CN105658909B - 利用来自井下测量仪表的实时压力数据确定三维储层压力 - Google Patents
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Abstract
在现有的储层中，使用现场实时测量仪表来测量井生产速率、注入速率和压力数据。将生产速率和注入速率作为输入录入到数据处理系统中的历史匹配模型。通过使用储层仿真器运行更新的历史匹配模型，生成预测的随时间的储层压力测量。在指定日期或时间切片从储层生产获得的实际储层数据值与在相同日期或时间切片从储层仿真器获得的预测数据进行对比。在每个时间切片，通过井模型将在井眼测量到的实时压力值转换为储层压力。随后，使用地理统计建模处理，在整个三维空间，将实时储层压力值与预测的储层压力用于对储层压力阵列进行插值。
Description
技术领域
本发明涉及根据在生产井、注入井和观测井处获得的相对少量的实时井下压力测量结果来确定整个生产油气储层的储层压力。
背景技术
在石油和天然气工业中，为了开采和生产的目的，需要对大量的数据进行处理来进行计算机仿真、建模和分析。例如，地下油气储层的开发通常包括对储层的计算机仿真模型的开发和分析。这些地下油气储层通常是同时包含石油流体混合物和水的复杂岩层。储层流体所含物通常以两种或多种流体相存在。储层流体中的石油混合物是由被钻入并在这些岩层中完成的井生成。
具有现实地质特征和性质、适当的现场流体分布、以及流体初始压力状态的计算机储层模型也有助于预测将来对油气储层的油气的最优回收。油气公司已经开始依赖这种模型作为增强开采石油储备的能力的重要工具。
期望能够对这种储层中的压力状态进行监控从而对生产进行优化。可以对生产速率或注入速率进行调整，以去除可以通过这种监控观察到的不期望的高压或低压区域。为了储层规划的目的，在计算机中对储层进行仿真，并在储层的预期寿命内以估计的产量运行数次。
在仿真模型中，储层被组织为多个单独的单元。越来越精确的地震数据允许这些单元具有大约25米的平面(x和y轴)间距。对于已知的大型储层，单元的数量至少为数亿个，偶尔会遇到被称为千兆单元规模(十亿单元或更多)的储层。
如模型M(图1)所示的在期望的储层寿命内对生产数据进行仿真的示例储层类型为通常被本领域内的技术人员称为大型储层的储层。大型储层可以在地面下具有若干英里的长度、宽度和深度，并例如可具有大约三千亿立方英尺的体积或尺寸。
储层被组织为对应于储层的三维尺寸范围的矩阵，该矩阵由许多邻近的三维单元组成。储层矩阵通常包含数百万个单元，以获得尽可能准确的储层状态的指示。实际的储层模型可具有数百万个这样的单元。
对于这种类型的储层，井的实际数量也可以是一千个左右，每个井具有许多打入到生产层中的射孔。通常，不是储层中的所有井中都具有被称为永久性井下压力计用以监控在其位置处的储层的仪表。但是，这代表在储层的巨大体积中的仅一个点处的压力测量结果。
因此，储层中仅相对少量的井具有这种压力计，并且如前面所述，该储层可能具有大尺寸的地下宽度、广度和深度，这会导致模型中存在非常多的单元。相对于储层体积，数据点是极其缺乏的。
因此，测量实际井压的条件和空间量与油藏工程师希望用于储层生产优化的储层压力是完全不同的。储层中有限数量的具有压力计的井处的压力测量无法提供储层的全部三维范围上的关注的储层压力状态的准确指示。
发明内容
简要地，本发明提供了一种新的且改进的计算机实施的方法，其在地下油气生产储层中的三维储层的数据处理系统中获取测量，出于建模的目的将该地下油气生产储层分割成储层模型，储层模型被分割为遍布储层的三维空间的单元栅格的阵列，该储层具有多个生产油气的生产井、多个用于将流体注入到储层中以仿真生产的注入井，以及多个用于监控储层压力的观测井，不是所有的生产井、注入井和观测井中都安装有永久性井下压力测量系统。本发明的计算机处理方法根据来自测量系统的测量，接收来自生产井的实时压力和流速数据、来自注入井的实时压力和流速数据、以及来自观测井的实时压力数据。使用具有更新的生产和注入速率的历史匹配模型，在储层压力的数据处理系统中的储层仿真器上对遍布储层的三维空间的单元的全阵列中的单元执行仿真压力计算。针对具有井下压力计的井获取实时储层压力与仿真压力之间的压力差的测量。根据针对井获得的实时储层压力与仿真压力之间的压力差的测量，对遍布储层的三维空间的单元的全阵列中的单元执行压力的地理统计插值。随后根据所执行的地理统计插值的结果，对储层的三维空间的全阵列执行实时高级压力的测量，将储层的三维空间的全阵列的实时高级压力的测量聚集到数据处理系统的存储器中。
