Este protocolo se presenta para caracterizar las condiciones del complejo humectante de un opaco medio poroso (roca de yacimiento de hidrocarburos) utilizando imágenes tridimensionales obtenidas por microtomografía de rayos x en las condiciones subsuperficiales.
In situ medidas de humectabilidad en rocas de yacimientos de hidrocarburos sólo han sido posibles recientemente. El propósito de este trabajo es presentar un protocolo para caracterizar las condiciones del complejo humectante de roca reservorio de hidrocarburos usando proyección de imagen de rayos x tridimensional poro-escala las condiciones subsuperficiales. En este trabajo, se han utilizado rocas reservorio de carbonato heterogéneos, extraídas de un campo muy grande de aceite produce, para demostrar el protocolo. Las rocas están saturadas con salmuera y aceite y de tres semanas en condiciones de subsuelo para replicar las condiciones de humectabilidad que normalmente existen en los depósitos de hidrocarburos (conocidos como humectación mezclado). Después de la inyección de salmuera, imágenes tridimensionales de alta resolución (2 μm/voxel) son adquiridos y procesados y segmentados. Para calcular la distribución del ángulo de contacto, que define la mojabilidad, se realizan los siguientes pasos. Primeras, líquido-líquido y líquido-roca superficies están endentadas. Se suavizan las superficies para eliminar artefactos de voxel, y se miden en situ ángulos de contacto en la línea de contacto trifásico a lo largo de toda la imagen. La principal ventaja de este método es su capacidad para caracterizar en situ representa mojabilidad el propiedades de roca poro-escala, tales como rugosidad de la roca, composición química de la roca y tamaño de los poros. La humectabilidad en situ se determina rápidamente en cientos de miles de puntos.
El método está limitado por la precisión de la segmentación y la resolución de la imagen de rayos x. Este protocolo podría ser utilizado para caracterizar la mojabilidad de otras rocas complejo saturado con líquidos diferentes y en diferentes condiciones para una variedad de aplicaciones. Por ejemplo, podría ayudar a determinar la humedad óptima que podría generar una recuperación de aceite extra (es decir, diseñar la salinidad de la salmuera por consiguiente para obtener la mayor recuperación de aceite) y encontrar las condiciones de adherencia de soldadura más eficientes para atrapar más CO2 en formaciones del subsuelo.
Mojabilidad (el ángulo de contacto entre líquidos inmiscibles en una superficie sólida) es una de las propiedades clave que controlan configuraciones fluidas y recuperación en rocas reservorio de aceite. Mojabilidad afecta propiedades de flujo macroscópico incluyendo permeabilidad relativa y presión capilar1,2,3,4,5,6. Sin embargo, medir la humectabilidad en situ de la roca reservorio sigue siendo un desafío. Mojabilidad de la roca reservorio ha determinado tradicionalmente en la escala de la base, utilizando índices de mojabilidad7,8y directamente ex situ en superficies plano mineral4,9 , 10 , 11. mojabilidad índices y mediciones de ángulo de contacto de ex situ son limitadas y no se pueden caracterizar la mojabilidad mezclado (o rango de ángulo de contacto) que normalmente existen en reservorios de hidrocarburos. Por otra parte, no se cuenta de poro-escala roca propiedades, como la mineralogía de la roca, rugosidad, poros-geometría y heterogeneidad espacial, que tienen un impacto directo en el arreglo fluido en la escala de poro.
Avances recientes en no invasiva tridimensionales mediante microtomografía de rayos x12, en combinación con el uso de una temperatura elevada y presión aparato13, la proyección de imagen han permitido el estudio del flujo multifásico en medios permeables14 ,15,16,17,18,19,20,21,22,23. Esta tecnología ha facilitado el desarrollo del manual en situ medidas de ángulo de contacto en la escala de poro en un opaco medio poroso (roca de piedra caliza de cantera) en condiciones subsuperficiales24. Se obtuvo un valor de medio ángulo de contacto de 45° ± 6° entre el CO2 y salmuera de yoduro de potasio (KI) con la mano de imágenes raw a 300 puntos. Sin embargo, el método manual es desperdiciador de tiempo (es decir, 100 puntos de ángulo de contacto podrían tardar varios días a medir) y los valores obtenidos podrían tener un sesgo subjetivo.
