CN110348154B - 一种缝洞型油藏井组气体示踪剂解释和溶洞识别方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种缝洞型油藏井组气体示踪剂解释和溶洞识别方法，包括以下步骤：S1、建立井间缝洞连通简化物理模型；S2、建立气体示踪剂在溶洞中的流动模型；S3、建立气体示踪剂在裂缝中的物理模型，根据物理模型建立气体示踪剂在裂缝中的流动模型；S4、建立井组气体示踪剂解释模型；S5、采用优化算法，将模型计算得到的理论采出示踪剂浓度与现场实测采出示踪剂浓度曲线进行拟合，以解释地层中溶洞体积、裂缝波及体积等参数；S6、根据示踪剂浓度曲线及浓度导数曲线判断示踪剂流道上是否含有溶洞。本发明能解释纯裂缝、裂缝‑溶洞以及纯溶洞中示踪剂的流动，清楚认识缝洞型碳酸盐岩油藏流体流动通道，为后期提高采收率提供重要依据。

Description

一种缝洞型油藏井组气体示踪剂解释和溶洞识别方法

技术领域

本发明涉及地质勘探技术领域，具体涉及一种缝洞型油藏井组气体示踪剂解释和溶洞识别方法。

背景技术

典型的缝洞型碳酸盐岩油藏(如新疆塔河油田奥陶系)，碳酸盐岩油藏埋藏深，基质十分致密，基本不具备油气储集、渗流的能力，但是其溶洞体积大，裂缝发育，是主要的储集空间和渗流通道。裂缝和溶洞的分布随机性强，并且两者的连通关系复杂，用测井、地震等技术手段只能得到溶洞的位置，不能清楚得到溶洞的大小和缝洞的连通关系。而示踪剂作为一种重要的监测手段，可以弥补这些技术的不足，同时可以了解地层流体的流动方向、井组中注采井间非均质性、井间的连通情况。

目前砂岩油藏的水溶性示踪剂解释技术已经比较完善，但是针对缝洞型碳酸盐岩油藏的气体示踪剂解释模型还很少，而且，其中很大一部分考虑的溶洞为直径较小的溶蚀孔洞，不能满足含有大尺度溶洞油藏的气体示踪剂解释需求。根据目前的研究成果，只能根据气体示踪剂监测数据定性的解释井间是否连通，不能定量得到井间的流动通道的特征，使得缝洞型碳酸盐岩油藏的气体示踪剂测试数据得不到充分利用。

发明内容

针对上述问题，本发明提供一种缝洞型油藏井组气体示踪剂解释和溶洞识别方法，基于油藏示踪剂基本流动理论，建立了多裂缝大溶洞碳酸盐岩油藏井组气体示踪剂解释模型，该模型考虑了示踪剂在裂缝中的一维迁移扩散和溶洞中体积迁移扩散，根据解释方法和示踪剂浓度导数曲线得到了缝洞识别法。

本发明采用下述的技术方案：

一种缝洞型油藏井组气体示踪剂解释和溶洞识别方法，包括以下步骤：

S1、建立井间缝洞连通简化物理模型：在忽略基质只考虑裂缝和溶洞的缝洞型碳酸盐岩油藏中，将实际生产中一口注入井对应周围多口采出井的单注多采模式中的流体流动分为溶洞中的径向流动和裂缝中的一维流动两种方式；

S2、建立气体示踪剂在溶洞中的流动模型；

S3、建立气体示踪剂在裂缝中的一维迁移二维扩散物理模型，根据物理模型建立气体示踪剂在裂缝中的流动模型；

S4、根据步骤S2和步骤S3，建立井组气体示踪剂解释模型；

S5、采用优化算法，将模型计算得到的理论采出示踪剂浓度与现场实测采出示踪剂浓度曲线进行拟合，以解释地层中溶洞体积、裂缝波及体积参数；

S6、根据示踪剂浓度曲线及浓度导数曲线判断示踪剂流道上是否含有溶洞。

优选的，步骤S1中，所述物理模型中，注入气体流量在各个采出井的分配满足如下关系式：

流向第k口采出井的流量和示踪剂总量：

所述流向第k口采出井的流量为：

Q_k＝w_kQ (2)

