CN110593865B - 一种油藏缝洞特征参数试井解释方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种油藏缝洞特征参数试井解释方法，包括以下步骤：根据裂缝、溶洞与井筒的组合关系以及油藏参数建立试井模型；根据所述试井模型获得拉普拉斯空间井底压力解函数，并根据所述井底压力解函数计算理论井底压力数据；将所述理论井底压力数据与实测的井底压力数据进行拟合，得到流体在裂缝与溶洞中的通过性能力参数、井筒储集系数、溶洞向裂缝供液时的窜流系数、缝洞储容比、裂缝长度与横截面积以及溶洞体积参数。本发明的模型较数值模拟离散模型更加简单，求解方便，能够直接解释大尺度溶洞的体积和裂缝特征参数，能够直接给出溶洞体积的大小，同时也可以获得裂缝系统的长度及横截面积，能够方便的用于计算单井储量。

Description

一种油藏缝洞特征参数试井解释方法
技术领域
本发明属于油气田开发技术领域，更具体地讲，涉及一种油藏缝洞特征参数试井解释方法。
背景技术
碳酸盐岩缝洞型油藏储集空间以溶洞为主,目前常用的缝洞特征参数解释方法有地震缝洞雕刻法、物质平衡法及试井法。
地震缝洞雕刻法是在地震资料精细处理的基础上，首先提取地震能量体属性并进行空间雕刻，然后对能量体进行体积计算，最后通过大量正演模拟结果统计获得地震异常体与地质异常体之间的校正系数，从而得到缝洞体的真实特征参数。
物质平衡法计算溶洞体积首先建立不同类型油井的物质平衡方程，然后基于实钻井的生产动态数据(综合压缩系数、地层压力、水侵量等)反算出油井钻遇缝洞体的特征参数。
常规试井法是先通过选取适当的试井解释模型,通过拟合油井试井压力数据反算出油井的孔隙度、油层厚度等地层参数,通过探边测试获得油藏的泄油面积等，然后通过容积法求得油井控制的储集空间特征参数。
目前针对缝洞型油藏主要有两大类试井解释方法:第一类是连续介质试井解释方法，主要包括双重孔隙介质，三重孔隙介质以及多重孔隙介质模型等。第二类是离散介质试井解释方法，主要包括离散缝洞网络模型，简单管流与渗流藕合模型以及基于溶洞等势体的简单缝洞模型等。
但是在上述法中，地震缝洞雕刻法得到的缝洞特征参数为地震异常体缝洞特征参数，而非地质异常体缝洞特征参数，地震异常体缝洞特征参数与地质异常缝洞特征参数之间的换算系数难以确定；物质平衡法对缝洞特征参数进行计算需要对综合压缩系数、地层压力、水侵量等参数进行较为准确的求取,而缝洞型油藏这些关键参数确定难度大,导致计算结果精度低。现有的连续介质试井解释方法对大尺度的缝洞型油藏适应性差,且不能计算出缝洞型油藏的溶洞体积等关键参数。离散缝洞网络试井解释方法建模过程复杂、成本高，不利于在油田大范围内普遍使用。
发明内容
针对现有技术中存在的不足，本发明的目的之一在于解决上述现有技术中存在的一个或多个问题。例如，本发明的目的之一在于提供一种能够方便获取各个溶洞的体积、裂缝或渗流通道的长度、横截面积等信息，能够反映出裂缝的渗透能力和流体在溶洞中通过性的试井解释方法，尤其适用大尺度的双缝双洞碳酸盐岩油藏缝洞特征参数试井解释。
为了实现上述目的，本发明的提供了一种油藏缝洞特征参数试井解释方法，所述解释方法可以包括以下步骤：基于实际地质资料，根据裂缝、溶洞与井筒的组合关系以及油藏参数建立试井模型，其中，裂缝、溶洞与井筒的组合关系包括：溶洞为两个以上，每个溶洞至少与一条裂缝相连，各裂缝的一端与对应的溶洞连接，另一端均与井筒的底端连接且各裂缝的所述另一端互通，试井模型建立假设条件至少包括：开井前溶洞与裂缝中的压力分布均匀，流体为单相，储存储集空间为溶洞及裂缝，溶洞、裂缝及流体为微可压缩且压缩系数为常数，溶洞未填满且溶洞为等势体；根据所述试井模型获得拉普拉斯空间井底压力解函数，并根据所述井底压力解函数计算理论井底压力数据；将所述理论井底压力数据与实测的井底压力数据进行拟合，得到流体在裂缝与溶洞中的通过性能力参数、井筒储集系数、溶洞向裂缝供液时的窜流系数、缝洞储容比、裂缝长度与横截面积以及溶洞体积参数。
