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 og karakterisering av hydrokarbon reservoaret Rock Wettability på geologiske forhold med X-ray Microtomography

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

Summary

Denne protokollen er presentert for å karakterisere komplekse wetting betingelsene for en ugjennomsiktig porøse medium (hydrokarbon reservoaret rock) bruke tredimensjonale bilder fremstilt ved røntgen microtomography på geologiske forhold.

Abstract

In situ wettability mål i hydrokarbon reservoarbergarter har bare vært mulig nylig. Formålet med dette arbeidet er å presentere en protokoll for å karakterisere komplekse wetting betingelsene hydrokarbon reservoaret rock med pore skala tredimensjonale X-ray imaging på geologiske forhold. I dette arbeidet har heterogene karbonat reservoarbergarter, Hentet fra en stor produserende oljefelt, blitt brukt til å demonstrere protokollen. Steinene er mettet med saltlake og olje og alderen over tre uker på geologiske forhold å gjenskape wettability betingelsene som vanligvis finnes i hydrokarbon-reservoarene (kjent som blandet-wettability). Etter saltlake injeksjon, er tredimensjonale oppløsning (2 µm/voxel) ervervet behandlet og segmentert. Hvis du vil beregne fordelingen av kontakt vinkelen, som definerer wettability, utføres følgende trinn. Første, væske-væske og væske-rock overflater er meshed. Overflater er utjevnet for å fjerne voxel gjenstander, og i situ kontakt vinkler måles på tre-fase kontaktledningsanlegget gjennom hele bildet. Den største fordelen med denne metoden er dens evne å karakterisere i situ wettability regnskap for pore skala bergartsparametere, som rock overflateruhet, rock kjemiske sammensetning og porestørrelse. I situ wettability bestemmes raskt på hundretusenvis av poeng.

Metoden er begrenset av segmentering nøyaktigheten og X-ray bildeoppløsning. Denne protokollen kan brukes til å beskrive wettability av andre komplekse bergarter mettet med ulike væsker og ulike betingelser for en rekke applikasjoner. For eksempel det kan hjelpe å bestemme den optimale wettability som kan gi en ekstra utvinning (dvsutforme saltlake saltholdighet følgelig for å oppnå høyere utvinning) og finne de mest effektive wetting forholdene å fange mer CO2 i geologiske formasjoner.

Introduction

Wettability (kontakt vinkelen mellom ikke blandbar væsker på en solid overflate) er en av de viktigste egenskapene som styrer væske konfigurasjoner og gjenvinning i reservoarbergarter. Wettability påvirker makroskopisk flytegenskaper inkludert relative permeabilitet og kapillær trykk1,2,3,4,5,6. Imidlertid har måle i situ wettability reservoaret rock vært en utfordring. Reservoaret rock wettability har blitt bestemt tradisjonelt på kjernen skalaen, indirekte bruker wettability indekser7,8, og direkte ex situ på flat mineral overflater4,9 , 10 , 11. både wettability indekser og ex situ kontakt vinkel målinger er begrenset og kan ikke karakterisere blandet-wettability (eller rekke kontakt vinkel) som vanligvis finnes i hydrokarbon reservoarer. Videre gjøre de ikke rede for pore skala bergartsparametere, som rock mineralogi, overflateruhet, pore-geometri og romlig heterogenitet, som har en direkte innvirkning på væske ordningen i pore skala.

Nylige fremskritt innen ikke-invasiv tredimensjonale imaging bruker X-ray microtomography12, i kombinasjon med bruk av en høy temperatur og trykk apparater13, har tillatt studiet av Flerfaseteknologi i permeable media14 ,15,16,17,18,19,20,21,22,23. Denne teknologien har muliggjort utviklingen av manuell i situ kontakt vinkel målinger på pore skalaen i et ugjennomsiktig porøse medium (steinbrudd kalkstein rock) på geologiske forhold24. Verdien betyr kontakt vinkel ± 45° 6° mellom CO2 og kalium iodide (KI) saltlake ble oppnådd for hånd fra raw-bilder på 300 poeng. Men den manuelle metoden er tidkrevende (i.e.100 kontakt vinkel poeng kan ta til flere dager skal måles) og verdier Hentet kunne ha en subjektiv skjevhet.

Måling av i situ kontakt vinkel er blitt automatisert med forskjellige metoder brukes til segmentert tredimensjonale røntgen bilder25,26,27. Scanziani et al. 25 forbedret den manuelle metoden ved å plassere en sirkel på væske-fluid grensesnittet som skjærer med en linje plassert på væske-rock grensesnittet på skiver ortogonale til tre-fase kontakten linjen. Denne metoden har blitt brukt på små sub-volumer utvunnet fra tredimensjonale bilder av steinbruddet kalkstein rock mettet med decane og KI saltlake. Klise et al. 26 utviklet en metode for å kvantifisere i situ kontakt vinkelen automatisk omrisset fly til væske-fluid grensesnitt og væske-rock grensesnitt. Kontakt vinkelen identifiserte mellom disse flyene. Denne metoden ble brukt til tredimensjonale bilder av perler mettet med parafin og saltlake. Både automatiserte metoder ble brukt til voxelized bilder som skulle introdusere feil, og i begge metoder, linjer eller fly ble montert på væske-væsken og væske-rock grensesnitt og kontakt vinkelen ble målt mellom dem. Bruk disse to tilnærmingene på voxelized kan segmentert bilder av komplekse rock geometri føre til feil samtidig være tidkrevende.

I denne protokollen bruke vi automatiserte i situ kontakt vinkel metoden utviklet av AlRatrout et al. 27 som fjerner voxelization gjenstander ved å bruke Gaussian utjevning væske-væske og væske-solid grensesnittene. Deretter brukes en ensartet kurvatur utjevning bare på væske-fluid grensesnittet, som samsvarer med kapillær likevekt. Hundretusener av kontakt vinkel poeng måles raskt sammen med deres x-, y-, og z-koordinater. Tilnærmingen av AlRatrout et al. 27 utlignet til vann-vått og blandet-vått steinbruddet kalkstein prøver mettet med decane og KI saltlake.

