JoVE Journal > Engineering
Summary
Abstract
Introduction
Protocol
Results
Discussion
Disclosures
Acknowledgements
Materials
References
Nederlands

Automatically Generated
Please note that all translations are automatically generated. Click here for the English version.
Engineering

Porie-schaal beeldvorming en karakterisering van koolwaterstof Reservoir Rock bevochtigbaarheid op ondergrond voorwaarden met behulp van de Microtomography van de X-ray

Published: October 21, 2018
doi:
10.3791/57915
, , ,
1Department of Earth Science and Engineering,Imperial College London

Summary

Dit protocol is bedoeld om te karakteriseren van de voorwaarden van de complexe bevochtiging van een ondoorzichtig poreus medium (koolwaterstof reservoir rots) met behulp van drie-dimensionale beelden verkregen door microtomography van de X-ray op ondergrond voorwaarden.

Abstract

In situ bevochtigbaarheid metingen in de rotsen van de reservoir van de koolwaterstof zijn alleen mogelijk geweest onlangs. Het doel van dit werk is om een protocol karakteriseren de voorwaarden van de complexe bevochtiging van koolwaterstof reservoir rots met behulp van porie-schaal driedimensionale röntgenfoto imaging op ondergrond voorwaarden. Heterogene carbonaat reservoir rotsen, gewonnen uit een zeer grote producerende olieveld, zijn in dit werk gebruikt om aan te tonen van het protocol. De rotsen zijn verzadigd met pekel en olie en leeftijd van meer dan drie weken op ondergrond voorwaarden om te repliceren de bevochtigbaarheid omstandigheden die meestal bestaan in de reservoirs van de koolwaterstof (bekend als gemengd-bevochtigbaarheid). Na de injectie van pekel, worden driedimensionale resolutieafbeeldingen (2 µm/voxel) verworven en vervolgens verwerkt en gesegmenteerd. Voor de berekening van de verdeling van de contacthoek, waarin de bevochtigbaarheid, zijn de volgende stappen uitgevoerd. Eerste-, vloeistof-vloeistof- en vloeistof-rock oppervlakken zijn mazen. De oppervlakken worden vloeiend gemaakt Schakel voxel artefacten en in situ contacthoeken worden gewaardeerd tegen de rijdraad Driefase gedurende de hele afbeelding. Het belangrijkste voordeel van deze methode is de mogelijkheid om te karakteriseren in situ bevochtigbaarheid boekhouding voor porie-schaal rock eigenschappen, zoals de oppervlakteruwheid rock, rock chemische samenstelling en poriegrootte. De spuitbaarheid in situ is snel vastgesteld op honderden duizenden punten.

De methode wordt beperkt door de segmentatie nauwkeurigheid en de resolutie van de afbeelding van de X-ray. Dit protocol kan worden gebruikt om het karakteriseren van de spuitbaarheid van andere complexe rotsen verzadigd met verschillende vloeistoffen en tegen verschillende voorwaarden voor een verscheidenheid van toepassingen. Bijvoorbeeld, het kan helpen bij het bepalen van de optimale spuitbaarheid die een extra olie herstel kan opleveren (d.w.z., ontwerpen van pekel zoutgehalte dienovereenkomstig te verkrijgen van hogere oliewinning) en bij het vinden van de meest efficiënte bevochtiging voorwaarden te vangen meer CO2 in de ondergrond formaties.

Introduction

Bevochtigbaarheid (de contacthoek tussen onmengbare vloeistoffen op een harde ondergrond) is één van de belangrijkste eigenschappen die controle vloeistof configuraties en olie herstel in de rotsen van het reservoir. Bevochtigbaarheid beïnvloedt macroscopische flow eigenschappen met inbegrip van de relatieve magnetische permeabiliteit en capillaire druk1,2,3,4,5,6. Het meten van de in situ spuitbaarheid van reservoir rock heeft bleef echter een uitdaging. Reservoir rock bevochtigbaarheid is traditioneel vastgesteld op de schaal van de kern, niet indirect via bevochtigbaarheid indexcijfers7,8, en direct ex situ plat minerale oppervlakken4,9 , 10 , 11. zowel bevochtigbaarheid indices en ex situ contacthoek metingen zijn beperkt en kunnen niet karakteriseren de gemengd-bevochtigbaarheid (of het bereik van de contacthoek) die meestal bestaan in koolwaterstof reservoirs. Bovendien, ze geen rekening met porie-schaal rock eigenschappen, zoals rock mineralogie, oppervlakteruwheid porie-geometrie en ruimtelijke heterogeniteit, die een directe impact op de vloeistof regeling op de schaal van de porie hebben.

Recente vooruitgang in niet-invasieve driedimensionale imaging X-ray microtomography12, gebruiken in combinatie met het gebruik van een verhoogde temperatuur en druk apparaat13, hebben de studie van multifase stroom toegestaan in permeabele media14 ,15,16,17,18,19,20,21,22,23. Deze technologie heeft vergemakkelijkt de ontwikkeling van handmatige in situ contacthoek metingen op de schaal van de porie in een ondoorzichtige poreus medium (steengroeve kalksteen rots) op de ondergrond voorwaarden24. De waarde van een gemiddelde contact hoek van 45° ± 6° tussen CO2 en kaliumjodide (KI) pekel is met de hand verkregen uit ruwe beelden bij 300 punten. De handmatige methode is echter tijdrovend (d.w.z.100 contacthoek punten kon duren enkele dagen worden gemeten) en de verkregen waarden hadden een subjectieve bias.

De meting van een in situ contacthoek is geautomatiseerd door verschillende methoden toegepast om gesegmenteerde driedimensionale X-ray beelden25,26,27. Scanziani et al. de handmatige methode verbeterd 25 door het plaatsen van een cirkel op het raakvlak van vloeistof-vloeistof die met een regel geplaatst op het raakvlak van de vloeistof-rock op segmenten loodrecht op de rijdraad drie-fase snijdt. Deze methode is vereffend met kleine sub volumes driedimensionale beelden van steengroeve kalksteen rots verzadigd met de decaan en KI pekel is onttrokken. Klise et al. 26 ontwikkelde een methode om te kwantificeren van de contacthoek ‘ in situ automatisch door het aanbrengen van vliegtuigen aan de interfaces van de vloeistof-vloeistof en vloeistof-rock interfaces. De contacthoek werd vastgesteld tussen deze vlakken. Deze methode werd toegepast op driedimensionale beelden van parels verzadigd met kerosine en pekel. Zowel geautomatiseerde methoden waren toegepast op voxelized afbeeldingen, die tot fout leiden kunnen, en in beide methodes, lijnen of vlakken werden uitgerust op de vloeistof-vloeistof en vloeistof-rock interfaces en de contacthoek werd gemeten tussen hen. Deze twee benaderingen toe te passen op voxelized kunnen gesegmenteerde afbeeldingen van complexe rock meetkunde leiden tot fouten terwijl ook tijdrovend.

In dit protocol passen we de geautomatiseerde in situ contacthoek methode ontwikkeld door AlRatrout et al. 27 dat voxelization artefacten verwijdert door toepassing van Gauss vloeiend maken op de vloeistof-vloeistof- en vloeistof-vaste interfaces. Vervolgens wordt een uniforme kromming vloeiend maken alleen toegepast op de vloeistof-vloeistof-interface, die met de capillaire evenwicht strookt. Honderdduizenden contacthoek punten snel zijn gemeten in combinatie met hun x-, y– en z-coördinaten. De aanpak van AlRatrout et al. 27 is vereffend met water-nat en gemengd-natte steengroeve kalksteen monsters verzadigd met de decaan en KI pekel.

In dit protocol hanteren wij de nieuwste ontwikkelingen in de microtomography van de X-ray gecombineerd met een hoge druk en hoge-temperatuur-apparaat uit te voeren van een in situ bevochtigbaarheid karakterisatie van complexe carbonaat reservoir rotsen, gewonnen uit een zeer grote het produceren van olieveld ligt in het Midden-Oosten. De rotsen waren verzadigd met ruwe olie op de ondergrond voorwaarden te reproduceren de reservoir voorwaarden bij ontdekking. Het heeft zijn veronderstelde dat delen van het reservoir rock oppervlakken (met rechtstreekse contacten met ruwe olie) olie-natte, geworden terwijl anderen (gevuld met initiële vorming pekel) water-natte28,29,30 blijven. De spuitbaarheid van de rots reservoir is echter nog complexer te wijten aan verschillende factoren beheersen de mate van bevochtigbaarheid wijziging, inclusief de oppervlakteruwheid, de chemische heterogeniteit van rock, de samenstelling van ruwe olie, de samenstelling van de pekel en verzadiging, en de temperatuur en druk. Een recente studie31 is gebleken dat er meestal een aantal contacthoek in reservoir rotsen met waarden zowel boven als onder 90 °, gemeten met behulp van de automatische methode ontwikkeld door AlRatrout et al. 27.

