Waiting
Login processing...

Trial ends in Request Full Access Tell Your Colleague About Jove
JoVE Journal Engineering
Click here for the English version

Engineering

Pore-skala Imaging och karakterisering av kolväte reservoar Rock Vätbarheten på markytan förhållanden med hjälp av röntgen mikrotomografi

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

Summary

Detta protokoll presenteras för att karakterisera komplexa vätning villkoren i en ogenomskinlig poröst medium (kolväte reservoar rock) med hjälp av tredimensionella bilder erhålls genom röntgen mikrotomografi på markytan villkor.

Abstract

In situ Vätbarheten mätningar i kolväte reservoar bergarter har endast varit möjligt nyligen. Syftet med detta arbete är att presentera ett protokoll för att karakterisera de komplexa vätning villkor av kolväte reservoar rock med pore-skala tredimensionellt röntgenundersökning vid markytan villkor. I detta arbete, har heterogena karbonat reservoar stenar, utvinns ur en mycket stor producerande oljefält, använts för att demonstrera protokollet. Klipporna är mättad med saltlake och olja och åldern över tre veckor på markytan villkor att replikera Vätbarheten villkor som vanligtvis finns i kolväte reservoarer (känd som blandat-Vätbarheten). Efter injektionen saltlake högupplösta tredimensionella bilder (2 µm/voxel) förvärvats och sedan bearbetas och segmenterad. Om du vill beräkna fördelningen av kontakt vinkel, som definierar Vätbarheten, utförs följande steg. Första, vätska-vätska och vätska-rock ytor är maskor. Ytorna jämnas ut för att ta bort voxel artefakter och i situ kontakt vinklar mäts på trefas kontaktledningen i hela hela bilden. Den största fördelen med denna metod är dess förmåga att karakterisera i situ Vätbarheten redovisning för pore-skala rock egenskaper, såsom rock ytjämnhet, rock kemiska sammansättning och porstorlek. Den i situ Vätbarheten bestäms snabbt hundratals tusentals punkter.

Metoden begränsas av segmentering noggrannhet och röntgen bildupplösning. Detta protokoll kan användas att karakterisera Vätbarheten hos preparat av andra komplexa bergarter mättade med olika vätskor och på olika förutsättningar för en mängd tillämpningar. Till exempel, det kan hjälpa att fastställa den optimala Vätbarheten som kunde ge en extra olja återvinning (dvsutforma saltlake salthalt med detta för att få högre oljeutvinning) och att hitta de mest effektiva vätning villkor att fälla mer CO2 i markytan formationer.

Introduction

Vätbarheten (kontakt vinkeln mellan blandbara vätskor på en fast yta) är en av de viktigaste egenskaper som styr vätska konfigurationer och olja återvinning i reservoaren bergarter. Vätbarheten påverkar makroskopiska flödet egenskaper inklusive relativ permeabilitet och kapillär tryck1,2,3,4,5,6. Mätning i situ Vätbarheten hos preparat av reservoaren rock har förblev dock en utmaning. Reservoaren rock Vätbarheten har fastställts traditionellt på core skalan, indirekt använda Vätbarheten index7,8, och direkt ex situ på platt mineraliska ytor4,9 , 10 , 11. både Vätbarheten index och ex situ kontaktvinkel mätningar är begränsade och inte kan karakterisera de blandat-Vätbarheten (eller rad kontaktvinkel) som normalt finns i kolväte reservoarer. Dessutom de inte hänsyn till pore-rock egenskaper för skala, såsom rock mineralogi, ytjämnhet, por-geometri och rumslig heterogenitet, som har en direkt inverkan på skalan pore vätska arrangemanget.

Senaste framsteg i icke-invasiv tredimensionell avbildning med röntgen mikrotomografi12, i kombination med användning av en förhöjd temperatur och tryck apparaten13, har gjort studien av flerfasströmning i genomsläppliga media14 ,15,16,17,18,19,20,21,22,23. Denna teknik har underlättat utvecklingen av manuell i situ kontaktvinkel mätningar vid pore skalan i ogenomskinliga porösa medium (stenbrottet kalksten rock) subsurface villkor24. En genomsnittlig kontaktvinkel värde av 45° ± 6° mellan CO2 och kaliumjodid (KI) saltlake erhölls för hand från raw-bilder på 300 poäng. Den manuella metoden är dock tidskrävande (dvs.100 kontaktvinkel Poäng kunde ta upp till flera dagar att mätas) och de värden som erhålls kan ha en subjektiv bias.

Mätning av en i situ kontaktvinkel har automatiserats med olika metoder tillämpas att segmenterad tredimensionella röntgen bilder25,26,27. Scanziani et al. 25 förbättrat den manuella metoden genom att placera en cirkel på vätska-vätska gränssnittet som korsar en linje som placeras på vätska-rock gränssnittet på skivor ortogonal till trefas kontaktledningen. Denna metod har tillämpats på små sub-volymer ur tredimensionella bilder av stenbrottet kalksten mättad med dekan och KI saltlake. Klise et al. 26 utvecklat en metod för att kvantifiera den i situ kontaktvinkel automatiskt genom att montera plan till den vätska-vätska och vätska-rock gränssnitt. Kontaktvinkel fastställdes mellan dessa plan. Denna metod tillämpades på tredimensionella bilder av pärlor mättad med fotogen och saltlake. Både automatiserade metoder tillämpades till voxelized bilder som skulle införa fel, och i båda metoderna, linjer eller flygplan utrustades på vätska-vätska och vätska-rock gränssnitt och kontaktvinkel mättes mellan dem. Tillämpa dessa två synsätt på voxelized kan segmenterade bilder av komplexa rock geometri leda till fel samtidigt vara tidskrävande.

I detta protokoll tillämpar vi den automatisera i situ kontaktvinkel metod utvecklad av AlRatrout et al. 27 som avlägsnar voxelization artefakter genom att tillämpa Gaussisk smoothing vätska-vätska och vätska-solid gränssnitten. Sedan, en enhetlig krökning utjämning används endast för gränssnittet vätska-vätska, vilket är förenligt med kapillär equilibriumen. Hundratusentals kontaktvinkel punkter mäts snabbt i kombination med deras x-, y-, och z-koordinater. Metoden av AlRatrout et al. 27 har tillämpats på vatten-vått och blandat-vått stenbrottet kalksten prover mättad med dekan och KI saltlake.