本发明还提供了一种新的且改进的数据处理系统，其用于在地下油气生产储层中的三维储层的数据处理系统中获取测量，出于建模的目的将地下油气生产储层分割成储层模型，储层模型被分割为遍布储层的三维空间的单元栅格的阵列，该储层具有多个生产油气的生产井、多个用于将流体注入到储层中以仿真生产的注入井，以及多个用于监控储层压力的观测井，不是所有的生产井、注入井和观测井中都安装有永久性井下压力测量系统。数据处理系统包括处理器，其根据来自测量系统的测量，接收来自生产井的实时压力和流速数据、来自注入井的实时压力和流速数据、以及来自观测井的实时压力数据。处理器根据来自测量系统的压力测量，针对安装了永久性井下压力测量系统的井获取实时储层压力的测量，并使用具有更新的生产和注入速率的历史匹配模型，在储层压力的储层仿真器上对遍布储层的三维空间的单元的全阵列中的单元执行仿真压力计算。处理器还针对井获取实时储层压力与仿真压力之间的压力差的测量。处理器还根据针对井获得的实时储层压力与仿真压力之间的压力差的测量，对遍布储层的三维空间的单元的全阵列中的单元执行压力的地理统计插值，并且根据所执行的地理统计插值的结果，对储层的三维空间的全阵列形成实时高级压力的测量。处理器对储层的三维空间的全阵列的实时高级压力的测量进行聚集；数据处理系统的存储器对所聚集的储层的三维空间的全阵列的实时高级压力的测量进行存储。数据处理系统的输出显示器对所确定的储层的三维空间的全阵列的实时高级压力的测量中的选定测量形成显示。
本发明还提供了一种新的且改进的数据存储设备，其在计算机可读介质中存储计算机可操作指令，该指令用于使数据处理系统在地下油气生产储层中的三维储层的数据处理系统中获取测量，出于建模的目的将地下油气生产储层分割成储层模型，储层模型被分割为遍布储层的三维空间的单元栅格的阵列，该储层具有多个生产油气的生产井、多个用于将流体注入到储层中以仿真生产的注入井，以及多个用于监控储层压力的观测井，不是所有的生产井、注入井和观测井中都安装有永久性井下压力测量系统。存储在数据存储设备中的指令使数据处理系统中的处理器根据来自测量系统的测量，接收来自生产井的实时压力和流速数据、来自注入井的实时压力和流速数据、以及来自观测井的实时压力数据。该指令还使处理器根据来自测量系统的压力测量，针对安装了永久性井下压力测量系统的井获取实时储层压力的测量，并且使用具有更新的生产和注入速率的历史匹配模型，在储层压力的储层仿真器上对遍布储层三维空间的单元的全阵列中的单元执行仿真压力计算。该指令还使处理器针对井获取实时储层压力与仿真压力之间的压力差的测量。随后，该指令使处理器根据针对井获得的实时储层压力与仿真压力之间的压力差的测量，对遍布储层三维空间的单元的全阵列中的单元执行压力的地理统计插值，并且根据所执行的地理统计插值的结果，对储层的三维空间的全阵列形成实时高级压力的测量。该指令还使处理器对储层的三维空间的全阵列的实时高级压力的测量进行聚集，并将所聚集的储层的三维空间的全阵列的实时高级压力的测量存储到数据处理系统的存储器中。
附图说明
图1是地下油气储层模型的示意图。
图2是示出安装在图1的储层中的选定数量的井中的压力井下测量系统的示意图。
图3是根据本发明的在用于利用来自井底测量仪表的实时压力数据进行三维储层压力确定的数据处理系统中执行的一组数据处理步骤的功能框图。
图4是根据本发明的用于利用来自地表下地球地层的井底测量仪表的实时压力数据进行三维储层压力确定的数据处理系统的示意框图。