De belangrijkste doelstelling van dit werk is bedoeld als een grondige protocol karakteriseren de in situ spuitbaarheid van reservoir rotsen (gemengd-bevochtigbaarheid) bij ondergrond voorwaarden. Een nauwkeurige meting van een in situ contacthoek vereist een goede segmentatie-kwaliteit. Vandaar, een machine leren gebaseerde segmentatie methode bekend als trainbaar WEKA segmentatie (TWS)32 werd gebruikt om vast te leggen niet alleen de hoeveelheid resterende olie, maar ook de vorm van de resterende olie ganglia, dus nauwkeuriger contacthoek vergemakkelijken metingen. Onlangs, TWS is gebruikt in een verscheidenheid van toepassingen, zoals de segmentatie van verpakte deeltje bedden, vloeistoffen binnen textiel vezels, en poriën van strakke reservoirs33,34,35,,36, 37,38,39,40. Naar de resterende olie nauwkeurig bij een hoge resolutie en ondergrond voorwaarden image, was een nieuwe experimentele apparaat gebruikt (Figuur 1 en Figuur 2). Mini-monsters van rock werden geladen in het midden van een Hassler-achtige kern houder41 gemaakt van koolstofvezel. Het gebruik van een lange en kleine diameter koolstofvezel mouw maakt een X-ray-bron tot zeer dicht bij het monster, vandaar stijging van de X-ray flux en de vereiste blootstellingstijd, wat resulteert in een betere beeldkwaliteit in een kortere periode worden gebracht. De koolstofvezel mouw is sterk genoeg om hoge druk en temperatuur voorwaarden terwijl de resterende voldoende transparant zijn voor x-stralen21.

In deze studie schetsen we de stappen die gevolgd karakteriseren de in situ spuitbaarheid van reservoir rotsen bij ondergrond voorwaarden. Dit omvat representatieve mini-monsters, de kernmodule houder, het apparaat van de stroom en stroom procedure, het imaging protocol, de beeldverwerking en segmentatie boren, en ten slotte het uitvoeren van de code van de geautomatiseerde contacthoek voor het genereren van de contacthoek distributies.

