CN106294282B - 黑油油藏模拟方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种黑油油藏模拟方法及装置，该方法包括：基于组分渗流参数建立描述黑油油藏流体渗流规律的组分模型；根据基于黑油模型黑油模拟所需数据对组分模型进行数值离散，得到基于黑油油藏地质模型离散网格的组分数值模型；利用流体PVT数据建立组分相平衡参数表；根据组分相平衡参数表和组分渗流参数的估计值闪蒸计算得到流体相态和相应物性参数；根据流体相态和相应物性参数调整组分数值模型；利用组分渗流参数的估计值和调整后的组分数值模型，计算得到油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值；判断油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值是否收敛，若是，计算得到油藏压力及各流体相饱和度。本发明能够提高油藏数值模拟架构的可扩展性。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，尤其涉及一种黑油油藏模拟方法及装置。
背景技术
在油气田开发过程中，油藏数值模拟技术及装置主要用于认识和预测地下油气资源的分布和运移情况。根据等温条件下流体物性不同，油藏数值模拟可分为黑油模拟和组分模拟。黑油模拟是基于黑油模型实现，该模型描述油气水三相三组分渗流问题，随着油藏压力的变化，油气组分可单独或者共存在于气/液两相中；黑油模拟计算量较少，模拟速度快，但考虑的因素相对简单；对于混相气驱、凝析气藏等更复杂的油气藏开发情况，需要采用组分模拟来取得更准确的预测结果。组分模拟基于组分模型来实现，该模型考虑了在油藏压力、组分构成变化情况下气液相平衡关系及其对流体粘度、密度等物性参数的影响，因此，在组分模拟过程中需要额外通过闪蒸计算来了解流体相态及物性变化，计算量大，模拟速度慢。
现有油藏数值模拟技术是基于黑油模型开发黑油模拟系统，基于组分模型开发组分模拟系统。这给油藏模拟技术后续发展带来了模块化程度低的弊端。后续模拟功能升级都需要分别在黑油模拟装置和组分模拟装置中重复开发实现，这些功能升级包括但不局限于：双重介质模拟功能、离散裂缝功能、复杂结构井模拟、滑脱/扩散/吸附/解吸附等因素模拟。这大大提升了新功能重复开发的工作量，而直接用组分模拟代替黑油模拟，需要额外输入组分相平衡参数来完成复杂的闪蒸计算，用户便利性差，计算资源消耗大。
发明内容
本发明提供一种黑油油藏模拟方法及装置，以提高油藏模拟的可扩展性。
本发明提供一种黑油油藏模拟方法，包括：基于多个组分渗流参数建立描述黑油油藏流体渗流规律的组分模型；根据基于黑油模型的黑油模拟所需数据对所述组分模型进行数值离散，得到基于所述黑油油藏的地质模型离散网格的组分数值模型；利用所述黑油模拟所需数据中的流体PVT数据建立组分相平衡参数表；根据所述组分相平衡参数表和所述离散网格的所述组分渗流参数的估计值进行闪蒸计算，得到所述离散网格的流体相态和相应物性参数；根据所述流体相态和相应物性参数调整所述组分数值模型，以简化组分数值模型；利用所述组分渗流参数的估计值和调整后的所述组分数值模型，计算得到油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值；判断所述的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值是否收敛，若是，根据所述油藏压力变化值和相应的所述估计值求和得到所述离散网格的油藏压力，根据所述各流体相饱和度变化值和相应的所述估计值求和得到所述离散网格的各流体相饱和度。
一个实施例中，所述多个组分渗流参数包括油藏压力、气相饱和度、油相饱和度、气组分在气相中摩尔浓度、气组分在油相中摩尔浓度、油组分在气相中摩尔浓度及油组分在油相中摩尔浓度，基于多个组分渗流参数建立描述黑油油藏流体渗流规律的组分模型，包括：基于油藏压力、气相饱和度、油相饱和度、气组分在气相中摩尔浓度、气组分在油相中摩尔浓度、油组分在气相中摩尔浓度及油组分在油相中摩尔浓度中的一个或多个，建立气组分守恒方程、油组分守恒方程、水组分守恒方程、气组分相平衡方程、油组分相平衡方程、气相内部组分约束方程及油相内部组分约束方程，作为所述组分模型。
一个实施例中，根据基于黑油模型的黑油模拟所需数据对所述组分模型进行数值离散，得到基于所述黑油油藏的地质模型离散网格的组分数值模型，包括：根据所述黑油模拟所需数据，基于所述黑油油藏的地质模型离散网格，对偏微分方程形式的所述气组分守恒方程、所述油组分守恒方程及所述水组分守恒方程进行空间数值离散，得到相应的非线性代数方程；根据所述气组分相平衡方程、所述油组分相平衡方程、所述气相内部组分约束方程、所述油相内部组分约束方程及所有所述非线性代数方程，按牛顿迭代法计算得到包含雅可比矩阵单元的线性代数方程组，作为所述离散网格的组分数值模型。
一个实施例中，利用所述黑油模拟所需数据中的流体PVT数据建立组分相平衡参数表，包括：根据所述流体PVT数据中的油相密度、油相中溶解气油比、气相密度及气相中挥发油气比，确定油相中溶解气组分与油组分的摩尔比和气相中挥发油组分与气组分的摩尔比；根据所述的油相中溶解气组分与油组分的摩尔比和所述的气相中挥发油组分与气组分的摩尔比，计算得到气组分平衡常数和油组分平衡常数；根据所述的气组分平衡常数和油组分平衡常数，计算得到气组分总摩尔分数和油组分总摩尔分数，所述组分相平衡参数表包括所述气组分平衡常数、所述油组分平衡常数、所述气组分总摩尔分数、所述油组分总摩尔分数及所述流体PVT数据中相应的饱和压力。
一个实施例中，根据所述组分相平衡参数表和所述组分渗流参数的估计值进行闪蒸计算，得到所述离散网格的流体相态和相应物性参数之前，还包括：根据所述黑油模拟所需数据中的所述黑油油藏的地质模型确定所述离散网格的各流体相饱和度初始值，利用静水柱压力公式计算所述离散网格的油藏压力初始值，通过查询所述组分相平衡参数表得到所述离散网格的各组分总摩尔分数初始值，各流体相饱和度初始值、油藏压力初始值及各组分总摩尔分数初始值一同作为初始的所述多个组分渗流参数的估计值。
一个实施例中，根据所述组分相平衡参数表和所述组分渗流参数的估计值进行闪蒸计算，得到所述离散网格的流体相态和相应物性参数，包括：根据所述离散网格的所述组分渗流参数的当前估计值计算得到所述离散网格的组分总摩尔分数；根据所述组分总摩尔分数查询所述组分相平衡参数表，得到所述离散网格中组分构成所对应的饱和压力；通过对比所述离散网格的饱和压力和所述组分渗流参数中的油藏压力的当前估计值，确定所述离散网格的流体相态和相应物性参数。
一个实施例中，通过对比所述离散网格的饱和压力和所述组分渗流参数中的油藏压力的当前估计值，确定所述离散网格的流体相态和相应物性参数，包括：根据所述离散网格的油藏压力的当前估计值大于所述饱和压力判定所述离散网格的流体相态为油相；当所述离散网格的油藏压力的当前估计值小于所述饱和压力时，根据所述离散网格的油藏压力的当前估计值查询所述组分相平衡参数表，得到所述离散网格的气组分平衡常数和油组分平衡常数，并根据所述的气组分平衡常数和油组分平衡常数计算所述离散网格的液相比例；根据所述液相比例大于零判定所述离散网格的流体相态为油气两相共存，根据所述液相比例等于或小于零判定所述离散网格的流体相态为气相；根据所述离散网格的流体相态的判定结果和油藏压力的当前估计值，查询所述流体PVT数据得到相应物性参数。
一个实施例中，还包括：若所述的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值不收敛，则用所述油藏压力变化值和所述各流体相饱和度变化值作为相应的所述估计值的增量更新所述估计值，根据所述组分相平衡参数表和更新后的估计值重新进行闪蒸计算得到所述离散网格的流体相态及相应物性参数，根据重新计算的流体相态及相应物性参数重新调整组分数值模型，利用更新后的估计值和重新调整后的组分数值模型重新计算油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值，依次迭代计算，直到重新计算的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值收敛。
一个实施例中，判断所述的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值是否收敛，包括：根据变化值δXl和相应估计值Xl是否满足判定所述的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值收敛，其中，变化值δXl表示第l次迭代后油藏压力变化值或各流体相饱和度变化值，相应估计值Xl表示前次迭代后油藏压力的估计值或各流体相饱和度的估计值，迭代次数l≥1，X1为初始的估计值，a为设定值。
一个实施例中，所述气组分守恒方程为：
所述油组分守恒方程为：
所述水组分守恒方程为：
所述气组分相平衡方程为：
所述油组分相平衡方程为：
所述气相内部组分约束方程为：
所述油相内部组分约束方程为：
其中，Fg表示描述气组分守恒关系的函数，Fo表示描述油组分守恒关系的函数，Fw表示描述水组分守恒关系的函数，描述气组分相平衡关系的函数，表示描述油组分相平衡关系的函数，表示描述气相内部油气组分约束关系的函数，表示描述油相内部油气组分约束关系的函数；Pg为气相压力，Sg为气相饱和度，So为油相饱和度，Xgg为气组分在气相中摩尔浓度，Xgo为气组分在油相中摩尔浓度，Xog为油组分在气相中摩尔浓度，Xoo为油组分在油相中的摩尔浓度；t为时间，为孔隙度，ρg为气相密度，ρo为油相密度，K为渗透率，Krg为气相相对渗透率，μg为气相粘度，g为重力加速度，D为油藏深度，Kro为油相相对渗透率，μo为油相粘度，Pcgo为气油两相之间的毛管力，qg为气相产量或注入量，qo为油相产量或注入量，ρw为水相密度，Krw为水相相对渗透率，μw为水相粘度，Pcow为油水两相之间的毛管力，qw为水相产量或注入量。
一个实施例中，所述气组分守恒方程所对应的非线性代数方程为：
所述油组分守恒方程所对应的非线性代数方程为：
所述水组分守恒方程所对应的非线性代数方程为：
其中，Fg表示描述气组分守恒关系的函数，Fo表示描述油组分守恒关系的函数，Fw表示描述水组分守恒关系的函数，Pg为气相压力，Sg为气相饱和度，So为油相饱和度，Xgg为气组分在气相中摩尔浓度，Xgo为气组分在油相中摩尔浓度，Xog为油组分在气相中摩尔浓度，Xoo为油组分在油相中的摩尔浓度；Ω为空间积分变量，为孔隙度，ρg为气相密度，ρo为油相密度，K为渗透率，Krg为气相相对渗透率，μg为气相粘度，g为重力加速度，D为油藏深度，Kro为油相相对渗透率，μo为油相粘度，Pcgo为气油两相之间的毛管力，qg为气相产量或注入量，qo为油相产量或注入量，ρw为水相密度，Krw为水相相对渗透率，μw为水相粘度，Pcow为油水两相之间的毛管力，qw为水相产量或注入量，∑l′表示对离散网格所有表面l′l'的通量求和，l′表示离散网格表面l′的面积，V表示离散网格的体积，Qg＝V×qg表示离散网格的气相注入或产出率，Qo＝V×qo表示离散网格的油相注入或产出率，Qw＝V×qw表示离散网格的水相注入或产出率。
一个实施例中，所述线性代数方程组为：
其中，F表示函数，X表示变量，δX为变化量，表示雅可比矩阵。
其中，Fg表示描述气组分守恒关系的函数，Fo表示描述油组分守恒关系的函数，Fw表示描述水组分守恒关系的函数，描述气组分相平衡关系的函数，表示描述油组分相平衡关系的函数，表示描述气相内部油气组分约束关系的函数，表示描述油相内部油气组分约束关系的函数，Pg为气相压力，Sg为气相饱和度，So为油相饱和度，Xgg为气组分在气相中摩尔浓度，Xgo为气组分在油相中摩尔浓度，Xog为油组分在气相中摩尔浓度，Xoo为油组分在油相中的摩尔浓度，l用于表示求解线性代数方程组的不同次数。
一个实施例中，在调整后的所述组分数值模型中：
当所述离散网格的流体相态为油气两相共存时，变量所述雅可比矩阵单元为：
当所述离散网格的流体相态仅为油相时，变量所述雅可比矩阵单元为：
当所述离散网格的流体相态仅为气相时，变量所述雅可比矩阵单元为：
一个实施例中，所述离散网格的组分包括油组分和气组分，
油组分的总摩尔分数为：
气组分的总摩尔分数为：
其中，Zo为油组分的总摩尔分数，Zg为气组分的总摩尔分数，Sg为气相饱和度，So为油相饱和度，ρg为气密度，ρo为油密度，Xog为油组分在气相中摩尔浓度，Xoo为油组分在油相中的摩尔浓度，Xgg为气组分在气相中摩尔浓度，Xgo为气组分在油相中摩尔浓度。
