可以在井口部提升压力，变化到最大的值，在地层井底区域提供一个非扩张的人造断口。这可以通过满足下列条件来获得PCMaKC<σpacκ,.....(22)]]>其中， -地层水注入时最大可容许底孔压力，MPa；σpack-井底区域断口扩张压力，MPa。
此条件的建立是为了获得可靠的结果，因此有必要使用几种(4÷6和更多种)从大到小流速急剧改变的注入模式来注入，反之亦然。
每种模式的注入时间Δθ可以用实验的方法来建立或可被近似的估计为Δθ≈(0.2÷0.5)Sχ,......(23)]]>其中，S-表面-效应系数的值，在初步的井测试中确定；χ-地层的压力传导系数，m2/s。
在公式(23)中的S系数是无量纲的，每种模式的注入时间的量纲如下|Δθ|＝s。
基于在井口所做的估算，进行地层水瞬动非稳定模式的注入的主要过程，以使可变流速曲线是一个注入时间t的阶跃函数QZ(θZ≤t≤θZ+1)=QZ≅const,......(24)]]>其中，t-从主要地层液体注入的开始起算的当前时间，sZ＝1，2，...-主要注入模式的顺序编号； -开始和完成主要注入模式Z的时间(第一种注入模式开始θ1=0),s;]]> -在主要注入模式Z期间的平均流速(QZ≅const]]>约等于的意思是在特定模式中主要注入模式的地层水流速变化可容许达到流速 的平均值的20÷30％)，m3/s。
在井注入处理过程中，井口压力、密度和地层数体积流速以5÷60s的时间间隔(例如以5÷60s的扫描周期)被测量并被记录。由管道中α液体摩擦造成的压力损失PТР(t)，液体头部PΓ(t)，由公式(9)计算出的底孔压力PС(t)，由公式(10)计算出的对地层再压ΔPС(t)，底孔条件下的体积流速Q(t)都可以在实时处理过程中根据对这些数据的每一次的测量结果计算得出。接下来是测定ΨZ(ΔtZ)再压函数值，它描述在井底区域按特定模式注入时注入液体的非稳定状态流，以在Z注入模式当前时间间隔为θZ≤tN≤θZ+1]]>时所作的每一个第N次计量通过公式得到ΨZ(ΔtZ)=2*π*ϵ*ΔPC(tN)+ΔPC(tN-1)QN+QN-1-]]>-12*ln2.246*χrC2-QN-1QN+QN-1*ln
-.....(25)]]>-Σi=0i=N-2QiQN+QN-1*ln0.5*(tN+tN-1)-ti0.5*(tN+tN-1)-ti+1,]]>这里，N＝2；3；4...-当前计量的编号；i＝0；1；2；...N-1- 先前计量的编号；ΔPС(tN)，ΔPС(tN-1)-在当前和先前计量时的对地层的再压，Pa；QN，QN-1-在当前和先前计量时底孔条件下的体积液体流速，m3/s；Qi-在先前计量时底孔条件下的体积液体流速，m3/s；tN-当前计量的时间，s；t0，t1，tN-1-先前计量的时间，s；ΔtZ-当θZ≤tN≤θZ+1]]>时，当前主要注入模式Z的时间间隔ΔtZ=tZ-θZ,.......(26)]]>χ-地层的压力传导率，m2/s；rc-井的半径，m。
再压函数ΨZ(ΔtZ)的值无量纲。
随后可对所有计量出的井口参数通过公式(25)进行计算。为每一种注入模式Z基于测量的井口参数所作的计算结果构造一条曲线。
图7表示了以地层水注入井中为例所作的ΨZ(ΔtZ)-ΔtZ曲线图，其中，水平或X轴代表lnΔtZ值，垂直或Y轴代表再压导出函数ΨZ(ΔtZ)值，符合指定的时间间隔ΔtZ。
下列的常规符号被用于图7Z＝ 1，2...10-表示当地层水注入井中的时间周期ΔtZ时，注入模式Z且流速 为-◆--1；-■--2；-Δ--3；-x--4；-*--5；-●--6； -7； -8； -9； -10时的再压函数曲线。
如果井口参数的数据记录和计算机分析系统是有效的，则可在注入过程中当前计量的实际时间tN时直接测定lnΔtZ，ΨZ(ΔtZ)的值和绘制ΨZ(ΔtZ)＝Φ(lnΔtZ)关系曲线。
