CN106844975B - 一种确定注气井注入中早期co2等效波及半径的方法及装置 - Google Patents

一种确定注气井注入中早期co2等效波及半径的方法及装置 Download PDF

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Abstract

本发明提供一种确定注气井注入中早期CO2等效波及半径的方法及装置，该方法包括：在开始注入CO2的一预设时间段内的多个预设时刻测量实际井底流压；计算每个预设时刻的实际井底流压与初始实际井底流压的差值得到实际井底流压变化值；假设向注气井中注入与地下原油具有相同粘度的流体，计算所述多个预设时刻的理论井底流压变化值；将每个预设时刻的理论井底流压变化值和实际井底流压变化值的差值确定为CO2附加压力降；利用CO2附加压力降反演每个预设时刻的CO2等效波及半径。本发明结构简单、易于操作，能够准确、及时地得到CO2驱注入中早期CO2等效波及半径的持续变化情况，可以为CO2驱替中早期注采措施的调整提供可靠依据。

Description

一种确定注气井注入中早期CO2等效波及半径的方法及装置
技术领域
本发明涉及油气田开发中CO2驱注入压力分析领域，尤其是针对低渗透油藏的注气井注入中早期CO2等效波及半径的确定。
背景技术
低渗透油藏开采难度大，注水开发过程中“注入难”的问题突出，近年来发现的低渗透油藏所占比例越来越大，因此，如何有效开发低渗透油藏是当前油田开发中既存在很大难度又具有重要意义的研究课题。由于气体具有易流动、降粘、体积膨胀、降低界面张力等作用，因此气驱在解决低渗透油藏开发方面表现出独特的优势。CO2是目前气驱优选驱替剂之一，国内CO2驱在二十世纪60年代初开始进行，1963年在大庆油田进行小规模的矿场实验。目前全国开展此项工作较多的包括大庆、吉林、胜利、辽河、中原、江苏油田等。
对于CO2驱油藏，CO2驱替前缘连续监测是油藏管理的核心，是制定调整方案的基础。目前CO2驱替前缘连续监测的主要方法包括数值模拟技术、井间微地震方法和井间示踪测试方法，但其皆存在成本高、周期长的缺陷，且井间微地震方法不能得到CO2驱替前缘连续变化，井间示踪测试方法主要用于得到CO2注入中后期某一时刻的前缘位置。
发明内容
由于不能准确、及时得到注气井注入中早期CO2等效波及半径的连续变化，目前CO2驱油藏管理工作存在滞后问题，调整措施往往布置于采油井气窜后，错失了注采调整的最优时期，导致调整措施效果差。
本发明实施例的主要目的在于提供一种数据获取简便、解释结果可靠的注气井注入中早期CO2等效波及半径计算方法及装置，对提高CO2驱开发效果，实现CO2驱油藏中早期科学管理具有重要意义。
为了实现上述目的，在本发明的第一方面中，本发明提供一种确定注气井注入中早期 CO2等效波及半径的方法，包括：
在开始注入CO2的一预设时间段内的多个预设时刻测量所述注气井的井底流压，得到每个预设时刻的实际井底流压；
分别计算所述每个预设时刻的实际井底流压与初始实际井底流压的差值，得到所述每个预设时刻的实际井底流压变化值；
在假设向所述注气井中注入与地下原油具有相同粘度的流体的情况下，计算在开始注入所述流体的所述预设时间段内的所述多个预设时刻所述注气井的井底流压，得到所述每个预设时刻的理论井底流压变化值；
将所述每个预设时刻的理论井底流压变化值和实际井底流压变化值的差值确定为相应预设时刻的CO2附加压力降；
利用所述每个预设时刻的CO2附加压力降，采用如下公式计算所述每个预设时刻的CO2等效波及半径：
其中，t表示预设时刻；
r(t)表示预设时刻t的CO2等效波及半径；
表示CO2波及范围内地下原油的粘度的平均值；
kinj表示注气井近井区的渗透率；
hinj表示注气井井点的有效厚度；
表示预设时刻t的CO2附加压力降；
rw表示注气井的井筒半径；