Protocol

1. boren vertegenwoordiger Mini-monsters of Rock Boor te verwerven high-resolution scans, mini-monsters (dat wil zeggen, met een diameter van 5 mm en een lengte van 15-30 mm). Label in de eerste plaats de stekker van de core met 2 referentietekens loodrecht op elkaar zoals afgebeeld in Figuur 3. Vervolgens, verwerven een scan van het volledige veld-of-view (FFOV) van de stekker van de kern met een voxel grootte van 40 µm/voxel te visualiseren de interne verdeling van poriën en granen. Identificeren en label goed boren locaties zorgvuldig: deze Vermijd grote vugs of minerale korrels. Een data-visualisatie en analysesoftware (Tabel of Materials) gebruiken om te visualiseren van de drie-dimensionale afbeelding van de rots zoals afgebeeld in Figuur 3. Open een tweedimensionale segment van de droge afbeelding van rock en goede boren locaties te identificeren terwijl het bewegen van het segment van de bovenkant naar de voet van de rots. Gebruik een roestvrij-staal boren bit om te boren van de mini-monsters tijdens het gebruik van stromend water als koeling vloeistof. Pak de fragiele mini-monsters zorgvuldig, met behulp van een dunne beitel (dat wil zeggen, een kleine platte kop schroevendraaier) te verwijderen van de mini-monsters uit hun basis. Beide uiteinden van de mini-monsters maken plat om goed contact met de eindstukken stroom. Het meten van de afmetingen van de mini-monsters nauwkeurig met behulp van een schuifmaat. De gemeten afmetingen gebruikt voor het berekenen van het volume van de bulk. Vermenigvuldig het volume gemeten bulk met de poreusheid van de gemeten helium te vinden van het poriënvolume. Gebruiken om te meten de helium porositeit van de mini-monsters, een gas pyknometer. Gebruik eerst de gas pyknometer voor het meten van de korrel dichtheid (kg/m3) van het monster droge rock. Verdeel de massa (kg) van het droge monster door de gemeten graan dichtheid (kg/m3) te verkrijgen van het graan volume (m3). Aftrekken van het volume van de korrel van het volume van de bulk berekend in stap 1.4 en, ten slotte deelt het verschil door het volume van de bulk te verkrijgen van de totale poreusheid (Fractie). Scan de geboorde mini-monsters met een hogere resolutie (d.w.z., 5.5 µm/voxel) met behulp van een X-ray microtomography scanner te beoordelen van de structuur van de interne porie. Zie stap 4 voor meer details over hoe dit wordt gedaan.Opmerking: Mini-monsters boren omvat bewegende mechanische delen. Zo, volledige persoonlijke beschermingsmiddelen (PBM) dragen en passende voorzorgsmaatregelen te nemen tijdens het boren. 2. kernmodule houder Het monster in een Hassler-achtige kern houder41 (Figuur 1) laadt door de onderstaande stappen. Ontmantelen van de vergadering van de houder van de kern door het verwijderen van de verzegeling schroef en de M4 bouten van de flowhead. Verwijder de afsluitring van de gleuf in de flowhead en de afdichting oppervlakken met een schone doek met een schoonmaak vloeistof zoals aceton schoon. Plaats de basisonderdelen van de houder montage op een duidelijke bankje in goede orde (Zie Figuur 1A voor de afdichting schroef, Figuur 1B voor de flowhead, Figuur 1C voor de 1/16-PEEK tubing, Figuur 1D voor het einde van de RVS montage, Figuur 1E voor de rots-steekproef, Figuur 1,F voor de rubber slang, Figuur 1G voor de thermokoppel, Figuur 1ik voor de koolstofvezel mouw, en Figuur 1J voor de flexibele verwarming jas). Wikkel de flexibele verwarming jas rond de koolstofvezel mouw. Invoegen van een thermokoppel aan de cirkelring via de basis van de houder van de kern. Gebruik een evenredige-integraal-afgeleide (PID) controller (Figuur 2) die wordt op aanvraag gebouwd om de temperatuur binnen ± 1 ° C21.Opmerking: Het handhaven van een stabiele temperatuur ± 1 ° C is belangrijk om te voorkomen dat het veranderen van de Interfaciale spanning van olie- en pekel die invloed kan hebben op de contacthoek meting42,43. Draad polyether ether keton (PEEK) buizen door de boven- en base van de kern-houder. Vervolgens de buis PEEK verbinding te maken met de op maat gemaakte eindstukken. Snijd een rubberen slang met een lengte ongeveer gelijk zijn aan de rots monster lengte plus de eindstukken. Schuif het monster zachtjes in een rubber slang en het verbinden met de eindstukken. Zorg ervoor dat de rubber slang een strakke pasvorm over de eindstukken geeft om te vermijden dat een lek van de beperken vloeistof in het monster. Plaats het uiteinde van de thermokoppel naast het monster te meten van de temperatuur van de vloeistoffen in de poriën. Zorgvuldig monteren beide uiteinden van de houder van de kern. Zorg ervoor dat het monster is gepositioneerd in het midden van de houder van de kern in het gezichtsveld van de scanner. 3. het stromen van apparatuur en Flow Procedure Voorbereiden van het apparaat van stroom (Figuur 2) die is opgebouwd uit 4 Hogedruk Spuit pompen (Zie Figuur 2A voor de oliepomp, Figuur 2B voor de ontvangende pomp, Figuur 2C voor de pekel pomp en Figuur 2D voor de beperken pomp), een houder kernmodule (Zie Figuur 2,E), een PID-regelaar (Zie Figuur 2F), en een CO2 cilinder (Zie Figuur 2G), uit te voeren waterflooding op de ondergrond voorwaarden. Gebruik een klem te houden de kernmodule houder en plaats deze in het werkgebied van de rotatie binnen de X-ray microtomography scanner. Gebruik de flexibele buis PEEK verbinden met het vocht uit de pompen het monster en de beperken cirkelring. De geïsoleerde cirkelring leemte opvullen met gedeïoniseerd water en ventileren van de lucht uit. Toepassing 1,5 MPa beperken druk te knijpen de rubber slang om te voorkomen dat een stroom langs de zijkanten van de kern. De CO2 -cilinder sluit aan op de basis drie-weg klep en spoelen van CO2 met een lage snelheid door het monster gedurende 1 uur om de lucht van de porie-ruimte. Sluit de pomp van de pekel (gevuld met 7 procent van de gewicht KI pekel) aan de basis van de houder van de kern via de basis afsluiter van de drie-weg en spoel de lucht uit de pekel injectie lijn naar de andere kant van de drie-weg klep vóór het injecteren van de pekel in de porie-ruimte. Injecteer de pekel op 0.3 mL/min voor 1 h (ongeveer 200 porie volumes) tot volledig verzadigd van het monster met pekel. Vervolgens sluit u de boven- en base drieweg-kleppen. Druk test de oliepomp tegen de ontvangende pomp om te bepalen van de gelijkwaardige druk in beide pompen voor het uitvoeren van een drainage (olie injectie). Eerst beide pompen een verbinding maken via een twee-weg klep en de klep gesloten houden. Verhogen de druk 10 MPa in beide pompen en stop de oliepomp en de twee-weg klep opent terwijl de ontvangende pomp nog steeds draait. Record de lezing van de druk van de oliepomp (d.w.z., 10.01 MPa), die gelijk is aan 10 MPa in de ontvangende pomp. De ondergrond scheppen door het verhogen van de druk van de porie te 10 MPa en de temperatuur tot 60 of 80 ° C. De flexibele verwarming jas en het thermokoppel verbinden met de PID-regelaar en de doelwaarde (60 of 80 ° C) van toepassing. De ontvangende pomp (gevuld met KI pekel) verbinden met de basis drie-weg klep en de druk van de porie in 1 MPa stappen samen met de beperken druk opvoeren tot het bereiken van een porie druk van 10 MPa en een beperken van 11,5 MPa. In dit stadium repliceren de voorwaarden het koolwaterstof reservoir voor de olie-migratie uit de rots van de bron. De oliepomp verbinden met de bovenkant van de houder van de kern via de bovenste drie-weg klep en spoelen van de olie door de andere kant van de klep te verwijderen lucht in de lijn. Verhogen de druk op de geteste gelijkwaardig druk (dat wil zeggen, 10.01 MPa) terwijl de klep gesloten. Stop de oliepomp en open vervolgens de bovenste drie-weg klep en de afwatering te beginnen door het injecteren van 20 porie volumes olie met behulp van een constant debiet van 0,015 mL/min (dit tarief is in het capillair gedomineerde flow-regime) op de ondergrond voorwaarden van 10 MPa en 60 of 80 ° C. Verlaten van het systeem om te bereiken evenwicht voor ten minste 2 uur na de injectie van de olie en vervolgens het verwerven van een hoge resolutie scan (dat wil zeggen, 2 µm/voxel) met behulp van een X-ray microtomography scanner. Gelieve te verwijzen naar stap 4 voor meer details over hoe dit wordt gedaan. Vervolgens plaatst u de kernmodule houder