Name: Pore-échelle d’imagerie et de caractérisation des hydrocarbures Reservoir Rock mouillabilité aux Conditions sous la surface à l’aide de MICROTOMOGRAPHIE aux rayons x (Vidéo) | JoVE Journal
Uploaded: 2018-10-21T13:00:00.000+00:00
Duration: 12 min 18 s
Description: Découvrez la caractérisation de la mouillabilité des roches réservoirs par microtomographie aux rayons X in situ. Cette méthode permet d'étudier les écoulements multiphasiques pour la récupération du pétrole.

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Nous remercions chaleureusement Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) et ADNOC Onshore (anciennement compagnie d’Abu Dhabi pour pétrole Onshore Operations Ltd) pour le financement de ces travaux.

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</ol>

La haute résolution des rayons x micro-tomographie datasets présentées dans cet article sont disponibles sur le portail numérique de roches : www.digitalrocksportal.org/projects/151 Les codes utilisés pour exécuter des mesures automatiques de l’angle de contact et de la courbure de l’interface liquide/liquide sont disponibles sur GitHub : https://github.com/AhmedAlratrout/ContactAngle-Curvature-roughness

Voici les étapes plus critiques pour une caractérisation in situ mouillabilité à haute pression et haute température pour réussir. 1) générer une segmentation de la bonne image qu’il est essentielle d’obtenir des mesures exactes angle de contact. 2) Évitez d’inclure des gros grains imperméables dans les mini-échantillons qui pourraient fermer le flux et de grandes vacuoles résultant dans un échantillon très fragile avec une porosité non représentative. 3) une expérience bien contrôlée débit sans fuites est importante parce que les mini-échantillons sont très sensibles à la quantité de liquide injectée (p. ex., un volume de pore est environ 0,1 mL). 4) éviter la présence d’air (comme une quatrième phase) dans l’espace interstitiel. 5) maintenir un contrôle de la température de l’échantillon pendant l’expérience de toute circulation. 6) éviter tout assouplissement de l’interface lors de l’acquisition de scan en attendant que le système d’atteindre l’équilibre. 7) utilisez une correction de décalage Centre approprié, qui est nécessaire pour la reconstruction de l’image aux rayons x efficace.
La méthode automatisée angle de contact est limitée par l’exactitude de la segmentation de l’image parce qu’elle est appliquée aux images segmentées seulement. Segmentation d’image dépend en grande partie sur l’imagerie de qualité qui repose sur le protocole d’imagerie et de la performance du scanner MICROTOMOGRAPHIE. En outre, il est sensible à la reconstruction de l’image et les filtres de réduction de bruit, ainsi que la méthode de segmentation par exemple de la TWS32 ou le bassin ensemencé méthode57. Dans cet ouvrage, la méthode TWS a fourni des mesures d’angle de contact plus précises sur les images raw de rayons x par rapport à celles d’une méthode de bassin versant appliquée aux images filtrées de rayons x (à l’aide de filtres de réduction de bruit). L’utilisation de filtres de réduction de bruit rend l’interface semblent être moins humides-huile à certaines parties de la roche, en raison de l’étalement de voxel en particulier à proximité de la ligne de contact triphasé31. TWS peut capturer non seulement le montant de saturation de l’huile restante, mais aussi la forme des ganglions huile restante. C’est particulièrement le cas pour le reste de l’huile dans les cas mixtes-humide, dans lequel l’huile est retenue dans l’espace interstitiel comme mince structures ressemblant à des feuilles, ce qui en fait une faute de segmentation basée sur les valeurs de seuil de gris seulement.
Cette détermination de mouillabilité in situ fournit une description détaillée des conditions mouillage des roches réservoirs par rapport aux autres méthodes de mesure conventionnels mouillabilité. Il prend en compte tous les importants à l’échelle du pore rock paramètres, tels que la rugosité de la roche, compositions chimiques de roche et taille des pores et la géométrie, qui ne sont pas possibles par mouillabilité indices7,8 et ex situ, contact angle méthodes4,9,10,11. L’utilisation d’une mesure d’angle de contact automatisé sur place à l’échelle du micron est robuste et supprime toute subjectivité associée à la méthode manuelle24. En outre, il est plus efficace pour éliminer les artefacts de voxelization par rapport aux autres méthodes automatisées25,26. La distribution angle de contact in situ mesurée à l’aide de la méthode automatisée a été relativement rapide. Par exemple, le runtime pour mesurer l’angle de contact sur n’importe lequel des trois images échantillon contenant des voxels 595 millions est environ 2 h, à l’aide d’un seul processeur CPU de 2,2 GHz.
À l’avenir, ce protocole peut être utilisé pour caractériser les autres réservoirs de roche imprégnées de saumure de formation et de pétrole brut. La même méthode n’est pas limitée à l’industrie pétrolière seulement et peut être modifiée et adaptée pour caractériser la mouillabilité de toutes les images en trois dimensions segmentés avec deux fluides non miscibles en milieux poreux avec une variété de conditions de mouillabilité.

