一种用于识别缝洞型油藏岩溶孔道的装置和方法
技术领域
本发明涉及油气田开发的技术领域，尤其涉及一种用于识别缝洞型油藏岩溶孔道的装置和方法。
背景技术
据统计，全球碳酸盐岩油藏中有30％以上为缝洞型油藏，其中中国西部碳酸盐岩油藏油气资源中缝洞型油藏约占2/3，是中国石油产量增储上产的重要阵地。缝洞型油藏以岩溶和构造运动形成的岩溶孔道和裂缝为主，其中岩溶孔道呈离散状分布，是主要的储集空间，裂缝是主要的流动通道，具有埋藏深、非均质性强和开发难度大等特点。在开发缝洞型油藏时，需要根据油藏中岩溶孔道情况制定最为合理的油气田开发方案，从而提高缝洞型油藏的采收率，因此，在开发缝洞型油藏前对于油藏中岩溶孔道的识别是至关重要的环节。
目前对于岩溶孔道的识别一般是通过对岩溶孔道和裂缝含水层的水动力特性进行表征来实现，对岩溶孔道和裂缝含水层的水动力特性进行表征一般采用如下方法：示踪剂测试、段塞测试、地球物理研究和抽水测试等。
示踪剂测试、段塞测试、地球物理研究等方法来识别缝洞型油藏的岩溶孔道较为繁琐、工作量大、成本高且对地层会造成一定的污染，不能较好的满足现场的需求。抽水试验通过分析透射率和透光率参数对含水层刺激的水力响应，以此来完成对含水层的水动力特性进行表征。但在实际情况下容易受噪声影响，而许多噪声源是无法控制的。为了解决这一难题，谐波抽水试验已被建议为表征水动力特性的一种有效方法，使水力信号即使在低信号幅度和噪声破坏下也可被利用，谐波抽水试验通过应用滤波技术，可以更容易地从环境噪声中提取出由发出频率的谐波激励引起的液压响应。谐波抽水试验还提供了通过控制周期性激发的特征来避免地下水流动的非线性机制的可能性，目前这种周期性激发是通过泵送-再注入系统来完成的，而且在试验过程中需要关井，会影响开采进度。
发明内容
针对现有技术存在的上述问题，本发明的要解决的第一个技术问题是：设计一种用于识别缝洞型油藏岩溶孔道的装置，该识别装置成本低、安装简单且使用过程中不需要关井。
本发明的要解决的第二个技术问题是：提供一种用于识别缝洞型油藏岩溶孔道的方法，该识别方法可以在简单易行和低成本的基础上大幅度提高对缝洞型油藏识别的准确性。
为了解决第一个技术问题，本发明采用如下技术方案一：一种用于识别缝洞型油藏岩溶孔道的装置，包括动力装置、压力产生装置、滤波装置、处理器、控制器和多个压力测试仪；所述动力源在图中未画出。
所述压力产生装置包括连接杆和活塞板；所述活塞板为圆形板结构，活塞板水平设置，所述连接杆竖直设置在活塞板的上方，连接杆的下端与活塞板的中心位置固定连接，所述活塞板设置在压力源井中，且活塞板与压力源井内壁滑动配合。
所述动力装置包括动力源、卷线盘、绳索和滑轮；所述滑轮位于卷线盘和连接杆的上方，且卷线盘和连接杆分别位于滑轮的两侧，所述绳索的一端固定在卷线盘上，绳索的另一端向上绕过滑轮与连接杆的上端固定连接，所述动力源用于带动卷线盘转动；所述多个压力测试仪的测试端分别位于多个测试井内。
所有压力测试仪的信号输出端分别与滤波装置的信号输入端连接，滤波装置的信号输出端与处理器的信号接收端连接，处理器的信号输出端与控制器的信号输入端连接，控制器的控制信号输出端与动力源连接。
所述一种用于识别缝洞型油藏岩溶孔道的装置，通过活塞板的上下往复运动产生谐波周期压力信号，不需要任何泵送或注入，成本低、无污染、安装较为简单，且在使用过程中不需要关井，油井可以正常开采，避免因关井而影响整个开采系统的平衡和开采进度。
