一种缝洞型油藏数值模拟的方法及系统与流程

本发明涉及油藏数值模拟领域，特别是涉及一种缝洞型油藏数值模拟的方法及系统。

背景技术：

随着化石能源的不断消耗，石油资源勘探开发程度不断加深，近年来新探明的油气藏类型愈加复杂，缝洞型碳酸盐岩油藏就是其中的一种。目前，针对缝洞型碳酸盐岩油藏(以下简称油藏)的渗流模型主要有三重介质模型、离散缝洞网络模型、等效连续介质模型。

三重介质模型是将油藏划分为基岩系统、溶洞系统、裂缝系统三个独立且平行的系统，且每个系统间以拟稳态窜流系数相连，该三重介质模型具有设计简单，可操作性强，且一定程度上反映了实际流动中优势通道的存在等优点，但该三重介质模型中的裂缝与溶洞均匀分布的设计使其只适用于缝洞高度发育、分布均匀的油藏，在实际应用中具有一定局限性。等效连续介质模型将介质视为连续的系统，且不考虑单条裂缝与单个溶洞的物理结构，并通过等效参数来表征其非均质性，以表征单元体为单位进行计算，此模型具有模型简单、理论成熟、易于求解等优点，但该模型人为地抹平了介质的强非均质性和多尺度性，过于简化，且对于裂缝与溶洞高度离散的缝洞型油藏，表征单元体基本上是不存在的，即在实际应用中具有一定局限性。离散缝洞网络模型精细的刻画了储层中的裂缝与溶洞，具有拟真性好、计算精度高的优点，但高精度也带来了计算效率低、网格剖分难的问题，同样存在一定局限性。

总的来说，到目前为止，上述模型在应用上均存在着一定的局限性，且未在实际开采方面形成成熟的开发理论与方法。因此，如何建立一种合理的数值模拟计算模型，使其既能较好地模拟缝洞型油藏流体的流动规律，适用于现场的实际信息，预测油气田的开发动态，保证一定的计算精度，同时又能降低计算量，提高计算效率，对缝洞型碳酸盐岩油藏的开发具有重要的意义。

技术实现要素：

本发明的目的是提供一种缝洞型油藏数值模拟的方法及系统，该方法或系统通过建立离散管道-溶洞网络模型，进行油藏数值模拟，使其既能较好地模拟缝洞型油藏流体的流动规律，适用于现场的实际信息，预测油气田的开发动态，保证一定的计算精度，同时又能降低计算量，提高计算效率。

为实现上述目的，本发明提供了如下方案：

一种缝洞型油藏数值模拟的方法，所述方法包括：

获取缝洞型油藏的裂缝面几何信息和溶洞信息；

根据所述裂缝面几何信息，生成离散管道网络几何模型；

根据所述离散管道网络几何模型和所述溶洞信息，得到离散管道-溶洞网络模型；其中，所述离散管道-溶洞网络模型包括三个子系统；三个所述子系统分别为基岩系统、裂缝系统以及溶洞系统；

根据所述离散管道-溶洞网络模型中所述子系统的地质特性，确定所述子系统的流体流动模型；

对所述流体流动模型进行数值模拟。

可选的，所述获取缝洞型油藏的裂缝面几何信息和溶洞信息，具体包括:

根据缝洞型油藏的实际地质数据或现有地质模型数据，获取缝洞型油藏中的裂缝面分布信息和溶洞信息；其中所述裂缝面分布信息包括裂缝面的中心点、长、宽、倾向、倾角、开度的分布信息，所述溶洞信息包括溶洞的形状、位置、尺寸的分布信息和溶洞内部的充填信息；

