CN112377182A - 大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定方法及装置 - Google Patents

大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定方法及装置 Download PDF

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Abstract

本发明提供了一种大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定方法及装置，该方法包括：筛选出单井控制的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体；将储集体中流体的物性参数值，输入至双孔双渗数学模型中，解析获得无因次产量拉氏解；进行反演获得无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数，并绘制双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版；确定边界参数；通过Blasingame变换，获得无因次规整化物质平衡拟时间、无因次规整化产量、无因次规整化产量积分和无因次规整化产量积分导数，并绘制Blasingame图版；确定物性参数。本发明可以准确有效地确定物性参数和边界参数。

Description

大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定方法及装置
技术领域
本发明涉及碳酸盐油藏开发技术领域，尤其涉及一种大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定方法及装置。
背景技术
碳酸盐岩油气藏在全球油气资源中占有极为重要的地位。据IHS公司统计，碳酸盐岩油气资源量约占全球油气资源量的70％，探明可采储量约占50％，产量约占60％。碳酸盐岩油气藏广泛分布于北美、中东、中亚等地区，主要类型有生物礁、颗粒滩、白云岩和风化壳类，通常规模较大，埋深小于3 000m，主要集中在侏罗系、白垩系和新近系，以孔隙型介质为主。国外碳酸盐岩油气藏多基于连续介质理论进行开发设计。
中国碳酸盐岩油气资源也十分丰富，据2015年全国油气资源动态评价结果，石油地质资源量为340×108t，天然气地质资源量为24.3×1012m3，分别占油气资源总量的27.0％和26.9％。近年来，随着塔河油田、普光气田、安岳气田等碳酸盐岩油气田的开发，天然气、原油产量快速增长，成为中国油气勘探开发和油气增储上产的重要领域。
与其他国家碳酸盐岩油气藏相比，中国碳酸盐岩油气藏地质时代老、埋藏深、经过多期构造运动改造，油藏以裂缝-孔隙型、缝洞型为主，气藏以孔隙型礁滩白云岩为主，开发难度更大。
孔洞-裂缝型碳酸盐岩油藏由于成因独特，所以储层性质以及生产动态特征与均质油藏的特征差异较大。而且，当溶洞分布密度大且溶洞平均直径也较大的情况，可称为大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体，这时可忽略基质的影响，裂缝和溶蚀孔洞均参与流体流动，溶蚀孔洞在向基质裂缝供液的同时在压差的作用下也向裂缝供液。因此，常规储层中适用的物质平衡方法、压力不稳定试井方法等适用性较差。因此在开发过程中缺少一种准确的有效进行大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数的确定方法。
发明内容
本发明实施例提出一种大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定方法，用以准确有效地确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的物性参数和边界参数，该方法包括：
从单井连通的碳酸盐岩储集体中，筛选出单井控制的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体；
将大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体中流体的物性参数值，输入至大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的双孔双渗数学模型中，解析获得无因次产量拉氏解；
对不同边界参数下的无因次产量拉氏解进行反演，获得无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数，并绘制双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版；
基于双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版，确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的边界参数；
对无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数进行Blasingame变换，获得无因次规整化物质平衡拟时间、无因次规整化产量、无因次规整化产量积分和无因次规整化产量积分导数，并绘制大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版；
基于大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版，确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的物性参数。
本发明实施例提出一种大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定装置，用以准确有效地确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的物性参数和边界参数，该装置包括：
筛选模块，用于从单井连通的碳酸盐岩储集体中，筛选出单井控制的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体；
解析模块，用于将大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体中流体的物性参数值，输入至大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的双孔双渗数学模型中，解析获得无因次产量拉氏解；
第一图版绘制模块，用于对不同边界参数下的无因次产量拉氏解进行反演，获得无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数，并绘制双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版；
边界参数确定模块，用于基于双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版，确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的边界参数；
第二图版绘制模块，用于对无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数进行Blasingame变换，获得无因次规整化物质平衡拟时间、无因次规整化产量、无因次规整化产量积分和无因次规整化产量积分导数，并绘制大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版；