I detta protokoll anställer vi de senaste framstegen inom röntgen mikrotomografi kombinerat med ett högt tryck och hög temperatur apparaten att genomföra en i situ Vätbarheten karakterisering av komplexa karbonat reservoar stenar, utvinns ur en mycket stor producerande oljefält ligger i Mellanöstern. Klipporna var mättad med råolja vid markytan villkor att reproducera reservoar villkoren vid upptäckt. Det har varit en hypotes om att delar av reservoaren rock ytorna (med direktkontakt med råolja) blivit olja-vått, medan andra (fylld med inledande bildandet saltlake) förblir vatten-vått28,29,30. Den reservoar rock Vätbarheten är dock ännu mer komplex på grund av flera faktorer styra graden av Vätbarheten ändring, inklusive ytjämnheten, rock kemiska heterogenitet, råolja sammansättning, saltlake sammansättning och mättnad, och temperatur och tryck. En senare studie31 har visat att det vanligtvis finns en rad kontaktvinkel i reservoaren stenar med värden både ovanför och nedanför 90 °, mätt med den automatiserade metoden utvecklad av AlRatrout et al. 27.

Huvudsyftet med detta arbete är att ge en grundlig protokoll för att karakterisera den i situ Vätbarheten reservoar bergarter (blandat-Vätbarheten) på markytan villkor. En exakt mätning av i situ kontakt vinkel kräver en bra segmentering kvalitet. Därför underlätta en machine learning-baserade segmentering metod känd som Trainable WEKA segmentering (TWS)32 användes för att fånga inte bara mängden återstående olja utan även formen på de återstående olja ganglier, således mer exakt kontaktvinkel mätningar. Nyligen, TWS har använts i en mängd olika tillämpningar, såsom segmentering av packade partikel sängar, vätskor inom textilfibrer, och porerna i snäva reservoarer33,34,35,36, 37,38,39,40. För att bild den återstående oljan exakt på en hög upplösning och vid markytan, var en ny experimentell apparat används (figur 1 och figur 2). Mini-prover av rock lastades in i centrera av en Hassler-typen core innehavaren41 gjord av kolfiber. Användning av en lång och liten diameter kolfiber hylsa tillåter en röntgen källa föras mycket nära provet, därmed öka röntgen flux och minska krävs exponeringstid, vilket resulterar i en bättre bildkvalitet under en kortare tidsperiod. Kolfiber hylsan är tillräckligt stark för att klara höga tryck och temperatur förhållanden medan återstående tillräcklig insyn för att röntgen21.

I denna studie beskriver vi de stegen som följt för att karakterisera i situ Vätbarheten hos preparat av reservoaren klipporna vid markytan villkor. Detta inkluderar borrning representativa mini-prover, core innehavaren församlingen, flow apparaten och flöde förfarande, protokollet imaging, bildbehandling och segmentering och slutligen köra automatiserade kontaktvinkel kod för att generera kontaktvinkel distributioner.

Protocol

1. borrning representant Mini-prover av Rock

  1. För att förvärva högupplösta skannar, borra mini-samples (dvs.med en diameter på 5 mm och en längd på 15-30 mm). För det första etikett core kontakten med 2 referenspunkterna ortogonal mot varandra såsom visas i figur 3. Sedan skaffa en full field-of-view (FFOV) skanning av core kontakten med en voxel storlek 40 µm/voxel att visualisera den interna fördelningen av porer och korn.
  2. Identifiera och märka bra borrning platser noggrant: dessa undvika stora vugs eller mineraliska korn. Använd en datavisualisering och analysprogram (Tabell för material) för att visualisera tredimensionella bilden av berget som visas i figur 3. Öppna en tvådimensionell bit av rock torr bilden och identifiera bra borrning platser medan du flyttar segmentet från toppen till basen av berget.
  3. Använd en rostfritt stål borra lite för att borra mini-proverna när du använder rinnande vatten som en kylande vätska. Extrahera de bräckliga mini-proverna noggrant, med en tunn mejsel (dvsen liten platt skruvmejsel) ta bort de mini-proverna från deras bas. Kontrollera båda ändarna av mini-proverna platt för att underlätta god kontakt med flöde avsluta lappar.
  4. Mät dimensionerna av mini-proverna korrekt med hjälp av ett skjutmått. Använda de uppmätta mått för att beräkna volymen bulk. Multiplicera volymen uppmätta bulk med den uppmätta helium porositeten att hitta porvolym.
  5. För att mäta helium porositeten av mini-proverna, Använd en gas pyknometer. Använd först gas pyknometern för att mäta korn densitet (kg/m3) torr rock provet. Dividera massan (kg) av det torra provet med att uppmätta korn densitet (kg/m3) få korn volymen (m3). Subtrahera korn volymen från bulk volymen beräknades i steg 1.4 och, slutligen, dividera skillnaden med bulk volymen att erhålla den totala porositeten (fraktion).
  6. Skanna de borrade mini-proverna med en högre upplösning (dvs, 5,5 µm/voxel) använder en X-ray mikrotomografi scanner för att bedöma inre pore struktur. Se steg 4 för mer detaljer på hur detta görs.
    Obs: Borrning mini-prover innebär rörliga mekaniska delar. Så Använd komplett personlig skyddsutrustning (PPE) och vidta lämpliga försiktighetsåtgärder vid borrningen.