La medida de un ángulo de contacto en situ ha sido automatizada por diferentes métodos aplicados a segmentos radiografía tridimensional imágenes25,26,27. Scanziani et al. 25 mejoró el método manual colocando un círculo en la interfaz líquido-líquido que intersecta con una línea colocada en la interfase líquido-rock en segmentos ortogonal a la línea de contacto trifásico. Este método se ha aplicado a pequeños sub-volúmenes extraídos de imágenes tridimensionales de cantera piedra caliza roca saturada con Decano y salmuera KI. Klise et al. 26 desarrolló un método para cuantificar el ángulo de contacto en situ automáticamente introduciendo planos de interfaces líquido-líquido y líquido-rock interfaces. Se determinó el ángulo de contacto entre estos planos. Este método fue aplicado a imágenes tridimensionales de granos saturados con petróleo y salmuera. Ambos métodos automatizados se aplicaron a voxelized imágenes que podrían introducir error, y en ambos métodos, líneas o planos fueron cabidos en el líquido-líquido y interfaces líquido-rock y el ángulo de contacto se midió entre ellos. Aplicar estos dos enfoques en voxelized imágenes segmentadas de geometría compleja roca podrían conducir a errores al mismo tiempo desperdiciadores de tiempo.
En este protocolo, aplicamos el método de ángulo de contacto automatizado en situ desarrollado por AlRatrout et al. 27 que elimina artefactos voxelization aplicando gaussiano suavizado a las interfaces líquido-líquido y líquido-sólido. Entonces, una curvatura uniforme de suavizado se aplica sólo a la interfaz de líquido-líquido, que es consistente con el equilibrio capilar. Cientos de miles de puntos de ángulo de contacto se miden rápidamente en combinación con su x-, y– y z-coordenadas. El enfoque de AlRatrout et al. 27 se ha aplicado a muestras de piedra caliza de cantera agua mojado y húmedo mezclado impregnadas de Decano y salmuera KI.
En este protocolo, empleamos los últimos avances en microtomografía de rayos x combinado con un aparato de alta presión y alta temperatura para llevar a cabo una caracterización de humectabilidad en situ de rocas reservorio de carbonato complejos, extraído de una gran producción de campo petrolífero situado en el Medio Oriente. Las rocas fueron saturadas con crudo en condiciones subsuperficiales para reproducir las condiciones de depósito en descubrimiento. Se ha presumido que partes de las superficies de roca del depósito (con contacto directo con petróleo crudo) se convierten en aceite húmedo, mientras que otros (lleno de salmuera de la formación inicial) permanecen mojados de agua28,29,30. Sin embargo, la mojabilidad de la roca reservorio es aún más compleja debido a varios factores que controlan el grado de alteración de la mojabilidad, incluyendo la heterogeneidad química de la roca, la composición del petróleo crudo, la aspereza superficial, la composición de la salmuera y saturación y la temperatura y la presión. Un reciente estudio de31 ha demostrado que por lo general es un rango de ángulo de contacto en rocas reservorio con valores por encima y por debajo de 90 °, medida mediante el método automatizado desarrollados por AlRatrout et al. 27.
El objetivo principal de este trabajo es proporcionar un protocolo cuidadoso para caracterizar la mojabilidad en situ de rocas reservorio (mojabilidad mezcla) en condiciones de subsuelo. Una medida exacta de un ángulo de contacto en situ requiere una calidad buena segmentación. Por lo tanto, un método de segmentación basado en el aprendizaje de máquina conocido como WEKA Trainable segmentación (TWS)32 fue utilizado para capturar no sólo la cantidad de aceite restante, sino también la forma de las restantes del aceite los ganglios, así facilitando el ángulo de contacto más precisa mediciones. Recientemente, TWS se ha utilizado en una variedad de aplicaciones, tales como la segmentación de camas llenas de partículas, líquidos dentro de fibras textiles y los poros de reservorios tight33,34,35,36, 37,38,39,40. Para el resto del aceite con precisión con una resolución alta y en las condiciones subsuperficiales de la imagen, un nuevo aparato experimental fue utilizado (figura 1 y figura 2). Mini-muestras de roca fueron cargadas en el centro de un tipo Hassler base titular41 hecho de fibra de carbono. El uso de una manga de fibra de carbono largo y pequeño diámetro permite una fuente de rayos x que llevar muy cerca de la muestra, por lo tanto aumentando el flujo de rayos x y reducir el tiempo de exposición requerido, resultando en una mejor calidad de imagen en un corto período de tiempo. La funda de fibra de carbono es lo suficientemente fuerte para manejar alta presión y temperatura condiciones permaneciendo suficientemente transparentes a rayos x21.