物性参数确定模块，用于基于大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版，确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的物性参数。
本发明实施例还提出了一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定方法。
本发明实施例还提出了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有执行上述大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定方法的计算机程序。
在本发明实施例中，从单井连通的碳酸盐岩储集体中，筛选出单井控制的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体；将大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体中流体的物性参数值，输入至大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的双孔双渗数学模型中，解析获得无因次产量拉氏解；对不同边界参数下的无因次产量拉氏解进行反演，获得无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数，并绘制双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版；基于双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版，确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的边界参数；对无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数进行Blasingame变换，获得无因次规整化物质平衡拟时间、无因次规整化产量、无因次规整化产量积分和无因次规整化产量积分导数，并绘制大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版；基于大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版，确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的物性参数。在上述过程中，根据单井的无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数，绘制的双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版的准确度高，从而可准确地确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的边界参数；之后，根据无因次规整化物质平衡拟时间、无因次规整化产量、无因次规整化产量积分和无因次规整化产量积分导数，绘制的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版的准确度高，从而使得最后确定的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的物性参数的准确度高。
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，下面将对实施例或现有技术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。在附图中：
图1为本发明实施例中大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定方法的流程图；
图2为本发明实施例中双孔双渗数学模型对应的渗流示意图；
图3为本发明实施例中双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版的示意图；
图4为本发明实施例中无因次泄油半径对产量不稳定分析曲线图版的示意图；
图5为本发明实施例中窜流系数对产量不稳定分析曲线图版的示意图；
图6为本发明实施例中弹性储容比对产量不稳定分析曲线图版的示意图；
图7为本发明实施例中裂缝渗透率与总渗透率之比对产量不稳定分析曲线图版的示意图；
图8为本发明实施例中无因次泄油半径对Blasingame产量不稳定分析曲线图版的示意图；
图9为本发明实施例中窜流系数对Blasingame产量不稳定分析曲线图版的示意图；
图10为本发明实施例中弹性储容比对Blasingame产量不稳定分析曲线图版的示意图；
图11为本发明实施例中裂缝渗透率与总渗透率之比对Blasingame产量不稳定分析曲线图版的示意图；
图12为本发明实施例中大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定装置的示意图；
图13为本发明实施例中大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定装置的另一示意图；
图14为本发明实施例中计算机设备的示意图。
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明白，下面结合附图对本发明实施例做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。
在本说明书的描述中，所使用的“包含”、“包括”、“具有”、“含有”等，均为开放性的用语，即意指包含但不限于。参考术语“一个实施例”、“一个具体实施例”、“一些实施例”、“例如”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构或者特点包含于本申请的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构或者特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。各实施例中涉及的步骤顺序用于示意性说明本申请的实施，其中的步骤顺序不作限定，可根据需要作适当调整。
图1为本发明实施例中大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定方法的流程图，如图1所示，该方法包括：
步骤101，从单井连通的碳酸盐岩储集体中，筛选出单井控制的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体；
步骤102，将大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体中流体的物性参数值，输入至大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的双孔双渗数学模型中，解析获得无因次产量拉氏解；
步骤103，对不同边界参数下的无因次产量拉氏解进行反演，获得无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数，并绘制双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版；