这样，主要注入的每一种模式都具有一条它自己的线(图7)。通常，每一条获得的曲线上的初次平缓会被特别标出(见表1中举例)。该初次平缓反映了在受污染的井底区域、在特定的注入模式Z时被注入液体的非稳定状态流，并且可通过线的等式来描述ΨZ(ΔtZ)＝aZ+bZ*lnΔtZ. (27)每一种注入模式Z的特别标出的直线的斜线部分bZ和初始部分aZ可以通过已知的最小平方法(least-squares method)来找到。之后，以下的将被测定井底区域水渗透率εПЗСϵΠ3C=QZ-QZ-1QZ-QZ-1+2*bZ*QZ*ϵ,......(28)]]>井底区域的压力传导系数χПЗСχΠ3C=QZ-QZ-1QZ-QZ-1+2*bZ*QZ*χ·········(29)]]>当所有上述的等式具有一个共同的交叉点时，表面-效应系数S可以通过使用为两个相邻的注入模式(Z，Z-1)建立的aZ，bZ，aZ-1，bZ-1系数来确定S=aZ-1*bZ-aZ*bZ-1bZ-bZ-1,......(30)]]>接着，污染区域的半径RПЗС被计算出RΠ3C=1,5*χΠ3C*exp(S-aZbZ).....(31)]]>公式(28)-(31)具有下列值的量纲[ε]＝m2*m/Pa*s；[χ]＝m2/s；[R]＝m，aZ，bZ，S系数无量纲。
具体实施例实施例1按照图1和2，在井口的前方的注液管道上设置有一个6-m长的测量段，可以修正因最小的液压摩擦的流体介质流动时产生压力下降。
该段呈一个直径为62mm的校准的管道1的形式，装有流量传感器2“PEA1”、一个压力传感器3“MIDA”和一个差压计4“Sapfir”-类型，具有的瞬动管道5和6连接到测量段的起止部位。压力、流速和压力下降在测量段1处得到测量。测量段1具有的长度可以在最小水压摩擦的流介质流动时修正压力下降。该设备通过一条注液管道7连接到一个油井8上。
“MI DA”压力传感器3和“Sapfir”-类型差压计4的出口通过电缆9和10被连接到火花保护模块“Korund”11和“Vzlet”12和一个信息采集模块14。模块11和12被置于一个远程模块13内。“PEA1”流量传感器2的出口和第二流量传感器“Vzlet”BII17和“Dnepr-7”BP18相连，然后通过电缆15和16与信息采集模块14连接。该信息采集模块14和笔记本类型的计算机19连接。
当工作物质通过测量段1被注入进油井8内时，从压力传感器3和差压计4传出的相似的信号就会通过电缆9和10经过火花保护模块11和12进入远程模块13，而后是信息采集模块14。在火花保护模块11和12内进行电路的流电绝缘。
从流量传感器2发出的频率信号通过电缆15进入第二流量传感器17和18，接着通过电缆16进入信息采集模块14的恰当的通道。
该信息采集模块14将该信号转换成数字形式并且将它们传入计算机19。传入的信息被显示出来并被存储到计算机的存储器内。
对该井进行作业时，井底区域2230m的深度的处理目的是为了关断水。
瞬动的非稳定的介质注入的特征是，流速和压力在幅度和频率上的随机变化的的实质可变性。流速的幅度可在0.084到7.6l/s的范围内变动，频率-从0.002到0.02赫兹。相同频率时，井口注入压力的幅度可在1到10÷15MPa的范围内变动。
油井处理包括将一部分胶凝剂(α＝1)注入到井底区域并且该胶凝剂通过地层水(α＝2)受压。一种“Kometa”共聚物和“DEG”树脂水溶液被用于作为胶凝剂并形成一个表观的粘稠度系统。注入的初始流速为5.3l/s。
当胶凝剂被注入时，井口压力、密度、在测量段的压力下降和注入的物质的体积流速被以5s的扫描周期进行测量和记录。辅助参数G1，U1在实时处理过程中通过对每一次注入液体流速Q1(t)的计量计算出，而在测量段的压力下降ΔPИЗМ(t)通过公式(1)计算出。这样，在t＝1150s时，管道被完全注满了“Kometa”共聚物和“DEG”树脂水溶液，在此例中，流速的井口计量、井口压力和测量段处的压力下降分别等于Q1(t)＝829.44m3/天；PУСТ(t)＝13.614MPa和ΔPИЗМ(t)＝0,01441MPa.