uit de X-ray microtomography scanner zeer zorgvuldig met alle veiligheidsmaatregelen in plaats, plaats de kernmodule houder in de oven, en opnieuw de regels van de stroom voor het uitvoeren van het verouderingsproces meer dan 3 weken te wijzigen van de rots bevochtigbaarheid. Om te onderzoeken de oliewinning als een functie van bevochtigbaarheid, door verschillende veroudering protocollen te gebruiken voor het genereren van verschillende bevochtigbaarheid voorwaarden. Regelen de mate van bevochtigbaarheid wijziging (water-natte aan olie-NAT) met behulp van verschillende temperaturen en olie composities30,31,44. Bijvoorbeeld voor het genereren van gemengd-natte rock met meer olie-natte oppervlakken, toepassen van een relatief hoge temperatuur (80 ° C) en injecteren van ruwe olie (met een dichtheid van 830 ± 5 kg/m3 bij 21 ° C), continu of regelmatig (dynamische veroudering) te zorgen voor een continue aanvoer van de Polar ruwe olie onderdelen die de bevochtigbaarheid wijziging45kunnen versnellen. Voor het genereren van zwak water-natte rock, door een lagere temperatuur (60 ° C) en geen ruwe olie injectie tijdens de veroudering (statische veroudering) te gebruiken. Voor het genereren van een gemengd-natte reservoir rots met een gemiddelde contacthoek dicht bij 90 °, het uitvoeren van dynamische veroudering met relatief zwaardere ruwe olie (met een dichtheid van 870 ± 5 kg/m3 bij 21 ° C gemengd met heptaan ertoe Asphalte neerslag46, 47,48) maar bij 60 ° C,31. Zodra het verouderingsproces is voltooid, de houder van de kernmodule terugplaatst in de X-ray microtomography scanner. De waterflooding van het gedrag op ondergrond voorwaarden. De pekel pomp tegen de ontvangende pomp druk test voordat u het uitvoeren van waterflooding door dezelfde procedure te volgen zoals vermeld in stap 3.7. Eerst de pekel lijn sluit aan op de basis drie-weg klep, en sluit de ontvangende pomp naar de top van de houder van de kern via de bovenste drie-weg klep. Uitvoeren van waterflooding van 20 porie volumes op ondergrond voorwaarden met behulp van een constante lage stroomsnelheid (d.w.z., 0,015 mL/min), zorgen voor een lage capillaire aantal ongeveer 10-7. Tot slot laat het systeem om te bereiken evenwicht voor ten minste 2 uur na de waterflooding en het verwerven van een hoge resolutie scan opnieuw op dezelfde locatie.Opmerking: Uitvoeren van dergelijke hoge druk en – temperatuur experimenten vereist een gedetailleerde risicobeoordeling en de rigoureuze tests van het hele stroom apparaat buiten de X-ray microtomography scanner voor het uitvoeren van een in situ experimenten met alle veiligheidsmaatregelen op zijn plaats. 4. imaging Protocol Gebruik een X-ray microtomography scanner te verwerven van de drie-dimensionale röntgenfoto op de schaal van de micron van de rots reservoir scant verzadigd met olie en pekel op ondergrond voorwaarden. Zoek de meest effectieve fase contrast tussen olie, pekel en rock van doping van de pekel fase, met behulp van KI te worden van de tussenliggende fase in termen van X-ray adsorptie. Om een goed contrast tussen olie (laagste sorption, zwart), pekel (tussentijdse, donker grijs) en rock (meest absorptieset fase, lichtgrijs), zoals wordt weergegeven in Figuur 4, mini-containers met een percentage van de verschillende gewicht van KI pekel voorbereiden en uitvoeren het scannen . Het histogram van de grijstinten waarde moet 3 aparte fasen (Figuur 4b) worden weergegeven. Ter voorbereiding van een contrast-monster, half-vulling een kleine cylindrische glazen container (1 mL) met zowel olie als KI pekel fasen. Vervolgens vul de andere helft van de container met gebroken stukken van rock en meng ze streng. Gebruik een schone cilindrische metaal te comprimeren van het mengsel, het vermijden van elke korrel beweging tijdens het scannen. Dragen de volledige PPE en het uitvoeren van het mengen van de ruwe olie en de KI pekel in een zuurkast. Gebruik een relatief lange koolstofvezel kern houder met een kleine diameter wilt toestaan de X-ray bron zo dicht mogelijk naar het monster gebracht worden. Gebruik niet een zeer lange core-houder, die kon het monster verkeer als gevolg van rotatie tijdens de overname van de scan te verhogen. Gebruiken de 4 X doelstelling voor het verkrijgen van X-ray beelden met een hoge resolutie (dat wil zeggen, 2 µm/voxel), voldoende voor het meten van de contacthoek effectief in situ . Gebruik flexibele PEEK slang als injectie regels om een glad 360° rotatie van de houder kernmodule tijdens de overname van de scan. Voor dunne of low-density monsters, gebruiken een X-ray voedingsspanning en de kracht van 80 kV en 7 W, respectievelijk. Gebruik een X-ray voedingsspanning en de kracht van 140 voor dik of high-density monsters, kV en 10 W, respectievelijk.Opmerking: In dit geval een X-ray source spanning van 80 kV en een vermogen van 7 W werden gebruikt. Om te krijgen de 2 µm/voxel-scans, de 4 X doelstelling te gebruiken met een belichtingstijd (d.w.z., 1.5 s of meer) voldoende om het verkrijgen van een Röntgen straling intensiteit van meer dan 5.000 graven/s. Gebruik een groot aantal projecties (ten minste 3.200 projecties) afhankelijk van tijdsdruk.Opmerking: Microtomography van de X-ray brengt een risico van ioniserende straling. Daarom is een adequate risico-evaluatie vereist om een veilige werkomgeving. 5. image Processing en segmentatie Eerst, reconstrueren de X-ray tomografie dataset met behulp van de software (Tabel of Materials) voor het genereren van driedimensionale X-ray beelden (.txm). Klik op Bladeren om het importeren van het invoerbestand (.txrm). Selecteer vervolgens de Handleiding Center Shift en zoeken naar de meest geschikte center shift correctie waarde ter verantwoording voor elke steekproef beweging tijdens de overname van de scan. Zoeken naar de juiste center shift waarde. Beginnen met een groot bereik (-10 tot en met 10) en een grote stap-grootte (1.0). Vervolgens verfijnen het zoekbereik en de stap-grootte (0.1), totdat de optimale waarde wordt verkregen. Het reconstrueren van de scan met behulp van de waarde van de verschuiving optimale center. Goed voor een lichtbundel verharding van de effecten voor de wederopbouw van de afbeelding. Gebruik een geschikte segmentatie methode die geschikt is voor de specifieke toepassing. De spuitbaarheid in situ nauwkeurig karakteriseren, kunt u een machine leren gebaseerde image segmentatie methode dergelijke TWS32 in te schakelen grijstinten afbeeldingen tot drie-fase gesegmenteerde afbeeldingen (olie, pekel en rock). Open de afbeelding in TWS – die een Fiji (ImageJ)32 plugin – segment van de beelden zonder toe te passen geen geluid filteren om te voorkomen dat voxel gemiddeld vooral dicht bij de drie-fase rijdraad waartegen de contacthoek wordt gemeten. Selecteer de willekeurige domeinverzameling algoritme en opleiding functies, zoals gemiddelde, variantie en randen, toe te passen een featured gebaseerde segmentatie. Klik op instellingen om de 12 Opleiding functies vinden in de instellingen van de segmentatie (Gaussiaans vervagen, derivaten, structuur, verschil van Gauss, maximaal, mediaan, variantie, gemiddelde, Minimum, randen, Laplaciaan en Hessiaan) waaruit te selecteren de beste eigenschappen van de opleiding. De selectie is gebaseerd op segmentatie proeven met behulp van de functies van de verschillende opleiding of een combinatie daarvan. Bijvoorbeeld, bleek de combinatie van de randen, gemiddelde en variantie opleiding functies te geven de beste resultaten van de segmentatie voor dit carbonaat reservoir rock systeem. Kies in de Opties van de classificatie, FastRandomForest. Klik op de nieuwe klasse makenom een nieuwe fase (d.w.z., olie). Label de pixels uit alle 3 fasen (olie, pekel en rock) handmatig als een input voor het trainen van een classificatie model. Met het freehand tekenhulpmiddel in ImageJ software (Fiji), Markeer de 3 fasen. Proberen te volgen van de vorm van de fase terwijl het labelen van de pixels. Zodra voltooid, klik op toevoegen aan klasse. Voer vervolgens hetzelfde voor de andere 2 fasen. Toepassing van de opgeleide classificatie om te segmenteren van de hele afbeelding in 3 fasen door te klikken op de knop van de classificatie van de trein . Herhaal stap 5.4 en 5.5 totdat de segmentering van de goede resultaten zijn bereikt. Klik op