2. kärna innehavaren församling

  1. Läsa in provet i en Hassler-typen core innehavaren41 (figur 1) genom att följa stegen nedan.
  2. Demontera den core innehavare församlingen genom att ta bort tätningsmassa skruven och M4 skruvar av flowhead. Avlägsna förseglingsringen från skåran i flowhead och rengör tätningsytorna med en ren trasa med en rengöringsvätska som aceton. Plats kärnkomponenterna innehavaren montering på en tydlig bänk i god ordning (se figur 1för tätning skruven, figur 1B för flowhead, figur 1C för 1/16 PEEK slangar, figur 1D för rostfritt stål slut montering, figur 1E för rock provet, figur 1F för gummi slangen, figur 1G för termoelementet, figur 1jag för i kolfiber hylsa, och figur 1J för flexibel värme jacka).
  3. Linda den böjliga värmeapparater jackan runt kolfiber hylsan.
  4. Infoga ett termoelement till annulus via basen av innehavaren av core.
  5. Använda en handkontroll med proportionell-integral-derivat (PID) (figur 2) som är anpassade för att styra temperaturen inom ± 1 ° C21.
    Obs: Att upprätthålla en stabil temperatur inom ± 1 ° C är viktigt att undvika att ändra gränsskiktsspänning olja och saltlake som kan påverka en kontaktvinkel mätning42,43.
  6. Gänga polyeter eter keton (PEEK) slangar genom topp och bas av innehavaren av core. Anslut sedan PEEK slangen till skräddarsydda avsluta lappar.
  7. Skär en gummi slang till en längd ungefär lika med rock prov längd plus ändbitarna. Skjut försiktigt provet i en gummi slang och Anslut den till avsluta lappar. Säkerställa att gummi slangen ger en tight passform över avsluta lappar att slippa läckage av begränsande vätska i provet.
  8. Placera termoelement spetsen bredvid provet att mäta temperaturen på vätskorna inom porerna.
  9. Försiktigt ihop båda ändarna av innehavaren av core. Säkerställa att provet är placerad i mitten av core innehavaren att vara i skanning synfältet.

3. flow apparaten och flöde förfarande

  1. Förbereda flow apparaten (figur 2) som består av 4 högtrycks sprutpumpar (se figur 2A för oljepumpen, figur 2B för mottagande pumpen, figur 2C för brine pumpen och Figur 2D för begränsande pumpen), en core innehavaren församling (se figur 2E), en PID-regulator (se figur 2F), och en CO2 cylinder (se figur 2G), att utföra waterflooding på villkor som under ytan.
  2. Använd en klämma att håller core innehavaren montering och placera den på rotation scenen inuti röntgen mikrotomografi skannern.
  3. Använd flexibla PEEK slangen för att ansluta vätskorna från pumparna till provet och begränsande annulus.
  4. Fyll isolerade annulus klyftan med avjoniserat vatten och ventilera ut luften. Tillämpa 1,5 MPa begränsande påtryckningar att pressa gummi slangen för att förhindra ett flöde längs sidorna av kärnan.
  5. Anslut CO2 cylindern till bas tre-vägs ventilen och spola CO2 i en låg takt genom provet för 1 h ta bort luften från pore utrymmet.
  6. Anslut brine pumpen (fylld med 7 viktprocent KI saltlake) på basen av core innehavaren via bas tre-vägs ventilen och spola ut luften ur raden saltlake injektion in i andra sidan av tre-vägs ventilen innan du injicerar saltlaken i pore utrymmet. Injicera saltlake på 0,3 mL/min för 1 h (cirka 200 pore volymer) att helt mätta provet med saltlake. Stäng sedan topp och bas tre-vägs ventiler.
  7. Tryck testa oljepumpen mot mottagande pumpen för att bestämma motsvarande trycket i båda pumpar innan du utför någon dränering (olja injektion). Först ansluta båda pumpar genom en tvåvägs ventil och hålla ventilen stängd. Öka trycket till 10 MPa i båda pumpar och stoppa oljepumpen och öppna tvåvägs ventilen medan mottagande pumpen körs. Registrera trycket läsning av oljepumpen (dvs10,01 MPa), vilket motsvarar 10 MPa i mottagande pumpen.
  8. Fastställa subsurface villkor genom att höja portrycket till 10 MPa och temperaturen till 60 eller 80 ° C. Anslut böjliga värmeapparater jackan och termoelementet till den PID-regulatorn och tillämpa målvärdet (60 eller 80 ° C). Ansluta pumpen mottagande (fylld med KI saltlake) till bas tre-vägs ventilen och öka portrycket i 1 MPa steg tillsammans med begränsa trycket tills att uppnå en portryck 10 MPA och begränsa trycket 11,5 MPa. I detta skede replikera villkoren kolväte behållaren innan olja migreringen från källa rock.
  9. Anslut oljepumpen till toppen av core innehavaren via topp tre-vägs ventilen och spola oljan genom andra sidan av ventilen ta bort eventuell luft i raden. Öka trycket till testade motsvarande tryck (dvs10,01 MPa) samtidigt som ventilen stängd. Sedan stoppa oljepumpen och öppna topp tre-vägs ventilen och starta dräneringen av injicera 20 pore volymer olja med ett konstant flöde av 0,015 mL/min (denna kurs är i kapillär-dominerade flöde regimen) på markytan villkor 10 MPA och 60 eller 80 ° C.
  10. Lämna systemet för att nå jämvikt för minst 2 h efter olja injektionen och sedan skaffa en högupplöst skanning (dvs, 2 µm/voxel) använder en X-ray mikrotomografi scanner. Se steg 4 för mer detaljer på hur detta görs.
  11. Sedan flytta församlingens kärna innehavaren av röntgen mikrotomografi skannern mycket noga med alla säkerhetsåtgärder på plats, placera den core innehavare församlingen inne i ugnen och återansluta flödeslinjer för att utföra åldrandet över 3 veckor att ändra rock Vätbarheten.
    1. För att undersöka olja återvinning som en funktion av Vätbarheten, använda olika åldrande protokoll för att generera olika Vätbarheten villkor. Kontrollera graden av Vätbarheten ändring (vatten-våt till olja-vått) genom att använda olika temperaturer och olja kompositioner30,31,44.
    2. Exempelvis för att generera blandat-våt rock med mer olja-våta ytor, tillämpa en relativt hög temperatur (80 ° C) och injicera råolja (med en densitet på 830 ± 5 kg/m3 vid 21 ° C) ofta eller kontinuerligt (dynamisk åldrande) att ge en kontinuerlig tillförsel av den Polar råolja komponenter som kan påskynda den Vätbarheten ändring45. För att generera svagt vatten-våt rock, Använd lägre temperatur (60 ° C) och ingen råolja injektion under åldrandet (statiskt åldrande). Generera en blandad-vått reservoar rock med en genomsnittlig kontaktvinkel nära 90 °, utföra dynamisk åldrande med relativt tyngre råolja (med en densitet på 870 ± 5 kg/m3 vid 21 ° C blandat med heptan inducera asphaltene nederbörd46, 47,48) men vid 60 ° C31.
  12. När åldrandet är klar, kan du flytta församlingens kärna innehavaren tillbaka till röntgen mikrotomografi skannern.
  13. Genomföra waterflooding på markytan villkor. Tryck testa brine pumpen mot mottagande pumpen innan du utför waterflooding genom att följa samma förfarande som nämns i steg 3,7.
    1. Först ansluta raden saltlake till bas tre-vägs ventilen och ansluta mottagande pumpen till toppen av core innehavaren via topp tre-vägs ventilen.
    2. Utföra waterflooding av 20 pore volymer på markytan villkor med hjälp av en konstant låg flödeshastighet (dvs, 0,015 mL/min), att säkerställa ett lågt kapillär antal ca 10-7.
    3. Slutligen lämna systemet för att nå jämvikt för minst 2 h efter waterflooding och förvärva en högupplöst skanning igen på samma plats.
      Obs: Bedriva sådan högtrycks och - temperatur experiment kräver en detaljerad riskbedömning och rigorösa tester av hela flödet apparaten utanför röntgen mikrotomografi skannern innan du utför några i situ -experiment med alla säkerhetsåtgärder på plats.

