CN114218877A - 缝洞型油藏数值模拟方法及系统 - Google Patents

缝洞型油藏数值模拟方法及系统 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种缝洞型油藏数值模拟方法和系统，所述模拟方法充分考虑了缝洞型油藏内部达西渗流和非达西渗流之间的差异，通过综合勘探开发多方面资料信息，结合地质统计学理论和流体流动理论，对缝洞型油藏内部空间进行科学的达西渗流和非达西渗流分区；考虑了达西渗流和非达西渗流之间流态的差异，建立达西渗流和福喜海默流耦合数学模型，实现了基于耦合数学模型的缝洞型油藏数值模拟研究分析。本发明适用于油藏级别的内部流动模拟，对矿场内部开发动态的拟合和预测，制定完善开发方案具有重要意义。

Description

缝洞型油藏数值模拟方法及系统
技术领域
本发明属于油气勘探技术领域，涉及缝洞型油藏模拟技术，具体地说，涉及了一种缝洞型油藏数值模拟方法及系统。
背景技术
油气资源一直是当前主要和重要的能源，直接关系着国计民生。当前缝洞型碳酸盐岩油气藏是主要的有油气能源类型之一，对缝洞型碳酸盐岩的勘探和开发仍旧是当前石油领域的热点和重点。
鉴于缝洞型碳酸盐岩油藏的特殊性，即具有多尺度存储空间并存和严重非均质性，使得其内部流态尤为复杂，不再是简单的达西渗流，在裂缝发育区域和溶蚀孔洞区域还存在非达西渗流。具体从以下两个方面进行说明：
(1)在缝洞型碳酸盐岩内部流体流态描述方面。
流体在地下介质中的流态主要分为以下几类：达西渗流、弱惯性力流、非达西渗流和湍流。其中达西渗流和福喜海默流主要用于表征线性和非线性流。达西渗流是流体速度和压力梯度之间满足线性关系；福喜海默流则是流速和压力体之间不在满足线性变化，而是出现偏差，即速度和压力梯度之间变现为非线性关系。在常规油田中，流体主要是满足达西渗流，而在近井区域、大尺度溶蚀孔洞发育的区域、凝析气藏等则满足非线性的福喜海默流。在缝洞型油藏的描述中，N-S方程也常用于刻画大溶洞内部流态-自由流，N-S方程能够实现大型空腔内部流态的精准刻画，但对于多相流而言，界面追踪也是N-S方程的一大难点。
(2)在缝洞型碳酸盐岩油藏模拟方面。
当前的数值模拟研究中主要采用三种模型：等效连续介质模型、离散缝洞网络模型和三重介质模型。等效介质模型是将裂缝和溶洞的高渗透率和高孔隙度等效到对应的模拟单元中，模糊了裂缝和溶洞的高导流性；离散缝洞网络模型实现了对裂缝和溶洞的精细刻画，仅适用于有限个数的超大裂缝和溶洞，对于中小尺度的裂缝和溶洞，在油藏级别上因对应的计算量巨大而难以实现精准的逐一刻画和描述；三重介质模型是在模拟空间中建立三套平行的系统，分别用来表示基岩、裂缝和溶蚀孔洞，三个系统之间通过计算窜流量实现耦合。该计算模型的优势是算法简单容易实现，不足是有些区域可能并没有裂缝和溶蚀孔洞存在。
此外，当前成熟的商业化数值模拟软件大多是基于单一的流动模型技术上开发的，难以适用于多种流态并存的情况，在刻画缝洞型碳酸盐油藏水驱前缘、剩余油分布和驱替效率上存在严重偏差。因此，如何实现缝洞型油藏达西渗流和非达西渗流的科学分区以及如何实现缝洞型油藏同时考虑达西渗流和非达西渗流的多流态数值模拟研究是当前在缝洞型碳酸盐油藏数值模拟研究中亟待解决的问题。
发明内容
本发明针对现有技术在刻画缝洞型碳酸盐油藏水驱前缘、剩余油分布和驱替效率上存在严重偏差等上述问题，提供一种缝洞型油藏数值模拟方法，有效实现缝洞型油藏内部达西渗流和非达西渗流并存的流体流动数值模拟的精确描述和刻画，进而对制定油藏开发方案和提高采收率具有重要的指导意义。
为了达到上述目的，本发明提供了一种缝洞型油藏数值模拟方法，其具体步骤为：