与现有技术相比，本发明的有益效果包括：
(1)本发明能够对缝洞型油藏储层参数计算及储量计算提供相应的解释方法，能够直接解释大尺度溶洞的体积和裂缝特征参数，尤其适用于溶洞并排的大尺度双缝双洞碳酸盐油藏缝洞；
(2)本发明的模型较数值模拟离散模型更加简单，求解方便，在拉普拉斯空间可以给出解析解，并且解析解不涉及复杂函数的计算，使用改进后stehfest数值反演方法，N的取值范围更广，精度更高，能够解决函数变化陡峭发生振荡和弥散的问题；
(3)本发明既考虑了流体在裂缝中的流动能力，也引入了假想情况下流体在溶洞中的通过性，并且涉及到溶洞与裂缝的连接处周围存在溶蚀孔洞，考虑了缝洞之间的窜流量，更加符合储层实际；
(4)本发明拟合后的解释结果能够直接给出溶洞体积的大小，同时也可以获得裂缝系统的长度及横截面积，能够方便的用于计算单井储量。
附图说明
通过下面结合附图进行的描述，本发明的上述和其他目的和特点将会变得更加清楚，其中：
图1示出了本发明一个示例性实施例的油藏缝洞特征参数试井解释方法流程示意图；
图2示出了本发明一个示例性实施例的裂缝、溶洞与井筒的组合关系示意图；
图3示出了本发明一个示例性实施例的油藏试井模型的典型曲线图；
图4示出了本发明一个示例性实施例的实例井拟合曲线效果图。
具体实施方式
在下文中，将结合附图和示例性实施例详细地描述根据本发明的一种油藏缝洞特征参数试井解释方法。
图1示出了本发明一个示例性实施例的油藏缝洞特征参数试井解释方法流程示意图。图2示出了本发明一个示例性实施例的裂缝、溶洞与井筒的组合关系示意图。图3示出了本发明一个示例性实施例的油藏试井模型的典型曲线图。图4示出了本发明一个示例性实施例的实例井拟合曲线效果图。
本发明提供了一种油藏缝洞特征参数试井解释方法，在本发明的油藏缝洞特征参数试井解释方法的一个示例性实施例中，如图1所示，所述解释方法可以包括：
S01，根据缝洞型油藏的裂缝、溶洞和井筒的组合关系以及油藏参数，建立试井模型。
在实际油田现场所采取的生产措施以及油藏参数来看，设置更多的人工裂缝沟通封闭的溶洞可以使缝洞系统的连通范围得到扩大，能够改善裂缝供油的通道，是提高和稳定油田产量的合理高效手段。
根据实际的地质资料，以及油藏动静态相结合总结出的缝洞型油藏的裂缝、溶洞和井筒的组合关系以及油藏参数建立试井模型。所述裂缝、溶洞和井筒的组合关系可以包括：溶洞至少为两个，每个溶洞均连接至少一条裂缝，每条裂缝的一端与对应的溶洞连接，另一端均与井筒底端连接，并且各裂缝的所述另一端也是相互连接的。上述试井模型的建立需要满足一定的假设条件，所述假设条件至少包括：开井前溶洞与裂缝中的压力分布均匀；流体为单相；储存储集空间为溶洞及裂缝；溶洞、裂缝及流体为微可压缩且压缩系数为常数；溶洞未填满且溶洞为等势体。
S02，根据所述建立的试井模型获得拉普拉斯空间的井底压力解函数，并根据井底压力解函数计算理论井底压力数据(真实空间无因次井底压力解)。
S03，将所述理论井底压力数据与实测的井底压力数据进行拟合，得到流体在裂缝与溶洞中的通过性能力参数、井筒储集系数、溶洞向裂缝供液时的窜流系数、缝洞储容比、裂缝长度与横截面积以及溶洞体积参数。
在本实施例中，如图2所示，所述裂缝、溶洞以及井筒的组合关系可以为：包括两个溶洞(第一溶洞和第二溶洞)、两条裂缝(第一裂缝和第二裂缝)以及一个井筒。所述第一裂缝的一端与第一溶洞连接，另一端与第二裂缝的一端连接，第二裂缝的另一端与第二溶洞连接；所述第一裂缝的所述另一端与第二裂缝的所述一端均与井筒的底端连接。将裂缝中流动处理为渗流，经所述第一裂缝与第二裂缝相互连接形成并列趋势的溶洞为向裂缝供给的等势体。在考虑各个裂缝与溶洞连接处存在瞬态流动边界条件下，可以建立双缝双洞试井模型：
Figure BDA0002221858180000051
