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 af kulbrinte Reservoir Rock befugtningen på undergrunden betingelser ved hjælp af 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 protokol er præsenteret for at karakterisere de komplekse befugtning betingelser af en uigennemsigtig porøst medium (kulbrinte reservoir rock) ved hjælp af tredimensionelle billeder fremstillet af X-ray microtomography på undergrunden betingelser.

Abstract

In situ befugtningen målinger i kulbrinte reservoir klipper har kun været muligt for nylig. Formålet med dette arbejde er at præsentere en protokol til at karakterisere de komplekse befugtning betingelser af kulbrinte reservoir rock ved hjælp af pore-skala tredimensionale røntgenoptagelser på undergrunden betingelser. I dette arbejde, har heterogene karbonat reservoir klipper, udvundet fra en meget store producerende oliefelt, været brugt til at demonstrere i protokollen. Klipperne er mættet med saltlage og olie og alderen over tre uger på undergrunden betingelser til at replikere befugtningen betingelserne, der typisk findes i kulbrinte reservoirer (kendt som blandet befugtningen). Efter saltlage injektion, tre-dimensionelle billeder med høj opløsning (2 µm/voxel) erhvervet og derefter behandles og segmenteret. For at beregne fordelingen af den kontakte vinkel, som definerer befugtningen, udføres følgende trin. Første, væske-væske og væske-rock overflader er fintmaskede. Overfladen glattes for at fjerne voxel artefakter, og i situ kontakt vinkler er målt på 3-faset køreledning hele hele billedet. Den største fordel ved denne metode er dens evne til at karakterisere i situ befugtningen regnskab for pore-skala rock egenskaber rock overfladeruhed, rock kemiske sammensætning og porestørrelse. I situ befugtningen bestemmes hurtigt på hundreder af tusinder af point.

Metoden er begrænset af segmentering nøjagtighed og X-ray billedopløsning. Denne protokol kan bruges til at karakterisere befugtningen af andre komplekse klipper mættet med forskellige væsker og på forskellige betingelser for en bred vifte af applikationer. For eksempel, det kunne hjælpe til at bestemme den optimale befugtningen, som kunne give en ekstra olieindvinding (dvs., designe saltlage saltholdighed i overensstemmelse hermed for at opnå højere olieindvinding) og til at finde de mest effektive befugtning betingelser til at fælde mere CO2 i undergrunden formationer.

Introduction

Befugtningen (kontakt vinklen mellem blandbare væsker på en fast overflade) er en af de vigtige egenskaber, der styrer væske konfigurationer og olie opsving i reservoir klipper. Befugtningen påvirker makroskopisk flowegenskaber herunder relativ permeabilitet og kapillær pres1,2,3,4,5,6. Dog har måling i situ befugtningen af reservoir rock været en udfordring. Reservoir rock befugtningen er blevet fastlagt traditionelt på core skala, indirekte bruger befugtningen indekser7,8, og direkte ex situ på flad mineralske overflader4,9 , 10 , 11. både befugtningen indekser og ex situ kontakt vinkel målinger er begrænset og ikke kan karakterisere den blandet befugtningen (eller kontakt vinkel) der typisk findes i kulbrinte reservoirer. Desuden skal de ikke redegøre for pore-skala rock egenskaber, såsom rock mineralogi, overfladeruhed, pore-geometri og rumlige heterogenitet, der har en direkte indvirkning på den flydende arrangement på pore skala.

Seneste fremskridt inden for non-invasiv tredimensional billeddannelse ved hjælp af X-ray microtomography12, i kombination med brug af en høj temperatur og tryk apparatet13, har tilladt studiet af multifase flow i gennemtrængelig media14 ,15,16,17,18,19,20,21,22,23. Denne teknologi har fremmet udviklingen af manuel i situ kontakt vinkel målinger på pore skala i en uigennemsigtig porøst medium (stenbruddet kalksten rock) på undergrunden betingelser24. Papirilægning betyder kontakt vinkel på 45° ± 6° mellem CO2 og kaliumiodid (KI) saltlage var fremstillet i hånden af raw-billeder på 300 point. Den manuelle metode er dog tidskrævende (dvs.100 kontakt vinkel point kan tage op til flere dage til at blive målt) og de opnåede værdier kunne have en subjektiv bias.

Måling af en i situ kontakt vinkel er blevet automatiseret af forskellige metoder, som anvendes til segmenteret tredimensionale X-ray billeder25,26,27. Scanziani et al. 25 forbedret den manuelle metode ved at placere en cirkel på grænsefladen væske-væske, som skærer med en linje, der er placeret på grænsefladen væske-rock på skiver ortogonale i forhold til den trefasede køreledningen. Denne metode er blevet anvendt til små sub-mængder udvundet af tre-dimensionelle billeder af stenbruddet kalksten rock mættet med decan og KI saltlage. Klise et al. 26 udviklet en metode til at kvantificere den i situ kontakt vinkel automatisk ved at montere fly til væske-væske grænseflader og væske-rock grænseflader. Kontakt vinklen blev fastlagt mellem disse planer. Denne metode blev anvendt til tre-dimensionelle billeder af perler mættet med Petroleum og saltlage. Både automatiserede metoder blev anvendt til voxelized billeder, der kan introducere fejl, og i begge metoder, linjer eller fly blev monteret på væske-væske og væske-rock grænseflader og kontakt vinklen blev målt mellem dem. Anvende disse to tilgange på voxelized kan segmenterede billeder af komplekse rock geometri føre til fejl samtidig være tidskrævende.

I denne protokol anvender vi den automatiserede i situ kontakt vinkel metode udviklet af AlRatrout et al. 27 , der fjerner voxelization artefakter ved at anvende Gaussisk gulvafslibning til væske-væske og væske-solid grænseflader. Derefter, en ensartet krumning gulvafslibning anvendes kun til grænsefladen væske-væske, som er i overensstemmelse med den kapillære ligevægt. Hundredtusinder af kontakt vinkel punkter måles hastigt i kombination med deres x-, y- og z-koordinater. Tilgang af AlRatrout et al. 27 har været anvendt til vand-vådt og blandet-vådt stenbrud kalksten prøver mættet med decan og KI saltlage.