一个实施例中，所述液相比例为：
其中，V'表示液相比例，Zg为气组分的总摩尔分数，Zo为油组分的总摩尔分数，Ko油组分平衡常数，Kg为气组分平衡常数。
本发明还提供一种黑油油藏模拟装置，包括：组分模型建立单元，用于执行：基于多个组分渗流参数建立描述黑油油藏流体渗流规律的组分模型；组分数值模型生成单元，用于执行：根据基于黑油模型的黑油模拟所需数据对所述组分模型进行数值离散，得到基于所述黑油油藏的地质模型离散网格的组分数值模型；组分相平衡参数表建立单元，用于执行：利用所述黑油模拟所需数据中的流体PVT数据建立组分相平衡参数表；流体相态确定单元，用于执行：根据所述组分相平衡参数表和所述组分渗流参数的估计值进行闪蒸计算，得到所述离散网格的流体相态和相应物性参数；组分数值模型调整单元，用于执行：根据所述流体相态和相应物性参数调整所述组分数值模型，以简化组分数值模型；油藏参数变化值生成单元，用于执行：利用所述组分渗流参数的估计值和调整后的所述组分数值模型，计算得到油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值；油藏参数确定单元，用于执行：判断所述的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值是否收敛，若是，根据所述油藏压力变化值和相应的所述估计值求和得到所述离散网格的油藏压力，根据所述各流体相饱和度变化值和相应的所述估计值求和得到所述离散网格的各流体相饱和度。
一个实施例中，所述多个组分渗流参数包括油藏压力、气相饱和度、油相饱和度、气组分在气相中摩尔浓度、气组分在油相中摩尔浓度、油组分在气相中摩尔浓度及油组分在油相中摩尔浓度，所述组分模型建立单元，包括：组分模型建立模块，用于执行：基于油藏压力、气相饱和度、油相饱和度、气组分在气相中摩尔浓度、气组分在油相中摩尔浓度、油组分在气相中摩尔浓度及油组分在油相中摩尔浓度中的一个或多个，建立气组分守恒方程、油组分守恒方程、水组分守恒方程、气组分相平衡方程、油组分相平衡方程、气相内部组分约束方程及油相内部组分约束方程，作为所述组分模型。
一个实施例中，所述组分数值模型生成单元，包括：组分模型离散模块，用于执行：根据所述黑油模拟所需数据，基于所述黑油油藏的地质模型离散网格，对偏微分方程形式的所述气组分守恒方程、所述油组分守恒方程及所述水组分守恒方程进行空间数值离散，得到相应的非线性代数方程；组分数值模型生成模块，用于执行：根据所述气组分相平衡方程、所述油组分相平衡方程、所述气相内部组分约束方程、所述油相内部组分约束方程及所有所述非线性代数方程，按牛顿迭代法计算得到包含雅可比矩阵单元的线性代数方程组，作为所述离散网格的组分数值模型。
一个实施例中，所述组分相平衡参数表建立单元，包括：组分摩尔比生成模块，用于执行：根据所述流体PVT数据中的油相密度、油相中溶解气油比、气相密度及气相中挥发油气比，确定油相中溶解气组分与油组分的摩尔比和气相中挥发油组分与气组分的摩尔比；组分平衡常数生成模块，用于执行：根据所述的油相中溶解气组分与油组分的摩尔比和所述的气相中挥发油组分与气组分的摩尔比，计算得到气组分平衡常数和油组分平衡常数；组分相平衡参数表建立模块，用于执行：根据所述的气组分平衡常数和油组分平衡常数，计算得到气组分总摩尔分数和油组分总摩尔分数，所述组分相平衡参数表包括所述气组分平衡常数、所述油组分平衡常数、所述气组分总摩尔分数、所述油组分总摩尔分数及所述流体PVT数据中相应的饱和压力。
一个实施例中，还包括：初始估计值生成单元，用于执行：根据所述黑油模拟所需数据中的所述黑油油藏的地质模型确定所述离散网格的各流体相饱和度初始值，利用静水柱压力公式计算所述离散网格的油藏压力初始值，通过查询所述组分相平衡参数表得到所述离散网格的各组分总摩尔分数初始值，各流体相饱和度初始值、油藏压力初始值及各组分总摩尔分数初始值一同作为初始的所述多个组分渗流参数的估计值。
一个实施例中，所述流体相态确定单元，包括：网格摩尔分数生成模块，用于执行：根据所述离散网格的所述组分渗流参数的当前估计值计算得到所述离散网格的组分总摩尔分数；网格饱和压力生成模块，用于执行：根据所述组分总摩尔分数查询所述组分相平衡参数表，得到所述离散网格中组分构成所对应的饱和压力；网格流体相态确定模块，用于执行：通过对比所述离散网格的饱和压力和所述组分渗流参数中的油藏压力的当前估计值，确定所述离散网格的流体相态和相应物性参数。
一个实施例中，所述网格流体相态确定模块，包括：油相相态判断模块，用于执行：根据所述离散网格的油藏压力的当前估计值大于所述饱和压力判定所述离散网格的流体相态为油相；液相比例生成模块，用于执行：当所述离散网格的油藏压力的当前估计值小于所述饱和压力时，根据所述离散网格的油藏压力的当前估计值查询所述组分相平衡参数表，得到所述离散网格的气组分平衡常数和油组分平衡常数，并根据所述的气组分平衡常数和油组分平衡常数计算所述离散网格的液相比例；油气两相及气相判断模块，用于执行：根据所述液相比例大于零判定所述离散网格的流体相态为油气两相共存，根据所述液相比例等于或小于零判定所述离散网格的流体相态为气相；物性参数确定模块，用于执行：根据所述离散网格的流体相态的判定结果和油藏压力的当前估计值，查询所述流体PVT数据得到相应物性参数。
一个实施例中，还包括：迭代计算单元，用于执行：若所述的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值不收敛，则用所述油藏压力变化值和所述各流体相饱和度变化值作为相应的所述估计值的增量更新所述估计值，根据所述组分相平衡参数表和更新后的估计值重新进行闪蒸计算得到所述离散网格的流体相态及相应物性参数，根据重新计算的流体相态及相应物性参数重新调整组分数值模型，利用更新后的估计值和重新调整后的组分数值模型重新计算油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值，依次迭代计算，直到重新计算的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值收敛。
一个实施例中，所述油藏参数确定单元，包括：收敛判断模块，用于执行：根据变化值δXl和相应估计值Xl是否满足判定所述的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值收敛，其中，变化值δXl表示第l次迭代后油藏压力变化值或各流体相饱和度变化值，相应估计值Xl表示前次迭代后油藏压力的估计值或各流体相饱和度的估计值，迭代次数l≥1，X1为初始的估计值，a为设定值。
本发明的黑油油藏模拟方法及装置，独创地建立描述黑油油藏流体渗流规律的组分模型，进一步得到离散网格的组分数值模型，奠定了用组分模型进行黑油模拟的基础，再利用流体PVT数据建立组分相平衡参数表，为用组分模型进行黑油模拟搭建了桥梁，实现了组分模拟和现有基于黑油模型黑油模拟的有效结合。本发明的黑油油藏模拟方法及装置能够在不需要用户额外输入组分相平衡参数和保证计算效率情况下，在组分模型上实现黑油模型功能，从而提高油藏模拟的可扩展性。
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是本发明一实施例的黑油油藏模拟方法的流程示意图；
图2是本发明一实施例中对组分模型进行数值离散得到组分数值模型的方法的流程示意图；
图3是本发明一实施例中的利用流体PVT数据建立组分相平衡参数表的方法示意图；
图4是本发明另一实施例的黑油油藏模拟方法的流程示意图；
图5是本发明一实施例中进行闪蒸计算得到离散网格流体相态的方法流程示意图；
图6是本发明一实施例中通过对比饱和压力和油藏压力的估计值确定离散网格流体相态的方法流程示意图；
图7是本发明又一实施例的黑油模拟方法的流程示意图；
图8是本发明另一实施例中进行闪蒸计算得到离散网格流体相态的方法流程示意图；
图9是利用本发明实施例的黑油模拟方法得到的油相饱和度示意图；
图10是本发明一实施例的黑油油藏模拟装置的结构示意图；
图11是本发明一实施例中组分数值模型生成单元的结构示意图；
图12是本发明一实施例中组分相平衡参数表建立单元的结构示意图；
图13是本发明另一实施例中黑油油藏模拟装置的结构示意图；
图14是本发明一实施例中流体相态确定单元的结构示意图；
图15是本发明一实施例中网格流体相态确定模块的结构示意图。
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。
本发明的黑油油藏模拟，针对现有黑油模拟和组分模拟所面临的扩展性差、使用不便等问题，创造性地采用组分模型实现黑油模拟，能够解决现有技术的问题。
图1是本发明一实施例的黑油油藏模拟方法的流程示意图。如图1所示，本发明实施例的黑油油藏模拟方法，可包括步骤：
S110：基于多个组分渗流参数建立描述黑油油藏流体渗流规律的组分模型；
S120：根据基于黑油模型的黑油模拟所需数据对所述组分模型进行数值离散，得到基于所述黑油油藏的地质模型离散网格的组分数值模型；
S130：利用所述黑油模拟所需数据中的流体PVT数据建立组分相平衡参数表；
S140：根据所述组分相平衡参数表和所述离散网格的所述组分渗流参数的估计值进行闪蒸计算，得到所述离散网格的流体相态和相应物性参数；
S150：根据所述流体相态和相应物性参数调整所述组分数值模型，以简化组分数值模型；
S160：利用所述组分渗流参数的估计值和调整后的所述组分数值模型，计算得到油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值；
S170：判断所述的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值是否收敛，若是，根据所述油藏压力变化值和相应的所述估计值求和得到所述离散网格的油藏压力，根据所述各流体相饱和度变化值和相应的所述估计值求和得到所述离散网格的各流体相饱和度。
在上述步骤S110中，组分渗流参数可以是油藏压力、油气饱和度和油气组分摩尔分数等参数。不同组分可以是气组分、油组分和水组分中的一个或多个。该组分模型可描述油气水三组分黑油油藏流体渗流规律。
在上述步骤S120中，上述基于黑油模型的黑油模拟是现有的黑油模拟方法。基于黑油模型的黑油模拟所需数据可包括：流体PVT数据、相渗数据、毛管力数据、地质模型等。其中，流体PVT数据可包括：油相流体PVT数据、气相流体PVT数据、油藏水相流体PVT数据。上述流体PVT数据可从实验室测量得到。上述相渗数据可以是相对渗透率曲线，上述毛管力数据可以是毛管力曲线，上述相渗数据和毛管力数据可同试验室测量得到。上述地质模型可通过油藏地质建模系统生成。该地质模型可以是基于黑油模型的黑油模拟所需数据中的黑油油藏地质模型。
其中，上述油相流体PVT数据可包括：标准状态下油相密度、不同饱和压力取值下对应的溶解气油比、粘度及体积系数；上述气相流体PVT数据可包括标准状态下气相密度、不同饱和压力取值下对应的挥发油气比、粘度及体积系数；上述水相流体PVT数据可包括标准状态下水相密度、不同压力取值下对应的粘度及体积系数。上述相对渗透率曲线可包括：油水两相通过油藏岩心的相对渗透率、油气两相通过油藏岩心的相对渗透率。上述毛管力曲线可包括：不同含水饱和度下油水两相毛管力、不同含水饱和度下油气两相毛管力。上述地质模型可以是以网格单元方式描述油藏几何形状、油气水分布、孔隙度分布情况的数据体。
一些实施例中，除了采集上述黑油模拟所需数据外，根据研究需要还可利用其他数据对所述组分模型进行数值离散，例如，还可利用额外采集或者输入的生产井的信息和模拟控制信息。
在上述步骤S120中，可以采用多种方法对组分模型进行数值离散，数值离散后的组分模型可为非线性代数方程，不同的离散网格可对应其各自的非线性代数方程。
在上述步骤S130中，利用所述黑油模拟所需数据中的流体PVT数据建立组分相平衡参数表，可以将流体PVT数据表转换为组分相平衡参数表，组分相平衡参数表中的数据可与流体PVT数据具有一定的对应关系，所以依据该组分相平衡参数表中的数据可以查询得到流体PVT数据中的数据。
在上述步骤S140中，该物性参数可以包括流体粘度、密度和体积系数等参数。组分渗流参数的估计值可以是初始设定的估计值，或者可以是根据黑油模拟计算结果计算得到，用于下次重新进行黑油模拟。所述闪蒸计算是指黑油闪蒸技术，不等同于现有组分闪蒸计算，现有组分闪蒸计算需要求解非线性方程组，耗费大量计算资源。本发明的黑油闪蒸计算可主要根据离散网格中的油气组分构成，通过查询组分相平衡参数表得到流体相态和流体物性，该方式可大大提高了模拟效率。
