JoVE Logo
АВТОРЫ
СВЯЖИТЕСЬ С НАМИ

Войдите в систему

В этой статье

  • Резюме
  • Аннотация
  • Введение
  • протокол
  • Результаты
  • Обсуждение
  • Раскрытие информации
  • Благодарности
  • Материалы
  • Ссылки
  • Перепечатки и разрешения

Резюме

Этот протокол, как представляется, характеризуют комплекс смачивания условий непрозрачной пористой среды (углеводородов породой) с использованием трехмерных изображений, полученных рентген микротомографии в подземных условиях.

Аннотация

В situ измерения смачиваемости в углеводородных пород-коллекторов стали возможными только недавно. Цель этой работы заключается в настоящее время протокол характеризовать условия сложные смачивания рок резервуар углеводородов, используя поры масштаба трехмерной рентгенография в подземных условиях. В этой работе гетерогенных карбонатных пород пласта, извлеченные из очень больших производство нефтяного месторождения, использовались для демонстрации протокол. Скалы насыщенный рассол и нефти и в возрасте свыше трех недель в подземных условиях для репликации смачиваемости условия, которые обычно существуют в залежей углеводородов (известный как смешанные смачиваемости). После введения рассола трехмерные изображения с высоким разрешением (2 мкм/вокселей) приобрела и затем обрабатываются и сегментирование. Чтобы вычислить распределение угол контакта, который определяет смачиваемость, выполняются следующие шаги. Первый, жидкость жидкость и жидкость рок поверхности отверстиями. Поверхности сглаживаются для удаления артефактов voxel, и в месте контакта углы измеряются на линии соприкосновения-трехфазная на протяжении всего изображения. Основным преимуществом данного метода является его способность характеризуют в situ смачиваемости учета поры масштаба рок свойств, таких как шероховатость поверхности рок, рок химический состав и размер пор. Смачиваемость в situ определяется быстро на сотни тысяч точек.

Этот метод ограничен сегментации точность и разрешение рентгеновского изображения. Этот протокол может использоваться для характеристики смачиваемости других сложных горных пород, насыщенных с различными жидкостями и в различных условиях для различных приложений. Например, это может помочь в определении оптимального смачиваемость, который может принести дополнительный нефтеотдачи (т.е., проектирование минерализации рапы соответственно для получения более высокой нефтеотдачи) и находить наиболее эффективные условия смачивания поймать больше CO2 в подземных пластах.

Введение

Смачиваемость (контактный угол между несмешивающихся жидкостей на твердой поверхности) является одним из ключевых свойств, которые управляют жидкости конфигурации и восстановления в пород-коллекторов нефти. Смачиваемость влияет на свойства макроскопических потока, включая относительная проницаемость и капиллярное давление1,2,3,4,5,6. Однако измерения в situ смачиваемости породой остается проблемой. Водохранилище рок смачиваемости было установлено, традиционно в масштабе ядро, косвенно с помощью смачиваемости индексы7,8и непосредственно ex situ на плоской минеральных поверхностей4,9 , 10 , 11. индексы смачиваемости и ex situ контактный угол измерения ограничены и не может характеризовать смешанного смачиваемости (или диапазон угла контакта), которая обычно существует в залежей углеводородов. Кроме того они не учитывают поры масштаба рок свойств, таких как рок минералогии, шероховатость поверхности, поры геометрии и пространственной гетерогенности, которые имеют непосредственное влияние на механизме жидкости в масштабе поры.

Последние достижения в области неинвазивной трехмерной визуализации с помощью рентгеновского микротомографии12, в сочетании с использованием повышенных температур и давления аппарат13, позволили исследование многофазных потоков в проницаемых СМИ14 ,,1516,,1718,19,20,21,22,23. Эта технология облегчает разработку вручную в situ контактный угол измерения на поры масштаба в непрозрачный пористой среде (карьер известняка рок) в подземных условиях24. Значение средней контактный угол 45° ± 6° между CO2 и йодида калия (KI) рассол был получен от руки от raw изображений на 300 пунктов. Однако, вручную занимает много времени (т.е., 100 точек угла контакта может занять до нескольких дней измеряться) и полученные значения может иметь субъективный уклоном.