那么，在t＝1150s时，辅助参数G1，U1根据公式(1)等于 1.489*10-4MPa,]]>其中，dИЗМ＝0,062m-测量段的内部直径；LИЗМ＝6m-测量段的长度(测量段处瞬动管轴之间的距离)。通过公式(1)计算出的，时间为t时的辅助参数G1，U1的值被绘制成曲线图(图3)U1＝U1(G1)，其中，水平或X轴表示lgG的值，垂直或Y轴表示lgU的值。
在接收到U1＝U1(G1)的头40个值之后，接收到的象素阵列的一个近似值通过匹配相互关系式获得U1=10-13.981*G11.5525.]]>当新数据(GJ和UJ)变成有效时，一段时间后函数关系式Uα＝Uα(Gα)的参数实际上仍未改变。
当相互关系式(2)被建立起之后，辅助参数 就可以通过公式(3)，根据每一次计量出的胶凝剂的流速Q1(t)实时的计算出，因此，对于t＝1150s 其中，dНКТ＝0.059m -管道的内部直径。
如果 则我们可以从相互关系式(2)U1＝U1(G1)来确定 U1‾=10-13.981*G‾11.5525=10-13.981*(4.039*106)1.5525=]]>=1.884*10-4MPa.]]>胶凝剂流动阻力管道系数λ[(fluid1)，Δt]可以通过公式(6)根据对Q(t)每一次的计量计算出。因此，对于t＝1150s，当Q1(t)＝829.44m3/天时λ[(fluid1),Δt]=9.2095*1015*Uα‾*d&EEgr;&Kgr;&Tgr;4ρyCT(fluidα)*Qα2(t)=]]>=9.2095*1015*1.884*10-4*0.05941000*829.442=3.056*10-2,]]>其中，U1‾=1.884*10-4MPa]]>-辅助参数；dНКТ＝0.059m-管道内部直径；ρУСТ(fluid1)＝1000kg/m3-井口条件下的胶凝剂的密度，kg/m3；Q1(t)＝829.44m3/天-在t＝1150s时的液体流速；λ[(fluid1),Δt]=3.056*10-2]]>-当Q1(t)＝829.44m3/天时的胶凝剂流动阻力管道系数。
从等式(6)确定的 值被绘制在λ[(fluid1)，Δt]＝Φ(Q1(t))曲线图(图4)中。水平或X轴代表lg Q1(t)的值，垂直或Y轴代表lgλ[(fluid1)，Δt]的值。
在接收到头40个值后，接收到的象素阵列的近似值可以得到。相互关系式λ[(fluid1)，Δt]＝Φ(Q1(t))如下 当新数据变成有效时，在一段时间后，函数关系式U1＝U1(G1)的参数实际上仍未改变。
胶凝剂(一种“Kometa”共聚物和“DEG”树脂水溶液，形成一个表观的粘稠度系统)流动阻力在管道中的系数可以在实时处理过程中根据对流速Q1(t)每一次的计量通过相互关系式λ[(fluid1),Δt]=0.61873*Q1-0.4475]]>计算得出。
基于获得的数据，由管道中胶凝剂摩擦造成的压力损失PΤΡ(t)可以根据每一次流速Q1(t)的计量在实时处理过程中结算得出。这样，当流速Q1(t)＝829.44m3/天时，由管道中胶凝剂摩擦造成的压力损失等于P&Tgr;&Rgr;(t=1150s)=]]>=0.10858*10-15*λ[(fluidα),Δt]*ρyCT(fluidα)*L*Qα2(t)d&EEgr;&Kgr;&Tgr;5=]]>=0.10858*10-15*0.03057*1000*2230*829.4420.0595=7.124]]>MPa,]]>其中，λ[(fluid1)，Δt]-当流速为829.44m3/天时，胶凝剂流动阻力管道系数；λ[(fluid1),Δt]=0.61873*Q1-0.4475=]]>0.61873*829.44-0.4475==0.03057;]]>L＝2230m-从井口到管道套管靴的管道的长度。