S1、根据地质、测井、物探及试井资料，对缝洞型碳酸盐油藏进行综合分析评价，获得地下油藏孔隙度、渗透率、连通性的空间分布；对测井资料和地震反演的油藏物性参数进行地质统计学分析，基于地质统计学理论建立油藏空间上的精细油藏孔隙度、渗透空间分布模型；根据地震解释结合孔隙度和渗透率的空间分布，实现对空间上缝洞单元精细雕刻，建立缝洞型油藏地质模型；
S2、根据油藏内部地质获取的目标层段岩心和油藏流体物性参数，通过室内物理实验结果和数据拟合获得对应的福喜海默常数Cβ，根据岩心的空间分布和实验结果，进行统计学分析，基于地质统计学理论建立福喜海默常数Cβ油藏空间分布模型；
S3、计算达西渗流和福喜海默流临界值Cβ0，根据福喜海默常数Cβ数值大小和临界值Cβ0对油藏进行分区；
S4、确定耦合边界条件，建立达西渗流和福喜海默流的耦合数学模型；
S5、通过达西渗流和福喜海默流耦合数学模型进行油藏流动模拟，获得油藏模拟结果，将模拟结果和实际生产动态进行对比拟合，对模拟结果进行对比分析，指导矿场实际开发。
优选的，步骤S3中，计算达西渗流和福喜海默流临界值Cβ0的方法为：
求解一维油水两相的Bucley-Leverett模型的福喜海默流方程和达西渗流方程解析解，对比分析福喜海默流和达西渗流之间流动特征和饱和度分布曲线，通过公式(1)计算水驱前缘距离误差Dev大小，公式(1)表示为：
Figure BDA0003451633030000031
式中，dD为达西渗流水驱前缘距离，单位：m；dF为福喜海默流水驱前缘距离，单位：m；
通过公式(2)计算福喜海默参数βα，公式(2)表示为：
Figure BDA0003451633030000041
式中，k为油藏的绝对渗流率，kα为油藏α相的相对渗透率，φ为油藏的孔隙度，Sα为油藏α相的饱和度，Sαr为油藏α相的剩余饱和度；
根据距离误差Dev大小，结合福喜海默参数βα，反演计算得到达西渗流和福喜海默流临界值Cβ0。
优选的，步骤S3中，根据福喜海默常数Cβ数值大小和临界值Cβ0对油藏进行分区的方法为：根据福喜海默常数Cβ数值大小和临界值Cβ0对油藏进行分区，福喜海默常数Cβ小于临界值Cβ0的区域和井附近区域为渗流区，福喜海默常数Cβ大于临界值Cβ0的区域为非渗流区。
进一步的，步骤S3中，还包括以下步骤：根据油藏缝洞单元精细雕刻结果，结合福喜海默常数Cβ数值大小，对裂缝区域和溶蚀孔洞区域进一步刻画修正，检验裂缝区域和溶蚀孔洞区域的福喜海默常数Cβ数值大小是否属于非渗流区域。
优选的，步骤S4中，确定耦合边界条件的具体方法为：
在达西渗流和福喜海默流交界面Γ上根据压力相等、流量守恒，得到边界条件为：
Figure BDA0003451633030000042
式中，vF为福喜海默流的流速，nF为福喜海默流在交界面Γ的方向，vD为达西渗流的流速，nD为达西渗流在交界面Γ的方向，ΦF,Γ为交界面Γ上福喜海默流势的值，ΦD,Γ为交界面Γ上达西渗流势的值；
在达西渗流和福喜海默流交界面上通过边界条件，得到达西渗流动方程和福喜海默流动方程的耦合流动方程为：
Figure BDA0003451633030000051
公式(4)所示耦合流动方程即为确定的耦合边界条件。
优选的，步骤S4中，建立达西渗流和福喜海默流的耦合数学模型的方法为：
采用有限体积法求解耦合流动方程，对耦合流动方程离散化处理，得到对应的方程式表示为：
Figure BDA0003451633030000052
式中，ρα为油藏α相的密度，vα为油藏α相的流速，qα为油藏注水井/生产井的注/产液α相的速度，vα,D为达西渗流α相的流速，μα为油藏α相的粘度，pα,D为达西渗流α相的压力，vα,F为福喜海默流α相的流速，λα为α相的流体流度，pα,F为福喜海默流α相的压力，
Figure BDA0003451633030000053
为在交界面f上左边福喜海默流区域单元网格i的α相流速，