Mouillabilité (l’angle de contact entre les fluides non miscibles à une surface solide) est l’une des principales propriétés qui contrôlent les configurations de fluide et de récupération dans des roches réservoirs d’hydrocarbures. Mouillabilité affecte les propriétés d’écoulement macroscopique dont la perméabilité relative et la pression capillaire1,2,3,4,5,6. Toutefois, mesurant la mouillabilité in situ de la roche réservoir est resté un défi. Mouillabilité roche réservoir a été déterminée traditionnellement à l’échelle du noyau, indirectement à l’aide de mouillabilité indices7,8et directement ex situ sur surfaces minérales plates4,9 , 10 , 11. les indices de mouillabilité et mesures d’angle de contact ex situ sont limitées et ne peuvent caractériser le mélangé-mouillabilité (ou la plage d’angle de contact) qui existent généralement dans les réservoirs d’hydrocarbures. En outre, ils ne tiennent pas comptent de pore-rock propriétés d’échelle, telles que la minéralogie de la roche, rugosité, pore-géométrie et l’hétérogénéité spatiale, qui ont une incidence directe sur l’arrangement de fluides à l’échelle du pore.
Progrès récents en non invasif en trois dimensions d’imagerie à l’aide de MICROTOMOGRAPHIE aux rayons x12, en combinaison avec l’utilisation d’une température élevée et la pression appareil13, ont permis l’étude des écoulements multiphasiques en supports perméables14 ,15,16,17,18,19,20,21,22,23. Cette technologie a facilité l’élaboration de mesures d’angles contact manuel sur place à l’échelle du pore dans un milieu poreux opaque (roche calcaire de carrière) à des conditions souterraines24. Une valeur d’angle de contact moyenne de 45° ± 6° entre le CO2 et de saumure de l’iodure de potassium (KI) a été obtenue à la main des images raw à 300 points. Toutefois, la méthode manuelle est beaucoup de temps (c.-à-d.100 points d’angle de contact pourraient prendre jusqu'à plusieurs jours à mesurer) et les valeurs obtenues pourraient avoir un biais subjectif.
La mesure d’un angle de contact in situ a été automatisée par différentes méthodes appliquées segmenté en trois dimensions aux rayons x des images25,26,27. Scanziani et al. 25 a amélioré la méthode manuelle en plaçant un cercle à l’interface liquide-liquide qui croise une ligne située à l’interface fluide-roche sur tranches orthogonale à la ligne de contact triphasé. Cette méthode a été appliquée aux petits sous-volumes extraites des images en trois dimensions de la carrière de calcaire imprégnée de decane et saumure KI. Klise et al. 26 a développé une méthode pour mesurer l’angle de contact sur place automatiquement en ajustant les avions aux interfaces liquide-liquide et fluide-roche interfaces. L’angle de contact a été établi entre ces plans. Cette méthode a été appliquée à des images en trois dimensions de perles imprégnées de kérosène et de saumure. Les deux méthodes automatisées ont été appliqués à des images de voxélisées qui pourraient introduire une erreur, et dans les deux méthodes, lignes ou avions ont été ajustées à la liquide-liquide et interfaces fluide-roche et l’angle de contact a été mesurée entre eux. Appliquant ces deux approches sur voxélisées images segmentées de géométrie complexe rock pourraient conduire à des erreurs tout en étant également beaucoup de temps.
Dans ce protocole, nous appliquer la méthode angle de contact automatisé en situ développée par AlRatrout et al. 27 qui supprime les artefacts voxelization en appliquant un lissage gaussien aux interfaces liquide-liquide et liquide-solide. Ensuite, un lissage de courbure uniforme est appliqué uniquement à l’interface liquide-liquide, qui respecte l’équilibre capillaire. Des centaines de milliers de points d’angle de contact sont mesurées rapidement en combinaison avec leur x-, y- et z-coordonnées. L’approche de AlRatrout et al. 27 a été appliqué aux échantillons de calcaire de carrière, humides et humides-mixte imprégnées de decane et saumure KI.
Dans ce protocole, nous utilisons les dernières avancées de la MICROTOMOGRAPHIE aux rayons x, combiné avec un appareil à haute pression et haute température d’effectuer une caractérisation in situ mouillabilité des roches réservoirs de complexes de carbonate, extraite d’un très grand produisant un champ pétrolifère situé au Moyen Orient. Les roches ont été imprégnées de pétrole à des conditions souterraines pour reproduire les conditions du réservoir lors de la découverte. Il a émis l’hypothèse que certaines parties de la surface des roches réservoir (avec un contact direct avec du pétrole brut) deviennent humides-huile, tandis que d’autres (rempli avec de la saumure de formation initiale) restent humides28,29,30. Toutefois, la mouillabilité de roche réservoir est encore plus complexe en raison de plusieurs facteurs contrôlant le degré d’altération de mouillabilité, y compris la composition de la saumure, la composition du pétrole brut, l’hétérogénéité chimique de la roche, la rugosité de surface et saturation et la température et pression. Une récente étude31 a montré qu’il n’y a généralement une gamme d’angle de contact dans des roches réservoirs avec des valeurs supérieure et inférieure à 90 °, mesurée à l’aide de la méthode automatisée développés par AlRatrout et al. 27.
L’objectif principal de ce travail est de fournir un protocole complet pour caractériser la mouillabilité in situ des roches réservoirs (mixte-mouillabilité) aux conditions sous la surface. Une mesure précise de l’angle de contact sur place nécessite une qualité bonne segmentation. Par conséquent, une méthode de segmentation axée sur l’apprentissage machine appelée huile de WEKA Trainable Segmentation (TWS)32 a été utilisé pour capturer non seulement la quantité d’huile restante, mais aussi la forme des autres ganglions, ainsi facilitant l’angle de contact plus précis mesures. Récemment, le SSC a été utilisée dans une variété d’applications, telles que la segmentation des lits de particules emballés, les liquides dans les fibres textiles et les pores des réservoirs étanches33,34,35,36, 37,38,39,40. Pour le reste de l’huile avec précision à une haute résolution et aux conditions sous la surface de l’image, un nouveau dispositif expérimental a été utilisé (Figure 1 et Figure 2). Mini-échantillons de roche ont été chargées dans le centre d’un Hassler-type noyau titulaire41 en fibre de carbone. L’utilisation d’un manchon de fibre de carbone longues et petit diamètre permet une source de rayons x à porter très proche de l’échantillon, donc augmenter le flux de rayons x et réduire le temps d’exposition nécessaires, résultant en une meilleure qualité d’image en une courte période de temps. La manche de fibre de carbone est assez forte pour traiter la haute pression et température des conditions tout en restant suffisamment transparentes pour rayons x21.
Dans cette étude, nous décrivons les étapes suivies pour caractériser la mouillabilité in situ des roches réservoirs aux conditions sous la surface. Cela comprend le forage mini-échantillons représentatifs, l’assemblage de support de base, l’appareil à flux et méthode de débit, le protocole d’imagerie, le traitement d’image et segmentation et enfin qui exécute le code de l’angle de contact automatisé pour générer l’angle de contact distributions.

