技術特征：

1.一種確定注氣井注入中早期CO₂等效波及半徑的方法，其特征在于，包括：

在開始注入CO₂的一預設時間段內的多個預設時刻測量所述注氣井的井底流壓，得到每個預設時刻的實際井底流壓；

分別計算所述每個預設時刻的實際井底流壓與初始實際井底流壓的差值，得到所述每個預設時刻的實際井底流壓變化值；

在假設向所述注氣井中注入與地下原油具有相同粘度的流體的情況下，計算在開始注入所述流體的所述預設時間段內的所述多個預設時刻所述注氣井的井底流壓，得到所述每個預設時刻的理論井底流壓變化值；

將所述每個預設時刻的理論井底流壓變化值和實際井底流壓變化值的差值確定為相應預設時刻的CO₂附加壓力降；

利用所述每個預設時刻的CO₂附加壓力降，采用如下公式計算所述每個預設時刻的CO₂等效波及半徑：

$r\left(t\right)=\exp \[\frac{2{\mathrm{\πk}}_{inj}{h}_{inj}{\mathrm{\Δp}}_{{\mathrm{CO}}_2}\left(t\right)}{q_{gas}({\mathrm{\μ}}_{oil}-{\stackrel{\‾}{\mathrm{\μ}}}_{{\mathrm{CO}}_2})}+ln{r}_w\]$

${\stackrel{\‾}{\mathrm{\μ}}}_{{\mathrm{CO}}_2}=\exp \left(\frac{{\mathrm{ln\μ}}_{{\mathrm{CO}}_2}+a{\mathrm{ln\μ}}_{oil}}{1+a}\right)$

其中，t表示預設時刻；

r(t)表示預設時刻t的CO₂等效波及半徑；

表示CO₂波及范圍內地下原油的粘度的平均值；

k_inj表示注氣井近井區(qū)的滲透率；

h_inj表示注氣井井點的有效厚度；

表示預設時刻t的CO₂附加壓力降；

r_w表示注氣井的井筒半徑；

q_gas表示注入CO₂的速度；

μ_oil表示地下原油的粘度；

表示注入的CO₂在地下的粘度；

a表示粘度平均系數(shù)。

2.根據(jù)權利要求1所述的確定注氣井注入中早期CO₂等效波及半徑的方法，其特征在于，所述的在假設向所述注氣井中注入與地下原油具有相同粘度的流體的情況下，計算在開始注入所述流體的所述預設時間段內的所述多個預設時刻所述注氣井的井底流壓，得到所述每個預設時刻的理論井底流壓變化值，包括：

當注氣井處于開井狀態(tài)時，利用考慮了啟動壓力梯度的不穩(wěn)定滲流公式計算所述每個預設時刻的理論井底流壓變化值；

當注氣井處于關井狀態(tài)時，利用考慮了啟動壓力梯度的不穩(wěn)定滲流公式并結合壓降疊加原理計算所述每個預設時刻的理論井底流壓變化值；

其中，所述的考慮了啟動壓力梯度的不穩(wěn)定滲流公式為：

${\mathrm{\Δp}}_{inj-s1}\left(t\right)=-\frac{{\mathrm{\μ}}_{oil}{q}_{gas}}{4{\mathrm{\πk}}_{inj}{h}_{inj}}Ei(-\frac{{r_w}^2}{4{\mathrm{\η}}_{inj}t})+0.5145\mathrm{\λ}\sqrt{\frac{k_{inj}t}{{\mathrm{\φ}}_{inj}{\mathrm{\μ}}_{oil}{c}_t}}$

${\mathrm{\η}}_{inj}=\frac{k_{inj}}{{\mathrm{\φ}}_{inj}{\mathrm{\μ}}_{oil}{c}_t}$