根据所述裂缝面分布信息，建立离散裂缝网络模型；

根据所述离散裂缝网络模型，获取裂缝面几何信息。

可选的，所述根据所述裂缝面几何信息，生成离散管道网络几何模型，具体包括：

对于每个裂缝面，根据所述裂缝面几何信息，判断相邻裂缝面是否存在交线；其中，所述相邻裂缝面包括第一裂缝面和第二裂缝面；

若是，则连接所述第一裂缝面的中心点、所述交线的中点以及所述第二裂缝面的中心点，得到管道连线；

根据所有的裂缝面的所述管道连线，生成离散管道网络几何模型。

可选的，在确定所述子系统的流体流动模型之前，还包括：修正所述离散管道-溶洞网络模型，具体为：

对于每个溶洞，根据溶洞中心点和溶洞半径在所述离散管道-溶洞网络模型上的位置，判断所述溶洞是否出界；

若是，则去除所述溶洞的界外部分，得到修正后的溶洞；

根据修正后的所有溶洞，得到修改后的离散管道-溶洞网络模型。

可选的，根据所述离散管道-溶洞网络模型中所述子系统的地质特性，确定所述子系统的流体流动模型，具体包括：

当所述修改后的离散管道-溶洞网络模型中的子系统的地质特性为基岩系统时，确定所述基岩系统为无流流体流动模型或渗流流体流动模型；

当所述修改后的离散管道-溶洞网络模型中的子系统的地质特性为裂缝系统时，确定所述裂缝系统为渗流流体流动模型或高速非达西流流体流动模型；

当所述修改后的离散管道-溶洞网络模型中的子系统的地质特性为溶洞系统时，确定所述溶洞系统的流体流动模型。

可选的，所述确定所述溶洞系统的流体流动模型，具体包括：

当所述修改后的离散管道-溶洞网络模型中的子系统的地质特性为溶洞系统时，确定所述溶洞系统的充填信息，所述充填信息包括机械沉积充填、垮塌角砾岩充填、化学沉积充填和无充填或充填极少信息；

当所述溶洞系统的充填信息为化学沉积充填时，确定所述溶洞系统为无流流体流动模型；

当所述溶洞系统的充填信息为机械沉积充填时，确定所述溶洞系统为渗流流体流动模型；

当溶洞系统的充填信息为垮塌角砾岩充填时，确定所述溶洞系统为高速非达西流流体流动模型；

当溶洞系统的充填信息为无充填或充填极少时，确定所述溶洞系统为自由流流体流动模型。

本发明还提供了一种缝洞型油藏数值模拟的系统，所述系统包括：

裂缝面几何信息和溶洞信息获取模块，用于获取缝洞型油藏的裂缝面几何信息和溶洞信息；

离散管道网络几何模型生成模块，用于根据所述裂缝面几何信息，生成离散管道网络几何模型；

离散管道-溶洞网络模型得到模块，用于根据所述离散管道网络几何模型和所述溶洞信息，得到离散管道-溶洞网络模型；其中，所述离散管道-溶洞网络模型包括三个子系统，三个所述子系统分别为基岩系统、裂缝系统以及溶洞系统；

流体流动模型确定模块，用于根据所述离散管道-溶洞网络模型中所述子系统的地质特性，确定所述子系统的流体流动模型；

数值模拟模块，用于对所述流体流动模型进行数值模拟。

可选的，所述裂缝面几何信息和溶洞信息获取模块，具体包括:

裂缝面分布信息和溶洞信息获取单元，用于根据缝洞型油藏的实际地质数据或现有地质模型数据，获取缝洞型油藏中的裂缝面分布信息和溶洞信息；其中所述裂缝面分布信息包括裂缝面的中心点、长、宽、倾向、倾角、开度的分布信息，所述溶洞信息包括溶洞的形状、位置、尺寸的分布信息和溶洞内部的充填信息；