所述流向第k口采出井的示踪剂总量为：

m_k＝w_km (3)

式中，n_pw为采出井的数量，口；w_k为流向第k口采出井的流量分配系数，无量纲；Q为注入气体的体积流速，m³/d；m为注入示踪剂总体积，m³。

优选的，步骤S2中，所述气体示踪剂在溶洞中的流动模型为：

式中，φ为地层的孔隙度，％；D为扩散系数，m²/d；c为溶洞中示踪剂浓度，m³/m³；r为溶洞中距注入井中心的距离，m；Q为注入气体的体积流速，m³/d；h为地层厚度，m；t为注入示踪剂后经过的时间，d。

优选的，步骤S3中，所述气体示踪剂在裂缝中的一维迁移二维扩散物理模型为：只考虑气体示踪剂在一维上的随流迁移和二维上的扩散，且气体示踪剂随流迁移速度不随位置的变化而变化；

所述气体示踪剂在裂缝中的流动模型为：

Q_k,j＝f_jw_kQ (7)

式中，c_k,j为第k口采出井第j条裂缝在出口处的示踪剂浓度，m³/m³；D_x为x轴方向扩散系数，m²/d；D_y为y轴方向扩散系数，m²/d；f_j为第j条裂缝注入气的分配系数，无量纲；K_g为气体示踪剂气相分配系数，无量纲；w_k为流向第k口采出井的流量分配系数，无量纲；m为注入示踪剂总体积，m³；Q为注入气体的体积流速，m³/d；t为注入示踪剂后经过的时间，d；x为示踪剂流动方向坐标，m；y为垂直于流动方向坐标，m；v为示踪剂流动速度，m/d；Q_k,j为第k口采出井第j条裂缝中的气体体积流速，m³/d；c_k为第k口采出井处示踪剂浓度，m³/m³；n_k,f为第口采出井与溶洞之间连通裂缝的条数，条；Q_k为注入气体流向第k口采出井的体积流量，m³/d。

优选的，步骤S4中，所述井组气体示踪剂解释模型为：

式中，Q为注入气体的体积流速，m³/d；c为溶洞中示踪剂浓度，m³/m³；r为溶洞中距注入井中心的距离，m；h为地层厚度，m；D为扩散系数，m²/d；φ为平均孔隙度，％；t为注入示踪剂后经过的时间，d；K_g为气体示踪剂气相分配系数，无量纲；m为注入示踪剂总体积，m³；c_k为第k口采出井处示踪剂浓度，m³/m³；n_k,f为第k口采出井与溶洞之间连通裂缝的条数，无量纲；c_k,j为第k口采出井第j条裂缝在出口处的示踪剂浓度，m³/m³；Q_k,j为第k口采出井第j条裂缝中的气体体积流量，m³/d；Q_k为注入气体流向第k口采出井的体积流量，m³/d；f_k,j为第k口采出井与溶洞连通的裂缝中第j条裂缝注入气分配系数，无量纲；w_k为流向第k口采出井的流量分配系数，无量纲；m为注入示踪剂总体积，m³；D_x为x轴方向扩散系数，m²/d；D_y为y轴方向扩散系数，m²/d；x_k,j为第k口采出井与溶洞连通的裂缝中第j条裂缝长度，m；y_k,j为与第k口采出井与溶洞连通的裂缝中第j条裂缝长度，m；v_k,j为第k口采出井与溶洞连通的裂缝中第j条裂缝中气体流动速度，m/d；n_k,f为第k口采出井与溶洞之间连通裂缝的条数，条；n_pw为采出井数量，口；n为时间总步数，步。

优选的，步骤S5中，所述优化算法为遗传算法，公式如下：

式中，C_i为模型计算得到的理论采出示踪剂浓度，m³/m³；C_i ^*为现场实测采出示踪剂浓度,m³/m³。

优选的，所述步骤S6中，判断示踪剂流道上是否含有溶洞的方法为：通过对示踪剂采出浓度导数曲线上的波峰与波谷之间的线段进行线性回归，R²大于0.95的流道为裂缝，否则带有溶洞。

