用于智能油田的实时动态数据验证设备、系统、程序代码、计算机可读介质、以及方法

用于智能油田的实时动态数据验证设备、系统、程序代码、计算机可读介质、以及方法
【专利摘要】本发明提供了用于管理智能油田的设备(30)、计算机可读介质、以及方法。示例性方法可以包括：接收实时动态油田数据；分析动态油田数据的有效性；验证所述油田数据的值；验证井的状态/条件；以及标记井组件、井条件、和/或井状态有效性问题。示例性设备(30)可以包括油气井仪器(40)、SCADA系统、综合处理服务器和/或动态油田数据分析计算机(31)、以及存储了动态油田数据分析计算机程序(51)的存储器/计算机可读介质(35)。所述计算机程序(51)包括指令，在执行所述指令时使得动态油田数据分析计算机(31)执行各种操作，所述操作包括：接收实时动态油田数据；分析动态油田数据的有效性；验证油田数据的值；验证井的状态/条件；以及标记井组件、井条件、和/或井状态有效性问题。
【专利说明】用于智能油田的实时动态数据验证设备、系统、程序代码、 计算机可读介质、以及方法
[0001] 发明人：Abdel Nasser Abitrabi
[0002] Fahad Al-Ajmi
[0003] Marc Lamontagne
[0004] Majed Awajy

【技术领域】
[0005] 本发明总体涉及石油和天然气产业，具体涉及储层管理，更具体涉及用于管理智 能油田的方法、设备、系统、和程序代码。

【背景技术】
[0006] 技术的进步持续影响着石油产业。过去的20年中，许多技术改变了石油和天然气 公司管理和/或优化其操作的方法。其中一种这样的技术包括20年前引进的永久井下监 测系统（PDHMS)。TOHMS地面单元通常用于采集地下传感器性能数据，即压力计和温度计。 其他技术包括（举例而言）：多相流量计（MPFMs)，用于提供生产井内的油、气、和水的各个 流速；井口压力和温度（WHP/T)测量装置，用于提供所测量的井口压力和温度；油管/套管 环空（TCA)压力测量装置；以及用于辅助石油到达地面的潜油电泵（ESP)装置，提供可测量 的电气参数和泵参数。
[0007] 前期的安装通常为具有可拆卸模组的自容装置的形式。一些更常见的配置包括用 于将数据传达给地面单元的导线或光纤连接。其他配置包括在不同传感器和地面单元之间 提供这种数据的网络拓扑。
[0008] 将地面单元接收到的数据传递给中央计算机或监控站的初始方法包括采用物 理输送和/或通过陆地电线传输。相关（多个）发明的受让人采用的最新技术包括利 用无线电波井数据监控，其可以包括向远程终端单元（RTU)进行发射的独立井发射器， 该远程终端单元通过UHF无线电将数据发送至信息服务器或SCADA系统，信息服务器或 SCADA系统然后可以通过局域通信网络将数据移送至生产工程师的台式计算机。例如，题 为''Intelligent Field Oil and Gas Field Data Acquisition, Delivery, Control, and Retention Based Apparatus, Program Product and Related Methods" 的美国专利申请 No. 12/547,295中描述了一个示例性系统，该美国专利申请的全部内容通过引用整体合并 于此。类似的技术包括采用基于全球卫星移动设备或移动电话的通信，其通常已经作为提 供警告的后备技术。这些远程监控油田数据的技术既可以实时地又可以根据要求地提供井 口压力、井口温度、井底压力、井底温度、环空压力、单独流体相的流体流度、以及潜油电泵 数据，从而允许集中化的井控制。
[0009] 但是，油田数据有可能是不可靠的，例如处于有效数据范围之外。油田数据也有可 能是无效的，例如虽然处于有效数据范围之内，但是极大的偏离了基于给定条件所预期的 数据值。油田数据还可以是不完整的，例如缺失了数据。


【发明内容】

[0010] 因此，发明人意识到需要有设备、系统、程序代码/计算机可读介质、以及方法来 识别和处理不可靠数据、识别和处理无效数据、以及可以识别和处理不完整的数据。
[0011] 鉴于以上观点，本发明的多个实施例提供了对由智能油田组件得到/采用的数据 进行实施动态数据验证，实时的预先验证组合了多个工程逻辑以验证动态数据值，并且实 时异常检测（例如，不良产水量（开井/关井状态或条件、不良流速、不良流体增加或减少 等）用于触发警告以立即采取行动，从而实时地确保提供优化的井性能。本发明的多个实 施例提供估计总产流量和流体梯度的可选方法。本发明的多个实施例还提供通过采用井底 压力和温度传感器来确认产水量的方法、建议I-油田设备修正校准的方法、以及提供实时 估计井生产指数（PI)的方法。
[0012] 本发明的多个实施例通过对原始数据进行实时动态数据验证的反演和处理从而 有利地提供了管理和智能油田的设备、系统、程序代码/计算机可读介质、以及方法，通常 首先识别为处于可靠数据的范围之内（机器可能性的闭联集之内），但是还不确定为有效 (处于期望条件的闭连集之内）。
[0013] 更具体而言，提供了一种用于管理智能油田的方法的实施例的示例。根据该方法 的示例性实施例，该方法的步骤可以包括：接收智能油田系统的至少实质上实时的动态油 田数据；响应于所接收的动态油田数据，确定对应于多个不同井条件的多个井参数；以及 分析多个井参数的有效性。该分析可以包括将多个井参数（例如，一个或多个井仪器的真 实组件数据）中的每个与相应的验证标准（通常由其他井仪器参数值产生）进行比较。该 步骤还可以包括针对至少一个井仪器当真实组件数据值在验证标准范围之内时确定该油 田数据值有效，针对至少一个井仪器当至少真实组件数据值在验证标准范围之外时标记实 际的组件数据值。该步骤还包括当与井状态或条件相关的多个井条件具有满足相应验证 的有效井参数时确定该井状态或条件有效，当这些值在公差范围之外时标记该井状态或条 件。
[0014] 本发明的多个实施例还包括用于管理智能油田的设备。根据示例性实施例，该 设备包括多个油气井仪器。井仪器数据可以包括永久井下监测系统（PDHMS)、多相流量计 (MPDM)、井口压力（WHP)和井口温度（WHT)测量装置、油管或套管环空（TCA)压力测量、以 及可选择地根据要求和需求采用的潜油电泵（ESP)。该设备还可以包括为智能油气采收油 田系统配置的管理控制和数据获取（SCADA)系统，其可操作地耦接至多个井仪器以从该井 仪器处接收数据。该设备还可以包括为智能油田系统配置的综合处理（PI)服务器，其可操 作地耦接至SCADA系统以从该SCADA系统处接收数据。该设备还可以包括动态油田数据分 析计算机，其可操作地连接至PI服务器以从PI服务器处接收数据。该设备还可以包括动 态油田数据分析计算机程序，其存储于动态油田数据分析计算机的存储器中并且/或者在 独立计算机可读介质上进行递送。