Figure BDA0003451633030000054
为在交界面f上右边达西渗流区域单元网格j的α相流速，
Figure BDA0003451633030000055
为在交界面f上左边福喜海默流区域单元网格i的α相压力，
Figure BDA0003451633030000056
为在交界面f上右边达西渗流区域单元网格j的α相压力，pw为油藏水压力，po为油藏油压力，pc为油藏毛管压力，w为水，o为油，Ω为空间域，ΩD为达西渗流的空间域，ΩF为福喜海默流的空间域；
假定福喜海默流区域单元网格i和达西渗流区域单元网格j之间的交界面为f，则通过耦合边界条件获得单元网格i和单元网格j的方程，表示为：
Figure BDA0003451633030000061
式中，
Figure BDA0003451633030000062
为单元网格i在n+1时刻α相含水饱和度，
Figure BDA0003451633030000063
为单元网格i在n时刻α相含水饱和度，Vi为单元网格i的体积，Δt为时间步长，Ti-1,i为单元网格i-1和单元网格i之间的传导率，λα,i为单元网格i的α相流体流度，
Figure BDA0003451633030000064
为单元网格i-1在n+1时刻的水压力，
Figure BDA0003451633030000065
为单元网格i在n+1时刻的水压力，kif为单元网格i在交界面f上的绝对渗透率，pw,j为单元网格j的水压力，pw,i为单元网格i的水压力，kfj为单元网格j在交界面f上的绝对渗透率，Tij为单元网格i和单元网格j之间的传导率，
Figure BDA0003451633030000066
为单元网格j在n+1时刻α相含水饱和度，
Figure BDA0003451633030000067
为单元网格j在n时刻α相含水饱和度，Vj为单元网格j的体积，ρw为油藏水密度，Tjl为单元网格j和达西渗流区域单元网格l之间的传导率，pw,l单元网格l的水压力；
上述公式(6)所示方程即为建立的达西渗流和福喜海默流的耦合数学模型。
为了达到上述目的，本发明还提供了一种缝洞型油藏数值模拟系统，包括：
数据获取模块，用于获取地质、测井、物探及试井资料；
分析模块，用于根据地质、测井、物探及试井资料，对缝洞型碳酸盐油藏进行综合分析评价，获得地下油藏孔隙度、渗透率、连通性的空间分布；对测井资料和地震反演的油藏物性参数进行地质统计学分析，基于地质统计学理论建立油藏空间上的精细油藏孔隙度、渗透空间分布模型；根据地震解释结合孔隙度和渗透率的空间分布，实现对空间上缝洞精细雕刻，建立缝洞型油藏地质模型；
空间分布模型构建模块，用于根据油藏内部地质获取的目标层段岩心和油藏流体物性参数，通过室内物理实验结果和数据拟合获得对应的福喜海默常数Cβ，根据岩心的空间分布和实验结果，进行统计学分析，基于地质统计学理论建立福喜海默常数Cβ油藏空间分布模型；
计算模块，用于计算达西渗流和福喜海默流临界值Cβ0；
分区模块，用于根据福喜海默常数Cβ数值大小和临界值Cβ0对油藏进行分区；
耦合数学模型构建模块，用于确定耦合边界条件，建立达西渗流和福喜海默流的耦合数学模型；
模拟对比模块，通过达西渗流和福喜海默流耦合数学模型进行油藏流动模拟，获得油藏模拟结果，将模拟结果和实际生产动态进行对比拟合，对模拟结果进行对比分析，指导矿场实际开发。
进一步的，还包括修正模块，用于根据油藏缝洞单元精细雕刻结果，结合福喜海默常数Cβ数值大小，对裂缝区域和溶蚀孔洞区域进一步刻画修正，检验裂缝区域和溶蚀孔洞区域的福喜海默常数Cβ数值大小是否属于非渗流区域。
与现有技术相比，本发明的优点和积极效果在于：