图5是模拟的储层模型的储层压力与根据本发明的使用来自地表下地球地层的井下测量仪表的实时压力数据进行的三维储层压力确定结果的对比结果显示。
具体实施方式
在附图中，字母M表示地下油气储层的一部分的简化模型，对于所述油气储层，根据针对储层的各单元获得的地质和流体特征信息，在根据本发明的估计生产周期内对基于运行条件和参数的生产结果进行了仿真。于是，所获得的结果是可用的，并将其用于历史性能的仿真，并用于预测储层的产量。根据该仿真的结果，然后形成诸如美国专利第7,526,418号中描述和示出的模型，这些模型可用于评估和分析。美国专利第7,526,418号由本发明的受让人拥有，并且通过引用将其并入本文。
对于大型储层，储层的物理尺寸可以是地下若干英里的长度、宽度和深度的范围，并且例如可以具有大约三千亿立方英尺的体积或尺寸。该尺寸的储层的单元数量例如通常是大约数亿个。
对于该类型的储层，井的实际数量也可能是大约一千个，每个井具有许多打入到生产地层中的射孔。通常，储层中的有限数量的井中具有被称为永久性井下压力计用以监控其位置处的储层的仪表。但是，这代表储层体积中的仅一个点处的压力测量。
因此，储层中仅较少数量的井具有这种压力计，并且如前面所述，该储层可具有大尺寸的地下宽度、广度和深度，这导致模型中存在非常大量的单元。相对于储层体积，储层压力数据点是极其缺乏的。
图2示出了图1的模型M所例示的类型和尺寸的大规模储层R的一部分的井W的群组G的示例性放置。群组G中的井通常包括生产井、注入井和观测井，它们在储层的范围内间隔排列。如图所示，由群组G表示的井W中的一些具有永久性井下测量系统20，它们被称为PDHMS。PDHMS 20例如可以是美国专利第8,078328号和第8,312,320号中描述的类型，它们均由本发明的受让人拥有。美国专利第8,078,328号和第8,312,320号中公开的主题通过引用并入本文。
PDHMS 20包括从井下传感器22实时接收储层和井数据的表面单元。井下传感器22获取目标数据，并且为了本发明的目的，井下传感器包括位于储层中的大量井之中的选定井群组G中的选定深度和位置处的井W中的井下压力和温度传感器。
井下传感器22提供从它们所安装到的井W采集的实时压力和温度数据，具有主机计算机或数据处理系统D(图4)的监督控制和数据获取(SCADA)系统对从群组G的井中采集到的数据进行采集和组织。PDHMS 20还包括记录群组G中的注入井的生产和注入数据的传感器，监督控制和数据获取系统也对这些数据进行采集和组织。
转到图3，流程图F显示了一组根据本发明的方法在数据处理系统D(图4)中执行的处理步骤，其根据本发明使用来自井下压力计的实时压力数据来确定三维储层压力。流程图F指出了本发明的基本的计算机处理序列以及在数据处理系统D中进行的用于根据本发明的三维储层压力确定的计算。
如步骤30所示，本发明的方法基于输入数据，输入数据包括如上面所述的在生产井、注入井和观测井W处通过如图2所示的PDHMS测量到的井下压力，以及在生产井的生产和注入井的注入过程中由PDHMS 20获得的实时生产速率和注入速率。在步骤30，对实时生产速率和注入速率、以及井下压力进行过滤，从而去除短期瞬态，并对它们进行存储，用作日常数据输入条目，作为步骤32中的生产和注入速率和步骤34中的井下压力。根据计算出的安装在井中的两个压力计之间的压力梯度，将井下测量仪表测量到的实时井压值转换为顶部射孔处的井底流动压力(FBHP)值，并通过井模型将这些FBHP值变换为储层压力。
如图3中对步骤42的输入所示，步骤32中的(在步骤30中采集的)生产速率和注入速率被用于更新历史匹配模型，所述历史匹配模型于步骤40中在数据处理系统D(图4)上运行，以在所选择的目标时间(也称为时间切片)生成三维储层压力分布。