离散裂缝网络模型建立单元，用于根据所述裂缝面分布信息，建立离散裂缝网络模型；

裂缝面几何信息获取单元，用于根据所述离散裂缝网络模型，获取裂缝面几何信息。

可选的，所述离散管道网络几何模型生成模块，具体包括：

第一判断单元，用于对于每个裂缝面，根据所述裂缝面几何信息，判断相邻裂缝面是否存在交线；其中，所述相邻裂缝面包括第一裂缝面和第二裂缝面；

管道连线得到单元，用于当所述第一判断单元的判断结果为当相邻裂缝面存在交线时，连接所述第一裂缝面的中心点、所述交线的中点以及所述第二裂缝面的中心点，得到管道连线；

离散管道网络几何模型生成单元，用于根据所有的裂缝面的所述管道连线，生成离散管道网络几何模型。

可选的，在确定所述子系统的流体流动模型之前，还包括：离散管道-溶洞网络模型修正模块，具体为：

第二判断单元，用于对于每个溶洞，根据溶洞中心点和溶洞半径在所述离散管道-溶洞网络模型上的位置，判断所述溶洞是否出界；

修正后溶洞得到单元，用于当所述第二判断单元的判断结果为溶洞出界时，去除所述溶洞的界外部分，得到修正后的溶洞；

离散管道-溶洞网络模型修正单元，用于根据修正后的所有溶洞，得到修改后的离散管道-溶洞网络模型。

根据本发明提供的具体实施例，本发明公开了以下技术效果：本发明首先获取缝洞型油藏的裂缝面几何信息和溶洞信息，并根据裂缝面几何信息，生成离散管道网络几何模型；然后将离散管道网络几何模型和溶洞信息融合，生成离散管道-溶洞网络模型；其中，离散管道-溶洞网络模型包括三个子系统，三个子系统分别为基岩系统、裂缝系统以及溶洞系统；通过离散管道-溶洞网络模型中子系统的地质特性，确定子系统的流体流动模型，并对流体流动模型进行数值模拟，从而实现油藏流体流动的数值模拟。因此，采用本发明提供的方法或者系统，既能较好地模拟缝洞型油藏流体的流动规律，适用于现场的实际信息，预测油气田的开发动态，有效反映缝洞型油藏中重要的储集空间：裂缝与溶洞，保证计算精度，又能降低计算量，提高计算效率。

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性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例缝洞型油藏数值模拟方法的流程示意图；

图2为本发明实施例离散裂缝网络几何模型示意图；

图3为本发明实施例离散管道网络几何模型示意图；

图4为本发明实施例溶洞几何模型示意图；

图5为本发明实施例离散管道-溶洞几何网络模型示意图；

图6为本发明实施例修正后的溶洞几何模型示意图；

图7本发明实施例缝洞型油藏数值模拟系统的结构示意图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明的目的是提供一种缝洞型油藏数值模拟的方法及系统，通过该方法或者系统既能达到较好地模拟缝洞型油藏流体的流动规律，适用于现场的实际信息，预测油气田的开发动态，保证一定的计算精度的目的，又能达到降低计算量，提高计算效率的目的。

本发明提供的一种缝洞型油藏数值模拟的方法及系统在原有的离散裂缝网络模型的基础上进行简化，通过连接裂缝面一的中心点—裂缝与裂缝交线的中点—裂缝面二的中心点，以此类推，直至二维的裂缝面均简化为一维的管道，生成裂缝网络对应的管道网络；再在管道网络中加入溶洞系统，形成离散管道-溶洞网络模型；然后在离散管道-溶洞网络模型的基础上进行油藏流体流动的数值模拟，从而实现在保证一定计算精度的同时减少计算量，提高计算效率。

为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。

图1为本发明实施例缝洞型油藏数值模拟方法的流程示意图，如图1所示，本发明提供的缝洞型油藏数值模拟方法具体包括以下步骤：

步骤101：获取缝洞型油藏的裂缝面几何信息和溶洞信息。

其中，步骤101具体包括:

根据缝洞型油藏的实际地质数据或现有地质模型数据，获取缝洞型油藏中的裂缝面分布信息和溶洞信息；裂缝面分布信息包括裂缝面的中心点、长、宽、倾向、倾角、开度等的分布信息；溶洞信息包括溶洞的形状、位置、尺寸的分布信息和溶洞内部的充填信息；

根据裂缝面分布信息，建立如图2所示的离散裂缝网络模型；

根据离散裂缝网络模型，获取裂缝面几何信息。

步骤102：根据裂缝面几何信息，生成离散管道网络几何模型。

其中，步骤102具体包括以下步骤：

第一步：对于每个裂缝面，根据裂缝面几何信息，判断相邻裂缝面是否存在交线；其中，相邻裂缝面具体包括第一裂缝面和第二裂缝面；若是，则连接第一裂缝面的中心点、交线的中点以及第二裂缝面的中心点，得到管道连线；

第二步：根据所有的裂缝面的管道连线，生成如图3所示的离散管道网络几何模型，实现了将二维的裂缝面简化为一维的管道的目的。

具体为：

1)循环所有裂缝面(设共nf个裂缝面)，读取裂缝面的几何信息，包括裂缝面中心点、长、宽、倾向等分布信息。将裂缝面i与裂缝面(i+1)依次对比(i的取值范围为[1，nf-1])判断是否存在交线，若存在交线，则求取交线端点并存储，直至离散裂缝网络模型的计算区域中所有裂缝面全部循环完成。

2)根据计算区域大小，修正裂缝面和裂缝面及裂缝面的交线信息；读取计算区域大小，包括长、宽、高。循环所有裂缝面及裂缝面的交线信息，判断交线是否出界，若出界，则求取交界线与交界点，修正裂缝面几何信息与交线几何信息。