步骤104，基于双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版，确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的边界参数；
步骤105，对无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数进行Blasingame变换，获得无因次规整化物质平衡拟时间、无因次规整化产量、无因次规整化产量积分和无因次规整化产量积分导数，并绘制大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版；
步骤106，基于大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版，确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的物性参数。
在本发明实施例中，根据单井的无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数，绘制的双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版的准确度高，从而可准确地确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的边界参数；之后，根据无因次规整化物质平衡拟时间、无因次规整化产量、无因次规整化产量积分和无因次规整化产量积分导数，绘制的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版的准确度高，从而使得最后确定的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的物性参数的准确度高。
具体实施时，由于本发明实施例针对的是大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体，在步骤101中，从单井连通的碳酸盐岩储集体中，筛选出单井控制的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体。上述单井控制的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体为溶蚀孔洞发育，且溶洞分布密度大且溶洞平均直径也较大的储集体。在这种情况下可忽略基质的影响，裂缝和溶蚀孔洞均参与流体流动，溶蚀孔洞在向基质裂缝供液的同时在压差的作用下也向裂缝供液，因此，其对应的数学模型为双孔双渗数学模型。
图2为本发明实施例中双孔双渗数学模型对应的渗流示意图，裂缝是主要的渗流通道，直接与井筒连通，溶蚀孔洞是主要的储集空间，且向井筒直接供液，同时也向裂缝供液，在压差的作用下，溶蚀孔洞向裂缝窜流。流体在地层中的流动方向为：溶蚀孔洞→裂缝→井筒，以及溶蚀孔洞→井筒的逐级窜流。其基本假设条件如下：(1)单井以定产量生产，储集体初始压力为pi；(2)储集体岩石和流体微可压缩，且其压缩系数为常数；(3)流体的流动满足达西定律；(4)忽略重力和毛管力的影响。
在一实施例中，流体的物性参数包括单井的流压；
所述方法还包括：将单井的油压输入至统一多相流计算模型中，计算所述单井的流压。
在上述实施例中，相当于对生产井(单井)的油压进行折算，使得最后得到的流压非常准确。另外，如果有产水的话建议可以使用多相流动的统一流动模型进行计算。
在一实施例中，统一多相流计算模型采用如下公式表示：
Figure BDA0002808339040000061
其中，τS为段塞体剪切应力，τWF为气芯中液膜的剪切应力，τWG为气芯中气泡的剪切应力，LS为段塞体长度，LU为段塞单元长度，LF为段塞单元中液膜的长度，SF为液膜的周长，SG为段塞单元中气芯的周长；dp为流压与油压的差值；ρ为流体密度；U为流体体积；g为重力加速度；θ为管柱倾角；d为管柱横截面积；A为油管横截面积；dL为管柱长度。
在一实施例中，大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的双孔双渗数学模型采用如下公式表示：
Figure BDA0002808339040000071
Figure BDA0002808339040000072
初始条件为：pfD(rD,0)＝pvD(rD,0)＝0
内边界条件为：
Figure BDA0002808339040000073
三种外边界条件为：
无限大：
Figure BDA0002808339040000074
圆形定压：
Figure BDA0002808339040000075
圆形封闭：
Figure BDA0002808339040000076
无量纲定义如下：
Figure BDA0002808339040000077
Figure BDA0002808339040000078
其中，kf为裂缝的渗透率，μm2；kv为溶蚀孔洞的渗透率，μm2；φf为裂缝的孔隙度，无因次；φv为溶蚀孔洞孔隙度，无因次；Ctf为裂缝的总压缩系数，MPa-1；Ctv为溶蚀孔洞的总压缩系数，MPa-1；pf为单井的流压，MPa；pv为溶蚀孔洞在某一时刻某一点的地层压力，MPa；ω为弹性储容比，无因次；λ为窜流系数，无因次；α为形状因子，无因次；pfD,vD分别为无量纲裂缝压力和无量纲溶蚀孔洞压力；r为任一点到井的距离，m；rw为油井半径，m；re为泄油半径，m；h为储集体厚度，m；μ为原油粘度，mPa·s；B为原油体积系数，无因次；t为生产时间，h；tD为无量纲生产时间；reD为无因次泄油半径；κ为裂缝渗透率与总渗透率之比，无因次。
在一实施例中，所述双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版包括无因次产量随无因次物质平衡拟时间变化的曲线、无因次产量积分随无因次物质平衡拟时间变化的曲线和无因次产量积分导数随无因次物质平衡拟时间变化的曲线；
所述大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版包括无因次规整化产量随无因次规整化物质平衡拟时间变化的曲线、无因次规整化产量积分随无因次规整化物质平衡拟时间变化的曲线和无因次规整化产量积分导数随无因次规整化物质平衡拟时间变化的曲线。
在步骤102中，将大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体中流体的物性参数值，输入至大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的双孔双渗数学模型中，解析获得无因次产量拉氏解。在边界类型为无限大时，无因次井底压力拉氏解如下：
Figure BDA0002808339040000081
其中，
Figure BDA0002808339040000082
Figure BDA0002808339040000083
σ1、σ2与ω、λ、κ有关，通过下式确定：
Figure BDA0002808339040000084
在边界类型为圆形定压时，无因次井底压力拉氏解如下：
Figure BDA0002808339040000085
其中，ψm,n(α,β,γ)＝Km(αγ)In(βγ)+(-1)m+n+1Im(αγ)Kn(βγ)
Figure BDA0002808339040000086
Figure BDA0002808339040000087
σ1、σ2与ω、λ、κ有关，通过下式确定：
Figure BDA0002808339040000091