Измерение угла в месте контакта были автоматизированы различными методами применяется сегментирована трехмерные рентгеновские изображения25,,2627. Scanziani и др. 25 улучшен ручной метод, поместив круг в интерфейсе жидкость жидкость, который пересекается с линией помещены в интерфейсе жидкость рок на ломтики ортогональные линии три фазы. Этот метод был применен для малых суб томов, извлеченные из трехмерных изображений карьер известняка скалы насыщается Дечане и Ки рассола. Klise и др. 26 разработан метод количественной оценки угол контакта на месте автоматически путем установки самолетов в жидкость жидкость и жидкость рок интерфейсы. Контактный угол был определен между этими плоскостями. Этот метод был применен для трехмерных изображений бусин насыщенный керосин и рассола. Автоматизированные методы были применены к voxelized изображения, которые могут внести ошибки, и в обоих методах, линии или самолеты были установлены в жидкость жидкость и жидкость рок интерфейсов и угол контакта было измерено между ними. Применение этих двух подходов на voxelized сегментирована изображения рок сложной геометрии может привести к ошибкам также будучи времени.

В этом протоколе мы применяем автоматизированных в situ угол контакта метод, разработанный AlRatrout и др. 27 , который удаляет артефакты voxelization, применяя Гаусса сглаживания к интерфейсам жидкость жидкость и жидкость твердое. Тогда форма кривизны сглаживание применяется только к интерфейсу жидкость жидкость, которая согласуется с капиллярной равновесия. Сотни тысяч точек угла контакта быстро измеряются в сочетании с их x-, y- и z-координаты. Подход AlRatrout и др. 27 был применен к воды мокрый и смешанные мокрой карьер известняка образцы насыщается Дечане и Ки рассола.

В этом протоколе мы используем последние достижения в рентгеновских микротомографии в сочетании с высокого давления и высокой температуры аппарат для проведения на месте смачиваемости характеристика сложных карбонатных пород пласта, извлеченные из очень большой производство нефтяного месторождения, расположенные на Ближнем Востоке. Скалы были насыщены сырой нефти в подземных условиях воспроизвести условия водохранилище после обнаружения. Он было предположил, что части водохранилища рок поверхностей (с прямым контактом с сырой нефти) становятся нефти влажный, в то время как другие (заполнены с первоначального формирования рассола) остаются воды влажный28,29,30. Однако, смачиваемости рок водохранилище является еще более сложным из-за нескольких факторов, контролируя степень смачиваемости изменениями, в том числе шероховатость поверхности, рок химической неоднородности, состав сырой нефти, состава рапы и насыщенность и температура и давление. Недавнее исследование31 показал, что обычно существует широкий спектр угол контакта в пород-коллекторов с ценностями, как выше и ниже 90 °, измеряется с помощью метода автоматизированного разработанный AlRatrout et al. 27.

Основная цель этой работы заключается в том, предоставить подробный протокол характеризовать смачиваемости в situ пород-коллекторов (смешанная смачиваемости) в подземных условиях. Точное измерение угла контакта на месте требует хорошей сегментации качества. Следовательно метод сегментации на основе обучения машины, известный как обучаемая WEKA сегментации (TWS)32 был использован для захвата не только количество оставшихся нефти, но и форму оставшееся масло ганглии, таким образом содействие более точный угол контакта измерения. Недавно TWS был использован в различных приложениях, таких как сегментация Упакованные частиц кровати, жидкости в текстильных волокон и поры плотно водохранилищах33,34,,3536, 37,,3839,40. Для изображения оставшееся масло точно с высоким разрешением и в подземных условиях, Роман экспериментальный аппарат был (рис. 1 и рис. 2). Мини образцы породы были загружены в центре Hassler тип основной держатель против41 из углеродного волокна. Использование углеродного волокна рукав длинный и малого диаметра позволяет источник рентгеновского излучения предстать очень близко к образцу, следовательно увеличивая поток рентгеновского и уменьшая требуется выдержка, что приводит к более высокое качество изображения в более короткий период времени. Углеродного волокна рукав достаточно сильны, чтобы справиться высокого давления и температуры условий оставаясь достаточно прозрачной для рентгена21.

В этом исследовании мы наметим шаги следует характеризовать смачиваемости в situ пород-коллекторов в подземных условиях. Это включает в себя бурение мини репрезентативных, Ассамблея держатель основной, аппарат потока и потока процедуры, визуализации протокола, обработки изображений и сегментации и наконец Запуск автоматизированных угол контакта код для создания угол контакта дистрибутивы.

