CN102507412A - 碳酸盐岩油藏等效模型的裂缝-基质渗透率级差判别方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种碳酸盐岩油藏等效模型的裂缝-基质渗透率级差判别方法，包括：等效裂缝单一介质数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别；等效基质单一介质数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别；等效双孔单渗数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别。本发明能够快速实现储层类型多样、裂缝与基质搭配关系复杂、渗透率级差变化大、油气水关系复杂、压力分布变化大、模拟区块大、生产史复杂等各类碳酸盐岩油气藏的历史拟合和方案预测。
Description
技术领域
本发明涉及一种碳酸盐岩油气藏等效介质数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别方法，属于石油开采技术领域。
背景技术
常规数值模拟方法主要适用于构造、储层介质、流体分布简单的油气藏。而碳酸盐岩油气藏储层通常是由裂缝（洞）与基质孔隙组合而成，储层介质、流体分布十分复杂。理论上，采用双孔双渗介质渗流模型是描述碳酸盐岩储层渗流方式的最佳选择。当裂缝与基质间的渗透率级差适中且网格数较少时，双孔双渗模型可以顺利实现油气藏历史拟合，但对于大量现实存在的复杂介质碳酸盐岩油气藏，储层类型多样、裂缝与基质搭配关系复杂、渗透率级差变化大、油气水关系复杂、压力分布变化大、模拟区块大、生产史复杂，采用传统的双孔双渗介质模型进行油气藏数值模拟要么运算速度极其缓慢、拟合精度很低，要么根本无法完成运算，导致油气藏开发指标预测失真而影响开发方案的科学性。
已有的技术在选择碳酸盐岩油气藏等效介质数值模拟模型时，往往根据经验人为选择，并没有科学的渗透率级差判别标准，生产历史拟合精度很低或根本无法完成运算，严重影响开发指标预测的准确性及开发方案的科学性。欲实现复杂碳酸盐岩油气藏高效率、高精度的历史拟合和较准确开发指标预测，需要创立油气藏裂缝-基质渗透率级差判别方法，在不同裂缝-基质渗透率级差水平下，将油气藏双孔双渗介质模型进行合理等效简化。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术存在的上述问题，提供一种碳酸盐岩油藏等效模型的裂缝-基质渗透率级差判别方法，本发明能够快速实现储层类型多样、裂缝与基质搭配关系复杂、渗透率级差变化大、油气水关系复杂、压力分布变化大、模拟区块大、生产史复杂等各类碳酸盐岩油气藏的历史拟合和方案预测。
一种碳酸盐岩油藏等效模型的裂缝-基质渗透率级差判别方法，其特征在于，包括：
a、等效裂缝单一介质数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别：
对于裂缝-基质渗透率级差Kf/Km大于500倍以上且原油主要存在于断裂系统的裂缝型碳酸盐岩储集层，在数值模拟过程中，忽略基质中的流动以及基质与裂缝之间的流体交换，将双孔双渗模型等效为裂缝单一介质模型；
b、等效基质单一介质数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别：
对于裂缝-基质渗透率级差Kf/Km小于3~5倍的孔隙型碳酸盐岩储集层，在数值模拟过程中，忽略裂缝中的流动以及基质与裂缝之间的流体交换，将双孔双渗模型等效为基质单一介质模型；