<table><tbody><tr><td>Xradia VersaXRM-500 Micro-CT à rayons X</td><td>ZEISS</td><td>Quote</td><td>Scanner de microtomographie à rayons X, https://www.zeiss.com/microscopy/int/products/x-ray-microscopy.html</td></tr><tr><td>Pousse-seringues Teledyne</td><td>Isco</td><td>Quote</td><td>Modèle 100DM, Modèle 260D et Modèle 1000D, http://www.teledyneisco.com/en-uk</td></tr><tr><td>Porte-noyau</td><td>Airborne</td><td>Quote</td><td>9.5 ID Coreholder, www.airborne-international.com</td></tr><tr><td>Pycnomètre à gaz</td><td>Micromeritics</td><td>Citation</td><td>AccuPyc II 1340 Pycnomètre,</td></tr><tr><td>http://www.micromeritics.com/Product-Showcase/AccuPyc-II-1340.aspx Thermocouple</td><td>Omega</td><td>KMTSS-IM025U-150</td><td>Thermocouples de construction MI de 0,25 à 1,0 mm de diamètre fin terminés par un mini joint d’étanchéité et un fil conducteur PFA de 1 m, https://www.omega.co.uk/pptst/TJMINI_025-075MM_IEC.html</td></tr><tr><td>flexible veste chauffante</td><td>Omega</td><td>KH-112/5-P</td><td>Kapton Chauffage flexible isolé, https://www.omega.co.uk/pptst/KHR_KHLV_KH.html</td></tr><tr><td>tube PEEK</td><td>Kinesis</td><td>1533XL</td><td>Tube PEEK 1/16" Diamètre extérieur X 0,030 PO (0.75mm) ID Vert, http://kinesis.co.uk/tubing-tubing-peek-green-1-16-x-0-030-0-75mm-x100ft-1533xl.html</td></tr><tr><td>Coupe-tube</td><td>Kinesis</td><td>003062</td><td>Coupe-tube, http://kinesis.co.uk/tubing-tube-cutter-003062.html</td></tr><tr><td>Raccord étanche à la main PEEK</td><td>Kinesis</td><td>F-120X</td><td>Raccord étanche à la main, monobloc, pour tube 1/16" OD, 10-32 Coned, PEEK, Naturel, http://kinesis.co.uk/fingertight-fitting-single-piece-for-1-16-od-tubing-10-32-coned-peek-natural-f-120x.html</td></tr><tr><td>Adaptateurs et connecteurs PEEK</td><td>Kinesis</td><td>P-760</td><td>Adaptateurs & Connecteurs : PEEK&trade ; Raccord ZDV, pour tube 1/16" OD, 10-32 coned, http://kinesis.co.uk/catalogsearch/result/?q=P-760</td></tr><tr><td>prise PEEK</td><td>Kinesis</td><td>P-551</td><td>Plug, 10-32 coned, PEEK, naturel, http://kinesis.co.uk/plug-10-32-coned-peek-natural-p-551.html</td></tr><tr><td>étrier numérique</td><td>RS</td><td>50019630</td><td>pied à coulisse numérique, http://uk.rs-online.com/web/</td></tr> <tr><td>Vanne à trois voies</td><td>Swagelok</td><td>SS-41GXS1</td><td>Robinet à boisseau sphérique 3 voies 1 pièce en acier inoxydable série 40G, 0,08 cv, 1/16 po. Raccord de tube Swagelok,</td></tr><tr><td>manchon https://www.swagelok.com/en/catalog/Product/Detail?part=SS-41GXS1 Viton</td><td>Cole-Parmer</td><td>WZ-06435-03</td><td>Tube conforme à la FDA Viton, 3/16" (4,8 mm) ID, https://www.coleparmer.com/i/mn/0643503</td></tr><tr><td>Mèche de forage</td><td>dk-holdings</td><td>Quote</td><td>Foret à paroi standard *EDS540, diamètre intérieur de 5 mm x tige continentale, tige étagée renforcée à 5 mm du tube derrière 20 mm de diamant, http://www.dk-holdings.co.uk/glass/stanwall.html</td></tr><tr><td>Heptane</td><td>Sigma-Aldarich</td><td>246654-1L</td><td>Heptane, anhydre, 99 %, http://www.sigmaaldrich.com/catalog/product/sial/246654?lang=en&region=GB</td></tr><tr><td>Iodure de potassium</td><td>Sigma-Aldarich</td><td>231-659-4&nbsp ;</td><td>pureté &ge ; 99,0 %, https://www.sigmaaldrich.com/catalog/product/sigma/60399?lang=en&region=GB</td></tr><tr>Logiciel de visualisation <td>de</td> données <td>gratuit open source</td> <td>ParaView</td><td>(étape de protocole 6.6),</td></tr> logiciel <tr><td>https://www.paraview.org/ Avizo Software</td><td>FEI</td><td>License</td> logiciel de <td>visualisation et d’analyse de données (étape de protocole 1.2, 5.7.1), logiciel</td></tr> de <tr><td>reconstruction</td><td>https://www.fei.com/software/amira-avizo/ ZEISS</td><td></td><td>License https://www.zeiss.com/</td></tr></tbody></table>