4. imaging protokoll

  1. Använd en X-ray mikrotomografi scanner att förvärva tredimensionella röntgen File i micron skala av reservoaren rock mättad med olja och saltlake på markytan villkor.
  2. Hitta de mest effektiva faskontrast mellan olja, saltlake och rock av dopning fasen saltlake med KI för att vara den mellanliggande fasen när det gäller röntgen adsorption. För att uppnå en bra kontrast mellan olja (lägsta sorption, svart), saltlake (mellanliggande, mörk grå) och rock (mest sorberas fas, ljusgrå), som visas i figur 4, förbereda mini-behållare med olika viktprocent av KI saltlake och utföra skanning . Histogrammet gråskala värde bör Visa 3 separata faser (figur 4b).
    1. Att förbereda en kontrast prov, halv-fylla en små cylindriska glasbehållare (1 mL) med både olja och KI saltlake faser. Sedan fylla den andra halvan av behållaren med krossade bitar av sten och blanda dem noggrant. Använd en ren cylindrisk metall till kompakt blandningen, undvika någon säd rörelse under skanning. Bär komplett PPE och utföra blandning av råoljan och KI saltlaken i dragskåp.
  3. Använd en relativt lång kolfiber core hållare med en liten diameter för att tillåta röntgen källan föras så nära som möjligt till provet. Använd inte en mycket lång core innehavaren, vilket skulle kunna öka prov rörelsen på grund av rotation under scan förvärvet.
  4. Använd 4 X målsättningen för att förvärva röntgenbilder i hög upplösning (dvs, 2 µm/voxel) tillräckligt för att mäta den effektiva i situ kontaktvinkel. Använd PEEK slangar som injektion linjer för att tillåta en smidig 360° rotation av core innehavaren församlingen under scan förvärvet.
  5. För tunt eller låg densitet prover, använda en röntgen källa spänning och effekt på 80 kV och 7 W, respektive. För tjocka eller hög densitet prover, använda en röntgen källa spänning och effekt på 140 kV och 10 W, respektive.
    Obs: I det här fallet en röntgenbild källa spänning på 80 kV och en effekt av 7 W användes.
  6. För att förvärva de 2 µm/voxel-skanningar, använda den 4 X-objektiv med en exponeringstid (dvs1,5 s eller mer) tillräckligt för att få en röntgen strålning intensitet på mer än 5.000 räknas/s.
  7. Använd ett stort antal projektioner (minst 3.200 prognoser) beroende på tidsbrist.
    Obs: Röntgen mikrotomografi innebär en risk för joniserande strålning. Därför krävs en lämplig riskbedömning att säkerställa en säker arbetsmiljö.