c、等效双孔单渗数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别：
对于裂缝-基质渗透率级差Kf/Km为15~500倍的裂缝-孔隙型碳酸盐岩储集层，在数值模拟过程中，忽略基质中的流动，考虑基质与裂缝之间的流体交换，将双孔双渗模型等效为双孔单渗模型；对于裂缝-基质渗透率级差为5~15倍的油藏，等效为双孔双渗或双孔单渗模型。
所述裂缝单一介质模型的等效过程为，根据裂缝-基质渗透率级差Kf/Km判别标准选择模型，忽略基质中的流动以及基质与裂缝之间的流体交换，然后对模型进行历史拟合计算，实现等效。
所述裂缝渗透率建模方法为：以储层裂缝空间分布和试井测试渗透率为基础，建立裂缝空间各点分布可信度与各井点试井渗透率之间的定量关系，据此推演出整个储层裂缝渗透率在空间各点的定量分布场，从而建立了与裂缝分布直接相关的渗透率分布场，实现了等效裂缝单一介质模型的渗透率建模。
所述等效裂缝单一介质数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别中，忽略基质传导率的参数团 
，忽略基质-裂缝流体交换的参数团：
， 忽略基质中累积项的参数团：，于是有， 
，其中，
，这样就将双孔双渗模型等效成裂缝单一介质模型。
所述基质单一介质模型的等效过程为，根据裂缝-基质渗透率级差Kf/Km判别标准选择模型，忽略裂缝中的流动以及基质与裂缝之间的流体交换，然后对模型进行历史拟合计算，实现等效。
所述等效基质单一介质数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别中，忽略基质-裂缝流体交换的参数团：
，将裂缝中的传导率项和累积项的贡献合并进入基质中，并对系数整理后有 
, ，其中，
，
，
为裂缝和基质系统总的压缩系数；这样就将双孔双渗模型等效成基质单一介质模型。
所述双孔单渗模型的等效过程为，根据裂缝-基质渗透率级差Kf/Km判别标准选择模型，忽略基质中的流动，并辅以拟毛管压力技术，对模型进行历史拟合计算，实现等效。
所述在碳酸盐岩油气藏水驱条件下，当裂缝-基质渗透率级差达到15倍以上时，双孔双渗模型与双孔单渗模型之间的采出程度、含水率等指标仍有差异，采用拟毛管压力方法对双孔单渗模型进行修正。
所述采用拟毛管压力方法对双孔单渗模型进行修正的过程为：调整双孔单渗模型的毛管压力，使其介于双孔双渗模型的排驱毛管压力与渗吸毛管压力之间，这样调整后的排驱毛管压力曲线和渗吸毛管压力曲线之间的过渡曲线可对双孔单渗模型进行修正，减小与双孔双渗模型之间的差异，当二者的差异减小到5%以内时，可实现二者的等效。
所述即裂缝-基质渗透率级差Kf/Km为15~500倍条件下，忽略基质传导率的参数团：
，于是有
，c 11不变，这样就将双孔双渗模型等效成双孔单渗模型。
采用本发明的优点在于：
一、本发明对碳酸盐岩油气藏等效介质数值模拟模型进行了规范，克服了等效介质模型选择的盲目性，避免了各种等效介质模型的选择和调试的时间，大大减小了各种等效介质数值模拟方法的计算工作量，提高了工作效率。
二、本发明综合利用裂缝-基质渗透率级差判别方法以及配套的裂缝渗透率建模技术和拟毛管压力技术，能够快速实现储层类型多样、裂缝与基质搭配关系复杂、渗透率级差变化大、油气水关系复杂、压力分布变化大、模拟区块大、生产史复杂等各类碳酸盐岩油气藏的历史拟合和方案预测工作。
三、本发明确定了模型等效简化的裂缝-基质渗透率级差判别方法，基于此方法，将不同裂缝-基质渗透率级差的碳酸盐岩油气藏，分别等效为单一裂缝介质模型，单一基质介质模型以及双孔单渗介质模型，并辅以裂缝渗透率地质建模技术和拟毛管压力技术，使复杂碳酸盐岩油气藏数值模拟达到高精度的的历史拟合和方案预测效果，彻底改变了复杂碳酸盐岩油气藏数值模拟难的局面。
