CN112983368B - 一种注采优化协同化学驱实现原油均衡驱替的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种注采优化协同化学驱实现原油均衡驱替的方法，该方法包括以下步骤：根据油藏平均渗透率确定粘弹性颗粒的粒径中值和弹性模量；优化化学剂总浓度一定条件下的浓度比；统计各层物性参数，根据熵权算法和基于重心法的聚类分析法组合层系；计算得到针对层系渗透率非均质特征下两段塞注入的单井最优分段塞体积比；结合剩余油饱和度变异系数、化学驱增油效果和成本建立目标函数，调用数值模拟器进行优化；基于上述结果得到各注入井分段塞的化学剂浓度和用量、生产井的产液量。本发明将注采优化和化学驱协同，有效地实现了原油均衡驱替开发及提高采收率的目的。
Description
技术领域
本发明涉及一种注采优化协同化学驱实现原油均衡驱替的方法，属于油气田开发技术领域。
背景技术
目前，许多油田在开发过程中存在井距大、层系多、储层非均质性强、化学驱注采对应率差、注入流体易窜流等问题，难以实现均衡驱替。
化学驱是我国高含水油田提高采收率的重要方法，其通过向地层中注入化学剂，可以有效降低水油流度比和油水界面张力，达到降水增油的效果。大量的化学驱矿场实践表明注采井位和液量的选择、化学剂类型、不同化学剂浓度的配比以及注入段塞体积等关键因素均会对开发效果产生很大的影响，但目前尚没有建立一种完善的参数设计优化方法，极大地影响了化学驱的开发效果和推广应用。
目前，油田开发中一般通过注采井井位调整或者实施聚合物驱实现原油均衡驱替，井位调整的方法一般都是基于油藏特征及参数进行调整，虽然可以得到相对较好的开发效果，但是难以实现最优的开发效果。单一注聚合物虽然可以提高注入水的粘度，增大注入水波及体积，但是没有考虑针对油藏不同区域的地质特征实现差异化注采。
为此，本发明提出一种注采优化协同化学驱实现原油均衡驱替的方法，其可以有效提高化学驱的注采对应率，实现化学驱的均衡驱替，为大幅提高化学驱开发效果提供技术支撑。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明提出一种注采优化协同化学驱实现原油均衡驱替的方法，可为油田控水增油、提高化学驱开发效果提供技术支撑。
术语解释：
1、岩心驱油实验，是指利用填砂管岩心模型、恒温箱、流量泵等多种实验装置进行注水驱动原油实验。
2、渗透率，储层岩石中多数孔隙是相互连通的，在一定的压差作用下，流体可以在孔隙中流动。岩石的这种性质称为渗透性。渗透性的大小用渗透率表示，单位一般为10-3μm2。
3、有效厚度，油层有效厚度，是指指储层中具有工业产油能力的那部分油层的厚度，即具可动油的储集层的厚度。
4、采出程度，采出程度又称采收率，是指油田自开发至当前累计采油量占地质储量的百分比。
5、剩余地质储量，是指除去已经开发生产的储量以外存在于地下储集层中剩余的油气地质储量。
6、综合评价指数，与储层的渗透率、有效厚度、采出程度和剩余地质储量相关，用于综合反映单个小层的物性特征。
7、井位坐标，是指井口坐标，指的是地表石油钻机转盘中心位置的坐标，包括经度、纬度两个要素。
本发明的技术方案为：
一种注采优化协同化学驱实现原油均衡驱替的方法，包括步骤如下：
(1)确定粘弹性颗粒的粒径中值和弹性模量；