I denne protokol anvender vi de nyeste fremskridt inden for X-ray microtomography kombineret med et højt tryk og høj temperatur apparat til at foretage en i situ befugtningen karakterisering af komplekse karbonat reservoir klipper, udvundet af en meget stor producerer olie field findes i Mellemøsten. Klipperne var mættet med råolie på undergrunden betingelser at reproducere reservoir betingelser efter opdagelsen. Det har været en hypotese at dele af reservoiret sten overflader (med direkte kontakt med råolie) blive olie-våde, mens andre (fyldt med indledende dannelse saltlage) forbliver vand-vådt28,29,30. Reservoir rock befugtningen er dog endnu mere kompleks på grund af flere faktorer kontrollerende graden af befugtningen ændring, herunder den overfladeruhed, rock kemiske heterogenitet, råolie sammensætning, saltlage sammensætning og mætning, og den temperatur og tryk. En nylig undersøgelse31 har vist, at der er typisk en række kontakt vinkel i reservoir klipper med værdier både over og under 90 °, målt ved hjælp af den automatiserede metode udviklet af AlRatrout et al. 27.

Hovedformålet med dette arbejde er at give en grundig protokol for at karakterisere i situ befugtningen af reservoir klipper (blandet-befugtningen) på undergrunden betingelser. En nøjagtig måling af en i situ kontakt vinkel kræver en god segmentering kvalitet. Således, en machine learning-baserede segmentering metode kendt som Trainable WEKA segmentering (TWS)32 blev brugt til at fange ikke kun mængden af resterende olie, men også form af de resterende olie ganglier, dermed fremme mere præcise kontakt vinkel målinger. For nylig, TWS har været brugt i en lang række applikationer, såsom segmentering af pakket partikel senge, væsker inden for tekstilfibre, og porerne i stramme reservoirer33,34,35,36, 37,38,39,40. For at billed den resterende olie præcist på en høj opløsning og undergrunden betingelser, blev en roman eksperimentelle apparater brugt (figur 1 og figur 2). Mini-prøver af rock var læsset ind i midten af en Hassler-type core indehaveren41 lavet af kulfiber. Brugen af en lang og lille diameter kulfiber ærme giver en X-ray kilde skal bringes meget tæt på prøven, dermed øge X-ray flux og reducere den krævede eksponeringstid, hvilket resulterer i en bedre billedkvalitet i en kortere periode. Kulfiber ærme er stærk nok til at håndtere høj tryk og temperatur betingelser forbliver tilstrækkeligt gennemsigtige til røntgenstråler21.

I denne undersøgelse, vi redegøre for de trin, der følges for at karakterisere i situ befugtningen af reservoir klipper på undergrunden betingelser. Dette omfatter boring repræsentative mini-prøver, core indehaveren forsamling, apparatet flow og flow procedure, imaging protokollen, billedbehandling og segmentering, og endelig kører automatiserede kontakt vinkel kode for at generere kontakt vinkel distributioner.

Protocol

1. boring repræsentant Mini-prøver af Rock

  1. For at opnå høj opløsning scanninger, bore mini-prøver (dvs.med en diameter på 5 mm og en længde på 15-30 mm). For det første mærke core plug med 2 referencemærker ortogonale i forhold til hinanden, som vist i figur 3. Derefter, erhverve en fuld field-of-view (FFOV) scanning af core plug med en voxel størrelse 40 µm/voxel til at visualisere den interne fordeling af porer og korn.
  2. Identificere og navngive gode boring steder omhyggeligt: disse undgå store vugs eller mineralske korn. Bruge en datavisualisering og analyse software (Table of Materials) til at visualisere den tre-dimensionelle billede af rock som vist i figur 3. Åbne en to-dimensional skive rock tør billede og identificere gode boring steder mens du flytter skive fra toppen til bunden af klippen.
  3. Brug en rustfrit stål bore bit for at bore mini-prøver mens du bruger rindende vand som en kølende væske. Uddrag de skrøbelige mini-prøver omhyggeligt, ved hjælp af en tynd mejsel (dvs.en lille flad skruetrækker) til at fjerne mini-prøver fra deres base. Gøre begge ender af mini-prøver flad til lette god kontakt med endestykker flow.
  4. Måle dimensioner af mini-prøverne præcist ved hjælp af en skydelære. Bruge de målte dimensioner til at beregne bulk volumen. Formere målte bulk volumen af den målte helium porøsitet at finde porevolumen.
  5. For at måle helium porøsitet af mini-prøver, bruge Pyknometri gas. Brug først gas pyknometer for at måle korn tæthed (kg/m3) i eksemplet tør rock. Dividere massen (kg) af den tør prøve med målte korn tæthed (kg/m3) at få korn volumen (m3). Subtrahere korn volumen fra bulk volumen beregnet i trin 1.4, og endelig, dividere forskellen med bulk volumen at få den samlede porøsitet (brøk).
  6. Skan boret mini-prøverne med en højere opløsning (dvs., 5,5 µm/voxel) ved hjælp af en X-ray microtomography scanner til at vurdere den interne pore struktur. Henvise til trin 4 for flere detaljer om hvordan dette gøres.
    Bemærk: Boring mini-prøver indebærer at flytte mekaniske dele. Så bære komplet personlige værnemidler (PPE) og tage passende forholdsregler under boring.