(1)本发明提供的缝洞型油藏数值模拟方法，针对缝洞型油藏内部不同尺度裂缝和溶洞丰富，且严重非均质性，以及由此引发的多流态并存的问题，采用综合勘探开发资料和地质统计学特点，在油藏内部缝洞精细雕刻的基础上，结合室内岩心的物理实验，缝洞型介质内部流体流动理论及特征，确定达西流和非达西流分界参数，对油藏进行达西渗流区域和非达西渗流区域的科学分区。对非达西渗流区域采用福喜海默方程进行描述，表征非达西渗流特征大小的福喜海默参数是通过岩心的物理实验测定，在油藏空间上的分布是通过油藏地质统计学特点获得，如此充分考虑了油藏内部非达西流区域的非线性特征。采用建立的达西渗流和福喜海默流耦合数学模型实现考虑油藏内部达西渗流和非达西渗流之间差异的数值模拟，弥补了单一流动模型的局限性，实现了对缝洞型油藏内部达西渗流和非达西渗流并存的流体流动数值模拟，通过模拟进而实现对缝洞型油藏内部复杂流动的精细模拟和刻画，进而对制定开发方案和提高采收率具有重要指导意义。
(2)本发明提供的缝洞型油藏数值模拟方法和系统，根据油藏内部地质结构、连通性以及流体流通通道特点，采用福喜海默方程来刻画非达西流渗区域的流动特征，通过福喜海默参数大小来刻画非达西渗流特征，有效地实现缝洞型油藏的达西流和非达西流并存数值模拟的精细描述，实现对达西流区域和非达西流区域精细、科学地划分。
附图说明
图1为本发明实施例所述缝洞型油藏数值模拟方法的流程图；
图2为本发明实施例所述缝洞型油藏数值模拟系统的结构框图。
图中，1、数据获取模块，2、分析模块，3、空间分布模型构建模块，4、计算模块，5、分区模块，6、耦合数学模型构建模块，7、模拟对比模块，8、修正模块。
具体实施方式
下面，通过示例性的实施方式对本发明进行具体描述。然而应当理解，在没有进一步叙述的情况下，一个实施方式中的元件、结构和特征也可以有益地结合到其他实施方式中。
缝洞型碳酸盐岩油藏内部裂缝和溶蚀孔洞发育丰富，致使内部流体流态复杂，达西渗流和非达西渗流并存的情况，而当前商业化数值模拟软件主要是采用单一流动模型进行数值模拟，进而在刻画缝洞型碳酸盐油藏水驱前缘、剩余油分布和驱替效率上存在严重偏差。本发明提供了一种缝洞型油藏数值模拟方法及系统，综合地质、物探、测井、试井资料，充分利用地质认识、物探资料对油藏立体空间上的探测解释结果，结合测井井筒区域精准解释，结合地质统计学理论，实现油藏空间上油藏物性的精准解释和缝洞精准雕刻，建立缝洞型油藏地质模型。根据岩心的室内物理实验，确定对应的福喜海默常数，结合地质统计学理论确定缝洞型油藏空间上的福喜海默参数分布。充分考虑了达西渗流和福喜海默流之间的流态差异，通过耦合边界条件建立了达西渗流和福喜海默流的耦合数学模型，实现了基于耦合模型的数值模拟，将模拟结果和实际生产动态进行对比拟合，对模拟结果进行对比分析，对制定矿场实际开发方案和提高采收率具有重要指导意义。以下对缝洞型油藏数值模拟方法及系统进行详细说明。
参见图1，本发明提供了一种缝洞型油藏数值模拟方法，其具体步骤为：
S1、根据地质、测井、物探及试井资料，对缝洞型碳酸盐油藏进行综合分析评价，获得地下油藏孔隙度、渗透率、连通性的空间分布；对测井资料和地震反演的油藏物性参数进行地质统计学分析，基于地质统计学理论建立油藏空间上的精细油藏孔隙度、渗透空间分布模型；根据地震解释结合孔隙度和渗透率的空间分布，实现对空间上缝洞单元精细雕刻。
S2、根据油藏内部地质获取的目标层段岩心和油藏流体物性参数，通过室内物理实验结果和数据拟合获得对应的福喜海默常数Cβ，根据岩心的空间分布和实验结果，进行统计学分析，基于地质统计学理论建立福喜海默常数Cβ油藏空间分布模型。
S3、计算达西渗流和福喜海默流临界值Cβ0，根据福喜海默常数Cβ数值大小和临界值Cβ0对油藏进行分区。
具体地，计算达西渗流和福喜海默流临界值Cβ0的方法为：