其中，Δp_inj-s1(t)表示預設時刻t的理論井底流壓變化值；

η_inj表示注氣井的導壓系數(shù)；

λ表示啟動壓力梯度；

φ_inj表示注氣井井點的孔隙度；

c_t表示綜合壓縮系數(shù)。

3.根據(jù)權利要求1～2任一所述的確定注氣井注入中早期CO₂等效波及半徑的方法，其特征在于，所述多個預設時刻是均勻劃分所述預設時間段得到的時刻。

4.一種確定注氣井注入中早期CO₂等效波及半徑的裝置，其特征在于，包括：

實測模塊，用于在開始注入CO₂的一預設時間段內的多個預設時刻測量所述注氣井的井底流壓，得到每個預設時刻的實際井底流壓；

第一計算模塊，用于分別計算所述每個預設時刻的實際井底流壓與初始實際井底流壓的差值，得到所述每個預設時刻的實際井底流壓變化值；

第二計算模塊，用于在假設向所述注氣井中注入與地下原油具有相同粘度的流體的情況下，計算在開始注入所述流體的所述預設時間段內的所述多個預設時刻所述注氣井的井底流壓，得到所述每個預設時刻的理論井底流壓變化值；

第三計算模塊，用于將所述每個預設時刻的理論井底流壓變化值和實際井底流壓變化值的差值確定為相應預設時刻的CO₂附加壓力降；

反演模塊，用于利用所述每個預設時刻的CO₂附加壓力降，采用如下公式計算所述每個預設時刻的CO₂等效波及半徑：

$r\left(t\right)=\exp \[\frac{2{\mathrm{\πk}}_{inj}{h}_{inj}{\mathrm{\Δp}}_{{\mathrm{CO}}_2}\left(t\right)}{q_{gas}({\mathrm{\μ}}_{oil}-{\stackrel{\‾}{\mathrm{\μ}}}_{{\mathrm{CO}}_2})}+ln{r}_w\]$

${\stackrel{\‾}{\mathrm{\μ}}}_{{\mathrm{CO}}_2}=\exp \left(\frac{{\mathrm{ln\μ}}_{{\mathrm{CO}}_2}+a{\mathrm{ln\μ}}_{oil}}{1+a}\right)$

其中，t表示預設時刻；

r(t)表示預設時刻t的CO₂等效波及半徑；

表示CO₂波及范圍內地下原油的粘度的平均值；

k_inj表示注氣井近井區(qū)的滲透率；

h_inj表示注氣井井點的有效厚度；

表示預設時刻t的CO₂附加壓力降；

r_w表示注氣井的井筒半徑；

q_gas表示注入CO₂的速度；

μ_oil表示地下原油的粘度；

表示注入的CO₂在地下的粘度；

a表示粘度平均系數(shù)。

5.根據(jù)權利要求4所述的確定注氣井注入中早期CO₂等效波及半徑的裝置，其特征在于，所述第二計算模塊包括開井狀態(tài)計算模塊和關井狀態(tài)計算模塊；

所述的開井狀態(tài)計算模塊，用于在注氣井處于開井狀態(tài)時，利用考慮了啟動壓力梯度的不穩(wěn)定滲流公式計算所述每個預設時刻的理論井底流壓變化值；

所述的關井狀態(tài)計算模塊，用于在注氣井處于關井狀態(tài)時，利用考慮了啟動壓力梯度的不穩(wěn)定滲流公式并結合壓降疊加原理計算所述每個預設時刻的理論井底流壓變化值；

其中，所述的考慮了啟動壓力梯度的不穩(wěn)定滲流公式為：

${\mathrm{\Δp}}_{inj-s1}\left(t\right)=-\frac{{\mathrm{\μ}}_{oil}{q}_{gas}}{4{\mathrm{\πk}}_{inj}{h}_{inj}}Ei(-\frac{{r_w}^2}{4{\mathrm{\η}}_{inj}t})+0.5145\mathrm{\λ}\sqrt{\frac{k_{inj}t}{{\mathrm{\φ}}_{inj}{\mathrm{\μ}}_{oil}{c}_t}}$

${\mathrm{\η}}_{inj}=\frac{k_{inj}}{{\mathrm{\φ}}_{inj}{\mathrm{\μ}}_{oil}{c}_t}$

其中，Δp_inj-s1(t)表示預設時刻t的理論井底流壓變化值；

η_inj表示注氣井的導壓系數(shù)；

λ表示啟動壓力梯度；

φ_inj表示注氣井井點的孔隙度；

c_t表示綜合壓縮系數(shù)。

6.根據(jù)權利要求4～5任一所述的確定注氣井注入中早期CO₂等效波及半徑的裝置，其特征在于，所述多個預設時刻是均勻劃分所述預設時間段得到的時刻。