qgas表示注入CO2的速度；
μoil表示地下原油的粘度；
μCO2表示注入的CO2在地下的粘度；
a表示粘度平均系数。
在本发明的第二方面中，本发明提供一种确定注气井注入中早期CO2等效波及半径的装置，包括：
实测模块，用于在开始注入CO2的一预设时间段内的多个预设时刻测量所述注气井的井底流压，得到每个预设时刻的实际井底流压；
第一计算模块，用于分别计算所述每个预设时刻的实际井底流压与初始实际井底流压的差值，得到所述每个预设时刻的实际井底流压变化值；
第二计算模块，用于在假设向所述注气井中注入与地下原油具有相同粘度的流体的情况下，计算在开始注入所述流体的所述预设时间段内的所述多个预设时刻所述注气井的井底流压，得到所述每个预设时刻的理论井底流压变化值；
第三计算模块，用于将所述每个预设时刻的理论井底流压变化值和实际井底流压变化值的差值确定为相应预设时刻的CO2附加压力降；
反演模块，用于利用所述每个预设时刻的CO2附加压力降，采用如下公式计算所述每个预设时刻的CO2等效波及半径：
其中，t表示预设时刻；
r(t)表示预设时刻t的CO2等效波及半径；
表示CO2波及范围内地下原油的粘度的平均值；
kinj表示注气井近井区的渗透率；
hinj表示注气井井点的有效厚度；
表示预设时刻t的CO2附加压力降；
rw表示注气井的井筒半径；
qgas表示注入CO2的速度；
μoil表示地下原油的粘度；
表示注入的CO2在地下的粘度；
a表示粘度平均系数。
借助于上述技术方案，本发明一方面在CO2驱的中早期(即在开始向注气井中注入CO2的预设时间段内)测量持续变化的井底流压，并计算该测量的井底流压与初始实际井底流压的差值，得到预设时间段内多个预设时刻的实际井底流压变化值；另一方面计算假设向注气井中注入与地下原油具有相同粘度的流体时持续变化的井底流压，得到预设时间段内多个预设时刻的理论井底流压变化值；然后通过将每个预设时刻的理论井底流压变化值和实际井底流压变化值进行对比，得出由于CO2的溶解降粘作用所导致的持续变化的井底流压变化数据，即预设时间段内多个预设时刻的CO2附加压力降；最后利用CO2附加压力降反演出CO2驱时中早期的CO2等效波及半径。相比于现有技术，本发明结构简单、易于操作，能够准确、及时地得到CO2驱注入中早期CO2等效波及半径的持续变化情况，对CO2驱替中早期注采措施的调整提供了可靠依据，解决了现有技术存在的CO2驱油藏管理工作滞后问题，对提高CO2驱开发效果，实现CO2驱油藏中早期科学管理具有重要意义。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明提供的确定注气井注入中早期CO2等效波及半径的方法的流程示意图；
图2是实施例一中注气井在注入中早期的实际井底流压变化值；
图3是实施例一中注气井在注入中早期的理论井底流压变化值；
图4是实施例一中注气井在注入中早期的CO2附加压力降；
图5是实施例一中注气井在注入中早期的CO2等效波及半径。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本领域技术技术人员知道，本发明的实施方式可以实现为一种系统、装置、设备、方法或计算机程序产品。因此，本公开可以具体实现为以下形式，即：完全的硬件、完全的软件(包括固件、驻留软件、微代码等)，或者硬件和软件结合的形式。
在向注气井中注入CO2的中早期，注气井的井底流压尚未受到采油的影响，CO2的溶解降粘作用会导致井底流压降低，随着CO2等效波及半径的增大，井底流压会持续地发生变化，这种由CO2的溶解降粘作用所导致的井底流压的持续变化情况一定程度上反映了CO2的波及范围，因此可通过计算这种由CO2的溶解降粘作用所导致的井底流压的持续变化情况，反演出CO2的等效波及半径。