为了解决第二个技术问题，本发明采用如下技术方案二：一种用于识别缝洞型油藏岩溶孔道的方法，在当前需要开发的缝洞型油藏区域内，确定要进行岩溶孔道识别的测试区域，所述测试区域内具有多口油井，从测试区域的多口油井中选取任一口油井作为压力源井，从测试区域的多口油井中选取多口油井作为测试井。
使用技术方案一所述的一种用于识别缝洞型油藏岩溶孔道的装置来计算测试区域内每个测试井的振幅响应程度和相位偏移程度，根据测试井的振幅响应程度和相位偏移程度所处的值区间对测试井是否处于岩溶孔道区域进行判断：
当测试井的相位偏移程度小于+100°且振幅响应程度大于0时，则该测试井与压力源井之间具有相互连通的岩溶孔道，说明该测试井所在的区域处于岩溶孔道区域。
当测试井的相位偏移程度大于等于+100°且振幅响应程度大于0时，则该测试井附近具有与压力源井相互连通的岩溶孔道，说明该测试井所在的区域处于岩溶孔道区域。
当测试井的振幅响应程度为0时，则该测试井与压力源井之间没有相互连通的岩溶孔道，且该测试井附近没有与压力源井相互连通的岩溶孔道，说明该测试井所在的区域不处于岩溶孔道区域。
所述一种用于识别缝洞型油藏岩溶孔道的方法，使用上述一种用于识别缝洞型油藏岩溶孔道的装置，成本低、无污染、安装简单且不需要关井，所述方法可以直接根据上述装置测得的数据对当前测试区域进行判断。
作为优选，所述每个测试井的振幅响应程度及相位偏移程度的计算步骤如下：
S110：将所述压力产生装置放入压力源井中，将所述多个压力测试仪的测试端分别放入多口测试井中。
S120：所述处理器向控制器发送周期性谐波压力信号，所述控制器根据周期性谐波压力信号控制动力源带动卷线盘做圆周往复运动，活塞板在拉力和自身重力的作用下做上下周期性运动，使压力源井内产生周期性谐波压力。
S130：所述每个压力测试仪将对应测试井内压力值随时间变化的压力信号传输到滤波装置中，滤波装置根据S500中的周期性谐波压力信号对每个测试井的压力信号进行降噪处理，然后滤波装置将每个测试井经过降噪后的压力信号传输至处理器。
S140：所述处理器根据S120中的周期性谐波压力信号对每个测试井的压力信号进行计算，得到每个测试井压力信号的振幅响应程度和相位偏移程度。
使用上述一种用于识别缝洞型油藏岩溶孔道的装置，成本低、无污染、安装简单且不需要关井，测得的测试井压力信号的振幅响应程度和相位偏移程度的准确性高。
作为优选，判断测试井是否处于岩溶孔道区域的相位偏移程度和振幅响应程度的值区间的确定方法如下：
通过模拟地下周期性抽水试验获得判断测试井是否处于岩溶孔道区域的相位偏移程度和振幅响应程度的值区间，具体步骤如下：
S210：获取N个真实缝洞型油藏的岩溶区域示意图和油藏参数，所述油藏参数包括油藏尺寸、岩溶大孔道的水力传导率、岩溶小孔道的水力传导率、岩溶孔道储水系数、基质水力传导率和基质储水系数。
S220:以一个真实缝洞型油藏的岩溶区域示意图和油藏参数为条件，建立模拟该岩溶区域地下周期性抽水试验的缝洞型油藏的地质模型。
S230:设置用于模拟地下周期性抽水试验的缓冲区。
S240:在地质模型中选取一个压力注入点和多个压力测试点，并设置压力注入点的周期性流量信号的周期参数和振幅参数，所述压力注入点和多个压力测试点分别与真实缝洞型油藏的岩溶区域内的油井相对应。
S250:将地质模型放入缓冲区模拟进行地下周期性抽水试验，得到每个测试点的振幅响应程度和相位偏移程度。