Create resultaat om te visualiseren de gesegmenteerde afbeelding. Tot slot slaat u de afbeelding Opslaan als TIFF-bestand klikt. Kijk naar Figuur 5 te zien een voorbeeld van een goede segmentatie. Zorg ervoor dat de gesegmenteerde afbeeldingen in een 8-bits unsigned indeling zijn en de 3 fasen worden toegewezen als 0, 1 en 2 voor pekel, rots, en olie, respectievelijk voor het meten van de in situ contacthoek met behulp van de automatische methode. In de visualisatie van de gegevens en de software van de analyse van de gegevens (Tabel of Materials), door de module Afbeeldingstype converteren de installatiekopie converteren naar het type 16-bits etiket te gebruiken. De rekenkundige -module gebruiken voor het uitvoeren van de berekening op de gesegmenteerde afbeelding. In de expressie, de wiskundige expressie om te wijzigen hoeveel van de toegewezen fase [dat wil zeggen, als rock fase 2, is dan een wiskundige expressie van 1*(a==2) betekent rots toewijzen als fase 1 in plaats van fase 2] op te geven. Converteer het driedimensionele gesegmenteerd X-ray beelden van (.am) naar binaire rauwe un-ondertekende gegevens voor 8-bits indeling (* .raw). Gebruik de module van het Type afbeelding converteren in het Uitvoertype, selecteer de optie 8-bits unsigned en klik op toepassen. Gegevens exporteren als onbewerkte gegevens 3D (* .raw). 6. het meten van de contacthoek distributie De in situ contacthoek verdeling van de gesegmenteerde afbeeldingen met behulp van de methode van de geautomatiseerde contacthoek van AlRatrout et al. meten 27 (voorbeeld resultaten worden weergegeven in Figuur 6). Voor het uitvoeren van deze metingen, volg de stappen hieronder als geïllustreerd in Figuur 7. Installeren van de bibliotheek van de OpenFOAM voor het uitvoeren van de automatisch contacthoek en vloeistof-vloeistof interface kromming metingen. Uitgezonderd naar de spiegelbeeld vijl (* .raw) in een map (zaak) waarin een headerbestand en een map met de naam System. Open het headerbestand en verklaren van het aantal voxels in drie dimensies (x, yen z), de micron voxel afmetingen (x, yen z) en de verschuivingsafstand (0 0 0 voor geen verschuiving). Wijzig de naam van het headerbestand in het afbeeldingsbestand. Gebruik de map met de naam systeem om te voldoen aan de fundamentele mapstructuur voor een geval van OpenFOAM. Zorg ervoor dat er 2 bestanden (een controlDict en een meshingDict -bestand) in de systeemmap waarin de parameters instellen. Het bestand controlDict is waar het uitvoeren controleparameters zijn ingesteld, met inbegrip van de begin-/ eindtijd. Het bestand meshingDict is waar de input- en output-bestanden in elke stap van het algoritme zijn opgegeven. De bestandsnaam wordt vervangen door de nieuwe afbeeldingsnaam van de gesegmenteerde in het bestand meshingDict voor de stappen toegelicht (Figuur 7). Uitpakken van het oppervlak (multi-zone mesh M) (Zie Figuur 7b). Een laag in de buurt van de rijdraad Driefase toevoegen. Glad van de oppervlakte (Zie Figuur 7c). De vereiste smoothing parameters instellen die de Gaussiaanse RADIUS-kernel (RGauss), Gaussiaans iteraties de Gaussiaanse ontspanning factor (β), de kromming RADIUS-kernel (RK), de kromming ontspanning factor (γ) en kromming omvatten iteraties. Zie voor meer details, AlRatrout et al. 27. Open een terminal van de dezelfde map directory en typ de volgende opdracht, voxelToSurfaceML & & surfaceAddLayerToCL & & surfaceSmoothVP, uit te voeren van de code en de contact hoek en olie/pekel kromming metingen uitvoeren. Kijk naar Figuur 7 te volgen van de stappen van de berekening van de contacthoek op elk hoekpunt die behoren tot de rijdraad () door de pekel fase door:Opmerking: De normale vectoren zijn berekend op de hoekpunten bestaande uit de rijdraad . Elk hoekpunt is vertegenwoordigd met 2 vectoren loodrecht op de olie/pekel interface (z-2) en de interface van de pekel/rock (z3), zoals aangegeven in Figuur 7. Zorg ervoor dat het gladde oppervlak bestand *_Layered_Smooth.vtk wordt gegenereerd. Dit bestand bevat de metingen van de contacthoek en de olie/pekel interface kromming, die kan worden gevisualiseerd met een data-visualisatie software (Tabel of Materials), zoals aangetoond in Figuur 7. 7. kwaliteitscontrole Om te kunnen vertrouwen met de verkregen geautomatiseerde contacthoek, voeren een kwaliteitscontrole door de geautomatiseerde contacthoek waarden gemeten vanaf de gesegmenteerde afbeeldingen met behulp van de AlRatrout et al. te vergelijken 27 methode om de waarden gemeten handmatig vanaf rauwe X-ray beelden met behulp van de aanpak van Andrew et al. 24. Om uit te voeren van de kwaliteitscontrole, bijsnijden en segmenteren van een sub volume van elk mini monster (Figuur 8). Gebruik de visualisatie van de gegevens en de software van de analyse van de gegevens wilt bijsnijden van een klein sub volume met 1 of meer olie ganglia die kunnen worden gebruikt voor het uitvoeren van de meting van de handmatige contacthoek. De geautomatiseerde code voor het meten van de in situ contacthoek verdeling van deze sub volumes uitvoeren. Zie stap 6 voor hoe dit wordt gedaan. Laad het bestand *_Layered_Smooth.vtk in de data visualisatie software visualiseren van de oppervlakken en selecteer de optie van de regio wilt weergeven van de olie- en pekel fasen, Zie Figuur 9. Klik op Locatie van de sonde en voeg de ruimtelijke coördinaten (x, yen z) van een willekeurig geselecteerde contacthoek punt gemeten volgens de methode van de geautomatiseerde contacthoek (d.w.z., 60 °). Zoek de ruimtelijke ligging aan de rijdraad drie-fase, zoals die in Figuur 9een toont de locatie van het geselecteerde punt (60 °) als een gele stip. Vervolgens, ga naar de visualisatie van de gegevens en de software van de analyse van de gegevens uit te voeren van de handmatige contacthoek meting. Laad de afbeelding van de gesegmenteerde sub volume. Het lawaai van de ruwe X-ray beeld met behulp van een ruis vermindering filter moet worden gebruikt voor de meting van de handmatige contacthoek alleen filteren.Opmerking: Een niet-lokale betekent filter49,50 in dit geval werd toegepast. De gesegmenteerde afbeelding gebruiken om de rots transparant en alleen het visualiseren van de olie- en pekel fasen om te helpen bij het identificeren van de locatie van het geselecteerde punt, zoals aangegeven in Figuur 9b. Gebruik de rekenkundige module de berekening uitvoeren op de gesegmenteerde afbeelding. Geef in de expressie, de wiskundige expressie om te isoleren van de olie- en pekel fasen apart [dat wil zeggen, de wiskundige expressie een == 1 middelen isoleren fase 1 (pekel in dit geval)]. Vervolgens de module Genereren oppervlak te gebruiken voor het genereren van de olie- en pekel oppervlakken, en de Oppervlakte weergave -module gebruiken om te visualiseren van de olie- en pekel oppervlakken in de gewenste kleuren. Zodra de locatie van het punt wordt aangeduid, brengen de gefilterd-ruw X-ray afbeeldingssegment naar dezelfde locatie, zoals aangegeven in Figuur 9c. Open de module Slice en wijzig de waarde vertalen . Pak de drie-fase rijdraad met behulp van de module Label Interfaces op de gesegmenteerde afbeelding. Typ 3 in het vak Nummer van fasen . Selecteer Nee in de Alleen zwart Voxels, van toepassing openen van de module van de Isosurface op de gelabelde interfaces en de kleurenkaart en drempel waarden desgewenst voor de effectieve visualisatie wijzigen. In de module segment Schakel op de Definitie van het vliegtuig, en in de opties, selecteert u Toon dragger. Houd de dragger en verplaats het naar de gewenste locatie waarop dat handmatige contacthoek zal worden gemeten. In de Opties van de vertoning, de optie roteren. Houd de draaigreep aan het draaien van het segment. Draai het segment worden loodrecht op de rijdraad drie-fase te meten van de contacthoek handmatig met behulp van het meetgereedschap hoek zoals aangegeven in Figuur 9d.Opmerking: Hier, de contacthoek bleek te zijn 61°. Plot de handmatig gemeten contacthoek tegen de waarde van de geautomatiseerde contacthoek gemeten op dezelfde locatie te bevestigen de juistheid van de metingen, automatische contacthoek. Figuur 10 te observeren van de metingen van de vergelijking van de contacthoek tussen de geautomatiseerde methode en de handmatige methode van het sub volume uit mini monster 1 kijken.