为了准确计算由CO2的溶解降粘作用所导致的井底流压的持续变化情况，需要排除由于注入过程本身所导致的井底流压的变化，为此，假设向注气井中注入与地下原油具有相同粘度的流体，由于流体的粘度与地下原油的粘度一致，不会出现溶解降粘作用导致井底流压发生变化的情况，只会存在注入过程本身所导致的井底流压的变化，因此可以将这种假设情况下井底流压的变化作为参照，将在注入CO2时实际测得的井底流压的持续变化情况与假设情况下理论计算出的井底流压的持续变化情况进行对比，二者的差值即为单纯由于CO2的溶解降粘作用所导致的井底流压的持续变化情况。
基于以上发明原理，本发明提供一种确定注气井注入中早期CO2等效波及半径的方法，如图1所示，包括：
步骤S1，在开始注入CO2的一预设时间段内的多个预设时刻测量所述注气井的井底流压，得到每个预设时刻的实际井底流压。
该步骤中的预设时间段应对应于CO2驱替的中早期，具体实施时，可以为6个月、9个月、1年或其他时间，可根据实际需要设定，本发明对此不作限定，但较佳的，应小于2年，因为时间过长时，注入井注入导致的压力升高传递到采油井，此时注入井的井底流压不仅受注入量、CO2降粘作用的影响，还受采油井采出量的影响，根据本发明所得到结果的准确性会有所下降。
该步骤中的多个预设时刻应尽量均匀分布于整个预设时间段中，且相邻预设时刻之间的间隔不应太久。当这些预设时刻是均匀分布于整个预设时间段中且间隔适当时，后续计算出的结果能很好地体现出在整个预设时间段内井底流压的持续变化情况。如果这些预设时刻不是均匀分布于整个预设时间段中，则后续计算出的结果不能很好地体现井底流压的持续变化情况。如果相邻预设时刻之间的间隔过短，则可能导致后续计算量较大。
具体实施时，可综合考虑结果的准确性和计算量的大小，在预设时间段中设定多个预设时刻，以保证后续计算出的结果能很好地体现出在整个预设时间段内井底流压的持续变化情况。例如，在开始注入CO2的1年内，每隔1天测量一次注气井的井底流压，若以开始注入的当天作为第1天，则所有的预设时刻为第1天、第3天、第5天、第7天……。
具体实施时，该步骤可以利用下至注气井井底的压力计来直接测量井底流压，也可以测量注气井中任一深度处的压力数据，然后将该深度处的压力数据折算成井底流压。
以下内容中，t表示预设时刻，pinj-h(t)表示预设时刻t的实际井底流压。
步骤S2，分别计算所述每个预设时刻的实际井底流压与初始实际井底流压的差值，得到所述每个预设时刻的实际井底流压变化值。
为提高计算结果的准确性，该步骤排除了初始实际井底流压对井底流压造成的影响。其中，初始实际井底流压是指压力计下至注气井后直接测量的或折算得到的最初的井底流压。该步骤所计算出的每个预设时刻的实际井底流压变化值，即为注入CO2所导致的井底流压的持续变化数据，这其中既反应了由CO2的溶解降粘作用所导致的井底流压的持续变化情况，也反应了注入过程本身所导致的井底流压的变化情况。
以下内容中，pi表示初始实际井底流压，Δpinj-h(t)表示预设时刻t的实际井底流压变化值，则Δpinj-h(t)＝pinj-h(t)-pi。
步骤S3，在假设向所述注气井中注入与地下原油具有相同粘度的流体的情况下，计算在开始注入所述流体的所述预设时间段内的所述多个预设时刻所述注气井的井底流压，得到所述每个预设时刻的理论井底流压变化值。
为了准确计算由CO2的溶解降粘作用所导致的井底流压的持续变化情况，需要排除由于注入过程本身所导致的井底流压的变化，为此，假设向注气井中注入与地下原油具有相同粘度的流体，由于流体的粘度与地下原油的粘度一致，不会出现溶解降粘作用导致井底流压发生变化的情况，只会存在注入过程本身所导致的井底流压的变化，可以将这种假设情况下井底流压的变化作为参照，进而准确计算由CO2的溶解降粘作用所导致的井底流压的持续变化情况。
该步骤是理论计算该假设情况下注气井在各个预设时刻的理论井底流压变化值。