在步骤40，生产速率和注入速率作为额外输入数据录入到历史匹配模型中。在步骤46，使用适合的储层仿真器运行在步骤44中更新的历史匹配模型，储层仿真器例如为2011年(Dogru)的SPE 142297“New Frontiers in Large Scale Reservoir Simulation”中描述的和2009年(Dogru)的SPE 119272“A Next-Generation Parallel ReservoirSimulator for Giant Reservoirs”中描述的，被称为“GigaPOWERS”的储层模拟器。
在步骤36中，使用步骤34中的井下压力，在每个时间切片通过井模型(Peaceman，1978,1983)形成井顶部射孔位置处的储层压力值，作为实时压力对象Prt。例如，在Peaceman，D.W.:“Interpretation of Well Block Pressures in Numerical ReservoirSimulation,”SPEJ(1978年6月)183-94；Trans.,AIME,265中以及在Peaceman,D.W.:“Interpretation of Well Block Pressures in Numerical Reservoir Simulationwith Non-Square Grid Blocks and Anisotropic Permeability,”SPEJ(1983年6月)531-43中描述了一种适合的这样的井模型。在步骤38中，针对井顶部射孔位置将实时压力对象Prt存储为分压力阵列，该阵列是储层中具有井下压力测量系统22的井W中的井射孔的三维特性对象。通常，特别在储层处于一次采油状态下时，仅在含油地带完成井；因此，从生产井数据读数获得的数据中缺少了含气和水地带的重要压力信息。为了提高校准压力的质量，优选的是包括在观测井中的含气和水地带采集的压力数据。如果该数据不可获得，则可从一些重要位置处的仿真压力中选取该数据。在步骤38中得到的实时压力对象Prt被载入到适当的商业上可获得的地理&地质(G&G)软件包中。G&G软件包为本发明提供了对对象的算术运算、地理统计插值功能和图形显示功能。G&G处理软件可以是例如可从Schlumberger有限公司获得的被称为Petrel的产品。
在预先描述的时间切片或时刻，写入在步骤46中通过储层仿真器确定的整体模型的三维仿真压力阵列。在预先描述的目标时间切片，在步骤46中更新的历史匹配模型生成整体储层的单元的全阵列的储层压力阵列Psim。
在步骤48，将预先描述的时间切片的仿真储层压力阵列导入到Petrel或类似的G&G软件包中，作为仿真压力对象Psim。
步骤50包括：计算机C(图4)使用Petrel或类似的G&G软件包计算井的实时储层压力与仿真压力之间的压力差的测量。在步骤52，创建压力差对象ΔP，其定义为实时压力减去仿真压力。由于实时压力的计算是对井顶部射孔进行的，因此ΔP部分阵列只包含相同位置的计算值。
步骤54包括：计算机C(图4)使用Petrel或类似的G&G软件包对储层R中的所有单元形成高级(upscale)压力差对象ΔP。高级压力差对象ΔP是在步骤54中使用地理统计插值功能填入的。
一个优选的这种地理统计插值功能是被称为克里格(kriging)的插值方法。克里格插值方法提供了整个三维储层的储层压力值的地理统计估计。克里格方法可推断储层的三维空间中无法获得储层压力数据读数的坐标处的储层单元的储层压力随机场的值。克里格插值基于从处理数据读数获得的输入克里格参数值，所述处理数据读数是由井W的PDHMS20的永久性井下传感器22提供的。
在步骤54的地理统计插值克里格中，仿真压力差对象(实时压力与仿真压力之间的差)被用作主要克里格参数，仿真压力对象Psim被用作协同克里格(co-kriging)参数。一种适合的这种克里格技术被称为快速并置协同克里格，其使用众所周知的分解技术实施，该分解技术能够分裂成克里格和简单贝叶斯协同克里格更新(Petrel2011-PropertyModeling Course Manual)，它可以作为Petrel或类似的G&G软件包中的模块获得。应当理解，如果需要，也可以使用其它功能。