I denne protokollen benytter vi de siste fremskrittene innen X-ray microtomography kombinert med en høyt trykk og høy temperatur apparater å gjennomføre en i situ wettability karakteristikk av komplekse karbonat reservoarbergarter, Hentet fra en stor produserer oljefelt i Midtøsten. Steinene var mettet med råolje på geologiske forhold å reprodusere reservoaret betingelsene etter oppdagelsen. Det har vært hypotese som deler av reservoaret rock overflater (med direkte kontakt med råolje) bli olje-vått, mens andre (fylt med Magny saltlake) forblir vann-vått28,29,30. Reservoaret rock wettability er imidlertid enda mer komplisert på grunn av flere faktorer styre graden av wettability endring, inkludert overflateruhet, rock kjemiske heterogenitet, råolje sammensetningen, saltlake sammensetningen og metning og temperatur og trykk. En fersk studie31 har vist at det er vanligvis en rekke kontakt vinkel i reservoarbergarter med verdier både over og under 90 °, målt ved hjelp av automatisert metoden utviklet av AlRatrout et al. 27.

Hovedmålet med dette arbeidet er å gi en grundig protokoll betegner i situ wettability reservoarbergarter (blandet-wettability) på geologiske forhold. En nøyaktig måling av i situ kontakt vinkel krever en god segmentering kvalitet. Derfor tilrettelegge en maskin læring-basert segmentering metode kjent som Trainable WEKA segmentering (TWS)32 ble brukt til å ta ikke bare mengden av gjenværende olje, men også form av gjenværende olje Ganglion, dermed mer nøyaktig kontakt vinkel målinger. Nylig har TWS vært brukt i en rekke programmer, for eksempel segmentering av pakket partikkel senger, væsker i tekstil fibre, og porene i tett reservoarer33,34,35,36, 37,38,39,40. For å bilde den gjenværende oljen nøyaktig med en høy oppløsning og geologiske forhold, var en roman eksperimentelle apparater brukes (figur 1 og figur 2). Mini-prøver av stein ble lastet inn i midten av en Hassler-type kjernen holderen41 laget av karbonfiber. Bruk av en lang og liten diameter karbonfiber ermet kan en X-ray kilde bringes svært nær prøven, dermed øke X-ray fluks og redusere nødvendige eksponeringstid, resulterer i en bedre bildekvalitet i en kortere periode. Karbonfiber ermet er sterk nok til å håndtere høy trykk og temperatur forhold mens resterende tilstrekkelig gjennomsiktig til røntgenstråler21.

I denne studien vi skissere fremgangsmåten fulgt betegner i situ wettability reservoarbergarter på geologiske forhold. Dette omfatter boring representative mini-utvalg, kjernen holderen forsamlingen, flyt apparatet og flyt prosedyre, tenkelig protokollen, bildebehandling og segmentering og til slutt kjører automatiserte kontakt vinkel koden for å generere kontakt vinkel distribusjoner.

Protocol

1. boring representant Mini-prøver av Rock

  1. For å erverve skanninger med høy oppløsning, bore mini-prøver (dvs.5 mm diameter og en lengde på 15-30 mm). Først merke kjernen pluggen med 2 referanse merker ortogonale til hverandre som vist i Figur 3. Da anskaffe et fullt felt-of-view (FFOV) søk av kjernen voxel størrelse av 40 µm/voxel visualisere interne fordelingen av porene og korn.
  2. Identifisere og merke god boring steder nøye: disse unngå store ametrin eller mineral korn. Bruke visualisering og analyseprogramvare (Tabell for materiale) for å visualisere tredimensjonale bildet av rock som vist i Figur 3. Åpne en todimensjonal sektor av rock tørr bildet og identifisere god boring steder mens du flytter stykket fra toppen til bunnen av klippen.
  3. Bruke en rustfritt stål boring litt for å bore mini-prøvene mens du bruker vann som en avkjøling væske. Ekstra skjøre mini-prøvene nøye, bruke en tynn meisel (dvs.en liten flat skrutrekker) fjerne mini-prøvene fra sin base. Kontroller begge endene av mini-prøvene flatt til rette for god kontakt med endestykkene flyt.
  4. Mål dimensjonene på mini-prøvene presist med en tykkelse. Bruke målt dimensjonene til å beregne bulk volumet. Multiplisere målt bulk volumet av den målte helium porøsitet finne pore volumet.
  5. For å måle helium porøsitet mini-prøvene, bruke en gass pycnometer. Bruk først gass pycnometer for å måle korn tetthet (kg/m3) av tørr rock prøven. Dele masse (kg) tørr prøven avmålt korn tetthet (kg/m3) å få korn volumet (m3). Trekke korn volumet fra bulk volumet beregnes i trinn 1.4, og til slutt deler forskjellen av bulk volumet å få den totale porøsitet (brøkdel).
  6. Skanne boret mini-prøvene høyere oppløsning (dvs., 5,5 µm/voxel) bruker en X-ray microtomography skanner for å vurdere interne pore strukturen. Se trinn 4 for mer detaljer på hvordan dette gjøres.
    Merk: Boring mini-prøver innebærer flytting mekaniske deler. Så bruk komplett personlig verneutstyr (PVU) og ta nødvendige forholdsregler under boring.