粘弹性颗粒的粒径中值和弹性模量与油藏的渗透率存在匹配性，通过已知的油藏渗透率，可以计算出与油藏渗透率特征匹配的粒径中值和弹性模量，然后确定粒径中值和弹性模量满足计算结果的粘弹性颗粒，供后续化学驱使用。
(2)优化三种化学剂浓度配比；
根据吨剂增油量最大值对应所采用的化学剂注入浓度计算得到聚合物、表面活性剂和粘弹性颗粒三种化学剂的最优浓度比；
(3)组合开发层系；
统计各注入井穿过的各小层的物性参数，包括渗透率、有效厚度、采出程度和剩余地质储量，根据熵权算法确定各物性参数的权重，计算各小层的综合评价指数；
采用基于重心法的聚类分析法进行小层合并，将所有小层组合为两个层系；
(4)确定化学驱分段塞体积比；
(5)优化单井井位、注采液量及化学剂用量；
(6)确定单井分段塞体积及浓度。
根据本发明优选的，步骤(1)中，确定粘弹性颗粒的粒径中值和弹性模量，是指：
根据矿场提供的油藏平均渗透率，基于粘弹性颗粒的粒径中值、弹性模量与油藏平均渗透率的匹配关系模型，计算与目标油藏相匹配的粘弹性颗粒的粒径中值和弹性模量，计算公式如式(Ⅰ)、式(Ⅱ)所示：
式(Ⅰ)、式(Ⅱ)中，
为油藏平均渗透率，10-3μm2；
为与目标油藏相匹配的粘弹性颗粒的粒径中值，μm；Em为与目标油藏相匹配的粘弹性颗粒弹性模量，Pa；Ln()为对数函数。
根据本发明优选的，步骤(2)中，优化三种化学剂浓度配比，包括步骤如下：
①基于填砂管岩心模型驱替实验，在保证化学剂总浓度不变的条件下，分别调整聚合物、表面活性剂、粘弹性颗粒浓度，进行不少于15组岩心驱油实验，统计各组岩心驱油实验化学剂溶液注入体积和累积产油量，计算吨剂增油量，如式(Ⅲ)所示：
式(Ⅲ)中，Rt为吨剂增油量，m3/t；Qo为化学驱累积产油量，10-6m3；Qoi为水驱产油量，10-6m3；wp为聚合物浓度，kg/m3；ws为表面活性剂浓度，kg/m3；wg为粘弹性颗粒浓度，kg/m3；V为化学剂溶液注入体积，10-6m3；
②根据吨剂增油量最大值对应实验所采用的化学剂注入浓度计算得到聚合物、表面活性剂和粘弹性颗粒三种化学剂的最优浓度比为wp:ws:wg。
根据本发明优选的，采用基于重心法的聚类分析法进行小层合并，包括：
首先，计算各小层之间的欧式距离；然后，将欧式距离最短的两个小层合并为一个新层；再次，计算新层与其它层之间的欧式距离，重复此过程，最后，将所有小层组合为两个层系。
根据本发明优选的，步骤(4)中，确定化学驱分段塞体积比，具体步骤包括：
③建立由所述两个层系组成的单井组油藏模型进行两段塞化学驱数值模拟，计算不同渗透率级差、不同高低渗层厚度比下的采收率，确定最优化学驱分段塞体积比；
④以步骤③中高低渗层厚度比与渗透率级差的乘积为横轴，以最优化学驱分段塞体积比为纵轴，绘制散点图，通过非线性回归得到化学驱分段塞体积比确定图版；
⑤确定单井高低渗层厚度比与渗透率级差的乘积，利用化学驱分段塞体积比确定图版得到各井最优化学驱分段塞体积比d1:d2，化学驱分段塞体积比d1:d2是指化学驱段塞一的体积d1与所述化学驱段塞一相邻的化学驱段塞二的体积d2的比值。
根据本发明优选的，步骤③的具体实现步骤包括：
首先，从目标油藏模型中截取单井组油藏模型，建立由所述两个层系组成的不同渗透率级差、不同高低渗层厚度比的模型；