本发明的有益效果是：

本发明基于油藏示踪剂基本流动理论，建立了多裂缝大溶洞碳酸盐岩油藏井组气体示踪剂解释模型，该模型考虑了示踪剂在裂缝中的一维迁移扩散和溶洞中体积迁移扩散，同时提出了解释方法和示踪剂浓度导数曲线缝洞识别法。该方法能解释纯裂缝、裂缝-溶洞以及纯溶洞中示踪剂的流动，清楚认识缝洞型碳酸盐岩油藏流体流动通道，为后期施行提高采收率措施提供重要依据。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅涉及本发明的一些实施例，而非对本发明的限制。

图1为本发明注采井组物理连通模型示意图；

图2为本发明径向流圆环微元体示意图；

图3为本发明一维迁移二维扩散物理模型示意图；

图4为本发明示踪剂经过纯裂缝的采出浓度曲线(裂缝长度50、100、150m)示意图；

图5为本发明示踪剂经过纯裂缝的采出浓度导数曲线(裂缝长度50、100、150m)示意图；

图6为本发明示踪剂经过裂缝-溶洞的采出浓度曲线(溶洞半径50、100、150m)示意图；

图7为本发明示踪剂经过裂缝-溶洞的采出浓度倒数曲线(溶洞半径50、100、150m)示意图；

图8为本发明X井组位置关系示意图；

图9为本发明O监测井实测示踪剂浓度曲线示意图；

图10为本发明O监测井浓度导数曲线示意图；

图11为本发明O监测井实测和拟合示踪剂浓度曲线对比示意图；

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例的附图，对本发明实施例的技术方案进行清楚、完整地描述。显然，所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于所描述的本发明的实施例，本领域普通技术人员在无需创造性劳动的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。

除非另外定义，本公开使用的技术术语或者科学术语应当为本公开所属领域内具有一般技能的人士所理解的通常意义。本公开中使用的“包括”或者“包含”等类似的词语意指出现该词前面的元件或者物件涵盖出现在该词后面列举的元件或者物件及其等同，而不排除其他元件或者物件。“上”、“下”、“左”、“右”等仅用于表示相对位置关系，当被描述对象的绝对位置改变后，则该相对位置关系也可能相应地改变。

下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。

如图1至图11所示，一种缝洞型油藏井组气体示踪剂解释和溶洞识别方法，包括以下步骤：

S1、建立井间缝洞连通简化物理模型：

在忽略基质(基质中油气储集较少且基本不能流动)只考虑裂缝和溶洞的缝洞型碳酸盐岩油藏中，将裂缝和溶洞作为油气运移的通道；在钻井之前，利用地震等技术手段对地层进行分析，得到溶洞的位置，再将注采井直接打到溶洞，将油田井组中的注采井间的连通关系简化为通过裂缝(或裂缝组)，裂缝与溶洞的连通关系，如图1所示；结合物质守恒定律，将实际生产中一口注入井对应周围多口采出井的单注多采模式中的流体流动分为溶洞中的径向流动和裂缝中的一维流动两种方式；

S2、建立气体示踪剂在溶洞中的流动模型；

将地层中大尺度溶洞为简化为圆柱体，注入井位于溶洞中心，取微元体为如图2所示的圆环。设微元体的厚度(地层厚度，m)为h，微元体中，小圆半径为r₁，大圆半径为r₂。则在Δt时间，微元体内随流迁移引起的示踪剂总量的变化为：

式中，Q为注入地层的气体的体积流速，m³/d；r为溶洞中距注入井中心的距离，m；c为溶洞中示踪剂浓度，m³/m³；

在Δt时间，微元体内扩散引起的示踪剂总量的变化为：

单元体内，在Δt时间示踪剂总量的变化为：

式中，r为溶洞中距注入井中心的距离，m；D为扩散系数，m²/d；h为地层厚度，m；c为溶洞中示踪剂浓度，m³/m³；t注入示踪剂后经过的时间，d；

根据物质平衡方程，即微元体内示踪剂的变化等于随流迁移引起的示踪剂变化加上扩散引起的示踪剂变化，有

将公式(14)化简并忽略二阶小量，即得所述气体示踪剂在溶洞中的流动模型：

式中，φ为地层的孔隙度，％；D为扩散系数，m²/d；c为溶洞中示踪剂浓度，m³/m³；r为溶洞中距注入井中心的距离，m；Q为注入气体的体积流速，m³/d；h为地层厚度，m；t为注入示踪剂后经过的时间，d。