S260:分析每个测试点的振幅响应程度和相位偏移程度两者与真实缝洞型油藏的岩溶区域是否处于岩溶孔道区域的真实情况做比对，得到判断测试井是否处于岩溶孔道区域的相位偏移程度和振幅响应程度的值区间。
S270:重复S220-S260步骤，得到N个判断测试井是否处于岩溶孔道区域的相位偏移程度和振幅响应程度的值区间，将N个值区间中明显存在计算误差即远大于或远小于大部分值区间的值区间剔除，对剩余的多个值区间求平均，得到最终用于判断测试井是否处于岩溶孔道区域的相位偏移程度和振幅响应程度的值区间。
通过多次模拟地下周期性抽水试验，得到多个真实缝洞型油藏区域中每个测试井的振幅响应程度和相位偏移程度，分析每个测试点的振幅响应程度和相位偏移程度两者与真实缝洞型油藏的岩溶区域是否处于岩溶孔道区域的真实情况做比对，得到判断测试井是否处于岩溶孔道区域的相位偏移程度和振幅响应程度的值区间，该方法的结论基于多次使用真实数据的试验获得，使该方法具有较为广泛的适用性。
作为优选，所述地质模型包括控制方程、初始条件公式和边界条件公式，所述控制方程如公式(1-1)和(1-2)所示，
在公式(1-1)和(1-2)中，i为虚数单位，ω表示抽水信号的频率，Smat为基质储水系数，Kmat为基质水力传导率，γω为给定频率下的波相量，Qm表示周期流量信号的振幅，Qm表示周期流量信号的振幅，δ(x-xp)为狄利克雷分布函数，Skar为岩溶孔道储水系数，
所述初始条件公式如(2-1)所示，所述边界条件公式如(2-2)所示，
γω(x,y)＝0(x,y)∈Ωboundary(2-2)，
在公式(2-1)和(2-2)所示，x表示模型的横坐标，y表示模型的纵坐标，Ω代表整个基质和岩溶孔道域，Ωboundary代表域边界。
通过使用上述控制方程、初始条件公式和边界条件公式建立真实缝洞型油藏的地质模型，可以较好的还原油藏的真实情况，确保模拟试验获得数据的真实性和可靠性。
作为优选，所述S230中设置缓冲区时，使用振幅计算公式、相位偏移计算公式和缓冲区参数，所述缓冲区参数包括缓冲区尺寸、缓冲区水力传导率、缓冲区储水系数。
所述振幅计算公式如(3-1)所示，所述相位偏移计算公式如(3-2)所示，
在公式(3-1)和(3-2)中，M表示振幅，x表示模型的横坐标，y表示模型的纵坐标，Re表示实部，γω为给定频率下的波相量，Im为虚部，
通过使用振幅计算公式、相位偏移计算公式建立用于模拟试验的缓冲区，可以较为准确的计算出各测试点的相位偏移程度和振幅响应程度，确保模拟试验获得数据的真实性和可靠性。
相对于现有技术，本发明至少具有如下优点：
1.本发明提出的一种用于识别缝洞型油藏岩溶孔道的装置，通过活塞板的上下往复运动产生谐波周期压力信号，不需要任何泵送或注入，成本低、无污染、安装较为简单，且在使用过程中不需要关井，油井可以正常开采，避免因关井而影响开采进度。
2.本发明提出的一种用于识别缝洞型油藏岩溶孔道的方法，使用上述一种用于识别缝洞型油藏岩溶孔道的装置，成本低、安装简单且不需要关井，测得的测试井压力信号的振幅响应程度和相位偏移程度的准确性高，且直接根据测试井的振幅响应程度和相位偏移程度对当前测试区域进行判断，简单准确。
3.本发明中通过通过多次模拟地下周期性抽水试验，得到多个真实缝洞型油藏区域中每个测试井的振幅响应程度和相位偏移程度，分析每个测试点的振幅响应程度和相位偏移程度两者与真实缝洞型油藏的岩溶区域是否处于岩溶孔道区域的真实情况做比对，得到判断测试井是否处于岩溶孔道区域的相位偏移程度和振幅响应程度的值区间，该方法的结论基于多次使用真实数据的试验获得，使该方法具有较为广泛的适用性。