在边界类型为圆形封闭时，无因次井底压力拉氏解如下：
其中：ψm,n(α,β,γ)＝Km(αγ)In(βγ)+(-1)m+n+1Im(αγ)Kn(βγ)
Figure BDA0002808339040000092
Figure BDA0002808339040000093
σ1、σ2与ω、λ、κ有关，通过下式确定：
Figure BDA0002808339040000094
利用Duhamel原理，根据上述无因次井底压力拉氏解，可得无因次产量拉氏解为：
Figure BDA0002808339040000095
在步骤103中，对不同边界参数下的无因次产量拉氏解进行反演，获得无因次物质平衡拟时间tD、无因次产量qD、无因次产量积分qDi和无因次产量积分导数qDid。
Figure BDA0002808339040000096
Figure BDA0002808339040000097
其中，NpD为油井地面产量，m3/d。
之后，绘制双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版，图3为本发明实施例中双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版的示意图，上述曲线可大体分为以下五个阶段：
阶段Ⅰ)：裂缝与溶蚀孔洞早期线性流阶段，具有平面线性流特征，若考虑井筒储集效应的影响，此阶段容易被井筒储集效应所覆盖；
阶段Ⅱ)：裂缝与溶蚀孔洞的早期径向流阶段，无因次产量积分随无因次物质平衡拟时间变化的曲线(以下简称无因次产量积分曲线)与无因次产量积分导数随无因次物质平衡拟时间变化的曲线(以下简称无因次产量积分导数曲线)下降变缓慢，且近似平行；
阶段Ⅲ)：溶蚀孔洞向裂缝窜流阶段，此阶段的无因次产量积分导数曲线特征为一个“下凹”曲线；
阶段Ⅳ)：裂缝和溶蚀孔洞整体的晚期径向流阶段，压力波未到达外边界之前的阶段；
阶段Ⅴ)：边界控制流阶段，其中对于封闭外边界，与其他储集体类型相似，无因次产量积分曲线及其无因次产量积分导数曲线为斜率为“-1”的直线并重合。
在一实施例中，所述边界参数包括边界距离、是否有无水体能量补充；
所述物性参数包括油井动态储量、水体大小、水侵速度、水侵量、窜流系数和弹性储容比中的至少一种。
基于双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版，确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的边界参数的具体过程如下：
(1)确定敏感性参数，例如图3中，确定敏感性参数为无因次泄油半径reD、窜流系数λ、弹性储容比ω、裂缝渗透率与总渗透率之比κ；
(2)从双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版中分离出敏感性参数对产量不稳定分析曲线图版，例如，图4为本发明实施例中无因次泄油半径对产量不稳定分析曲线图版的示意图，图5为本发明实施例中窜流系数对产量不稳定分析曲线图版的示意图，图6为本发明实施例中弹性储容比对产量不稳定分析曲线图版的示意图，图7为本发明实施例中裂缝渗透率与总渗透率之比对产量不稳定分析曲线图版的示意图。由图4可以看出，reD值越大，全系统流体径向流持续时间就越长，边界控制流阶段出现的时间越晚。由图5可以看出，λ值主要影响产量积分导数曲线“凹子”出现的早晚，即影响溶蚀孔洞向裂缝中窜流发生的时间，λ值越小，凹子越靠后，则溶蚀孔洞发生窜流的时间越晚。由图6可以看出，ω值主要影响产量积分导数曲线“凹子”的深浅和持续时间，ω值越大，溶蚀孔洞储容比越小，凹子越浅越窄，相应裂缝储容能力越大，流体在流动过程中压力损耗越小，则裂缝的径向流持续时间越长，发生窜流的时间相应越晚，发生窜流的持续时间则越短。由图7可以看出，κ主要影响窜流凹子的深度和曲线的上下位置，κ值越大，凹子越深，即溶蚀孔洞的相对渗透率越小，流体流动过程中的压力损耗越大，产量曲线越往下；当κ＝1时，溶蚀孔洞渗透率为0，即转换为双孔单渗模型，当κ＝0.5时，kf＝kv，则其他参数相同时，即转换为单重介质模型，窜流阶段消失，直接进入全系统径向流阶段。
(3)利用敏感性参数对产量不稳定分析曲线图版确定边界距离和是否有无水体能量补充。例如，在图4-图7中，边界距离可以确定为500m，且可以确定有水体能量补充。
在一实施例中，采用如下的Blasingame变换公式，对无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数进行Blasingame变换，获得单井的无因次规整化物质平衡拟时间、无因次规整化产量、无因次规整化累积产量、无因次规整化产量积分和无因次规整化产量积分导数：
Figure BDA0002808339040000111
Figure BDA0002808339040000112
Figure BDA0002808339040000113
Figure BDA0002808339040000114
Figure BDA0002808339040000115
其中，tDd为无因次规整化物质平衡拟时间；qDd为无因次规整化产量；NpDd为无因次规整化累积产量；qDdi为无因次规整化产量积分；qDdid为无因次规整化产量积分导数；tD为无因次物质平衡拟时间；reD为无因次泄油半径；L-1表示拉氏变换；
Figure BDA0002808339040000116
为无量纲井底流压
在上述实施例中，无因次物质平衡拟时间tD、无因次产量qD、无因次产量积分qDi和无因次产量积分导数qDid分别变换为了无因次规整化物质平衡拟时间tDd、无因次规整化产量qDd、无因次规整化产量积分qDdi和无因次规整化产量积分导数qDdid。通过上述处理，实现了边界控制流阶段的归一化处理，这样减少了参数的不确定性。
针对步骤106，根据单井的无因次规整化物质平衡拟时间、无因次规整化产量、无因次规整化产量积分和无因次规整化产量积分导数，绘制大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版。
然后，可以从大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版中分离出敏感性参数对对Blasingame产量不稳定分析曲线图版，例如，图8为本发明实施例中无因次泄油半径对Blasingame产量不稳定分析曲线图版的示意图，图9为本发明实施例中窜流系数对Blasingame产量不稳定分析曲线图版的示意图，图10为本发明实施例中弹性储容比对Blasingame产量不稳定分析曲线图版的示意图，图11为本发明实施例中缝渗透率与总渗透率之比对Blasingame产量不稳定分析曲线图版的示意图。
由图8可以看出，当其他参数一定时，改变无因次泄油半径reD的大小，边界控制阶段的斜率为“-1”的归一化曲线不会发生左右移动，无因次泄油半径reD越大，只会使曲线的不稳定流阶段曲线越往下，溶蚀孔洞向裂缝开始发生窜流的物质平衡时间越靠前，即凹子越靠前，但凹子形状不会发生改变，全区径向流阶段持续时间越长。
由图9可以看出，窜流系数λ值越小，无因次规整化产量积分导数曲线“凹子”越靠右，即溶蚀孔洞向裂缝中的窜流阶段发生的越晚，λ对边界控制流阶段无影响，与图5类似。
由图10可以看出，弹性储容比ω的大小主要影响溶蚀孔洞向裂缝窜流阶段的深度和宽度，对窜流发生的开始时间无影响。弹性储容比ω值越大，基质储容比越小，凹子越浅越窄，则相应的全系统径向流开始的时间越靠前，边界控制流阶段出现的越早。