在上述步骤S160中，黑油模拟的结果通常包括油藏压力和流体相饱和度信息，根据本发明的方法还可以得到其他多种信息。该各流体相饱和度变化值可以包括气相饱和度变化值、油相饱和度变化值及水相饱和度变化值。
在上述步骤S170中，离散网格的各流体相饱和度可包括气相饱和度、油相饱和度及水相饱和度，三者之和为1，水相饱和度可根据气相饱和度和油相饱和度计算得到。通过判断油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值是否收敛，并根据收敛的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值计算得到黑油模拟结果，以此可以保证黑油模拟结果的准确度。可用计算得到的油藏压力和流体相饱和度替换之前的相应参数的估计值进行后续计算。
一个实施例中，如图1所示，上述的黑油油藏模拟方法，还可包括步骤：
S180：若所述的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值不收敛，则用所述油藏压力变化值和所述各流体相饱和度变化值作为相应的所述估计值的增量更新所述估计值，根据所述组分相平衡参数表和更新后的估计值重新进行闪蒸计算得到所述离散网格的流体相态及相应物性参数，根据重新计算的流体相态及相应物性参数重新调整组分数值模型，利用更新后的估计值和重新调整后的组分数值模型重新计算油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值，依次迭代计算，直到重，新计算的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值收敛。
本实施例中，在油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值不收敛的情况下，重复步骤S140～S160迭代计算，可以进一步提高油藏压力和各流体相饱和度的准确度。
本实施例的黑油油藏模拟方法，针对现有组分模拟包含组分相平衡及组分摩尔分数的描述，而黑油模型的黑油模拟无组分相平衡及组分摩尔分数的描述，导致的组分模拟与基于黑油模型的黑油模拟无法结合的问题，独创地建立描述黑油油藏流体渗流规律的组分模型，进一步得到离散网格的组分数值模型，奠定了用组分模型进行黑油模拟的基础，再利用流体PVT数据建立组分相平衡参数表，为用组分模型进行黑油模拟搭建了桥梁，实现了组分模拟和现有基于黑油模型黑油模拟的有效结合。
一个实施例中，所述多个组分渗流参数可包括：油藏压力、气相饱和度、油相饱和度、气组分在气相中摩尔浓度、气组分在油相中摩尔浓度、油组分在气相中摩尔浓度及油组分在油相中摩尔浓度中的一个或多个。其中，油藏压力可以用气相压力表示。该组分模型可以是包括多个按组分描述的方程，例如，可以包括守恒方程、烃组分相平衡方程、相内部组分构成的约束方程等。该组分模型为发明人通过创造性劳动独创得到。
一个实施例中，该组分模型可描述1个气组分、1个油组分和1个水组分的三相三组分流体在油藏中的运移情况。
该组分模型可包括3个组分守恒方程、2个烃组分相平衡方程(黑油逸度方程)及相内部组分构成的约束方程。上述各方程可用包含气相压力Pg，气相饱和度Sg，油相饱和度So，气组分在气相中摩尔浓度Xgg，气组分在油相中摩尔浓度Xgo，油组分在气相中摩尔浓度Xog，油组分在油相中的摩尔浓度Xoo的7个变量描述，不同方程变量个数可不同。
一个实施例中，所述多个组分渗流参数包括油藏压力、气相饱和度、油相饱和度、气组分在气相中摩尔浓度、气组分在油相中摩尔浓度、油组分在气相中摩尔浓度及油组分在油相中摩尔浓度，在上述步骤S110中，基于多个组分渗流参数建立描述黑油油藏流体渗流规律的组分模型的方法，具体实施方式可以是：基于油藏压力、气相饱和度、油相饱和度、气组分在气相中摩尔浓度、气组分在油相中摩尔浓度、油组分在气相中摩尔浓度及油组分在油相中摩尔浓度中的一个或多个，建立气组分守恒方程、油组分守恒方程、水组分守恒方程、气组分相平衡方程、油组分相平衡方程、气相内部组分约束方程及油相内部组分约束方程，作为所述组分模型。该组分模型可包括：上述的气组分守恒方程、油组分守恒方程、水组分守恒方程、气组分相平衡方程、油组分相平衡方程、气相内部组分约束方程及油相内部组分约束方程。
一个实施例中，3个组分守恒方程可包括：气组分守恒方程、油组分守恒方程及水组分守恒方程。
所述气组分守恒方程可为：
所述油组分守恒方程可为：
所述水组分守恒方程可为：
一个实施例中，2个烃组分相平衡方程可包括：气组分相平衡方程和油组分相平衡方程。在现有黑油模拟中，不存在关于相平衡的描述，而在现有的组分模拟中需要相平衡描述，所以，本实施例中通过独创设计的相平衡方程能够有效实现黑油模拟和组分模拟的结合。
所述气组分相平衡方程可为：
所述油组分相平衡方程可为：
一个实施例中，相内部组分构成的约束方程可包括：气相内部组分约束方程和油相内部组分约束方程。本实施例中，通过各相内部组分构成的约束方程可以保证归一化，从而保证黑油油藏模拟结果的正确性。
所述气相内部组分约束方程可为：
所述油相内部组分约束方程可为：
在上述公式(1)～(7)中，
其中，Fg表示描述气组分守恒关系的函数，Fo表示描述油组分守恒关系的函数，Fw表示描述水组分守恒关系的函数，描述气组分相平衡关系的函数，表示描述油组分相平衡关系的函数，表示描述气相内部油气组分约束关系的函数，表示描述油相内部油气组分约束关系的函数；Pg为气相压力(可间接表示油藏压力)，Sg为气相饱和度，So为油相饱和度，Xgg为气组分在气相中摩尔浓度，Xgo为气组分在油相中摩尔浓度，Xog为油组分在气相中摩尔浓度，Xoo为油组分在油相中的摩尔浓度；t为时间，为孔隙度，ρg为气相密度，ρo为油相密度，K为渗透率，Krg为气相相对渗透率，μg为气相粘度，g为重力加速度，D为油藏深度(可为油藏地质模型中离散网格中心所对应的深度)，Kro为油相相对渗透率，μo为油相粘度，Pcgo为气油两相之间的毛管力，qg为气相产量或注入量(例如水注入量)，qo为油相产量或注入量(例如水注入量)，ρw为水相密度，Krw为水相相对渗透率，μw为水相粘度，Pcow为油水两相之间的毛管力，qw为水相产量或注入量。
图2是本发明一实施例中对组分模型进行数值离散得到组分数值模型的方法的流程示意图。如图2所示，在上述步骤S120中，根据基于黑油模型的黑油模拟所需数据对所述组分模型进行数值离散，得到基于所述黑油油藏的地质模型离散网格的组分数值模型的方法，可包括步骤：
S121：根据所述黑油模拟所需数据，基于所述黑油油藏的地质模型离散网格，对偏微分方程形式的所述气组分守恒方程、所述油组分守恒方程及所述水组分守恒方程进行空间数值离散，得到相应的非线性代数方程；
S122：根据所述气组分相平衡方程、所述油组分相平衡方程、所述气相内部组分约束方程、所述油相内部组分约束方程及所有所述非线性代数方程，按牛顿迭代法计算得到包含雅可比矩阵单元的线性代数方程组，作为所述离散网格的组分数值模型。
在上述步骤S121中，可以采用多种方法对偏微分方程形式的所述气组分守恒方程、所述油组分守恒方程及所述水组分守恒方程进行空间数值离散，例如有限差分法、有限元法等。较佳地，是采用有限体积法对偏微分方程形式的所述气组分守恒方程、所述油组分守恒方程及所述水组分守恒方程进行空间数值离散，以此可以提高数值离散的精度。
本实施例中，该组分数值模型可以是包含雅可比矩阵单元的线性代数方程组可以简化计算。在其他实施例中，可以利用其他方法对所述气组分守恒方程、所述油组分守恒方程及所述水组分守恒方程进行空间数值离散。在其他实施例中，可以利用其他方法得到上述线性代数方程组。
一个实施例中，通过为线性代数方程组选用适当的组分渗流参数以及安排多个组分渗流参数在线性代数方程组的变量矩阵中的顺序，可使雅可比矩阵单元得到显著简化，从而减少计算量。
一个实施例中，可采用有限体积方法对组分模型中3个组分守恒方程(偏微分方程)进行空间离散。例如，对上述公式(1)～(3)进行空间离散。
所述气组分守恒方程所对应的非线性代数方程可为：
所述油组分守恒方程所对应的非线性代数方程可为：
所述水组分守恒方程所对应的非线性代数方程可为：
在上述公式(8)～(10)中，Fg表示描述气组分守恒关系的函数，Fo表示描述油组分守恒关系的函数，Fw表示描述水组分守恒关系的函数，Pg为气相压力，Sg为气相饱和度，So为油相饱和度，Xgg为气组分在气相中摩尔浓度，Xgo为气组分在油相中摩尔浓度，Xog为油组分在气相中摩尔浓度，Xoo为油组分在油相中的摩尔浓度；Ω为空间积分变量，为孔隙度，ρg为气相密度，ρo为油相密度，K为渗透率，Krg为气相相对渗透率，μg为气相粘度，g为重力加速度，D为油藏深度，Kro为油相相对渗透率，μo为油相粘度，Pcgo为气油两相之间的毛管力，qg为气相产量或注入量，qo为油相产量或注入量，ρw为水相密度，Krw为水相相对渗透率，μw为水相粘度，Pcow为油水两相之间的毛管力，qw为水相产量或注入量，∑l′表示对离散网格所有表面l′的通量求和，Al′表示网格一个表面l′的面积，V表示离散网格的体积，Qg＝V×qg表示离散网格的气相注入或产出率，Qo＝V×qo表示离散网格的油相注入或产出率，Qw＝V×qw表示离散网格的水相注入或产出率。Ω表示对离散网格进行空间积分的变量。其他符号的可与先前实施例中同样符号具有相同的意义。
在上述步骤S122中，所述气组分相平衡方程、所述油组分相平衡方程、所述气相内部组分约束方程、所述油相内部组分约束方程也可为非线性代数方程。根据所述气组分相平衡方程、所述油组分相平衡方程、所述气相内部组分约束方程、所述油相内部组分约束方程及所有所述非线性代数方程，按牛顿迭代法计算得到包含雅可比矩阵单元的线性代数方程组，形成离散网格的组分数值模型。在其他实施例中，可以采用其他方法得到线性代数方程组。
一个实施例中，按牛顿迭代法计算得到线性代数方程组可为：
其中，F表示函数，X表示变量，一般情况下X根据组分相态不同变量取值可发生变化。δX为变化量，表示雅可比矩阵(方程组F对基本求解变量X的导数)，l用于表示求解线性代数方程组的不同次数，例如l可表示迭代次数，其他符号的意义可与其他实施例中同样符号的意义相同。
本实施例中，变量X中选取的参数及各参数的排列顺序可以大大简化雅可比矩阵例如，雅克比矩阵单元的一般形式可表示为：
如上述雅可比矩阵所示，采用本实施例所建方程组得到的雅可比矩阵单元可为7行7列矩阵，可共有49个元素，其中，前17个元素需要计算得到，剩余元素中有2个需要查询组分相平衡参数表(即参数-Kg和-Ko)，其余30个元素取值固定为0或者1，矩阵的这一特征有利于提高模拟速度。
图3是本发明一实施例中的利用流体PVT数据建立组分相平衡参数表的方法示意图。如图3所示，在上述步骤S130中，利用所述黑油模拟所需数据中的流体PVT数据建立组分相平衡参数表的方法，可包括步骤：
S131：根据所述流体PVT数据中的油相密度、油相中溶解气油比、气相密度及气相中挥发油气比，确定油相中溶解气组分与油组分的摩尔比和气相中挥发油组分与气组分的摩尔比；
S132：根据所述的油相中溶解气组分与油组分的摩尔比和所述的气相中挥发油组分与气组分的摩尔比，计算得到气组分平衡常数和油组分平衡常数；
S133：根据所述的气组分平衡常数和油组分平衡常数，计算得到气组分总摩尔分数和油组分总摩尔分数，所述组分相平衡参数表包括所述气组分平衡常数、所述油组分平衡常数、所述气组分总摩尔分数、所述油组分总摩尔分数及所述流体PVT数据中相应的饱和压力。
本实施例中，发明人经过创造性劳动，通过所述流体PVT数据的油相中溶解气油比和气相中挥发油气比计算得到溶解气组分与油组分的摩尔比和挥发油组分与气组分的摩尔比，进而计算得到气组分平衡常数和油组分平衡常数，再计算得到气组分总摩尔分数和油组分总摩尔分数，最终实现组分相平衡参数表的建立。利用该组分相平衡参数表中组分总摩尔分数、组分平衡常数及饱和压力的对应关系，能够根据组分模拟中的组分总摩尔分数参数(表示了组分构成)数据查找得到黑油模拟中的饱和压力参数数据和相应的物性参数，从而实现组分模拟和黑油模拟的结合，即实现用组分模型实现黑油模拟。而且，现有黑油模拟仅能得到油藏压力和油气饱和度数据，本发明通过组分相平衡参数表还可以得到油气组分总摩尔分数，能够满足更多数据需求，具有更好的扩展性。