Representative Results

Voor de 3 monsters studeerde, is de gemeten in situ -verdeling van de contacthoek weergegeven in Figuur 6, met de oliewinning weergegeven in Figuur 11. Figuur 12 toont beelden van de resterende olie distributies voor verschillende bevochtiging voorwaarden aan het einde van de waterflooding. De gemengd-spuitbaarheid (of het bereik van de contacthoek) werd gemeten met behulp van de methode geautomatiseerde contacthoek27. De gemeten contacthoek distributies worden beschouwd als representatieve resultaten als er een goede match tussen de punten van de contacthoek gemeten met behulp van de geautomatiseerde methode van gesegmenteerde afbeeldingen vergeleken met het handmatig gemeten contacthoeken uit ruwe X-ray beelden. Figuur 10 ziet u een voorbeeld van een goede match voor de meting van een vergelijking tussen de geautomatiseerde contacthoeken en de handmatige contacthoeken op dezelfde locaties voor een sub volume uit mini monster 1 (zwak water-NAT). Drie veroudering protocollen werden uitgevoerd om te behandelen de 3 monsters en genereren van 3 bevochtiging voorwaarden (Figuur 6). Veroudering van het monster op een lagere temperatuur (60 ° C) en statisch (geen olie injectie tijdens de verouderingsperiode is verlopen) kan resulteren in een zwak water-natte condities, zoals de verdeling weergegeven voor voorbeeld 1 blauw (Figuur 6). Aan de andere kant, veroudering van het monster op een hogere temperatuur (80 ° C) en met gedeeltelijk dynamische veroudering (een olie injectie tijdens de verouderingsperiode is verlopen) kan leiden tot gemengd-natte omstandigheden met meer olie-natte oppervlakken, zoals die van voorbeeld 2 weergegeven in grijs (Figuur 6). De oliewinning bleek te zijn een functie van bevochtigbaarheid, vergelijkbaar met eerdere studies van de kern-schaal51. Echter, op dat moment de oliewinning werd getoond als een functie van de kern-schaal bevochtigbaarheid index. Soortgelijke olie herstel gedrag heeft waargenomen op de schaal van de porie en was uitgezet als functie van de gemiddelde waarde van de in situ contacthoek distributie (Figuur 11). De lage olie-herstel van voorbeeld 1 (zwak water-natte) was als gevolg van de overlapping van olie in grotere ruimtes van de porie. De pekel percolatie via de kleine porie hoeken, waardoor de olie gevangen als verbroken ganglia in het midden van de porie ruimten met semi-sferische vormen (Figuur 12een), vergelijkbaar met wat is waargenomen in vorige onderzoeken in water-natte media52,53,,54,55. Voorbeeld 2 (een gemengd-natte koffer meer olie-natte oppervlakken) had daarentegen olie lagen die grotendeels aangesloten (Figuur 12b waren). Deze dunne lagen alleen toegestaan een langzame olieproductie, waardoor een hoge resterende olie verzadiging aan het einde van de waterflooding. De hoogste oliewinning werd bereikt in monster 3 (gemengd-nat met een gemiddelde contacthoek dicht bij 90 °), die was niet water-NAT (er is dus minder overlapping in grote poriën) of sterk olie-NAT (minder olie wordt bewaard in kleine porie ruimten)1. In de gevallen van de gemengd-nat van monster 2 en 3, olie bleef in verbonden, dun blad-achtige structuren (figuur 12b en 12 c) vergelijkbaar met andere studies in olie-natte poreuze media52,53,,56. Figuur 1 : Een diagram van de Schematische illustratie van de houder van de kernmodule. Componenten van de kern-houder worden aangeduid, en de weergave van de interne dwarsdoorsnede van de kern-houder wordt weergegeven. Klik hier voor een grotere versie van dit cijfer. Figuur 2 : Het apparaat hoge druk, hoge temperatuur stroom. Het apparaat van stroom bestaat uit vier Hogedruk Spuit pompen: (A) een olie pomp, de pomp (B) een ontvangst, (C) een brine pomp en (D) een beperken pomp. Paneel (E) toont de kernmodule houder, (F) toont de PID-regelaar, en (G) toont de CO2 -cilinder. Klik hier voor een grotere versie van dit cijfer. Figuur 3 : Beelden tonen het boren van representatieve mini-monsters. (een) deze cartoon illustreert de orthogonale merken met een goede boren locatie. x en y zijn de afstanden van het centrum van de kern-stekker gebruikt om te vinden waar om te boren. (b) dit paneel toont een droge X-ray drie-dimensionale afbeelding van de stekker van de kern (gesmolten semi-transparant) met een mini monster (in donker grijs). (c) Dit is een horizontale transversale weergave van de stekker van de kern (gescand op 40 µm/voxel). De rots korrels en poriën staan in grijs en zwart, respectievelijk. (d) dit paneel toont een horizontale transversale weergave van het mini monster (gescand op 5.5 µm/voxel). (e) Dit is een verticale transversale weergave van de stekker van de kern waaruit dat de complexe en heterogene porie maten en geometrieën samen met de locatie van het mini monster aangegeven door de zwarte doos. (f) Dit is een vergrote verticale transversale weergave van het gemarkeerde mini monster weergegeven in het deelvenster e dat is doorzocht op 5.5 µm/voxel. Klik hier voor een grotere versie van dit cijfer. Figuur 4 : Een fase contrast scan. (een) dit paneel toont een scan van de contrast van geplette rock (lichtgrijs) gemengd met pekel (donker grijs) en olie (zwart) fasen. Dit werd gebruikt voor het bepalen van de juiste doping van de pekel om een goede fase contrast. (b) Dit is een histogram van de grijs-schaalwaarde van de drie fasen. Klik hier voor een grotere versie van dit cijfer. Figuur 5 : Een horizontale transversale weergave van ruwe en gesegmenteerde X-ray beelden van drie mini-monsters. Panelen (een), (b), en (c) xy transversale weergaven van mini-monsters 1, 2 en 3, respectievelijk weergeven. De bovenste rij toont de raw-grijstinten X-ray beelden (olie, pekel en rock, zijn in zwart, grijs en lichtgrijs, respectievelijk). De lagere afbeeldingen tonen de gesegmenteerde afbeeldingen van hetzelfde segment met behulp van trainbaar WEKA segmentatie (olie, pekel en rock, zijn in zwart, grijs en wit, respectievelijk). Klik hier voor een grotere versie van dit cijfer. Figuur 6 : Distributies van de contactpersoon hoek meting van de drie mini-monsters. Monster 1 heeft een gemiddelde contacthoek van 77° ± 21° met 462,000 waarden die worden weergegeven in het blauw. Monster 2 heeft een gemiddelde hoek van 104° ± 26° contact met 1.41 miljoen in grijs aangegeven waarden. Monster 3 heeft een gemiddelde contacthoek van 94° ± 24° met 769,000 waarden in rood weergegeven. Klik hier voor een grotere versie van dit cijfer. Figuur 7 : De workflow voor een geautomatiseerde contact hoekmeting. (een) Dit is een driedimensionaal gesegmenteerde afbeelding toont pekel in blauw en olie in het rood, terwijl rock transparant wordt weergegeven. (b) dit paneel toont uitgepakte oppervlakken van de hele afbeelding. De olie/pekel oppervlakken zijn getoond in groen, terwijl de olie/rock-oppervlakken worden in rood weergegeven. (c) dit paneel toont de afgevlakte oppervlakken van de hele afbeelding. (d) dit paneel toont de rijdraad drie-fase van de hele afbeelding. (e) Dit is een voorbeeld van de afgevlakte oppervlakken van een olie-ganglion gemarkeerd door het zwarte vierkant. (f) dit paneel toont de rijdraad drie-fase van de gemarkeerde olie ganglion. (g) Dit is een voorbeeld van een enkele contacthoek meten bij punt i (gemarkeerd in het deelvenster f). De olie/pekel, olie/rock en pekel/rock oppervlakken worden weergegeven in groen, rood en blauw, respectievelijk. Klik hier voor een grotere versie van dit cijfer. Figuur 8 : Drie sub volumes geëxtraheerd uit de drie mini-monsters. (een) dit deelvenster bevat de sub volume uit mini monster 1 (zwak water-natte) geëxtraheerd. (b) dit deelvenster bevat de sub volume uit mini monster 2 (gemengd-natte) geëxtraheerd. (c) dit paneel toont het sub volume geëxtraheerd uit mini monster 3 (gemengd-natte). Klik hier voor een grotere versie van dit cijfer. Figuur 9 : Een one-to-one contacthoek meting workflow. (een) Dit is een visualisatie van een willekeurig geselecteerde contacthoek-punt (60 °), gemeten met behulp van de automatische code (het beeld wordt verkregen van de gebruikte software voor de visualisatie van gegevens). (b) dit paneel toont hoe te identificeren van de locatie van hetzelfde punt met behulp van de software voor visualisatie en analyse van gegevens. (c) dit paneel toont hoe te voeren een handmatige contact hoekmeting op dezelfde locatie. (d) Dit is een voorbeeld van het handmatig gemeten contacthoek punt op dezelfde locatie (61 °). Klik hier voor een grotere versie van dit cijfer. Figuur 10 : Geautomatiseerde contacthoek metingen in vergelijking met de handmatige contacthoek metingen op dezelfde locaties van het sub volume van mini monster 1. De waarden werden gemeten volgens de procedure die is beschreven in Figuur 9. Klik hier voor een grotere versie van dit cijfer. Figuur 11 : Olie herstel als een functie van bevochtigbaarheid. De olie-terugvorderingen van monster 1, 2 en 3 zijn 67.1%, 58,6% en 84.0%, respectievelijk. Klik hier voor een grotere versie van dit cijfer. Figuur 12 : De resterende olie morfologie verschillende bevochtiging voorwaarden. (een) In voorbeeld 1 (zwak water-NAT), de resterende olie zat gevangen in het midden van de poriën als verbroken ganglia met semi-sferische vormen. Panelen (b) en (c) laten zien hoe in monsters 2 en 3 (gemengd-NAT), de resterende olie bleef in verbonden, dun blad-achtige structuren in kleine poriën en spleten. De verschillende kleuren vertegenwoordigen verbroken olie ganglia. Klik hier voor een grotere versie van dit cijfer.

Discussion

De meest kritische stappen voor een in situ bevochtigbaarheid karakterisering bij hoge druk en temperatuur om succesvol te zijn zijn als volgt. 1) genereren een goede beeldsegmentatie, die essentieel is voor het verkrijgen van nauwkeurige contacthoek metingen. 2) Vermijd met inbegrip van grote ondoordringbare korrels in de mini-monsters die de stroom, en grote vugs wat resulteert in een zeer kwetsbare monster met niet-representatieve porositeit kunnen afschermen. 3) een goed gecontroleerde flow experiment met geen lekken is belangrijk omdat mini-monsters zeer gevoelig voor de hoeveelheid geïnjecteerde vloeistof zijn (d.w.z., één poriënvolume is ongeveer 0,1 mL). 4) de aanwezigheid van lucht (zoals een vierde fase) in de porie-ruimte te voorkomen. 5) onderhouden een temperatuurcontrole van het monster tijdens het hele stroom-experiment. 6) Vermijd elke interface ontspanning tijdens de scan overname door te wachten voor het systeem te bereiken evenwicht. 7) gebruiken een passende center shift correctie, die nodig voor de effectieve X-ray afbeelding wederopbouw is.

De geautomatiseerde contacthoek methode wordt beperkt door de nauwkeurigheid van de beeldsegmentatie, omdat deze wordt toegepast op alleen gesegmenteerde afbeeldingen. Beeldsegmentatie hangt grotendeels af van imaging kwaliteit dat het imaging protocol en de prestaties van de microtomography-scanner afhangt. Bovendien, het is gevoelig voor de wederopbouw van de afbeelding en de vermindering van de ruisfilters, evenals de segmentatie methode zoals de TWS32 of de geplaatste waterscheiding methode57. In dit werk verstrekt de TWS methode meer nauwkeurige metingen van de contacthoek op raw X-ray beelden in vergelijking met die van een waterscheiding methode toegepast op het gefilterde X-ray beelden (met ruisfilters vermindering). Het gebruik van ruisfilters vermindering maakt de interface lijken minder olie-NAT op sommige delen van de rots, als gevolg van de voxel gemiddeld vooral dicht bij de drie-fase rijdraad31. TWS kan vangen niet alleen de hoeveelheid resterende olie verzadiging, maar ook de vorm van de resterende olie ganglia. Dit is vooral het geval voor de resterende olie in de gemengd-natte gevallen, in welke olie wordt bewaard in de porie-ruimte als dun blad-achtige structuren, waardoor het een uitdaging om te worden gesegmenteerd gebaseerd op alleen drempelwaarden in het grijs-schaal.

Deze bepaling in situ bevochtigbaarheid biedt een grondige beschrijving van de omstandigheden van de bevochtiging van reservoir rotsen in vergelijking met andere conventionele bevochtigbaarheid meetmethoden. Het houdt rekening met alle belangrijke porie-schaal rock parameters, zoals de oppervlakteruwheid rock, rock chemische samenstelling, en poriegrootte en meetkunde, die niet mogelijk door bevochtigbaarheid indexcijfers7,8 en ex situ contact zijn hoek methoden4,9,10,11. Het gebruik van een geautomatiseerd in situ contacthoek meting op de schaal van de micron is robuust en verwijdert alle subjectiviteit geassocieerd met de handmatige methode24. Bovendien, het is meer effectief in het verwijderen van voxelization artefacten in vergelijking met andere geautomatiseerde methoden25,26. De in situ contacthoek distributie gemeten met behulp van de geautomatiseerde methode was relatief snel. Bijvoorbeeld, is de runtime voor het meten van de contacthoek op een van de drie voorbeeldafbeeldingen die 595 miljoen voxels bevatten ongeveer 2 h, met gebruikmaking van één 2,2 GHz CPU processor.