附图说明
图1为本发明中用于识别缝洞型油藏岩溶孔道的装置的示意图。
图2为用于识别缝洞型油藏岩溶孔道的方法的流程图。
图3为具体试验分析中某真实缝洞型油藏区域的示意图。
图4为具体试验分析选取进行模拟试验的油藏区域的示意图。
图5为具体试验分析所选油藏区域油井和岩溶孔道的分布图。
图6为具体试验分析中各油井的压力响应图。
图7为具体试验分析中各油井振幅大小和相位偏移的示意图。
图8为具体试验分析中所选区域内各油井振幅大小和相位偏移的示意图。
图9为本发明中用于识别缝洞型油藏岩溶孔道的装置中各电子元件的连接图。
图中，1-连接杆，2-活塞板，3-压力源井，4-卷线盘，5-绳索，6-滑轮，7-压力测试仪，8-测试井，9-岩溶孔道。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步详细说明。
为了方便描述，本发明撰写中引入了以下描述概念：
本发明中‘前’、‘后’、‘左’、‘右’、‘上’、‘下’均指在图1中的方位，其中‘前’是指在图1中相对于纸面朝外，‘后’是指在图1中相对于纸面朝里。
参见图1，实施例1：一种用于识别缝洞型油藏岩溶孔道的装置，包括动力装置、压力产生装置、滤波装置、处理器、控制器和多个压力测试仪7。
所述压力产生装置包括连接杆1和活塞板2，所述活塞板2为圆形板结构，活塞板2水平设置，所述连接杆1竖直设置在活塞板2的上方，连接杆1的下端与活塞板2的中心位置固定连接，所述活塞板2设置在压力源井3中，且活塞板2与压力源井3内壁滑动配合。
所述动力装置包括动力源、卷线盘4、绳索5和滑轮6，所述滑轮6位于卷线盘4和连接杆1的上方，且卷线盘4和连接杆1分别位于滑轮6的两侧，所述绳索5的一端固定在卷线盘4上，绳索5的另一端向上绕过滑轮6与连接杆1的上端固定连接，所述动力源用于带动卷线盘4转动；具体实施时，动力源可以是电机。
所述多个压力测试仪7的测试端分别位于多个测试井8内；所有压力测试仪7的信号输出端分别与滤波装置的信号输入端连接，滤波装置的信号输出端与处理器的信号接收端连接，处理器的信号输出端与控制器的信号输入端连接，控制器的控制信号输出端与动力源连接。
参见图1-9，实施例2：一种用于识别缝洞型油藏岩溶孔道的方法，在当前需要开发的缝洞型油藏区域内，确定要进行岩溶孔道识别的测试区域，所述测试区域内具有多口油井，从测试区域的多口油井中选取任一口油井作为压力源井3，从测试区域的多口油井中选取多口油井作为测试井8。
使用实施例1所述的一种用于识别缝洞型油藏岩溶孔道的装置来计算测试区域内每个测试井8的振幅响应程度和相位偏移程度，根据测试井8的振幅响应程度和相位偏移程度所处的值区间对测试井8是否处于岩溶孔道区域进行判断：
当测试井8的相位偏移程度小于+100°且振幅响应程度大于0时，则该测试井8与压力源井3之间具有相互连通的岩溶孔道，说明该测试井8所在的区域处于岩溶孔道区域。
当测试井8的相位偏移程度大于等于+100°且振幅响应程度大于0时，则该测试井8附近具有与压力源井3相互连通的岩溶孔道，说明该测试井8所在的区域处于岩溶孔道区域。
当测试井8的振幅响应程度为0时，则该测试井8与压力源井3之间没有相互连通的岩溶孔道，且该测试井8附近没有与压力源井3相互连通的岩溶孔道，说明该测试井8所在的区域不处于岩溶孔道区域。
进一步地，所述每个测试井8的振幅响应程度及相位偏移程度的计算步骤如下：