一个实施例中，在上述步骤S131中，根据油相中溶解气油比Rgo(单位：SCF/STB)确定溶解气组分与油组分的摩尔比rg，计算公式可如下所示：
其中，Mrg为气组分分子量，例如可为23；Mro为油组分分子量，例如可为190；分子量Mrg、Mro的取值不影响模拟结果。ρg为气相质量密度(SCF/STB)，ρo为油相质量密度(SCF/STB)，其它参数为单位转换的常数。
在上述步骤S131中，根据气相中挥发油气比Rog(单位：SCF/STB)换算出挥发油组分与气组分的摩尔比ro，计算公式可如下所示：
一个实施例中，在上述步骤S132中，根据溶解气组分与油组分的摩尔比rg和挥发油组分与气组分的摩尔比ro，计算出气组分的平衡常数Kg和油组分的平衡常数Ko，计算公式可如下所示：
一个实施例中，在上述步骤S133中，根据气组分的平衡常数Kg和油组分的平衡常数Ko，计算气组分总的摩尔分数Zg和油组分总的摩尔分数Zo，计算公式可如下所示：
图4是本发明另一实施例的黑油油藏模拟方法的流程示意图。如图4所示，图1所示的包括步骤S110～S170的黑油油藏模拟方法，在根据所述组分相平衡参数表和所述组分渗流参数的估计值进行闪蒸计算，得到所述离散网格的流体相态和相应物性参数(步骤S140)之前，还可包括步骤：
S190：根据所述黑油模拟所需数据中的所述黑油油藏的地质模型确定所述离散网格的各流体相饱和度初始值，利用静水柱压力公式计算所述离散网格的油藏压力初始值，通过查询所述组分相平衡参数表得到所述离散网格的各组总分摩尔分数初始值，各流体相饱和度初始值、油藏压力初始值及各组分总摩尔分数初始值一同作为初始的所述多个组分渗流参数的估计值。
在上述步骤S190中，上述地质模型可以是以网格单元方式描述油藏几何形状、油气水分布、孔隙度分布情况的数据体。地质模型中的网格单元可以和上述离散网格相对应。离散网格的各流体相饱和度可以包括气相饱和度、油相饱和度等。油藏饱和度信息可直接利用地质模型中饱和度分布信息确定。一个实施例中，可依据流体PVT数据中的多种不同数据，查询组分相平衡参数表得到离散网格的各组分总摩尔分数初始值。在其他实施例中，上述方法还可包括步骤S180。
上述确定的油藏压力、流体相饱和度和组分总摩尔分数的初始估计值，在黑油模拟过程中可只作为迭代计算的初始值，后期随着迭代进行，油藏压力、饱和度和组分总摩尔分数的估计值可不断调整。一些实施例中，油藏饱和度信息可利用前次迭代计算中的信息得到。
一个实施例中，油藏压力信息可利用静水柱压力公式计算得到，其中静水柱压力公式可为：
P＝ρgh(19)
其中，P为气藏压力，ρ为气密度，g为重力加速度，h为高度差或油藏深度(例如距离海平面的高度差)。
图5是本发明一实施例中进行闪蒸计算得到离散网格流体相态的方法流程示意图。如图5所示，在上述步骤S140中，根据所述组分相平衡参数表和所述组分渗流参数的估计值进行闪蒸计算，得到所述离散网格的流体相态和相应物性参数的方法，可包括步骤：
S141：根据所述离散网格的所述组分渗流参数的当前估计值计算得到所述离散网格的组分总摩尔分数；
S142：根据所述组分总摩尔分数查询所述组分相平衡参数表，得到所述离散网格中组分构成所对应的饱和压力；
S143：通过对比所述离散网格的饱和压力和所述组分渗流参数中的油藏压力的当前估计值，确定所述离散网格的流体相态和相应物性参数。
在上述步骤S141中，在第一次迭代过程中，组分渗流参数的当前估计值可以是上述初始的估计值。上述离散网格的组分的总摩尔分数可以是气组分的总摩尔分数或油组分的总摩尔分数。在上述步骤S142中，可根据气组分的总摩尔分数或油组分的总摩尔分数查询所述组分相平衡参数表，得到所述离散网格的组分构成所对应的饱和压力。
一个实施例中，根据各组分的总摩尔分数(表示了离散网格的组分构成)，可通过线性插值法查询组分相平衡参数表，得到所述离散网格的组分构成所对应的饱和压力，以此可以更准确地查询得到离散网格的组分构成情况下的饱和压力。在其他实施例中，可以采用其他方法查询组分相平衡参数表得到离散网格的饱和压力。
一个实施例中，所述离散网格的组分可包括油组分和气组分，所述组分渗流参数的当前估计值可包括：离散网格当前的气相饱和度、油相饱和度、气组分在气相中摩尔浓度、气组分在油相中摩尔浓度、油组分在气相中摩尔浓度及油组分在油相中的摩尔浓度。可根据当前网格气相饱和度、油相饱和度、气组分在气相中摩尔浓度、气组分在油相中摩尔浓度、油组分在气相中摩尔浓度、油组分在油相中的摩尔浓度，计算出油组分总的摩尔分数和气组分总的摩尔分数。
一个实施例中，计算油组分总的摩尔分数和气组分总的摩尔分数公式可如下所示：
油组分的总摩尔分数可为：
气组分的总摩尔分数可为：
其中，Zo为油组分的总摩尔分数，Zg为气组分的总摩尔分数，Sg为气相饱和度，So为油相饱和度，ρg为气相密度，ρo为油相密度，Xog为油组分在气相中摩尔浓度，Xoo为油组分在油相中的摩尔浓度，Xgg为气组分在气相中摩尔浓度，Xgo为气组分在油相中摩尔浓度。
本实施例中，独创地利用组分渗流参数的估计值计算出离散网格内各组分的总摩尔分数，有利于准确地从组分相平衡参数表中查找到饱和压力。
图6是本发明一实施例中通过对比饱和压力和油藏压力的估计值确定离散网格流体相态的方法流程示意图。如图6所示，在上述步骤S143中，通过对比所述离散网格的饱和压力和所述组分渗流参数中的油藏压力的当前估计值，确定所述离散网格的流体相态和相应物性参数的方法，可包括步骤：
S1431：根据所述离散网格的油藏压力的当前估计值大于所述饱和压力判定所述离散网格的流体相态为油相；
S1432：当所述离散网格的油藏压力的当前估计值小于所述饱和压力时，根据所述离散网格的油藏压力的当前估计值查询所述组分相平衡参数表，得到所述离散网格的气组分平衡常数和油组分平衡常数，并根据所述的气组分平衡常数和油组分平衡常数计算所述离散网格的液相比例；
S1433：根据所述液相比例大于零判定所述离散网格的流体相态为油气两相共存，根据所述液相比例等于或小于零判定所述离散网格的流体相态为气相；
S1434：根据所述离散网格的流体相态的判定结果和油藏压力的当前估计值，查询所述流体PVT数据得到相应物性参数。
在上述步骤S1431中，当离散网格的油藏压力当前估计值大于饱和压力时，即(Pg-Pcgo＞Pb)，网格内部不存在气体，所有烃类组分都存在于油相中，例如所有气组分都溶解在油相中，可以认为离散网格的流体相态为油相。若判断已离散网格的油藏压力的当前估计值大于饱和压力Pb，则不需作进一步判断。
油藏压力是指离散网格中流体相压力。当离散网格中油气水三相共存时，油藏压力有三个值，他们之间相差一个毛管力(只与饱和度有关)，知道一个流体相压力和流体饱和度，其它相的压力可以换算得到。对一个流体相而言，油藏压力和饱和压力统一，例如对于油相，提及“当油藏压力大于饱和压力时，网格不存在气体”，这里的油藏压力就可是油相压力，可以通过气相压力加上一个毛管力换算处理，这里的饱和压力可以是油相PVT表中的饱和压力。
在上述步骤S1432中，当离散网格的油藏压力当前估计值小于饱和压时，需要进一步确定离散网格的流体相态是油气两相还是气相，例如可以利用离散网格的液相比例作进一步判断。
在上述步骤S1434中，若所述流体相态的判定结果为气相，根据所述离散网格的流体相态的判定结果和油藏压力的当前估计值，查询所述流体PVT数据中气相的PVT数据，可得到相应物性参数，所述相应物性参数可包括气相密度和气体积系数。若所述流体相态的判定结果为油相，根据所述离散网格的流体相态的判定结果和油藏压力的当前估计值，查询所述流体PVT数据中油相的PVT数据可得到相应物性参数，所述相应物性参数可包括油相密度和油相体积系数。
一个实施例中，上述步骤S1432中，该液相比例可为：
其中，V'表示液相比例，Zg为气组分的总摩尔分数，Zo为油组分的总摩尔分数，Ko油组分平衡常数，Kg为气组分平衡常数。
一个实施例中，如果液相比例V'＞0，则油气两相共存，油气组分按照平衡参数取值在液气两相中分配；如果液相比例V'＝0，则只有气相存在，所有组分都只存在气相中。
一个实施例中，在上述步骤S150中，根据所述流体相态和相应物性参数调整所述组分数值模型。根据所述流体相态调整组分数值模型包括三种情况，在调整后的所述组分数值模型中：
当所述离散网格的流体相态为油气两相共存时，变量可保持上述变量的形式，雅可比矩阵单元可采用上述雅可比矩阵的一般形式(式(12))：
当所述离散网格的流体相态仅为油相，即网格内仅存在油相时，上述变量X可调整为变量所述雅可比矩阵单元可调整为：
当所述离散网格的流体相态仅为气相，即网格内仅存在气相时，上述变量X可调整为变量所述雅可比矩阵单元可调整为：
一个实施例中，在确定雅可比系数矩阵和右端项-Fl的情况下，利用线性求解算法计算如下方程组，获得δX的值。
一个实施例中，根据流体相态的不同，变化量δX可分三种情况：
情况1：当网格里面油气两相共存时，求解变化量取前三项值，即气相压力/油藏压力变化值δPg、气相饱和度变化值δSg、油相饱和度变化值δSo，分别与油藏压力估计值、气相饱和度估计值、油相饱和度估计值相加，即可得到油藏压力及油、气饱和度等信息。
情况2：当网格里面只存在油相时，求解变化量为取前2项值，即气相压力/油藏压力变化值δPg和油相饱和度变化值δSo，分别与油藏压力估计值和油相饱和度估计值相加，即可得到油藏压力和油相饱和度信息。
情况3：当网格里面只存在气相时，求解变化量为取前2项值，即气相压力/油藏压力变化值δPg和油相饱和度变化值δSg，分别与油藏压力估计值和气相饱和度估计值相加，即可得到油藏压力和气饱和度信息。
本实施例中，由上述各变化量δX的求解结果可以看出，调整变量X后，组分数值模型得到简化，计算过程也得到简化，由此可提高黑油模拟的效率。
一个实施例中，在上述步骤S170中，判断所述的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值是否收敛，具体实施方式可为：根据变化值δXl和相应估计值Xl是否满足判定所述的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值收敛，其中，变化值δXl表示第l次迭代后油藏压力变化值或各流体相饱和度变化值，相应估计值Xl表示前次迭代后油藏压力的估计值或各流体相饱和度的估计值，迭代次数l≥1，X1为初始的估计值，a为设定值，例如0＜a＜0.1。
较佳实施例中，设定值a＝0.01，当变化值δXl与估计值Xl之比小于一设定值，即判断收敛，则可进行模拟结果输出处理；否则认为不收敛，更新估计值，更新后的估计值Xl+1＝Xl+δXl，重复步骤S140～S160计算直到变化值收敛，将最新的变化值和前次计算的估计值相加作为最终估计值。此处，估计值可以是油藏压力估计值、油相饱和度估计值等。
一个实施例中，根据组分数值模型求解得到的油藏压力和饱和度信息，根据流体相态不同分三种情况获得水相饱和度信息。例如：
情况1：油气两相共存时，水相饱和度：Sw＝1-Sg-So
情况2：只有油相存在时，水相饱和度：Sw＝1-So
情况3：只有气相存在时，水相饱和度：Sw＝1-Sg
图7是本发明又一实施例的黑油模拟方法的流程示意图。如图7所示，采集黑油模拟所需的流体PVT、相渗、毛管力数据、地质模型等数据(步骤S301)；根据采集的流体PVT数据，确定组分相平衡参数表(步骤S302)；建立一个描述黑油油藏流体渗流规律、包含油藏压力、油气饱和度和油气组分总摩尔分数等信息的组分模型(步骤S303)；根据采集的数据对组分模型进行数值离散，确定油藏压力、饱和度和组分总摩尔分数的估计值，并形成初始的组分数值模型(步骤S304)；根据组分相平衡参数表和油藏估计值进行闪蒸计算，确定流体相态和参数(步骤S305)；根据闪蒸计算得到的流体相态，调整组分数值模型(步骤S306)；根据组分数值模型，线性求解得到油藏压力、油气饱和度信息(步骤S307)；判断计算结果是否收敛(步骤S308)；最后，输出模拟结果(步骤S309)。
图8是本发明另一实施例中进行闪蒸计算得到离散网格流体相态的方法流程示意图。如图8所示，根据当前网格气相饱和度、油相饱和度、气组分在气相中摩尔浓度、气组分在油相中摩尔浓度、油组分在气相中摩尔浓度、油组分在油相中的摩尔浓度等信息，计算出油组分总的摩尔分数和气组分总的摩尔分数(步骤S401)；根据当前网格油组分总摩尔分数(或者气组分总摩尔分数)，通过线性插值方式查询组分平衡参数表得到该组分构成情况下对应的饱和压力(步骤S402)。对比网格压力和饱和压力，确定网格内部流体相态(步骤S403)，判断方法如下：当网格压力大于饱和压力时，网格内部不存在气体，所有烃类组分都存在于油相中；当网格压力小于饱和压力时，进入步骤S404计算液相比例；据当前网格压力查组分平衡参数表得到气组分的平衡常数和油组分的平衡常数，计算液相比例(公式(22))，如果液相比例大于0,则油气两相共存，油气组分按照平衡参数取值在液气两相中分配；如果液相比例等于0，则只有气相存在，所有组分都只存在气相中。