考虑到注气井的实际工作制度包括注气井的开井和关井状况，在一种实施例中，该步骤当注气井处于开井状态时，由考虑了启动压力梯度的不稳定渗流公式计算每个预设时刻的理论井底流压变化值；当注气井处于关井状态时，由考虑了启动压力梯度的不稳定渗流公式和压降叠加原理计算每个预设时刻的理论井底流压变化值。其中，考虑了启动压力梯度的不稳定渗流公式为：
其中，Δpinj-s1(t)表示预设时刻t的理论井底流压变化值；
μoil表示地下原油的粘度，单位为mPa.s，可由原油高压物性PVT实验测得；
qgas表示注入CO2的速度，单位为cm3/s，可根据注气井动态数据得到；
kinj表示注气井近井区的渗透率，单位为μm2，可根据常规的注气井单井不稳定试井解释得到；
hinj表示注气井井点的有效厚度，单位为cm，可根据测井解释成果得到；
rw表示注气井的井筒半径，单位为cm；
ηinj表示注气井的导压系数；
λ表示启动压力梯度，单位为atm/cm；
φinj表示注气井井点的孔隙度，可根据测井解释成果得到；
ct表示综合压缩系数，单位为atm-1。
以下内容中，Δpinj-s(t)表示预设时刻t的流体驱致理论井底流压变化值。
步骤S4，将所述每个预设时刻的理论井底流压变化值和实际井底流压变化值的差值确定为相应预设时刻的CO2附加压力降。
根据前述介绍，步骤S2计算得到的每个预设时刻的实际井底流压变化值，既反映了由 CO2的溶解降粘作用所导致的井底流压的持续变化情况，也反映了注入过程本身所导致的井底流压的变化情况；步骤S3计算得到的每个预设时刻的理论井底流压变化值，只反映了注入过程本身所导致的井底流压的变化情况。
该步骤的目的是排除掉步骤S2计算得到的每个预设时刻的实际井底流压变化值中由于注入过程本身所导致的井底流压的变化情况，得到的结果为CO2附加压力降，只反映了由CO2的溶解降粘作用所导致的井底流压的持续变化情况，该结果可用于反演CO2的等效波及半径。
以下内容中，表示预设时刻t的CO2附加压力降。
步骤S5，利用所述每个预设时刻的CO2附加压力降，采用如下公式计算所述每个预设时刻的CO2等效波及半径：
其中，t表示预设时刻，单位为s；
r(t)表示预设时刻t的CO2等效波及半径，单位为cm；
表示CO2波及范围内地下原油的粘度的平均值，单位为mPa.s；
kinj表示注气井近井区的渗透率，单位为μm2，可根据常规的注气井单井不稳定试井解释得到；
hinj表示注气井井点的有效厚度，单位为cm，可根据测井解释成果得到；
表示预设时刻t的CO2附加压力降，单位为atm；
rw表示注气井的井筒半径，单位为cm；
qgas表示注入CO2的速度，单位为cm3/s，可根据注气井动态数据得到；
μoil表示地下原油的粘度，单位为mPa.s，可由原油高压物性PVT实验测得；
表示注入的CO2在地下的粘度，单位为mPa.s；
a表示粘度平均系数，对于胜利油田的原油性质可取值为2.5。
本发明一方面在CO2驱的中早期测量持续变化的井底流压，另一方面理论计算假设向注气井中注入与地下原油具有相同粘度的流体时持续变化的井底流压，然后通过将测量得到的井底流压与理论计算得到的井底流压进行对比，得出由于CO2的溶解降粘作用所导致的持续变化的井底流压变化数据，即预设时间段内多个预设时刻的CO2附加压力降，最后利用CO2附加压力降反演出CO2等效波及半径。
相比于现有技术，本发明结构简单、易于操作，能够准确、及时地得到CO2驱注入中早期CO2等效波及半径的持续变化情况，对CO2驱替中早期注采措施的调整提供了可靠依据，解决了现有技术存在的CO2驱油藏管理工作滞后问题，对提高CO2驱开发效果，实现CO2驱油藏中早期科学管理具有重要意义。
实施例一
本实施例利用组分理论模型验证本发明提供的确定注气井注入中早期CO2等效波及半径的方法的有效性和可靠性。