5. bild bearbetning och segmentering

  1. Först, rekonstruera röntgen datortomografi datamängden med hjälp av programvaran (Tabell för material) för att skapa tredimensionella röntgenbilder (.txm). Klicka på Bläddra om du vill importera indatafilen (.txrm). Välj sedan den Manuell Center Skift och söka efter det mest lämpliga center Skift korrigeringsvärdet att redovisa någon prov rörelse under scan förvärvet.
    1. Sök efter lämpliga center Skift värdet. Börja med ett stort utbud (-10 till 10) och ett stort stegstorlek (1,0). Sedan begränsa sökintervallets och stegstorlek (0,1), tills den optimala värdet erhålls.
    2. Rekonstruera sökningen med hjälp av optimal center Skift värdet. Konto för någon balk hardening effekter innan bilden återuppbyggnaden.
  2. Använd en lämplig segmentering metod som är lämplig för specifika tillämpningen. För att karakterisera den i situ Vätbarheten noggrant, Använd en machine learning-baserad avbildning segmentering metod sådan TWS32 att vända gråskala bilder till trefas segmenterade bilder (olja, saltlake och rock). Öppna bilden i TWS - som är en Fiji (ImageJ)32 plugin - att segmentera bilderna utan att tillämpa någon brusfiltrering för att undvika voxel genomsnitt särskilt nära trefas kontaktledningen vid vilken kontakt vinkeln mäts.
  3. Välj slumpmässiga-skogen algoritm och träningsfunktioner, som betyder, varians och kanter, tillämpa en featured-baserade segmentering.
    1. Klicka på Inställningar för att hitta de 12 Träningsfunktioner i segmentering inställningar (Gaussisk oskärpa, derivat, struktur, skillnaden av Gaussisk, Max, Median, varians, medelvärde, Minimum, kanter, Laplacian och Hessian) att välja på funktioner för bästa träning. Urvalet baseras på segmentering prövningar med hjälp av funktioner för olika träning eller en kombination av dessa. Till exempel hittades kombinationen av kanter, medelvärdet och variansen utbildning funktioner ge bästa segmentering resultat för detta karbonat reservoar rock system.
    2. Klassificerare alternativ, Välj FastRandomForest.
    3. Lägg till en ny fas (dvs, olja), klicka på Skapa ny klass.
  4. Etikett pixlarna från alla 3 faser (olja, saltlake och rock) manuellt som indata till tåg en klassificerare modell. Verktyget Frihand ritade i ImageJ programvara (Fiji), markera de 3 faserna. Försök att följa formen på fasen medan märkning pixlar. När klar, klicka på Lägg till klass. Därefter utför samma för de andra 2 faserna.
  5. Tillämpa utbildade klassificeraren för att segmentera hela bilden in i 3 faser genom att klicka på knappen tåg klassificerare .
  6. Upprepa steg 5.4 och 5.5 tills bra segmentering resultat uppnås. Klicka på skapa resultat för att visualisera segmenterade bilden. Slutligen, klicka på Spara som TIFF för att spara bilden. Titta på diagram 5 att se ett exempel på en bra segmentering.
  7. Kontrollera att de segmenterade bilderna är i formatet 8-bitars osignerade och de 3 faserna är tilldelade som 0, 1 och 2 för saltlake, rock och olja, respektive, innan du mäter i situ kontakt vinkel med den automatiserade metoden.
    1. I datavisualisering och data analys programvara (Tabell för material), modulen Konvertera bildtyp för att konvertera bilden till 16-bitars etikettypen. Använda modulen aritmetiska för att utföra uträkningen på segmenterade bilden. I uttrycksom anger du matematiska uttryck för att ändra antalet den tilldela fasen [dvsom rock är fas 2, då ett matematiskt uttryck av 1*(a==2) innebär att tilldela rock som fas 1 i stället för fas 2].
    2. Konvertera det tredimensionella segmenterad röntgenbilder från (.am) till un-signerade binära rådata av 8-bitars format (* .raw). Modulen Konvertera bildtyp och, i den Utdatatyp, Välj det alternativ som 8-bitars osignerade och klicka på Använd. Exportera data som rådata 3D (* .raw).

6. mätning kontaktvinkel fördelningen

  1. Mäta i situ kontaktvinkel fördelningen från segmenterade bilder med automatiserade kontaktvinkel metoden av AlRatrout et al. 27 (exempel resultaten visas i figur 6). För att utföra dessa mätningar, följer du stegen nedan, vilket illustreras i figur 7.
  2. Installera OpenFOAM biblioteket för att utföra automatiska kontaktvinkel och vätska-vätska gränssnitt krökning mätningar.
  3. Spara bildfilen (* .raw) i en mapp (fall) som innehåller en header-fil och en mapp som heter System.
    1. Öppna sidhuvudfilen och deklarera antalet voxlar i tre dimensioner (x, yoch z), voxel dimensioner (x, yoch z) i mikron och förskjutningsavståndet (0 0 0 för utan växling). Byt namn på filen header som bildfilen.
    2. Använd mappen kallas System för att följa grundläggande katalogstrukturen ett OpenFOAM-ärende.
  4. Kontrollera att det finns 2 filer (en controlDict -fil och en meshingDict -fil) i systemmappen som innehåller parametrarna för inställningen. Filen controlDict är där kör styrparametrar är inställda, inklusive start-/ sluttid. Filen meshingDict är där input och output filer i varje steg i algoritmen anges. Ersätt namnet med nya segmenterade bildnamnet i filen meshingDict för steg förklaras nedan (figur 7).
    1. Extrahera ytan (Multi-zon mesh M) (se figur 7b).
    2. Lägg ett lager nära trefas kontaktledningen.
    3. Slät yta (se figur 7c).
    4. Ange de parametrar som krävs utslätande som omfattar kärnan Gaussisk radie (RGauss), Gaussisk iterationer, den Gaussiska avkoppling faktorn (β), krökning RADIUS-kärnan (RK), krökning avkoppling faktor (γ) och krökning iterationer. För mer information, se AlRatrout o.a. 27.
  5. Öppna en terminal från samma mapp katalog och skriv följande kommando, voxelToSurfaceML & & surfaceAddLayerToCL & & surfaceSmoothVP, för att köra och utföra kontakt vinkel och olja/saltlake krökning mätningarna.
    1. Titta på figur 7 att gör de uträkning av kontaktvinkel på varje vertex tillhör kontaktledningen (Equation 2) genom saltlake fas av:
      Equation 1
      Obs: Normal vektorerna beräknas på hörn bestående av kontaktledningen Equation 2 . Varje vertex representeras med 2 vektorer normalt att gränssnittet olja/saltlake (z2) och gränssnittet saltlake/rock (z3), som visas i figur 7.
  6. Kontrollera att den släta ytan fil *_Layered_Smooth.vtk genereras. Den här filen innehåller mätningarna av kontakt vinkel och olja/saltlake gränssnitt krökning, vilket kan visualiseras med en data visualisering programvara (Tabell för material), som visas i figur 7.