一个具体实施例中，某个油藏采用注水开发方式，利用本发明实施例的采用组分模型实现黑油模拟的方法预测油田开发一定周期后剩余油分布情况。具体步骤如下：
步骤1：采集黑油模拟所需的流体PVT、相渗、毛管力数据、地质模型等数据。
地质模型在X、Y和Z三个方向的网格数分别可以是10X10X3，X和Y方向的网格尺寸可均为300米，Z方向三层的网格尺度可分别是6米、9米和15米，孔隙度可为0.28、渗透率按层给出可以分别是500、50和200毫达西。油藏顶面深度可为2537.5米。油藏油气界面深度可为2376米，油水接触面深度可为2756.6米。
相渗数据描述了不同流体饱和度条件下相对渗透率变化，由于数据量较大，只给出部分数据。其中，油水两相的相对渗透率和毛管力数据如表1所示。油气两相相对渗透率和毛管力数据如表2所示。气相流体标准状况下密度可为0.0702，因数据量较大，下面只列出部分PVT表数据，如表3所示。油相流体标准状况下密度可为44.98，因数据量较大，下面只列出部分PVT表数据，如表4所示。
表1油水两相的相对渗透率和毛管力数据
表2油气两相相对渗透率和毛管力数据
表3气相流体标准状况下的PVT数据
| 压力 | 体积系数 | 粘度 | 油气比 |
| 14.7 | 1.0000 | 1.20 | 0.0 |
| 400.0 | 1.0120 | 1.17 | 165 |
| 800.0 | 1.0255 | 1.14 | 335 |
| … | … | … | |
| 4000.0 | 1.1200 | 0.94 | 1500 |
表4油相流体标准状况下的PVT数据
油相流体标准状况下密度可为63.01，考虑到水的性质相对简单，且不参与闪蒸计算，所以可只采集参考压力下性质即可，如表5所示。
| 压力 | 体积系数 | 粘度 | 油气比 |
| 3600.0 | 1.0034 | 0.96 | 0.0 |
表5水相流体标准状况下的PVT数据
一个实施例中，针对油藏模型的第三层进行研究，在地质模型对角位置分别布置两口定压生产井。其中，一口注水井定压可为8000Psia，一口生产井定压可为1000Psia。
步骤2：根据采集的流体PVT数据，确定组分相平衡参数表。
可根据公式(13)～(18)，计算得到组分相平衡参数表，可如表6所示：
表6组分相平衡参数表
步骤3：建立一个描述黑油油藏流体渗流规律、包含油藏压力、油气饱和度和油气组分总摩尔分数等信息的组分模型。所建组分模型如方程可如公式(1)～(7)所示。
步骤4：根据采集的数据对组分模型进行数值离散，确定油藏压力、饱和度和组分总摩尔分数的估计值，并形成初始的组分数值模型。可采用有限体积方法离散得到的非线性代数方程如方程，公式(8)～(10)和公式(4)～(7)所示。
油藏压力可根据公式(19)计算得到，从上往下油藏压力逐步增大，整个油藏平均压力值可为4026.3PSia。油藏饱和度根据油气、油水接触面深度给定，所有网格初始含气饱和度可为0，含水饱和度为束缚水饱和度可为0.18，含油饱和度可为0.88。可根据网格压力，查询组分相平衡参数表得到组分总摩尔分数的估计值。例如，网格压力为4000PSia，查组分相平衡参数表可得到气相总摩尔分数为0.775，油相总摩尔分数为0.225。离散后形成的雅可比矩阵及数值模型数据量非常巨大，这里列出其中部分数据，
其中，模型中第一个网格存在油气两相，其雅可比矩阵中数据可如下所示：
模型中第2个网格离散后其雅可比矩阵中数据如下：
步骤5：根据组分相平衡参数表和油藏估计值进行闪蒸计算，确定流体相态和参数。
可对于模型中第2个网格，根据公式(20)和(21)计算得到气组分总的摩尔分数为0.70，油组分总的摩尔分数为0.3。查组分相平衡参数表可知该组分构成条件下，饱和压力3880psia。当前网格压力为4020Psia，大于查表得到的饱和压力，故该网格相态为纯油相，气组分和油组分都只存在于油相中。对于其它网格，可利用同样的方法判断其流体相态。
步骤6：根据闪蒸计算得到的流体相态，调整组分数值模型。
因数据规模巨大，按照方法说明所述，不失一般性，仍以第2个网格为例说明使用细节。对于第一个网格，在闪蒸计算中判断为油相，求解变量调整为
相应的则雅可比矩阵调整可为：
步骤7：根据组分数值模型，线性求解得到油藏压力、油气饱和度信息。
采用广义最小余量方法求解组分数值模型，得到网格2的解压力相对变化值(8.58/4020)小于0.01，认为收敛。则得到该网格压力值为：4020-8.58＝4011.42Psia，网格气相饱和度为：0.0+0.0＝0.0，网格油相饱和度为：0.88-8.4617E(-7)≈0.8799，网格水相饱和度为：1-0.0–0.8799＝0.2201。图9是利用本发明实施例的黑油模拟方法得到的油相饱和度示意图，如图9所示，利用本发明实施例的方法，可得到某个时刻油藏油相饱和度分布情况，模拟方法有效。
本发明实施例的黑油模拟方法，采集黑油模拟所需的数据；根据采集的流体PVT数据，建立组分相平衡参数表；建立一个描述黑油油藏流体渗流规律、包含油藏压力、油气饱和度和油气组分摩尔分数等信息的组分模型；根据采集的数据对组分模型进行数值离散，确定油藏压力、饱和度和组分摩尔分数的估计值，并形成初始的组分数值模型；根据相平衡参数和油藏估计值进行闪蒸计算，确定流体相态和构成；根据闪蒸计算得到的流体相态，调整组分数值模型；根据组分数值模型，线性求解得到油藏压力、油气饱和度信息；判断油藏压力和饱和度信息是否满足收敛要求，收敛则输出模拟结果，不收敛，调整估计值，重新计算。本发明实施例的黑油模拟方法，利用组分模型和模拟器架构实现了黑油模拟功能，提高了模拟器集成性和后期扩展性；直接利用现有黑油模拟的输入数据，不需要额外给出组分相平衡信息，方便用户使用；利用组分相平衡参数表的闪蒸计算，保证了模拟效率。本实施例的黑油油藏模拟方法独创地建立描述黑油油藏流体渗流规律的组分模型，进一步得到离散网格的组分数值模型，奠定了用组分模型进行黑油模拟的基础，再利用流体PVT数据建立组分相平衡参数表，为用组分模型进行黑油模拟搭建了桥梁，实现了组分模拟和现有基于黑油模型黑油模拟的有效结合。
基于与图1所示的油藏数值模拟方法相同的发明构思，本申请实施例还提供了一种油藏数值模拟装置，如下面实施例所述。由于该油藏数值模拟装置解决问题的原理与油藏数值模拟方法相似，因此该油藏数值模拟装置的实施可以参见油藏数值模拟方法的实施，重复之处不再赘述。
图10是本发明一实施例的黑油油藏模拟装置的结构示意图。如图10所示，本发明实施例的黑油油藏模拟装置，可包括：组分模型建立单元210、组分数值模型生成单元220、组分相平衡参数表建立单元230、流体相态确定单元240、组分数值模型调整单元250、油藏参数变化值生成单元260及油藏参数确定单元270，上述各模块顺序连接。
组分模型建立单元210用于执行：基于多个组分渗流参数建立描述黑油油藏流体渗流规律的组分模型。
组分数值模型生成单元220用于执行：根据基于黑油模型的黑油模拟所需数据对所述组分模型进行数值离散，得到基于所述黑油油藏的地质模型离散网格的组分数值模型。
组分相平衡参数表建立单元230用于执行：利用所述黑油模拟所需数据中的流体PVT数据建立组分相平衡参数表。
流体相态确定单元240用于执行：根据所述组分相平衡参数表和所述组分渗流参数的估计值进行闪蒸计算，得到所述离散网格的流体相态和相应物性参数。
组分数值模型调整单元250用于执行：根据所述流体相态和相应物性参数调整所述组分数值模型，以简化组分数值模型。
油藏参数变化值生成单元260用于执行：利用所述组分渗流参数的估计值和调整后的所述组分数值模型，计算得到油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值。
油藏参数确定单元270用于执行：判断所述的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值是否收敛，若是，根据所述油藏压力变化值和相应的所述估计值求和得到所述离散网格的油藏压力，根据所述各流体相饱和度变化值和相应的所述估计值求和得到所述离散网格的各流体相饱和度。
组分渗流参数可以是油藏压力、油气饱和度和油气组分摩尔分数等参数。不同组分可以是气组分、油组分和水组分中的一个或多个。
上述基于黑油模型的黑油模拟是现有的黑油模拟方法。基于黑油模型的黑油模拟所需数据可包括：流体PVT数据、相渗数据、毛管力数据、地质模型等。其中，流体PVT数据可包括：油相流体PVT数据、气相流体PVT数据、油藏水相流体PVT数据。上述流体PVT数据可从实验室测量得到。上述相渗数据可以是相对渗透率曲线，上述毛管力数据可以是毛管力曲线，上述相渗数据和毛管力数据可同试验室测量得到。上述地质模型可通过油藏地质建模系统生成。
其中，上述油相流体PVT数据可包括：标准状态下油相密度、不同饱和压力取值下对应的溶解气油比、粘度及体积系数；上述气相流体PVT数据可包括标准状态下气相密度、不同饱和压力取值下对应的挥发油气比、粘度及体积系数；上述水相流体PVT数据可包括标准状态下水相密度、不同压力取值下对应的粘度及体积系数。上述相对渗透率曲线可包括：油水两相通过油藏岩心的相对渗透率、油气两相通过油藏岩心的相对渗透率。上述毛管力曲线可包括：不同含水饱和度下油水两相毛管力、不同含水饱和度下油气两相毛管力。上述地质模型可以是以网格单元方式描述油藏几何形状、油气水分布、孔隙度分布情况的数据体。
可以采用多种方法对组分模型进行数值离散，数值离散后的组分模型可为非线性代数方程，不同的离散网格可对应其各自的非线性代数方程。
利用所述黑油模拟所需数据中的流体PVT数据建立组分相平衡参数表，可以将流体PVT数据表转换为组分相平衡参数表，组分相平衡参数表中的数据可与流体PVT数据具有一定的对应关系，所以依据该组分相平衡参数表中的数据可以查询得到流体PVT数据中的数据。
该物性参数可以包括流体粘度等参数。组分渗流参数的估计值可以是初始设定的估计值，或者可以是根据黑油模拟计算结果计算得到，用于下次重新进行黑油模拟。
黑油模拟的结果通常包括油藏压力和饱和度信息，根据本发明的方法还可以得到其他多种信息。该各流体相饱和度变化值可以包括气相饱和度变化值、油相饱和度变化值及水相饱和度变化值。
离散网格的各流体相饱和度可包括气相饱和度、油相饱和度及水相饱和度，三者之和可为1，水相饱和度可根据气相饱和度和油相饱和度计算得到。通过判断油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值是否收敛，并根据收敛的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值计算得到黑油模拟结果，以此可以保证黑油模拟结果的准确度。
一个实施例中，如图10所示，上述的黑油油藏模拟装置，还可包括：迭代计算单元280，连接于流体相态确定单元240和油藏参数确定单元270之间。
迭代计算单元280用于执行：若所述的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值不收敛，则用所述油藏压力变化值和所述各流体相饱和度变化值作为相应的所述估计值的增量更新所述估计值，根据所述组分相平衡参数表和更新后的估计值重新进行闪蒸计算得到所述离散网格的流体相态及相应物性参数，根据重新计算的流体相态及相应物性参数重新调整组分数值模型，利用更新后的估计值和重新调整后的组分数值模型重新计算油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值，依次迭代计算，直到重新计算的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值收敛。
本实施例中，在油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值不收敛的情况下，重复迭代计算，可以进一步提高油藏压力和各流体相饱和度的准确度。