2. core indehaveren forsamling

  1. Læg prøven i et Hassler-type core indehaveren41 (figur 1) ved at følge nedenstående trin.
  2. Demontere core indehaveren forsamling ved at fjerne forsegling skruen og M4 bolte af flowhead. Fjern tætningsringen fra rillen i flowhead og rengøre forsegling overflader ved hjælp af en ren klud med en rengøring flydende såsom acetone. Sted kernekomponenter indehaveren forsamling på en klart bænk i god rækkefølge (Se figur 1A for forsegling skruen, figur 1B for flowhead, figur 1C til 1/16 PEEK slanger, figur 1D for rustfrit stål udgangen montering, figur 1E for rock prøve, figur 1F for gummi slange, figur 1G for termoelement, figur 1jeg for carbon fiber ærme, og figur 1J for fleksible varme jakke).
  3. Wrap fleksible varme jakke omkring kulfiber ærme.
  4. Indsæt et termoelement til annulus via bunden af indehaveren af kerne.
  5. Bruge en proportional-integral-derivat (PID)-controller (figur 2), der er brugerdefineret bygget til at styre temperaturen inden for ± 1 ° C21.
    Bemærk: Fastholde en stabil temperatur inden for ± 1 ° C er vigtigt at undgå at ændre interfacial spændingen i olie og saltlage, der kunne påvirke kontakt vinkel måling42,43.
  6. Tråd polyestersegmenter ether keton (PEEK) slanger gennem toppen og bunden af indehaveren af kerne. Forbind derefter PEEK slangen med skræddersyede endestykker.
  7. Skære en gummi slange til en længde cirka lig med rock prøve længde plus endestykker. Skub prøven forsigtigt ind i en gummi slange og Tilslut den til endestykker. Sikre, at gummi slange giver en stram pasform over endestykker til at undgå, at en lækage af begrænse væske ind i prøven.
  8. Placer termoelement tip ved siden af prøve at måle temperatur af væsker i porerne.
  9. Omhyggeligt samles begge ender af kerne-indehaveren. Sikre, at prøven er placeret i midten af core indehaveren være i afsøgning af synsfeltet.

3. flow apparater og Flow Procedure

  1. Forberede apparatet flow (figur 2), der består af 4 højtryks sprøjte pumper (Se figur 2A for oliepumpe, figur 2B for den modtagende pumpe, figur 2C for saltlage pumpe, og Figur 2D for at begrænse pumpe), en core indehaveren Forsamling (Se figur 2E), en PID-controller (Se figur 2F), og en CO2 cylinder (Se fig. 2G), til at udføre waterflooding til undergrunden betingelser.
  2. Bruge en klemme til at holde kernen indehaveren forsamling og placere den på stadiet rotation inde X-ray microtomography scanner.
  3. Brug PEEK slange til væsker fra pumperne til prøven og begrænse annulus.
  4. Udfylde isolerede annulus hul med deioniseret vand og lufte luften ud. Anvende 1,5 MPa begrænse pres at presse gummi slange for at forhindre en strøm langs siderne af kernen.
  5. Tilsluttes base tre-vejs ventilen CO2 cylinder og skylle CO2 på en lav sats gennem prøven for 1 time at fjerne luft fra pore plads.
  6. Tilslut saltlage pumpen (fyldt med 7 vægt procent KI saltlage) til bunden af indehaveren kerne via den base tre-vejs ventil og skylle luften ud af den saltlage injektion linje til anden siden af den tre-vejs ventil før injektion saltlagen i pore plads. Injicere saltlage 0,3 mL/min. til 1 time (ca. 200 pore diskenheder) til fuldt mætte prøven med saltlage. Luk de øverste og base tre-vejs ventiler.
  7. Pres test oliepumpe mod den modtagende pumpe til at bestemme den tilsvarende pres i begge pumper før foretage en dræning (olie injektion). Først forbinde begge pumper gennem en to-vejs ventil og holde ventilen lukket. Øge trykket til 10 MPa i begge pumper og stoppe oliepumpe og åbne tovejs ventil, mens den modtagende pumpen kører stadig. Optage trykmåling af oliepumpe (dvs., 10.01 MPa), hvilket svarer til 10 MPa i den modtagende pumpe.
  8. Etablere undergrunden betingelserne ved at hæve pore trykket til 10 MPa og temperatur til 60 eller 80 ° C. Tilslut den fleksible varme jakke og termoelement til PID controller og anvende målværdi (60 eller 80 ° C). Tilslut den modtagende pumpe (fyldt med KI saltlage) til base tre-vejs ventil og øge pore presset i 1 MPa trin samt for begrænse pres indtil opnåelse af en pore pres af 10 MPa og et begrænse Tryk på 11,5 MPa. På dette stadium replikere betingelserne kulbrinte reservoir før olie migration fra kilde rock.
  9. Tilslut oliepumpe til toppen af indehaveren kerne via den øverste tre-vejs ventil og skylle olie gennem anden siden af ventilen for at fjerne enhver luft i linjen. Øge presset testet tilsvarende pres (dvs., 10.01 MPa) samtidig med at ventilen lukket. Derefter stoppe oliepumpe og åbner den øverste tre-vejs ventil og starte dræning ved at indsprøjte 20 pore mængder af olie ved hjælp af en konstant gennemstrømningshastighed på 0,015 mL/min. (denne sats er i ordningen kapillær-dominerede flow) på undergrunden betingelser 10 MPA og 60 eller 80 ° C.
  10. Forlade ordningen hen til nå til ligevægt i mindst 2 timer efter olie injektion og derefter erhverve en høj opløsning scanning (dvs., 2 µm/voxel) ved hjælp af en X-ray microtomography scanner. Henvises til trin 4 for flere detaljer om hvordan dette gøres.
  11. Derefter, flytte core indehaveren forsamling af X-ray microtomography scanner meget nøje med alle sikkerhedsforanstaltninger på plads, placere core indehaveren forsamling inde i ovnen, og Tilslut flow linjer for at udføre forældelsesperiode over 3 uger til at ændre rock befugtningen.
    1. For at undersøge olieindvinding som en funktion af befugtningen, bruge forskellige aging protokoller til at generere forskellige befugtningen betingelser. Kontrollere graden af befugtningen ændring (vand-vådt til olie-våde) ved hjælp af forskellige temperaturer og olie kompositioner30,31,44.
    2. For eksempel, for at generere blandet-vådt rock med mere olie-våde overflader, anvende en relativt høj temperatur (80 ° C) og injicere råolie (med en massefylde på 830 ± 5 kg/m3 ved 21 ° C), konstant eller hyppigt (dynamisk aldring) at give en kontinuerlig forsyning af den Polar råolie komponenter, der kan fremskynde befugtningen ændring45. For at generere svagt vand-vådt rock, bruge en lavere temperatur (60 ° C) og ingen råolie indsprøjtning under aldring (statisk aldring). For at generere en blandet-vådt reservoir rock med en gennemsnitlig kontakt vinkel tæt på 90 °, udføre dynamisk aldring med relativt tungere råolie (med en massefylde på 870 ± 5 kg/m3 ved 21 ° C blandet med heptan at inducere asphaltene nedbør46, 47,48) men på 60 ° C31.
  12. Når den aldrende proces er afsluttet, flytte core indehaveren forsamlingen tilbage til X-ray microtomography scanner.
  13. Foretage waterflooding på undergrunden betingelser. Pres test saltlage pumpe mod den modtagende pumpe før gennemføre waterflooding ved at følge samme procedure som nævnt i trin 3.7.
    1. Først, Tilslut linjen saltlage til base tre-vejs ventilen, og Tilslut den modtagende pumpe til toppen af indehaveren kerne via den øverste tre-vejs ventil.
    2. Udføre waterflooding af 20 pore diskenheder på undergrunden betingelser ved hjælp af en konstant lav flow (dvs., 0,015 mL/min), der sikrer et lavt kapillær antal ca. 10-7.
    3. Endelig, forlade systemet til at nå ligevægt i mindst 2 timer efter waterflooding og erhverve en høj opløsning scanning igen på den samme placering.
      Bemærk: Udfører denne højtryk og - temperatur eksperimenter kræver en detaljeret risikovurdering og de strenge tests af apparatet hele flow uden for X-ray microtomography scanner før udførelse i situ eksperimenter med alle sikkerhedsforanstaltninger på plads.