[0015] 动态油田数据分析计算机程序可以包括指令，当动态油田数据分析计算机（即， 与程序相关联的一个或多个处理器）执行该指令时，使得计算机执行各种操作，这些操作 中包括接收智能油田系统的至少实质上实时的动态油田数据。该接收的数据可以包括包含 以下内容的至少实质上实时的油田数据（但是更常见的是，具有可忽略的延迟的实时油田 数据）：多个井中的每个井的多个井仪器中的每个井仪器的一个或多个组件数据值。该操 作还可以包括响应于所接收的动态油田数据确定每个井的多个不同井条件下相应的多个 井参数，并且分析这些井参数的有效性。该分析可以包括将多个井参数中（例如，一个或多 个井仪器的真实组件数据）的每个与相应的验证标准进行对比，该验证标准通常来源于其 它井仪器参数值。该操作还可以包括针对至少一个井仪器当真实的组件数据值落在验证标 准之内时确定该油田数据的值有效，并且针对至少一个井仪器当真实组件数据处于验证标 准之外时标记该真实组件数据。该操作还可以包括当多个井条件具有满足相应验证标准的 有效井参数时确定该井状态或条件有效，并且当值处于公差范围之外时标记该井状态或条 件。
[0016] 本发明的多个实施例通过多个自动化数据验证处理的实施提供了人力时间的优 化，通过有效地检测和请求I-油田组件校准减少了人力时间，改进了检测实时数据验证问 题的处理，改进了数据挖掘的设计以及支持数据分析处理，通过做出有效的决策确保储层 管理的数据支持最终目标，提供水窜现象的前期检测，提供储层面上的气体分离的前期检 测，确保最优化井生产率，提高I-油田组件工作效率，以及保证I-油田网络组件优化。
[0017] 作为对井底流体梯度进行实时监控的结果，可以有利地提供水窜和/或产水量的 前期检测以及储层面上的气体分离的前期检测。通过监控井底流体梯度、井口温度、以及井 口压力值的任何变化可以有利地提供优化的井生产率，例如，可以防止对地层造成严重危 害的前期水窜、气体分离等现象。采用用于指示数据不符合工程逻辑和/或需要验证合适 的检验和校准的触发器和警告，有利地提供I-油田网络组件优化，从而可以允许I-油田组 件在接近最大效率处工作。
[0018] 本发明的多个实施例有利地用于改进实时数据验证的处理，提供新的处理方法以 校准I-油田组件（例如，多相流量计（MPFM))，提供新的处理方法以实时地估计流体梯度， 提供新的处理方法以倒算含水率，通过异常检测以支持I-油田组件的加速修复行动，确保 工程台式计算机处的有效数据，以及由其可以将注意力转移到工程分析而不是数据挖掘 上。本发明的多个实施例通过确保实时数据的有效性、以最小的工程工作量验证和管理大 量实时数据、以及改进实时数据验证的处理，有利地为其他新型智能油田项目提供平台。本 发明的多个实施例有利地提供了具有监控能力、以及主动检测由实时数据捕获的油井和注 水井中的任何异常的系统/设备。

【专利附图】

【附图说明】
[0019] 为了更详细地理解本发明的特征和优点以及其它将变得显而易见的内容，参照在 附图中示出的实施例给出对以上简要概述的本发明的更具体的说明，这些附图构成本说明 书的一部分。但是，要注意的是，附图仅示出了本发明的多个实施方案，因此不应该被认为 是对本发明范围的限制，因为本发明的范围还可以包括其它有效实施例。
[0020] 图1为根据本发明的实施例的用于管理智能油田的设备的整体架构的示意图；
[0021] 图2为根据本发明的实施例的从获得来自井仪器的实时原始/处理数据，直至将 验证数据提供至工程师的数据流的高度概括的示意图；
[0022] 图3为示出了根据本发明的实施例的产油井的示例性数据验证的工作流程的示 意图；
[0023] 图4为示出了根据本发明的实施例的针对产油井验证开井和关井条件的示例性 数据流的示意图；
[0024] 图5为示出了根据本发明的实施例的用于验证永久井下监测系统（PDHMS)测量和 采用相关井底计量器测量实时估计流体梯度的示例性数据流的示意图；
[0025] 图6为示出了根据本发明的实施例的流体梯度与时间的趋势分析的曲线图，流体 梯度与时间的趋势示出了对水侵入（water incursion)和气体分离（gas segregation)的 识别；
[0026] 图7为示出了根据本发明的实施例的用于验证多相流量计（MPFM)测量和识别水 窜、识别/估计产水量的示例性数据流的示意图；以及
[0027] 图8为示出了根据本发明的实施例的用于验证多相流量计（MPFM)测量和识别气 窜/溶解气（gas coming on solution)、识别/估计产气量的示例性数据流的示意图。

【具体实施方式】
[0028] 现在将参考附图对本发明进行更加全面的描述，附图示出本发明的实施例。但是， 本发明可以实施为多种不同的形式并且不应解释为限于本文所阐述的所示实施例。相反， 提供这些实施例使得本公开彻底和完整，为本领域技术人员完整地表达本发明的范围。全 文中类似的标号代表类似的元件。点撇符号（如果采用）表明可选实施例中的类似元件。
[0029] 确保将可靠、有效、和完整的数据由各智能油田（I-油田）组件流向工程师的台式 计算机是在油田管理中有效利用实时数据的关键过程。例如，在2011年11月18日提交的 美国专利申请No. 61/561，541中描述了被称为"WDEye"的用于监控智能油田中的关键性能 指标的可靠性的各种设备、系统、计算机程序/计算机可读介质、以及方法，该美国专利申 请的全部内容通过引用整体合并于此。以下将描述用于管理智能油田的各种设备、系统、计 算机程序/计算机可读介质、以及多种方法，其包括对I-油田组件提供/应用实时动态数 据验证/估计（称为"WD验证"）、预先异常检测、以及正确的装置校准说明/建议。