本实施例的黑油油藏模拟装置，针对现有组分模拟包含相平衡及摩尔分数的描述，而黑油模型的黑油模拟无相平衡及摩尔分数的描述，导致的组分模拟与基于黑油模型的黑油模拟无法结合的问题，独创地建立描述黑油油藏流体渗流规律的组分模型，进一步得到离散网格的组分数值模型，奠定了用组分模型进行黑油模拟的基础，再利用流体PVT数据建立组分相平衡参数表，为用组分模型进行黑油模拟搭建了桥梁，实现了组分模拟和现有基于黑油模型黑油模拟的有效结合。
一个实施例中，所述多个组分渗流参数包括油藏压力、气相饱和度、油相饱和度、气组分在气相中摩尔浓度、气组分在油相中摩尔浓度、油组分在气相中摩尔浓度及油组分在油相中摩尔浓度，所述组分模型建立单元210，可包括：组分模型建立模块211。
组分模型建立模块211用于执行：基于油藏压力、气相饱和度、油相饱和度、气组分在气相中摩尔浓度、气组分在油相中摩尔浓度、油组分在气相中摩尔浓度及油组分在油相中摩尔浓度中的一个或多个，建立气组分守恒方程、油组分守恒方程、水组分守恒方程、气组分相平衡方程、油组分相平衡方程、气相内部组分约束方程及油相内部组分约束方程，作为所述组分模型。
一个实施例中：
所述气组分守恒方程可为：
所述油组分守恒方程可为：
所述水组分守恒方程可为：
一个实施例中，2个烃组分相平衡方程可包括：气组分相平衡方程和油组分相平衡方程。在现有黑油模拟中，不存在关于相平衡的描述，而在现有的组分模拟中需要相平衡描述，所以，本实施例中通过独创设计的相平衡方程能够有效实现黑油模拟和组分模拟的结合。
所述气组分相平衡方程可为：
所述油组分相平衡方程可为：
一个实施例中，相内部组分构成的约束方程可包括：气相内部组分约束方程和油相内部组分约束方程。本实施例中，通过各相内部组分构成的约束方程可以保证归一化，从而保证黑油油藏模拟结果的正确性。
所述气相内部组分约束方程可为：
所述油相内部组分约束方程可为：
在上述公式(1)～(7)中，Fg表示描述气组分守恒关系的函数，Fo表示描述油组分守恒关系的函数，Fw表示描述水组分守恒关系的函数，描述气组分相平衡关系的函数，表示描述油组分相平衡关系的函数，表示描述气相内部油气组分约束关系的函数，表示描述油相内部油气组分约束关系的函数；Pg为气相压力(表示油藏压力)，Sg为气相饱和度，So为油相饱和度，Xgg为气组分在气相中摩尔浓度，Xgo为气组分在油相中摩尔浓度，Xog为油组分在气相中摩尔浓度，Xoo为油组分在油相中的摩尔浓度；t为时间，为孔隙度，ρg为气相密度，ρo为油相密度，K为渗透率，Krg为气相相对渗透率，μg为气相粘度，g为重力加速度，D为油藏深度(油藏地质模型中离散网格中心所对应的深度)，Kro为油相相对渗透率，μo为油相粘度，Pcgo为气油两相之间的毛管力，qg为气相产量或注入量，qo为油相产量或注入量，ρw为水相密度，Krw为水相相对渗透率，μw为水相粘度，Pcow为油水两相之间的毛管力，qw为水相产量或注入量。
图11是本发明一实施例中组分数值模型生成单元的结构示意图。如图11所示，所述组分数值模型生成单元220，可包括：组分模型离散模块221和组分数值模型生成模块222，二者相互连接。
组分模型离散模块221用于执行：根据所述黑油模拟所需数据，基于所述黑油油藏的地质模型离散网格，对偏微分方程形式的所述气组分守恒方程、所述油组分守恒方程及所述水组分守恒方程进行空间数值离散，得到相应的非线性代数方程。
组分数值模型生成模块222用于执行：根据所述气组分相平衡方程、所述油组分相平衡方程、所述气相内部组分约束方程、所述油相内部组分约束方程及所有所述非线性代数方程，按牛顿迭代法计算得到包含雅可比矩阵单元的线性代数方程组，作为所述离散网格的组分数值模型。
在组分模型离散模块221中，可以采用多种方法对偏微分方程形式的所述气组分守恒方程、所述油组分守恒方程及所述水组分守恒方程进行空间数值离散，例如有限差分法、有限元法等。较佳地，是采用有限体积法对偏微分方程形式的所述气组分守恒方程、所述油组分守恒方程及所述水组分守恒方程进行空间数值离散，以此可以提高数值离散的精度。
本实施例中，该组分数值模型可以是包含雅可比矩阵单元的线性代数方程组可以简化计算。在其他实施例中，可以利用其他方法对所述气组分守恒方程、所述油组分守恒方程及所述水组分守恒方程进行空间数值离散。在其他实施例中，可以利用其他方法得到上述线性代数方程组。
一个实施例中，通过为线性代数方程组选用适当的组分渗流参数以及安排多个组分渗流参数在线性代数方程组的变量矩阵中的顺序，可使雅可比矩阵单元得到显著简化，从而减少计算量。
一个实施例中，可采用有限体积方法对组分模型中3个组分守恒方程(偏微分方程)进行空间离散。例如，对上述公式(1)～(3)进行空间离散。
所述气组分守恒方程所对应的非线性代数方程可为：
所述油组分守恒方程所对应的非线性代数方程可为：
所述水组分守恒方程所对应的非线性代数方程可为：
在上述公式(8)～(10)中，Fg表示描述气组分守恒关系的函数，Fo表示描述油组分守恒关系的函数，Fw表示描述水组分守恒关系的函数，Pg为气相压力，Sg为气相饱和度，So为油相饱和度，Xgg为气组分在气相中摩尔浓度，Xgo为气组分在油相中摩尔浓度，Xog为油组分在气相中摩尔浓度，Xoo为油组分在油相中的摩尔浓度；Ω为空间积分变量，为孔隙度，ρg为气相密度，ρo为油相密度，K为渗透率，Krg为气相相对渗透率，μg为气相粘度，g为重力加速度，D为油藏深度，Kro为油相相对渗透率，μo为油相粘度，Pcgo为气油两相之间的毛管力，qg为气相产量或注入量，qo为油相产量或注入量，ρw为水相密度，Krw为水相相对渗透率，μw为水相粘度，Pcow为油水两相之间的毛管力，qw为水相产量或注入量，∑l′表示对离散网格所有表面l′的通量求和，Al′表示离散网格表面l′的面积，V表示离散网格的体积，Qg＝V×qg表示离散网格的气相注入或产出率，Qo＝V×qo表示离散网格的油相注入或产出率，Qw＝V×qw表示离散网格的水相注入或产出率。Ω表示对一个离散网格进行空间积分的变量。
在组分数值模型生成模块222中，所述气组分相平衡方程、所述油组分相平衡方程、所述气相内部组分约束方程、所述油相内部组分约束方程也可为非线性代数方程。根据所述气组分相平衡方程、所述油组分相平衡方程、所述气相内部组分约束方程、所述油相内部组分约束方程及所有所述非线性代数方程，按牛顿迭代法计算得到包含雅可比矩阵单元的线性代数方程组，形成离散网格的组分数值模型。在其他实施例中，可以采用其他方法得到线性代数方程组。
一个实施例中，按牛顿迭代法计算得到线性代数方程组可为：
其中，F表示函数，X表示变量，一般情况下，δX为变化量，表示雅可比矩阵(方程组F对基本求解变量X的导数)，不同的l值用于区别不同的线性代数方程组，l可表示迭代次数，其他符号的意义可与其他实施例中同样符号的意义相同。
本实施例中，变量X中选取的参数及各参数的排列顺序可以大大简化雅可比矩阵例如，雅克比矩阵单元的一般形式可表示为：
如上述雅可比矩阵所示，采用本实施例所建方程组得到的雅可比矩阵单元可为7行7列矩阵，可共有49个元素，其中，前17个元素需要计算得到，剩余元素中有2个需要查询组分相平衡参数表(即参数-Kg和-Ko)，其余30个元素取值固定为0或者1，矩阵的这一特征有利于提高模拟速度。
图12是本发明一实施例中组分相平衡参数表建立单元的结构示意图。如图12所示，所述组分相平衡参数表建立单元230，可包括：组分摩尔比生成模块231、组分平衡常数生成模块232及组分相平衡参数表建立模块233，上述各模块顺序连接。
组分摩尔比生成模块231用于执行：根据所述流体PVT数据中的油相密度、油相中溶解气油比、气相密度及气相中挥发油气比，确定油相中溶解气组分与油组分的摩尔比和气相中挥发油组分与气组分的摩尔比。
组分平衡常数生成模块232用于执行：根据所述的油相中溶解气组分与油组分的摩尔比和所述的气相中挥发油组分与气组分的摩尔比，计算得到气组分平衡常数和油组分平衡常数。
组分相平衡参数表建立模块233用于执行：根据所述的气组分平衡常数和油组分平衡常数，计算得到气组分总摩尔分数和油组分总摩尔分数，所述组分相平衡参数表包括所述气组分平衡常数、所述油组分平衡常数、所述气组分总摩尔分数、所述油组分总摩尔分数及所述流体PVT数据中相应的饱和压力。
本实施例中，发明人经过创造性劳动，想到通过述流体PVT数据的油相中溶解气油比和气相中挥发气油比计算得到溶解油组分与溶解气组分的摩尔比和挥发油组分与挥发气组分的摩尔比，进而计算得到气组分平衡常数和油组分平衡常数，再计算得到气组分摩尔分数和油组分摩尔分数，最终实现组分相平衡参数表的建立。利用该组分相平衡参数表中组分摩尔分数、组分平衡常数及饱和压力的对应关系，能够根据组分模拟中的组分摩尔分数参数数据查找得到黑油模拟中的饱和压力参数数据，从而实现组分模拟和黑油模拟的结合，即实现用组分模型实现黑油模拟。而且，现有黑油模拟仅能得到油藏压力和油气饱和度数据，本发明通过组分相平衡参数表还可以得到油气组分摩尔分数以及流体PVT中的多种数据，能够满足更多数据需求，具有更好的扩展性。
一个实施例中，在组分摩尔比生成模块231中，根据油相中溶解气油比Rgo(单位：SCF/STB)确定溶解气组分与油组分的摩尔比rg，计算公式可如下所示：
其中，Mrg为气组分分子量，例如可为23；Mro为油组分分子量，例如可为190；分子量Mrg、Mro的取值不影响模拟结果。ρg为气相质量密度(SCF/STB)，ρo为油相质量密度(SCF/STB)，其它参数为单位转换的常数。
在摩尔比生成模块231中，根据气相中挥发油气比Rog(单位：SCF/STB)换算出挥发油组分与气组分的摩尔比ro，计算公式可如下所示：
一个实施例中，在平衡常数生成模块232中，根据溶解气组分与油组分的摩尔比rg和挥发油组分与气组分的摩尔比ro，计算出气组分的平衡常数Kg和油组分的平衡常数Ko，计算公式可如下所示：
一个实施例中，在组分相平衡参数表建立模块233中，根据气组分的平衡常数Kg和油组分的平衡常数Ko，计算气组分总的摩尔分数Zg和油组分总的摩尔分数Zo，计算公式可如下所示：
图13是本发明另一实施例中黑油油藏模拟装置的结构示意图。如图13所示，图10所示的黑油油藏模拟装置(包括单元210～270)，还可包括：初始估计值生成单元290，与流体相态确定单元240连接。其他实施例中，还可包括单元280。
初始估计值生成单元290用于执行：根据所述黑油模拟所需数据中的所述黑油油藏的地质模型确定所述离散网格的各流体相饱和度初始值，利用静水柱压力公式计算所述离散网格的油藏压力初始值，通过查询所述组分相平衡参数表得到所述离散网格的各组分总摩尔分数初始值，各流体相饱和度初始值、油藏压力初始值及各组分总摩尔分数初始值一同作为初始的所述多个组分渗流参数的估计值。
在初始估计值生成单元290中，上述地质模型可以是以网格单元方式描述油藏几何形状、油气水分布、孔隙度分布情况的数据体。地质模型中的网格单元可以和上述离散网格相对应。离散网格的各流体相饱和度可以包括气相饱和度、油饱和度等。油藏饱和度信息可直接利用地质模型中饱和度分布信息确定。一个实施例中，可依据流体PVT数据中的多种不同数据，查询组分相平衡参数表得到离散网格的各组分总摩尔分数初始值。
上述确定的油藏压力、饱和度和组分总摩尔分数的初始估计值，在黑油模拟过程中可只作为迭代计算的初始值，后期随着迭代进行，油藏压力、饱和度和组分总摩尔分数的估计值可不断调整。一些实施例中，油藏饱和度信息可利用前次迭代计算中的信息得到。
图14是本发明一实施例中流体相态确定单元的结构示意图。如图14所示，所述流体相态确定单元240，可包括：网格摩尔分数生成模块241、网格饱和压力生成模块242及网格流体相态确定模块243，上述各模块顺序连接。
网格摩尔分数生成模块241用于执行：根据所述离散网格的所述组分渗流参数的当前估计值计算得到所述离散网格的组分总摩尔分数。
网格饱和压力生成模块242用于执行：根据所述组分总摩尔分数查询所述组分相平衡参数表，得到所述离散网格中组分构成所对应的饱和压力。
网格流体相态确定模块243用于执行：通过对比所述离散网格的饱和压力和所述组分渗流参数中的油藏压力的当前估计值，确定所述离散网格的流体相态和相应物性参数。
在网格摩尔分数生成模块241中，在第一次迭代过程中，组分渗流参数的当前估计值可以是上述初始的估计值。上述离散网格的组分的总摩尔分数可以是气组分的总摩尔分数或油组分的总摩尔分数。在网格饱和压力生成模块242中，可根据气组分的总摩尔分数或油组分的总摩尔分数查询所述组分相平衡参数表，得到所述离散网格的组分构成所对应的饱和压力。
