(19)国家知识产权局 (12)发明 专利申请 (10)申请公布号 (43)申请公布日 (21)申请 号 202211199147.9 (22)申请日 2022.09.29 (71)申请人 中海石油国际能源服 务 （北京） 有限 公司 地址 100027 北京市东城区东 直门外小街6 号海油大厦 申请人 中海石油 （中国） 有限公司 (72)发明人 童凯军　何娟　李长勇　皮建　 张宇　唐嘉伟　郭胜　蒋百召　 陈翰　姜俊帅　那日苏　达丽娜　 (74)专利代理 机构 北京品源专利代理有限公司 11332 专利代理师 赵颖 (51)Int.Cl. G06T 7/00(2017.01)G06T 3/40(2006.01) G06T 17/00(2006.01) G01N 23/046(2018.01) (54)发明名称 一种孔隙型碳酸盐岩亚分辨率剩余油分类 识别方法 (57)摘要 本发明提供了一种孔隙型碳酸盐岩亚分辨 率剩余油分类识别方法， 所述分类识别方法采用 双三次差值方法和最近邻插值方法实现了扫描 图像像素增强， 建立了不同精度孔隙网络模型， 提高了亚分辨率孔隙及剩余油表征精度， 通过对 比不同精度下增强放大图像和等比例放大图像 的CT值差异， 建立了微观剩余油分类识别和表征 方法， 实现了油、 水、 孔隙及岩石骨架的亚 分辨率 三维模型重构。 权利要求书2页 说明书7页 附图3页 CN 115439466 A 2022.12.06 CN 115439466 A 1.一种孔隙型碳酸盐岩亚分辨率剩余油分类识别方法， 其特征在于， 所述分类识别方 法包括以下步骤： (1)将碳酸盐岩岩心切割后进行预处理， 并对预处理后的所述岩心进行Micro ‑CT扫描 得到第一CT值； (2)将步骤(1)预处理后的岩心依次进行升压处理、 采用KI水溶液进行低速驱替后静 置， 对静置后的所述岩心进行Micro ‑CT扫描得到第二CT值， 将第二CT值与第一CT值进行做 差分析； (3)对步骤(2)静置后的岩心进行油驱水实验， 然后对岩心进行4次水驱油实验， 对油驱 水实验后以及每次水驱油实验后的所述岩心分别独立地进行Micro ‑CT扫描依次得到第三 至第七CT值； (4)采用双三次插值法对第二次至第七次的扫描图像进行增强放大， 将得到的第二次 扫描图像的增强放大CT值与第三次至第七次扫描图像的增强放大CT值分别独立地做差， 得 到差值； (5)采用最近邻插值法对第二次至第七次的扫描图像进行等比例放大， 将得到的第二 次扫描图像的等比例放大CT值与第三次至第七次扫描图像的等比例放大CT值分别独立地 做差， 得到 差值； (6)对步骤(4)的差值和步骤(5)的差值进行分析后， 然后对剩余油进行分类识别。 2.根据权利要求1所述的分类识别方法， 其特征在于， 步骤(1)所述碳酸盐岩岩心切割 后的直径为7.5 ‑8.5mm、 长度为 4.5‑5.5cm； 优选地， 步骤(1)所述预处理包括： 对碳酸盐岩岩心依次进行去油处理、 烘干处理和真 空处理。 3.根据权利要求1或2所述的分类识别方法， 其特征在于， 步骤(2)所述升压处理包括： 将岩心的孔隙压力升 至7.5‑8.5MPa， 围压 升至11.5‑12.5MPa， 并稳定4 ‑6h。 4.根据权利要求1 ‑3任一项所述的分类识别方法， 其特征在于， 步骤(2)所述KI水溶液 的浓度为25 ‑35wt％； 优选地， 步骤(2)所述低速驱替的速度为0.01 ‑0.03mL/min； 优选地， 步骤(2)所述静置的时间为10 ‑12h。 5.