四、本发明创造性地提出裂缝-基质渗透率级差判别方法，将复杂的碳酸盐岩油气藏数值模拟模型等效为简化实用的模型，解决了传统数值模拟方法在复杂碳酸盐岩油气藏运算中不收敛的难题，在多个复杂碳酸盐岩油气田实现了高精度的历史拟合和产量预测，本发明在复杂碳酸盐岩油气藏数值模拟工作中取得了良好推广应用。
具体实施方式
实施例1
针对不同裂缝-基质渗透率级差下的单相流与多相流情形，通过对衰竭式开采、水平井注采井网开采条件下的机理模型进行研究。
双孔双渗模型的基本信息：网格数20×20×10, 网格尺寸：164ft×164ft×32ft。基质孔隙度0.2，基质渗透率0.35×10-3mm2。裂缝孔隙度0.002，裂缝渗透率根据与基质间的渗透率级差而定。原油密度0.8284g/cm3，原始饱和压力1685psi，原始溶解气油比0.358Mscf/stb。
考察不同渗透率级差条件下各种模型之间的产量和采出程度来比较各种模型之间的差异。各种模型的特点：（1）双孔双渗及双孔单渗模型同时使用裂缝和基质的属性及相渗，即使用裂缝孔隙度、裂缝渗透率，裂缝相渗曲线，基质孔隙度、基质渗透率，基质相渗曲线；（2）等效基质单一介质模型使用基质和裂缝的总孔隙度，总的渗透率，基质的相渗曲线；（3）等效裂缝单一介质模型使用基质和裂缝的总孔隙度，裂缝的渗透率，裂缝的相渗曲线。
实施例2
单井衰竭式开采条件下的等效机理：
对于单井衰竭式开采，无论是在单相流还是油气两相流条件下，如果裂缝-基质渗透率级差达到15倍以上，双孔双渗模型与双孔单渗模型之间的差异已经很小，此时两者可以等效。
对于单井衰竭式开采，在油气两相流条件下，如果裂缝-基质渗透率级差小于3~5倍，双孔双渗模型与等效基质单一介质模型之间的差异已经很小，此时两者可以等效。对于单相流条件下的情形，3~5倍的渗透率级差标准更能满足要求。
对于单井衰竭式开采，在油气两相流条件下，如果裂缝-基质渗透率级达到500倍以上，双孔双渗模型与等效裂缝单一介质模型之间的差异已经很小，此时两者可以等效。对于单相流条件下的情形，500倍的渗透率级差标准更能满足要求。
单井衰竭式开采条件下的机理研究结果表明，当裂缝-基质渗透率级差小于3~5倍时，可以选择等效基质单一介质模型；当裂缝-基质渗透率级差为5~15倍，视油藏情况复杂程度可以选择双孔双渗模型或等效双孔单渗模型；当裂缝-基质渗透率级差为15~500倍，可以选择等效双孔单渗模型；当裂缝-基质渗透率级差大于500倍，可以选择等效裂缝单一介质模型。
实施例3
井网衰竭式开采条件下的等效机理：
井网衰竭式开采条件下，等效双孔单渗模型的渗透率级差标准与单井衰竭式开采的渗透率级差标准相同，可以选择15倍的级差标准。等效裂缝单一介质模型的渗透率级差标准比单井衰竭式开采的渗透率级差标准有所降低，渗透率级差在低于500倍的条件下，双孔双渗模型与等效裂缝单一介质模型之间已经差异很小，可以等效。因此，单井衰竭式开采确定的500倍渗透率级差标准更能满足要求。等效基质单一介质模型的渗透率级差标准与单井衰竭式开采的渗透率级差标准相同，可以选择3~5倍的级差标准。
井网衰竭式开采条件下的机理研究结果表明，渗透率级差标准与单井衰竭式开采条件下的级差标准相同。
实施例4
注采井网开采条件下的等效机理：
在注采井网开采条件下，如果裂缝-基质渗透率级差达到15倍以上，双孔双渗模型与双孔单渗模型之间仍然具有一定的差异，此时使用拟毛管压力技术对双孔单渗模型进行修正，可以减小两者之间的差异，从而使其等效。等效裂缝单一介质模型的渗透率级差标准与单井衰竭式开采的渗透率级差标准相同，可以选择500倍的级差标准。等效基质单一介质模型的渗透率级差标准与单井衰竭式开采的渗透率级差标准相同，可以选择3~5倍的级差标准。