[0030] 本发明的多个实施例采用了可以相互作用的多个储层管理和生产工程逻辑以确 定与井相关的具体事件。通过对每个逻辑的每个组件应用加权平均，每个逻辑可以基于要 验证的数据进行反应。此外，本发明的多个实施例应用了一种新的方法以实时估计井底流 体梯度，并且应用了一种采用井底流体梯度来精确估计进入井内的水侵量的新方法。本发 明的多个实施例提供了实时预先验证和异常检测以触发警告，从而可以立即采取行动以实 时地保证最优井性能。本发明的多个实施例还提供了实时验证以下内容的自动化处理：油 井、注水井（PWI)、观察井的开井和关井状态/条件；油、水和气的比例变化；以及地面和井 底的压力和温度以及其它。本发明的多个实施例提供一种新的实时估计流体梯度趋势的方 法，以及创新的针对一套储层管理和生产工程逻辑对表面I-油田组件（例如多相流量计 (MPFM)、井口压力和温度测量装置等）进行校准的新方法。
[0031] 另外，本发明的多个实施例提供实时验证以下内容的自动化处理：井口压力和温 度（WHP/T)测量、油管-套管环空（TCA)压力、油嘴尺寸、潜油电泵（ESP)读数和速率估计、 以及利用ESP完成的用于生产井的实时流速估计。本发明的多个实施例可以合并诸如井底 动态压力（吸入和排放）、电气参数（安培）、工作频率（Hz)、FWHP (psi)之类的ESP参数。 利用这些参数可以估计合成速率。另外，本发明的多个实施例可以实时地估计和合并生产 指数（PI)和注入指数（II)。
[0032] 图1示出了通过实时动态数据验证以管理智能油田的设备30的示例。设备30可 以包括：动态油田数据有效性分析计算机31，其具有处理器33、耦接至处理器33的用于存 储软件和数据库记录的存储器35;以及用户界面37,其可以包括用于显示图形画面的图形 显示器39、以及本领域技术人员所熟知的为用户提供操控软件和数据库记录的途径的用户 输入装置41。注意，计算机31可以是个人计算机的形式或者是服务器或者服务于多个用 户界面37的多个服务器的形式。相应的，如本领域技术人员所熟知的，用户界面37可以直 接或通过网络38连接至计算机31。多个井仪器40可以例如通过网络38直接与计算机31 耦接并且通信，也可以通过手动配送和卸载进行通信。
[0033] 本领域技术人员可以理解的是，设备30还可以包括一个或多个存储在存储器（内 部或外部）中的表和/或数据库43,其可操作地耦接至动态油田数据有效性分析计算机 31。该一个或多个数据库43可以包括：已验证的油田数据；已验证的井参数，包括（例如） 已验证的井底流体梯度数据；还可以包括已验证的井状态/条件数据。
[0034] 设备30还可以包括存储在动态油田数据有效性分析计算机31的存储器35中的 动态油田数据有效性分析计算机程序51，用以分析和验证动态油田数据、标记处于考虑到 多个其他井仪器40的组件数据值的值的期望范围之外的井仪器40的组件数据点、估计井 底流体梯度、确定井底压力和温度趋势、确定多相（例如，气、油、和水）流动趋势、确定井口 压力（WHP)和井口温度（WHT)趋势、确定油管-套管环空（TCA)压力趋势、以及确定潜油电 泵（ESP)参数趋势。
[0035] 计算机程序51还用于分析井参数的有效性和验证井条件和状态，井条件和状态 包括：针对石油生产井的关井、开井、产油量增加、产油量减少、气油比（G0R)增加、G0R减 小、含水量增加、含水量减小、井底压力降低、井底压力提高、井底温度降低、井底温度提高 的状态/条件；针对注水井的关井、开井、注水率增加、以及注水率降低的状态/条件；以及 针对观察井的关井和开井的状态/条件，在此仅提到了一部分。
[0036] 具体的读数也可以被验证。例如，可以通过由WHP、WHT、井底压力（BHP)、和/或井 底温度（BHT)整合数据来验证油嘴尺寸变化。可以验证ESP读数用以比较BHP、安培数、工 作你频率、和流动井口压力（FWHP)。采用泵工作参数执行速率估计验证。
[0037] 注意，如本领域技术人员所熟知和理解的，动态油田数据有效性分析计算机程序 51可以为微码、程序、例程、以及符号语言的形式，它们提供了一套具体的或多套有序操作 以控制硬件的功能并且指导其操作。还要注意，根据本领域技术人员所熟知和理解的方法， 根据本发明的一个或多个实施例的动态油田数据有效性分析计算机程序51不需要全部驻 存在易失存储器中，而可以根据需要选择性地加载。
[0038] 有利地，设备30的多个实施例可以主要采用实时流体梯度趋势来识别和检测水 窜。流体梯度变化（增加）是进水的明确的预先指示。随即，在此检测后，设备30可以执 行可以整合更多的井参数（例如地面井口和井底的温度和压力）的智能分析以确定可能的 进水。在存在多相流量计（MPFM)的情况中，该设备可以交叉检查这些值并且突出显示任何 异常。此外，通过获得流体梯度趋势变化的导数，可以估计产水值。
[0039] 设备30的多个实施例还可以为I-油田装置提供校准的建议修正的处理。通常， 将在量化差异后提供合适的校准标准。对于MPFM校准，在流体梯度、井口压力、以及井口 温度均反映出水不存在的同时，MPFM报告产水量的情形下可能需要校准。此外，当MPFM报 告的参数不满足各个开井和关井条件的逻辑标准的情形下可能需要校准。例如，在井处于 关井状态/条件时MPFM可以发送流速数据（油、GOR、WC)。例如，在地面MPFM报告含水率 (产水量）为50%，但是井底流体梯度趋势、井口压力、和/或井口温度均反映水并不存在 (例如，流体梯度稳定并且井口压力没有急剧下降或井口温度没有急剧增加）的情况下，设 备30将发送建议MPFM需要校准的警告。此示例仅示出了采用含水率的值的情况，使得校 准通常仅指向MPFM产水量检测组件。例如，在气油比（GOR)存在矛盾的情况下，设备30同 样会建议对该组件（GOR组件）进行校准。
[0040] 设备30的多个实施例还可以为井底流动压力提供实时生产指数（PI)估计（每磅 桶油压差：barrels of oil per pound pressure differential)，PI 也通常被写为 Qo 桶 油/储层压差。该值被实时地估计并且可以结合多个参数来确认该值。与PI-样，注入指 数（Π )估计验证包括传统步骤结合对数个参数（例如，FWHP/T、BHP/T、以及油嘴变化）的 逻辑整合的附加步骤的实施。
[0041] 以下的表格示出了典型物理井状态的示例。这些表格呈现了可以被计算机程序51 采用以执行验证的逻辑。每个表格包括多个通常为已验证和/或观察的井状态的形式的规 贝1J、选择的公差、各个规则关于其他规则的相对权重、以及在验证特定井状态时应该采用的 规则的优选最小数量。当规则为计算/估计的井状态（例如一个/多个特定井参数的趋 势）的形式时，根据示例性实施例的各个参数本身首先被确定为已验证和可靠的。