протокол

1. Сверление представитель мини образцы породы

  1. Для получения высокого разрешения сканирования, сверлите мини образцы (т.е., с диаметром 5 мм и длиной 15-30 мм). Во-первых ярлык основной разъем с 2 референтные маркеры ортогональными друг к другу, как показано на рисунке 3. Затем приобретают полное поле зрения (FFOV) сканирования плагина ядра voxel размером 40 мкм/voxel для визуализации внутреннего распределения поры и зерна.
  2. Выявить и тщательно ярлык хорошие места бурения: они избежать большие пустоты или минеральных зерен. Использование визуализации данных и программного обеспечения для анализа (Таблица материалов) для визуализации трехмерного изображения рок, как показано на рисунке 3. Откройте двумерный срез сухой изображения рок и определить хорошие места бурения при перемещении срез сверху к основанию скалы.
  3. Использование нержавеющей стали Бурение бит для бурения мини образцы при использовании проточной воды в качестве охлаждающей жидкости. Экстракт хрупкие мини образцы тщательно, используя зубилом тонкий (т.е., небольшая плоская отвертка) чтобы удалить мини образцы от их базы. Сделать обоих концах мини-образцов Плоский для облегчения хороший контакт с кусочками конца потока.
  4. Измерьте размеры образцов мини-точно с помощью суппорта. Используют для расчета объема сыпучих измеренных размеры. Умножьте объем измеренных массовых измеренной гелия пористость найти объема пор.
  5. Для измерения пористости гелия мини-образцов, используйте газ пикнометра. Во-первых используйте пикнометра газа для измерения плотности зерна (кг/м3), образца сухой породы. Разделите масса (кг) сухой образца, измеренная зерна плотность (кг/м3) для получения объема зерна (3м). Вычесть объем зерна от массовых тома, рассчитанные на шаге 1.4 и, наконец, разделить разницу на основной объем для получения общей пористости (дробь).
  6. Сканировать просверленные мини образцы с более высоким разрешением (т.е., 5,5 мкм/вокселей) с использованием рентгеновского сканера микротомографии для оценки внутренней пористую структуру. Обратитесь к шагу 4 для получения более подробной информации о том, как это делается.
    Примечание: Бурение мини образцы предполагает движущихся механических частей. Таким образом носить полной индивидуальной защиты (СИЗ) и принять соответствующие меры предосторожности во время бурения.

2. основной держатель Ассамблея

  1. Загрузите образец в Hassler тип основного держателя41 (рис. 1), выполнив следующие действия.
  2. Демонтировать держатель основной сборки путем удаления уплотнительное винта и Флоухед болты М4. Удаление уплотнительное кольцо из канавки в Флоухед и очистить уплотнительные поверхности чистой тряпкой с чистящей жидкости, такие как ацетон. Место основных компонентов сборки держатель на лавочке ясно в хорошем заказ (см. рис. 1A для герметизации винта, Рисунок 1B для Флоухед, Рисунок 1C для PEEK 1/16, трубы, рис. 1D для нержавеющей стали наконечника, Рисунок 1E для рок образца, Рисунок 1F для резиновой трубки, Рисунок 1G для термопар, Рисунок 1я для углеродного волокна рукав и Рисунок 1J для гибкого нагревательной рубашкой).
  3. Оберните тепло куртку вокруг рукав углеродного волокна.
  4. Вставьте термопары в кольце через основание держателя основной.
  5. Используйте контроллер пропорционального интеграл производная (PID) (Рисунок 2), что пользовательские построен для контроля температуры в пределах ± 1 ° C21.
    Примечание: Поддерживать стабильную температуру в пределах ± 1 ° C важно избежать изменения межфазное натяжение нефти и рассола, которые могут повлиять на контактный угол измерения42,43.
  6. Нити полиэфирные эфира кетон (PEEK) трубы через верхней и основание держателя основной. Затем подключите труб PEEK к заказной конец изделия.
  7. Разрежьте резиновую трубку длиной приблизительно равной длины образца рок плюс конце штук. Аккуратно вставьте образец резиновой трубки и подключить его к конце штук. Убедитесь, что резиновой трубки дает плотную посадку за конец части, чтобы избежать утечки ограничивая жидкости в выборку.
  8. Поместите наконечник термопары рядом с образцом для измерения температуры жидкости в поры.
  9. Тщательно Соберите обоих концах основного владельца. Убедитесь, что образец расположен в центре основных владельцу находиться в поле зрения сканирования.