求解一维油水两相的Bucley-Leverett模型的福喜海默流方程和达西渗流方程解析解，对比分析福喜海默流和达西渗流之间流动特征和饱和度分布曲线，通过公式(1)计算水驱前缘距离误差Dev大小，公式(1)表示为：
Figure BDA0003451633030000101
式中，dD为达西渗流水驱前缘距离，单位：m；dF为福喜海默流水驱前缘距离，单位：m；
通过公式(2)计算福喜海默参数βα，公式(2)表示为：
Figure BDA0003451633030000102
式中，k为油藏的绝对渗流率，kα为油藏α相的相对渗透率，φ为油藏的孔隙度，Sα为油藏α相的饱和度，Sαr为油藏α相的剩余饱和度；
根据距离误差Dev大小，结合福喜海默参数βα，反演计算得到达西渗流和福喜海默流临界值Cβ0。例如：以距离误差Dev小于5％为界限，大于5％为福喜海默流，小于5％为达西渗流，距离误差Dev大小可根据计算精度要求和计算量的大小综合评判，此时反演计算对应的福喜海默常数Cβ即为达西渗流和福喜海默流临界值Cβ0。
具体地，根据福喜海默常数Cβ数值大小和临界值Cβ0对油藏进行分区的方法为：根据福喜海默常数Cβ数值大小和临界值Cβ0对油藏进行分区，福喜海默常数Cβ小于临界值Cβ0的区域和井附近区域为渗流区，福喜海默常数Cβ大于临界值Cβ0的区域为非渗流区。
本步骤S3中，还包括以下步骤：根据油藏缝洞单元精细雕刻结果，结合福喜海默常数Cβ数值大小，对裂缝区域和溶蚀孔洞区域进一步刻画修正，检验裂缝区域和溶蚀孔洞区域的福喜海默常数Cβ数值大小是否属于非渗流区域。
S4、确定耦合边界条件，建立达西渗流和福喜海默流的耦合数学模型。
具体地，确定耦合边界条件的具体方法为：
在达西渗流和福喜海默流交界面Γ上根据压力相等、流量守恒，得到边界条件为：
Figure BDA0003451633030000111
式中，vF为福喜海默流的流速，nF为福喜海默流在交界面Γ的方向，vD为达西渗流的流速，nD为达西渗流在交界面Γ的方向，ΦF,Γ为交界面Γ上福喜海默流势的值，ΦD,Γ为交界面Γ上达西渗流势的值；
在达西渗流和福喜海默流交界面上通过边界条件，得到达西渗流动方程和福喜海默流动方程的耦合流动方程为：
Figure BDA0003451633030000112
公式(4)所示耦合流动方程即为确定的耦合边界条件。
具体地，建立达西渗流和福喜海默流的耦合数学模型的方法为：
采用有限体积法求解耦合流动方程，对耦合流动方程离散化处理，得到对应的方程式表示为：
Figure BDA0003451633030000121
式中，ρα为油藏α相的密度，vα为油藏α相的流速，qα为油藏注水井/生产井的注/产液α相的速度，vα,D为达西渗流α相的流速，μα为油藏α相的粘度，pα,D为达西渗流α相的压力，vα,F为福喜海默流α相的流速，λα为α相的流体流度，pα,F为福喜海默流α相的压力，
Figure BDA0003451633030000122
为在交界面f上左边福喜海默流区域单元网格i的α相流速，
Figure BDA0003451633030000123
为在交界面f上右边达西渗流区域单元网格j的α相流速，
Figure BDA0003451633030000124
为在交界面f上左边福喜海默流区域单元网格i的α相压力，
Figure BDA0003451633030000125
为在交界面f上右边达西渗流区域单元网格j的α相压力，pw为油藏水压力，po为油藏油压力，pc为油藏毛管压力，w为水，o为油，Ω为空间域，ΩD为达西渗流的空间域，ΩF为福喜海默流的空间域；
假定福喜海默流区域单元网格i和达西渗流区域单元网格j之间的交界面为f，则通过耦合边界条件获得单元网格i和单元网格j的方程，表示为：
Figure BDA0003451633030000131
式中，
Figure BDA0003451633030000132