现有技术中，一般注入示踪剂都为段塞注入，则定解条件为：

c(∞,0)＝0 (15)

式中，c为溶洞中示踪剂浓度，m³/m³；r为溶洞中距注入井中心的距离，m；m为注入示踪剂总体积，m³；K_g为气体示踪剂气相分配系数，无量纲；

公式(4)等号两端同时除以2πrhφ后变换为：

令

则，公式(17)为：

式中，φ为地层的孔隙度，％；D为扩散系数，m²/d；c为溶洞中示踪剂浓度，m³/m³；r为溶洞中距注入井中心的距离，m；Q为注入气体的体积流速，m³/d；h为地层厚度，m；t为注入示踪剂后经过的时间，d；E为中间变量，无量纲；

对公式(19)采用数值求解，进行差分得：

式中，

为在距注入井r_i处，t_k时刻的示踪剂浓度，m³/m³；r为溶洞中距注入井中心的距离，m；t为注入示踪剂后经过的时间，d；D为扩散系数，m²/d；

公式(20)多项合并后为：

令

B＝-(Δr)² (25)

式中，φ为地层的孔隙度，％；D为扩散系数，m²/d；c为溶洞中示踪剂浓度，m³/m³；Δr为半径步长，m；h为地层厚度，m；Δt为时间步长，d；

为在距注入井r_i处，t_k时刻的示踪剂浓度，m³/m³；M_i为；N_i为；A为；B为分别四个参数，均为变量系数，无量纲；

则，公式(21)化简为：

为计算半径r内的各点的示踪剂浓度，令半径步长

即在最中心处，Δr半径内的地层能完全被所有注入的示踪剂刚好充满，设总的半径步数为n；令时间步长为Δt＝m/Q，即一个Δt刚好能把所有的示踪剂注入地层中。那么对公式(26)在某一时间的求解可以写成以下矩阵形式：

式中，M_n为；N_n为；A为均为变量系数，无量纲；B为矩阵中间变量；

为在距注入井r_i处，t_k时刻的示踪剂浓度，m³/m³；

对公式(27)迭代求解，可以得到在某一时刻半径0到r处各点的示踪剂浓度分布。

S3、建立气体示踪剂在裂缝中的一维迁移二维扩散物理模型，根据物理模型建立气体示踪剂在裂缝中的流动模型；

由于在实际地层中，气体示踪剂不只在随流迁移方向上存在扩散，为满足实际底层情况，物理模型只考虑示踪剂在x方向的随流迁移和y方向二维上的扩散，并且气体示踪剂随流迁移速度不随位置的变化而变化，如图3所示；先从模型左端连续注入Ⅰ气体，使得模型中流体的宏观流动为层流稳定流动，待注入时间足够长，物理模型中没有其它气体，在A点瞬时注入体积为m的Ⅱ气体，忽略瞬时注入气体对整体气体流动速度和方向的影响，则有扩散方程：

公式(28)的定解条件为：

c(x,y,0)＝0(x,y)≠(0,0) (29)

式中，D_x为x轴方向扩散系数，m²/d；D_y为y轴方向扩散系数，m²/d；φ为地层的孔隙度，％；t为注入示踪剂后经过的时间，d；v为示踪剂流动速度，m/d；c为溶洞中示踪剂浓度，m³/m³；m为注入示踪剂总体积，m³；K_g为气体示踪剂气相分配系数，无量纲；

设平面上任一点浓度

c(x,y,t)＝c₁(x,t)c₂(y,t) (32)

式中，c1为x方向浓度分量；c2为y方向浓度分量；

将公式(32)带入公式(28)，则有：

公式(33)数学变换为

式中，D_x为x轴方向扩散系数，m²/d；D_y为y轴方向扩散系数，m²/d；φ为地层的孔隙度，％；t为注入示踪剂后经过的时间，d；v为示踪剂流动速度，m/d；c1为x方向浓度分量；c2为y方向浓度分量；