一个实施例中，根据组分的总摩尔分数，可通过线性插值法查询组分相平衡参数表，得到所述离散网格的组分构成所对应的饱和压力，以此可以更准确地查询得到离散网格的组分构成情况下的饱和压力。在其他实施例中，可以采用其他方法查询组分相平衡参数表得到离散网格的饱和压力。
一个实施例中，所述离散网格的组分可包括油组分和气组分，所述组分渗流参数的当前估计值可包括：离散网格当前的气相饱和度、油相饱和度、气组分在气相中摩尔浓度、气组分在油相中摩尔浓度、油组分在气相中摩尔浓度及油组分在油相中的摩尔浓度。可根据当前网格气相饱和度、油相饱和度、气组分在气相中摩尔浓度、气组分在油相中摩尔浓度、油组分在气相中摩尔浓度、油组分在油相中的摩尔浓度，计算出油组分总的摩尔分数和气组分总的摩尔分数。
一个实施例中，计算油组分总的摩尔分数和气组分总的摩尔分数公式可如下所示：
油组分的总摩尔分数可为：
气组分的总摩尔分数可为：
其中，Zo为油组分的总摩尔分数，Zg为气组分的总摩尔分数，Sg为气相饱和度，So为油相饱和度，ρg为气相密度，ρo为油相密度，Xog为油组分在气相中摩尔浓度，Xoo为油组分在油相中的摩尔浓度，Xgg为气组分在气相中摩尔浓度，Xgo为气组分在油相中摩尔浓度。
本实施例中，独创地利用组分渗流参数的估计值计算出离散网格内各组分的总摩尔分数，有利于准确地从组分相平衡参数表中查找到饱和压力。
图15是本发明一实施例中网格流体相态确定模块的结构示意图。如图15所示，所述网格流体相态确定模块243可包括：油相相态判断模块2431、液相比例生成模块2432及油气两相、气相判断模块2433及物性参数确定模块2434，上述各模块顺序连接。
油相相态判断模块2431用于执行：根据所述离散网格的油藏压力的当前估计值大于所述饱和压力判定所述离散网格的流体相态为油相。
液相比例生成模块2432用于执行：当所述离散网格的油藏压力的当前估计值小于所述饱和压力时，根据所述离散网格的油藏压力的当前估计值查询所述组分相平衡参数表，得到所述离散网格的气组分平衡常数和油组分平衡常数，并根据所述的气组分平衡常数和油组分平衡常数计算所述离散网格的液相比例。
油气两相及气相判断模块2433用于执行：根据所述液相比例大于零判定所述离散网格的流体相态为油气两相共存，根据所述液相比例等于或小于零判定所述离散网格的流体相态为气相。
物性参数确定模块2434用于执行：根据所述离散网格的流体相态的判定结果和油藏压力的当前估计值，查询所述流体PVT数据得到相应物性参数。
在上油相相态判断模块2431中，当离散网格的油藏压力Pg的当前估计值大于饱和压力Pb，即Pg＞Pb时，网格内部不存在气体，所有烃类组分都存在于油相中，可以认为离散网格的流体相态为油相。若判断已离散网格的油藏压力Pg的当前估计值大于饱和压力Pb，则不需作进一步判断。
在液相比例生成模块2432中，当离散网格的油藏压力Pg的当前估计值小于饱和压力Pb，即Pg＜Pb时，需要进一步确定离散网格的流体相态是油气两相还是气相，例如可以利用离散网格的液相比例作进一步判断。
一个实施例中，上述液相比例生成模块2432中，该液相比例可为：
其中，V'表示液相比例，Zg为气组分的总摩尔分数，Zo为油组分的总摩尔分数，Ko油组分平衡常数，Kg为气组分平衡常数。
一个实施例中，如果液相比例V'＞0，则油气两相共存，油气组分按照平衡参数取值在液气两相中分配；如果液相比例V'＝0，则只有气相存在，所有组分都只存在气相中。
一个实施例中，在组分数值模型调整单元250中，根据所述流体相态和相应物性参数调整所述组分数值模型。根据所述流体相态调整组分数值模型包括三种情况，在调整后的所述组分数值模型中：
当所述离散网格的流体相态为油气两相共存时，变量可保持上述变量的形式，雅可比矩阵单元可采用上述雅可比矩阵的一般形式(式(12))：
当所述离散网格的流体相态仅为油相，即网格内仅存在油相时，上述变量X可调整为变量所述雅可比矩阵单元可调整为：
当所述离散网格的流体相态仅为气相，即网格内仅存在气相时，上述变量X可调整为变量所述雅可比矩阵单元可调整为：
一个实施例中，在确定雅可比系数矩阵和右端项-Fl的情况下，利用线性求解算法计算如下方程组，获得δX的值。
本实施例中，由上述各变化量δX的求解结果可以看出，调整变量X后，组分数值模型得到简化，计算过程也得到简化，由此可提高黑油模拟的效率。
一个实施例中，所述油藏参数确定单元270，可包括：收敛判断模块271。
收敛判断模块271用于执行：根据变化值δXl和相应估计值Xl是否满足判定所述的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值收敛，其中，变化值δXl表示第l次迭代后油藏压力变化值或各流体相饱和度变化值，相应估计值Xl表示前次迭代后油藏压力的估计值或各流体相饱和度的估计值，迭代次数l≥1，X1为初始的估计值，a为设定值，例如0＜a＜0.1。
较佳实施例中，设定值a＝0.01，当变化值与估计值之比小于一设定值，即判断收敛，则可进行模拟结果输出处理；否则认为不收敛，更新估计值，更新后的估计值Xl+1＝Xl+δXl，重新计算直到变化值收敛，将最新的变化值和前次计算的估计值相加作为最终估计值。此处，估计值可以是油藏压力估计值、油相饱和度估计值等。
本发明实施例的黑油模拟装置，采集黑油模拟所需的数据；根据采集的流体PVT数据，建立组分相平衡参数表；建立一个描述黑油油藏流体渗流规律、包含油藏压力、油气饱和度和油气组分摩尔分数等信息的组分模型；根据采集的数据对组分模型进行数值离散，确定油藏压力、饱和度和组分摩尔分数的估计值，并形成初始的组分数值模型；根据相平衡参数和油藏估计值进行闪蒸计算，确定流体相态和构成；根据闪蒸计算得到的流体相态，调整组分数值模型；根据组分数值模型，线性求解得到油藏压力、油气饱和度信息；判断油藏压力和饱和度信息是否满足收敛要求，收敛则输出模拟结果，不收敛，调整估计值，重新计算。本发明实施例的黑油模拟装置，利用组分模型和模拟器架构实现了黑油模拟功能，提高了模拟器集成性和后期扩展性；直接利用现有黑油模拟的输入数据，不需要额外给出组分相平衡信息，方便用户使用；利用组分相平衡参数表的闪蒸计算，保证了模拟效率。本实施例的黑油油藏模拟装置，独创地建立描述黑油油藏流体渗流规律的组分模型，进一步得到离散网格的组分数值模型，奠定了用组分模型进行黑油模拟的基础，再利用流体PVT数据建立组分相平衡参数表，为用组分模型进行黑油模拟搭建了桥梁，实现了组分模拟和现有基于黑油模型黑油模拟的有效结合。
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一个具体实施例”、“一些实施例”、“例如”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明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、材料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发明的实施，其中的步骤顺序不作限定，可根据需要作适当调整。
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 (24)
1.一种黑油油藏模拟方法，其特征在于，包括：
基于多个组分渗流参数建立描述黑油油藏流体渗流规律的组分模型；
根据基于黑油模型的黑油模拟所需数据对所述组分模型进行数值离散，得到基于所述黑油油藏的地质模型离散网格的组分数值模型；
利用所述黑油模拟所需数据中的流体PVT数据建立组分相平衡参数表；
根据所述组分相平衡参数表和所述组分渗流参数的估计值进行闪蒸计算，得到所述离散网格的流体相态和相应物性参数；
根据所述流体相态和相应物性参数调整所述组分数值模型，以简化组分数值模型；
利用所述组分渗流参数的估计值和调整后的所述组分数值模型，计算得到油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值；
判断所述的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值是否收敛，若是，根据所述油藏压力变化值和相应的所述估计值求和得到所述离散网格的油藏压力，根据所述各流体相饱和度变化值和相应的所述估计值求和得到所述离散网格的各流体相饱和度。
2.如权利要求1所述的黑油油藏模拟方法，其特征在于，所述多个组分渗流参数包括油藏压力、气相饱和度、油相饱和度、气组分在气相中摩尔浓度、气组分在油相中摩尔浓度、油组分在气相中摩尔浓度及油组分在油相中摩尔浓度；
基于多个组分渗流参数建立描述黑油油藏流体渗流规律的组分模型，包括：
基于油藏压力、气相饱和度、油相饱和度、气组分在气相中摩尔浓度、气组分在油相中摩尔浓度、油组分在气相中摩尔浓度及油组分在油相中摩尔浓度中的一个或多个，建立气组分守恒方程、油组分守恒方程、水组分守恒方程、气组分相平衡方程、油组分相平衡方程、气相内部组分约束方程及油相内部组分约束方程，作为所述组分模型。
3.如权利要求2所述的黑油油藏模拟方法，其特征在于，根据基于黑油模型的黑油模拟所需数据对所述组分模型进行数值离散，得到基于所述黑油油藏的地质模型离散网格的组分数值模型，包括：
根据所述黑油模拟所需数据，基于所述黑油油藏的地质模型离散网格，对偏微分方程形式的所述气组分守恒方程、所述油组分守恒方程及所述水组分守恒方程进行空间数值离散，得到相应的非线性代数方程；
根据所述气组分相平衡方程、所述油组分相平衡方程、所述气相内部组分约束方程、所述油相内部组分约束方程及所有所述非线性代数方程，按牛顿迭代法计算得到包含雅可比矩阵单元的线性代数方程组，作为所述离散网格的组分数值模型。
4.如权利要求1所述的黑油油藏模拟方法，其特征在于，利用所述黑油模拟所需数据中的流体PVT数据建立组分相平衡参数表，包括：
根据所述流体PVT数据中的油相密度、油相中溶解气油比、气相密度及气相中挥发油气比，确定油相中溶解气组分与油组分的摩尔比和气相中挥发油组分与气组分的摩尔比；
根据所述的油相中溶解气组分与油组分的摩尔比和所述的气相中挥发油组分与气组分的摩尔比，计算得到气组分平衡常数和油组分平衡常数；
根据所述的气组分平衡常数和油组分平衡常数，计算得到气组分总摩尔分数和油组分总摩尔分数，所述组分相平衡参数表包括所述气组分平衡常数、所述油组分平衡常数、所述气组分总摩尔分数、所述油组分总摩尔分数及所述流体PVT数据中相应的饱和压力。
5.如权利要求1所述的黑油油藏模拟方法，其特征在于，根据所述组分相平衡参数表和所述组分渗流参数的估计值进行闪蒸计算，得到所述离散网格的流体相态和相应物性参数之前，还包括：
根据所述黑油模拟所需数据中的所述黑油油藏的地质模型确定所述离散网格的各流体相饱和度初始值，利用静水柱压力公式计算所述离散网格的油藏压力初始值，通过查询所述组分相平衡参数表得到所述离散网格的各组分总摩尔分数初始值，各流体相饱和度初始值、油藏压力初始值及各组分总摩尔分数初始值一同作为初始的所述多个组分渗流参数的估计值。
6.如权利要求1所述的黑油油藏模拟方法，其特征在于，根据所述组分相平衡参数表和所述组分渗流参数的估计值进行闪蒸计算，得到所述离散网格的流体相态和相应物性参数，包括：
根据所述离散网格的所述组分渗流参数的当前估计值计算得到所述离散网格的组分总摩尔分数；
根据所述组分总摩尔分数查询所述组分相平衡参数表，得到所述离散网格中组分构成所对应的饱和压力；
通过对比所述离散网格的饱和压力和所述组分渗流参数中的油藏压力的当前估计值，确定所述离散网格的流体相态和相应物性参数。
7.如权利要求6所述的黑油油藏模拟方法，其特征在于，通过对比所述离散网格的饱和压力和所述组分渗流参数中的油藏压力的当前估计值，确定所述离散网格的流体相态和相应物性参数，包括：
根据所述离散网格的油藏压力的当前估计值大于所述饱和压力判定所述离散网格的流体相态为油相；
当所述离散网格的油藏压力的当前估计值小于所述饱和压力时，根据所述离散网格的油藏压力的当前估计值查询所述组分相平衡参数表，得到所述离散网格的气组分平衡常数和油组分平衡常数，并根据所述的气组分平衡常数和油组分平衡常数计算所述离散网格的液相比例；
根据所述液相比例大于零判定所述离散网格的流体相态为油气两相共存，根据所述液相比例等于或小于零判定所述离散网格的流体相态为气相；
根据所述离散网格的流体相态的判定结果和油藏压力的当前估计值，查询所述流体PVT数据得到相应物性参数。
8.如权利要求1所述的黑油油藏模拟方法，其特征在于，还包括：