2. core Holder montering

  1. Laste inn prøven i en Hassler-type kjernen holderen41 (figur 1) ved å følge trinnene nedenfor.
  2. Demontere kjernen holderen forsamlingen ved å fjerne tetting skruen og M4 bolter av flowhead. Ta tetningsringen fra sporet i flowhead og rengjør forsegling med en ren klut med en rengjøring væske som aceton. Plass holderen montering kjernekomponentene på en klar benk i god bestille (se figur 1A for tetting skruen, figur 1B for flowhead, figur 1C for 1/16 se rør, figur 1D for rustfritt stål slutten montering, figur 1E for rock prøven, figur 1F for gummi slangen, figur 1G for thermocouple, figur 1jeg for karbonfiber erme, og figur 1J for fleksibel oppvarming jakke).
  3. Pakk fleksibel oppvarming jakken rundt karbonfiber ermet.
  4. Sett inn en thermocouple til ringrommet via bunnen av kjernen abonnenten.
  5. Bruk en proporsjonal-integrert-derivat (PID) kontroller (figur 2) som er tilpasset bygget for å kontrollere temperaturen innenfor ± 1 ° C21.
    Merk: Opprettholde en stabil temperatur innenfor ± 1 ° C er viktig å unngå å endre interfacial spenningen av olje og saltlake som kan påvirke kontakt vinkel måling42,43.
  6. Tråden polyether Eter keton (kikk) rør gjennom toppen og bunnen av kjernen abonnenten. Deretter koble titt slangen til skreddersydd endestykkene.
  7. Skjær en gummi slangen til lengde omtrent lik rock eksempel lengden pluss endestykkene. Skyv prøven forsiktig inn en gummi tubing, og koble den til endestykkene. Kontroller at gummi slangen gir trangt over endestykkene å slippe en lekkasje av confining væsken i utvalget.
  8. Plassere thermocouple ved prøve å måle temperaturen på væsker i porene.
  9. Nøye sammen begge ender av kjernen holderen. Kontroller at prøven er plassert i midten av kjernen abonnenten i skanning synsfelt.

3. flyte apparater og flyt prosedyre

  1. Klargjøre flyt apparatet (figur 2) som består av 4 høytrykks sprøyte pumper (se figur 2A for olje pumpen, figur 2B for mottak pumpen, figur 2C for saltlake pumpen og Figur 2D for confining pumpen), en kjerne holderen forsamling (se figur 2E), en PID-kontroller (se figur 2F), og en CO2 sylinder (se figur 2G) å utføre waterflooding på de geologiske forholdene.
  2. Bruk en klemme å holde samlingen kjernen holderen og plassere den på rotasjon scenen i X-ray microtomography skanneren.
  3. Bruk fleksible titt slangen til å koble væsker pumper til prøven og confining ringrommet.
  4. Fylle isolert ringrommet gapet med deionisert vann og lufthull luft ut. Bruke 1,5 MPa confining press å presse gummi slangen for å hindre en strøm langs sidene av kjernen.
  5. Koble CO2 sylinderen til base treveis ventilen og tømme CO2 på en lav hastighet gjennom prøven 1t fjerne luft fra pore plass.
  6. Koble saltlake pumpen (fylt med 7 vekt prosent KI saltlake) på undersiden av kjernen abonnenten via den grunnleggende tre-veis ventilen og tømme luften ut av saltlake injeksjon linjen til den andre siden av treveis ventilen før injisere saltlake i pore plass. Injisere saltlake på 0,3 mL/min 1t (ca 200 pore volumer) å fullt mette prøven med saltlake. Lukk øverst og base treveis ventilene.
  7. Trykk test oljepumpe mot mottar pumpen for å finne tilsvarende trykket i begge pumpene før gjennomfører noen drenering (olje injeksjon). Først koble begge pumpene via en toveis ventil og holde ventilen stengt. Øke presset til 10 MPa i begge pumpene og stopper olje pumpen og åpne toveis ventil mens motta pumpen kjører fortsatt. Registrere press lesing av olje pumpen (dvs.10.01 MPa), som tilsvarer 10 MPa i mottak pumpen.
  8. Etablere de geologiske forholdene ved å heve poretrykk til 10 MPa og temperaturen til 60 eller 80 ° C. Opprette en tilkobling fleksibel oppvarming jakken og thermocouple PID og bruke målverdien (60 eller 80 ° C). Koble mottar pumpen (fylt med KI saltlake) til base treveis ventilen og øke poretrykk i 1 MPa trinn med confining presset til å oppnå en poretrykk 10 MPA og et confining trykk 11,5 MPa. På dette stadiet gjenskape forholdene hydrokarbon reservoaret før olje overføringen fra kilde rock.
  9. Koble oljepumpe til toppen av kjernen abonnenten via den øverste tre-veis ventilen og tømme oljen gjennom den andre siden av ventilen for å fjerne all luft i linjen. Øke presset testet tilsvarende Press (dvs.10.01 MPa) samtidig ventilen stengt. Deretter stopper olje pumpen og åpne topp tre-veis ventilen og starte drenering av sprøytebruk 20 pore mengder olje bruker en konstant flow rate på 0.015 mL/min (dette er i kapillær-dominerte flyt regimet) på geologiske forhold 10 MPA og 60 eller 80 ° C.
  10. La systemet å nå likevekt minst 2 h etter olje injeksjon og da anskaffe en høyoppløselig skanning (dvs., 2 µm/voxel) bruker en X-ray microtomography skanner. Se trinn 4 for mer detaljer på hvordan dette gjøres.
  11. Deretter flytter kjernen holderen montering av X-ray microtomography skanneren nøye med alle sikkerhetstiltak på plass, plassere kjernen holderen forsamlingen i ovnen og koble flyt linjene for å utføre aldring over 3 uker å endre rock wettability.
    1. For å undersøke utvinningen som en funksjon av wettability, kan du bruke forskjellige aldring protokoller for å generere ulike wettability forhold. Styre graden av wettability endring (vann-vått til olje-vått) ved hjelp av forskjellige temperaturer og olje komposisjoner30,31,44.
    2. For eksempel vil generere blandet-vått rock med mer olje-vått underlag, bruke en relativt høy temperatur (80 ° C) og injisere råolje (med en tetthet på 830 ± 5 kg/m3 til 21 ° C) kontinuerlig eller ofte (dynamisk aldring) å gi en kontinuerlig tilførsel av den Polar råolje komponenter som kan fremskynde wettability endring45. Vil generere svakt vann-vått rock, bruke en lavere temperatur (60 ° C) og ingen råolje injeksjon under aldring (statisk aldring). Vil generere en blandet-vått reservoaret rock med en gjennomsnittlig kontakt vinkel nær 90 °, utføre dynamisk aldring med relativt tyngre råolje (med en tetthet på 870 ± 5 kg/m3 til 21 ° C blandet med heptane å indusere asphaltene nedbør46, 47,48) men på 60 ° C31.
  12. Når den aldrende prosessen er fullført, flytte kjernen holderen forsamlingen tilbake i X-ray microtomography skanneren.
  13. Utføre waterflooding på geologiske forhold. Trykk test saltlake pumpen mot mottar pumpen før gjennomføre waterflooding ved å følge samme fremgangsmåte som nevnt i trinn 3.7.
    1. Først koble saltlake linjen til base treveis ventilen og koble mottar pumpen til toppen av kjernen abonnenten via den øverste tre-veis ventilen.
    2. Utføre waterflooding av 20 pore volumer på geologiske forhold med en konstant lav flow rate (dvs., 0.015 mL/min), sikre et lavt kapillær antall ca 10-7.
    3. Til slutt, la systemet å nå likevekt minst 2 h etter waterflooding og skaffe en høyoppløselig scan igjen på samme sted.
      Merk: Gjennomføre slike høytrykks og - temperatur eksperimenter krever en detaljert risikovurdering og streng testing av hele flyt apparater utenfor X-ray microtomography skanneren før gjennomfører eksperimenter i situ med alle sikkerhetstiltak på plass.