接着，当流速为829.44m3/天，当前时间为t＝1150s时，流动底孔压力PС(t)等于PС(t)＝PУСТ(t)+PΓ(t)-PΤΡ(t)＝13.614+21.876-7.124＝28.366MPa；(通过公式(9))其中，PУСТ(t)＝13.614MPa-当流速Q1(t)＝829.44m3/天，胶凝剂注入时间为t＝1150s时的底孔压力；PΓ(t)＝21.876MPa-液体头部；PΤΡ(t)＝7.124MPa-当流速Q1(t)＝829.44m3/天时的由管道中胶凝剂摩擦造成的压力损失；因此，当流速Q1(t)＝829.44m3/天，胶凝剂注入时间为t＝1150s时的对地层的再压ΔPС(t)等于ΔPС(t)＝PС(t)-PПЛ＝28.366-14.952＝14.414MPa，(通过公式10)其中，PПЛ＝14.952MPaMPa-降低到管道套管靴的L＝2230m深度时的地层压力。
实施例2测量段被设置在井口前方的注液管道上，如例1中所述。
当对该井进行作业时，井底区域2230m的深度的处理目的是为了关断水。
井处理包括注入一定量的胶凝剂(α＝1)到井底区域并且该胶凝剂通过地层水(α＝2)受压。一种“Kometa”共聚物和“DEG”树脂水溶液被用于作为胶凝剂并形成一个表观的粘稠度系统。注入的初始流速为5.3l/s。
瞬动的非稳定的介质注入的特征是，流速和压力在幅度和频率上的随机变化的的实质可变性。流速的幅度可在0.084到13.6l/s的范围内变动，频率-从0.002到0.02赫兹。相同频率时，井口注入压力的幅度可在1到10÷15MPa的范围内变动。
取决于指定井的短时间的瞬动非稳定注入测试的结果的一个值被用于作为一个当前的传导率。指定井的初步测试显示，当前内部渗透率k为0.163mkm2，传导率k*h等于2.45mkm2*m，估计的表面-效应系数为12.89。地层水的粘稠度为1.02mPa*s，这样，地层水渗透率ε通过公式(19)来确定，等于ϵ=2.451.02=2.4mkm2*m/(mPa*s)=2.4*10-9m2*m/(Pa*s).]]>地层的压力传导系数χ为0.05m2/s，井半径rС等于0.084m。
井处理包括注入一定量的胶凝剂到井底区域并且该种胶凝剂受到地层水的施压。在此例中，井口压力、密度和注入的液体体积流速以5s的扫描周期被测量并被记录。由于管道中液体摩擦造成的压力损失PТР(t)，液体头部PΓ(t)，底孔压力PС(t)(公式9)，对地层再压ΔPС(t)(公式10)，底孔条件下的体积流速Q(t)都是在实时处理过程中根据每一次测量在这些数据的基础上计算得出。接着是根据每一次计量(在时间TN)确定再压函数值Y(tN)(公式11)。存贮的进入地层的胶凝剂体积W的时间由公式13确定。
所得的Y和W值被制图(图5)。
在实时过程中所得的Y＝Y(W)曲线图的单独的部分的近似值可以通过直线部分得到，确定直线部分的倾斜度。第一个部分对应于注入6.7m3胶凝剂的井底区域，在此例中，它的倾斜度B1为B1＝1167.9MPa*s/m3＝1167.9*106Pa*s/m3，还有表面-效应S1的系数由公式(15)确定S1=2*3.1416*2.4*10-9*1167.9*106-0.5*ln2.246*0.050.0842=]]>16.228.]]>此值显示了作为注入6.7m3胶凝剂的结果是，井底区域的传导率已经被降低了一点。在进一步胶凝剂注入的过程中，在6.8≤W≤8.0m3范围内近似Y＝Y(W)曲线的第二条直线部分的倾斜度增加了B2＝1,988.7MPa*s/m3＝1,988.7*106Pa*s/m3。
对应于具有1,988.7*106Pa*s/m3倾斜度的第二部分的表面-效应系数S2的值，等于S2＝28.605。
所得的值表明井底区域的密封应达到28-30的设计值。与此相关，在地层被注入8.0m3胶凝剂之后，管道中胶凝剂的注入被停止并开始注入挤压液体。