本实施例中设计组分理论模型，地质模型平面大小为999m×999m，网格维数111×111 ×3＝36963，网格大小9m×9m×5m。加密近井180m×180m区域内的网格，加密网格维数123×123×3＝45387，加密网格大小3m×3m×1m。模型为五点井网，渗透率为5×10-3μm2，孔隙度为0.15。注气井位于模型中心，日注气量5000sm3/d。地下原油粘度2.8mPa.s，地下 CO2粘度0.04mPa.s，井筒半径0.1m。注气井近井渗透率为5×10-3μm2，为连续注入。
(1)利用数值模拟方法模拟在开始注入CO2的600天(中早期)内每隔5天测量得到的实际井底流压，并计算实际井底流压与初始实际井底流压的差值，得到实际井底流压变化值，如图2所示。
(2)利用不稳定渗流公式计算在开始注入CO2的600天(中早期)内每隔5天的理论井底流压变化值，如图3所示。
(3)计算在相同时刻的图3中的理论井底流压变化值与图2中的实际井底流压变化值之差，结果为相应时刻的CO2附加压力降，如图4所示。
(4)利用本发明提供的方法由CO2附加压力降反演得到CO2等效波及半径，如图5所示。
通过图5可知，将利用本发明提供的方法反演得到CO2等效波及半径，与单纯利用数值模拟技术得到的“CO2波及前缘”和物质守恒计算得到的“CO2等效波及前缘”对比，验证了本发明提供的方法在确定注气井注入中早期CO2等效波及半径的合理性。
本发明还提供一种确定注气井注入中早期CO2等效波及半径的装置，包括：
实测模块，用于在开始注入CO2的一预设时间段内的多个预设时刻测量所述注气井的井底流压，得到每个预设时刻的实际井底流压；可选的，所述多个预设时刻是均匀划分所述预设时间段得到的时刻。
第一计算模块，用于分别计算所述每个预设时刻的实际井底流压与初始实际井底流压的差值，得到所述每个预设时刻的实际井底流压变化值；
第二计算模块，用于在假设向所述注气井中注入与地下原油具有相同粘度的流体的情况下，计算在开始注入所述流体的所述预设时间段内的所述多个预设时刻所述注气井的井底流压，得到所述每个预设时刻的理论井底流压变化值；
第三计算模块，用于将所述每个预设时刻的理论井底流压变化值和实际井底流压变化值的差值确定为相应预设时刻的CO2附加压力降；
反演模块，用于利用所述每个预设时刻的CO2附加压力降，采用如下公式计算所述每个预设时刻的CO2等效波及半径：
其中，t表示预设时刻；
r(t)表示预设时刻t的CO2等效波及半径；
表示CO2波及范围内地下原油的粘度的平均值；
kinj表示注气井近井区的渗透率；
hinj表示注气井井点的有效厚度；
表示预设时刻t的CO2附加压力降；
rw表示注气井的井筒半径；
qgas表示注入CO2的速度；
μoil表示地下原油的粘度；
表示注入的CO2在地下的粘度；
a表示粘度平均系数。
可选的，所述第二计算模块进一步可以包括开井状态计算模块和关井状态计算模块；所述开井状态计算模块用于在注气井处于开井状态时，利用考虑了启动压力梯度的不稳定渗流公式计算所述每个预设时刻的理论井底流压变化值；所述关井状态计算模块用于在注气井处于关井状态时，利用考虑了启动压力梯度的不稳定渗流公式并结合压降叠加原理计算所述每个预设时刻的理论井底流压变化值；其中，所述的考虑了启动压力梯度的不稳定渗流公式为：
其中，Δpinj-s1(t)表示预设时刻t的理论井底流压变化值；
ηinj表示注气井的导压系数；
λ表示启动压力梯度；
φinj表示注气井井点的孔隙度；
ct表示综合压缩系数。
该装置与图1所示的确定注气井注入中早期CO2等效波及半径的方法基于相同的发明思想实现，其具体实施方式可参照前述对确定注气井注入中早期CO2等效波及半径的方法的介绍，此处不再赘述。以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