注采井网开采条件下的机理研究结果表明，渗透率级差标准与单井衰竭式开采条件下的级差标准相同，但使用等效双孔单渗模型时要结合配套的拟毛管压力方法。
综上所述，水平井单井以及井网衰竭式开采、注采井网开采条件下的机理模型研究结果表明：裂缝-基质渗透率级差是选择双孔双渗模型的各种等效方法的决定性因素。如果裂缝-基质渗透率级差小于3~5倍，可以将双孔双渗介质等效为单一基质介质；如果裂缝-基质渗透率级差为5~15倍，视油藏情况复杂程度可等效为双孔双渗或双孔单渗模型；如果裂缝-基质渗透率级差为15~500倍，可以将双孔双渗介质等效为双孔单渗介质；如果裂缝-基质渗透率级差大于500倍，可以将双孔双渗介质等效为单一裂缝介质。
实施例5
叙利亚Gbeibe油田，等效裂缝单一介质模型：
叙利亚Gbeibe油田是典型的裂缝型碳酸盐岩油藏，并且具有气顶、边水、底水以及稠油等复杂的油藏特征，裂缝与基质渗透率级差达到1000倍以上，根据等效裂缝单一介质模型的渗透率级差判别标准（级差>500倍），该油藏适合使用等效裂缝单一介质模型。
在Gbeibe油藏的数值模拟中发现，基于传统测井解释直接井间插值的油气藏模型进行数值模拟根本实现不了生产历史拟合，无法进行可靠的开发指标预测，严重影响到开发方案的质量。研究发现，这是因为决定油气藏渗流的首要因素是渗透率场，而裂缝性碳酸盐岩油气藏的裂缝分布是决定渗透率场分布的主要因素，以前的油气藏模型没有反映井间裂缝的分布，也就建立不了反映储层实际渗透率场分布的油气藏模型。我们建立整个储层的裂缝分布模型，并建立裂缝分布与试井渗透率的关系，形成了与裂缝分布直接相关的储层渗透率场，再以裂缝分布模型约束净毛比模型调整储量分布。这样形成的模型实际上就是把双重介质等效为裂缝单一介质，这样的模拟在叙利亚Gbeibe油田数模中取得了很好的应用效果，实现了较高的生产历史拟合精度，大大提高了开发指标预测的精度和开发方案的合理性。
针对Gbeibe油藏的实际情况，首先建立了Gbeibe断裂分布模型，同时建立了实测试井渗透率与断裂可信度之间的相关关系，两者相结合最终建立了与断裂分布直接相关的渗透率分布模型。通过以断裂可信度为权重来控制净毛比模型的粗化，所得到的模型，能较真实的反映储量与断裂分布之间的关系。
通过将双重介质等效为裂缝单一介质，改进后的模型实现了Gbeibe中区和西区高精度历史拟合，历史拟合总体符合程度达到85%，说明等效裂缝单一介质模型在叙利亚Gbeibe油田是切实可行的。
实施例6
阿曼Daleel油田，等效基质单一介质模型：
对于孔隙性碳酸盐岩储集层，储集层以孔隙为主，但也常常拥有相当数量的裂缝和溶蚀孔洞，只是裂缝和溶蚀孔洞不占主导地位。阿曼Daleel油田属于基质孔隙型储层，储集空间为粒间孔和溶蚀孔洞，裂缝不占主导地位，裂缝-基质渗透率级差低于5倍以下。根据等效基质单一介质模型的渗透率级差判别标准（级差<3~5倍），阿曼Daleel油田适合使用等效基质单一介质模型。
利用单重介质常规油藏历史拟合方法对阿曼Daleel油田B块整个生产历史进行了拟合。模拟结果表明计算值和实测值拟合较好，历史拟合总体符合程度达到90%以上。
实施例7
伊朗Mis油田，等效双孔单渗模型：
伊朗MIS油田油藏规模很大，含油面积165km2，发现于1908年，1911年投产，距今已有长达100年的生产历史。该油藏开发过程极为复杂，原始状态为饱和油藏，随着油藏压力降低，1918年形成了次生气顶。1929~1975年向油藏回注高含硫原油，1964年发生了侏罗纪天然气气窜，1980~1986年因两伊战争油井全部关闭，1987年后西南翼少量油井生产。目前该油田为一个带气顶和边水的油环油藏。