In de toekomst kan dit protocol worden gebruikt voor het karakteriseren van andere reservoir rock systemen verzadigd met vorming pekel en ruwe olie. Dezelfde methode kan is niet beperkt tot alleen de aardolie-industrie en worden gewijzigd en aangepast om het karakteriseren van de spuitbaarheid van gesegmenteerde driedimensionale afbeeldingen met twee onmengbare vloeistoffen in poreuze media met een scala aan bevochtigbaarheid voorwaarden.

Disclosures

The authors have nothing to disclose.

Acknowledgements

Wij danken dankbaar Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) en ADNOC Onshore (voorheen bekend als Abu Dhabi bedrijf voor Onshore Petroleum operaties Ltd) voor de financiering van dit werk.

Materials

Xradia VersaXRM-500 X-ray micro-CT ZEISS Quote X-ray microtomography scanner, https://www.zeiss.com/microscopy/int/products/x-ray-microscopy.html
Teledyne Isco syringe pumps Teledyne Isco Quote Model 100DM, Model 260D and Model 1000D, http://www.teledyneisco.com/en-uk
Core holder Airborne Quote 9.5 ID Coreholder, www.airborne-international.com
Gas pycnometer Micromeritics Quote AccuPyc II 1340 Pycnometer, http://www.micromeritics.com/Product-Showcase/AccuPyc-II-1340.aspx
Thermocouple Omega KMTSS-IM025U-150 0.25 to 1.0 mm Fine Diameter MI Construction Thermocouples Terminated With A Mini Pot-Seal and 1m PFA Lead Wire, https://www.omega.co.uk/pptst/TJMINI_025-075MM_IEC.html
Flexible heating jacket Omega KH-112/5-P Kapton Insulated Flexible Heaters, https://www.omega.co.uk/pptst/KHR_KHLV_KH.html
PEEK tubing Kinesis 1533XL PEEK Tubing 1/16”OD X 0.030” (0.75mm) ID Green, http://kinesis.co.uk/tubing-tubing-peek-green-1-16-x-0-030-0-75mm-x100ft-1533xl.html
Tube cutter Kinesis 003062 Tube cutter, http://kinesis.co.uk/tubing-tube-cutter-003062.html
PEEK fingertight fitting Kinesis F-120X Fingertight Fitting, single piece, for 1/16" OD Tubing, 10-32 Coned, PEEK, Natural, http://kinesis.co.uk/fingertight-fitting-single-piece-for-1-16-od-tubing-10-32-coned-peek-natural-f-120x.html
PEEK adapters and connectors Kinesis P-760 Adapters & Connectors: PEEK™ ZDV Union, for 1/16" OD Tubing, 10-32 Coned, http://kinesis.co.uk/catalogsearch/result/?q=P-760
PEEK plug Kinesis P-551 Plug, 10-32 Coned, PEEK, Natural, http://kinesis.co.uk/plug-10-32-coned-peek-natural-p-551.html
Digital Caliper RS 50019630 Digital caliper, http://uk.rs-online.com/web/
Three-way valve Swagelok SS-41GXS1 Stainless Steel 1-Piece 40G Series 3-Way Ball Valve, 0.08 Cv, 1/16 in. Swagelok Tube Fitting, https://www.swagelok.com/en/catalog/Product/Detail?part=SS-41GXS1
Viton sleeve Cole-Parmer WZ-06435-03 Viton FDA Compliant Tubing, 3/16" (4.8 mm) ID, https://www.coleparmer.com/i/mn/0643503
Drilling bit dk-holdings quote Standard wall drill *EDS540, 5mm internal diameter x continental shank, reinforced stepped shank 5mm of the tube behind 20mm of diamond, http://www.dk-holdings.co.uk/glass/stanwall.html
Heptane Sigma-Aldarich 246654-1L Heptane, anhydrous, 99%, http://www.sigmaaldrich.com/catalog/product/sial/246654?lang=en&region=GB
Potassium iodide Sigma-Aldarich 231-659-4  purity ≥ 99.0%, https://www.sigmaaldrich.com/catalog/product/sigma/60399?lang=en&region=GB
ParaView Open source Free Data visiualization software (Protocol step 1.2, 6.6), https://www.paraview.org/
Avizo Software FEI License Data visiualization and analysis software (Protocol step 5.7.1), https://www.fei.com/software/amira-avizo/
Recontructor Software https://www.gexcel.it
DOWNLOAD MATERIALS LIST