根据权利要求1 ‑4任一项所述的分类识别方法， 其特征在于， 步骤(2)所述做差分析 为采用公式(1)进行分析： ΔCT21＝CT2‑CT1         (1) 其中， CT1＝0， 表示此区域的孔隙为宏观孔隙； ΔCT21＝0， 表示此区域为岩 石骨架； CT1≠ 0且ΔCT21≠0， 表示此区域的孔隙为 亚分辨率孔隙。 6.根据权利要求1 ‑5任一项所述的分类识别方法， 其特征在于， 步骤(3)所述油驱水实 验的驱替速度为0.01 ‑0.03mL/min； 优选地， 步骤(3)所述油驱水实验中驱替油体积与岩心的孔隙体积比为(49 ‑51):1。 7.根据权利 要求1‑6任一项所述的分类识别方法， 其特征在于， 步骤(3)所述4次水驱油 实验的驱替速度分别独立地为0.01 ‑0.03mL/min、 0.04 ‑0.06mL/min、 0.09 ‑0.11mL/min和 0.49‑0.52mL/mi n； 优选地， 步骤(3)所述 4次水驱油实验中驱替水体积与岩心的孔隙体积比为(19 ‑21):1。权　利　要　求　书 1/2 页 2 CN 115439466 A 28.根据权利要求1 ‑7任一项所述的分类识别方法， 其特征在于， 步骤(4)所述增 强放大 包括： 采用双三次插值法对第二次至第七次的3 μm精度扫描图像进 行增强放大， 增强放大后 扫描图像的像素点值B(X,Y)通过源图像中与之相 邻的16个像素点采用BiCubic基函数加权 平均得到； BiCubic基函数如公式(2)所示： 将第二次增强放大扫描图像的CT值与第三次至第七次增强放大扫描图像的CT值分别 独立地做差， 采用公式(3)进行做差分析： ΔCT2k(j μm)＝CT2(j μm)‑CTk(j μm)       (3) 其中， CTk(j μm)表示第k次扫描结果增强放大至j μm精度的CT值， k分别为3、 4、 5、 6或7； j表 示放大的不同精度， j分别为0.01、 0.1和1。 9.根据权利要求1 ‑8任一项所述的分类识别方法， 其特征在于， 步骤(5)所述等比例放 大包括： 采用最近邻插值法对第二次至第七次的3 μm精度扫描图像进 行等比例放大， 等比例 放大后扫描图像的像素点值B ′(X′,Y′)与源图像中距离最近的中心像素点值相同， 源图像A 中每个像素点值A′(x′,y′)为已知； 将第二次等比例放大扫描图像的CT值与第三次至第七次扫描图像的等比例放大扫描 图像的CT值分别独立 地做差， 采用公式(4)进行做差分析： ΔCT′2k(j μm)＝CT′2(j μm)‑CT′k(j μm)       (4) 其中， CT′k(j μm)表示第k次扫描结果等比例放大至j μm精度的CT值； k分别为3、 4、 5、 6或7； j表示放大的不同精度， j分别为0.01、 0.1和1。 10.根据权利要求1 ‑9任一项所述的分类识别方法， 其特征在于， 步骤(6)所述分析为对 公式(3)中Δ CT2k(j μm)与公式(4)中Δ CT′2k(j μm)的结果进行分析； 其中， ΔCT2k(jμm)＝ΔCT′2k(jμm)＝0， 表示该位置岩石骨架或孔隙中流体状态未发生变 化， 不含剩余油； ΔCT2k(jμm)≠0， 表示该位置含有剩余油， 通过对比不同精度下的ΔCT2k(jμm)与Δ CT′2k(j μm)的差异， 进行剩余油的分类识别： 1)|ΔCT2k(0.01 μm)‑ΔCT′2k(0.01 μm)|≤5， 表示此区域的剩余油为 I型剩余油； 2)|ΔCT2k(0.1 μm)‑ΔCT′2k(0.1 μm)|≤5， 表示此区域的剩余油为 II型剩余油； 3)|ΔCT2k(1 μm)‑ΔCT′2k(1 μm)|≤5， 表示此区域的剩余油为 III型剩余油。权　利　要　求　书 2/2 页 3 CN 115439466 A 3