4. imaging protokol

  1. Brug en X-ray microtomography scanner til at erhverve den tre-dimensionelle X-ray scanner på micron omfanget af reservoir rock mættet med olie og saltlage ved undergrunden betingelser.
  2. Find de mest effektive fasekontrast mellem olie, saltlage og rock af doping saltlage fase, ved hjælp af KI til at være den mellemliggende fase i form af X-ray adsorption. For at opnå en god kontrast mellem olie (laveste sorption, sort), brine (mellemliggende, mørk grå) og rock (mest kolloidbåret fase, lys grå), som vist i figur 4, forberede mini-containere med en anden vægt procent af KI saltlage, og udføre scanning . Histogrammet af grå-skala værdi bør vise 3 adskilte faser (fig. 4b).
    1. At forberede en kontrast prøve, halvt-Fyld en lille cylindrisk glasbeholder (1 mL) med både olie og KI saltlage faser. Derefter udfylde anden halvdelen af beholderen med knuste stykker af rock og bland dem grundigt. Brug en ren cylindrisk metal til compact blandingen, undgå enhver korn bevægelse mens scanning. Bære komplet PPE og udføre blanding af råolie og KI saltlage i et stinkskab.
  3. Brug en relativt lang carbon fiber core indehaveren med en lille diameter til at tillade røntgen kilden bringes så tæt som muligt til prøven. Brug ikke en meget lang core indehaveren, som kunne øge bevægelsen prøven på grund af rotation under scanning erhvervelse.
  4. Brug 4 X målet for at erhverve X-ray billeder i en høj opløsning (dvs., 2 µm/voxel) tilstrækkelig til at måle den effektive i situ kontakt vinkel. Brug PEEK slange som injektion linjer til at tillade en jævn 360° rotation af core indehaveren forsamling under scanning erhvervelse.
  5. For tynd eller lav bebyggelsestæthed prøver, bruge en X-ray source spænding og strøm af 80 kV og 7 W, henholdsvis. For tyk eller high-density prøver, bruge en X-ray source spænding og strøm af 140 kV og 10 W, henholdsvis.
    Bemærk: I dette tilfælde en X-ray source spænding på 80 kV og en effekt på 7 W blev brugt.
  6. For at erhverve de 2 µm/voxel scanninger, bruger 4 X målet med en eksponeringstid (dvs.1,5 s eller mere) tilstrækkelig til at opnå en X-ray stråling intensitet på mere end 5.000 tæller/s.
  7. Bruge et stort antal fremskrivninger (mindst 3.200 fremskrivninger) afhængigt af tidspresset.
    Bemærk: X-ray microtomography indebærer en risiko for ioniserende stråling. En passende risikovurdering er derfor forpligtet til at sikre et sikkert arbejdsmiljø.