由图11可以看出，缝渗透率与总渗透率之比κ主要影响窜流凹子的深度和曲线的上下位置，κ值越大，凹子越深，即溶蚀孔洞的相对渗透率越小，流体流动过程中的压力损耗越大，产量曲线不稳定渗流段越往下。
最后，基于大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版，通过图版拟合确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的物性参数，如控制半径，窜流系数、弹性储容比，其中水体大小的公式为
Figure BDA0002808339040000121
其中，Wei＝Nw×pi×Cw，
Figure BDA0002808339040000122
其中：Wei为水体潜在的最大水侵量，m3；We为累计水侵量，m3；pi为原始油藏压力，MPa；paq为水体压力，MPa；p为当前油藏的平均压力，MPa；J为水侵指数，m3/d/MPa；t为生产时间，d；Nw为水体大小，m3；Cw为水体的压缩系数，MPa-1；f为水体侵入系数，取值为0～1；θ为水体的覆盖范围，取值为0～2π；μw为水体粘度，mPa·s。
综上所述，在本发明实施例提出的方法中，从单井连通的碳酸盐岩储集体中，筛选出单井控制的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体；将大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体中流体的物性参数值，输入至大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的双孔双渗数学模型中，解析获得无因次产量拉氏解；对不同边界参数下的无因次产量拉氏解进行反演，获得无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数，并绘制双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版；基于双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版，确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的边界参数；对无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数进行Blasingame变换，获得无因次规整化物质平衡拟时间、无因次规整化产量、无因次规整化产量积分和无因次规整化产量积分导数，并绘制大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版；基于大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版，确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的物性参数。在上述过程中，根据单井的无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数，绘制的双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版的准确度高，从而可准确地确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的边界参数；之后，根据无因次规整化物质平衡拟时间、无因次规整化产量、无因次规整化产量积分和无因次规整化产量积分导数，绘制的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版的准确度高，从而使得最后确定的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的物性参数的准确度高。
本发明实施例还提出一种大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定装置，其原理与大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定方法类似，这里不再赘述。
图12为本发明实施例中大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定装置的示意图，该装置包括：
筛选模块1201，用于从单井连通的碳酸盐岩储集体中，筛选出单井控制的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体；
解析模块1202，用于将大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体中流体的物性参数值，输入至大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的双孔双渗数学模型中，解析获得无因次产量拉氏解；
第一图版绘制模块1203，用于对不同边界参数下的无因次产量拉氏解进行反演，获得无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数，并绘制双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版；
边界参数确定模块1204，用于基于双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版，确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的边界参数；
第二图版绘制模块1205，用于对无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数进行Blasingame变换，获得无因次规整化物质平衡拟时间、无因次规整化产量、无因次规整化产量积分和无因次规整化产量积分导数，并绘制大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版；
物性参数确定模块1206，用于基于大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版，确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的物性参数。
在一实施例中，流体的物性参数包括单井的流压；
所述装置还包括计算模块1207，如图13所示为本发明实施例中大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定装置的另一示意图，计算模块1207用于：将单井的油压输入至统一多相流计算模型中，计算所述单井的流压。
在一实施例中，统一多相流计算模型采用如下公式表示：
Figure BDA0002808339040000141
其中，τS为段塞体剪切应力，τWF为气芯中液膜的剪切应力，τWG为气芯中气泡的剪切应力，LS为段塞体长度，LU为段塞单元长度，LF为段塞单元中液膜的长度，SF为液膜的周长，SG为段塞单元中气芯的周长；dp为流压与油压的差值；ρ为流体密度；U为流体体积；g为重力加速度；θ为管柱倾角；d为管柱横截面积；A为油管横截面积；dL为管柱长度。
在一实施例中，大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的双孔双渗数学模型采用如下公式表示：
Figure BDA0002808339040000142
Figure BDA0002808339040000143
初始条件为：pfD(rD,0)＝pvD(rD,0)＝0