7. kvalitetskontroll

  1. För att vara trygg med den erhållna automatiserade kontaktvinkel, genomföra en kvalitetskontroll genom att jämföra de automatisera kontaktvinkel mätvärdena från segmenterade bilder med hjälp av AlRatrout et al. 27 Metod till de värden som uppmätts manuellt från raw röntgenbilder som använder metoden att Andrew o.a. 24.
  2. För att genomföra kvalitetskontrollen, beskära och segmentera en sub volym från varje mini prov (figur 8). Använd datavisualisering och data analys programvara för att beskära en liten sub volym innehållande 1 eller mer olja ganglier som kan användas för att utföra manuell kontaktvinkel mätning.
  3. Köra den automatiserade kod för att mäta i situ kontaktvinkel fördelningen av dessa sub-volymer. Se steg 6 för hur detta görs.
  4. Ladda *_Layered_Smooth.vtk filen i programmet data visualisering att visualisera ytorna och välj alternativet regionen vill visa olja och saltlake faser, se figur 9.
    1. Klicka på Probe läge och lägga till de rumsliga koordinaterna (x, yoch z) för en slumpmässigt vald kontaktvinkel punkt mäts med hjälp av automatiserade kontaktvinkel metoden (dvs., 60 °). Leta upp dess rumsliga läge vid trefas kontaktledningen, som den i figur 9en visar på plats på den valda (60 °) som en gul prick.
  5. Gå sedan till datavisualisering och data analys programvara att genomföra manuella kontaktvinkel mätning. Ladda den segmenterade sub volymavbildning.
  6. Filtrera buller från raw röntgenbilden med en buller reduktionen filter skall användas för manuell kontaktvinkel mätning bara.
    Observera: En icke-lokal betyder filter49,50 tillämpades i det här fallet.
  7. Använda den segmenterade bilden återge rock transparent och bara visualisera olja och saltlake faser för att identifiera placeringen av den markerade punkten, som visas i figur 9b.
    1. Använda modulen aritmetiska för att utföra beräkningen på segmenterade bilden. I uttrycksom anger det matematiska uttrycket för att isolera de olja och saltlake faserna separat [dvs det matematiska uttrycket en == 1 betyder isolera fas 1 (saltlake i detta fall)].
    2. Sedan använda modulen Genererar ytan för att generera den olja och saltlake ytor och använda modulen Ytan Visa för att visualisera den olja och saltlake ytor i önskade färger.
  8. När placeringen av punkten identifieras, föra filtreras-raw röntgen bild skiva till samma plats, som visas i figur 9c.
    1. Öppna modulen Slice och ändra värdet Översätt .
  9. Extrahera den trefas kontaktledning med modulen Label gränssnitt på segmenterad bild.
    1. Skriv 3 i rutan Nummer av faser . Välj Nej i den Endast svart voxlar, tillämpa och öppna modulen Isosurface märkt gränssnitten på och ändra värdena färgkarta och tröskel som önskat för effektiv visualisering.
  10. I modulen Slice Stäng Planet Definition, och i alternativ, Välj Visa hinder. Håll hinder och flytta det till önskad plats där det manuella kontaktvinkel kommer att mätas.
    1. Visningsalternativ, Välj alternativet Rotera. Håll i handtaget att rotera segmentet. Rotera en slice för att vara vinkelrät mot trefas kontaktledningen och mäta den kontaktvinkel manuellt med hjälp av verktyget vinkel mätning som visas i figur 9d.
      Obs: Här, kontaktvinkel befanns vara 61°.
  11. Rita den manuellt uppmätta kontaktvinkel mot automatiserade kontaktvinkel värdet mäts på samma plats för att bekräfta riktigheten av automatiserade kontaktvinkel mätningarna. Titta på figur 10 att iaktta jämförelsemätningar av kontakt vinkeln mellan den automatiserade metoden och den manuella metoden av sub volym från mini prov 1.

Representative Results

För 3 prover studerade, visas mätt i situ fördelningen av kontakt vinkel i figur 6, med olja återvinning visas i figur 11. Figur 12 visar bilder av de återstående olja fördelningarna för olika vätning villkor i slutet av waterflooding. Den blandade-Vätbarheten (eller spänna av kontaktvinkel) mättes med automatiserade kontaktvinkel metod27. Den uppmätta kontaktvinkel distributioner anses vara representativa resultat om det finns en bra matchning mellan kontaktvinkel pekar mätt med den automatiserade metoden från segmenterade bilder jämfört med de manuellt uppmätta kontakt vinklarna från raw röntgen bilder. Figur 10 visar ett exempel på en bra match med en jämförelse mellan automatiserade kontakt och manuell kontakt vinklarna på samma platser för en sub volym från mini prov 1 (svagt vatten-vått).

Tre åldrande protokoll utfördes för att behandla de 3 proverna och generera 3 vätning villkor (figur 6). Åldrande provet vid lägre temperatur (60 ° C) och statiskt (ingen olja injektion under perioden åldrande) kan resultera i en svagt vatten-vått tillstånd, exempelvis ska fördelningen som visas för prov 1 i blått (figur 6). Däremot, kan åldrande provet vid en högre temperatur (80 ° C) och med delvis dynamiska åldrande (en olja injektion under perioden åldrande) resultera i blandat-blöta förhållanden med mer olja-våta ytor, som prov 2 visas i grått (figur 6).

Olja återvinning befanns vara en funktion av Vätbarheten, liknar tidigare core-skala studier51. Vid den tiden visades dock olja återvinning som en funktion av core-skala Vätbarheten index. Liknande olja återvinning beteende har observerats i pore skala och var ritas som en funktion av medelvärdet i situ kontaktvinkel fördelningen (figur 11). Låg oljenivå återvinning av prov 1 (svagt vatten-wet) berodde på fångst av olja i större pore utrymmen. Värmebäraren silats genom lilla pore hörn, lämnar oljan instängd som frånkopplad ganglier i mitten av pore utrymmen med kvasi sfäriska former (figur 12en), liknar vad har observerats i tidigare undersökningar i vatten-vått media52,53,54,55. Däremot hade prov 2 (en blandad-vått fallet med mer olja-blöta ytor) olja lager som var till stor del anslutna (figur 12b). Dessa tunna lager får endast en långsam oljeproduktion, lämnar en hög återstående olja mättnad i slutet av waterflooding. Den högsta oljeutvinning uppnåddes i prov 3 (blandade-vått med en genomsnittlig kontaktvinkel nära 90 °) vilket var varken vatten-vått (så det finns mindre svällning i stora porer) eller starkt olja-vått (mindre olja behålls i små por utrymmen)1. I blandat-vått fall av prov 2 och 3, olja var kvar i anslutna, tunna blad-liknande strukturer (figur 12b och 12 c) liknar andra studier i olja-vått porösa medier52,53,56.