本领域技术人员还可以了解到本发明实施例列出的各种说明性逻辑块(illustrative logical block)，单元，和步骤可以通过电子硬件、电脑软件，或两者的结合进行实现。为清楚展示硬件和软件的可替换性(interchangeability)，上述的各种说明性部件(illustrative components)，单元和步骤已经通用地描述了它们的功能。这样的功能是通过硬件还是软件来实现取决于特定的应用和整个系统的设计要求。本领域技术人员可以对于每种特定的应用，可以使用各种方法实现所述的功能，但这种实现不应被理解为超出本发明实施例保护的范围。
本发明实施例中所描述的各种说明性的逻辑块，或单元，或装置都可以通过通用处理器，数字信号处理器，专用集成电路(ASIC)，现场可编程门阵列或其它可编程逻辑装置，离散门或晶体管逻辑，离散硬件部件，或上述任何组合的设计来实现或操作所描述的功能。通用处理器可以为微处理器，可选地，该通用处理器也可以为任何传统的处理器、控制器、微控制器或状态机。处理器也可以通过计算装置的组合来实现，例如数字信号处理器和微处理器，多个微处理器，一个或多个微处理器联合一个数字信号处理器核，或任何其它类似的配置来实现。
本发明实施例中所描述的方法或算法的步骤可以直接嵌入硬件、处理器执行的软件模块、或者这两者的结合。软件模块可以存储于RAM存储器、闪存、ROM存储器、EPROM 存储器、EEPROM存储器、寄存器、硬盘、可移动磁盘、CD-ROM或本领域中其它任意形式的存储媒介中。示例性地，存储媒介可以与处理器连接，以使得处理器可以从存储媒介中读取信息，并可以向存储媒介存写信息。可选地，存储媒介还可以集成到处理器中。处理器和存储媒介可以设置于ASIC中，ASIC可以设置于用户终端中。可选地，处理器和存储媒介也可以设置于用户终端中的不同的部件中。
在一个或多个示例性的设计中，本发明实施例所描述的上述功能可以在硬件、软件、固件或这三者的任意组合来实现。如果在软件中实现，这些功能可以存储与电脑可读的媒介上，或以一个或多个指令或代码形式传输于电脑可读的媒介上。电脑可读媒介包括电脑存储媒介和便于使得让电脑程序从一个地方转移到其它地方的通信媒介。存储媒介可以是任何通用或特殊电脑可以接入访问的可用媒体。例如，这样的电脑可读媒体可以包括但不限于RAM、ROM、EEPROM、CD-ROM或其它光盘存储、磁盘存储或其它磁性存储装置，或其它任何可以用于承载或存储以指令或数据结构和其它可被通用或特殊电脑、或通用或特殊处理器读取形式的程序代码的媒介。此外，任何连接都可以被适当地定义为电脑可读媒介，例如，如果软件是从一个网站站点、服务器或其它远程资源通过一个同轴电缆、光纤电缆、双绞线、数字用户线(DSL)或以例如红外、无线和微波等无线方式传输的也被包含在所定义的电脑可读媒介中。所述的碟片(disk)和磁盘(disc)包括压缩磁盘、镭射盘、光盘、DVD、软盘和蓝光光盘，磁盘通常以磁性复制数据，而碟片通常以激光进行光学复制数据。上述的组合也可以包含在电脑可读媒介中。

Claims (6)

1.一种确定注气井注入中早期CO2等效波及半径的方法，其特征在于，包括：
在开始注入CO2的一预设时间段内的多个预设时刻测量所述注气井的井底流压，得到每个预设时刻的实际井底流压；
分别计算所述每个预设时刻的实际井底流压与初始实际井底流压的差值，得到所述每个预设时刻的实际井底流压变化值；
在假设向所述注气井中注入与地下原油具有相同粘度的流体的情况下，计算在开始注入所述流体的所述预设时间段内的所述多个预设时刻所述注气井的井底流压，得到所述每个预设时刻的理论井底流压变化值；
将所述每个预设时刻的理论井底流压变化值和实际井底流压变化值的差值确定为相应预设时刻的CO2附加压力降；
利用所述每个预设时刻的CO2附加压力降，采用如下公式计算所述每个预设时刻的CO2等效波及半径：