3)读取修正后的交线几何信息，生成管道网络；循环所有修正后的交线(设共nl条修正后的交线)，读取修正后的交线的几何信息，包括修正后的交线所在裂缝面、交线端点。求取修正后的交线i的中点(i的取值范围为[1，nl])，并寻找第i条交线所在裂缝面m、n。读取裂缝面m与裂缝面n的中心点，连接裂缝面m的中心点、交线i的中点、裂缝面n的中心点并存储，得到管道连线，直至计算区域中所有修正后的交线全部循环完成，生成离散管道网络几何模型。

步骤103：根据离散管道网络几何模型和溶洞信息，得到离散管道-溶洞网络模型；其中，所述离散管道-溶洞网络模型包括三个子系统，三个子系统分别为基岩系统、裂缝系统以及溶洞系统。

其中，步骤103具体包括以下步骤：

第一步：在离散管道网络几何模型加入如图4所示的溶洞几何模型(此离散管道网络几何模型的计算区域与溶洞几何模型的计算区域相同)，形成离散管道-溶洞网络模型；

第二步：对离散管道-溶洞网络模型进行修正，得到如图5所示的修正后的离散管道-溶洞网络模型。

对于每个溶洞，根据溶洞的中心点和溶洞的半径，判断溶洞是否在溶洞几何模型的计算区域界外；具体为：

1)判断管道与溶洞的相交情况，判断溶洞的出界情况；循环所有管道与溶洞(设共有np条管道，nc个溶洞)，读取管道与溶洞的几何信息。判断溶洞i与管道j是否相交(i的取值范围为[1，nc]，j的取值范围为[1，np])，相交则存储交点信息；

2)判断溶洞是否出界；由于管道之前已经在离散管道网络几何模型中经过了是否出界的判断，所以此处的管道全部是在界内的。设溶洞中心点的坐标为(x,y,z)，溶洞半径r，则判断(x+r)、(y+r)、(z+r)或者(x-r)、(y-r)、(z-r)是否在计算区域内(此计算区域也是离散管道网络几何模型的计算区域)；若是，则求取交界点和交界面，并去除计算区域外的部分，直至所有溶洞全部循环完成，得到如图6所示的修正后的溶洞。

3)根据所有修正后的溶洞，得到修改后的离散管道-溶洞网络模型。

步骤104：根据离散管道-溶洞网络模型中子系统的地质特性，确定子系统的流体流动模型；根据油藏流体的流动特点，考虑基岩系统无储渗能力，裂缝系统为渗流，溶洞系统根据充填情况的不同分别考虑为无储渗能力、渗流、高速非达西流和自由流四种情况，建立相应的流体流动的数学模型。

具体为：根据修正后的离散管道-溶洞网络模型中子系统的地质特性，确定子系统的流体流动模型；

当所述离散管道-溶洞网络模型中的子系统的地质特性为基岩系统时，确定所述基岩系统为无流体流动模型；由于裂缝系统与溶洞系统的渗透率较基岩系统大得多，因此在此处可忽略基岩的渗透性，确定基岩系统无储渗能力，即确定所述基岩系统为无流体流动模型或渗流流体流动模型；

当所述离散管道-溶洞网络模型中的子系统的地质特性为裂缝系统时，确定所述裂缝系统为渗流流体流动模型或高速非达西流流体流动模型；

当所述离散管道-溶洞网络模型中的子系统的地质特性为溶洞系统时，确定所述溶洞系统的充填信息，所述充填信息包括机械沉积充填、垮塌角砾岩充填、化学沉积充填和无充填或充填极少信息；

当所述溶洞系统的充填信息为化学沉积充填时，确定所述溶洞系统为无流体流动模型；

当所述溶洞系统的充填信息为机械沉积充填时，确定所述溶洞系统为渗流流体流动模型；

当溶洞系统的充填信息为垮塌角砾岩充填时，确定所述溶洞系统为高速非达西流流体流动模型；

当溶洞系统的充填信息为无充填或充填极少时，确定所述溶洞系统为自由流流体流动模型。

其中，渗流流体流动模型为：

渗流流体流动模型的流动方程由连续性方程，达西方程及辅助方程组成：

式(1)为连续性方程，其中，式(1)中为渗流区域多孔介质的孔隙度；ρl为l(l＝w,o)相流体的密度；sl为l(l＝w,o)相流体的饱和度；ul为渗流区域l(l＝w,o)相流体的达西速度；ql是l(l＝w,o)相流体的源汇项(1/s)；t表示时间；l代指不同的相；w表示水相；o表示油相。