S110：将所述压力产生装置放入压力源井3中，将所述多个压力测试仪7的测试端分别放入多口测试井8中。
S120：所述处理器向控制器发送周期性谐波压力信号，所述控制器根据周期性谐波压力信号控制动力源带动卷线盘4做圆周往复运动，活塞板2在拉力和自身重力的作用下做上下周期性运动，使压力源井3内产生周期性谐波压力。
S130：所述每个压力测试仪7将对应测试井8内压力值随时间变化的压力信号传输到滤波装置中，滤波装置根据S500中的周期性谐波压力信号对每个测试井8的压力信号进行降噪处理，然后滤波装置将每个测试井8经过降噪后的压力信号传输至处理器。
S140：所述处理器根据S120中的周期性谐波压力信号对每个测试井8的压力信号进行计算，得到每个测试井8压力信号的振幅响应程度和相位偏移程度。已知两个压力信号，通过计算得到一个压力信号相对于另一个压力信号的振幅响应程度和相位偏移程度的计算方法属于现有技术，在此不再赘述。
进一步地，判断测试井8是否处于岩溶孔道区域的相位偏移程度和振幅响应程度的值区间的确定方法如下：
通过模拟地下周期性抽水试验获得判断测试井8是否处于岩溶孔道区域的相位偏移程度和振幅响应程度的值区间，具体步骤如下：
S210：获取N个真实缝洞型油藏的岩溶区域示意图和油藏参数，所述油藏参数包括油藏尺寸、岩溶大孔道的水力传导率、岩溶小孔道的水力传导率、岩溶孔道储水系数、基质水力传导率和基质储水系数。
S220:以一个真实缝洞型油藏的岩溶区域示意图和油藏参数为条件，建立模拟该岩溶区域地下周期性抽水试验的缝洞型油藏的地质模型。
S230:设置用于模拟地下周期性抽水试验的缓冲区。
S240:在地质模型中选取一个压力注入点和多个压力测试点，并设置压力注入点的周期性流量信号的周期参数和振幅参数，所述压力注入点和多个压力测试点分别与真实缝洞型油藏的岩溶区域内的油井相对应。
S250:将地质模型放入缓冲区模拟进行地下周期性抽水试验，得到每个测试点的振幅响应程度和相位偏移程度。
S260:分析每个测试点的振幅响应程度和相位偏移程度两者与真实缝洞型油藏的岩溶区域是否处于岩溶孔道区域的真实情况做比对，得到判断测试井8是否处于岩溶孔道区域的相位偏移程度和振幅响应程度的值区间。
S270:重复S220-S260步骤，得到N个判断测试井8是否处于岩溶孔道区域的相位偏移程度和振幅响应程度的值区间，将N个值区间中明显存在计算误差即远大于或远小于大部分值区间的值区间剔除，对剩余的多个值区间求平均，得到最终用于判断测试井8是否处于岩溶孔道区域的相位偏移程度和振幅响应程度的值区间。
进一步地，述地质模型包括控制方程、初始条件公式和边界条件公式，所述控制方程如公式(1-1)和(1-2)所示，
在公式(1-1)和(1-2)中，i为虚数单位，ω表示抽水信号的频率，Smat为基质储水系数，Kmat为基质水力传导率，γω为给定频率下的波相量，Qm表示周期流量信号的振幅，Qm表示周期流量信号的振幅，δ(x-xp)为狄利克雷分布函数，Skar为岩溶孔道储水系数，
所述初始条件公式如(2-1)所示，所述边界条件公式如(2-2)所示，
γω(x,y)＝0(x,y)∈Ωboundary(2-2)，
在公式(2-1)和(2-2)所示，x表示模型的横坐标，y表示模型的纵坐标，Ω代表整个基质和岩溶孔道域，Ωboundary代表域边界。
进一步地，所述S230中设置缓冲区时，使用振幅计算公式、相位偏移计算公式和缓冲区参数，所述缓冲区参数包括缓冲区尺寸、缓冲区水力传导率、缓冲区储水系数。