pore-échelle d’imagerie et de caractérisation des hydrocarbures reservoir rock mouillabilité aux conditions sous la surface à l’aide de microtomographie aux rayons x

Pore-scale Imaging and Characterization of Hydrocarbon Reservoir Rock Wettability at Subsurface Conditions Using X-ray Microtomography

Mesures in situ de mouillabilité dans des roches réservoirs d’hydrocarbures ont seulement pu récemment. Le but de ce travail est de présenter un protocole visant à caractériser les conditions de mouillage complexe de roche de réservoir d’hydrocarbures à l’aide d’imagerie à rayons x en trois dimensions à l’échelle du pore aux conditions sous la surface. Dans cet ouvrage, roches réservoirs de carbonate hétérogènes, extraites d’un très grand champ de pétrole produisant, ont servi à démontrer le protocole. Les roches sont saturés d’huile et la saumure et âgés de plus de trois semaines dans des conditions souterraines à reproduire les conditions de mouillabilité qui existent généralement dans les réservoirs d’hydrocarbures (appelés mixte-mouillabilité). Après l’injection de saumure, images haute résolution en trois dimensions (2 µm/voxel) sont acquis et puis traitées et segmentés. Pour calculer la distribution de l’angle de contact, qui définit la mouillabilité, les étapes suivantes sont effectuées. Surfaces en premiers, liquide-liquide et fluide-roche sont maillées. Les surfaces sont lissées pour supprimer les artefacts de voxel et angles de contact in situ sont mesurés à la ligne de contact de trois phases tout au long de l’ensemble de l’image. Le principal avantage de cette méthode est sa capacité à caractériser en situ comptabilité mouillabilité immobilières roche pore-échelle, tels que la rugosité de la roche, composition chimique des roches et taille de pore. La mouillabilité in situ est déterminée rapidement à des centaines de milliers de points.
La méthode est limitée par l’exactitude de la segmentation et la résolution de l’image aux rayons x. Ce protocole peut être utilisé pour caractériser la mouillabilité des autres roches complexes saturés avec différents fluides et à des conditions différentes pour une variété d’applications. Par exemple, il pourrait aider à déterminer la mouillabilité optimale qui pourrait entraîner une reprise de l’huile extra (c.-à-d., concevant la salinité de l’eau glycolée en conséquence pour obtenir la récupération du pétrole plus élevée) et de trouver les conditions de mouillage plus efficaces pour piéger les plus CO2 dans des formations souterraines.