其中，pi原始地层压力(MPa)；pf1第一裂缝压力(MPa)；pf2第二裂缝压力(MPa)；p1第一溶洞压力(MPa)；p2第二溶洞压力(MPa)；pw井底压力(MPa)；kf1第一裂缝渗透率(um2)；kf2第二裂缝渗透率(um2)；μ流体粘度(mPa·s)；φf1第一裂缝孔隙度(％)；φf2第二裂缝孔隙度(％)；φ1第一溶洞孔隙度(％)；φ2第二溶洞孔隙度(％)；Cf1第一裂缝压缩系数(MPa-1)；Cf2第二裂缝压缩系数(MPa-1)；C1第一溶洞压缩系数(MPa-1)；C2第二溶洞压缩系数(MPa-1)；λ1f1第一溶洞向第一裂缝供液时的窜流系数(％)；λ2f2第二溶洞向第二裂缝供液时的窜流系数(％)；β1f1第一溶洞向第一裂缝窜流时的形状因子(m-2)；β2f2第二溶洞向第二裂缝窜流时的形状因子(m-2)；k1第一溶洞的等效渗透率(假设值，间接代替流体在溶洞中的通过性实际不存在)(um2)；k2第二溶洞的等效渗透率(假设值，间接代替流体在溶洞中的通过性实际不存在)(um2)；q1f1大尺度第一溶洞流向第一裂缝的窜流量(m3/d)；q2f2大尺度第二溶洞流向第二裂缝的窜流量(m3/d)；q地面产量(m3/d)；Bo体积系数(m3/m3)；rw井筒半径(m)；t时间(h)；Af1第一裂缝横截面积(m2)；Af2第二裂缝横截面积(m2)；x长度(m)；q1大尺度第一溶洞流向第一裂缝的流量(m3/d)；q2大尺度第二溶洞流向第二裂缝的流量(m3/d)；x1第一裂缝长度(m)；x2第二裂缝长度(m)；V1第一溶洞体积(m3)；V2第二溶洞体积(m3)；C井筒储集系数(m3/MPa)。上述参数也即为油藏参数。
对上述获得的双缝双洞试井模型进行无因次化后进行拉普拉斯变换，可以得到拉普拉斯空间井底压力解函数
Figure BDA0002221858180000061
Figure BDA0002221858180000062
其中，
无因次裂缝端点的位置坐标
Figure BDA0002221858180000063
无因次压力
Figure BDA0002221858180000064
储容比
Figure BDA0002221858180000065
无因次时间
Figure BDA0002221858180000066
无因次井筒储集系数
Figure BDA0002221858180000067
无因次裂缝横截面积
Figure BDA0002221858180000071
无因次裂缝横截面积
Figure BDA0002221858180000072
无因次溶洞体积
Figure BDA0002221858180000073
无因次溶洞体积
Figure BDA0002221858180000074
裂缝之间渗透率与横截面积之间比例系数
Figure BDA0002221858180000075
第一溶洞向第一裂缝供液时的窜流系数
Figure BDA0002221858180000076
第二溶洞向第二裂缝供液时的窜流系数
Figure BDA0002221858180000077
其中，
Figure BDA0002221858180000078
拉普拉斯空间井底压力解函数；w表示油井；f表示裂缝；D为无因次量，没有单位数值；ω1为第一溶洞的储容比；ω2为第二溶洞的储容比；s为拉普拉斯变量；k1第一溶洞的等效渗透率，所述k1为假设值；k2第二溶洞的等效渗透率，所述k2为假设值；rw井筒半径；
Figure BDA0002221858180000079
Figure BDA00022218581800000710
为pf1D、pf2D、p1D、p2D、pwD在拉普拉斯空间的解，x1D表示第一条裂缝的无因次裂缝端点的位置坐标，x2D表示第二条裂缝的无因次裂缝端点的位置坐标，i表示原始，pi为原始地层压力。pw为pwf的简化表示，P的下标为w的，此处的w都是指的wf，表示井底压力。
