一种孔隙型碳酸盐岩亚分辨率剩余油分类识别方法技术

本发明专利技术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。三维模型重构。三维模型重构。

【技术实现步骤摘要】
一种孔隙型碳酸盐岩亚分辨率剩余油分类识别方法


[0001]本专利技术属于油田开发
，尤其涉及一种孔隙型碳酸盐岩亚分辨率剩余油分类识别方法。

技术介绍

[0002]碳酸盐岩油气田在世界油气分布中占有重要地位，其油气储量约占全世界油气总储量的50％，油气产量占全世界油气总产量的60％以上。碳酸盐岩地层沉积年代久远，经历的成岩作用期次多、类型广，储集空间复杂，包括孔隙、裂缝和溶洞，非均质性强，孔隙空间尺寸差异较大，微米级、纳米级孔隙较发育，表现为孔隙度很高，但渗透率却较低，低渗
‑
特低渗的情况普遍。
[0003]数字岩心技术作为岩心分析的有效方法得到了长足发展，在碳酸盐岩分析领域应用广泛，获得了极大的成功。数字岩心建模方法可分为物理实验方法和数值重建方法两大类。物理实验方法是先借助高倍光学显微镜、扫描电镜或CT成像仪等高精度仪器获取岩心的平面图像，然后再对平面图像进行三维重建获得数字岩心；数值重建方法是借助岩心平面图像等少量资料，通过图像分析提取建模信息，然后采用某种数学方法建立数字岩心。
[0004]目前，基于Micro
‑
CT建立三维数字岩心的方法受到扫描分辨率的限制，难以识别纳米级和部分微米级的孔隙，故而无法对该类微小孔隙中的剩余油进行分类。特别是碳酸盐岩中存在较多常规Micro
‑
CT无法识别的微孔，若仅根据扫描图像识别出的孔隙进行数字岩心重构，会导致计算孔隙度远低于气测孔隙度，建立的数字岩心无法表征实际岩心，进而对剩余油的识别和分类造成影响。因此，亟需一种广泛适用的孔隙型碳酸盐岩微观剩余油分类识别和表征方法。

技术实现思路

[0005]本专利技术的目的在于提供一种孔隙型碳酸盐岩亚分辨率剩余油分类识别方法，所述分类识别方法利用双三次差值方法和最近邻插值方法实现了图像像素的增强放大和等比例放大，通过对比不同精度放大图像的CT值差异，建立了微观剩余油分类识别方法。
[0006]为达到此专利技术目的，本专利技术采用以下技术方案：
[0007]本专利技术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，所述分类识别方法包括以下步骤：
[0008](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；
[0009](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；
[0010](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；
[0011](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；
[0012](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；
[0013](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。
[0014]本专利技术采用双三次差值方法和最近邻插值方法实现了图像像素的增强放大和等比例放大，通过对比不同精度放大图像的CT值差异，建立了微观剩余油分类识别方法，解决了现有分析方法中因受到扫描分辨率的限制，难以识别纳米级和部分微米级的孔隙，而无法对此类微小孔隙中的剩余油进行分类的难题。
[0015]作为本专利技术优选的技术方案，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。
[0016]本专利技术中，所述碳酸盐岩岩心切割后的直径为7.5
‑
8.5mm，例如可以是7.5mm、7.7mm、7.9mm、8mm、8.1mm、8.3mm或8.5mm等，但不仅限于所列举的数值，数值范围内其他未列举的数值同样适用。
[0017]本专利技术中，所述碳酸盐岩岩心切割后的长度为4.5
‑
5.5cm，例如可以是4.5cm、4.7cm、4.9cm、5cm、5.1cm、5.3cm或5.5cm等，但不仅限于所列举的数值，数值范围内其他未列举的数值同样适用。
[0018]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。
[0019]作为本专利技术优选的技术方案，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。
[0020]本专利技术中，所述孔隙压力升至7.5
‑
8.5MPa，例如可以是7.5MPa、7.7MPa、7.9MPa、8MPa、8.1MPa、8.3MPa或8.5MPa等，但不仅限于所列举的数值，数值范围内其他未列举的数值同样适用。
[0021]本专利技术中，所述围压升至11.5
‑
12.5MPa，例如可以是11.5MPa、11.7MPa、11.9MPa、12MPa、12.1MPa、12.3MPa或12.5MPa等，但不仅限于所列举的数值，数值范围内其他未列举的数值同样适用。
[0022]本专利技术中，所述稳定的时间为4
‑
6h，例如可以是4h、4.2h、4.4h、4.6h、4.8h、5h、5.2h、5.4h、5.6h、5.8h或6h等，但不仅限于所列举的数值，数值范围内其他未列举的数值同样适用。
[0023]作为本专利技术优选的技术方案，步骤(2)所述KI水溶液的浓度为25
‑
35wt％，例如可以是25wt％、27wt％、29wt％、30wt％、31wt％、33wt％或35wt％等，但不仅限于所列举的数值，数值范围内其他未列举的数值同样适用。
[0024]优选地，步骤(2)所述低速驱替的速度为0.01
‑
0.03mL/min，例如可以是0.01mL/min、0.015mL/min、0.02mL/min、0.025mL/min或0.03mL/min等，但不仅限于所列举的数值，数值范围内其他未列举的数值同样适用。
[0025]优选地，步骤(2)所述静置的时间为10
‑
12h，例如可以是10h、10.2h、10.4h、10.6h、10.8h、11h、11.2h、11.4h、11.6h、11.8h或12h等，但不仅限于所列举的数值，数值范围内其他未列举的数值同样适用。
[0026]作为本专利技术优选的技术方案，步骤(2)所述做差分析为采用公式(1)进行分析：本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
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：ΔCT
21
＝CT2‑
CT1ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(1)其中，CT1＝0，表示此区域的孔隙为宏观孔隙；ΔCT
21
＝0，表示此区域为岩石骨架；CT1≠0且ΔCT
21
≠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/min；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
‑
...

【专利技术属性】
技术研发人员：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，
申请(专利权)人：中海石油中国有限公司，
类型：发明
国别省市：