然后，对于某一渗透率级差、高低渗层厚度比的模型，在化学剂总用量相同的条件下，利用化学驱数值模拟器对不同分段塞体积比的采收率进行计算；
最后，以分段塞体积比为横轴，采收率为纵轴，绘制散点图，拟合得到采收率最大时对应的分段塞体积比，即为该渗透率级差、高低渗层厚度比条件下的最优化学驱分段塞体积比。
根据本发明优选的，步骤(5)中，优化单井井位、注采液量及化学剂用量，包括步骤如下：
采用剩余油饱和度的变异系数表征化学驱的均衡程度，同时考虑化学驱的增油效果和注化学剂成本，确定注采优化协同化学驱实现均衡驱替的目标函数如式(Ⅳ)所示：
式(Ⅳ)中，Obj为注采优化协同化学驱实现均衡驱替的目标函数，L为各注入井和生产井的井位坐标，qi为各注入井的日注液量，qp为各生产井的日注液量，Sor为残余油饱和度，小数；
为平均剩余油饱和度，小数；So(L,qi,qp)为剩余油饱和度，小数；Vr(So)为剩余油饱和度的变异系数，小数；CTc,i为第i口注入井注入的化学剂总浓度，kg/m3；VT,i为第i口注入井注入的化学剂总体积，m3；PP为聚合物价格，元/kg；PS为表面活性剂价格，元/m3；Pg为粘弹性颗粒价格，元/kg；将L,qi,qp输入化学驱数值模拟器求取So(L,qi,qp)；
以Obj最大为目标，以各注入井和生产井的井位坐标L、所述第i口注入井注入的化学剂总浓度CTc,i、所述第i口注入井注入的化学剂总体积VT,i、各生产井的日产液量qi和各注入井的日注液量qp为可调变量，当注入井和生产井的井位坐标、各生产井的日产液量和各注入井的日注液量变化时，调用化学驱数值模拟器计算得到的平均剩余油饱和度与剩余油饱和度的变异系数随之变化，进而影响目标函数Obj的值。调用化学驱数值模拟器对不同可调变量组合时的Obj进行计算，Obj最大时对应的可调变量为各可调变量的最优值。
根据本发明优选的，步骤(6)中，确定单井分段塞体积及浓度，具体实现步骤包括：
根据第i口注入井注入的化学剂总浓度CTc,i、所述第i口注入井注入的化学剂总体积VT,i以及聚合物、表面活性剂和粘弹性颗粒三种化学剂的最优浓度比为wp:ws:wg、最优化学驱分段塞体积比d1:d2计算各注入井不同化学剂的注入浓度和分段塞体积，其中，第i口注入井注入的化学剂浓度Cl,i如式(Ⅴ)所示：
式(Ⅴ)中，l∈{p,s,g}；wl为化学剂最优浓度值，p代指聚合物，s代指表面活性剂，g代指粘弹性颗粒；
第i口注入井注入的化学剂段塞j的体积VT,i,j如式(Ⅵ)所示：
式(Ⅵ)中，j的取值为1或2，当j为1时，就是第i口注入井注入的化学剂段塞一的体积，当j为2时，就是第i口注入井注入的化学剂段塞二的体积。
本发明的有益效果为：
1、通过筛选与油层渗透率具有匹配性的粘弹性颗粒，可以最大化粘弹性颗粒在地层中的封堵效果，有效提高采出程度。
2、通过优化三种化学剂的浓度配比，可以有效提高化学剂相互间的协同作用，最大化各部分化学剂对采出程度提高的效果。
3、通过开发层系组合，将特征相近的地层组合，采用相同的注采量，可以在近似保证开发效果的同时大量减少后续优化的工作量。
4、通过单井井位、注采液量及化学剂用量优化，可以减少各变量相互之间的影响，得到适应于当前地质特征的各变量，实现在经济和技术方面最大化开发效果。
附图说明
图1为注采优化协同化学驱实现原油均衡驱替的方法的流程示意图；