根据上述获得的拉普拉斯空间井底压力解函数，可以在MATLAB软件中编程得到理论井底压力数据并绘制理论曲线图。通过挥着理论曲线图，调整影响理论曲线的相关参数与现场的井底压力数据绘制的参数进行拟合，完成试井解释。例如，所述理论井底压力数据(真实空间井底压力解或者真实空间无因次井底压力解)pwD(tD)可以由下述stehfest数值反演技术获得：
Figure BDA00022218581800000711
其中，N为偶数，N在16～30之间取值，i、k以及N均为常数。
在本实施例中，根据裂缝、溶洞与井筒的组合关系以及油藏参数建立的试井模型可以包括：
(1)溶洞之间通过裂缝系统或渗流通道连通；
(2)流体在裂缝系统或渗流通道中的流动为达西线性流，即运动方程
Figure BDA0002221858180000081
其中，Vf表示裂缝系统或渗流通道中流体流速，kf表示裂缝系统或渗流通道渗透率，pf表示裂缝系统或渗流通道压力，xf表示距离，μ表示流体粘度；
(3)溶洞中流体始终视为等势体，即溶洞内部任意一点压力相等；
(4)溶洞向裂缝或井筒供给流体满足弹性守恒定律，即
Figure BDA0002221858180000082
其中qv表示溶洞向裂缝或井筒的供给量，V表示溶洞的体积，Ct表示综合压缩系数，pv表示溶洞压力，xt表示时间；
(5)溶洞与裂缝连接处通过压力及流量连续条件进行藕合，即在溶洞与裂缝连接处有pv＝pf，qv＝qf＝vfAf，其中pv表示溶洞压力，pf表示裂缝系统或渗流通道压力，qv表示溶洞向裂缝的供给量，qf表示裂缝中流体流量，vf表示裂缝中流体流速，Af表示裂缝的横截面积。
在本实施例中，用拉普拉斯变换对试井模型进行求解可以包括以下步骤：设函数f(t)在[0,∞)上有定义，f(t)是实变量t的实值函数或复值函数；由拉普拉斯积分
Figure BDA0002221858180000083
所确定的函数
Figure BDA0002221858180000084
称为函数f(t)的拉普拉斯变换；采用上述积分变换可将所建试井模型转化为拉普拉斯空间的齐次方程组，从而求解出拉普拉斯空间井底压力解函数
Figure BDA0002221858180000085
在本实施例中，进一步的，所述试井模型建立假设条件可以包括：油井以定产量生产，井筒位于第一裂缝、第二裂缝的交汇处，开井生产前溶洞及裂缝中的压力分布均匀；油藏的开采方式为衰竭式开采；流体为单相，储层储集空间为溶洞及裂缝；第一溶洞、第二溶洞、第一裂缝、第二裂缝以及流体都为微可压缩，且压缩系数为常数；第一溶洞、第二溶洞未充填，且将溶洞始终视为等势体(溶洞内部压力处处相等)；忽略重力的影响，不考虑表皮效应，考虑井筒储集效应；第一裂缝、第二裂缝同时向井筒供液，流体在裂缝中的流动满足达西定律，第一溶洞向第一裂缝供液，第二溶洞向第二裂缝供液；考虑第一裂缝、第二裂缝的长度、横截面积、孔隙度以及渗透率；溶洞及裂缝边界为不渗透边界。
在本实施例中，所述油藏缝洞特征参数试井解释方法尤其适用于双缝双洞油藏(这里的双缝双洞是指有第一溶洞、第二溶洞、第一裂缝、第二裂缝以及井筒，所述第一裂缝的一端与第一溶洞连接，第一裂缝的另一端与井筒底端连接；所述第二裂缝的一端与第二溶洞连接，第二裂缝另一端与井筒底端连接；第一裂缝的所述另一端与第二裂缝的所述另一端相互连接)。例如，适用于大尺度双缝双洞碳酸盐岩油藏，例如，适合溶洞直径在3米以上的，例如，直径5米。
在本实施例中，所述理论井底压力数据与实测的井底压力数据进行拟合可以使用软件进行拟合，拟合的算法可以为迭代算法。例如，可以使用西南石油大学的《油气藏试井分析操作平台》进行拟合。