Pour les 3 échantillons étudiés, la distribution mesurée in situ de l’angle de contact est montrée dans la Figure 6, avec la récupération du pétrole illustrée à la Figure 11. La figure 12 montre les images des distributions huile restante pour des conditions de mouillage différent à la fin de la récupérer. La mouillabilité-mixte (ou la plage de l’angle de contact) a été mesurée à l’aide de l’angle de contact automatique méthode27. Les distributions de l’angle de contact mesurées sont considérées comme représentatives s’il y a une bonne adéquation entre les points d’angle de contact mesurée à l’aide de la méthode automatisée d’images segmentées par rapport à l’angle de contact mesurée manuellement le cru aux rayons x images. Figure 10 montre un exemple d’un bon match d’une mesure de comparaison entre les angles de contact automatisés et les angles de contact manuels aux mêmes endroits pour un volume secondaire de mini échantillon 1 (faiblement humides).
Trois protocoles de vieillissement ont été effectuées pour traiter les 3 échantillons et générer 3 conditions de mouillage (Figure 6). Vieillissement de l’échantillon à une température plus basse (60 ° C) et statiquement (sans injection d’huile pendant la période de vieillissement) pourrait entraîner une maladie humides faiblement, telles que la distribution pour l’échantillon 1 en bleu (Figure 6). En revanche, l’échantillon à une température plus élevée (80 ° C) et avec le vieillissement partiellement dynamique (une injection d’huile pendant la période de vieillissement) le vieillissement peut entraîner dans des conditions humides-mélangé avec des surfaces plus humides-huile, comme celle de l’échantillon 2 montré en gris (Figure 6).
La récupération du pétrole s’est avérée pour être une fonction de mouillabilité, semblable au plus tôt à l’échelle du noyau études51. Toutefois, à ce moment-là, la récupération du pétrole a été montrée en fonction de l’indice de mouillabilité de base à l’échelle. Les comportements de récupération de pétrole similaire a été observée à l’échelle du pore et a été tracée en fonction de la valeur moyenne de la distribution en situ angle de contact (Figure 11). La récupération de bas niveau d’huile de l’échantillon 1 (faiblement humides) résultait du piégeage d’huile dans les pores plus grands. La saumure percolée à travers les petits coins, laissant l’huile piégé sous des ganglions déconnectées en plein les pores avec quasi formes sphériques (Figure 12a), similaires à ce qui a été observé lors d’enquêtes précédentes dans des pores supports humides52,53,,du5455. En revanche, l’échantillon 2 (cas mouillé mélangé avec plus de surfaces humides-huile) avait des couches d’hydrocarbures qui ont été en grande partie connectée (Figure 12b). Ces couches minces permise que dans une production de pétrole lentement, laissant une saturation élevée d’huile restant à la fin de la récupérer. La récupération du pétrole plus élevée a été atteint en échantillon 3 (mixte-humide avec un angle de contact moyens proche de 90 °), ce qui n’était ni humides (il est donc moins piégeage dans des pores dilatés) ni fortement humides-huile (moins d’huile est conservée dans petits pores)1. Dans les cas mixtes-humide de l’échantillon 2 et 3, l’huile a été laissé aux connectés, fines des structures ressemblant à des feuilles (Figure 12 b et 12C) semblable à d’autres études en milieux poreux humides de huile-52,53,56.
<img alt="Figure 1" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig1.jpg"> Figure 1 : Un diagramme d’illustration schématique de l’assemblage du support core. Composants du détenteur du noyau sont étiquetés, et la section transversale intérieure du détenteur du noyau est affichée. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig1large.jpg" target="_blank">S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.</a>
<img alt="Figure 2" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig2.jpg"> Figure 2 : L’appareil à haute pression, haute température flux. L’appareil de flux se compose de quatre pompes à haute pression : (A), une huile de la pompe, pompe (B) une réception, (C) une saumure pompe et pompe (D) un confinement. Panneau (E) montre l’assemblage de support de base, (F) montre le contrôleur PID, et (G) montre la bouteille de CO2 . <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig2large.jpg" target="_blank">S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.</a>
<img alt="Figure 3" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig3.jpg"> Figure 3 : Images démontrant le forage de mini-échantillons représentatifs. (a) cette caricature illustre les marques orthogonales avec un bon emplacement de forage. x et y sont la distance entre le centre de la fiche de base utilisé pour trouver l’endroit où percer. (b) ce panneau montre une image tridimensionnelle sec de rayons x de la fiche de base (rendue semi-transparentes) auprès d’un échantillon de mini (en gris foncé). (c) il s’agit d’une vue en coupe horizontale de la fiche de base (scannée à 40 µm/voxel). Les grains de roche et les pores sont indiquées en gris et noir, respectivement. (d) ce panneau montre une vue en coupe horizontale de l’échantillon mini (scanné à 5,5 µm/voxel). (e) il s’agit d’une vue en coupe verticale de la fiche de base montrant que le complexe et hétérogène des pores dimensions et géométries ainsi que l’emplacement de l’exemple mini indiqué par la boîte noire. (f) il s’agit d’une vue en coupe verticale agrandie de l’échantillon de mini en surbrillance montré dans le groupe e qui a été scannée à 5,5 µm/voxel. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig3large.jpg" target="_blank">S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.</a>