图2为段塞用量比例优化结果示意图；
图3为井位图；
图4为采收率曲线示意图。
具体实施方式
下面结合说明书附图和实施例对本发明作进一步限定，但不限于此。
实施例1
一种注采优化协同化学驱实现原油均衡驱替的方法，如图1所示，包括步骤如下：
(1)确定粘弹性颗粒的粒径中值和弹性模量；
粘弹性颗粒的粒径中值和弹性模量与油藏的渗透率存在匹配性，通过已知的油藏渗透率，可以计算出与油藏渗透率特征匹配的粒径中值和弹性模量，然后确定粒径中值和弹性模量满足计算结果的粘弹性颗粒，供后续化学驱使用。
(2)优化三种化学剂浓度配比；
根据吨剂增油量最大值对应所采用的化学剂注入浓度计算得到聚合物、表面活性剂和粘弹性颗粒三种化学剂的最优浓度比；
(3)组合开发层系；
统计各注入井穿过的各小层的物性参数，包括渗透率、有效厚度、采出程度和剩余地质储量，根据熵权算法确定各物性参数的权重，计算各小层的综合评价指数；具体计算步骤参见文献：张顺康,刘炳官,钟思瑛,等.基于熵权算法的细分层系方法[J].油气地质与采收率,2010,17(3):86-89。
采用基于重心法的聚类分析法进行小层合并，将所有小层组合为两个层系；
(4)确定化学驱分段塞体积比；
(5)优化单井井位、注采液量及化学剂用量；
(6)确定单井分段塞体积及浓度。
实施例2
根据实施例1所述的一种注采优化协同化学驱实现原油均衡驱替的方法，其区别在于：
步骤(1)中，确定粘弹性颗粒的粒径中值和弹性模量，是指：
我国某油藏平均渗透率为856×10-3μm2，基于粘弹性颗粒的粒径中值、弹性模量与油藏平均渗透率的匹配关系模型，计算与目标油藏相匹配的粘弹性颗粒的粒径中值和弹性模量，计算公式如式(Ⅰ)、式(Ⅱ)所示：
式(Ⅰ)、式(Ⅱ)中，
为油藏平均渗透率，10-3μm2；
为与目标油藏相匹配的粘弹性颗粒的粒径中值，μm；Em为与目标油藏相匹配的粘弹性颗粒弹性模量，Pa；Ln()为对数函数。根据式(Ⅰ)、式(Ⅱ)，计算出与该油藏渗透率相匹配的粘弹性颗粒的粒径中值为177.34μm，弹性模量为2.95Pa。
步骤(2)中，优化三种化学剂浓度配比，包括步骤包括：
①基于填砂管岩心模型驱替实验，在保证化学剂总浓度不变的条件下，分别调整聚合物、表面活性剂、粘弹性颗粒浓度，进行16组岩心驱油实验，统计各组岩心驱油实验化学剂溶液注入体积和累积产油量，计算吨剂增油量，如式(Ⅲ)所示：
式(Ⅲ)中，Rt为吨剂增油量，m3/t；Qo为化学驱累积产油量，10-6m3；Qoi为水驱产油量，10-6m3；wp为聚合物浓度，kg/m3；ws为表面活性剂浓度，kg/m3；wg为粘弹性颗粒浓度，kg/m3；V为化学剂溶液注入体积，10-6m3；
②根据吨剂增油量最大值对应实验所采用的化学剂注入浓度计算得到聚合物、表面活性剂和粘弹性颗粒三种化学剂的最优浓度比为wp:ws:wg。
在本实施例中，化学剂总浓度为4kg/m3，注入体积为240×10-6m3。吨剂增油量最大方案水驱产油量为37.8×10-6m3，化学驱累积产油量为74.6×10-6m3，增油量为36.8×10- 6m3，吨剂增油量为51.11m3/t，对应方案中聚合物、表面活性剂和粘弹性颗粒三种化学剂的浓度配比为1:2:1。
步骤(3)中，统计各注入井穿过的各小层的物性参数，包括渗透率、有效厚度、采出程度和剩余地质储量，根据熵权算法确定各物性参数的权重，计算各小层的综合评价指数；