En este estudio, describimos los pasos seguidos para caracterizar la mojabilidad en situ de rocas reservorio en condiciones subsuperficiales. Esto incluye perforación mini-muestras representativas, el conjunto de soporte del núcleo, el aparato de flujo y procedimiento de flujo, el protocolo de imagen, procesamiento de imágenes y segmentación y finalmente ejecuta el código del ángulo de contacto automatizado para generar el ángulo de contacto distribuciones.
Los pasos más críticos para una caracterización de humectabilidad en situ a alta presión y temperatura para alcanzar el éxito son los siguientes. 1) generan una buena segmentación que es esencial para obtener mediciones precisas de ángulo de contacto. 2) no incluye granos grandes impermeables en las muestras de mini que podrían sellar el flujo y cavidades grandes, resultando en una muestra muy frágil con porosidad no representativa. 3) un experimento bien controlado flujo con sin fugas es importante porque mini-las muestras son muy sensibles a la cantidad de líquido inyectado (es decir, un volumen de poro es aproximadamente 0,1 mL). 4) evitar la presencia de aire (como una cuarta fase) en el espacio de poro. 5) mantener un control de temperatura de la muestra durante el experimento de flujo completo. 6) evitar cualquier relajación de interfaz durante la adquisición de exploración por esperar el sistema alcanzar el equilibrio. 7) utilizar una corrección de cambio de centro correspondiente, que es necesaria para la eficaz reconstrucción de imagen de rayos x.
El método de ángulo de contacto automatizado está limitado por la precisión de la segmentación de la imagen porque se aplica a sólo imágenes segmentadas. Segmentación de la imagen depende en gran medida de calidad que depende el protocolo de imagen y el rendimiento del escáner microtomografía la proyección de imagen. Además, es sensible a la reconstrucción de la imagen y los filtros de reducción de ruido, así como el método de segmentación como la TWS32 o el método de sembrado cuenca57. En este trabajo, el método TWS proporciona medidas más precisas de ángulo de contacto de crudas imágenes de rayos x en comparación con los de un método de cuencas aplicado a las imágenes de rayos x filtrados (utilizando filtros de reducción de ruido). El uso de filtros de reducción de ruido hace que la interfaz parece ser menos aceite húmedo en algunas partes de la roca, debido a la voxel media especialmente cerca de la línea de contacto trifásico31. TWS puede capturar no sólo la cantidad de saturación de aceite remanente, sino también la forma de los ganglios restantes de aceite. Este es especialmente el caso para el resto del aceite en los casos de mezcla húmeda, en la cual el aceite es retenido en el espacio de poro como delgada hoja-como las estructuras, lo que es un desafío para ser segmentado basado en valores de umbral de escala de grises sólo.
Esta determinación de humectabilidad en situ proporciona una descripción exhaustiva de las condiciones de adherencia de soldadura de rocas reservorio en comparación con otros métodos de medición de humedad convencionales. Toma en cuenta todos importante poro-escala roca los parámetros, tales como rugosidad de la roca, composición química de la roca y tamaño de los poros y la geometría, que no son posibles por mojabilidad índices7,8 y ex situ contacto ángulo métodos4,9,10,11. El uso de una medición de ángulo de contacto automatizado en situ en la escala del micrón es robusto y elimina cualquier subjetividad asociada con el método manual24. Por otra parte, es más eficaz en la eliminación de artefactos voxelization comparados con otros métodos automatizados25,26. La distribución de ángulo de contacto en situ midió utilizando el método automatizado fue relativamente rápida. Por ejemplo, el tiempo de ejecución para medir el ángulo de contacto en cualquiera de las tres imágenes de muestra que contienen 595 millones de vóxeles es aproximadamente 2 h, usando un solo procesador CPU de 2.2 GHz.
En el futuro, este protocolo puede utilizarse para caracterizar otros sistemas de depósito Roca saturadas con salmuera de formación y crudo. El mismo método no se limita a la industria del petróleo sólo puede modificado y adaptado para caracterizar la mojabilidad de cualquier imágenes tridimensionales segmentadas con dos fluidos inmiscibles en medios porosos con una variedad de condiciones de humectabilidad.
The authors have nothing to disclose.
Con agradecimiento agradecemos compañía de aceite Nacional de Abu Dhabi (ADNOC) y ADNOC en tierra (anteriormente conocido como empresa de Abu Dhabi para Onshore Ltd de las operaciones de petróleo) para la financiación de este trabajo.
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