为单元网格i在n+1时刻α相含水饱和度，
Figure BDA0003451633030000133
为单元网格i在n时刻α相含水饱和度，Vi为单元网格i的体积，Δt为时间步长，Ti-1,i为单元网格i-1和单元网格i之间的传导率，λα,i为单元网格i的α相流体流度，
Figure BDA0003451633030000134
为单元网格i-1在n+1时刻的水压力，
Figure BDA0003451633030000135
为单元网格i在n+1时刻的水压力，kif为单元网格i在交界面f上的绝对渗透率，pw,j为单元网格j的水压力，pw,i为单元网格i的水压力，kfj为单元网格j在交界面f上的绝对渗透率，Tij为单元网格i和单元网格j之间的传导率，
Figure BDA0003451633030000136
为单元网格j在n+1时刻α相含水饱和度，
Figure BDA0003451633030000137
为单元网格j在n时刻α相含水饱和度，Vj为单元网格j的体积，ρw为油藏水密度，Tjl为单元网格j和达西渗流区域单元网格l之间的传导率，pw,l单元网格l的水压力；
上述公式(6)所示方程即为建立的达西渗流和福喜海默流的耦合数学模型。
S5、通过达西渗流和福喜海默流耦合数学模型进行油藏流动模拟，获得油藏模拟结果，将模拟结果和实际生产动态进行对比拟合，对模拟结果进行对比分析，指导矿场实际开发。
参见图2，本实施例还提供了一种缝洞型油藏数值模拟系统，包括：
数据获取模块1，用于获取地质、测井、物探及试井资料；
分析模块2，用于根据地质、测井、物探及试井资料，对缝洞型碳酸盐油藏进行综合分析评价，获得地下油藏孔隙度、渗透率、连通性的空间分布；对测井资料和地震反演的油藏物性参数进行地质统计学分析，基于地质统计学理论建立油藏空间上的精细油藏孔隙度、渗透空间分布模型；根据地震解释结合孔隙度和渗透率的空间分布，实现对空间上缝洞精细雕刻；
空间分布模型构建模块3，用于根据油藏内部地质获取的目标层段岩心和油藏流体物性参数，通过室内物理实验结果和数据拟合获得对应的福喜海默常数Cβ，根据岩心的空间分布和实验结果，进行统计学分析，基于地质统计学理论建立福喜海默常数Cβ油藏空间分布模型；
计算模块4，用于计算达西渗流和福喜海默流临界值Cβ0；
分区模块5，用于根据福喜海默常数Cβ数值大小和临界值Cβ0对油藏进行分区；
耦合数学模型构建模块6，用于确定耦合边界条件，建立达西渗流和福喜海默流的耦合数学模型；
模拟对比模块7，通过达西渗流和福喜海默流耦合数学模型进行油藏流动模拟，获得油藏模拟结果，将模拟结果和实际生产动态进行对比拟合，对模拟结果进行对比分析，指导矿场实际开发。
继续参见图2，上述缝洞型油藏数值模拟系统还包括修正模块8，用于根据油藏缝洞单元精细雕刻结果，结合福喜海默常数Cβ数值大小，对裂缝区域和溶蚀孔洞区域进一步刻画修正，检验裂缝区域和溶蚀孔洞区域的福喜海默常数Cβ数值大小是否属于非渗流区域。通过修正模块对油藏李峰区域和溶蚀孔洞区进一步刻画修正，模拟结果更为准确。
上述实施例用来解释本发明，而不是对本发明进行限制，在本发明的精神和权利要求的保护范围内，对本发明做出的任何修改和改变，都落入本发明的保护范围。

Claims (8)

1.一种缝洞型油藏数值模拟方法，其特征在于，其具体步骤为：
S1、根据地质、测井、物探及试井资料，对缝洞型碳酸盐油藏进行综合分析评价，获得地下油藏孔隙度、渗透率、连通性的空间分布；对测井资料和地震反演的油藏物性参数进行地质统计学分析，基于地质统计学理论建立油藏空间上的精细油藏孔隙度、渗透空间分布模型；根据地震解释结合孔隙度和渗透率的空间分布，实现对空间上缝洞单元精细雕刻，建立缝洞型油藏地质模型；