该油藏某井组各小层渗透率、有效厚度、采出程度和剩余地质储量见表1：
表1
首先，根据熵权算法可以计算出渗透率、有效厚度、采出程度和剩余地质储量的权重分别为0.1858,0.48,0.1462,0.1879，根据权重可以计算出各小层的综合评价指标，如表1所示，具体计算步骤参见文献：张顺康,刘炳官,钟思瑛,等.基于熵权算法的细分层系方法[J].油气地质与采收率,2010,17(3):86-89。
采用基于重心法的聚类分析法进行小层合并，将所有小层组合为两个层系；包括：首先，计算各小层之间的欧式距离；然后，将欧式距离最短的两个小层合并为一个新层；再次，计算新层与其它层之间的欧式距离，重复此过程，最后，将所有小层组合为两个层系。将井组划分为两个层段可以有效反映储层的韵律性和纵向非均质性，且各层段间渗透率级差和厚度均处于多段塞化学驱调驱界限范围，因此将地层划分为两个层段，其中第1层段包括1-7小层，第2层段包括8-13小层。
步骤(4)中，确定化学驱分段塞体积比，具体步骤包括：
③建立由所述两个层系组成的单井组油藏模型进行两段塞化学驱数值模拟，计算不同渗透率级差、不同高低渗层厚度比下的采收率，确定最优化学驱分段塞体积比；具体实现步骤包括：
首先，从目标油藏模型中截取单井组油藏模型，建立由所述两个层系组成的不同渗透率级差、不同高低渗层厚度比的模型；
然后，对于某一渗透率级差、高低渗层厚度比的模型，在化学剂总用量相同的条件下，利用化学驱数值模拟器对不同分段塞体积比的采收率进行计算；如图4所示。
最后，以分段塞体积比为横轴，采收率为纵轴，绘制散点图，拟合得到采收率最大时对应的分段塞体积比，即为该渗透率级差、高低渗层厚度比条件下的最优化学驱分段塞体积比。
在本实施例中，建立由两个层系组成的单井组油藏数值模拟模型开展化学驱数值模拟计算，其中两个层系的渗透率级差分别为3、5、7，高低渗层厚度比为0.1、0.4、0.6。根据化学剂浓度不同将化学驱阶段划分为两个段塞，在保持注入化学剂质量相等的情况下，改变两个段塞的大小，建立各段塞用量比分别为0.17、0.27、0.4、0.75、1.33、2.5的数值模拟模型，进行数值模拟计算采收率，确定最优分段塞大小比。
④以步骤③中高低渗层厚度比与渗透率级差的乘积为横轴，以最优化学驱分段塞体积比为纵轴，绘制散点图，通过非线性回归得到化学驱分段塞体积比确定图版；如图2所示。
得到高低渗层厚度比与渗透率级差的乘积与最优化学驱分段塞体积比成二次多项式关系，利用最小二乘法进行回归，计算得到二次多项式系数，将得到的二次多项式曲线绘制在坐标轴中，即为化学驱分段塞体积比确定图版。
⑤确定单井高低渗层厚度比与渗透率级差的乘积，利用化学驱分段塞体积比确定图版得到各井最优化学驱分段塞体积比d1:d2，化学驱分段塞体积比d1:d2是指化学驱段塞一的体积d1与所述化学驱段塞一相邻的化学驱段塞二的体积d2的比值。
根据计算得到的层段组合结果，统计各注入井各层段的有效厚度和渗透率，计算单井高低渗层厚度比与渗透率级差的乘积。设计化学剂浓度为4kg/m3，依据图版得到的段塞一与段塞二体积比例结果见表2。
表2
步骤(5)中，优化单井井位、注采液量及化学剂用量，包括步骤如下：