3. течь аппарат и процедуры потока

  1. Подготовьте аппарат потока (рис. 2), который состоит из 4 насосов высокого давления шприца (см. Рисунок 2A для масляного насоса, Рисунок 2B для приема насоса, Рисунок 2C для насоса рассола и Рисунок 2D для ограничивая насоса), основной владелец сборки (см. Рисунок 2E), ПИД-регулятор (см. Рисунок 2F) и баллон CO2 (см. Рисунок 2G), для выполнения заводнения в подземных условиях.
  2. Используйте зажим провести основной владелец сборки и поместите его на сцене вращения внутри микротомографии рентгеновского сканера.
  3. Используйте гибкие шланги PEEK для подключения жидкости от насосов для образца и ограничивая кольце.
  4. Заполнить пробел изолированных кольце деионизированной водой и провентилировать воздух. Примените 1,5 МПа ограничивая давления выжать резиновой трубки для предотвращения потока вдоль стороны ядра.
  5. Подключить баллон CO2 на Базовый клапан трехходовой и промойте CO2 при низкой скорости через образец за 1 ч до удаления воздуха из порового пространства.
  6. Подключения насоса рассола (заполнены с 7 процентов веса ки рассола) на базе основного держателя через Базовый клапан трехходовой и очистить воздух из рассола инъекции строки в другую сторону трехходовой клапан перед инъекцией рассол в порового пространства. Придать рассола на 0,3 мл/мин на 1 час (около 200 томов поры) полностью насытить образца рассола. Затем закройте Клапаны трехходовые верхняя и Нижняя.
  7. Масляный насос против приема насоса для определения эквивалентной давление в обоих насосов до проведения любой дренаж (впрыск масла) испытание под давлением. Во-первых Подключите оба насосы через двусторонний клапан и держите клапан закрыт. Увеличить давление 10 МПа в обоих насосов и остановить масляный насос и открыть двусторонний клапан во время приема насоса до сих пор. Запись чтение давление масляного насоса (т.е., 10,01 МПа), что эквивалентно 10 МПа в принимающем насоса.
  8. Создание подземных условий путем повышения поровое давление 10 МПа и температуру до 60 или 80 ° C. Подключите к контроллеру PID пиджак тепло и термопара и применять целевое значение (60 или 80 ° C). Подключите приема насоса (заполнены с Ки рассола) к базовым трехходовой клапан и увеличения порового давления в 1 МПа шаги вместе с ограничивая давления до достижения поровое давление 10 МПа и ограничивая давления 11,5 МПа. На данном этапе условия реплицировать резервуар углеводородов до миграции нефти из исходного рок.
  9. Подключите масляный насос в верхней части держателя основной через верхний клапан трехходовой и очистки нефти через другой стороне клапана, чтобы удалить воздух в строке. Увеличьте давление испытания эквивалентные давления (т.е., 10,01 МПа) при сохранении клапан закрыт. Затем остановите масляный насос и открыть Топ трехходовой клапан и начать дренажа путем инъекций 20 поровых объемов нефти, с помощью постоянной скорости потока 0,015 мл/мин (этот показатель находится в режим течения доминировали капилляров) в подземных условиях 10 МПа и 60 или 80 ° C.
  10. Оставьте систему для достижения равновесия для по крайней мере 2 ч после впрыска масла, а затем приобрести разрешением сканирования (например, 2 мкм/вокселей) с помощью рентгеновского сканера микротомографии. Пожалуйста, обратитесь к шагу 4 для получения более подробной информации о том, как это делается.
  11. Затем, переместить сборку держателя основной из рентгеновского сканера микротомографии очень тщательно с все меры безопасности в месте, поместите держатель основной сборки внутри печи, и подключите линии потоков для выполнения старения за 3 недели изменить рок смачиваемости.
    1. Расследовать добыча нефти как функция смачиваемость, используйте различные старения протоколы для создания различных смачиваемости условий. Контролировать степень смачиваемости изменения (вода мокрая нефти мокрым) с использованием различных температур и нефти композиции30,,3144.
    2. Например, для создания смешанных мокрой рок с больше нефти мокрой поверхности, применяются сравнительно высокой температуры (80 ° C) и придать сырой нефти (с плотностью 830 ± 5 кг/м3 при температуре 21 ° C), постоянно или часто (динамический старения) для обеспечения непрерывной поставки Полярный сырой нефти компоненты, которые могут ускорить смачиваемости изменения45. Для создания слабо воды влажный рок, используйте более низкую температуру (60 ° C) и не сырой нефти инъекции во время старения (статический старения). Для создания смешанных мокрой водохранилище рок с средним углом контакта близок к 90 °, выполните динамические старения с сравнительно тяжелее сырой нефти (с плотностью 870 ± 5 кг/м3 при 21 ° C, смешанного с Гептан побудить асфальто осадков46, 47,48) но при 60 ° C31.
  12. После завершения процесса старения, переместите держатель основной сборки обратно в микротомографии рентгеновского сканера.
  13. Проведение заводнения в подземных условиях. Перед проведением заводнения, следуя той же процедуре, как указано в шаге 3.7 против приема насоса рассола насоса испытание под давлением.
    1. Во-первых Подключите линии рассола на Базовый клапан трехходовой, а приема насоса в верхней части держателя основной через топ трехходовой клапан.
    2. Выполняют заводнения 20 томов поры в подземных условиях с помощью постоянной низкой скорости потока (т.е., 0,015 мл/мин), обеспечивая низкий капиллярного количество приблизительно 10-7.
    3. Наконец оставьте систему достичь равновесия для по крайней мере 2 ч после заводнения и приобрести разрешением сканирования снова в том же месте.
      Примечание: Проведение такого высокого давления и - температуры эксперименты требует детальной оценки и тщательного тестирования всего потока аппарата за пределами микротомографии рентгеновского сканера перед проведением любого в situ экспериментов со всеми меры предосторожности безопасности в месте.