References

  1. Blunt, M. J. . Multiphase flow in permeable media: A pore-scale perspective. , (2017).
  2. Anderson, W. G. Wettability literature survey-part 2: Wettability measurement. Journal of Petroleum Technology. 38 (11), 1246-1262 (1986).
  3. Cuiec, L. E., Morrow, N. R. Evaluation of reservoir wettability and its effect on oil recovery. Interfacial Phenomena in Petroleum Recovery. , 319-375 (1990).
  4. Morrow, N. R. Wettability and its effect on oil recovery. Journal of Petroleum Technology. 42 (12), 1476-1484 (1990).
  5. Anderson, W. G. Wettability literature survey – part 5: The effects of wettability on relative permeability. Journal of Petroleum Technology. 39 (11), 1453-1468 (1987).
  6. Anderson, W. G. Wettability literature survey – part 6: The effects of wettability on waterflooding. Journal of Petroleum Technology. 39 (12), 1605-1622 (1987).
  7. Amott, E. Observations relating to the wettability of porous rock. Petroleum Transactions, AIME. 216, 156-162 (1959).
  8. Donaldson, E. C., Thomas, R. D., Lorenz, P. B. Wettability determination and its effect on recovery efficiency. Society of Petroleum Engineers Journal. 9 (1), 13-20 (1969).
  9. Wagner, O. R., Leach, R. O. Improving oil displacement efficiency by wettability adjustment. Transactions of the AIME. 216 (1), 65-72 (1959).
  10. McCaffery, F. G. Measurement of interfacial tensions and contact angles at high temperature and pressure. Journal of Canadian Petroleum Technology. 11 (3), 26-32 (1972).
  11. Buckley, J. S. Effective wettability of minerals exposed to crude oil. Current Opinion in Colloid & Interface Science. 6 (3), 191-196 (2001).
  12. Wildenschild, D., Sheppard, A. P. X-ray imaging and analysis techniques for quantifying pore-scale structure and processes in subsurface porous medium systems. Advances in Water Resources. 51, 217-246 (2013).
  13. Andrew, M., Bijeljic, B., Blunt, M. J. Pore-scale imaging of geological carbon dioxide storage at in situ conditions. Geophysical Research Letters. 40 (15), 3915-3918 (2013).
  14. Blunt, M. J., et al. Pore-scale imaging and modelling. Advances in Water Resources. 51, 197-216 (2013).
  15. Berg, S., et al. Real-time 3D imaging of Haines jumps in porous media flow. Proceedings of the National Academy of Sciences. 110 (10), 3755-3759 (2013).
  16. Schlüter, S., Sheppard, A., Brown, K., Wildenschild, D. Image processing of multiphase images obtained via X-ray microtomography: a review. Water Resources Research. 50 (4), 3615-3639 (2014).
  17. Reynolds, C. A., Menke, H., Andrew, M., Blunt, M. J., Krevor, S. Dynamic fluid connectivity during steady-state multiphase flow in a sandstone. Proceedings of the National Academy of Sciences. 114 (31), 8187-8192 (2017).
  18. Singh, K., et al. Dynamics of snap-off and pore-filling events during two-phase fluid flow in permeable media. Scientific Reports. 7 (1), 5192 (2017).
  19. Armstrong, R. T., Porter, M. L., Wildenschild, D. Linking pore-scale interfacial curvature to column-scale capillary pressure. Advances in Water Resources. 46, 55-62 (2012).
  20. Andrew, M., Bijeljic, B., Blunt, M. J. Pore-by-pore capillary pressure measurements using X-ray microtomography at reservoir conditions: Curvature, snap-off, and remobilization of residual CO2. Water Resources Research. 50 (11), 8760-8774 (2014).
  21. Andrew, M., Bijeljic, B., Blunt, M. J. Pore-scale imaging of trapped supercritical carbon dioxide in sandstones and carbonates. International Journal of Greenhouse Gas Control. 22, 1-14 (2014).
  22. Herring, A. L., Middleton, J., Walsh, R., Kingston, A., Sheppard, A. Flow rate impacts on capillary pressure and interface curvature of connected and disconnected fluid phases during multiphase flow in sandstone. Advances in Water Resources. 107, 460-469 (2017).
  23. Herring, A. L., Andersson, L., Wildenschild, D. Enhancing residual trapping of supercritical CO2 via cyclic injections. Geophysical Research Letters. 43 (18), 9677-9685 (2016).
  24. Andrew, M., Bijeljic, B., Blunt, M. J. Pore-scale contact angle measurements at reservoir conditions using X-ray microtomography. Advances in Water Resources. 68, 24-31 (2014).
  25. Scanziani, A., Singh, K., Blunt, M. J., Guadagnini, A. Automatic method for estimation of in situ. effective contact angle from X-ray micro tomography images of two-phase flow in porous media. Journal of colloid and interface science. 496, 51-59 (2017).
  26. Klise, K. A., Moriarty, D., Yoon, H., Karpyn, Z. Automated contact angle estimation for three-dimensional X-ray microtomography data. Advances in Water Resources. 95, 152-160 (2016).
  27. AlRatrout, A., Raeini, A. Q., Bijeljic, B., Blunt, M. J. Automatic measurement of contact angle in pore-space images. Advances in Water Resources. 109, 158-169 (2017).
  28. Salathiel, R. A. Oil recovery by surface film drainage in mixed-wettability rocks. Journal of Petroleum Technology. 25 (10), 1216-1224 (1973).
  29. Kovscek, A. R., Wong, H., Radke, C. J. A pore-level scenario for the development of mixed wettability in oil reservoirs. AIChE Journal. 39 (6), 1072-1085 (1993).
  30. Buckley, J. S., Liu, Y., Monsterleet, S. Mechanisms of wetting alteration by crude oils. Society of Petroleum Engineers Journal. 3 (1), 54-61 (1998).
  31. Alhammadi, A. M., AlRatrout, A., Singh, K., Bijeljic, B., Blunt, M. J. In situ characterization of mixed-wettability in a reservoir rock at subsurface conditions. Scientific Reports. 7 (1), 10753 (2017).
  32. Arganda-Carreras, I., et al. Trainable weka segmentation: a machine learning tool for microscopy pixel classification. Bioinformatics. 33 (15), 2424-2426 (2017).
  33. Wang, Y., Lin, C. L., Miller, J. D. Improved 3D image segmentation for X-ray tomographic analysis of packed particle beds. Minerals Engineering. 83, 185-191 (2015).
  34. Zhang, G., Parwani, R., Stone, C. A., Barber, A. H., Botto, L. X-ray imaging of transplanar liquid transport mechanisms in single layer textiles. Langmuir. 33 (43), 12072-12079 (2017).
  35. Su, Y., et al. Pore type and pore size distribution of tight reservoirs in the Permian Lucaogou Formation of the Jimsar Sag, Junggar Basin, NW China. Marine and Petroleum Geology. 89, 761-774 (2018).
  36. Ozcelikkale, A., et al. Differential response to doxorubicin in breast cancer subtypes simulated by a microfluidic tumor model. Journal of Controlled Release. 266, 129-139 (2017).
  37. Zeller-Plumhoff, B., et al. Quantitative characterization of degradation processes in situ. by means of a bioreactor coupled flow chamber under physiological conditions using time-lapse SRµCT. Materials and Corrosion. 69 (3), 298-306 (2017).
  38. Daly, K. R., et al. Modelling water dynamics in the rhizosphere. Rhizosphere. 4, 139-151 (2017).
  39. Borgmann, K., Ghorpade, A. Methamphetamine Augments Concurrent Astrocyte Mitochondrial Stress, Oxidative Burden, and Antioxidant Capacity: Tipping the Balance in HIV-Associated Neurodegeneration. Neurotoxicity Research. 33 (2), 433-447 (2018).
  40. Wollatz, L., Johnston, S. J., Lackie, P. M., Cox, S. J. 3D histopathology-a lung tissue segmentation workflow for microfocus X-ray-computed tomography scans. Journal of Digital Imaging. 30 (6), 772-781 (2017).
  41. Hassler, G. L. Method and apparatus for permeability measurements. U.S.A. Patent. , (1944).
  42. McCaffery, F. G. Measurement of interfacial tensions and contact angles at high temperature and pressure. Journal of Canadian Petroleum Technology. 11 (03), 26-32 (1972).
  43. Hjelmeland, O. S., Larrondo, L. E. Experimental investigation of the effects of temperature, pressure, and crude oil Composition on interfacial properties. SPE Reservoir Engineering. 1 (04), 321-328 (1986).
  44. Buckley, J. S., Takamura, K., Morrow, N. R. Influence of electrical surface charges on the wetting properties of crude oils. SPE Reservoir Engineering. 4 (03), 332-340 (1989).
  45. Fernø, M. A., Torsvik, M., Haugland, S., Graue, A. Dynamic laboratory wettability alteration. Energy & Fuels. 24 (07), 3950-3958 (2010).
  46. Al-Menhali, A. S., Krevor, S. Capillary trapping of CO2 in oil reservoirs: Observations in a mixed-wet carbonate rock. Environmental Science & Technology. 50 (05), 2727-2734 (2016).
  47. Wang, J., Buckley, J. S. Asphaltene stability in crude oil and aromatic solvents-the influence of oil composition. Energy & Fuels. 17 (06), 1445-1451 (2003).
  48. Wang, J. X., Buckley, J. S. A two-component solubility model of the onset of asphaltene flocculation in crude oils. Energy & Fuels. 15 (05), 1004-1012 (2001).
  49. Buades, A., Coll, B., Morel, J. M. A non-local algorithm for image denoising. Proceedings / CVPR, IEEE Computer Society Conference on Computer Vision and Pattern Recognition. 2 (7), 60-65 (2005).
  50. Buades, A., Coll, B., Morel, J. M. Nonlocal image and movie denoising. International Journal of Computer Vision. 76 (2), 123-139 (2008).
  51. Jadhunandan, P. P., Morrow, N. R. Effect of wettability on waterflooding recovery for crude oil/brine/rock systems. SPE Reservoir Engineering. 10 (1), 40-46 (1995).
  52. Singh, K., Bijeljic, B., Blunt, M. J. Imaging of oil layers, curvature and contact angle in a mixed-wet and a water-wet carbonate rock. Water Resources Research. 52 (3), 1716-1728 (2016).
  53. Iglauer, S., Fernø, M. A., Shearing, P., Blunt, M. J. Comparison of residual oil cluster size distribution, morphology and saturation in oil-wet and water-wet sandstone. Journal of Colloid and Interface Science. 375 (1), 187-192 (2012).
  54. Al-Raoush, R. I. Impact of wettability on pore-scale characteristics of residual nonaqueous phase liquids. Environmental Science & Technology. 43 (13), 4796-4801 (2009).
  55. Chatzis, I., Morrow, N. R., Lim, H. T. Magnitude and detailed structure of residual oil saturation. Society of Petroleum Engineers Journal. 23 (2), 311-326 (1983).
  56. Alhammadi, A. M., AlRatrout, A., Bijeljic, B., Blunt, M. J. In situ wettability measurement in a carbonate reservoir rock at high temperature and pressure. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. , (2017).
  57. Jones, A. C., et al. Assessment of bone ingrowth into porous biomaterials using micro-CT. Biomaterials. 28 (15), 2491-2504 (2007).

Tags

Pore-scale ImagingHydrocarbon Reservoir RockWettabilitySubsurface ConditionsX-ray MicrotomographyMultiphase FlowPorous MediaOil RecoveryContaminant RemovalCarbon Dioxide StorageIn Situ WettabilityThree-dimensional ImagingCore HolderSample PreparationPorosityPore StructureHassler-type Core HolderPolyether Ether Ketone TubingThermocoupleConfining FluidCarbon Fiber SleeveRotation StageSyringe Pump

Play Video
PDF
DOI
DOWNLOAD MATERIALS LIST
Cite This Article
Alhammadi, A. M., AlRatrout, A., Bijeljic, B., Blunt, M. J. Pore-scale Imaging and Characterization of Hydrocarbon Reservoir Rock Wettability at Subsurface Conditions Using X-ray Microtomography. J. Vis. Exp. (140), e57915, doi:10.3791/57915 (2018).
Download Citation
Reprints and Permissions

View Video

✖

To prove you're not a robot, please enter the text in the image below

CAPTCHA Image
Play CAPTCHA Audio
Refresh Image