内边界条件为：
Figure BDA0002808339040000151
三种外边界条件为：
无限大：
Figure BDA0002808339040000152
圆形定压：
Figure BDA0002808339040000153
圆形封闭：
Figure BDA0002808339040000154
无量纲定义如下：
Figure BDA0002808339040000155
Figure BDA0002808339040000156
其中，kf为裂缝的渗透率，μm2；kv为溶蚀孔洞的渗透率，μm2；φf为裂缝的孔隙度，无因次；φv为溶蚀孔洞孔隙度，无因次；Ctf为裂缝的总压缩系数，MPa-1；Ctv为溶蚀孔洞的总压缩系数，MPa-1；pf为单井的流压，MPa；pv为溶蚀孔洞在某一时刻某一点的地层压力，MPa；ω为弹性储容比，无因次；λ为窜流系数，无因次；α为形状因子，无因次；pfD,vD分别为无量纲裂缝压力和无量纲溶蚀孔洞压力；r为任一点到井的距离，m；rw为油井半径，m；re为泄油半径，m；h为储集体厚度，m；μ为原油粘度，mPa·s；B为原油体积系数，无因次；t为生产时间，h；tD为无量纲生产时间；reD为无因次泄油半径；κ为裂缝渗透率与总渗透率之比，无因次。
在一实施例中，所述双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版包括无因次产量随无因次物质平衡拟时间变化的曲线、无因次产量积分随无因次物质平衡拟时间变化的曲线和无因次产量积分导数随无因次物质平衡拟时间变化的曲线；
所述大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版包括无因次规整化产量随无因次规整化物质平衡拟时间变化的曲线、无因次规整化产量积分随无因次规整化物质平衡拟时间变化的曲线和无因次规整化产量积分导数随无因次规整化物质平衡拟时间变化的曲线。
在一实施例中，第二图版绘制模块具体用于：
采用如下的Blasingame变换公式，对无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数进行Blasingame变换，获得单井的无因次规整化物质平衡拟时间、无因次规整化产量、无因次规整化累积产量、无因次规整化产量积分和无因次规整化产量积分导数：
Figure BDA0002808339040000161
Figure BDA0002808339040000162
Figure BDA0002808339040000163
Figure BDA0002808339040000164
Figure BDA0002808339040000165
其中，tDd为无因次规整化物质平衡拟时间；qDd为无因次规整化产量；NpDd为无因次规整化累积产量；qDdi为无因次规整化产量积分；qDdid为无因次规整化产量积分导数；tD为无因次物质平衡拟时间；reD为无因次泄油半径；L-1表示拉氏变换；
Figure BDA0002808339040000166
为无量纲井底流压。
在一实施例中，所述边界参数包括边界距离、是否有无水体能量补充；
所述物性参数包括油井动态储量、水体大小、水侵速度、水侵量、窜流系数和弹性储容比中的至少一种。
综上所述，在本发明实施例提出的装置中，从单井连通的碳酸盐岩储集体中，筛选出单井控制的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体；将大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体中流体的物性参数值，输入至大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的双孔双渗数学模型中，解析获得无因次产量拉氏解；对不同边界参数下的无因次产量拉氏解进行反演，获得无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数，并绘制双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版；基于双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版，确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的边界参数；对无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数进行Blasingame变换，获得无因次规整化物质平衡拟时间、无因次规整化产量、无因次规整化产量积分和无因次规整化产量积分导数，并绘制大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版；基于大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版，确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的物性参数。在上述过程中，根据单井的无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数，绘制的双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版的准确度高，从而可准确地确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的边界参数；之后，根据无因次规整化物质平衡拟时间、无因次规整化产量、无因次规整化产量积分和无因次规整化产量积分导数，绘制的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版的准确度高，从而使得最后确定的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的物性参数的准确度高。
本申请的实施例还提供一种计算机设备，图14为本发明实施例中计算机设备的示意图，该计算机设备能够实现上述实施例中的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定方法中全部步骤，所述电子设备具体包括如下内容：
处理器(processor)1401、存储器(memory)1402、通信接口(CommunicationsInterface)1403和总线1404；
其中，所述处理器1401、存储器1402、通信接口1403通过所述总线1404完成相互间的通信；所述通信接口1403用于实现服务器端设备、检测设备以及用户端设备等相关设备之间的信息传输；
所述处理器1401用于调用所述存储器1402中的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述实施例中的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定方法中的全部步骤。
本申请的实施例还提供一种计算机可读存储介质，能够实现上述实施例中的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定方法中全部步骤，所述计算机可读存储介质上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现上述实施例中的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定方法的全部步骤。