这可以从显示在Y＝Y(W)曲线图(图5)的具有几乎一致的倾斜度1,958.8和2,022.2MPa*s/m3的3和4部分表示出来。第三部分表明一种胶凝剂利用挤压液体(地层水)从管道到井底区域挤压。此部分的表面-效应系数S3等于28.154。因此，可以获得井底区域传导率的设计减小，没有后来的井底区域的密封和胶凝剂被正确地注入。这可以通过与额定的指数相应的第四部分的表面-效应系数S4＝29.11得到证明。
在一种水被关断之前，流体力学测试没有被直接进行。因此，通过先前做的流体力学测试获得的地层传导率的值仍被使用k*h＝4.59mkm2*m。注入胶凝剂的粘稠度是15mPa*s。
结果是，已知的方法显示出井底区域未被密封且表面-效应系数在[-0,5--0,15]的范围内。
实施例3一测量段被设置在井口前方的注液管道上，如例1中所述。地层的水渗透率被测定。
地层水被注入到一口2240-m的产油井中。为了通过建议的方法精确估算测定的水渗透率，一个初步的井测试通过压力恢复方法进行。按照此方法，地层的水渗透率是10.2mkm2*m/(mPa*s)。因此，为了估算测定的水渗透率的精确值，该值被采用εИСТ＝10.2mkm2*m/(mPa*s)。
直到进行井操作，地层水渗透率的值的随机列被指定1mkm2*m/(mPa*s)≤εm≤30mkm2*m/(mPa*s)；一个导出式包括地层水渗透率的一个真值εucm＝10.2mkm2*m/(mPa*s)。
地层水渗透率的测定包括将3m3地层水注入地层。注入的初始流速为5.8l/s。在井口的瞬动非稳定地层水注入的特征为流速从5.2到6.4l/s之间可变和0.02赫兹的频率，注入压力被相似地改变。
在此例中，井口压力、密度和注入的液体体积流速以5s的扫描周期被测量并被记录。由于管道中液体摩擦造成的压力损失PТР(t)，液体头部PΓ(t)，底孔压力PС(t)(公式9)，对地层再压ΔPС(t)(公式10)和体积流速Q(t)都是在实时处理过程中根据每一次测量在这些数据的基础上计算得出。接下来是为每一个地层水渗透率εm的所用值确定导数ΔYm/ΔXm(tN)(公式10)。与ΔYm/ΔXm(tN)计算一致，从注入开始直到时间tN在底孔条件下存储的进入地层液体体积W(tN)通过公式(13)计算得到。
所得的值被制图(图6)，其中，水平或X轴表示存储的体积W(tN)的值，垂直或Y轴表示再压导出函数ΔYm/ΔXm(tN)。
ΔY/ΔX导数曲线主要依赖所采用的地层水渗透率εm。εm值越接近地层水渗透率εИСТ的真值，ΔY/ΔX导数曲线越接近一条与横坐标轴平行的线。在所获得的ΔYm/ΔXm(tN)＝ΔYm/ΔXm[W(tN)]曲线中，有两条线比其他的更符合下列条件(21)ΔY/ΔX[t，εИСТ]＝const。
另外，地层水渗透率ε值可以通过已知的渐近方式被确定ε＝10.3mkm2*m/(mPa*s)，ΔY/ΔX导数最好可以作为常量使用。满足条件(21)的最佳值可以通过使用应用物理方面的仪器的数字方法得到。提供的满足条件的最佳值是地层水渗透率的理想值ε，它的测量精密度等于1％。
实施例4一测量段被设置在井口前方的注液管道上，如例1中所述，井底区域参数被测定。
地层水被注入到一个2240-m的产油井内。
为了精确评估利用建议的方法测得的井底参数的精确性，要通过压力恢复方法和流体监听(hydrolistening)进行额外的流体力学的井部测试。在此例中，地层水渗透率ε，地层压力传导系数χ，井底区域压力传导系数χПЗП，表面-效应系数S和污染区域RПЗП被测定为ε＝10.2mkm2*m/(mPa*s)；εПЗП＝0.51mkm2*m/(mPa*s)；χ＝1410sm2/s； χПЗП＝70.6sm2/s；S＝56.9；RПЗП＝1.68m。
在通过建议的方法测定井底区域参数之前，要进行初步调查，以便于调整地层水渗透率。为此要对地层进行瞬动非稳定地层水注入操作。所获得的该地层水渗透参数值符合流体力学调查结果。它确立了当井(S＞20÷30)时，井底区域实质上被污染。因此，建议的方法被执行。在此例中通过在井口记录过程参数(流速、液体密度和注入压力)可以获得可靠的井底区域参数测定值。