[0042] 以下十个表格示出了对产油井执行各种状态/条件的验证的工作井（active well)逻辑。前两个表格中描述的逻辑允许用户区分可靠和非可靠的零速率。非工作井（关 井）的零速率应该是可靠的。必须满足至少三个具有有效参数的条件以识别井的开/关状 态并且随后验证速率。如果至少三个具有有效数据的条件不满足时则认为零速率是不可靠 的。
[0043] 产油井：
[0044] 关井状杰/备件:
[0045]

【权利要求】
1. 一种管理智能油田的计算机实施方法，所述方法的特征为以下步骤： 接收智能油田系统的至少实质上实时的动态油田数据，所述至少实质上实时的油田数 据包括井的多个井仪器（40)中的每个井仪器的多个井仪器数据值； 响应于所接收的动态油田数据，分析与多个不同井条件相关联的多个井参数的有效 性，所述分析包括将所述多个井参数中的每个与相应的验证标准进行比较； 针对所述多个井条件中的每个独立的条件，响应于一个或多个与其相关联的已验证的 井参数，根据特定的相应的预定满足标准来确定所述每个井条件是否得到满足；以及 当与井状态相关的多个井条件已被确认为在预选的公差范围内得到满足时，确定所述 井状态有效。
2. 如权利要求1所述的计算机实施方法，其中所述多个井参数中的至少一个井参数的 验证标准是基于所述多个井参数中的至少两个其他井参数的观察值来确定。
3. 如权利要求1或2所述的计算机实施方法，其中所述多个井参数中的至少一个井参 数的验证标准包括至少一个井仪器的期望的井仪器数据值的范围，该范围基于所述多个井 仪器（40)中的至少两个其他井仪器的观察数据值来确定。
4. 如权利要求1-3中任一项所述的计算机实施方法，其进一步特征为以下步骤：针对 所述多个井仪器（40)中的每个井仪器在多个所述井仪器值之间建立神经网络以建立所述 验证标准，从而识别落在所观察的条件的值的期望范围之外的各个数据点。
5. 如权利要求1-4中任一项所述的计算机实施方法，其中所述井为产油井，并且其中 所述井状态包括以下状态中的一个：关井、开井、产油量提高、产油量降低、气油比（GOR)提 高、GOR降低、含水率提高、含水率降低、井底压力降低、井底压力增加、井底温度降低、井底 温度提高。
6. 如权利要求1-4中任一项所述的计算机实施方法， 其中，如果所述井为注水井，则所述井状态包括以下状态中的一种：关井、开井、注水率 提高、以及注水率降低；以及 其中，如果所述井为观察井，则所述井状态包括以下状态中的一种：关井和开井。
7. 如权利要求1-5中任一项所述的计算机实施方法，其中所述井状态为关井状态，并 且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少三个： 上游压力=下游压力； WHT降低并且WHT接近环境温度； 油嘴尺寸小于约百分之二； 流动BHP提高； 流动BHT降低； 当利用潜油电泵完井时： 频率为零，并且 电流为零安培。
8. 如权利要求1-5中任一项所述的计算机实施方法，其中所述井状态为开井状态，并 且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少三个： 上游压力与下游压力不实质相等； 井口温度提高； 油嘴尺寸实质上大于零；以及 当利用潜油电泵完井时： 频率大于零，以及 电流实质上大于零安培。
9. 如权利要求1-5中任一项所述的计算机实施方法，其中所述井状态为产油量提高状 态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少三个： 流动井口压力降低； 井口温度提高； 油嘴尺寸增加； 流动井底压力降低； 流动井底温度提高；以及 当利用潜油电泵完井时： 频率级别提1? ; 电流级别提1? 井底吸入压力降低，以及 井底排放压力提1?。
10. 如权利要求1-5中任一项所述的计算机实施方法，其中所述井状态为产油量降低 状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少三个： 流动井口压力提高； 井口温度降低，但仍高于环境温度； 油嘴尺寸减小； 井底压力提商； 井底温度降低；以及 当利用潜油电泵完井时： 频率级别降低； 电流级别降低 吸入压力提商，以及 排放压力降低。
11. 如权利要求1-5中任一项所述的计算机实施方法，其中所述井状态为含水率提高 状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少两个： 井口压力降低； 流体梯度提1? ; 井口温度提高；以及 井底压力降低。
12. 如权利要求1-5中任一项所述的计算机实施方法，其中所述井状态为含水率降低 状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少两个： 井口压力提商； 流体梯度降低； 井口温度降低；以及 井底压力提商。
13. 如权利要求1-5中任一项所述的计算机实施方法，其中所述井状态为井底压力降 低状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少两个： 油嘴尺寸增加； WHT提高；以及 井底温度提高。
14. 如权利要求1-5中任一项所述的计算机实施方法，其中所述井状态为井底压力提 高状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少两个： 油嘴尺寸减小； 井口温度降低；以及 井底温度降低。
15. 如权利要求1-4和6中任一项所述的计算机实施方法，其中所述井为注水井，其中 所述井状态为关井状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少两个： 油嘴尺寸小于约5% ; WHP降低；以及 WHT降低并且接近环境温度。
16. 如权利要求1-4和6中任一项所述的计算机实施方法，其中所述井为注水井，其中 所述井状态为开井状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少两个： 油嘴尺寸大于约10% ; WHP提高；以及 WHT降低。
17. 如权利要求1-4和6中任一项所述的计算机实施方法，其中所述井为注水井，其中 所述井状态为注水率提高状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少两个： 油嘴尺寸增加； WHP提高；以及 WHT提高。