S2、根据油藏内部地质获取的目标层段岩心和油藏流体物性参数，通过室内物理实验结果和数据拟合获得对应的福喜海默常数Cβ，根据岩心的空间分布和实验结果，进行统计学分析，基于地质统计学理论建立福喜海默常数Cβ油藏空间分布模型；
S3、计算达西渗流和福喜海默流临界值Cβ0，根据福喜海默常数Cβ数值大小和临界值Cβ0对油藏进行分区；
S4、确定耦合边界条件，建立达西渗流和福喜海默流的耦合数学模型；
S5、通过达西渗流和福喜海默流耦合数学模型进行油藏流动模拟，获得油藏模拟结果，将模拟结果和实际生产动态进行对比拟合，对模拟结果进行对比分析，指导矿场实际开发。
2.如权利要求1所述的缝洞型油藏数值模拟方法，其特征在于，步骤S3中，计算达西渗流和福喜海默流临界值Cβ0的方法为：
求解一维油水两相的Bucley-Leverett模型的福喜海默流方程和达西渗流方程解析解，对比分析福喜海默流和达西渗流之间流动特征和饱和度分布曲线，通过公式(1)计算水驱前缘距离误差Dev大小，公式(1)表示为：
Figure FDA0003451633020000011
式中，dD为达西渗流水驱前缘距离，单位：m；dF为福喜海默流水驱前缘距离，单位：m；
通过公式(2)计算福喜海默参数βα，公式(2)表示为：
Figure FDA0003451633020000021
式中，k为油藏的绝对渗流率，kα为油藏α相的相对渗透率，φ为油藏的孔隙度，Sα为油藏α相的饱和度，Sαr为油藏α相的剩余饱和度；根据距离误差Dev大小，结合福喜海默参数βα，反演计算得到达西渗流和福喜海默流临界值Cβ0。
3.如权利要求2所述的缝洞型油藏数值模拟方法，其特征在于，步骤S3中，根据福喜海默常数Cβ数值大小和临界值Cβ0对油藏进行分区的方法为：根据福喜海默常数Cβ数值大小和临界值Cβ0对油藏进行分区，福喜海默常数Cβ小于临界值Cβ0的区域和井附近区域为渗流区，福喜海默常数Cβ大于临界值Cβ0的区域为非渗流区。
4.如权利要求3所述的缝洞型油藏数值模拟方法，其特征在于，步骤S3中，还包括以下步骤：根据油藏缝洞单元精细雕刻结果，结合福喜海默常数Cβ数值大小，对裂缝区域和溶蚀孔洞区域进一步刻画修正，检验裂缝区域和溶蚀孔洞区域的福喜海默常数Cβ数值大小是否属于非渗流区域。
5.如权利要求2所述的缝洞型油藏数值模拟方法，其特征在于，步骤S4中，确定耦合边界条件的具体方法为：
在达西渗流和福喜海默流交界面Γ上根据压力相等、流量守恒，得到边界条件为：
Figure FDA0003451633020000022
式中，vF为福喜海默流的流速，nF为福喜海默流在交界面Γ的方向，vD为达西渗流的流速，nD为达西渗流在交界面Γ的方向，ΦF，Γ为交界面Γ上福喜海默流势的值，ΦD，Γ为交界面Γ上达西渗流势的值；
在达西渗流和福喜海默流交界面上通过边界条件，得到达西渗流动方程和福喜海默流动方程的耦合流动方程为：
Figure FDA0003451633020000031
公式(4)所示耦合流动方程即为确定的耦合边界条件。
6.如权利要求5所述的缝洞型油藏数值模拟方法，其特征在于，步骤S4中，建立达西渗流和福喜海默流的耦合数学模型的方法为：
采用有限体积法求解耦合流动方程，对耦合流动方程离散化处理，得到对应的方程式表示为：
Figure FDA0003451633020000032
式中，ρα为油藏α相的密度，vα为油藏α相的流速，qα为油藏注水井/生产井的注/产液α相的速度，vα，D为达西渗流α相的流速，μα为油藏α相的粘度，pα，D为达西渗流α相的压力，vα，F为福喜海默流α相的流速，λα为α相的流体流度，pα，F为福喜海默流α相的压力，
Figure FDA0003451633020000041
为在交界面f上左边福喜海默流区域单元网格i的α相流速，
Figure FDA0003451633020000042