4. изображений протокол

  1. Использование рентгеновского сканера микротомографии приобрести трехмерные рентгеновские сканирует в масштабе микрон породой насыщенных с маслом и рассола в подземных условиях.
  2. Найти наиболее эффективный Фазовый контраст между нефти, рапы и рок, допинг этапа рассола, используя KI быть на промежуточном этапе, с точки зрения рентгеновских адсорбции. Для достижения хороший контраст между нефти (низкие сорбционной, черный), рассола (промежуточные, темно-серый) и рок (наиболее сорбирующие фаза, светло-серый), как показано на рисунке 4, готовить мини контейнеры с разных весовых процентов ки рассола и выполнить сканирование . Гистограммы значение серого следует показать 3 отдельные фазы (Рисунок 4b).
    1. Подготовить образец контраст, половина заполнить небольшой цилиндрический стеклянный контейнер (1 мл) с маслом и KI рассола фазы. Затем заполните другая половина контейнера с дробленая куски рок и тщательно перемешайте. Используйте чистый цилиндрических металла для Компактный смеси, избегая любого движения зерна во время сканирования. Одежда полный СИЗ и выполнять смешивания нефти и KI рассола в вытяжной шкаф.
  3. Чтобы разрешить источник рентгеновского излучения предстать как можно ближе к образцу используйте относительно длинные волокна углерода основной держатель малого диаметра. Не используйте очень долго основного владельца, который может увеличить образец движения за счет вращения во время приобретения сканирования.
  4. Используйте цель 4 X для получения рентгеновского изображения с высоким разрешением (т.е., 2 мкм/вокселей) достаточно, чтобы измерить угол контакта эффективным в situ . Используйте гибкие шланги ЗАГЛЯНУТЬ как топливопроводы, чтобы гладкая 360° вращение основной держатель Ассамблеи во время приобретения сканирования.
  5. Для тонких или низкой плотности образцов, используйте рентгеновского источника напряжения и мощности 80 кв и 7 Вт, соответственно. Для толстых или высокой плотности образцов, используйте рентгеновского источника напряжения и мощности 140 кв и 10 Вт, соответственно.
    Примечание: В этом случае, Рентгеновский источник напряжения 80 кв и мощностью 7 W были использованы.
  6. Приобрести 2 мкм/voxel сканов, используйте 4 X цель с временем экспозиции (т.е., 1,5 s или более) достаточно для получения рентгеновского излучения интенсивности более чем 5000 пунктов/s.
  7. Используйте большое количество прогнозов (по крайней мере 3200 прогнозы) в зависимости от временных ограничений.
    Примечание: Рентген микротомографии включает в себя опасности ионизирующего излучения. Следовательно оценку соответствующих рисков требуется для обеспечения безопасных условий труда.