18. 如权利要求1-4和6中任一项所述的计算机实施方法，其中所述井为注水井，其中 所述井状态为注水率降低状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少两个： 油嘴尺寸减小； WHP降低；以及 WHT降低。
19. 如权利要求1-4和6中任一项所述的计算机实施方法，其中所述井为观察井，其中 所述井状态为关井状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少三个： 油嘴尺寸小于约0.2% ; WHP降低； WHT降低并且接近环境温度； 稳定的井底压力；以及 稳定的井底温度。
20. 如权利要求1-4和6中任一项所述的计算机实施方法，其中所述井为观察井，其中 所述井状态为开井状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少三个： 油嘴尺寸实质上大于零； WHP提商； WHT提高并且高于环境温度； 井底压力降低；以及 井底温度降低。
21. 如权利要求1-5中任一项所述的计算机实施方法，其中所述井状态为GOR提高状 态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少两个： 含水率提1? ; 井口压力提商； 流体梯度降低；以及 井口温度降低。
22. 如权利要求1-5中任一项所述的计算机实施方法，其中所述井状态为GOR降低状 态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少两个： 井口压力降低； 流体梯度提商；以及 井口温度提高。
23. 如权利要求1-5、7-14、以及21-22中任一项所述的计算机实施方法，其进一步特征 为以下步骤： 响应于来自井底roHMS压力测量单元和浅层TOHMS压力测量单元的实时动态TOHMS压 力数据，估计井底流体梯度。
24. 如权利要求23所述的计算机实施方法，其进一步特征为以下步骤： 确定实时动态WHP数据的趋势； 确定实时动态WHT数据的趋势； 当所述井底流体梯度趋势升高、所述井口压力趋势降低、以及所述井口温度趋势升高 时，确定进入所述井的水量大量增加。
25. 如权利要求1-5、7-14、以及21-24中任一项所述的计算机实施方法，其进一步特征 为以下步骤： 响应于来自井底TOHMS压力测量单元和浅层TOHMS压力测量单元的实时动态TOHMS压 力数据，估计井底流体梯度趋势； 当所述估计的井底流体梯度趋势改变为较高值并且多相流量计（MPFM)值表明产水量 很低或为零时，标记MPFM具有潜在的校准问题；以及 当所述估计的井底流体梯度趋势实质上上未改变为较高值并且所述MPFM值表明产水 量大时，标记所述MPFM具有潜在的校准问题。
26. 如权利要求1-5、7-14、以及21-24中任一项所述的计算机实施方法，其进一步特征 为以下步骤： 响应于来自井底TOHMS压力测量单元和浅层TOHMS压力测量单元的实时动态TOHMS压 力数据，估计井底流体梯度趋势； 当所述估计的井底流体梯度趋势改变为较低值并且所述MPFM值表明气体比率很低或 为零时，标记MPFM具有潜在的校准问题；以及 当所述估计的井底流体梯度趋势实质上未改变为较低值并且所述MPFM值表明气体比 率大量提高时，标记所述MPFM具有潜在的校准问题。
27. 如权利要求1-5、7-14、以及21-26中任一项所述的计算机实施方法，其中接收所述 实质实时油田数据的步骤包括从综合处理（PI)服务器处接收数据，所述PI服务器从管理 控制和数据获取（SCADA)系统处接收数据，并且所述SCADA系统从多个井仪器（40)处接收 数据，所述井仪器数据包括下述数据组中的至少三组：实时永久井底监控系统（PDHMS)压 力和温度数据；实时多相流量计（MPFM)油、气、和水流动数据；井口压力（WHP)和井口温度 (WHT)数据；油管或套管环空（TCA)压力数据；以及潜油电泵（ESP)电气参数和泵参数数 据。
28. -种管理智能油田的计算机实施方法，该方法的特征为以下步骤： 接收智能油田系统的至少实质上实时的动态油田数据，所述至少实质上实时的油田数 据包括多个井仪器（40)中的每个井仪器的一个或多个井仪器数据值； 分析所述动态油田数据的有效性，所述分析包括将所述多个井仪器（40)中的每个井 仪器的井仪器数据值和与其相关联的验证标准进行比较； 当所述一个或多个井仪器数据值分别落在各自的验证标准之内时，验证至少一个井 仪器的一个或多个井仪器数据值有效；以及 当所述一个或多个井仪器数据值分别落在各自的验证标准之外时，标记至少一个井 仪器的一个或多个井仪器数据值。
29. -种管理智能油田的计算机实施方法，该方法的特征为以下步骤： 接收智能油田系统的至少实质上实时的动态油田数据，所述至少实质上实时的油田数 据包括井的多个井仪器（40)中的每个井仪器的一个或更多的井仪器数据值； 响应于所接收的动态油田数据，分析与多个不同井条件相关联的多个井参数的有效 性，所述分析包括将所述多个井参数中的每个与相应的验证标准进行比较，所述多个井参 数包括所述多个井仪器（40)的井仪器数据值； 针对所述多个井仪器（40)中的每个井仪器，当所述一个或多个井仪器数据值分别落 在对应的验证标准之内时，验证所述一个或多个井仪器数据值有效； 针对所述多个井仪器（40)中的每个井仪器，当所述各个井仪器数据值落在验证标准 之外时，标记所述一个或多个井仪器数据值；以及 针对所述多个井条件中的每个独立的条件，响应于与其相关联的一个或多个已验证的 井仪器数据，基于特定的相应的预定满足标准来确定所述每个井条件是否已满足；以及 当与井状态相关联的多个井条件确认已满足时，确定所述井状态有效。
30. 如权利要求29所述的计算机实施方法，其中所述多个井参数中至少一个井参数的 所述验证标准是基于所述多个井参数中的至少两个其他井参数的观察值来确定。
31. -种非临时性计算机可读介质，其上包含有处理器可读代码，所述处理器可读代码 设定一个或多个处理器（33)的程序以执行用于管理智能油田的操作，这些操作的特征为： 接收智能油田系统的至少实质上实时的动态油田数据，所述至少实质上实时的油田数 据包括井的多个井仪器（40)中的每个井仪器的多个井仪器数据值； 响应于所接收的动态油田数据，分析与多个不同井条件相关联的多个井参数的有效 性，所述分析包括将所述多个井参数中的每个与相应的验证标准进行比较； 针对所述多个井条件中的每个独立的条件，响应于与其相关联的一个或多个已验证的 井参数，根据特定的相应的预定满足标准来确定所述每个井条件是否得到满足；以及 当与井状态相关联的多个井条件已确认为在预选的公差内得到满足时，确定所述井状 态有效。