伊朗MIS油田漫长的生产历史和较大的油藏规模给数值模拟带来了极大的困难，利用双孔双渗模型无法完成运算。结合本文机理研究结果，伊朗MIS油田裂缝与基质间的渗透率级差100多倍，根据等效双孔单渗模型的渗透率级差判别标准（级差15~500倍），适合使用等效双孔单渗模型。由于伊朗MIS油田的复杂特征，仅仅使用等效双孔单渗模型还无法完成历史拟合。实际上，双孔双渗模型与双孔单渗模型在模拟过程中的流体分布状态不同，通过拟毛管压力技术，可以调节流体在基质与裂缝之间的分布，从而使双孔单渗模型的结果更加逼近双孔双渗模型。综合运用等效双孔单渗模型以及配套的拟毛管压力技术，顺利完成了伊朗MIS油田的历史拟合工作。模拟结果表明计算值和实测值拟合较好，历史拟合总体符合程度达到90%以上。
综上所述，针对中东地区不同裂缝-基质渗透率级差大小的复杂碳酸盐岩油气藏如叙利亚Gbeibe、阿曼Daleel、伊朗MIS等，用双孔双渗介质模型计算不收敛。采用不同的等效途径，将双孔双渗介质模型分别等效为裂缝单一介质、基质单一介质、双孔单渗介质等3种等效介质模型，同时发展并应用了拟毛管压力技术，减小了双孔单渗模型与双孔双渗模型之间的差异，实现了高精度的历史拟合。本发明形成的等效介质数值模拟技术对于中东地区乃至全球其他类似复杂碳酸盐岩油气藏数值模拟具有广阔的推广应用前景。
以上所述仅为本发明的优选实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
实施例8
双孔双渗模型进行差分离散、线性化展开后，形成的线性代数方程组为
J——雅可比矩阵，其矩阵元素均为块矩阵，均是
的子矩阵；
R——余项。
在一维油藏中，方程（1）的分量形式为：
b, c, d——雅可比矩阵的分量，其阶次与相态的数目相关。
对不同裂缝-基质渗透率级差Kf/Km下的纯油相渗流、纯气相渗流、油气两相流、油水两相流、油气水三相流，在衰竭式开采、水平井注采井网开采条件下进行机理研究，结果表明：裂缝-基质渗透率级差Kf/Km是选择双孔双渗模型的各种等效模型的决定性因素。
式（3）中，以无因次化后的系数c 11, c 44为例进行分析。
为实现碳酸盐岩油气藏双孔双渗模型的等效数值模拟，提出了一种裂缝-基质渗透率级差Kf/Km的判别方法，如下所述：
一种碳酸盐岩油藏等效模型的裂缝-基质渗透率级差判别方法，包括：
a、等效裂缝单一介质数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别：
对于裂缝-基质渗透率级差Kf/Km大于500倍以上且原油主要存在于断裂系统的裂缝型碳酸盐岩储集层，在数值模拟过程中，忽略基质中的流动以及基质与裂缝之间的流体交换，将双孔双渗模型等效为裂缝单一介质模型；
b、等效基质单一介质数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别：
对于裂缝-基质渗透率级差Kf/Km小于3~5倍的孔隙型碳酸盐岩储集层，在数值模拟过程中，忽略裂缝中的流动以及基质与裂缝之间的流体交换，将双孔双渗模型等效为基质单一介质模型；
c、等效双孔单渗数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别：
对于裂缝-基质渗透率级差Kf/Km为15~500倍的裂缝-孔隙型碳酸盐岩储集层，在数值模拟过程中，忽略基质中的流动，考虑基质与裂缝之间的流体交换，将双孔双渗模型等效为双孔单渗模型；对于裂缝-基质渗透率级差为5~15倍的油藏，视油藏情况复杂程度可等效为双孔双渗或双孔单渗模型。
所述裂缝单一介质模型的等效过程为，根据裂缝-基质渗透率级差Kf/Km判别标准选择模型，忽略基质中的流动以及基质与裂缝之间的流体交换，然后对模型进行历史拟合计算，实现等效。