Figure 1
Figur 1 : En Schematisk illustration diagram över församlingens kärna innehavaren. Komponenter av innehavaren av core är märkt, och vyn inre tvärsnitt av innehavaren av core visas. Klicka här för att se en större version av denna siffra.

Figure 2
Figur 2 : Högt tryck, hög temperatur flöde apparaten. Flow apparaten består av fyra högtrycks sprutpumpar: (A), en olja pump, (B), en som får pumpen, (C) en brine pumpen och (D) en begränsande pump. Panelen (E) visar den core innehavare församlingen, (F) visar den PID-regulatorn, och (G) visar CO2 cylindern. Klicka här för att se en större version av denna siffra.

Figure 3
Figur 3 : Bilder visar borrning av mini-stickprov. (en) detta tecknad illustrerar de ortogonala märkena med bra borrning läge. x och y är avstånden från stadens kärna kontakten används för att hitta var du ska borra. (b) denna panel visar en torr tredimensionell röntgenbild av core kontakten (återges halvtransparent) med en mini prov (mörkgrå). (c) Detta är en horisontell tvärsnittsvyn core kontakten (skannas på 40 µm/voxel). Den rock korn och porer visas i grått och svart, respektive. (d) i denna panel visas en vågrät tvärsnittsvyn av mini provet (skannas på 5,5 µm/voxel). (e) Detta är en vertikal tvärsnittsvyn core kontakten visar den komplexa och heterogena pore storlekar och geometrier tillsammans med placeringen av mini provet anges av den svarta lådan. (f) Detta är en vertikal tvärsnittsdata förstorad av markerade mini provet i panelen e som skannas på 5,5 µm/voxel. Klicka här för att se en större version av denna siffra.

Figure 4
Figur 4 : En fas kontrast scan. (en) i denna panel visas en kontrast genomsökning av krossad sten (ljusgrå) blandat med saltlake (mörkgrå) och olja (svart) faser. Detta användes för att bestämma lämplig dopning av värmebäraren att säkerställa en bra faskontrast. (b) Detta är ett histogram över gråskala värdet av de tre faserna. Klicka här för att se en större version av denna siffra.

Figure 5
Figur 5 : En horisontell tvärsnittsvyn av raw och segmenterade röntgenbilder av tre mini-samples. Paneler (en), (b), och (c) Visa xy tvärsnittsdata utsikt över mini-prover 1, 2 och 3, respektive. Den översta raden visar raw gråskala röntgenbilderna (olja, saltlake, rock, finns i svart, grått och ljusgrått, respektive). De nedersta bilderna visar de segmenterade bilderna av samma segment med Trainable WEKA segmentering (olja, saltlake och rock, finns i svart, grått och vitt, respektive). Klicka här för att se en större version av denna siffra.

Figure 6
Figur 6 : Distributioner kontaktens vinkel mätning av tre mini-proverna. Prov 1 har en genomsnittlig kontaktvinkel 77° ± 21° med 462,000 värden visas i blått. Prov 2 har en genomsnittlig kontakta vinkel av 104° ± 26° med 1,41 miljoner värden visas i grått. Prov 3 har en genomsnittlig kontaktvinkel 94° ± 24° med 769,000 värden visas i rött. Klicka här för att se en större version av denna siffra.

Figure 7
Figur 7 : Arbetsflöde för en automatiserad kontaktvinkel mätning. (en) Detta är en tredimensionell segmenterad bild visar saltlake i blått och olja i rött, medan rock har blivit genomskinlig. (b) i denna panel visas extraherade ytor av hela bilden. Olja/saltlake ytorna visas i grönt, medan olja/rock ytorna visas i rött. (c) i denna panel visas hela bilden jämnas ytor. (d) i denna panel visas tre-fas kontaktledningen av hela bilden. (e) Detta är ett exempel av en olja ganglion framhävs av den svarta fyrkanten jämnas ytor. (f) panelen visar raden trefas kontakt i den markerade olja ganglion. (g) Detta är ett exempel på en enda kontaktvinkel mätning på punkt i (markerat i panelen f). Den olja/saltlake, olja/rock och saltlake/rock ytor visas i grönt, rött och blått, respektive. Klicka här för att se en större version av denna siffra.

Figure 8
Figur 8 : Tre sub-volymer ur tre mini-proverna. (en) i denna panel visas sub volymen utvinns ur mini prov 1 (svagt vatten-vått). (b) i denna panel visas volymen sub utvinns ur mini prov 2 (blandat-vått). (c) i denna panel visas volymen sub utvinns från mini prov 3 (blandade-vått). Klicka här för att se en större version av denna siffra.

Figure 9
Figur 9 : Ett direktsamtal kontaktvinkel mätning arbetsflöde. (en) Detta är en visualisering av en slumpmässigt vald kontaktvinkel punkt (60 °) mätt med hjälp av automatiserade kod (bilden erhålls från den programvara för visualisering av data som används). (b) i denna panel visas hur man identifierar platsen för samma punkt med hjälp av data visualisering och analys programvara. (c) i denna panel visas hur man genomför en manuell kontaktvinkel mätning vid samma plats. (d) Detta är ett exempel på den manuellt uppmätta kontaktvinkel punkten på samma plats (61 °). Klicka här för att se en större version av denna siffra.

Figure 10
Figur 10 : Automatiserad kontaktvinkel mätning jämfört med manuell kontaktvinkel mätningarna på samma platser av sub volym från mini prov 1. Värden mättes enligt anvisningarna i figur 9. Klicka här för att se en större version av denna siffra.

Figure 11
Figur 11 : Olja återvinning som en funktion av Vätbarheten. Olja återkrav av prov 1, 2 och 3 är 67,1% 58,6% och 84,0%, respektive. Klicka här för att se en större version av denna siffra.