达西速度ul满足darcy定律：

式(2)为达西方程，其中ul为渗流区域l(l＝w,o)相流体的达西速度；k为多孔介质的绝对渗透率；krl为l(l＝w,o)相流体的相对渗透率，且krl满足0≤krl(sw)≤1；pl为l(l＝w,o)相流体在渗流区域中的压力；μl为l(l＝w,o)相流体粘度；ρl为l(l＝w,o)相流体的密度；g表示重力加速度；d表示沿垂直方向向下的深度；r在krl里作下标表示相对渗透率，以与绝对渗透率区别开来；l代指不同的相；w表示水相；o表示油相。

其它辅助方程包括：

pc(sw)＝po-pw

式(3)中，sl表示l相流体的饱和度；sw表示水相流体的饱和度；so表示油相流体的饱和度；pc表示毛管力；po表示油相流体的压力；pw表示水相流体的压力。

高速非达西流流体流动模型

高速非达西流流体流动模型的流动方程与渗流流体流动模型相似，即高速非达西流流体流动模型的流动方程也是由连续性方程，运动方程及辅助方程组成，其连续性方程如公式(1)所示，辅助方程如公式(3)所示，只是速度ul采用barree-conway模型描述：

其中：

式(4)中，pl为l(l＝w,o)相流体在高速非达西流流体中的压力；ul为l(l＝w,o)相流体的速度；μl为l(l＝w,o)相流体粘度；kd为达西渗透率常量；kmr,l为表示l相流体的最小渗透率比；τ表示特征长度；ρl为l(l＝w,o)相流体的密度；l代指不同的相；w表示水相；o表示油相。

式(5)中，kmin为最小渗透率；kd为达西渗透率常量；kmr为最小渗透率比。

自由流流体流动模型

自由流流体流动模型的流动方程中两相流由相场法描述，包括cahn-hilliard方程，连续性方程和修正的navier-stokes方程。

相场法中引入相场变量φ来标识不同相区域以及不同相间的过渡区域。在均匀流体相区域，相场变量φ为常数，通常设定为1和-1；而在界面处过渡区域，相场变量φ连续变化，介于-1和1之间。控制界面轮廓演化的对流扩散方程，cahn-hilliard方程由基于φ定义的混合能引入，cahn-hilliard方程表示相场变量φ随时间的变化的量与对流和扩散影响下的变化量相互平衡，其cahn-hilliard方程如公式(6)所示：

式(6)中φ为相场变量，假设在油相中取值为1，在水相中取值-1；t表示时间；u为自由流区域流速(m/s)；γ表示迁移率，其量纲由其它变量决定；ε为相界面厚度(m)；ψ为辅助相场变量；β为混合能量密度(n)，定义为：

式(7)中σ表示相界面张力系数，单位n/m。

navier-stokes方程和连续性方程：

式(8)中，ρ为流体密度(kg/m3)；u为自由流区域流速(m/s)；t表示时间；p为自由流区域流体压力(pa)；i表示单位张量；τ＝μ[▽u+(▽u)^t]表示粘性应力张量(pa)；t表示转置；g表示重力加速度；μ为流体粘度(pa·s)；φ为相场变量，假设在油相中取值为1，在水相中取值-1；g为化学势(n/m²)，定义为：

式(9)中，β为混合能量密度(n)；ε为相界面厚度(m)；φ为相场变量，假设在油相中取值为1，在水相中取值-1。

公式(8)中流体的密度和粘度均定义为相场变量的函数：

式(10)中，ρ为流体密度(kg/m3)；φ为相场变量，假设在油相中取值为1，在水相中取值-1；ρo为油相流体的密度；ρw为水相流体的密度；μ为流体粘度(pa·s)；μo为油相流体的粘度；μw为水相流体的粘度；

步骤105：对流体流动模型进行数值模拟。

其中，步骤105具体包括：

求取管道的等效水力参数，对离散管道-溶洞网络模型进行网络剖分，然后基于有限体积法和连接信息，结合数值模拟器，对流体流动模型进行数值模拟。

其管道的等效水力参数是将原来裂缝面的水力参数等效到管道上来。

对离散管道-溶洞网络模型进行网络剖分，具体为：对离散管道-溶洞网络模型中的管道，设定一定的密度，将管道等分，形成的每一小段，就相当于一个网格；对离散管道-溶洞网络模型中的溶洞用的正四面体进行网格剖分，每一个小正四面体就是一个网格。