4. imaging-protokollen

  1. Bruk en X-ray microtomography skanner å erverve tredimensjonale X-ray skanner mikron omfanget av reservoaret rock mettet med olje og saltlake på geologiske forhold.
  2. Finne den mest effektive kontrasten mellom olje og saltlake rock av saltlake fasen, bruker KI skal den mellomliggende fasen i X-ray adsorpsjon. For å oppnå en god kontrast mellom olje (laveste absorpsjon, svart), saltlake (middels, mørk grå) og rock (mest sorbing fase, lys grå), som vist i Figur 4, forberede mini-beholdere med ulike vekt prosent av KI saltlake og utføre skanning . Histogrammet gråtone verdien skal vise 3 separate faser (Figur 4b).
    1. Å forberede en kontrast prøve, halv-Fyll en liten sylindriske glass container (1 mL) med både olje og KI saltlake faser. Deretter fylle den andre halvparten av beholderen med knust stykker av rock og bland dem grundig. Bruk en ren sylindriske metall for å kompakt blandingen, unngå alle korn bevegelse under skanning. Ha fullstendig PPE og utføre blanding av råolje og KI saltlake i en røyk skap.
  3. Bruk en relativt lang karbonfiber kjernen holder med liten diameter for å tillate X-ray kilden bringes så nært som mulig til prøven. Ikke bruk en svært lang kjernen holder, som kan øke eksempel bevegelsen på grunn av rotasjon under skanning oppkjøpet.
  4. Bruk 4 X målet hente røntgen bilder med høy oppløsning (dvs., 2 µm/voxel) tilstrekkelig å måle effektiv i situ kontakt vinkelen. Bruk fleksible titt rør som injeksjon linjer for å tillate en jevn 360° rotasjon av kjernen holderen under skanning oppkjøpet.
  5. For tynn eller lav tetthet, bruke en X-ray source spenning og strøm 80 kV og 7 W, henholdsvis. For tykk eller høy tetthet, bruke en X-ray source spenning og strøm på 140 kV og 10 W, henholdsvis.
    Merk: I dette tilfellet en X-ray kilde for 80 kV og en strøm av 7W ble brukt.
  6. For å erverve 2 µm/voxel skanner, bruker 4 X målet med en eksponeringstid (dvs.1,5 s eller mer) tilstrekkelig for å oppnå en X-ray stråling intensitet av større enn 5000 teller/s.
  7. Bruk et høyt antall anslag (minst 3200 anslag) avhengig av tidspress.
    Merk: X-ray microtomography innebærer en ioniserende stråling risiko. Derfor er en passende risikovurdering nødvendig for å sikre et trygt arbeidsmiljø.