5. billede behandling og segmentering

  1. Først, rekonstruere X-ray computertomografi datasæt ved hjælp af software (Table of Materials) til at generere tredimensionelle X-ray billeder (.txm). Klik på Gennemse for at importere filen input (.txrm). Vælg derefter Manuel Center Skift og Søg efter de mest hensigtsmæssige center Skift korrektion værdi for at tage højde for enhver prøve bevægelse under scanning erhvervelse.
    1. Søgning efter passende center Skift værdien. Start med en stor vifte (-10-10) og et stort skridt størrelse (1,0). Derefter indsnævre søgeområdet og trin størrelse (0,1), indtil den optimale værdi er opnået.
    2. Rekonstruere scanningen ved hjælp af optimal center Skift værdien. Højde for enhver beam hardening effekter før billede genopbygning.
  2. Brug en passende segmentering metode, der er egnet til den konkrete anvendelse. For at karakterisere i situ befugtningen præcist, bruge en machine learning-baseret afbildning segmentering metode sådanne TWS32 at vende grå-skala billeder til tre-faset segmenterede billeder (olie, saltlage og rock). Åbn billedet i TWS - som er en Fiji (ImageJ)32 plugin - at segmentere billederne uden at anvende nogen støjfiltrering for at undgå voxel gennemsnit især tæt på tre-faset køreledningen hvor kontakt vinklen måles.
  3. Vælg tilfældig-skov algoritme og uddannelse funktioner, som middelværdi, varians og kanter, at anvende en featured-baserede segmentering.
    1. Klik på Indstillinger for at finde de 12 Uddannelse funktioner i indstillingerne segmentering (Gaussian blur, derivater, struktur, forskel af Gaussisk, maksimum, Median, varians, middelværdi, Minimum, kanter, Laplacian og Hessian) fra at vælge de bedste uddannelse funktioner. Udvælgelsen er baseret på segmentering forsøg med forskellige uddannelse funktioner eller en kombination af disse. For eksempel, blev kombinationen af kanter, middelværdi og varians uddannelse funktioner fundet til at give de bedste resultater, segmentering for denne karbonat reservoir rock system.
    2. I klassificeringen indstillinger, skal du vælge FastRandomForest.
    3. For at tilføje en ny fase (dvs, olie), skal du klikke på Opret ny klasse.
  4. Label pixel fra alle 3 faser (olie, saltlage og rock) manuelt som input til at træne en klassificering model. Bruger den freehand affattelse værktøj i ImageJ software (Fiji), fremhæve de 3 faser. Prøv at følge formen af fase mens mærkning pixels. Når du er færdig, skal du klikke på Føj til klasse. Derefter, udføre den samme for de andre 2 faser.
  5. Gælde den uddannede klassificering for at opdele hele billedet i 3 faser ved at klikke på knappen tog klassificering .
  6. Gentag trin 5.4 og 5.5 indtil god segmentering resultater opnås. Klik på Opret resultat for at visualisere det segmenterede billede. Klik til sidst på Gem som TIFF til at gemme billedet. Se på figur 5 at se et eksempel på en god segmentering.
  7. Sørg for, at de segmenterede billeder i en 8-bit usigneret format og de 3 faser er tildelt som 0, 1 og 2 for saltlage, rock og olie, henholdsvis før måling i situ kontakt vinkel ved hjælp af den automatiserede metode.
    1. Brug modulet Konvertere billedtype til at konvertere billedet til 16-bit etikettype i datavisualisering og data analyse software (Tabel af materialer). Brug modulet aritmetiske vil udføre beregning på segmenterede billedet. I udtryk, skal du angive den matematiske udtryk for at ændre antallet af tildelte fase [dvs., hvis rock er fase 2, derefter en matematisk udtryk af 1*(a==2) betyder at tildele rock som fase 1 i stedet for fase 2].
    2. Konverter den tredimensionale segmenteret X-ray billeder fra (.am) til binære rå un-signerede data af 8-bit format (* .raw). Bruge modulet Konvertere Image Type , og vælg i den Outputtype, mulighed for 8-bit unsigned og klik på Anvend. Eksportere data som rådata 3D (* .raw).

6. måling kontakt vinkel Distribution

  1. Måle i situ kontakt vinkel distributionen fra segmenterede billeder ved hjælp af metoden automatiseret kontakt vinkel af AlRatrout et al. 27 (eksempel resultater er vist i figur 6). For at udføre disse målinger, Følg trinene nedenfor, som illustreret i figur 7.
  2. Installere OpenFOAM bibliotek til at udføre automatiske kontakt vinkel og væske-væske interface krumning målinger.
  3. Opspare billedfil (* .raw) i en mappe (sag), som indeholder en headerfil og en mappe kaldet System.
    1. Åbn headerfilen og erklære antallet af voxels i tre dimensioner (x, yog z), voxel dimensioner (x, yog z) i mikron og forskydningsafstanden (0 0 0 for ingen shifting). Omdøb headerfilen som billedfilen.
    2. Bruge mappen kaldet System til at overholde de grundlæggende mappestrukturen efter en OpenFOAM sag.
  4. Sørg for, at der er 2 filer (en controlDict fil og en meshingDict -fil) i systemmappen, der indeholder parametrene indstilling. Filen controlDict er, hvor de køre parametre angives, herunder start-/ sluttidspunkt. Filen meshingDict er, hvor de input og output filer i hvert trin i algoritmen er angivet. Erstat navnet med nye segmenterede billednavnet i filen meshingDict for trin forklares nedenfor (figur 7).
    1. Uddrag overflade (multi-zone mesh M) (Se figur 7b).
    2. Tilføje et lag i nærheden af tre-faset køreledningen.
    3. Glat overflade (Se figur 7c).
    4. Angiv de nødvendige udjævning parametre, der omfatter Gaussian radius kernen (RGauss), Gaussisk gentagelser, Gaussian afslapning faktoren (β), krumning radius kerne (RK), krumning afslapning faktor (γ) og krumning gentagelser. For flere detaljer, se AlRatrout et al. 27.
  5. Åbn en terminal fra den samme mappe, mappe og skrive den næste befale, voxelToSurfaceML & & surfaceAddLayerToCL & & surfaceSmoothVP, til at køre kode og udføre de kontakt vinkel og olie/saltlage krumning målinger.
    1. Se på figur 7 til fremgangsmåde beregning af kontakt vinkel på hver vertex tilhører køreledningen (Equation 2) gennem den saltlage fase af:
      Equation 1
      Bemærk: De normale vektorer er beregnet på vertices bestående af køreledningen Equation 2 . Hver vertex er repræsenteret med 2 vektorer normalt at grænsefladen olie/saltlage (z2) og saltlage/rock grænseflade (z3), som vist i figur 7.
  6. Sørg for at glatte overfladen fil *_Layered_Smooth.vtk er genereret. Denne fil indeholder målingerne af den kontakte vinkel og olie/saltlage interface krumning, som kan visualiseres ved hjælp af en data visualisering software (Table of Materials), som vist i figur 7.