32. 如权利要求31所述的非临时性计算机可读介质，其中所述多个井参数中的至少一 个井参数的验证标准基于所述多个井参数中的至少两个其他井参数的观察值来确定。
33. 如权利要求31或32所述的非临时性计算机可读介质，其中所述多个井参数中的至 少一个井参数的验证标准包括至少一个井仪器的期望的井仪器数据值的范围，该范围基于 所述多个井仪器（40)中的至少两个其他井仪器的观察数据值来确定。
34. 如权利要求31-33中任一项所述的非临时性计算机可读介质，所述操作的进一步 特征为：针对所述多个井仪器（40)中的每个，在多个所述井仪器值之间建立神经网络以建 立验证标准，从而识别落在所观察的条件的值的期望范围之外的各数据点。
35. 如权利要求31-34中任一项所述的非临时性计算机可读介质，其中所述井为产油 井，并且其中所述井状态包括以下状态中的一个：关井、开井、产油量提高、产油量降低、气 油比（GOR)提高、GOR降低、含水率提高、水侵率降低、井底压力降低、井底压力提高、井底温 度降低、和井底温度提高。
36. 如权利要求31-34中任一项所述的非临时性计算机可读介质， 其中，如果所述井为注水井，则所述井状态包括以下状态中的一种：关井、开井、注水率 提高、以及注水率降低；以及 其中，如果所述井为观察井，则所述井状态包括以下状态中的一种：关井和开井。
37. 如权利要求31-35中任一项所述的非临时性计算机可读介质，其中所述井状态为 关井状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少三个： 上游压力=下游压力； WHT降低并且WHT接近环境温度； 油嘴尺寸小于约百分之二； 流动BHP提高； 流动BHT降低； 当利用潜油电泵完井时： 频率为零，并且 电流为零安培。
38. 如权利要求31-35中任一项所述的非临时性计算机可读介质，其中所述井状态为 开井状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少三个： 上游压力与下游压力不实质上相等； 井口温度提高； 油嘴尺寸实质上大于零；以及 当利用潜油电泵完井时： 频率大于零，以及 电流实质上大于零安培。
39. 如权利要求31-35中任一项所述的非临时性计算机可读介质，其中所述井状态为 产油量提高状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少三个： 流动井口压力降低； 井口温度提高； 油嘴尺寸增加； 流动井底压力降低； 流动井底温度提高；以及 当利用潜油电泵完井时： 频率级别提_， 电流级别提_， 井底吸入压力降低，以及 井底排放压力提1?。
40. 如权利要求31-35中任一项所述的非临时性计算机可读介质，其中所述井状态为 产油量降低状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少三个： 流动井口压力提高； 井口温度降低，但仍高于环境温度； 油嘴尺寸减小； 井底压力提商； 井底温度降低；以及 当利用潜油电泵完井时： 频率级别降低， 电流级别降低， 吸入压力提商，以及 排放压力降低。
41. 如权利要求31-35中任一项所述的非临时性计算机可读介质，其中所述井状态为 含水率提高状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少两个： 井口压力降低； 流体梯度提1? ; 井口温度提高；以及 井底压力降低。
42. 如权利要求31-35中任一项所述的非临时性计算机可读介质，其中所述井状态为 含水率降低状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少两个： 井口压力提商； 流体梯度降低； 井口温度降低；以及 井底压力提商。
43. 如权利要求31-35中任一项所述的非临时性计算机可读介质，其中所述井状态为 井底压力降低状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少两个： 油嘴尺寸提商； WHT提高；以及 井底温度提高。
44. 如权利要求31-35中任一项所述的非临时性计算机可读介质，其中所述井状态为 井底压力提高状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少两个： 油嘴尺寸较小； 井口温度降低；以及 井底温度降低。
45. 如权利要求31-34和36中任一项所述的非临时性计算机可读介质，其中所述井为 注水井，其中所述井状态为关井状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少两 个： 油嘴尺寸小于约5% ; WHP降低；以及 WHT降低并且接近环境温度。
46. 如权利要求31-34和36中任一项所述的非临时性计算机可读介质，其中所述井为 注水井，其中所述井状态为开井状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少两 个： 油嘴尺寸大于约10% ; WHP提高；以及 WHT降低。
47. 如权利要求31-34和36中任一项所述的非临时性计算机可读介质，其中所述井为 注水井，其中所述井状态为注水率提高状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的 至少两个： 油嘴尺寸增加； WHP提高；以及 WHT提高。
48. 如权利要求31-34和36中任一项所述的非临时性计算机可读介质，其中所述井为 注水井，其中所述井状态为注水率降低状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的 至少两个： 油嘴尺寸减小； WHP降低；以及 WHT降低。
49. 如权利要求31-34和36中任一项所述的非临时性计算机可读介质，其中所述井为 观察井，其中所述井状态为关井状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少三 个： 油嘴尺寸小于约0.2% ; WHP降低； WHT降低并且接近环境温度； 稳定的井底压力；以及 稳定的井底温度。