为了实现建议的方法，在井口部要进行瞬动非稳定地层水注入的一个主要过程。该过程的特征为，流速可变从最小值(0.58l/s)，在井口提供用于提升压力的稳定注入，到最大值(5.79l/s)，在地层井底区域提供非扩张的人工破裂。这可以在地层水注入过程中通过满足最大底孔压力条件(22)来实现PCMaKC<30.6MPa,]]>其中， -在地层水注入过程中的最大可容许底孔压力，MPa。
为了获得可靠结果，需要注入10种注入模式并使流速从大到小发生急剧变化，反之亦然(表1)。注入时间Δθ可通过公式(23)近似地估算Δθ≈(0.2÷0.5)Sχ≈(0.2÷0.5)56.90.141≈80÷200c,]]>对于每一种注入模式采用的注入时间为Δθ＝200s(表1)。
因此，基于在井口做评估的目的，在井口部进行主要瞬动非稳定地层水注入并使流速每200s发生一次从最小到最大的急剧变化，反之亦然(表1)，以使可变流速曲线形成某种注入时间t的阶跃函数(24)(表1)。
在井内注入的过程中，井口压力、密度和地层水体积流速以10s的间隔被测量并被记录(例如以10s为扫描周期)。由于管道中液体摩擦造成的压力损失PТР(t)，液体头部PΓ(t)，由公式(9)算出的底孔压力PС(t)，由公式(10)算出的对地层再压ΔPС(t)，在底孔条件下的体积流速Q(t)都是在实时处理过程中根据每一次测量所得的这些数据的基础上计算得出。
随后对所有计量的井口参数进行计算。根据对井口参数所做的测量为每一种注入模式Z绘制曲线图，其中，水平或X轴表示lnΔtZ的值，垂直或Y轴表示再压导出函数ΨZ(ΔtZ)的值，符合指定的时间间隔，ΔtZ。
图7表示的是ΨZ(ΔtZ)-ΔtZ曲线图，代表的是注入模式Z(Z＝1；2；...9；10)期间，在被污染的井底区域注入的非稳定状态流，随后是在产油井中所有10种地层水瞬动的非稳定注入，井底区域参数由例1中建议的方法确定。
模式Z，流速 情况下，再压函数曲线图Z＝1；2；...9；10 -ΨZ(ΔtZ)＝Φ(lnΔtZ)(表1)。表1
这样，10种主要注入模式中的每一种都有一条自己的线(图7)。间隔为20s ≤ΔtZ≤140s时，所获得的每一条曲线上的初次平缓被特别标出(见表1中的例子)。该初次平缓反映了特定注入模式Z时，被污染的井底区域注入液体的非稳定状态流，并可通过有相当高的相关系数(0.96÷0.99)的线的等式(27)来描述。
每一种注入模式Z的被特别标出的直线的斜线部分bZ和初始部分aZ可以通过已知的最小平方法(least-squares method)来找到。之后，井底区域水渗透率εПЗС和地层井底区域压力传导系数χПЗП由公式(28)，(29)确定ϵΠ3C=QZ-QZ-1QZ-QZ-1+2*bZ*QZ*ϵ=5.79-05.79-0+2*10.22*5.79*10.2*10-9=]]>=0.476*10-9m2*m/Pa*s=0.476mkm2*m/(mPa*s);]]>χΠ3Π=QZ-QZ-1QZ-QZ-1+2*bZ*QZ*χ=5.79-05.79-0+2*10.22*5.79*0.141=0.00658]]>m2/s==65.8sm2/s.]]>其他注入模式的εПЗП和χПЗП的测定相似(表1)。下面公式(30)对于两个相邻的注入模式Z，Z-1使用所得的系数aZ，bZ，aZ-1，bZ-1S=aZ-1*bZ-aZ*bZ-1bZ-bZ-1=1.501*(-91.23)-541.9*10.22(-91.23)-10.22=55.9;]]>之后，通过公式(31)计算污染区域半径RПЗПRΠ3Π=1.5*χΠ3Π*exp(S-aZbZ)=1.5*0.00662*exp(55.9-541.9-91.23)=1.75m.]]>其余注入模式的S和RПЗП以相似的方式计算。