7. kvalitetskontrol

  1. For at blive fortrolig med den opnåede automatiseret kontakt vinkel, udføre en kvalitetskontrol ved at sammenligne de automatiserede kontakt vinkel værdier målt fra segmenterede billeder ved hjælp af AlRatrout et al. 27 metode til værdierne målt manuelt fra rå X-ray billeder ved hjælp af tilgang af Andrew et al. 24.
  2. For at gennemføre kvalitetskontrol, beskære og segmentere en sub volumen fra hver mini prøve (figur 8). Bruge visualisering af data og data analyse software til at beskære en lille sub volumen indeholdende 1 eller flere olie ganglier, der kan bruges til at udføre manuel kontakt vinkel måling.
  3. Kør automatiseret kode til at måle i situ kontakt vinkel fordelingen af disse sub-mængder. Henvises til trin 6 for hvordan dette gøres.
  4. Indlæse filen *_Layered_Smooth.vtk i data visualisering softwaren til at visualisere overfladerne og vælg Region mulighed for at se de olie og saltlage faser, se figur 9.
    1. Klik på Sonden placering og tilføje de rumlige koordinater (x, yog z) af et tilfældigt valgte kontakt vinkel punkt målt ved hjælp af metoden automatiseret kontakt vinkel (dvs., 60 °). Lokalisere dens geografiske placering på tre-faset køreledning, som på figur 9en viser placeringen af det valgte punkt (60 °) som en gul prik.
  5. Gå derefter til visualisering af data og data analyse software til at foretage manuel kontakt vinkel måling. Indlæse det segmenterede sub diskenhedsbillede.
  6. Filtrer støj fra den rå X-ray billede ved hjælp af en støjreduktion filter anvendes til manuel kontakt vinkel måling kun.
    Bemærk: En ikke-lokal betyder filter49,50 blev anvendt i dette tilfælde.
  7. Bruge det segmenterede billede at gøre rock gennemsigtige og kun visualisere de olie og saltlage faser til at hjælpe med at identificere placeringen af det valgte punkt som vist i figur 9b.
    1. Brug aritmetiske modul til at udføre beregningen på segmenterede billedet. I udtryk, angive den matematiske udtryk for at isolere de olie og saltlage faser separat [dvs, det matematiske udtryk en == 1 betyder isolere fase 1 (saltlage i dette tilfælde)].
    2. Derefter bruge modulet Generere overflade til at generere de olie og saltlage overflader, og bruge modulet Overflade Se for at visualisere de olie og saltlage overflader i de ønskede farver.
  8. Når placeringen af punktet er identificeret, bringe filtreret-rå X-ray billede skive til samme sted, som vist i figur 9c.
    1. Åbne modulet skive og ã¦ndre værdien Oversæt .
  9. Uddrag 3-faset køreledningen ved hjælp af modulet Etiket grænseflader på segmenterede billedet.
    1. Skriv 3 i feltet Antallet af faser . Vælg Nej i Kun sort Voxels, anvende og åbne modulet Isosurface på de mærket interfaces og ændre værdierne for Colormap og tærskel som ønsket for effektiv visualisering.
  10. I modulet skive tænde Plan Definition, og i indstillingerne, skal du vælge Vis dragger. Hold dragger og flytte det til den ønskede placering hvormed at manuel kontakt vinkel vil blive målt.
    1. Vælg indstillingen rotere i Visningsindstillinger. Hold roteringshåndtaget rotere skive. Rotere udsnit for at være vinkelret på tre-faset køreledningen og måle den kontakt vinkel manuelt ved hjælp af vinkel måling værktøj, som vist i figur 9d.
      Bemærk: Her, kontakt vinklen fandtes for at være 61°.
  11. Afbilde den manuelt målte kontakt vinkel mod den automatiserede kontakt vinkel værdi målt på samme sted at bekræfte nøjagtigheden af de automatiserede kontakt vinkel målinger. Se på figur 10 at observere sammenligning målinger af kontakt vinklen mellem den automatiserede metode og den manuelle metode af sub volumen fra mini prøve 1.

Representative Results

De 3 prøver undersøgt, er målt i situ -distribution af kontakt vinkel vist i figur 6, med olieindvinding vist i Figur 11. Figur 12 viser billeder af de resterende olie fordelinger for forskellige befugtning betingelser for enden af waterflooding. Den blandede befugtningen (eller rækken af den kontakte vinkel) blev målt ved hjælp af automatiseret kontakt vinkel metode27. De målte kontakte vinkel distributioner anses for at være repræsentative resultater, hvis der er et godt match mellem punkterne kontakt vinkel målt ved hjælp af den automatiserede metode fra segmenterede billeder i forhold til de manuelt målte kontakt vinkler fra rå X-ray billeder. Figur 10 viser et eksempel på et godt match for en sammenligning måling mellem de automatiserede kontakte vinkler og manuel kontakt vinkler på de samme steder for en sub volumen fra mini prøve 1 (svagt vand-vådt).

Tre aging protokoller blev udført for at behandle de 3 prøver og generere 3 befugtning betingelser (figur 6). Aging prøve ved en lavere temperatur (60 ° C) og statisk (ingen olie indsprøjtning under forældelsesperioden) kan resultere i en svagt vand-våd tilstand, såsom distribution vist for prøve 1 i blå (figur 6). På den anden side kan aging stikprøven ved en højere temperatur (80 ° C) og med delvis dynamiske aldring (en olie indsprøjtning under forældelsesperioden) resultere i blandet våde forhold med mere olie-vådt underlag, som der af prøve 2 vist i grå (figur 6).