其中裂缝渗透率建模方法为：以储层裂缝空间分布和试井测试渗透率为基础，建立裂缝空间各点分布可信度与各井点试井渗透率之间的定量关系，据此推演出整个储层裂缝渗透率在空间各点的定量分布场，从而建立了与裂缝分布直接相关的渗透率分布场，实现了等效裂缝单一介质模型的渗透率建模。
所述等效裂缝单一介质数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别中，忽略基质传导率的参数团
，忽略基质-裂缝流体交换的参数团：
， 忽略基质中累积项的参数团：
，于是有
， 
，其中，
，这样就将双孔双渗模型等效成裂缝单一介质模型。
所述基质单一介质模型的等效过程为，根据裂缝-基质渗透率级差Kf/Km判别标准选择模型，忽略裂缝中的流动以及基质与裂缝之间的流体交换，然后对模型进行历史拟合计算，实现等效。
所述等效基质单一介质数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别中，忽略基质-裂缝流体交换的参数团：
，将裂缝中的传导率项和累积项的贡献合并进入基质中，并对系数整理后有 
, ，其中，
，
，
为裂缝和基质系统总的压缩系数；这样就将双孔双渗模型等效成基质单一介质模型。
所述双孔单渗模型的等效过程为，根据裂缝-基质渗透率级差Kf/Km判别标准选择模型，忽略基质中的流动，并辅以拟毛管压力技术，对模型进行历史拟合计算，实现等效。
其中拟毛管压力技术的实质在于调节流体在基质与裂缝之间的分布，从而顺利实现油藏压力、气油比及含水率等指标的历史拟合。
所述在碳酸盐岩油气藏水驱条件下，当裂缝-基质渗透率级差达到15倍以上时，双孔双渗模型与双孔单渗模型之间的采出程度、含水率等指标仍有差异，采用拟毛管压力方法对双孔单渗模型进行修正。
所述采用拟毛管压力方法对双孔单渗模型进行修正的过程为：调整双孔单渗模型的毛管压力，使其介于双孔双渗模型的排驱毛管压力与渗吸毛管压力之间，这样调整后的排驱毛管压力曲线和渗吸毛管压力曲线之间的过渡曲线可对双孔单渗模型进行修正，减小与双孔双渗模型之间的差异，当二者的差异减小到5%以内时，可实现二者的等效。
所述即裂缝-基质渗透率级差Kf/Km为15~500倍条件下，忽略基质传导率的参数团：
，于是有
，c 11不变，这样就将双孔双渗模型等效成双孔单渗模型。
本本发明中的符号说明如下：
K——介质的渗透率；K r ——介质的相对渗透率；S ——饱和度；C——压缩系数；——形状因子；
——孔隙度；
——粘度；f, m——基质、裂缝；o, g, w——油、气、水；
——网格步长；
——时间步长。
Claims (10)
1.一种碳酸盐岩油藏等效模型的裂缝-基质渗透率级差判别方法，其特征在于，包括：
a、等效裂缝单一介质数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别：
对于裂缝-基质渗透率级差Kf/Km大于500倍以上且原油主要存在于断裂系统的裂缝型碳酸盐岩储集层，在数值模拟过程中，忽略基质中的流动以及基质与裂缝之间的流体交换，将双孔双渗模型等效为裂缝单一介质模型；
b、等效基质单一介质数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别：
对于裂缝-基质渗透率级差Kf/Km小于3~5倍的孔隙型碳酸盐岩储集层，在数值模拟过程中，忽略裂缝中的流动以及基质与裂缝之间的流体交换，将双孔双渗模型等效为基质单一介质模型；
c、等效双孔单渗数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别：