5. bilde prosessering og segmentering

  1. Først rekonstruere X-ray tomografi datasett ved hjelp av programvaren (Table of Materials) til å generere tredimensjonale røntgen bilder (.txm). Klikk Bla gjennom for å importere inndatafilen (.txrm). Velg Manuell Center Skift og søk etter passende center Skift rettelsen verdien til kontoen for noen eksempel bevegelse under skanning oppkjøpet.
    1. Søke etter passende center Skift verdien. Start med et stort utvalg (10 -10) og et stort skritt størrelse (1.0). Deretter begrense søkeområdet og trinn størrelsen (0.1), til den optimale verdien er oppnådd.
    2. Rekonstruere skanningen med optimal center Skift verdien. Konto for alle strålen herding effekter før bildet gjenoppbygging.
  2. Bruk et passende segmentering metode som passer for det bestemte programmet. Betegner i situ wettability nøyaktig, bruke en maskin læring-basert image segmentering metode slike TWS32 slå gråtonebilder til tre-fase segmentert bilder (olje, saltlake og rock). Åpne bildet i TWS - som er en Fiji (ImageJ)32 plugin - segmentere bilder uten å bruke noen støy filtrering for å unngå voxel gjennomsnitt spesielt nær Trefaset kontakten linjen som kontakt vinkelen måles.
  3. Velg tilfeldig-skogen algoritme og trening funksjoner, som betyr, avvik og kanter, bruke en kjennetegnet-basert segmentering.
    1. Klikk Innstillinger for å finne 12 Opplæring funksjoner i segmentering innstillingene (Gaussian blur, derivater, struktur, forskjellen av Gaussian, maksimum, Median, varians, betyr, Minimum, kanter, Laplacian og Hessian) velge fra den beste opplæring funksjonene. Utvalget er basert på segmentering forsøk med annen trening funksjoner eller en kombinasjon. For eksempel ble kombinasjonen av kantene, Mean og variansen trening funksjoner funnet for å gi de beste segmentering resultatene for karbonat reservoaret rock system.
    2. Klassifiserer alternativer, velg FastRandomForest.
    3. Legge til en ny fase (dvs., olje), klikker du Opprett ny klasse.
  4. Merke bildepunkter fra alle 3 faser (olje, saltlake og rock) manuelt som inndata å trene en klassifiserer modell. Bruker Frihånd tegneverktøyet ImageJ programvare (Fiji), markere 3 faser. Prøv å følge formen av fasen mens merking bildepunktene. En gang fullført, klikk Legg til klassen. Deretter Utfør den samme for de andre 2 fasene.
  5. Bruke utdannet klassifisereren for å segmentere hele bildet i 3 faser ved å klikke tog klassifisereren .
  6. Gjenta trinn 5.4 og 5.5 til god segmentering resultat. Klikk Opprett resultat for å visualisere segmentert bildet. Til slutt, klikk på Lagre som TIFF for å lagre bildet. Se figur 5 for å se et eksempel på en god segmentering.
  7. Kontroller at segmentert bildene er i et 8-biters usignerte format og 3 faser er tilordnet som 0, 1 og 2 for saltlake, rock og olje, henholdsvis før måling i situ kontakt vinkel ved hjelp av automatisert metoden.
    1. I datavisualisering og dataanalyse programvare (Tabell for materiale), bruker du modulen Konvertere Image Type for å konvertere bildet til 16-biters etikettype. Bruk aritmetiske modulen utføre beregningen på segmentert bildet. Angi det matematiske uttrykket for å endre antall den tildelte fasen [dvs.hvis rock er fase 2, et matematisk uttrykk av 1*(a==2) betyr å tilordne rock som fase 1 i stedet for fase 2] i uttrykk.
    2. Konvertere et tredimensjonalt segmentert røntgen bilder fra (.am) binære un-signerte rådataene 8-biters format (* *.Raw). Bruke modulen Konvertere Image Type og, i Utdatatype, Velg alternativet 8-biters usignerte og klikk Bruk. Eksportere data som rådata 3D (* *.Raw).

6. måle kontakt vinkel fordelingen

  1. Måle kontakt vinkel i situ distribusjon fra segmentert bilder ved hjelp av metoden automatisert kontakt vinkel for AlRatrout et al. 27 (eksempel resultater er vist i figur 6). For å utføre disse målingene, kan du følge trinnene nedenfor, som illustrert i figur 7.
  2. Installere OpenFOAM biblioteket for å utføre automatisk kontakt vinkel og væske-fluid grensesnitt kurvatur målinger.
  3. Lagre bildefilen (* *.Raw) i en mappe (sak) som inneholder en hovedpostfil og en mappe som heter System.
    1. Åpne topptekstfilen og erklære antall voxels i tre dimensjoner (x, yog z) og voxel dimensjonene (x, yog z) i mikron forskyvningsavstanden (0 0 0 for ingen skiftende). Gi topptekstfilen som bildefilen.
    2. Bruke mappen kalt System i samsvar med grunnleggende katalogstrukturen etter en OpenFOAM sak.
  4. Kontroller at det er 2 filer (en controlDict -fil og en meshingDict -fil) i system-mappen som inneholder parameterne innstillingen. ControlDict filen er der kjøre kontrollparameterne angis, inkludert start-/ sluttidspunkt. MeshingDict filen er der input og output filene i hvert trinn av algoritmen er angitt. Erstatt filnavnet med nye segmentert bildenavnet i filen meshingDict trinnene beskrevet nedenfor (figur 7).
    1. Ekstra overflaten (flere områder mesh M) (se figur 7b).
    2. Legg et lag nær Trefaset kontakten linjen.
    3. Glatte overflaten (se figur 7c).
    4. Angi nødvendig utjevning parametere med Gaussian radius kjernen (RGauss), Gaussian gjentakelser, Gaussian avslapning faktoren (β), kurvatur radius kjernen (RK), kurvatur avslapning faktor (γ) og kurvatur gjentakelser. For mer informasjon, se AlRatrout et al. 27.
  5. Åpne en terminal fra den samme mappe-katalogen og skriv inn kommandoen nedenfor voxelToSurfaceML & & surfaceAddLayerToCL & & surfaceSmoothVP, å kjøre koden og utføre kontakt vinkel og olje/saltlake kurvatur målinger.
    1. Se figur 7 å følge beregning av kontakt vinkel på hvert toppunkt tilhører kontakten linjen (Equation 2) saltlake fasen av:
      Equation 1
      Merk: Normalt vektorer er beregnet på hjørnene bestående av kontaktledningsanlegget Equation 2 . Hvert toppunkt er representert med 2 vektorer normal olje/saltlake grensesnittet (z2) og saltlake/rock grensesnittet (z3), som vist i figur 7.
  6. Kontroller at glatt overflate fil *_Layered_Smooth.vtk genereres. Denne filen inneholder målinger av kontakt vinkelen og olje/saltlake grensesnitt kurvatur, som kan visualiseres ved hjelp av en data visualisering programvare (Tabell for materiale), som vist i figur 7.