<img alt="Figure 4" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig4.jpg"> Figure 4 : Un balayage de contraste de phase. (a) ce panneau montre un scan de contraste de pierre concassée (gris clair) mélangé à saumure (gris foncé) et les phases de l’huile (noir). Il a été utilisé pour déterminer le dopage appropriée de la saumure afin d’assurer un contraste de phase bon. (b) il s’agit d’un histogramme de la valeur de gris des trois phases. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig4large.jpg" target="_blank">S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.</a>
<img alt="Figure 5" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig5.jpg"> Figure 5 : Une vue en coupe horizontale des radiographies brutes et segmentées de trois mini-échantillons. Panneaux (un), (b) et (c) montrer xy vues en coupe des mini-exemples 1, 2 et 3, respectivement. La rangée du haut montre les images brutes de rayons x gris (huile, saumure, roche, sont en noir, gris foncé et gris, clair, respectivement). Les images plus bas montrent les images segmentées de la même tranche à l’aide de la Segmentation de WEKA présentant des troubles affectifs (huile, saumure et rock, sont en noir, gris et blanc, respectivement). <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig5large.jpg" target="_blank">S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.</a>
<img alt="Figure 6" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig6.jpg"> Figure 6 : Distributions du contact angle mesure de trois mini-échantillons. Échantillon 1 a un angle de contact moyens de 77° ± 21° avec 462 000 valeurs indiquées en bleu. Exemple 2 a une moyenne de contact angle de 104° ± 26° 1,41 millions valeurs indiquées en gris. Exemple 3 a un angle de contact moyens de 94° ± 24° avec 769 000 valeurs indiquées en rouge. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig6large.jpg" target="_blank">S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.</a>
<img alt="Figure 7" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig7.jpg"> Figure 7 : Le flux de travail pour une mesure de l’angle de contact automatisé. (un) c’est une image segmentée en trois dimensions montrant saumure en bleu et en rouge, l’huile, tandis que la roche est rendu transparent. (b) ce panneau montre les surfaces extraites de l’ensemble de l’image. Les surfaces de pétrole/eau glycolée apparaissent en vert, tandis que les surfaces de l’huile/rock sont indiquées en rouge. (c) ce panneau montre les surfaces lissées de l’image complète. (d) ce panneau affiche la ligne de contact de trois phases de l’image complète. (e) il s’agit d’un exemple des surfaces lissées d’une ganglion d’huile mis en évidence par le carré noir. (f) ce panneau affiche la ligne de contact triphasé du ganglion huile en surbrillance. (g) : il s’agit d’un exemple d’un angle de contact unique de mesure au point i (mis en surbrillance dans le panneau f). L’huile/eau glycolée, huile/rock et des surfaces de saumure/rock sont indiquées en vert, rouge et bleu, respectivement. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig7large.jpg" target="_blank">S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.</a>
<img alt="Figure 8" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig8.jpg"> Figure 8 : Trois sous-volumes extraites de trois mini-échantillons. (a) ce panneau indique le volume secondaire extrait d’échantillon mini 1 (faiblement humides). (b) ce panneau indique le volume secondaire extrait d’échantillon mini 2 (mixte-humide). (c) ce panneau indique le volume secondaire extrait mini-d’échantillon 3 (mixte-ouet). <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig8large.jpg" target="_blank">S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.</a>
<img alt="Figure 9" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig9.jpg"> Figure 9 : Un workflow de mesure d’angle de contact un à un. (un) c’est une visualisation d’un point de l’angle de contact choisies au hasard (60 °) mesurée en utilisant le code automatisé (l’image est obtenu à partir du logiciel de visualisation de données utilisé). (b) ce tableau montre comment identifier l’emplacement du point même en utilisant le logiciel de visualisation et d’analyse de données. (c) ce panneau montre comment effectuer une mesure de l’angle de contact manuel au même endroit. (d) il s’agit d’un exemple de la pointe de l’angle de contact manuellement mesurée au même endroit (61 °). <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig9large.jpg" target="_blank">S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.</a>
<img alt="Figure 10" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig10.jpg"> Figure 10 : Mesures d’angle de contact automatisé par rapport à la mesure de l’angle de contact manuel aux mêmes endroits du volume sous mini échantillon 1. Les valeurs ont été mesurées suivant la procédure décrite à la Figure 9. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig10large.jpg" target="_blank">S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.</a>
<img alt="Figure 11" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig11.jpg"> Figure 11 : Récupération d’hydrocarbures en fonction de la mouillabilité. Les recouvrements de l’huile de l’échantillon 1, 2 et 3 sont de 67,1 % et 58,6 % 84,0 %, respectivement. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig11large.jpg" target="_blank">S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.</a>
<img alt="Figure 12" class="xfigimg" src="/files/ftp_upload/57915/57915fig12.jpg"> Figure 12 : La morphologie d’huile restante pour des conditions de mouillage différents. (a) dans l’exemple 1 (faiblement humides), le reste de l’huile a été pris au piège au centre des pores comme déconnectées ganglions avec des formes quasi sphériques. (B) et (c) montrent comment dans des échantillons de 2 et 3 (mixte-humide), le reste de l’huile a été laissé dans les structures de type connectés, minces de petits pores et les fissures. Les différentes couleurs représentent des ganglions huile déconnecté. <a href="https://www.jove.com/files/ftp_upload/57915/57915fig12large.jpg" target="_blank">S’il vous plaît cliquez ici pour visionner une version agrandie de cette figure.</a>