你可以在表1中看到10种注入模式井底区域参数确定的结果。在这里你可以找到参数的平均值。
如果我们使用已知的压力恢复的方法比较采用建议的方法所得的结果和井部流体力学研究的结果，则显然此建议的方法的精确性更能满足它在油田中的实际应用。该方法被认为具有下列测定的精确度井底区域的水渗透率和压力传导系数-7.4％；表面-效应系数-5.6％；污染区域半径-3.6％。
应用此建议的方法将使处理效力评估的精确度得到提高。
权利要求
1.一种油井、井底区域和底层特性的确定方法，包括瞬动非稳定地向地层注水；在油井口测量注射压力和流速；重新计算符合底孔条件的数据；确定存储流速以及为达到油井底区域的介质的非稳定流动所需的消耗单位的功；使用这些数据计算表面效应系数，同时参照当时底层的传导性，而其后者是根据在短时间内对油井的纳入容量进行瞬动非稳定的测试的结果来确定的；该方法还包括当井底区域过滤特性满足要求时改变介质的注入模式，该特性由存储流速和油井底区域的介质流动消耗单位的功计算得出的表面效应并参考当时底层的传导性来确定，其特征是在井口前方的注液管道上加装一测量段，其长度应可以在具有最小液压摩擦力的流体介质流动时修正压力的下降；该测量段的形式为一段校准过的管道，带有流动传感器，一个压力传感器和另一个带有连接到该测量段起止端的瞬动管道的差压计；其压力、流速和压力的下降在该测量段处进行测量。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，再压函数根据每一种注入模式期间非稳定地层注水条件下的每一次测量来确定，该函数表示在某一特定的流体注入方式中井底区域的非稳定流动的特征；该方法还包括绘制注射时间图表的再压函数-对数；在取得的每一图表上特别标出起始倾斜直度，并使用最小平方法找出标出的直度参数，并可能据此方法确定污染的底孔地层的水渗透率和压力传导率及其半径和表面效应系数。
3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，存储的流速和再压函数确定地层水消耗单位的非稳定状态流动所需的功，绘制地层水渗透范围的再压导出函数-存储的流速图表，推导出的项包括产油层水渗透率以及从推导出的曲线的大量折点中进行选择的可能性，其基本符合推导函数恒定的条件；该推导函数对应于所需的产油层水渗透率。
4.一种油井、井底区域和底层特性的确定装置，包括一个压力传感器和流量传感器，与一个介质参数记录装置相连接，该装置具有以下特征该装置装有一个带有瞬动管道的差压计，次级流量表模块和一个置于井口前方的注液管道上的测量段；该测量段的长度应可以在具有最小介质摩擦的流动介质流动时修正压力下降；测量段的形式为一段校准过的管道，带有流量传感器，压力传感器和带有连接到该测量段起止端的瞬动管道的差压计；记录介质参数的装置为一种远程模块设置有火花保护模块和一个信息采集模块；该信息采集模块与一台计算机相连接；流量传感器的出口经次级流量表模块与信息采集模块的入口相连接；信息采集模块的其他入口经远程模块的火花保护模块与压力传感器和差压计上的出口相连接。
5.如权利要求4所述的装置，其特征在于，它还在测量段安装了密度和温度传感器。
全文摘要
本发明涉及到石油工业，可用于油井纳入容量测试和其底部区域的处理。该发明可以增加所测量的参数并且改进油井、油井底部区域和地层特性的精确度。该发明的方法包括进行试剂的瞬动非稳定液体的注入操作；测量注入压力和在井口前方注液管道上的测量段上的试剂流量。定义为达到井底部区域试剂消耗单位的非稳定流动累计消耗的功。参照当前地层传导系数计算表面效应系数。当所需的井底部的过滤特性按照所获得的表面效应可以确定时，改变该注入模式。
文档编号E21B47/00GK1462329SQ02801571
公开日2003年12月17日 申请日期2002年4月30日 优先权日2001年5月8日
发明者安德鲁·叶戈洛维奇·车金 申请人:安德鲁·叶戈洛维奇·车金