7. kvalitetskontroll

  1. For å være trygg med innhentet automatisert kontakt vinkel, utføre kvalitetskontroll ved å sammenligne de automatiserte kontakt Vinkelverdiene målt fra segmentert bilder ved hjelp av AlRatrout et al. 27 metoden verdier målt manuelt fra rå røntgen bilder med tilnærming av Andrew et al. 24.
  2. For å oppførsel av kvalitetskontroll, beskjære og segment en sub volum fra hver mini prøve (Figur 8). Bruke visualisering og dataanalyse programvare beskjære en liten sub volumet som inneholder 1 eller flere olje Ganglion som kan brukes til å utføre manuell kontakt vinkel målingen.
  3. Kjøre automatisk koden for å måle kontakt vinkel i situ fordelingen av disse sub-volumer. Se trinn 6 for hvordan dette gjøres.
  4. Last filen *_Layered_Smooth.vtk i data visualisering programvare for å visualisere overflater og velger område å se olje- og saltlake faser, se figur 9.
    1. Klikk på Sonde og Legg de romlige koordinatene (x, yog z) av en tilfeldig valgt kontakt vinkel målt med metoden automatisert kontakt vinkel (dvs., 60 °). Finn romlige plasseringen på tre-fase kontaktledningsanlegget, slik som i figur 9en viser plasseringen av det valgte punktet (60 °) som en gul runding.
  5. Deretter går du til datavisualisering og dataanalyse programvare å utføre manuell kontakt vinkel målingen. Last segmentert sub volumavbildningen.
  6. Filtrere støy fra rå X-ray bilde ved hjelp av et støyfilter for reduksjon brukes for manuell kontakt vinkel måling bare.
    Merk: En ikke-lokal betyr filter49,50 ble brukt i dette tilfellet.
  7. Bruke segmentert bilde gjengi rock gjennomsiktig og bare se olje- og saltlake faser for å identifisere plasseringen av det valgte punktet, som vist i figur 9b.
    1. Bruk aritmetiske modulen vil utføre beregningen på segmentert bildet. Angi matematiske uttrykket å isolere olje og saltlake fasene separat i uttrykket[dvs. matematiske uttrykket en == 1 betyr isolere fase 1 (saltlake i dette tilfellet)].
    2. Deretter bruke modulen Generere overflaten til å generere olje og saltlake overflater, og bruker modulen Overflaten Vis for å visualisere olje og saltlake overflater i ønskede farger.
  8. Når plasseringen av poenget er identifisert, bringe det filtrert-rå X-ray bilde-stykket på samme sted, som vist i figur 9c.
    1. Åpne modulen skive og endre oversette verdien.
  9. Pakk ut tre-fase kontaktledningsanlegget bruker modulen Label grensesnitt på segmentert bildet.
    1. Type 3 i boksen Nummer av faser . Velg Nei i Bare svart Voxels, bruke og åpne modulen Isosurface merket grensesnitt og endre fargekartet og terskel verdiene etter ønske for effektiv visualisering.
  10. I modulen stykke på Flyet definisjonog i alternativene, velger du Vis hemsko. Hold hemsko og flytte det til ønsket plassering som at manuell kontakt vinkel vil bli målt.
    1. I Visningsalternativer, velger du alternativet Roter. Hold roteringshåndtaket rotere sektoren. Rotere sektoren å være vinkelrett Trefaset kontakten linjen og måle kontakt vinkelen manuelt ved hjelp av måleverktøyet vinkel som vist i figur 9d.
      Merk: Her, kontakt vinkelen ble funnet for å være 61°.
  11. Tegne inn manuelt målt kontakt vinkelen mot automatisert kontakt vinkel verdi målt på samme sted å bekrefte nøyaktigheten av automatiserte kontakt vinkel målinger. Se på Figur 10 å observere sammenligning målinger av kontakt vinkelen mellom det automatiserte metoden og den manuelle metoden av sub volumet fra mini prøve 1.

Representative Results

For 3 prøvene studerte, er målt i situ fordelingen av kontakt vinkelen vist i figur 6, med utvinningen vist i Figur 11. Figur 12 viser bilder av gjenværende olje distribusjonene for ulike wetting forhold på slutten av waterflooding. Blandet-wettability (eller området av kontakt vinkel) ble målt ved hjelp av de automatiserte kontakte vinkel metoden27. Den målte kontakte vinkel distribusjonen anses å være representativt resultater hvis det er en god match mellom kontakt vinkel poengene måles ved hjelp av automatisert metoden fra segmentert bilder sammenlignet manuelt målt kontakt vinkler fra rå X-ray bilder. Figur 10 viser et eksempel på en god match for en sammenligning måling mellom automatisert kontakt vinkler og manuell kontakt vinkler på samme plasseringene for en sub volum fra mini prøve 1 (svakt vann-vått).

Tre aldring protokoller ble utført for å behandle 3 prøvene og generere 3 wetting forhold (figur 6). Aldring prøven ved lavere temperatur (60 ° C) og statisk (ingen olje injeksjon under foreldelsestiden) kan medføre svakt vann-vått betingelse, som fordeling vises for eksempel 1 i blått (figur 6). På den annen side, kan aldring prøven ved høyere temperatur (80 ° C) og med delvis dynamisk aldring (olje injeksjon under foreldelsestiden) resultere i blandet-vått forhold med mer olje-vått flater, som for eksempel 2 vises i grått (figur 6).

Utvinningen ble funnet for å være en funksjon av wettability, ligner på tidligere kjernen skala studier51. Men på den tiden, ble utvinningen vist som en funksjon av kjernen skala wettability indeksen. Lignende olje utvinning atferd har blitt observert i pore skala og var tegnet som en funksjon av middelverdien fordelingens i situ kontakt vinkel (Figur 11). Lav oljeutvinning av prøve 1 (svakt vann-vått) var fangst av olje i større pore områder. Saltlake percolated gjennom lille pore hjørner, forlater olje fanget som frakoblet Ganglion midt i pore mellomrommene med kvasi sfærisk figurene (Figur 12en), analog med hva er observert i tidligere undersøkelser i vann-vått media52,53,54,55. Derimot hadde eksempel 2 (en blandet-vått sak med mer olje-vått underlag) olje lag som var hovedsakelig koblet (Figur 12b). Disse tynne lag bare tillatt en langsom oljeproduksjon, forlate en høy gjenværende olje metning på slutten av waterflooding. Den høyeste utvinningen ble oppnådd i eksempel 3 (blandet-vått med en gjennomsnittlig kontakt vinkel nær 90 °) som var hverken vann-vått (så det er mindre overlapping i store porer) eller sterkt olje-vått (mindre olje beholdes i liten pore mellomrom)1. I blandet-vått tilfeller av prøve 2 og 3, olje var igjen i tilkoblet, tynne ark-lignende strukturer (figur 12b og 12 c) ligner andre studier i olje-vått porøse medier52,53,56.