采用剩余油饱和度的变异系数表征化学驱的均衡程度，同时考虑化学驱的增油效果和注化学剂成本，确定注采优化协同化学驱实现均衡驱替的目标函数如式(Ⅳ)所示：
式(Ⅳ)中，Obj为注采优化协同化学驱实现均衡驱替的目标函数，L为各注入井和生产井的井位坐标，qi为各注入井的日注液量，qp为各生产井的日注液量，Sor为残余油饱和度，小数；
为平均剩余油饱和度，小数；So(L,qi,qp)为剩余油饱和度，小数；Vr(So)为剩余油饱和度的变异系数，小数；CTc,i为第i口注入井注入的化学剂总浓度，kg/m3；VT,i为第i口注入井注入的化学剂总体积，m3；PP为聚合物价格，元/kg；PS为表面活性剂价格，元/m3；Pg为粘弹性颗粒价格，元/kg；将L,qi,qp输入化学驱数值模拟器求取So(L,qi,qp)；
以Obj最大为目标，以各注入井和生产井的井位坐标L、所述第i口注入井注入的化学剂总浓度CTc,i、所述第i口注入井注入的化学剂总体积VT,i、各生产井的日产液量qi和各注入井的日注液量qp为可调变量，当注入井和生产井的井位坐标、各生产井的日产液量和各注入井的日注液量变化时，调用化学驱数值模拟器计算得到的平均剩余油饱和度与剩余油饱和度的变异系数随之变化，进而影响目标函数Obj的值。调用化学驱数值模拟器对不同可调变量组合时的Obj进行计算，Obj最大时对应的可调变量为各可调变量的最优值。
本实施例中，该油藏残余油饱和度为0.25，平均剩余油饱和度为0.32，剩余油饱和度的变异系数为0.34。
其中聚合物价格、表面活性剂价格和粘弹性颗粒价格分别为12元/kg、10元/kg和15元/kg。优化得到各可调变量的最优值见表3和表4，表3为各生产井生产参数优化结果，表4为各注入井注入参数优化计算结果，井位见图3。
表3
| 生产井 | 最优日产液量/(m<sup>3</sup>/d) | 生产井 | 最优日产液量/(m<sup>3</sup>/d) |
| C29 | 135.51 | D13 | 164.79 |
| C6 | 219.64 | C24 | 257.10 |
| C12 | 204.20 | C18 | 227.72 |
| C16 | 114.30 | C32 | 148.85 |
| C4 | 214.55 | D15 | 62.92 |
| C10 | 372.34 | D19 | 118.80 |
| C30 | 338.05 | C31 | 148.15 |
| C28 | 180.43 | C23 | 112.65 |
表4
步骤(6)中，确定单井分段塞体积及浓度，具体实现步骤包括：
根据第i口注入井注入的化学剂总浓度CTc,i、所述第i口注入井注入的化学剂总体积VT,i以及聚合物、表面活性剂和粘弹性颗粒三种化学剂的最优浓度比为wp:ws:wg、最优化学驱分段塞体积比d1:d2计算各注入井不同化学剂的注入浓度和分段塞体积，其中，第i口注入井注入的化学剂浓度Cl,i如式(Ⅴ)所示：
式(Ⅴ)中，l∈{p,s,g}；wl为化学剂最优浓度值，p代指聚合物，s代指表面活性剂，g代指粘弹性颗粒；
第i口注入井注入的化学剂段塞j的体积VT,i,j如式(Ⅵ)所示：
式(Ⅵ)中，j的取值为1或2，当j为1时，就是第i口注入井注入的化学剂段塞一的体积，当j为2时，就是第i口注入井注入的化学剂段塞二的体积。