Figure 12
Figur 12 : Återstående olja morfologi för olika vätning villkor. (en) i prov 1 (svagt vatten-våt), den återstående oljan var instängd i mitten av porerna som frånkopplad ganglier med kvasi sfäriska former. Paneler (b) och (c) visar hur i prov 2 och 3 (blandade-vått), den återstående oljan var kvar i anslutna, tunna blad-liknande strukturer i små porer och sprickor. De olika färgerna representerar frånkopplad olja ganglier. Klicka här för att se en större version av denna siffra.

Discussion

De viktigaste stegen för en i situ Vätbarheten karaktärisering vid högt tryck och temperatur för att lyckas är följande. (1) skapa en bra bild segmentering som är avgörande för att erhålla korrekt kontaktvinkel mätningar. (2) Undvik inklusive stora ogenomtränglig korn i mini-prover som kan isolera flödet, och stora vugs vilket resulterar i en mycket bräcklig prov med icke-representativa porositet. (3) ett väl kontrollerat flöde experiment med inga läckor är viktigt eftersom mini-prover är mycket känsliga för mängden injicerad vätska (dvs.en porvolym är ca 0.1 mL). (4) undvika förekomsten av luft (som en fjärde fas) i pore utrymmet. (5) bibehålla en temperaturkontroll av provet under hela flödet experimentet. 6) undvika alla gränssnitt avkoppling under scan förvärvet av väntan för systemet att nå jämvikt. (7) använda en lämplig center Skift korrigering, som är nödvändiga för effektiv röntgen bild återuppbyggnad.

Den automatisera kontaktvinkel metoden begränsas av riktigheten av bild segmentering eftersom den tillämpas på segmenterade bilder bara. Bild segmentering beror på bildkvalitet som beror på protokollet imaging och utförandet av mikrotomografi skannern. Det är dessutom känsligt för bild återuppbyggnad och buller minskning filtren, samt metoden segmentering som TWS32 eller de seedade vattendelare metod57. I detta arbete som metoden TWS exaktare kontaktvinkel mätningar på raw röntgenbilder jämfört med dem med en vattendelare metod tillämpas på filtrerade röntgenbilder (med buller minskning filter). Användning av buller minskning filter gör gränssnittet verkar vara mindre olja-vått på vissa delar av berget, på grund av den voxel genomsnitt särskilt nära trefas kontaktledning31. TWS kan fånga inte bara resterande olja färgmättnaden utan även formen på de återstående olja ganglierna. Detta är särskilt fallet för den återstående oljan i blandat-vått fall, i vilken olja behålls i pore utrymme som tunn plåt-liknande strukturer, vilket gör det en utmaning att segmenteras baserat på gråskala tröskelvärden endast.

Denna i situ Vätbarheten beslutsamhet ger en grundlig beskrivning av vätning villkorar av reservoaren stenar jämfört med andra konventionella Vätbarheten mätmetoder. Det tar hänsyn till alla viktiga pore-skala rock parametrar, såsom rock ytjämnhet, rock kemiska sammansättningar, och porstorlek och geometri, som inte går genom Vätbarheten index7,8 och ex situ- kontakt Angle metoder4,9,10,11. Användning av en automatiserad i situ kontaktvinkel mätning på micron skalan är robust och tar bort eventuella subjektivitet som är associerad med den manuella metod24. Dessutom är det mer effektivt undanröja voxelization artefakter jämfört med andra automatiserade metoder25,26. I situ kontaktvinkel fördelningen mätt med den automatiserade metoden var relativt snabb. Runtime-modulen för att mäta kontaktvinkel på någon av de tre prov bilder som innehåller 595 miljoner voxlar är exempelvis cirka 2 h, med en enda processor 2,2 GHz CPU.

Detta protokoll kan i framtiden användas för att karakterisera andra reservoaren rock system mättad med bildandet saltlake och råolja. Samma metod kan är inte begränsat till oljeindustrin bara och vara och anpassade för att karakterisera Vätbarheten från någon segmenterade tredimensionella bilder med två icke blandbara vätskor i porösa medier med olika Vätbarheten villkor.

Disclosures

Den höga upplösningen röntgen mikro-tomografi datamängder redovisas i detta dokument finns på digitala Rocks Portal:
www.digitalrocksportal.org/projects/151
De koder som används för att köra automatiska mätningar av kontaktvinkel och vätska/vätska gränssnitt krökning är tillgänglig på GitHub:
https://github.com/AhmedAlratrout/ContactAngle-curvature-Roughness

Acknowledgments

Vi tackar tacksamt Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) och ADNOC Onshore (tidigare känd som Abu Dhabi företaget för Onshore Petroleum Operations Ltd) för finansiering av detta arbete.

Materials

Name Company Catalog Number Comments
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 6.6), https://www.paraview.org/
Avizo Software FEI License Data visiualization and analysis software (Protocol step 1.2, 5.7.1), https://www.fei.com/software/amira-avizo/
Recontructor Software ZEISS License https://www.zeiss.com/

DOWNLOAD MATERIALS LIST

References

  1. Blunt, M. J. Multiphase flow in permeable media: A pore-scale perspective. , Cambridge University Press. (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. Evaluation of reservoir wettability and its effect on oil recovery. Interfacial Phenomena in Petroleum Recovery. Morrow, N. R. , CRC Press. 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. Method and apparatus for permeability measurements. U.S.A. Patent. Hassler, G. L. , 2,345,935 (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. , Abu Dhabi, UAE, 13-16 November 2017 (2017).
  57. Jones, A. C., et al. Assessment of bone ingrowth into porous biomaterials using micro-CT. Biomaterials. 28 (15), 2491-2504 (2007).

Tags

Engineering fråga 140 Vätbarheten kontakta vinkel röntgen mikrotomografi pore skala flerfasströmning sargblandare villkor segmentering.
Pore-skala Imaging och karakterisering av kolväte reservoar Rock Vätbarheten på markytan förhållanden med hjälp av röntgen mikrotomografi
Play Video
PDF DOI DOWNLOAD MATERIALS LIST

Cite this Article

Alhammadi, A. M., AlRatrout, A.,… More

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).

Less
Copy Citation Download Citation Reprints and Permissions
View Video

Get cutting-edge science videos from JoVE sent straight to your inbox every month.

Waiting X
Simple Hit Counter