Figure 1
Figur 1 : Et Mactac diagram av kjernen holderen. Komponenter av kjernen holderen merket og interne tverrsnittvisningen av kjernen holderen vises. Klikk her for å se en større versjon av dette tallet.

Figure 2
Figur 2 : Høytrykks, høy temperatur flyt apparatet. Flyt apparatet består av fire høytrykks sprøyte pumper: (A) en olje pumpe, (B) et mottak pumpe, (C) en saltlake pumpen og (D) en avgrense pumpen. Panelet (E) viser samlingen kjernen holderen (F) viser PID kontrolleren, og (G) CO2 sylinderen. Klikk her for å se en større versjon av dette tallet.

Figure 3
Figur 3 : Bilder demonstrere boringen av representative mini-utvalg. (en) denne tegneserie illustrerer ortogonale merkene med boring sentralt. x og y er avstanden fra sentrum av kjernen brukes til å finne der å bore. (b) dette panelet viser et tørt X-ray tredimensjonalt bilde av kjernen pluggen (gjengitt semi-transparent) med en mini prøve (i mørk grå). (c) Dette er en horisontal cross-sectional visning av kjernen (skannet på 40 µm/voxel). Rock korn og porene er vist i grå og svart, henholdsvis. (d) dette panelet viser en horisontal cross-sectional visning av mini utvalget (skannet på 5,5 µm/voxel). (e) Dette er en vertikal cross-sectional visning av kjernen viser den komplekse og heterogene pore størrelse og geometrier sammen med plasseringen av mini prøven angitt av den svarte boksen. (f) Dette er loddrett cross-sectional forstørre uthevede mini utvalget vises i panelet e som ble skannet på 5,5 µm/voxel. Klikk her for å se en større versjon av dette tallet.

Figure 4
Figur 4 : En fase kontrast skanning. (en) dette panelet viser en kontrast skanning av knust stein (lys grå) blandet med saltlake (mørk grå) og olje (svart) faser. Denne ble brukt til å bestemme riktig doping av saltlake å sikre en god kontrast. (b) Dette er et histogram for gråtone verdien av de tre fasene. Klikk her for å se en større versjon av dette tallet.

Figure 5
Figur 5 : En vannrett cross-sectional visning av rå og segmentert røntgen bilder på tre mini-prøvene. Paneler (en), (b), og (c) vise xy tverrsnittvisninger av mini-prøver 1, 2 og 3, henholdsvis. Den øverste raden viser de rå X-ray gråtonebilder (olje, saltlake og rock, i svart, mørk grå, og lys grå, henholdsvis). Lavere bildene viser segmenterte bilder av samme stykke ved hjelp av Trainable WEKA segmentering (olje, saltlake og stein, er i svart, grått og hvitt, henholdsvis). Klikk her for å se en større versjon av dette tallet.

Figure 6
Figur 6 : Distribusjoner av kontakten vinkel mål på tre mini-prøvene. Eksempel 1 har en gjennomsnittlig kontakt vinkel 77° + 21° med 462.000 verdier vises i blått. Eksempel 2 har en gjennomsnittlig kontakte vinkelen på 104° ± 26° med 1,41 millioner verdier vises i grått. Eksempel 3 har en gjennomsnittlig kontakt vinkel 94° + 24° med 769,000 verdier vises i rødt. Klikk her for å se en større versjon av dette tallet.

Figure 7
Figur 7 : Arbeidsflyten for et automatisert kontakt vinkelmål. (en) Dette er et tredimensjonalt segmentert bilde viser saltlake i blått og olje i rødt, mens rock gjengis gjennomsiktig. (b) dette panelet viser utdraget overflater av hele bildet. Olje/saltlake overflater vises i grønt, mens olje/rock overflater er vist i rødt. (c) dette panelet viser buede overflater av hele bildet. (d) dette panelet viser tre-fase kontakten linjen av hele bildet. (e) Dette er et eksempel på buede overflater av en olje ganglion markert ved den svarte firkanten. (f) dette panelet viser tre-fase kontakten linjen av merkede olje ganglion. (g) Dette er et eksempel på en enkelt kontakt vinkel måler for punkt jeg (uthevet i panelet f). Olje/saltlake, olje/rock og saltlake/rock overflater vises i grønt, rødt og blått, henholdsvis. Klikk her for å se en større versjon av dette tallet.

Figure 8
Figur 8 : Tre sub-volumer utdraget fra tre mini-prøvene. (en) dette panelet viser det sub volumet utvunnet fra mini prøve 1 (svakt vann-vått). (b) dette panelet viser sub volumet utvunnet fra mini eksempel 2 (blandet-vått). (c) dette panelet viser sub volumet utvunnet fra mini eksempel 3 (blandet-vått). Klikk her for å se en større versjon av dette tallet.

Figure 9
Figur 9 : En én kontakt vinkel måling arbeidsflyt. (en) Dette er en visualisering av et tilfeldig valgt kontakt vinkel punkt (60 °) målt ved hjelp av automatiserte koden (bildet er innhentet fra data visualisering programvare brukes). (b) dette panelet viser hvordan å identifisere plasseringen til det samme punktet ved hjelp av data visualisering og analyse programvare. (c) dette panelet viser hvordan å utføre en manuell kontakt vinkel måling på samme sted. (d) Dette er et eksempel på et manuelt målt kontakt vinkel punkt på samme sted (61 °). Klikk her for å se en større versjon av dette tallet.