与现有技术相比，本发明实施例具有以下有益效果：

(1)本发明针对缝洞型油藏中裂缝与溶洞分布高度离散的情况，同时考虑了裂缝与溶洞的存在，用简化的管道模拟裂缝，球体模拟溶洞，建立了一种新的模型。

(2)本发明将二维的裂缝简化为一维的管道，考虑了油藏流体在实际流动中存在着一一优势流(优势流＝优先流＝沟槽流，是指流体在粗糙的岩石表面流动往往不均匀，而是优先沿着某一条或几条通道(沟槽)流动的现象)的实际情况，在保证计算精度的同时大大减少了计算量，提高了计算效率；

(3)本发明形成了一种针对缝洞型介质中流体流动的数值模拟方法，能够以较高的计算效率准确描述缝洞型油藏流动规律，实现油藏的开发动态模拟，为油藏的高效开发提供技术支撑。

为达到上述目的，本发明还提供了一种缝洞型油藏数值模拟的系统，图7为本发明实施例缝洞型油藏数值模拟系统的结构示意图，如图7所示，所述系统包括：

裂缝面几何信息和溶洞信息获取模块701，用于获取缝洞型油藏的裂缝面几何信息和溶洞信息；

其中，裂缝面几何信息和溶洞信息获取模块701，具体包括:

裂缝面分布信息和溶洞信息获取单元，用于根据缝洞型油藏的实际地质数据或现有地质模型数据，获取缝洞型油藏中的裂缝面分布信息和溶洞信息；其中裂缝面分布信息包括裂缝面的中心点、长、宽、倾向、倾角、开度的分布信息，溶洞信息包括溶洞的形状、位置、尺寸的分布信息和溶洞内部的充填信息；

离散裂缝网络模型建立单元，用于根据裂缝面分布信息，建立离散裂缝网络模型；

裂缝面几何信息获取单元，用于根据离散裂缝网络模型，获取裂缝面几何信息。

离散管道网络几何模型生成模块702，用于根据裂缝面几何信息，生成离散管道网络几何模型；

其中，离散管道网络几何模型生成模块702，具体包括：

第一判断单元，用于对于每个裂缝面，根据裂缝面几何信息，判断相邻裂缝面是否存在交线；其中，相邻裂缝面包括第一裂缝面和第二裂缝面；

管道连线得到单元，用于当第一判断单元的判断结果为相邻裂缝面存在交线时，连接第一裂缝面的中心点、交线的中点以及第二裂缝面的中心点，得到管道连线；

离散管道网络几何模型生成单元，用于根据所有的裂缝面的管道连线，生成离散管道网络几何模型。

离散管道-溶洞网络模型得到模块703，用于根据离散管道网络几何模型和溶洞信息，得到离散管道-溶洞网络模型；其中，离散管道-溶洞网络模型包括三个子系统，三个子系统分别为基岩系统、裂缝系统以及溶洞系统；

流体流动模型确定模块704，用于根据离散管道-溶洞网络模型中子系统的地质特性，确定子系统的流体流动模型；

其中，在确定系统的流体流动模型之前，还包括：离散管道-溶洞网络模型修正模块，具体为：

第二判断单元，用于对于每个溶洞，根据溶洞中心点和溶洞半径在所述离散管道-溶洞网络模型上的位置，判断溶洞是否出界；

修正后溶洞得到单元，用于当第二判断单元的判断结果为溶洞出界时，去除溶洞的界外部分，得到修正后的溶洞；

离散管道-溶洞网络模型修正单元，用于根据修正后的所有溶洞，得到修改后的离散管道-溶洞网络模型。

数值模拟模块705，用于对流体流动模型进行数值模拟。

采用本发明实施例提供的缝洞型油藏数值模拟系统，既能较好地模拟缝洞型油藏流体的流动规律，适用于现场的实际信息，预测油气田的开发动态，有效反映缝洞型油藏中重要的储集空间：裂缝与溶洞，保证计算精度，又能降低计算量，提高计算效率。

本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。对于实施例公开的系统而言，由于其与实施例公开的方法相对应，所以描述的比较简单，相关之处参见方法部分说明即可。

本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。