其中，t表示预设时刻；
r(t)表示预设时刻t的CO2等效波及半径；
表示CO2波及范围内地下原油的粘度的平均值；
kinj表示注气井近井区的渗透率；
hinj表示注气井井点的有效厚度；
表示预设时刻t的CO2附加压力降；
rw表示注气井的井筒半径；
qgas表示注入CO2的速度；
μoil表示地下原油的粘度；
表示注入的CO2在地下的粘度；
a表示粘度平均系数。
2.根据权利要求1所述的确定注气井注入中早期CO2等效波及半径的方法，其特征在于，所述的在假设向所述注气井中注入与地下原油具有相同粘度的流体的情况下，计算在开始注入所述流体的所述预设时间段内的所述多个预设时刻所述注气井的井底流压，得到所述每个预设时刻的理论井底流压变化值，包括：
当注气井处于开井状态时，利用考虑了启动压力梯度的不稳定渗流公式计算所述每个预设时刻的理论井底流压变化值；
当注气井处于关井状态时，利用考虑了启动压力梯度的不稳定渗流公式并结合压降叠加原理计算所述每个预设时刻的理论井底流压变化值；
其中，所述的考虑了启动压力梯度的不稳定渗流公式为：
其中，Δpinj-s1(t)表示预设时刻t的理论井底流压变化值；
ηinj表示注气井的导压系数；
λ表示启动压力梯度；
φinj表示注气井井点的孔隙度；
ct表示综合压缩系数。
3.根据权利要求1～2任一所述的确定注气井注入中早期CO2等效波及半径的方法，其特征在于，所述多个预设时刻是均匀划分所述预设时间段得到的时刻。
4.一种确定注气井注入中早期CO2等效波及半径的装置，其特征在于，包括：
实测模块，用于在开始注入CO2的一预设时间段内的多个预设时刻测量所述注气井的井底流压，得到每个预设时刻的实际井底流压；
第一计算模块，用于分别计算所述每个预设时刻的实际井底流压与初始实际井底流压的差值，得到所述每个预设时刻的实际井底流压变化值；
第二计算模块，用于在假设向所述注气井中注入与地下原油具有相同粘度的流体的情况下，计算在开始注入所述流体的所述预设时间段内的所述多个预设时刻所述注气井的井底流压，得到所述每个预设时刻的理论井底流压变化值；
第三计算模块，用于将所述每个预设时刻的理论井底流压变化值和实际井底流压变化值的差值确定为相应预设时刻的CO2附加压力降；
反演模块，用于利用所述每个预设时刻的CO2附加压力降，采用如下公式计算所述每个预设时刻的CO2等效波及半径：
其中，t表示预设时刻；
r(t)表示预设时刻t的CO2等效波及半径；
表示CO2波及范围内地下原油的粘度的平均值；
kinj表示注气井近井区的渗透率；
hinj表示注气井井点的有效厚度；
表示预设时刻t的CO2附加压力降；
rw表示注气井的井筒半径；
qgas表示注入CO2的速度；
μoil表示地下原油的粘度；
表示注入的CO2在地下的粘度；
a表示粘度平均系数。
5.根据权利要求4所述的确定注气井注入中早期CO2等效波及半径的装置，其特征在于，所述第二计算模块包括开井状态计算模块和关井状态计算模块；
所述的开井状态计算模块，用于在注气井处于开井状态时，利用考虑了启动压力梯度的不稳定渗流公式计算所述每个预设时刻的理论井底流压变化值；
所述的关井状态计算模块，用于在注气井处于关井状态时，利用考虑了启动压力梯度的不稳定渗流公式并结合压降叠加原理计算所述每个预设时刻的理论井底流压变化值；
其中，所述的考虑了启动压力梯度的不稳定渗流公式为：
其中，Δpinj-s1(t)表示预设时刻t的理论井底流压变化值；
ηinj表示注气井的导压系数；
λ表示启动压力梯度；
φinj表示注气井井点的孔隙度；
ct表示综合压缩系数。
6.根据权利要求4～5任一所述的确定注气井注入中早期CO2等效波及半径的装置，其特征在于，所述多个预设时刻是均匀划分所述预设时间段得到的时刻。
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