Olieindvinding fandtes for at være en funktion af befugtningen, svarende til tidligere core-skala undersøgelser51. Men på tidspunktet, olieindvinding blev vist som en funktion af kerne-skala befugtningen indeks. Lignende olie opsving adfærd er blevet observeret på pore skala og blev afbildet som en funktion af den gennemsnitlige værdi af i situ kontakt vinkel distributionen (Figur 11). Prøve 1 lav olieindvinding (svagt vand-vådt) skyldtes diffusering af olie i større pore rum. Saltlagen nedsives gennem små pore hjørner, forlade olie fanget som frakoblet ganglier i midten af pore rum med kvasi sfæriske figurer (figur 12et), svarende til hvad er blevet observeret i tidligere undersøgelser i vand-vådt media52,53,54,55. Derimod havde prøve 2 (blandet-vådt tilfælde med mere olie-våde overflader) olie lag, der var stort set tilsluttet (figur 12b). Disse tynde lag kun tilladt en langsom olieproduktion, forlader en høj resterende olie mætning i slutningen af waterflooding. Den højeste olieindvinding blev opnået i prøven 3 (blandet-vådt med en gennemsnitlig kontakt vinkel tæt på 90 °), der var hverken vand-våd (så der er mindre diffusering i store porer) eller stærkt olie-vådt (mindre olie er bevaret i små pore rum)1. I blandet-vådt tilfælde af prøve 2 og 3, olie var tilbage i forbundet, tynde ark-lignende strukturer (figur 12b og 12 c) svarer til andre undersøgelser i olie-vådt porøse medier52,53,56.

Figure 1
Figur 1 : En skematisk illustration diagram af core indehaveren forsamling. Komponenter af core indehaveren er mærket, og visningen interne tværsnit af core indehaveren er vist. Venligst klik her for at se en større version af dette tal.

Figure 2
Figur 2 : Apparatet højtryks, høj temperatur flow. Flow apparatet består af fire højtryks sprøjte pumper: (A) en olie pumpe, (B) en modtagende pumpe, (C) en saltlage pumpe og (D) en stille pumpe. Panel (E) viser core indehaveren forsamling, (F) viser PID controlleren, og (G) viser CO2 cylinder. Venligst klik her for at se en større version af dette tal.

Figure 3
Figur 3 : Billeder demonstrere boring af vareproever mini. (en) Denne tegneserie viser de ortogonale mærker med en god boring placering. x og y er afstanden fra midten af core stikket bruges til at finde, hvor at bore. (b) dette panel viser en tør X-ray tre-dimensionelle billede af core stikket (afsmeltet semi-transparent) med en mini prøve (i mørk grå). (c) Dette er en vandret tværsnits visning af core stikket (scannet på 40 µm/voxel). Rock korn og porerne er vist i grå og sort, henholdsvis. (d) dette panel viser en vandret tværsnits visning af mini prøven (scannet på 5,5 µm/voxel). (e) det er en lodret tværsnits visning af core stikket viser kompleks og heterogen pore størrelser og geometrier sammen med placeringen af mini prøven fremgår af den sorte boks. (f) Dette er en forstørret lodret tværsnits visning af den markerede mini prøve vist i panelet e som blev scannet på 5,5 µm/voxel. Venligst klik her for at se en større version af dette tal.

Figure 4
Figur 4 : En fase kontrast scanning. (en) dette panel viser en kontrast scanning af skærver (lys grå) blandet med saltlage (mørk grå) og olie (sort) faser. Dette blev anvendt til at bestemme den passende doping af saltlage til at sikre en god fasekontrast. (b) Dette er et histogram over den grå-skala værdi af de tre faser. Venligst klik her for at se en større version af dette tal.

Figure 5
Figur 5 : En vandret tværsnits visning af rå og segmenterede X-ray billeder af tre mini-prøver. Paneler (en), (b), og (c) Vis xy tværsnits visninger af mini-prøver 1, 2 og 3, henholdsvis. Den øverste række viser de rå grå-skala X-ray billeder (olie, saltlage og rock, er i sort, mørk grå, og lys grå, henholdsvis). De nederste billeder viser de segmenterede billeder af den samme skive ved hjælp af Trainable WEKA segmentering (olie, saltlage, og rock, er i sort, grå og hvid, henholdsvis). Venligst klik her for at se en større version af dette tal.

Figure 6
Figur 6 : Distributioner af kontaktpersonen vinkel måling af tre mini-prøverne. Prøve 1 har en gennemsnitlig kontakt vinkel på 77° ± 21° med 462,000 værdier vises med blåt. Prøve 2 har en gennemsnitlig kontakt vinkel på 104 ± 26° med 1,41 millioner værdierne vist i grå. Prøve 3 har en gennemsnitlig kontakt vinkel på 94° ± 24° med 769,000 værdier vises med rødt. Venligst klik her for at se en større version af dette tal.

Figure 7
Figur 7 : Arbejdsgang for en automatiseret kontakt vinkel måling. (en) Dette er en tre-dimensionelle segmenterede billede viser saltlage i blå og olie i rødt, mens rock er gøres gennemsigtig. (b) dette panel viser uddraget overflader af hele billedet. Olie/saltlage overflader er vist i grøn, mens olie/sten overflader er vist med rødt. (c) dette panel viser glattes overfladen af hele billedet. (d) dette panel viser tre-faset køreledningen af hele billedet. (e) Dette er et eksempel på glattes overfladen af en olie ganglion fremhævet af den sorte firkant. (f) dette panel viser tre-faset køreledningen fremhævet olie ganglion. (g) Dette er et eksempel på en enkelt kontakt vinkel måling på punkt i (fremhævet i panelet f). Olie/saltlage, olie/rock og saltlage/sten overflader er vist i grøn, rød og blå, henholdsvis. Venligst klik her for at se en større version af dette tal.

Figure 8
Figur 8 : Tre sub-mængder udvundet af tre mini-prøverne. (en) dette panel viser den sub volumen udvundet fra mini prøve 1 (svagt vand-vådt). (b) dette panel viser den sub volumen udvundet fra mini prøve 2 (blandet-vådt). (c) dette panel viser den sub volumen udvundet fra mini prøve 3 (blandet-vådt). Venligst klik her for at se en større version af dette tal.

Figure 9
Figur 9 : En én til én-kontakt vinkel måling arbejdsproces. (en) Dette er en visualisering af et tilfældigt valgte kontakt vinkel punkt (60 °) måles ved hjælp af automatiseret kode (billedet er fremstillet af data visualisering software anvendes). (b) dette panel viser, hvordan til at identificere placeringen af det samme punkt ved hjælp af data visualisering og analyse software. (c) dette panel viser, hvordan man gennemføre en manuel kontakt vinkel måling på den samme placering. (d) Dette er et eksempel på punktet manuelt målte kontakt vinkel på den samme placering (61 °). Venligst klik her for at se en større version af dette tal.