根据式(Ⅵ)式计算得到的各注入井的聚合物浓度、表面活性剂浓度、粘弹性颗粒浓度、化学剂段塞一VT,i,1的体积和化学剂段塞二VT,i,2的体积见表4。
基于上述得到的结果，代入到数值模拟计算中，得到的采收率曲线见图4。
Claims (9)
1.一种注采优化协同化学驱实现原油均衡驱替的方法，其特征在于，包括步骤如下：
(1)确定粘弹性颗粒的粒径中值和弹性模量；
(2)优化三种化学剂浓度配比；
根据吨剂增油量最大值对应所采用的化学剂注入浓度计算得到聚合物、表面活性剂和粘弹性颗粒三种化学剂的最优浓度比；
(3)组合开发层系；
(4)确定化学驱分段塞体积比；
(5)优化单井井位、注采液量及化学剂用量；
(6)确定单井分段塞体积及浓度；
步骤(1)中，确定粘弹性颗粒的粒径中值和弹性模量，是指：
根据矿场提供的油藏平均渗透率，基于粘弹性颗粒的粒径中值、弹性模量与油藏平均渗透率的匹配关系模型，计算与目标油藏相匹配的粘弹性颗粒的粒径中值和弹性模量，计算公式如式(Ⅰ)、式(Ⅱ)所示：
式(Ⅰ)、式(Ⅱ)中，
为油藏平均渗透率，10-3μm2；
为与目标油藏相匹配的粘弹性颗粒的粒径中值，μm；Em为与目标油藏相匹配的粘弹性颗粒弹性模量，Pa；Ln()为对数函数。
2.根据权利要求1所述的一种注采优化协同化学驱实现原油均衡驱替的方法，其特征在于，步骤(3)中，组合开发层系，是指：
统计各注入井穿过的各小层的物性参数，包括渗透率、有效厚度、采出程度和剩余地质储量，根据熵权算法确定各物性参数的权重，计算各小层的综合评价指数；
采用基于重心法的聚类分析法进行小层合并，将所有小层组合为两个层系。
3.根据权利要求1所述的一种注采优化协同化学驱实现原油均衡驱替的方法，其特征在于，步骤(2)中，优化三种化学剂浓度配比，包括步骤如下：
①在保证化学剂总浓度不变的条件下，分别调整聚合物、表面活性剂、粘弹性颗粒浓度，进行若干组岩心驱油实验，统计各组岩心驱油实验化学剂溶液注入体积和累积产油量，计算吨剂增油量，
如式(Ⅲ)所示：
式(Ⅲ)中，Rt为吨剂增油量，m3/t；Qo为化学驱累积产油量，10-6m3；Qoi为水驱产油量，10- 6m3；wp为聚合物浓度，kg/m3；ws为表面活性剂浓度，kg/m3；wg为粘弹性颗粒浓度，kg/m3；V为化学剂溶液注入体积，10-6m3；
②根据吨剂增油量最大值对应实验所采用的化学剂注入浓度计算得到聚合物、表面活性剂和粘弹性颗粒三种化学剂的最优浓度比为wp:ws:wg。
4.根据权利要求2所述的一种注采优化协同化学驱实现原油均衡驱替的方法，其特征在于，采用基于重心法的聚类分析法进行小层合并，包括：首先，计算各小层之间的欧式距离；然后，将欧式距离最短的两个小层合并为一个新层；再次，计算新层与其它层之间的欧式距离，重复此过程，最后，将所有小层组合为两个层系。
5.根据权利要求2所述的一种注采优化协同化学驱实现原油均衡驱替的方法，其特征在于，步骤(4)中，确定化学驱分段塞体积比，具体步骤包括：
③建立由所述两个层系组成的单井组油藏模型进行两段塞化学驱数值模拟，计算不同渗透率级差、不同高低渗层厚度比下的采收率，确定最优化学驱分段塞体积比；
④以步骤③中高低渗层厚度比与渗透率级差的乘积为横轴，以最优化学驱分段塞体积比为纵轴，绘制散点图，通过非线性回归得到化学驱分段塞体积比确定图版；