例如，对于大尺度双缝双洞的碳酸盐岩油藏，建立如上所述的双缝双洞油藏试井模型，通过将计算得到的得到理论井底压力数据并与实例井实测时间压力数据进行拟合，得到的主要解释参数数据如表1所示。图3为并联连接的大尺度双缝双洞碳酸盐岩油藏试井模型的典型曲线图，图中的Ⅰ、Ⅱ、...、Ⅶ等表示将曲线图分为的7个阶段，图中横坐标tD/CD表示无因次时间，f表示无因次单位量，纵坐标PWD表示无因次井底压力，P'WD*tD表示无因次压力导数。图4为实例井拟合曲线效果图。拟合压力曲线与实测压力点基本相重合。拟合压力导数曲线，与拟合压力导数曲线基本趋势一致。
表1
Figure BDA0002221858180000091
Figure BDA0002221858180000101
综上所述，本发明能够对缝洞型油藏储层参数计算及储量计算提供相应的解释方法，能够直接解释大尺度溶洞的体积和裂缝特征参数，尤其适用于溶洞并排的大尺度双缝双洞碳酸盐油藏缝洞；本发明的模型较数值模拟离散模型更加简单，求解方便，在拉普拉斯空间可以给出解析解，并且解析解不涉及复杂函数的计算，使用改进后stehfest数值反演方法，N的取值范围更广，精度更高，能够解决函数变化陡峭发生振荡和弥散的问题；本发明拟合后的解释结果可直接给出溶洞体积的大小，同时也可以获得裂缝系统的长度及横截面积，能够方便的用于计算单井储量。
尽管上面已经通过结合示例性实施例描述了本发明，但是本领域技术人员应该清楚，在不脱离权利要求所限定的精神和范围的情况下，可对本发明的示例性实施例进行各种修改和改变。

Claims (8)

1.一种油藏缝洞特征参数试井解释方法，其特征在于，所述解释方法包括以下步骤：
基于实际地质资料，根据裂缝、溶洞与井筒的组合关系以及油藏参数建立试井模型，其中，裂缝、溶洞与井筒的组合关系包括：溶洞为两个以上，每个溶洞至少与一条裂缝相连，各裂缝的一端与对应的溶洞连接，另一端均与井筒的底端连接且各裂缝的所述另一端互通，试井模型建立假设条件至少包括：开井前溶洞与裂缝中的压力分布均匀，流体为单相，储存储集空间为溶洞及裂缝，溶洞、裂缝及流体为微可压缩且压缩系数为常数，溶洞未填满且溶洞为等势体；
根据所述试井模型获得拉普拉斯空间井底压力解函数，并基于所述井底压力解函数计算理论井底压力数据；所述试井模型为：
Figure FDA0003689240660000011
其中，pi原始地层压力；pf1第一裂缝压力；pf2第二裂缝压力；p1第一溶洞压力；p2第二溶洞压力；pw井底压力；kf1第一裂缝渗透率；kf2第二裂缝渗透率；μ流体粘度；φf1第一裂缝孔隙度；φf2第二裂缝孔隙度；φ1第一溶洞孔隙度；φ2第二溶洞孔隙度；Cf1第一裂缝压缩系数；Cf2第二裂缝压缩系数；C1第一溶洞压缩系数；C2第二溶洞压缩系数；β1f1第一溶洞向第一裂缝窜流时的形状因子；β2f2第二溶洞向第二裂缝窜流时的形状因子；q1f1大尺度第一溶洞流向第一裂缝的窜流量；q2f2大尺度第二溶洞流向第二裂缝的窜流量；q地面产量；Bo体积系数；t时间；Af1第一裂缝横截面积；Af2第二裂缝横截面积；x长度；q1大尺度第一溶洞流向第一裂缝的流量；q2大尺度第二溶洞流向第二裂缝的流量；x1第一裂缝长度；x2第二裂缝长度；V1第一溶洞体积；V2第二溶洞体积；C井筒储集系数；
将所述理论井底压力数据与实测的井底压力数据进行拟合，得到流体在裂缝与溶洞中的通过性能力参数、井筒储集系数、溶洞向裂缝供液时的窜流系数、缝洞储容比、裂缝长度与横截面积以及溶洞体积参数。
2.根据权利要求1所述的油藏缝洞特征参数试井解释方法，其特征在于，所述裂缝、溶洞与井筒的组合关系包括：具有第一溶洞、第二溶洞、第一裂缝、第二裂缝以及井筒，所述第一裂缝的一端与第一溶洞连接，第一裂缝的另一端与井筒底端连接，所述第二裂缝的一端与第二溶洞连接，第二裂缝另一端与井筒底端连接，第一裂缝的所述另一端与第二裂缝的所述另一端相互连接。
3.根据权利要求2所述的油藏缝洞特征参数试井解释方法，其特征在于，所述获得拉普拉斯空间井底压力解函数的步骤包括对所述试井模型无因次化后进行拉普拉斯变换得到。
4.根据权利要求3所述的油藏缝洞特征参数试井解释方法，其特征在于，所述拉普拉斯空间井底压力解函数为：