Figure 10
Figur 10 : Automatiseret kontakt vinkel målinger i forhold til manuel kontakt vinkel målinger på de samme steder af sub volumen fra mini prøve 1. Værdierne, der blev målt efter proceduren beskrevet i figur 9. Venligst klik her for at se en større version af dette tal.

Figure 11
Figur 11 : Olie recovery som en funktion af befugtningen. Olie inddrivelser af prøve 1, 2 og 3 er 67.1%, 58,6% og 84,0%, henholdsvis. Venligst klik her for at se en større version af dette tal.

Figure 12
Figur 12 : Den resterende olie morfologi for forskellige befugtning betingelser. (en) i sample 1 (svagt vand-vådt), den resterende olie var fanget i midten af porer som frakoblet ganglier med kvasi sfæriske figurer. Paneler (b) og (c) Vis hvordan i prøver 2 og 3 (blandet-vådt), den resterende olie var tilbage i forbundet, tynde ark-lignende strukturer i små porer og sprækker. De forskellige farver repræsenterer afbrudt olie ganglier. Venligst klik her for at se en større version af dette tal.

Discussion

De mest kritiske trin for en i situ befugtningen karakterisering ved højt tryk og temperatur skal lykkes er som følger. 1) generere en god billedsegmentering, som er afgørende for at opnå nøjagtige kontakt vinkel målinger. 2) undgå herunder store uigennemtrængelige korn i mini-prøverne, der kunne forsegle flow, og store vugs resulterer i en meget skrøbelig prøve med ikke-repræsentant porøsitet. 3) en velkontrollerede flow eksperiment med ingen lækager er vigtigt fordi mini-prøver er meget følsomme over for mængden af injicerede væske (dvs.en porevolumen er omkring 0,1 mL). 4) undgå tilstedeværelsen af luft (som en fjerde fase) i pore plads. 5) opretholde en temperaturkontrol over eksemplet under hele flow eksperimentet. 6) undgå enhver grænseflade afslapning under scanning erhvervelse af venter nemlig ordningen hen til nå til ligevægt. 7) bruge en passende center Skift korrektion, der er nødvendig for effektiv X-ray billede genopbygning.

Metoden automatiseret kontakt vinkel er begrænset af nøjagtigheden af billedsegmentering, fordi det anvendes til segmenterede billeder kun. Billedsegmentering afhænger i høj grad imaging kvalitet, der afhænger af imaging protokollen og udførelsen af microtomography scanner. Det er desuden følsomme over for billede genopbygning samt støj reduktion filtre og metoden segmentering som TWS32 eller seedede vandskel metode57. I dette arbejde forudsat metoden TWS mere præcise kontakt vinkel målinger på rå X-ray billeder i forhold til dem af et vandskel metode anvendes filtreret X-ray billeder (ved hjælp af støj reduktion filtre). Brugen af støj reduktion filtre gør grænsefladen ser ud til at være mindre olie-vådt på nogle dele af rock, på grund af voxel gennemsnit især tæt på tre-faset køreledningen31. TWS kan fange ikke kun mængden af resterende olie mætning, men også form af de resterende olie ganglier. Dette er især tilfældet for den resterende olie i blandet-vådt tilfælde, i hvilke olie er bevaret i pore plads som tynde ark-lignende strukturer, gør det en udfordring at være segmenteret baseret på gråtoneskala tærskelværdier kun.

Denne i situ befugtningen bestemmelse giver en grundig beskrivelse af befugtning af reservoir klipper i forhold til andre konventionelle befugtningen målemetoder. Det tager hensyn til alle vigtige pore-skala rock parametre, såsom rock overfladeruhed, rock kemiske sammensætninger, og porestørrelse og geometri, der ikke er muligt ved befugtningen indekser7,8 og ex situ kontakt vinkel metoder4,9,10,11. Anvendelse af en automatiseret i situ kontakt vinkel måling på micron skala er robust og fjerner enhver subjektivitet, der er forbundet med den manuelle metode24. Det er desuden mere effektive til at fjerne voxelization artefakter i forhold til andre automatiserede metoder25,26. Den i situ kontakt vinkel distribution måles ved hjælp af den automatiserede metode var forholdsvis hurtig. For eksempel, er runtime til måling af den kontakt vinkel på nogen af de tre prøve billeder, der indeholder 595 millioner voxels ca. 2 h, ved hjælp af en enkelt 2.2 GHz CPU processor.

Denne protokol kan i fremtiden bruges til at karakterisere andre reservoir rock systemer mættet med dannelsen saltlage og råolie. Den samme metode kan er ikke begrænset til olieindustrien kun og ændres og tilpasses karakterisere befugtningen fra enhver segmenterede tredimensionelle billeder med to ikke-blandbare væsker i porøse medier med en række befugtningen betingelser.

Disclosures

Den høje opløsning X-ray mikro-tomografi datasæt rapporteret i dette papir er tilgængelige på portalen Digital klipper:
www.digitalrocksportal.org/projects/151
De koder, der bruges til at køre automatiske målinger af kontakt vinkel og væske/væske interface krumning er tilgængelig på GitHub:
https://github.com/AhmedAlratrout/ContactAngle-Curvature-Roughness

Acknowledgments

Vi takker taknemmeligt Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) og ADNOC Onshore (tidligere kendt som Abu Dhabi Company for Onshore olie operationer Ltd) til finansiering af dette arbejde.

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

Teknik spørgsmålet 140 befugtningen kontakte vinkel X-ray microtomography pore skala multifase flow undergrunden betingelser segmentering.
Pore-skala Imaging og karakterisering af kulbrinte Reservoir Rock befugtningen på undergrunden betingelser ved hjælp af 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