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
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。

Claims (16)

1.一种大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定方法，其特征在于，包括：
从单井连通的碳酸盐岩储集体中，筛选出单井控制的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体；
将大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体中流体的物性参数值，输入至大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的双孔双渗数学模型中，解析获得无因次产量拉氏解；
对不同边界参数下的无因次产量拉氏解进行反演，获得无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数，并绘制双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版；
基于双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版，确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的边界参数；
对无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数进行Blasingame变换，获得双孔双渗模型的无因次规整化物质平衡拟时间、无因次规整化产量、无因次规整化产量积分和无因次规整化产量积分导数，并绘制大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版；
基于大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版，确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的物性参数。
2.如权利要求1所述的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定方法，其特征在于，流体的物性参数包括单井的流压；
所述方法还包括：将单井的油压输入至统一多相流计算模型中，计算所述单井的流压。
3.如权利要求2所述的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定方法，其特征在于，统一多相流计算模型采用如下公式表示：
Figure FDA0002808339030000011
其中，τS为段塞体剪切应力，τWF为气芯中液膜的剪切应力，τWG为气芯中气泡的剪切应力，LS为段塞体长度，LU为段塞单元长度，LF为段塞单元中液膜的长度，SF为液膜的周长，SG为段塞单元中气芯的周长；dp为流压与油压的差值；ρ为流体密度；U为流体体积；g为重力加速度；θ为管柱倾角；d为管柱横截面积；A为油管横截面积；dL为管柱长度。
4.如权利要求1所述的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定方法，其特征在于，大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的双孔双渗数学模型采用如下公式表示：
Figure FDA0002808339030000021
Figure FDA0002808339030000022
初始条件为：pfD(rD,0)＝pvD(rD,0)＝0
内边界条件为：
Figure FDA0002808339030000023
三种外边界条件为：
无限大：
Figure FDA0002808339030000024
圆形定压：
Figure FDA0002808339030000025
圆形封闭：
Figure FDA0002808339030000026
无量纲定义如下：
Figure FDA0002808339030000027
Figure FDA0002808339030000028
其中，kf为裂缝的渗透率，μm2；kv为溶蚀孔洞的渗透率，μm2；φf为裂缝的孔隙度，无因次；φv为溶蚀孔洞孔隙度，无因次；Ctf为裂缝的总压缩系数，MPa-1；Ctv为溶蚀孔洞的总压缩系数，MPa-1；pf为单井的流压，MPa；pv为溶蚀孔洞在某一时刻某一点的地层压力，MPa；ω为弹性储容比，无因次；λ为窜流系数，无因次；α为形状因子，无因次；pfD,vD分别为无量纲裂缝压力和无量纲溶蚀孔洞压力；r为任一点到井的距离，m；rw为油井半径，m；re为泄油半径，m；h为储集体厚度，m；μ为原油粘度，mPa·s；B为原油体积系数，无因次；t为生产时间，h；tD为无量纲生产时间；reD为无因次泄油半径；κ为裂缝渗透率与总渗透率之比，无因次。
5.如权利要求1所述的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定方法，其特征在于，所述双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版包括无因次产量随无因次物质平衡拟时间变化的曲线、无因次产量积分随无因次物质平衡拟时间变化的曲线和无因次产量积分导数随无因次物质平衡拟时间变化的曲线；
所述大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版包括无因次规整化产量随无因次规整化物质平衡拟时间变化的曲线、无因次规整化产量积分随无因次规整化物质平衡拟时间变化的曲线和无因次规整化产量积分导数随无因次规整化物质平衡拟时间变化的曲线。
6.如权利要求1所述的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定方法，其特征在于，采用如下的Blasingame变换公式，对无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数进行Blasingame变换，获得单井的无因次规整化物质平衡拟时间、无因次规整化产量、无因次规整化累积产量、无因次规整化产量积分和无因次规整化产量积分导数：
Figure FDA0002808339030000031
Figure FDA0002808339030000032
Figure FDA0002808339030000033
Figure FDA0002808339030000034
Figure FDA0002808339030000035
其中，tDd为无因次规整化物质平衡拟时间；qDd为无因次规整化产量；NpDd为无因次规整化累积产量；qDdi为无因次规整化产量积分；qDdid为无因次规整化产量积分导数；tD为无因次物质平衡拟时间；reD为无因次泄油半径；L-1表示拉氏变换；
Figure FDA0002808339030000036
为无量纲井底流压。
7.如权利要求1所述的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定方法，其特征在于，所述边界参数包括边界距离、是否有无水体能量补充；
所述物性参数包括油井动态储量、水体大小、水侵速度、水侵量、窜流系数和弹性储容比中的至少一种。
8.一种大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定装置，其特征在于，包括：