Ce protocole est présenté afin de caractériser les conditions de mouillage complexe d’un milieu poreux opaque (roche de réservoir d’hydrocarbures) à l’aide d’une image en relief obtenue par MICROTOMOGRAPHIE aux rayons x à des conditions souterraines.

Pore-échelle d’imagerie et de caractérisation des hydrocarbures Reservoir Rock mouillabilité aux Conditions sous la surface à l’aide de MICROTOMOGRAPHIE aux rayons x

In situ wettability measurements in hydrocarbon reservoir rocks have only been possible recently. The purpose of this work is to present a protocol to ...

L’objectif global de ces travaux est de fournir un protocole complet pour caractériser la tôle in situ des roches réservoirs dans des conditions souterraines. Cette méthode peut aider à répondre aux questions clés dans les médias poreux à flux multiphase avec application à la récupération du pétrole, l’élimination des contaminants et le stockage du dioxyde de carbone. Le principal avantage de cette technique est que nous pouvons étudier les processus de déplacement et la wettabilité dans les systèmes naturels.Ce protocole montre comment déterminer la wettabilité in situ des roches du réservoir d’hydrocarbures dans des conditions souterraines ou à partir d’images radiographiques tridimensionnelles segmentées. Le protocole nécessite un mini échantillon de roche. Obtenez des mini-échantillons à partir d’échantillons de carottes et aplatissez chaque extrémité pour faciliter un bon contact.Déterminer la porosité totale de l’échantillon et évaluer sa structure poreuse interne. Pendant la microtomographie aux rayons X, utilisez un support de base de type Hassler. D’abord travailler avec le dessus du support de noyau pour enfiler le tube de cétone d’éther de polyéther.Attachez ensuite le tube à une pièce d’extrémité sur mesure qui s’adapte à l’échantillon. Enfiler la base du support avec des tuyaux qui vont à l’autre pièce de fin. Ensuite, obtenez tube en caoutchouc assez longtemps pour couvrir l’échantillon et les morceaux d’extrémité.Faites glisser l’échantillon dans le tube. Une fois qu’il est à l’intérieur, connectez les pièces d’extrémité au haut et au bas de l’échantillon. Placez maintenant un thermocouple sur la pièce de base avec sa pointe à côté de la base de l’échantillon.Fixez-le avec du ruban d’aluminium. Compléter soigneusement l’assemblage du support de base. Cet assemblage de support de base est prêt à être utilisé dans le protocole.Ce schéma fournit des détails sur sa construction. Les couches qui entourent l’échantillon, y compris une veste chauffante, un manchon en fibre de carbone et un fluide de rétention, sont indiquées en découpe. Utilisez un manchon en fibre de carbone d’un petit diamètre pour permettre à la source de rayons X d’être proche de l’échantillon.Le thermocouple mesure la température du fluide de rétention. Utilisez une pince pour tenir et transporter l’assemblage du support de base. Prenez l’assemblage du support de base au scanner de microtomographie aux rayons X.Avec la pince, soutenir le support de base verticalement sur l’étape de rotation. Une fois que le support de base est en place, connectez le tube de son haut et du bas. Le tube du haut et du bas du support de noyau va à différentes valves ouvertes à trois sens.De plus, connectez les tubes de la ligne de confinement du support central à une pompe à seringue contenant de l’eau déionisée. Utilisez la pompe à seringues pour appliquer 1,5 mégapascals de pression de clonage. Maintenant, connectez le cylindre de dioxyde de carbone à la valve à trois sens de base.Rincer le CO2 à travers l’échantillon à basse vitesse pendant une heure. Puis déconnecter le cylindre de dioxyde de carbone. Une fois cela fait, connectez la pompe à seringues avec de la saumure dopée, la pompe à saumure, à la valve à trois sens de base.Réglez d’abord les vannes de sorte que le débit n’entre pas dans l’échantillon pour éliminer l’air de la ligne d’injection. Injectez ensuite de la saumure dans l’échantillon à 0,3 millilitres par minute pendant une heure pour la saturer complètement. Connectez la veste chauffante et le thermocouple à un contrôleur PID.Connectez la pompe de réception, une pompe à seringues remplie de saumure dopée, à la vanne à trois sens de base. Utilisez les pompes de réception et de confinement pour augmenter les pressions de pore et de confinement dans une incréments mégapascal à 10 et 11,5 mégapascals respectivement. Au contrôleur pid, fixez une température cible de veste de chauffage de 60 degrés Celsius pour compléter l’imitation des conditions souterraines.Rincer l’air de la ligne et connecter une pompe à huile à la vanne à trois voies supérieure fermée. Augmentez la pression à la pression équivalente correcte. Ensuite, arrêtez la pompe à huile et ouvrez la vanne à trois sens supérieure pour injecter 20 volumes de pore d’huile à un débit constant.Après deux heures, préparez-vous à acquérir des images radiographiques. Pour les images haute résolution, sélectionnez un objectif 4X. Ajustez ensuite les positions de la source et du détecteur.Vérifiez la rotation de l’assemblage du support de base et commencez l’analyse. Démarrez la rotation de l’assemblage du support de base. Assurez-vous que le tube attaché à la cellule n’interfère pas avec la rotation.Lorsque tout est en ordre, commencer la tomodensitométrie par rayons X avec un grand nombre de projections. Après l’analyse, déconnectez l’assemblage du support de base et retirez-le du scanner. Déplacez le support central dans un four à 80 degrés Celsius.Il rétablir les débits, les pressions et effectuer le vieillissement sur au moins trois semaines. Une fois le processus de vieillissement terminé, déplacez l’assemblage du support de base vers le scanner. Tout d’abord, connectez la pompe deage pour appliquer la même pression de clonage.Ensuite, connectez la ligne de saumure à la valve à trois sens de base. En outre, connectez la pompe de réception au dessus du support de noyau par son valve à trois sens. Lorsque la pression de la cible est atteinte, ouvrez la vanne à trois sens supérieure pour que la pompe de réception applique la pression poreuse sur le noyau.Continuez à établir des liens pour