50. 如权利要求31-34和36中任一项所述的非临时性计算机可读介质，其中所述井为 观察井，其中所述井状态为开井状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少三 个： 油嘴尺寸实质上大于零； WHP提商； WHT提高并且高于环境温度； 井底压力降低；以及 井底温度降低。
51. 如权利要求31-35中任一项所述的非临时性计算机可读介质，其中所述井状态为 GOR提高状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少两个： 含水率提1? ; 井口压力提商； 流体梯度降低；以及 井口温度降低。
52. 如权利要求31-35中任一项所述的非临时性计算机可读介质，其中所述井状态为 GOR降低状态，并且其中所述多个井条件包括以下条件中的至少两个： 井口压力降低； 流体梯度提商；以及 井口温度提高。
53. 如权利要求31-35、37-44、以及51-52中任一项所述的非临时性计算机可读介质， 其中所述操作的进一步特征为： 响应于来自井底PDHMS压力测量单元和浅层TOHMS压力测量单元的实时动态TOHMS压 力数据来估计井底流体梯度。
54. 如权利要求53所述的非临时性计算机可读介质，其中所述操作的进一步特征为： 确定实时动态WHP数据的趋势； 确定实时动态WHT数据的趋势； 当所述井底流体梯度趋势升高、所述井口压力趋势降低、以及所述井口温度趋势升高 时，确定进入所述井的水量大量增加。
55. 如权利要求31-35、37-44、以及51-54中任一项所述的非临时性计算机可读介质， 其中所述操作的进一步特征为： 响应于来自井底PDHMS压力测量单元和浅层TOHMS压力测量单元的实时动态TOHMS压 力数据估计井底流体梯度趋势， 当所述估计的井底流体梯度趋势改变为较高值并且多相流量计（MPFM)值表明产水量 很低或为零时，标记MPFM具有潜在的校准问题；以及 当所述估计的井底流体梯度趋势实质上未改变为较高值并且所述MPFM值表明大量产 水量时，标记所述MPFM具有潜在的校准问题。
56. 如权利要求31-35、37-44、以及51-54中任一项所述的非临时性计算机可读介质， 其中所述操作的进一步特征为： 基于来自井底roHMS压力测量单元和浅层TOHMS压力测量单元的实时动态TOHMS压力 数据来估计井底流体梯度趋势， 当所述估计的井底流体梯度趋势改变为较低值并且MPFM值表明气体比率很低或为零 时，标记所述MPFM具有潜在的校准问题；以及 当所述估计的井底流体梯度趋势实质上未改变为较低值并且所述MPFM值表明气体比 率大量提高时，标记所述MPFM具有潜在的校准问题。
57. 如权利要求31-35、37-44、以及51-56中任一项所述的非临时性计算机可读介质， 其中所述操作包括从综合处理（PI)服务器处接收数据，所述PI服务器从管理控制和数据 获取（SCADA)系统处接收数据，并且所述SCADA系统从多个井仪器（40)处接收数据，所述 井仪器数据包括下述数据组中的至少三组：实时永久井底监控系统（PDHMS)压力和温度数 据；实时多相流量计（MPFM)油、气、和水流动数据；井口压力（WHP)和井口温度（WHT)数据； 油管或套管环空（TCA)压力数据；以及潜油电泵（ESP)电气参数和泵参数数据。
58. -种非临时性计算机可读介质，其上含有处理器可读代码，所述处理器可读代码用 于设定一个或多个处理器（33)的程序以执行用于管理智能油田的操作，该操作的特征为： 接收智能油田系统的至少实质上实时的动态油田数据，所述至少实质上实时的油田数 据包括井的多个井仪器（40)中的每个井仪器的一个或更多的井仪器数据值； 响应于所接收的动态油田数据，分析与多个不同井条件相关联的多个井参数的有效 性，所述分析包括将所述多个井参数中的每个与相应的验证标准进行比较，所述多个井参 数包括所述多个井仪器（40)的井仪器数据值，所述多个井参数中的至少一个井参数的验 证标准是基于所述多个井参数中至少两个其他井参数的观察值所确定的； 针对所述多个井仪器（40)中的每个，当各个井仪器数据值落在对应的验证标准之内 时，验证所述一个或多个井仪器数据值有效； 针对所述多个井仪器（40)中的每个，当一个或多个井仪器数据值分别落在对应的验 证标准之外时，标记所述一个或多个井仪器数据值；以及 针对所述多个井条件中的每个独立的条件，响应于与其相关联的一个或多个已验证的 井仪器数据，基于某个相应的预定满足标准来确定所述每个井条件是否满足；以及 当与井状态相关联的多个井条件已确认为满足时，确定所述井状态有效。
59. -种非临时性计算机可读介质，其上含有处理器可读代码，所述处理器可读代码用 于设定一个或多个处理器（31)的程序以执行用于管理智能油田的操作，该操作的特征为： 接收智能油田系统的至少实质上实时的动态油田数据，所述至少实时的油田数据包括 多个井仪器（40)中的每个井仪器的一个或更多的井仪器数据值； 分析所述动态油田数据的有效性，所述分析包括将所述多个井仪器（40)中的每个的 井仪器数据值和与相关联的验证标准进行比较； 当一个或多个井仪器数据值分别落在各自的验证标准之内时，针对至少一个井仪器验 证所述一个或多个井仪器数据值；以及 当一个或多个井仪器数据值分别落在各自的验证标准之外时，针对至少一个井仪器标 记所述一个或多个井仪器数据值。
60. -种用于管理智能油田的设备（30)，所述设备（30)的特征为： 多个油气井仪器（40)，所述井仪器（40)包括：永久井下监测系统（PDHMS)、多相流量计 (MPDM)、井口压力（WHP)和井口温度（WHT)测量装置、油管或套管环空（TCA)压力测量、以 及可选择地根据要求采用的潜油电泵（ESP); 用于智能油气采收油田系统的管理控制和数据获取（SCADA)系统，所述SCADA可操作 地耦接至所述多个井仪器（40)以从该井仪器处接收数据； 用于智能油田系统的综合处理（PI)服务器，所述PI服务器可操作地耦接至所述SCADA 系统以从所述SCADA系统处接收数据； 动态油田数据分析计算机（31)，其包括处理器（33)和计算机可读介质，所述计算机可 读介质包括与所述处理器（33)耦接的存储器（35)，所述动态油田数据有效性分析计算机 (31)可操作地耦接至所述PI服务器以从PI服务器处接收数据； 动态油田数据分析计算机程序代码（51)，其存储在所述动态油田数据分析计算机 (31)的所述存储器（35)中并且包含指令，当所述动态油田数据分析计算机（31)执行所述 指令时使得所述计算机（31)执行根据权利要求31-59中的任一项所述的操作。