在步骤54，利用上面描述的克里格方法，分布稀疏的压力差对象ΔP被完全地填充，用于步骤56中的储层三维的全阵列。如步骤58所示，根据步骤48的仿真压力结果和步骤56的完全填充的ΔP结果，由计算机C(图4)形成储层三维的全阵列的模拟实时高级压力Pcal。
在步骤58中，步骤60中的模拟实时高级压力Pcal聚集到数据处理系统D(图4)的存储器中，并且随后能够使用Petrel或类似的G&G软件包输出显示，以及由油藏工程师分析压力分布，以用于生产/注入优化。
本发明提供了一种使用实时生产和注入数据(包括在井位置测量到的井下压力)将三维储层压力分布可视化的极好方法。使用本发明提供的信息，油藏工程师可以通过调整生产和注入速率快速地去除掉储层中不想要的高压或低压区域，或者对新井进行规划从而优化现场生产。
如图4所示，根据本发明的数据处理系统D包括计算机C，计算机C具有处理器100和耦接到处理器100的存储器102，存储器102中存储操作指令、控制信息和数据库记录。数据处理系统D可以是具有适当处理能力的任何传统类型的计算机，例如主机、个人计算机、膝上型计算机、或者任何其它适合的处理装置。因此，应当理解的是，许多商业上可获得的数据处理系统和多种类型的计算机可以用于该目的。
计算机C具有用户界面104和输出数据显示器106，输出数据显示器106用于显示根据本发明使用来自井下测量仪表的实时压力数据确定三维储层压力的输出数据或记录。输出显示器106包括诸如打印机和输出显示屏的组件，输出显示屏能够以图形、数据表、图形图像、数据图等形式提供打印的输出信息或可视显示作为输出记录或图像。
计算机C的用户界面104还包括适当的用户输入设备或输入/输出控制单元108，其用于使用户能够控制或访问信息和数据库记录以及操作计算机C。数据处理系统D还包括存储在计算机存储器中的数据库110，所述存储器可以是内部存储器102，或者是如112所示的位于相关联的数据库服务器114中的外部的、网络的、或非网络的存储器。
数据处理系统D包括以非瞬时形式存储在计算机C的存储器102中的程序代码116。根据本发明的程序代码116的形式是非瞬时计算机可操作指令，该指令会使得数据处理器100以上面所描述的和图3中所示出的方式执行本发明的计算机实施的方法。
应当注意到，程序代码116的形式可以是提供用以控制数据处理系统D的功能并指导其操作的特定的有序操作集的微代码、程序、例程、或符号性计算机可操作语言。程序代码116的指令可以以非瞬时形式存储在计算机C的存储器102中，或者存储在计算机磁盘、磁带、传统硬盘驱动器、电子只读存储器、光存储设备、或其它适当的存储有计算机可用介质的非瞬时性数据存储设备。程序代码116还可包含在诸如服务器114的数据存储设备上，作为非瞬时性计算机可读介质。
本发明的方法已经应用于历史匹配模型中的模拟储层数据组和校准的实时三维储层压力，并将结果与模拟模型进行对比。已经发现，使用本发明的插值方法获得的储层单元的校准压力比仿真压力更接近实时压力。因此，本发明的技术提供了用于将实时储层压力可视化的有价值的工具。
在沙特阿拉伯的工作现场创建了模拟模型来测试该方法。该模拟模型具有6百万个单元和83个井。该模拟仿真模型描绘储层状况并用于生成实时数据。通过该模拟模型构建了具有大约70％的匹配质量的历史匹配模型。
为了提供该模拟数据测试中获得的结果的量化评估，对R因子进行了确定。R因子是来自实际储层压力的校准压力相对于仿真压力的偏差的度量。
如果R小于1，则校准压力Pcal比仿真压力Psim更接近实时压力Prt。图5是所执行的实验的R因子的显示。绘制结果的一致性表明，在150处绘制的R因子的值位于显示键152所指示的范围内，即该所绘制的储层的该部分的R小于1。在实际实践中，数据图150通常是彩色的并且几乎是一致的颜色，R因子的值由整个数据图显示并且在显示键152中以附带颜色识别。