rétablir les conditions souterraines de l’échantillon. Ensuite, une fois la pompe à saumure éteinte, ouvrez la vanne à trois sens inférieure pour effectuer l’inondation de l’eau de 20 volumes de pores à un faible débit. Une fois que le système atteint l’équilibre, acquérez à nouveau des analyses haute résolution au même endroit.Reconstruisez les données de tomographie aux rayons X à l’aide d’un logiciel de reconstruction. Enregistrez l’image et ouvrez-la dans le logiciel de segmentation Weka trainable. Sélectionnez l’outil de dessin à main libre.Utilisez l’outil de dessin à main libre pour mettre en évidence les instances de l’une des phases à travers l’image, dans ce cas l’huile. Une fois terminé, cliquez sur Ajouter à la classe. Essayez de suivre la forme d’une phase tout en étiquetant les pixels.Ajoutez ensuite la région à la classe appropriée. Lorsque des exemples des trois phases ont été étiquetés, cliquez sur Train Classifier pour segmenter l’image entière. Passez en revue l’image segmentée.Répétez les étapes de formation et de segmentation au besoin pour obtenir de bons résultats. Choisissez Créer des résultats pour obtenir l’image segmentée finale. Enregistrez l’image pour une utilisation ultérieure dans un logiciel d’analyse.Utilisez l’image segmentée pour mesurer la distribution in situ de l’angle de contact. La méthode automatisée produit une feuille de calcul avec les angles mesurés et leurs coordonnées. Ces données permettent une parcelle de la distribution des angles de contact.Il s’agit de distributions pour un échantillon hebdomadaire d’eau humide et de deux échantillons humides mélangés. Pour un contrôle de la qualité, recadrer et segmenter un sous-volume du mini échantillon. Sélectionnez un sous-volume avec un ou plusieurs ganglions d’huile pour la mesure manuelle de l’angle de contact.Trouvez la distribution in situ de l’angle de contact avec le code automatisé. Chargez le fichier VTK généré dans le logiciel de visualisation de données. Sélectionnez l’option région pour afficher les phases d’huile et de saumure.Cliquez sur l’emplacement de la sonde. Entrez ensuite les coordonnées d’un angle de contact choisi au hasard à partir des données générés par la méthode automatisée. Localiser son emplacement spatial à la ligne de contact en trois phases.Chargez maintenant l’image sous-volume segmentée dans le logiciel d’analyse de données. Dans le logiciel, recherchez le module arithmétique. Dans le module, trouver le champ d’expression.Tapez l’expression nécessaire pour isoler les phases d’huile et de saumure. Ensuite, recherchez le module de surface generate. Utilisez-le pour générer les surfaces d’huile et de saumure.Ensuite, recherchez visuellement les surfaces pour le point précédemment identifié. Trouvez et ouvrez le module de tranche à partir de l’image filtrante des rayons X brutes. Modifiez la valeur de traduction pour amener la tranche d’image aux rayons X au niveau du point sur la surface.Trouvez le module de surfaces d’étiquette. En son sein, entrez trois dans le nombre de phases box. Passez uniquement aux voxels noirs et sélectionnez non.Après avoir appliqué les modifications et modifié la carte des couleurs, retournez au module slice. Sélectionnez l’option définie clairement. Dans les options, sélectionnez afficher dragger.Déplacez le dragueur à l’endroit où l’angle de contact sera mesuré. Faites ressortir les options d’affichage. Sélectionnez l’option de rotation.Faites pivoter la tranche pour qu’elle soit perpendiculaire à la ligne de contact en trois phases. Une fois terminé, sélectionnez l’outil de mesure d’angle. Utilisez l’outil pour mesurer l’angle au point choisi.Un test de la mesure automatisée de l’angle de contact est de tracer ses résultats par rapport aux mesures d’angle effectuées manuellement. Comme dans ce cas, les résultats devraient être à peu près égaux. Ces sections transversales horizontales sont des images radiographiques brutes et leurs images segmentées de trois échantillons.Les images segmentées permettent de mesurer les angles de contact déterminant la saturation restante de l’huile et de trouver la forme des ganglions d’huile restants. Il s’agit des distributions in situ mesurées de l’angle de contact pour les trois échantillons différents trouvés à l’aide de cette méthode. L’échantillon un a une condition humide hebdomadaire d’eau du vieillissement statique à 60 degrés Celsius sans injection d’huile.L’échantillon deux est un exemple d’une condition humide mixte avec plus de surfaces humides d’huile dues au vieillissement à 80 degrés Celsius avec injection d’huile pendant le vieillissement. L’échantillon trois est semblable à l’échantillon deux, mais pas fortement humide d’huile en raison d’une température vieillissante plus basse et de la composition différente d’huile. La morphologie du pétrole qui reste après l’inondation de l’eau varie selon les différentes conditions de mouillage.Pour l’échantillon hebdomadaire humide d’eau un, la saumure a percolé par les petits coins de pore laissant l’huile emprisonnée dans le centre des espaces de pore. En revanche, pour les cas mixtes humides d’échantillons deux et trois, la saumure est entrée au centre des pores comme une phase de non-mouillage laissant l’huile reliée en couches de feuilles dans de petits pores et crevasses. Il est important d’éviter d’avoir de l’air dans le système qui peut agir comme une quatrième phase lorsque vous regardez les images.Suivant ce protocole, vous pouvez regarder la distribution à l’échelle poreuse des fluides et la mouillabilité dans d’autres systèmes tels que les feuilles, les racines ou les piles à combustible. Mais rappelez-vous, nous avons affaire à des rayons X et des fluides à haute pression, il est donc très important qu’il y ait une évaluation approfondie des risques et que les personnes qui font les expériences aient reçu une formation appropriée. Cette technique de caractérisation de la wettabilité in situ a ouvert la voie aux chercheurs dans le domaine de la récupération améliorée du pétrole afin d’explorer la récupération supplémentaire d’huile associée en raison du changement de wettabilité.

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