所述振幅计算公式如(3-1)所示，所述相位偏移计算公式如(3-2)所示，
在公式(3-1)和(3-2)中，M表示振幅，x表示模型的横坐标，y表示模型的纵坐标，Re表示实部，γω为给定频率下的波相量，Im为虚部，
具体实施时，所述公式(1-1)、(1-2)、(2-1)和(2-2)的推导过程如下：
周期性抽水信号如公式(4-1)和(4-2)所示，
Q(t)＝-Qmcos(ωt)(4-1)，
在公式(4-1)和(4-2)中，Q(t)表示随时间变化的流量信号，Qm表示周期流量信号的振幅，ω表示抽水信号的频率，t表示时间，T表示抽水信号的周期。
将达西方程带入连续性方程得到基质和岩溶孔道的偏微分方程，如公式(5-1)和(5-2)所示，
在公式(5-1)和(5-2)中，Smat为基质储水系数，h表示水头，t表示时间，Kmat为基质水力传导率，Q(t)表示随时间变化的流量信号，δ(x-xp)为狄利克雷分布函数，Skar为岩溶孔道储水系数，
所述公式(5-1)和公式(5-2)在时间域中，初始条件和边界条件如公式(6-1)和(6-2)所示，
公式(6-1)和(6-2)中Ω代表整个基质和岩溶孔道域，Ωboundary代表域边界。
其中水头的表达式可以写成如公式(7-1)和(7-2)所示，
h(x，y，t)＝hT(x，y，t)(7-1)，
hT(x，y，t)＝Re(γω(x，y)eiwt)(7-2)，
在公式(7-1)和(7-2)中，ht表示周期性水头，t表示时间，Re为实部，γω为给定频率下的波相量，复数。e为自然常数，i为虚数单位，ω表示抽水信号的频率。
通过引入复数，可以将公式(5-1)和(5-2)重写为如(1-1)和(1-2)所示，
在公式(1-1)和(1-2)中，i为虚数单位，Smat为基质储水系数，γω为给定频率下的波相量，Kmat为基质水力传导率，Qm表示周期流量信号的振幅，δ(x-xp)为狄利克雷分布函数，ω表示抽水信号的频率，
在频率域中，将初始条件公式(6-1)和边界条件公式(6-2)改写为如公式(2-1)和(2-2)所示，
γω(x,y)＝0(x,y)∈Ωboundary(2-2)，
所述公式(3-1)和(3-2)通过对γω进行指数傅里叶变换得到。
具体试验分析：
模拟地下周期性抽水试验，得到各测试井的振幅响应程度和相位偏移程度，从而确定一个振幅响应程度和相位偏移程度的值区间用于判断测试井是否处于岩溶孔道区域。
为了解真实的缝洞型油藏基质和岩溶孔道对周期性抽水试验的响应，本试验从真实缝洞型油藏区域中取一部分区域进行模拟地下周期性抽水试验。图3是塔北西克尔露头区岩溶区域的示意图，地质描述表明，该露头区古暗河、表层岩溶、断溶体叠置发育，与塔河油田奥陶系缝洞型油藏主要储集体类型基本相同，可以用于模拟地下周期性抽水试。
在图3中框选如图4的区域以及对应的油藏参数作为原始数据进行模拟试验，在图4所示的区域中选取11口油井，并根据图4和对应的油藏参数建立如图5所示的地质模型，图5展现了11口油井和岩溶孔道的分布情况，其中粗线为大岩溶孔道，细线为小岩溶孔道，图5所示地质模型尺寸为800m×800m，岩溶大孔道和岩溶小孔道水力传导率分别为1m/s和0.1m/s，储水系数均为1×10-8m-1，基质水力传导率为1×10-6m/s，储水系数为1×10-4m-1。
将地质模型封装在1500m×1500m的缓冲区内，缓冲区的水力传导率为1×10-3m/s，储水系数为1×10-4m-1，边界条件为定压边界，缓冲区降低了模型边界对模型中心区域压力传播的影响。