根据前文可以看到，本发明提供了对井数据的实时观测，从而确保优良质量的校准压力对象Pcal。在现有的储层中利用现场实时测量仪表对井生产速率、注入速率和压力数据进行测量。生产速率和注入速率作为输入被录入到数据处理系统中的历史匹配模型。通过运行更新的历史匹配模型来生成随时间的储层压力测量。在每个时间切片，在井眼测量到的实时压力值通过井模型转换为储层压力。随后，利用地理统计建模处理，在整个三维空间上使用实时储层压力值与仿真压力值之间的差值对储层压力阵列进行插值。随后，计算每个单元的校准压力作为压力差与仿真压力的和。
根据前文可以看到，利用本发明，使用安装在井眼中的压力井下测量系统(PDHMS)测量现场压力数据。这些数据点相对于储层体积通常是不足的。因此，测量井压力所处的状态和空间量与目标储层的储层压力完全不同。本发明采用了实时测量、储层仿真和统计插值，提供了根据从PDHMS获得的压力数据对三维储层压力分布进行实时确定的方法。
生产速率作为输入被录入到历史匹配模型。通过运行更新的历史匹配模型生成随时间演变的储层压力。在每个时间切片，通过井模型将在井眼处测量到的实时压力值转换为储层压力。随后使用地理统计插值协同克里格方法将实时储层压力值用于对三维储层压力阵列进行插值。
本发明允许油藏工程师使用实时数据对储层压力分布进行监控。因此，可以通过调整生产速率和注入速率来减少不想要的高压或低压区域，或者对新井进行规划从而对现场生产进行优化。这进而可增加产油量并降低流体注入成本。
已经对本发明进行了充分地描述，使得本领域普通技术人员能够复制和获得本文所述的本发明的成果。但是，本发明主题所属技术领域内的任何技术人员，可对本发明进行本文的请求中未描述的修改，并将这些修改应用到确定的方法中，或者在执行时，要求按照下面的权利要求来要求保护的主题；这些技术和程序应当覆盖在本发明的范围内。
应当注意和理解的是，在不脱离所附权利要求中阐述的本发明的精神或范围的情况下，可以对上面详细描述的本发明进行改进和修改。
Claims (14)
1.一种计算机实施的方法，其在地下油气生产储层中的三维储层的数据处理系统中获取测量，出于建模的目的将所述地下油气生产储层分割成储层模型，储层模型被分割为遍布储层的三维空间的单元栅格的阵列，所述储层具有多个生产油气的生产井和多个用于将流体注入储层以对生产进行仿真的注入井，不是所有的生产井和注入井中都安装有永久性井下压力测量系统，所述方法包括如下计算机处理步骤：
(a)根据来自测量系统的测量，接收来自生产井的实时压力和流速数据、来自注入井的实时压力和流速数据以及来自观测井的实时压力数据；
(b)根据来自测量系统的压力测量，获取分压力阵列的实时储层压力的测量，所述分压力阵列由安装了永久性井下压力测量系统的井组成；
(c)使用更新的历史匹配模型，在数据处理系统中的储层仿真器上对遍布储层的三维空间的单元的全阵列中的单元执行仿真压力计算；
(d)针对具有井下压力计的井，获取实时储层压力与仿真压力之间的压力差的测量；
(e)根据针对具有井下压力计的井所获得的实时储层压力与仿真压力之间的压力差的测量，对遍布储层的三维空间的全阵列的单元的全阵列中的单元执行压力的地理统计插值；
(f)根据所执行的地理统计插值的结果，对储层的三维空间的全阵列形成实时高级压力的测量；
(g)将针对储层的三维空间的全阵列的实时高级压力的测量聚集到数据处理系统的存储器中。
2.如权利要求1所述的计算机实施的方法，其中执行压力的地理统计插值的步骤包括：根据获得的针对具有井下压力计的井的实时储层压力的测量，执行克里格操作。
3.如权利要求2所述的计算机实施的方法，其中所获得的针对井的实时储层压力与仿真压力之间的压力差的测量作为主要克里格参数用于执行克里格操作。
4.如权利要求2所述的计算机实施的方法，其中仿真储层压力作为协同克里格参数用于执行克里格操作。
5.如权利要求1所述的计算机实施的方法，还包括步骤：对所确定的针对储层的三维空间的全阵列的实时高级压力的测量中的选定测量，形成输出显示。
6.一种数据处理系统，用于在地下油气生产储层中的三维储层的数据处理系统中获取测量，出于建模的目的将所述地下油气生产储层分割成储层模型，储层模型被分割为遍布储层的三维空间的单元栅格的阵列，所述储层具有多个生产油气的生产井、多个用于将流体注入到储层中以对生产进行仿真的注入井，以及多个用于监控储层压力的观测井，不是所有的生产井、注入井和观测井中都安装有永久性井下压力测量系统，所述数据处理系统包括：