在一维迁移二位扩散的条件下，在x轴方向和y轴方向均满足物质守恒，则公式(34)中的两项均为零，即：

式中，v为示踪剂流动速度，m/d；c1为x方向浓度分量；c2为y方向浓度分量；D_x为x轴方向扩散系数，m²/d；D_y为y轴方向扩散系数，m²/d；

采用气体示踪剂在溶洞中的流动模型的求解方法，可得：

式中，D_x为x轴方向扩散系数，m²/d；D_y为y轴方向扩散系数，m²/d；c为溶洞中示踪剂浓度，m³/m³；m为注入示踪剂总体积，m³；K_g为气体示踪剂气相分配系数，无量纲；t为注入示踪剂后经过的时间，d；v为示踪剂流动速度，m/d；

示踪剂在随流迁移、扩散到裂缝入口处时，由于在该点，不同时间的示踪剂浓度不同，同时示踪剂浓度在很长一段时间都不能忽略，所以不能将示踪剂进入裂缝考虑为瞬间注入总量为w_km的示踪剂。结合变产量试井中的叠加思想，将其考虑为在裂缝的入口端，在各个Δt时间内瞬时注入总量为(w_km)_i的示踪剂。在裂缝出口处，t时刻的示踪剂浓度可以表示为：

式中，D_x为x轴方向扩散系数，m²/d；D_y为y轴方向扩散系数，m²/d；c为溶洞中示踪剂浓度，m³/m³；m为注入示踪剂总体积，m³；K_g为气体示踪剂气相分配系数，无量纲；t为注入示踪剂后经过的时间，d；w_k为流向第k口采出井的流量分配系数，无量纲；v为示踪剂流动速度，m/d；

公式(38)模拟了在一条裂缝入口处注入浓度随时间变化的示踪剂的情况，实际地层中溶洞与采出井之间可能有多个流动通道，所以设每条裂缝入口位置在溶洞的相同半径上，即入口处示踪剂流入浓度随时间的变化相同，那么第k口采出井第j条裂缝在出口处的示踪剂浓度表示为：

Q_k,j＝f_jw_kQ (7)

式中，c_k,j为第k口采出井第j条裂缝在出口处的示踪剂浓度，m³/m³；D_x为x轴方向扩散系数，m²/d；D_y为y轴方向扩散系数，m²/d；f_j为第j条裂缝注入气的分配系数，无量纲；K_g为气体示踪剂气相分配系数，无量纲；w_k为流向第k口采出井的流量分配系数，无量纲；m为注入示踪剂总体积，m³；Q为注入气体的体积流速，m³/d；t为注入示踪剂后经过的时间，d；x为示踪剂流动方向坐标，m；y为垂直于流动方向坐标，m；v为示踪剂流动速度，m/d；Q_k,j为第k口采出井第j条裂缝中的气体体积流速，m³/d；c_k为第k口采出井处示踪剂浓度，m³/m³；n_k,f为第口采出井与溶洞之间连通裂缝的条数，条；Q_k为注入气体流向第k口采出井的体积流量，m³/d。

S4、根据步骤S2和步骤S3，建立井组气体示踪剂解释模型；

将气体示踪剂在溶洞中的流动模型和气体示踪剂在裂缝中的流动模型合并为一个模型，即为井组气体示踪剂解释模型；井组气体在溶洞或裂缝中流动，只需要调用井组气体示踪剂解释模型中相应的气体示踪剂在溶洞中的流动模型或气体示踪剂在裂缝中的流动模型解释即可。

S5、溶洞大小、裂缝长度、示踪剂注入量等因素都会对采出示踪剂浓度曲线产生相应的影响。采用优化算法，将模型计算得到的理论采出示踪剂浓度与现场实测采出示踪剂浓度曲线进行拟合，以解释地层中溶洞体积、裂缝波及体积等参数；所述优化算法为遗传算法，公式如下：

式中，C_i为模型计算得到的理论采出示踪剂浓度，m³/m³；C_i ^*为现场实测采出示踪剂浓度,m³/m³。

结合井间气体示踪剂解释模型和优化算法，根据计算机多线程编程，解释井组中多口采出井的分配系数、井间的流道个数及对应的分配系数和波及体积、溶洞体积等参数(现有技术，不赘述)。