⑤确定单井高低渗层厚度比与渗透率级差的乘积，利用化学驱分段塞体积比确定图版得到各井最优化学驱分段塞体积比d1:d2，化学驱分段塞体积比d1:d2是指化学驱段塞一的体积d1与所述化学驱段塞一相邻的化学驱段塞二的体积d2的比值。
6.根据权利要求5所述的一种注采优化协同化学驱实现原油均衡驱替的方法，其特征在于，步骤①的具体实现步骤包括：
首先，从目标油藏模型中截取单井组油藏模型，建立由所述两个层系组成的不同渗透率级差、不同高低渗层厚度比的模型；
然后，对于某一渗透率级差、高低渗层厚度比的模型，在化学剂总用量相同的条件下，利用化学驱数值模拟器对不同分段塞体积比的采收率进行计算；
最后，以分段塞体积比为横轴，采收率为纵轴，绘制散点图，拟合得到采收率最大时对应的分段塞体积比，即为该渗透率级差、高低渗层厚度比条件下的最优化学驱分段塞体积比。
7.根据权利要求1所述的一种注采优化协同化学驱实现原油均衡驱替的方法，其特征在于，步骤(5)中，优化单井井位、注采液量及化学剂用量，包括步骤如下：
采用剩余油饱和度的变异系数表征化学驱的均衡程度，同时考虑化学驱的增油效果和注化学剂成本，确定注采优化协同化学驱实现均衡驱替的目标函数如式(IV)所示：
式(IV)中，Obj为注采优化协同化学驱实现均衡驱替的目标函数，L为各注入井和生产井的井位坐标，qi为各注入井的日注液量，qp为各生产井的日注液量，Sor为残余油饱和度，小数；
为平均剩余油饱和度，小数；So(L,qi,qp)为剩余油饱和度，小数；Vr(So)为剩余油饱和度的变异系数，小数；CTc,i为第i口注入井注入的化学剂总浓度，kg/m3；VT,i为第i口注入井注入的化学剂总体积，m3；PP为聚合物价格，元/kg；PS为表面活性剂价格，元/m3；Pg为粘弹性颗粒价格，元/kg；
以Obj最大为目标，以各注入井和生产井的井位坐标L、所述第i口注入井注入的化学剂总浓度CTc,i、所述第i口注入井注入的化学剂总体积VT,i、各生产井的日产液量qi和各注入井的日注液量qp为可调变量，调用化学驱数值模拟器对不同可调变量组合时的Obj进行计算，Obj最大时对应的可调变量为各可调变量的最优值。
8.根据权利要求1-7任一所述的一种注采优化协同化学驱实现原油均衡驱替的方法，其特征在于，步骤(6)中，确定单井分段塞体积及浓度，具体实现步骤包括：
根据第i口注入井注入的化学剂总浓度CTc,i、所述第i口注入井注入的化学剂总体积VT,i以及聚合物、表面活性剂和粘弹性颗粒三种化学剂的最优浓度比为wp:ws:wg、最优化学驱分段塞体积比d1:d2计算各注入井不同化学剂的注入浓度和分段塞体积，其中，第i口注入井注入的化学剂浓度Cl,i如式(Ⅴ)所示：
式(Ⅴ)中，l∈{p,s,g}；wl为化学剂最优浓度值，p代指聚合物，s代指表面活性剂，g代指粘弹性颗粒；
第i口注入井注入的化学剂段塞j的体积VT,i,j如式(Ⅵ)所示：
式(Ⅵ)中，j的取值为1或2，当j为1时，就是第i口注入井注入的化学剂段塞一的体积，当j为2时，就是第i口注入井注入的化学剂段塞二的体积。
9.根据权利要求3所述的一种注采优化协同化学驱实现原油均衡驱替的方法，其特征在于，进行不少于15组岩心驱油实验。
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