(a)处理器，其执行如下步骤：
(1)根据来自测量系统的测量，接收来自生产井的实时压力和流速数据、来自注入井的实时压力和流速数据以及来自观测井的实时压力数据；
(2)根据来自测量系统的压力测量，针对安装了永久性井下压力测量系统的井获取实时储层压力的测量；
(3)使用更新的历史匹配模型，在数据处理系统中的储层仿真器上对遍布储层的三维空间的单元的全阵列中的单元执行仿真压力计算；
(4)针对井获取实时储层压力与仿真压力之间的压力差的测量；
(5)根据所获得的针对井的实时储层压力与仿真压力之间的压力差的测量，对遍布储层的三维空间的单元的全阵列中的单元执行压力的地理统计插值；
(6)根据所执行的地理统计插值的结果，对储层的三维空间的全阵列形成实时高级压力的测量；
(7)对针对储层的三维空间的全阵列的实时高级压力的测量进行聚集；
(b)存储器，其对所聚集的针对储层的三维空间的全阵列的实时高级压力的测量进行存储；以及
(c)输出显示器，其对所确定的针对储层的三维空间的全阵列的实时高级压力的测量中的选定测量形成显示。
7.如权利要求6所述的数据处理系统，其中在执行压力的地理统计插值时，处理器根据针对具有井下压力计的井获得的实时储层压力的测量来执行克里格操作。
8.如权利要求7所述的数据处理系统，其中在执行克里格操作时，处理器使用针对井获得的实时储层压力与仿真压力之间的压力差的测量，来作为主要克里格参数。
9.如权利要求7所述的数据处理系统，其中在执行克里格操作时，处理器使用所获得的仿真压力作为协同克里格参数。
10.一种数据存储设备，其在计算机可读介质中存储有非瞬时性计算机可操作指令，该指令使数据处理系统在地下油气生产储层中的三维储层的数据处理系统中获取测量，出于建模的目的将所述地下油气生产储层分割成储层模型，储层模型被分割为遍布储层的三维空间的单元栅格的阵列，所述储层具有多个生产油气的生产井、多个用于将流体注入到储层中以对生产进行仿真的注入井，以及多个用于监控储层压力的观测井，不是所有的生产井、注入井和观测井中都安装有永久性井下压力测量系统，存储在数据存储设备中的指令使数据处理系统执行下面的步骤：
(a)根据来自测量系统的测量，接收来自生产井的实时压力和流速数据、来自注入井的实时压力和流速数据、来自观测井的实时压力数据；
(b)根据来自测量系统的压力测量，针对安装了永久性井下压力测量系统的井获取实时储层压力的测量；
(c)使用更新的历史匹配模型，在数据处理系统中的储层仿真器上对遍布储层的三维空间的单元的全阵列中的单元执行仿真压力计算；
(d)针对井获取实时储层压力与仿真压力之间的压力差的测量；
(e)根据针对井获得的实时储层压力与仿真压力之间的压力差的测量，对遍布储层的三维空间的单元的全阵列中的单元执行压力的地理统计插值；
(f)根据所执行的地理统计插值的结果，对储层的三维空间的全阵列形成实时高级压力的测量；以及
(g)将针对储层的三维空间的全阵列的实时高级压力的测量聚集到数据处理系统的存储器中。
11.如权利要求10所述的数据存储设备，其中指令包括使数据处理系统在执行压力的地理统计插值时执行如下步骤的指令：根据针对具有井下压力计的井获得的实时储层压力的测量来执行克里格操作。
12.如权利要求11所述的数据存储设备，其中指令包括使数据处理系统执行如下步骤的指令：使用针对井获得的实时储层压力与仿真压力之间的压力差的测量作为主要克里格参数来执行克里格操作。
13.如权利要求11所述的数据存储设备，其中指令包括使数据处理系统使用所获得的仿真压力作为协同克里格参数来执行克里格操作的指令。
14.如权利要求10所述的数据存储设备，其中指令包括使数据处理系统执行如下步骤的指令：对所确定的针对储层的三维空间的全阵列的实时高级压力的测量中的选定测量形成输出显示。
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