S6、根据示踪剂浓度曲线及浓度导数曲线判断示踪剂流道上是否含有溶洞。

如图4至图7所示，对比示踪剂分别经过裂缝与溶洞的采出浓度曲线及其导数曲线发现存在明显差别。示踪剂经过纯裂缝的采出浓度曲线上升和下降速度相近，关于波峰对称，其导数曲线也基本对称，而示踪剂经过有溶洞的裂缝通道上的采出浓度曲线上升快下降慢，导数曲线完全不对称。通过对示踪剂采出浓度导数曲线上的波峰与波谷之间的线段进行线性回归，相关系数(R²)大于0.95的流道为裂缝，否则带有溶洞，可以这种方式直接区分示踪剂流道上是否有较大溶洞。

实施例

采用目标油藏(塔河油田X井组)的气体示踪剂监测数据如下：

在井组I井(注入井)注入气体示踪剂三氟乙烷80Kg，并同时对在I井(注入井)周围的10口采出井进行示踪剂监测，位置关系如图8所示；

实际示踪剂浓度监测得到10口监测井都有示踪剂浓度响应，其中7口井(黑色)测得示踪剂浓度较低，只有0.01ppb数量级；2口井(浅灰色)只有几天测得较大示踪剂浓度响应，最终只有O监测井有明显的、较连续的示踪剂浓度曲线，浓度曲线如图9所示，其中注入示踪剂后的第85天前和第120天后的数据几乎为0，图中省略。

由于在I井(注入井)附近的10口采出井都有示踪剂浓度响应，根据实测示踪剂浓度曲线，示踪剂浓度上升速度快，下降速度缓慢，单峰时间跨度长，且如图10所示，浓度导数曲线明显不中心对称，相关系数为0.8517，小于0.9，符合含有溶洞的示踪剂解释模型理论曲线规律。该井适合使用井组气体示踪剂解释模型进行解释。

应用该方法对此井的示踪剂浓度曲线进行拟合，如图11所示。根据拟合结果，可以得到I井(注入井)和O监测井之间示踪剂的流动过程是：示踪剂从I井注入，到达井底后进入地层，开始在溶洞中的随流迁移与扩散，示踪剂到达溶洞边缘，流入地层中与O监测井井底连接的高渗透裂缝，最后到达O监测井井底。计算得到气体流过部分的溶洞体积为8845m³，高渗透裂缝有3条，分配系数分别是0.356、0.291和0.353，对应的气体的波及体积分别是769、644和722m³。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (6)

1.一种缝洞型油藏井组气体示踪剂解释和溶洞识别方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1、建立井间缝洞连通简化物理模型：在忽略基质只考虑裂缝和溶洞的缝洞型碳酸盐岩油藏中，将实际生产中一口注入井对应周围多口采出井的单注多采模式中的流体流动分为溶洞中的径向流动和裂缝中的一维流动两种方式；

S2、建立气体示踪剂在溶洞中的流动模型；

S3、建立气体示踪剂在裂缝中的一维迁移二维扩散物理模型，根据物理模型建立气体示踪剂在裂缝中的流动模型；

S4、根据步骤S2和步骤S3，建立井组气体示踪剂解释模型；

S5、采用优化算法，将模型计算得到的理论采出示踪剂浓度与现场实测采出示踪剂浓度曲线进行拟合，以解释地层中溶洞体积、裂缝波及体积参数；

S6、根据示踪剂浓度曲线及浓度导数曲线判断示踪剂流道上是否含有溶洞，方法为：通过对示踪剂采出浓度导数曲线上的波峰与波谷之间的线段进行线性回归，R²大于0.95的流道为裂缝，否则带有溶洞。

2.根据权利要求1所述的一种缝洞型油藏井组气体示踪剂解释和溶洞识别方法，其特征在于，步骤S1中，所述物理模型中，注入气体流量在各个采出井的分配满足如下关系式：

流向第k口采出井的流量和示踪剂总量：

所述流向第k口采出井的流量为：

Q_k＝w_kQ (2)

所述流向第k口采出井的示踪剂总量为：

m_k＝w_km (3)