筛选模块，用于从单井连通的碳酸盐岩储集体中，筛选出单井控制的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体；
解析模块，用于将大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体中流体的物性参数值，输入至大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的双孔双渗数学模型中，解析获得无因次产量拉氏解；
第一图版绘制模块，用于对不同边界参数下的无因次产量拉氏解进行反演，获得无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数，并绘制双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版；
边界参数确定模块，用于基于双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版，确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的边界参数；
第二图版绘制模块，用于对无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数进行Blasingame变换，获得无因次规整化物质平衡拟时间、无因次规整化产量、无因次规整化产量积分和无因次规整化产量积分导数，并绘制大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版；
物性参数确定模块，用于基于大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版，确定大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的物性参数。
9.如权利要求8所述的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定装置，其特征在于，流体的物性参数包括单井的流压；
所述装置还包括计算模块，用于：将单井的油压输入至统一多相流计算模型中，计算所述单井的流压。
10.如权利要求9所述的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定装置，其特征在于，统一多相流计算模型采用如下公式表示：
Figure FDA0002808339030000041
其中，τS为段塞体剪切应力，τWF为气芯中液膜的剪切应力，τWG为气芯中气泡的剪切应力，LS为段塞体长度，LU为段塞单元长度，LF为段塞单元中液膜的长度，SF为液膜的周长，SG为段塞单元中气芯的周长；dp为流压与油压的差值；ρ为流体密度；U为流体体积；g为重力加速度；θ为管柱倾角；d为管柱横截面积；A为油管横截面积；dL为管柱长度。
11.如权利要求8所述的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定装置，其特征在于，大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的双孔双渗数学模型采用如下公式表示：
Figure FDA0002808339030000051
Figure FDA0002808339030000052
初始条件为：pfD(rD,0)＝pvD(rD,0)＝0
内边界条件为：
Figure FDA0002808339030000053
三种外边界条件为：
无限大：
Figure FDA0002808339030000054
圆形定压：
Figure FDA0002808339030000055
圆形封闭：
Figure FDA0002808339030000056
无量纲定义如下：
Figure FDA0002808339030000057
Figure FDA0002808339030000058
其中，kf为裂缝的渗透率，μm2；kv为溶蚀孔洞的渗透率，μm2；φf为裂缝的孔隙度，无因次；φv为溶蚀孔洞孔隙度，无因次；Ctf为裂缝的总压缩系数，MPa-1；Ctv为溶蚀孔洞的总压缩系数，MPa-1；pf为单井的流压，MPa；pv为溶蚀孔洞在某一时刻某一点的地层压力，MPa；ω为弹性储容比，无因次；λ为窜流系数，无因次；α为形状因子，无因次；pfD,vD分别为无量纲裂缝压力和无量纲溶蚀孔洞压力；r为任一点到井的距离，m；rw为油井半径，m；re为泄油半径，m；h为储集体厚度，m；μ为原油粘度，mPa·s；B为原油体积系数，无因次；t为生产时间，h；tD为无量纲生产时间；reD为无因次泄油半径；κ为裂缝渗透率与总渗透率之比，无因次。
12.如权利要求8所述的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定装置，其特征在于，所述双孔双渗油井产量不稳定分析曲线图版包括无因次产量随无因次物质平衡拟时间变化的曲线、无因次产量积分随无因次物质平衡拟时间变化的曲线和无因次产量积分导数随无因次物质平衡拟时间变化的曲线；
所述大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体的Blasingame图版包括无因次规整化产量随无因次规整化物质平衡拟时间变化的曲线、无因次规整化产量积分随无因次规整化物质平衡拟时间变化的曲线和无因次规整化产量积分导数随无因次规整化物质平衡拟时间变化的曲线。
13.如权利要求8所述的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定装置，其特征在于，第二图版绘制模块具体用于：
采用如下的Blasingame变换公式，对无因次物质平衡拟时间、无因次产量、无因次产量积分和无因次产量积分导数进行Blasingame变换，
获得单井的无因次规整化物质平衡拟时间tDd、无因次规整化产量qDd、无因次规整化累积产量NpDd、无因次规整化产量积分qDdi和无因次规整化产量积分导数qDdid：
Figure FDA0002808339030000061
Figure FDA0002808339030000062
Figure FDA0002808339030000063
Figure FDA0002808339030000064
Figure FDA0002808339030000065
其中，tDd为无因次规整化物质平衡拟时间；qDd为无因次规整化产量；NpDd为无因次规整化累积产量；qDdi为无因次规整化产量积分；qDdid为无因次规整化产量积分导数；tD为无因次物质平衡拟时间；reD为无因次泄油半径；L-1表示拉氏变换；
Figure FDA0002808339030000066
为无量纲井底流压。
14.如权利要求8所述的大型孔洞裂缝型碳酸盐岩储集体参数确定装置，其特征在于，所述边界参数包括边界距离、是否有无水体能量补充；
所述物性参数包括油井动态储量、水体大小、水侵速度、水侵量、窜流系数和弹性储容比中的至少一种。
15.一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1至7任一项所述方法。
16.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质存储有执行权利要求1至7任一项所述方法的计算机程序。
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