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.
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.
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.
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.
The authors have nothing to disclose.
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.
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®ion=GB |
Potassium iodide | Sigma-Aldarich | 231-659-4 | purity ≥ 99.0%, https://www.sigmaaldrich.com/catalog/product/sigma/60399?lang=en®ion=GB |
ParaView | Open source | Free | Data visiualization software (Protocol step 1.2, 6.6), https://www.paraview.org/ |
Avizo Software | FEI | License | Data visiualization and analysis software (Protocol step 5.7.1), https://www.fei.com/software/amira-avizo/ |
Recontructor Software | https://www.gexcel.it |