Figure FDA0003689240660000031
其中，
无因次裂缝端点的位置坐标
Figure FDA0003689240660000032
无因次压力
Figure FDA0003689240660000033
j＝f1,f2,1,2,w；
储容比
Figure FDA0003689240660000034
无因次时间
Figure FDA0003689240660000035
无因次井筒储集系数
Figure FDA0003689240660000036
无因次裂缝横截面积
Figure FDA0003689240660000037
无因次裂缝横截面积
Figure FDA0003689240660000038
无因次溶洞体积
Figure FDA0003689240660000039
无因次溶洞体积
Figure FDA00036892406600000310
裂缝之间渗透率与横截面积之间比例系数
Figure FDA0003689240660000041
第一溶洞向第一裂缝供液时的窜流系数
Figure FDA0003689240660000042
第二溶洞向第二裂缝供液时的窜流系数
Figure FDA0003689240660000043
其中，
Figure FDA0003689240660000047
为拉普拉斯空间井底压力解函数；w表示油井；D为无因次量；ω1为第一溶洞的储容比；ω2为第二溶洞的储容比；s为拉普拉斯变量；
Figure FDA0003689240660000044
Figure FDA0003689240660000048
为pf1D、pf2D、p1D、p2D、pwD在拉普拉斯空间的解，x1D表示第一条裂缝的无因次裂缝端点的位置坐标，x2D表示第二条裂缝的无因次裂缝端点的位置坐标。
5.根据权利要求4所述的油藏缝洞特征参数试井解释方法，其特征在于，所述理论井底压力数据通过stehfest数值反演得到，其中，
Figure FDA0003689240660000045
其中，N为偶数，N在16～30之间取值，pwD(tD)为理论井底压力数据，i、k以及N均为常数。
6.根据权利要求1或2所述的油藏缝洞特征参数试井解释方法，其特征在于，所述试井模型建立假设条件还包括：油藏开采方式为衰竭式开采；忽略重力影响；不考虑表皮效应，考虑井筒储集效应；裂缝同时向井筒供油；流体在裂缝中满足达西定律；考虑裂缝长度、横截面积、孔隙率以及渗透率；溶洞及裂缝边界为不渗透边界。
7.根据权利要求1或2所述的油藏缝洞特征参数试井解释方法，其特征在于，所述根据裂缝、溶洞与井筒的组合关系以及油藏参数建立试井模型包括：
溶洞之间通过裂缝系统或渗流通道连通；
流体在裂缝系统或渗流通道中的流动为达西线性流，运动方程为
Figure FDA0003689240660000046
其中，Vf表示裂缝系统或渗流通道中流体流速，kf表示裂缝系统或渗流通道渗透率，pf表示裂缝系统或渗流通道压力，xf表示距离，μ表示流体粘度；
溶洞中流体始终视为等势体；
溶洞向裂缝或井筒供给流体满足弹性守恒定律，即
Figure FDA0003689240660000051
其中qv表示溶洞向裂缝或井筒的供给量，V表示溶洞的体积，Ct表示综合压缩系数，pv表示溶洞压力，xt表示时间；
溶洞与裂缝连接处通过压力及流量连续条件进行耦合，即在溶洞与裂缝连接处有pv＝pf，qv＝qf＝vfAf，其中pv表示溶洞压力，pf表示裂缝系统或渗流通道压力，qv表示溶洞向裂缝的供给量，qf表示裂缝中流体流量，vf表示裂缝中流体流速，Af表示裂缝的横截面积。
8.根据权利要求1或2所述的油藏缝洞特征参数试井解释方法，其特征在于，所述油藏缝洞为碳酸盐岩油藏缝洞。
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