61. -种用于管理智能油田的设备（30)，所述设备（30)的特征为： 多个油气井仪器（40)，所述井仪器（40)包括：永久井下监测系统（PDHMS)、多相流量计 (MPFM)、井口压力（WHP)和井口温度（WHT)测量装置、油管或套管环空（TCA)压力测量、以 及可选择地根据要求采用的潜油电泵（ESP); 用于智能油气采收油田系统的管理控制和数据获取（SCADA)系统，所述SCADA系统可 操作地耦接至所述多个井仪器（4)以从这些井仪器处接收数据； 用于所述智能油田系统的综合处理（PI)服务器，所述PI服务器可操作地耦接至所述 SCADA系统以从所述SCADA系统处接收数据； 动态油田数据分析计算机（31)，其包括处理器（33)和计算机可读介质，所述计算机可 读介质包括与所述处理器（33)耦接的存储器（35)，所述动态油田数据分析计算机（31)可 操作地耦接至所述PI服务器以从PI服务器处接收数据； 动态油田数据分析计算机程序代码（51)，其存储在所述动态油田数据分析计算机 (31)的所述存储器（35)中并且包含指令，当所述动态油田数据分析计算机（31)执行所述 指令时使得所述计算机（31)执行以下操作 ： 接收智能油田系统的至少实质上实时的动态油田数据，所述至少实质上实时的油田数 据包括多个井仪器（40)中的每个井仪器的一个或多个井仪器数据值； 分析所述动态油田数据的有效性，所述分析包括将所述多个井仪器（40)中至少一个 的一个或多个井仪器数据值和与其相关联的验证标准进行比较； 当一个或多个井仪器数据值分别落在各自的验证标准之内时，验证所述至少一个井仪 器的一个或多个井仪器数据值有效；以及 当一个或多个井仪器数据值分别落在各自的验证标准之外时，标记所述至少一个井仪 器的一个或多个井仪器数据值。
62. 如权利要求61所述的设备（30)，其中所述验证标准包括至少一个井仪器的期望井 仪器数据值的范围，该范围基于所述多个井仪器（40)中至少两个其他井仪器的真实数据 值来确定。
63. 如权利要求61或62所述的设备（30)，其中所述操作还包括针对所述多个井仪器 (40)中的每个在真实井仪器值之间建立神经网络以建立验证标准，从而识别落在所观察的 条件的值的期望范围之外的独立的数据点。
64. 如权利要求61-63中任一项所述的设备（30)， 其中所述接收实质上实时动态数据的操作包括从所述PI服务器处接收数据，所述PI 服务器从所述SCADA系统处接收数据，并且所述SCADA系统从所述多个井仪器（40)中的至 少三个处接收数据；以及 其中所述井仪器数据包括来自下述数据组中的至少三个数据组中的数据：实时TOHMS 压力和温度数据；实时MPFM油、气、和水流动数据；WHP和WHT数据；TCA压力数据；以及ESP 电气参数和泵参数数据。
65. 如权利要求61-64中任一项所述的设备（30)，其中所述操作还包括响应于来自井 底TOHMS压力测量单元和浅层TOHMS压力测量单元的实时动态PDHMS压力数据，估计井底 流体梯度。
66. 如权利要求65所述的设备（30)， 其中，所接收的数据包括来自所述井底TOHMS压力测量单元的实时动态TOHMS压力数 据和来自所述浅层roHMS压力测量单元的实时动态TOHMS压力数据； 其中，至少一个井仪器各自包含所述roHMS测量系统； 其中，对所述动态油田数据进行的有效性分析的操作包括对来自所述井底roHMS压力 测量单元和所述浅层roHMS压力测量单元的所述实时动态roHMS压力数据的有效性均进行 分析； 其中，所述验证标准包括所述井底roHMS压力测量单元的期望的roHMS压力数据值的 范围以及所述浅层roHMS压力测量单元的期望的roHMS压力数据值的范围；以及 其中，所述针对至少一个井仪器验证一个或多个井仪器数据值的操作包括对来自所述 井底roHMS压力测量单元和所述浅层roHMS压力测量单元的所述实时动态roHMS压力数据 均进行验证。
67. 如权利要求65所述的设备（30)，其中所述操作还包括： 确定实时动态WHP数据的趋势； 确定实时动态WHT数据的趋势； 当所述井底流体梯度趋势升高、所述井口压力趋势降低、以及所述井口温度趋势升高 时确定井的入水率大量提高。
68. 如权利要求61-67中任一项所述的设备（30)，其中所述操作还包括： 响应于来自井底roHMS压力测量单元和浅层roHMS压力测量单元的实时动态roHMS压 力数据，估计井底流体梯度趋势； 当所估计的井底流体梯度趋势改变为较高值并且所述MPFM值表明产水量低或为零 时，标记所述MPFM具有潜在的校准问题；以及 当所估计的井底流体梯度趋势实质上上未改变为较高值并且所述MPFM值表明产水量 大时，标记所述MPFM具有潜在的校准问题。
69. 如权利要求68所述的设备（30)， 其中，所接收的数据包括从所述井底TOHMS压力测量单元接收的所述实时动态TOHMS 压力数据、从所述浅层TOHMS压力测量单元接收的所述实时动态TOHMS压力数据、以及以 下数据中的一个或多个：单独和共同限定井口数据的实时动态WHP数据和实时动态WHT数 据； 其中，对所述动态油田数据进行的有效性分析的操作包括对来自所述井底roHMS压力 测量单元和所述浅层roHMS压力测量单元的所述实时动态roHMS压力数据的有效性、以及 实时动态井口数据的有效性均进行分析；以及 其中，所述针对至少一个井仪器验证一个或多个井仪器数据值的操作包括对来自所述 井底roHMS压力测量单元和所述浅层roHMS压力测量单元的所述实时动态roHMS压力数 据、以及所述井口数据均进行验证。
70.如权利要求61-69中任一项所述的设备（30)，其中所述操作还包括： 响应于来自井底roHMS压力测量单元和浅层roHMS压力测量单元的实时动态roHMS压 力数据，估计井底流体梯度趋势； 当所估计的井底流体梯度趋势朝较低值改变时并且所述MPFM值表明气体比率没有提 商或提商很少时，标记所述MPFM具有潜在的校准问题；以及 当所估计的井底流体梯度趋势实质上未朝较低值改变并且所述MPFM值表明气体比率 大量提高时，标记所述MPFM具有潜在的校准问题。
【文档编号】E21B43/00GK104093931SQ201280065604
【公开日】2014年10月8日 申请日期:2012年12月31日 优先权日:2011年12月31日
【发明者】阿卜杜勒·纳赛尔·阿比特拉比, 法赫德·阿勒-阿杰米, 马克·拉蒙塔涅, 马吉德·阿瓦杰 申请人:沙特阿拉伯石油公司