对于裂缝-基质渗透率级差Kf/Km为15~500倍的裂缝-孔隙型碳酸盐岩储集层，在数值模拟过程中，忽略基质中的流动，考虑基质与裂缝之间的流体交换，将双孔双渗模型等效为双孔单渗模型；对于裂缝-基质渗透率级差为5~15倍的油藏，等效为双孔双渗或双孔单渗模型。
2.根据权利要求1所述的碳酸盐岩油藏等效模型的裂缝-基质渗透率级差判别方法，其特征在于：所述裂缝单一介质模型的等效过程为，根据裂缝-基质渗透率级差Kf/Km判别标准选择模型，忽略基质中的流动以及基质与裂缝之间的流体交换，然后对模型进行历史拟合计算，实现等效。
3.根据权利要求1或2所述的碳酸盐岩油藏等效模型的裂缝-基质渗透率级差判别方法，其特征在于：所述裂缝渗透率建模方法为：以储层裂缝空间分布和试井测试渗透率为基础，建立裂缝空间各点分布可信度与各井点试井渗透率之间的定量关系，据此推演出整个储层裂缝渗透率在空间各点的定量分布场，从而建立了与裂缝分布直接相关的渗透率分布场，实现了等效裂缝单一介质模型的渗透率建模。
4.根据权利要求3所述的碳酸盐岩油藏等效模型的裂缝-基质渗透率级差判别方法，其特征在于：所述等效裂缝单一介质数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别中，忽略基质传导率的参数团 ，忽略基质-裂缝流体交换的参数团：，忽略基质中累积项的参数团：
，于是有
， 
，其中，
，这样就将双孔双渗模型等效成裂缝单一介质模型。
5.根据权利要求1所述的碳酸盐岩油藏等效模型的裂缝-基质渗透率级差判别方法，其特征在于：所述基质单一介质模型的等效过程为，根据裂缝-基质渗透率级差Kf/Km判别标准选择模型，忽略裂缝中的流动以及基质与裂缝之间的流体交换，然后对模型进行历史拟合计算，实现等效。
6.根据权利要求5所述的碳酸盐岩油藏等效模型的裂缝-基质渗透率级差判别方法，其特征在于：所述等效基质单一介质数值模拟的裂缝-基质渗透率级差判别中，忽略基质-裂缝流体交换的参数团：，将裂缝中的传导率项和累积项的贡献合并进入基质中，并对系数整理后有 
, 
，其中，
，
，
为裂缝和基质系统总的压缩系数；这样就将双孔双渗模型等效成基质单一介质模型。
7.根据权利要求1所述的碳酸盐岩油藏等效模型的裂缝-基质渗透率级差判别方法，其特征在于：所述双孔单渗模型的等效过程为，根据裂缝-基质渗透率级差Kf/Km判别标准选择模型，忽略基质中的流动，并辅以拟毛管压力技术，对模型进行历史拟合计算，实现等效。
8.根据权利要求7所述的碳酸盐岩油藏等效模型的裂缝-基质渗透率级差判别方法，其特征在于：所述在碳酸盐岩油气藏水驱条件下，当裂缝-基质渗透率级差达到15倍以上时，双孔双渗模型与双孔单渗模型之间的采出程度、含水率等指标仍有差异，采用拟毛管压力方法对双孔单渗模型进行修正。
9.根据权利要求8所述的碳酸盐岩油藏等效模型的裂缝-基质渗透率级差判别方法，其特征在于：所述采用拟毛管压力方法对双孔单渗模型进行修正的过程为：调整双孔单渗模型的毛管压力，使其介于双孔双渗模型的排驱毛管压力与渗吸毛管压力之间，这样调整后的排驱毛管压力曲线和渗吸毛管压力曲线之间的过渡曲线可对双孔单渗模型进行修正，减小与双孔双渗模型之间的差异，当二者的差异减小到5%以内时，可实现二者的等效。
10.根据权利要求7或8所述的碳酸盐岩油藏等效模型的裂缝-基质渗透率级差判别方法，其特征在于：所述即裂缝-基质渗透率级差Kf/Km为15~500倍条件下，忽略基质传导率的参数团：
，于是有
，c 11不变，这样就将双孔双渗模型等效成双孔单渗模型。
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