式中，n_pw为采出井的数量，口；w_k为流向第k口采出井的流量分配系数，无量纲；Q为注入气体的体积流速，m³/d；m为注入示踪剂总体积，m³。

3.根据权利要求1所述的一种缝洞型油藏井组气体示踪剂解释和溶洞识别方法，其特征在于，步骤S2中，所述气体示踪剂在溶洞中的流动模型为：

式中，φ为地层的孔隙度，％；D为扩散系数，m²/d；c为溶洞中示踪剂浓度，m³/m³；r为溶洞中距注入井中心的距离，m；Q为注入气体的体积流速，m³/d；h为地层厚度，m；t为注入示踪剂后经过的时间，d。

4.根据权利要求1所述的一种缝洞型油藏井组气体示踪剂解释和溶洞识别方法，其特征在于，步骤S3中，所述气体示踪剂在裂缝中的一维迁移二维扩散物理模型为：只考虑气体示踪剂在一维上的随流迁移和二维上的扩散，且气体示踪剂随流迁移速度不随位置的变化而变化；

所述气体示踪剂在裂缝中的流动模型为：

Q_k,j＝f_jw_kQ (7)

式中，c_k,j为第k口采出井第j条裂缝在出口处的示踪剂浓度，m³/m³；D_x为x轴方向扩散系数，m²/d；D_y为y轴方向扩散系数，m²/d；f_j为第j条裂缝注入气的分配系数，无量纲；K_g为气体示踪剂气相分配系数，无量纲；w_k为流向第k口采出井的流量分配系数，无量纲；m为注入示踪剂总体积，m³；Q为注入气体的体积流速，m³/d；t为注入示踪剂后经过的时间，d；x为示踪剂流动方向坐标，m；y为垂直于流动方向坐标，m；v为示踪剂流动速度，m/d；Q_k,j为第k口采出井第j条裂缝中的气体体积流速，m³/d；c_k为第k口采出井处示踪剂浓度，m³/m³；n_k,f为第口采出井与溶洞之间连通裂缝的条数，条；Q_k为注入气体流向第k口采出井的体积流量，m³/d；n为时间总步数，步；Δt为时间步长，d。

5.根据权利要求1所述的一种缝洞型油藏井组气体示踪剂解释和溶洞识别方法，其特征在于，步骤S4中，所述井组气体示踪剂解释模型为：

式中，Q为注入气体的体积流速，m³/d；c为溶洞中示踪剂浓度，m³/m³；r为溶洞中距注入井中心的距离，m；h为地层厚度，m；D为扩散系数，m²/d；φ为平均孔隙度，％；t为注入示踪剂后经过的时间，d；K_g为气体示踪剂气相分配系数，无量纲；m为注入示踪剂总体积，m³；c_k为第k口采出井处示踪剂浓度，m³/m³；n_k,f为第k口采出井与溶洞之间连通裂缝的条数，无量纲；c_k,j为第k 口采出井第j条裂缝在出口处的示踪剂浓度，m³/m³；Q_k,j为第k口采出井第j条裂缝中的气体体积流量，m³/d；Q_k为注入气体流向第k口采出井的体积流量，m³/d；f_k,j为第k口采出井与溶洞连通的裂缝中第j条裂缝注入气分配系数，无量纲；w_k为流向第k口采出井的流量分配系数，无量纲； D_x为x轴方向扩散系数，m²/d；D_y为y轴方向扩散系数，m²/d；x_k,j为第k口采出井与溶洞连通的裂缝中第j条裂缝长度，m；y_k,j为与第k口采出井与溶洞连通的裂缝中第j条裂缝长度，m；v_k,j为第k口采出井与溶洞连通的裂缝中第j条裂缝中气体流动速度，m/d；n_k,f为第k口采出井与溶洞之间连通裂缝的条数，条；n_pw为采出井数量，口；n为时间总步数，步；Δt为时间步长，d。

6.根据权利要求1所述的一种缝洞型油藏井组气体示踪剂解释和溶洞识别方法，其特征在于，步骤S5中，所述优化算法为遗传算法，公式如下：

式中，C_i为模型计算得到的理论采出示踪剂浓度，m³/m³；C_i ^*为现场实测采出示踪剂浓度,m³/m³,n为时间总步数，步。

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