为在交界面f上右边达西渗流区域单元网格j的α相流速，
Figure FDA0003451633020000043
为在交界面f上左边福喜海默流区域单元网格i的α相压力，
Figure FDA0003451633020000044
为在交界面f上右边达西渗流区域单元网格j的α相压力，pw为油藏水压力，po为油藏油压力，pc为油藏毛管压力，w为水，o为油，Ω为空间域，ΩD为达西渗流的空间域，ΩF为福喜海默流的空间域；
假定福喜海默流区域单元网格i和达西渗流区域单元网格j之间的交界面为f，则通过耦合边界条件获得单元网格i和单元网格j的方程，表示为：
Figure FDA0003451633020000045
Figure FDA0003451633020000046
式中，
Figure FDA0003451633020000047
为单元网格i在n+1时刻α相含水饱和度，
Figure FDA0003451633020000048
为单元网格i在n时刻α相含水饱和度，Vi为单元网格i的体积，Δt为时间步长，Ti-1，i为单元网格i-1和单元网格i之间的传导率，λα，i为单元网格i的α相流体流度，
Figure FDA0003451633020000049
为单元网格i-1在n+1时刻的水压力，
Figure FDA00034516330200000410
为单元网格i在n+1时刻的水压力，kif为单元网格i在交界面f上的绝对渗透率，pw，j为单元网格j的水压力，pw，i为单元网格i的水压力，kfj为单元网格j在交界面f上的绝对渗透率，Tij为单元网格i和单元网格j之间的传导率，
Figure FDA0003451633020000051
为单元网格j在n+1时刻α相含水饱和度，
Figure FDA0003451633020000052
为单元网格j在n时刻α相含水饱和度，Vj为单元网格j的体积，ρw为油藏水密度，Tjl为单元网格j和达西渗流区域单元网格l之间的传导率，pw，l单元网格l的水压力；
上述公式(6)所示方程即为建立的达西渗流和福喜海默流的耦合数学模型。
7.一种缝洞型油藏数值模拟系统，其特征在于，包括：
数据获取模块，用于获取地质、测井、物探及试井资料；
分析模块，用于根据地质、测井、物探及试井资料，对缝洞型碳酸盐油藏进行综合分析评价，获得地下油藏孔隙度、渗透率、连通性的空间分布；对测井资料和地震反演的油藏物性参数进行地质统计学分析，基于地质统计学理论建立油藏空间上的精细油藏孔隙度、渗透空间分布模型；根据地震解释结合孔隙度和渗透率的空间分布，实现对空间上缝洞精细雕刻，建立缝洞型油藏地质模型；
空间分布模型构建模块，用于根据油藏内部地质获取的目标层段岩心和油藏流体物性参数，通过室内物理实验结果和数据拟合获得对应的福喜海默常数Cβ，根据岩心的空间分布和实验结果，进行统计学分析，基于地质统计学理论建立福喜海默常数Cβ油藏空间分布模型；
计算模块，用于计算达西渗流和福喜海默流临界值Cβ0；
分区模块，用于根据福喜海默常数Cβ数值大小和临界值Cβ0对油藏进行分区；
耦合数学模型构建模块，用于确定耦合边界条件，建立达西渗流和福喜海默流的耦合数学模型；
模拟对比模块，通过达西渗流和福喜海默流耦合数学模型进行油藏流动模拟，获得油藏模拟结果，将模拟结果和实际生产动态进行对比拟合，对模拟结果进行对比分析，指导矿场实际开发。
8.如权利要求7缝洞型油藏数值模拟系统，其特征在于，还包括修正模块，用于根据油藏缝洞单元精细雕刻结果，结合福喜海默常数Cβ数值大小，对裂缝区域和溶蚀孔洞区域进一步刻画修正，检验裂缝区域和溶蚀孔洞区域的福喜海默常数Cβ数值大小是否属于非渗流区域。
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