Figure 10
Figur 10 : Automatisert kontakt vinkel mål i forhold til manuelle kontakt vinkel målinger på de samme stedene av sub volumet fra mini prøve 1. Verdiene ble målt etter fremgangsmåten i figur 9. Klikk her for å se en større versjon av dette tallet.

Figure 11
Figur 11 : Olje gjenvinning som en funksjon av wettability. Olje-inngang for eksempel 1, 2 og 3 er 67.1%, 58,6% og 84.0%, henholdsvis. Klikk her for å se en større versjon av dette tallet.

Figure 12
Figur 12 : Gjenværende olje morfologi for ulike wetting forhold. (en) i eksempel 1 (svakt vann-vått), den gjenværende oljen var fanget i midten av porene som frakoblet Ganglion med kvasi sfæriske former. Paneler (b) og (c) viser hvordan i prøver 2 og 3 (blandet-vått), den gjenværende oljen ble forlatt i tilkoblet, tynne ark-lignende strukturer i små porer og sprekker. De forskjellige fargene representerer frakoblet olje Ganglion. Klikk her for å se en større versjon av dette tallet.

Discussion

De viktigste trinnene for en i situ wettability karakterisering ved høyt trykk og temperatur skal lykkes er som følger: 1) Generer en god image segmentering som er avgjørende for å få nøyaktig kontakt vinkel målinger. 2) unngå inkludert store ugjennomtrengelig korn i mini-eksemplene kan forsegle av strømmen, og store ametrin som resulterer i en svært skjøre prøve med ikke-representative porøsitet. 3) et godt kontrollerte flyten eksperiment med ingen lekkasjer er viktig fordi mini-prøver er svært følsomme for mengden av injisert væske (dvs.en pore volum er ca 0,1 mL). 4) unngå tilstedeværelsen av luft (som en fjerde fase) i pore plass. 5) opprettholde en temperaturkontroll av prøven under hele flyt eksperimentet. 6) unngå alle grensesnitt avslapping under skanning oppkjøpet av venter for systemet å nå likevekt. 7) bruk en passende center Skift rettelsen, som er nødvendig for effektiv X-ray bilde gjenoppbygging.

Metoden automatisert kontakt vinkel er begrenset av nøyaktigheten av bildesegmentering fordi det brukes bare segmentert bilder. Bildesegmentering avhenger i stor grad imaging kvalitet som avhenger av tenkelig protokollen og ytelsen til microtomography skanneren. Det er følsom for bildet gjenoppbygging og støy reduksjon filtrene, i tillegg til segmentering metoden som TWS32 eller seeded vannskille metoden57. I dette arbeidet gitt TWS metoden mer nøyaktig kontakt vinkel målinger på rå røntgen bilder sammenlignet med de av en vannskille metode brukt filtrerte røntgen bilder (med støy reduksjon filtre). Bruk av støy reduksjon filtre gjør grensesnittet synes å være mindre olje-vått i noen deler av rock, på grunn av voxel gjennomsnitt spesielt nær de tre-fase kontaktledningsanlegget31. TWS kan ta ikke bare mengden av gjenværende olje metning, men også formen på de gjenværende oljen Ganglion. Dette er spesielt tilfelle for den gjenværende oljen i blandet-vått tilfeller, i hvilken olje beholdes i pore plass som tynn som strukturer, gjør det en utfordring å segmenteres basert på gråtone terskelverdier bare.

Dette i situ wettability forsøket gir en grundig beskrivelse av wetting forhold reservoarbergarter sammenlignet med andre konvensjonelle wettability målemetoder. Det tar alle viktige pore skala rock parametere, for eksempel rock overflateruhet, rock kjemiske komposisjoner, og porestørrelse og geometri, det ikke er mulig ved wettability indekser7,8 og ex situ kontakt vinkel metoder4,9,10,11. Bruk av en automatisert i situ kontakt vinkel måling på micron skalaen er robust og fjerner eventuelle subjektivitet forbundet med den manuelle metode24. Videre er det mer effektiv i å fjerne voxelization gjenstander sammenlignet med andre automatiserte metoder25,26. I situ kontakt vinkel fordelingen målt ved hjelp av automatisert metoden var relativt rask. For eksempel er runtime for å måle kontakt vinkelen på noen av de tre eksempler på bildene som inneholder 595 millioner voxels ca 2 timer, med en enkelt 2,2 GHz CPU prosessor.

I fremtiden, kan denne protokollen brukes til å beskrive andre reservoaret rock systemer mettet med dannelse saltlake og råolje. Den samme metoden kan er ikke begrenset til oljeindustrien bare og endres og tilpasses karakteriserer wettability fra segmentert tredimensjonale bilder med to ikke blandbar væsker i porøse medier med en rekke wettability forhold.

Disclosures

Høyoppløselig X-ray mikro-tomografi datasett i dette dokumentet er tilgjengelig på den digitale bergarter Portal:
www.digitalrocksportal.org/projects/151
Kodene brukes til å kjøre automatisk målinger av kontakt vinkel og væske/fluid grensesnitt kurvatur er tilgjengelig på GitHub:
https://GitHub.com/AhmedAlratrout/ContactAngle-Curvature-Roughness

Acknowledgments

Vi takker takknemlig Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) og ADNOC Onshore (tidligere kjent som Abu Dhabi Company for Onshore olje operasjoner Ltd) for finansiering dette arbeidet.

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 problemet 140 Wettability kontakt vinkel røntgen microtomography pore skala Flerfaseteknologi geologiske forhold segmentering.
Pore skala Imaging og karakterisering av hydrokarbon reservoaret Rock Wettability på geologiske forhold med X-ray Microtomography
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