若所述的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值不收敛，则用所述油藏压力变化值和所述各流体相饱和度变化值作为相应的所述估计值的增量更新所述估计值，根据所述组分相平衡参数表和更新后的估计值重新进行闪蒸计算得到所述离散网格的流体相态及相应物性参数，根据重新计算的流体相态及相应物性参数重新调整组分数值模型，利用更新后的估计值和重新调整后的组分数值模型重新计算油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值，依次迭代计算，直到重新计算的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值收敛。
9.如权利要求8所述的黑油油藏模拟方法，其特征在于，判断所述的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值是否收敛，包括：
根据变化值δXl和相应估计值Xl是否满足判定所述的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值收敛，其中，变化值δXl表示第l次迭代后油藏压力变化值或各流体相饱和度变化值，相应估计值Xl表示前次迭代后油藏压力的估计值或各流体相饱和度的估计值，迭代次数l≥1，X1为初始的估计值，a为设定值。
10.如权利要求2所述的黑油油藏模拟方法，其特征在于，
所述气组分守恒方程为：
所述油组分守恒方程为：
所述水组分守恒方程为：
所述气组分相平衡方程为：
所述油组分相平衡方程为：
所述气相内部组分约束方程为：
所述油相内部组分约束方程为：
其中，Fg表示描述气组分守恒关系的函数，Fo表示描述油组分守恒关系的函数，Fw表示描述水组分守恒关系的函数，描述气组分相平衡关系的函数，表示描述油组分相平衡关系的函数，表示描述气相内部油气组分约束关系的函数，表示描述油相内部油气组分约束关系的函数；Pg为气相压力，Sg为气相饱和度，So为油相饱和度，Xgg为气组分在气相中摩尔浓度，Xgo为气组分在油相中摩尔浓度，Xog为油组分在气相中摩尔浓度，Xoo为油组分在油相中的摩尔浓度；t为时间，为孔隙度，ρg为气相密度，ρo为油相密度，K为渗透率，Krg为气相相对渗透率，μg为气相粘度，g为重力加速度，D为油藏深度，Kro为油相相对渗透率，μo为油相粘度，Pcgo为气油两相之间的毛管力，qg为气相产量或注入量，qo为油相产量或注入量，ρw为水相密度，Krw为水相相对渗透率，μw为水相粘度，Pcow为油水两相之间的毛管力，qw为水相产量或注入量。
11.如权利要求3所述的黑油油藏模拟方法，其特征在于，
所述气组分守恒方程所对应的非线性代数方程为：
所述油组分守恒方程所对应的非线性代数方程为：
所述水组分守恒方程所对应的非线性代数方程为：
其中，Fg表示描述气组分守恒关系的函数，Fo表示描述油组分守恒关系的函数，Fw表示描述水组分守恒关系的函数，Pg为气相压力，Sg为气相饱和度，So为油相饱和度，Xgg为气组分在气相中摩尔浓度，Xgo为气组分在油相中摩尔浓度，Xog为油组分在气相中摩尔浓度，Xoo为油组分在油相中的摩尔浓度；Ω为空间积分变量，为孔隙度，ρg为气相密度，ρo为油相密度，K为渗透率，Krg为气相相对渗透率，μg为气相粘度，g为重力加速度，D为油藏深度，Kro为油相相对渗透率，μo为油相粘度，Pcgo为气油两相之间的毛管力，qg为气相产量或注入量，qo为油相产量或注入量，ρw为水相密度，Krw为水相相对渗透率，μw为水相粘度，Pcow为油水两相之间的毛管力，qw为水相产量或注入量，∑l′表示对离散网格所有表面l′的通量求和，Al′表示离散网格表面l′的面积，V表示离散网格的体积，Qg＝V×qg表示离散网格的气相注入或产出率，Qo＝V×qo表示离散网格的油相注入或产出率，Qw＝V×qw表示离散网格的水相注入或产出率。
12.如权利要求3所述的黑油油藏模拟方法，其特征在于，所述线性代数方程组为：
其中，F表示函数，X表示变量，δX为变化量，表示雅可比矩阵；
其中，Fg表示描述气组分守恒关系的函数，Fo表示描述油组分守恒关系的函数，Fw表示描述水组分守恒关系的函数，描述气组分相平衡关系的函数，表示描述油组分相平衡关系的函数，表示描述气相内部油气组分约束关系的函数，表示描述油相内部油气组分约束关系的函数，Pg为气相压力，Sg为气相饱和度，So为油相饱和度，Xgg为气组分在气相中摩尔浓度，Xgo为气组分在油相中摩尔浓度，Xog为油组分在气相中摩尔浓度，Xoo为油组分在油相中的摩尔浓度，l用于表示求解线性代数方程组的不同次数。
13.如权利要求12所述的黑油油藏模拟方法，其特征在于，在调整后的所述组分数值模型中：
当所述离散网格的流体相态为油气两相共存时，变量所述雅可比矩阵单元为：
当所述离散网格的流体相态仅为油相时，变量所述雅可比矩阵单元为：
当所述离散网格的流体相态仅为气相时，变量所述雅可比矩阵单元为：
14.如权利要求6所述的黑油油藏模拟方法，其特征在于，所述离散网格的组分包括油组分和气组分，
油组分的总摩尔分数为：
气组分的总摩尔分数为：
其中，Zo为油组分的总摩尔分数，Zg为气组分的总摩尔分数，Sg为气相饱和度，So为油相饱和度，ρg为气密度，ρo为油密度，Xog为油组分在气相中摩尔浓度，Xoo为油组分在油相中的摩尔浓度，Xgg为气组分在气相中摩尔浓度，Xgo为气组分在油相中摩尔浓度。
15.如权利要求7所述的黑油油藏模拟方法，其特征在于，所述液相比例为：
其中，V'表示液相比例，Zg为气组分的总摩尔分数，Zo为油组分的总摩尔分数，Ko油组分平衡常数，Kg为气组分平衡常数。
16.一种黑油油藏模拟装置，其特征在于，包括：
组分模型建立单元，用于执行：基于多个组分渗流参数建立描述黑油油藏流体渗流规律的组分模型；
组分数值模型生成单元，用于执行：根据基于黑油模型的黑油模拟所需数据对所述组分模型进行数值离散，得到基于所述黑油油藏的地质模型离散网格的组分数值模型；
组分相平衡参数表建立单元，用于执行：利用所述黑油模拟所需数据中的流体PVT数据建立组分相平衡参数表；
流体相态确定单元，用于执行：根据所述组分相平衡参数表和所述组分渗流参数的估计值进行闪蒸计算，得到所述离散网格的流体相态和相应物性参数；
组分数值模型调整单元，用于执行：根据所述流体相态和相应物性参数调整所述组分数值模型，以简化组分数值模型；
油藏参数变化值生成单元，用于执行：利用所述组分渗流参数的估计值和调整后的所述组分数值模型，计算得到油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值；
油藏参数确定单元，用于执行：判断所述的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值是否收敛，若是，根据所述油藏压力变化值和相应的所述估计值求和得到所述离散网格的油藏压力，根据所述各流体相饱和度变化值和相应的所述估计值求和得到所述离散网格的各流体相饱和度。
17.如权利要求16所述的黑油油藏模拟装置，其特征在于，所述多个组分渗流参数包括油藏压力、气相饱和度、油相饱和度、气组分在气相中摩尔浓度、气组分在油相中摩尔浓度、油组分在气相中摩尔浓度及油组分在油相中摩尔浓度，所述组分模型建立单元，包括：
组分模型建立模块，用于执行：基于油藏压力、气相饱和度、油相饱和度、气组分在气相中摩尔浓度、气组分在油相中摩尔浓度、油组分在气相中摩尔浓度及油组分在油相中摩尔浓度中的一个或多个，建立气组分守恒方程、油组分守恒方程、水组分守恒方程、气组分相平衡方程、油组分相平衡方程、气相内部组分约束方程及油相内部组分约束方程，作为所述组分模型。
18.如权利要求17所述的黑油油藏模拟装置，其特征在于，所述组分数值模型生成单元，包括：
组分模型离散模块，用于执行：根据所述黑油模拟所需数据，基于所述黑油油藏的地质模型离散网格，对偏微分方程形式的所述气组分守恒方程、所述油组分守恒方程及所述水组分守恒方程进行空间数值离散，得到相应的非线性代数方程；
组分数值模型生成模块，用于执行：根据所述气组分相平衡方程、所述油组分相平衡方程、所述气相内部组分约束方程、所述油相内部组分约束方程及所有所述非线性代数方程，按牛顿迭代法计算得到包含雅可比矩阵单元的线性代数方程组，作为所述离散网格的组分数值模型。
19.如权利要求16所述的黑油油藏模拟装置，其特征在于，所述组分相平衡参数表建立单元，包括：
组分摩尔比生成模块，用于执行：根据所述流体PVT数据中的油相密度、油相中溶解气油比、气相密度及气相中挥发油气比，确定油相中溶解气组分与油组分的摩尔比和气相中挥发油组分与气组分的摩尔比；
组分平衡常数生成模块，用于执行：根据所述的油相中溶解气组分与油组分的摩尔比和所述的气相中挥发油组分与气组分的摩尔比，计算得到气组分平衡常数和油组分平衡常数；
组分相平衡参数表建立模块，用于执行：根据所述的气组分平衡常数和油组分平衡常数，计算得到气组分总摩尔分数和油组分总摩尔分数，所述组分相平衡参数表包括所述气组分平衡常数、所述油组分平衡常数、所述气组分总摩尔分数、所述油组分总摩尔分数及所述流体PVT数据中相应的饱和压力。
20.如权利要求16所述的黑油油藏模拟装置，其特征在于，还包括：
初始估计值生成单元，用于执行：根据所述黑油模拟所需数据中的所述黑油油藏的地质模型确定所述离散网格的各流体相饱和度初始值，利用静水柱压力公式计算所述离散网格的油藏压力初始值，通过查询所述组分相平衡参数表得到所述离散网格的各组分总摩尔分数初始值，各流体相饱和度初始值、油藏压力初始值及各组分总摩尔分数初始值一同作为初始的所述多个组分渗流参数的估计值。
21.如权利要求16所述的黑油油藏模拟装置，其特征在于，所述流体相态确定单元，包括：
网格摩尔分数生成模块，用于执行：根据所述离散网格的所述组分渗流参数的当前估计值计算得到所述离散网格的组分总摩尔分数；
网格饱和压力生成模块，用于执行：根据所述组分总摩尔分数查询所述组分相平衡参数表，得到所述离散网格中组分构成所对应的饱和压力；
网格流体相态确定模块，用于执行：通过对比所述离散网格的饱和压力和所述组分渗流参数中的油藏压力的当前估计值，确定所述离散网格的流体相态和相应物性参数。
22.如权利要求21所述的黑油油藏模拟装置，其特征在于，所述网格流体相态确定模块，包括：
油相相态判断模块，用于执行：根据所述离散网格的油藏压力的当前估计值大于所述饱和压力判定所述离散网格的流体相态为油相；
液相比例生成模块，用于执行：当所述离散网格的油藏压力的当前估计值小于所述饱和压力时，根据所述离散网格的油藏压力的当前估计值查询所述组分相平衡参数表，得到所述离散网格的气组分平衡常数和油组分平衡常数，并根据所述的气组分平衡常数和油组分平衡常数计算所述离散网格的液相比例；
油气两相及气相判断模块，用于执行：根据所述液相比例大于零判定所述离散网格的流体相态为油气两相共存，根据所述液相比例等于或小于零判定所述离散网格的流体相态为气相；
物性参数确定模块，用于执行：根据所述离散网格的流体相态的判定结果和油藏压力的当前估计值，查询所述流体PVT数据得到相应物性参数。
23.如权利要求16所述的黑油油藏模拟装置，其特征在于，还包括：
迭代计算单元，用于执行：若所述的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值不收敛，则用所述油藏压力变化值和所述各流体相饱和度变化值作为相应的所述估计值的增量更新所述估计值，根据所述组分相平衡参数表和更新后的估计值重新进行闪蒸计算得到所述离散网格的流体相态及相应物性参数，根据重新计算的流体相态及相应物性参数重新调整组分数值模型，利用更新后的估计值和重新调整后的组分数值模型重新计算油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值，依次迭代计算，直到重新计算的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值收敛。
24.如权利要求23所述的黑油油藏模拟装置，其特征在于，所述油藏参数确定单元，包括：
收敛判断模块，用于执行：根据变化值δXl和相应估计值Xl是否满足判定所述的油藏压力变化值及各流体相饱和度变化值收敛，其中，变化值δXl表示第l次迭代后油藏压力变化值或各流体相饱和度变化值，相应估计值Xl表示前次迭代后油藏压力的估计值或各流体相饱和度的估计值，迭代次数l≥1，X1为初始的估计值，a为设定值。
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