以P7为压力注入点进行抽水测试，，注入T＝10min，振幅为0.04m3/s的周期性流量信号进行计算，得到如图6所示的11口油井的压力响应图。
图7为各油井振幅大小和相位偏移的示意图，以P7为谐波注入位置，10分钟为周期，每个井内的振荡响应中的相对振幅响应程度和相位偏移值，振幅响应程度单位为％，相位偏移值单位为°，通过将每个井内的振幅响应程度和相位偏移值与注入的谐波信号相比较大致可以分为三个连通度：
1)相位偏移程度小于+100°且振幅响应程度大于0的有P2、P3、P4、P7、P8，、P9和P11，结合图4和图7可知，P2、P3、P4、P7、P8，、P9和P11与谐波注入位置之间均存在相互连通的岩溶孔道。
2)相位偏移程度大于等于+100°且振幅响应程度大于0的有P5、P6和P10，通过图7可知P5、P6和P10与谐波注入位置之间不存在相互连通的岩溶孔道，但P5、P6和P10附近具有与谐波注入位置连通的岩溶孔道，且P5、P6和P10与谐波注入位置之间的主要连通路径仍为岩溶孔道，P5、P6和P10与附近岩溶孔道的连通程度越低，则相位偏移值越高。
3)振幅响应程度为0的有P1，通过图7可知P1与谐波注入位置之间没有相互连通的岩溶孔道，且P1附近也没有与谐波注入位置相互连通的岩溶孔道。
本发明限定的一种用于识别缝洞型油藏岩溶孔道的装置的工作原理如下：
处理器向控制器发送周期性谐波压力信号，控制器根据周期性谐波压力信号控制动力源带动卷线盘4做圆周往复运动，卷线盘4将绳索5不停收回放出，从而使活塞板2在向上的拉力以及自身重力的作用下，做上下往复运动，当活塞板2位于油井内时，活塞板2反复挤压油井的水，从而使油井内的水产生周期谐波压力，多个压力测试仪7用于收集测试区域内各油井内的压力信号，压力测试仪7将这些信号输入滤波装置内进行降噪处理，然后滤波装置将这些压力信号输入到处理器中，处理器根据周期性谐波压力信号对每个测试井8的压力信号进行计算，得到每个测试井8压力信号的振幅响应程度和相位偏移程度，从而便于分析该测试区域的岩溶孔道的情况。
本发明限定的一种用于识别缝洞型油藏岩溶孔道的方法的流程如下：
1、在当前需要开发的缝洞型油藏区域内，确定要进行岩溶孔道识别的测试区域，所述测试区域内具有多口油井，从测试区域的多口油井中选取任一口油井作为压力源井，从测试区域的多口油井中选取多口油井作为测试井。
2、使用上述一种用于识别缝洞型油藏岩溶孔道的装置来计算测试区域内每个测试井的振幅响应程度和相位偏移程度。
3、根据测试井的振幅响应程度和相位偏移程度所处的值区间对测试井是否处于岩溶孔道区域进行判断：
当测试井的相位偏移程度小于+100°且振幅响应程度大于0时，则该测试井与压力源井之间具有相互连通的岩溶孔道，说明该测试井所在的区域处于岩溶孔道区域；
当测试井的相位偏移程度大于等于+100°且振幅响应程度大于0时，则该测试井附近具有与压力源井相互连通的岩溶孔道，说明该测试井所在的区域处于岩溶孔道区域；
当测试井的振幅响应程度为0时，则该测试井与压力源井之间没有相互连通的岩溶孔道，且该测试井附近没有与压力源井相互连通的岩溶孔道，说明该测试井所在的区域不处于岩溶孔道区域。
最后说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的宗旨和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。