5. обработка изображений и сегментации

  1. Во-первых реконструировать рентгеновская томография dataset с помощью программного обеспечения (Таблица материалов) для создания трехмерных рентгеновского изображения (.txm). Нажмите кнопку Обзор для импорта входной файл (.txrm). Затем выберите Руководство центра Shift и поиск наиболее подходящего значения коррекции сдвиг центра для учета любого образца движения во время приобретения сканирования.
    1. Поиск для значения сдвига соответствующий центр. Начните с большой диапазон (от -10 до 10) и размер большого шага (1.0). Затем, сузить диапазон поиска и размер шага (0.1), до тех пор, пока получено оптимальное значение.
    2. Реконструировать сканирования, используя оптимальный центр значение сдвига. Счет для любого луча, упрочнения эффектов до реконструкции изображения.
  2. Использование сегментации соответствующий метод, который подходит для конкретного приложения. Точно охарактеризовать в situ смачиваемость, используйте метод сегментации изображений на основе обучения машины такие TWS32 превратить серого изображения для трехфазных сегментирована изображений (нефть, рапы и рок). Откройте изображение в TWS - который представляет собой плагин, Фиджи (ImageJ)32 - для сегментации изображений без применения каких-либо шума, фильтрацию, чтобы избежать voxel усреднения особенно близко к линии соприкосновения три этапа, на котором измеряется угол контакта.
  3. Выберите алгоритм случайных лесных и учебные функции, такие как среднее, дисперсия и края, чтобы применить Рекомендуемые-на основе сегментации.
    1. Нажмите кнопку Параметры , чтобы найти 12 Учебных функций в параметры сегментации (Гауссово размывание, производные, структура, разница Гаусса, максимум, медиана, дисперсия, среднее, минимум, края, Лапласа и гессиан) для выбора лучшие учебные возможности. Отбор на основе сегментации испытания с использованием различных учебных функций или их сочетание. Например сочетание края, среднее и дисперсия, обучение функции было обнаружено дать лучшие результаты сегментации для этой системы рок карбонат водохранилище.
    2. Классификатор параметроввыберите FastRandomForest.
    3. Чтобы добавить новый этап (например, нефть), нажмите кнопку создать новый класс.
  4. Метки точек от всех 3 фазы (нефть, рапы и рок) вручную в качестве входных данных для обучения модели классификатора. Используя средство рисования от руки в ImageJ программного обеспечения (Фиджи), выделить 3 этапа. Попробуйте следовать форме этапа при пикселей маркировке. После завершения, нажмите кнопку Добавить в класс. Затем выполните то же самое для других 2 фазы.
  5. Применение подготовленных классификатор для сегментирования все изображение на 3 фазы, нажав кнопку поезд классификатора .
  6. Повторите шаги 5.4 и 5.5, пока не будут достигнуты результаты хорошей сегментации. Нажмите кнопку создать результат для визуализации изображений сегментированной. Наконец нажмите Сохранить как TIFF для сохранения изображения. Посмотрите на Рисунок 5 , чтобы увидеть пример хорошей сегментации.
  7. Убедитесь, что сегментирована изображения находятся в 8-битном формате без знака и 3 фазы назначаются как 0, 1 и 2 для рассола, рок и масло, соответственно, перед началом измерения в situ угол контакта с помощью автоматического метода.
    1. Визуализация данных и программное обеспечение для анализа данных (Таблица материалов) используйте модуль Преобразовать тип изображения для преобразования изображения в 16-битный тип. Используйте модуль арифметики для выполнения вычисления на сегментированных изображение. В выражениеукажите математическое выражение, чтобы изменить количество назначенных фазы [т.е., если рок это фаза 2, то математическое выражение 1*(a==2) означает назначить рок как фаза 1 вместо Фаза 2].
    2. Преобразование трехмерных сегментированные рентгеновских изображений от (.am) для двоичных необработанных неподписанных данных 8-битный формат (* .raw). Используйте модуль Преобразовать тип изображения , в списке Тип выходных данныхвыберите вариант 8-разрядных неподписанных и нажмите кнопку Применить. Экспорт данных в виде необработанных данных 3D (* .raw).

6. Измерение распределения угол контакта

  1. Измерить распределение в situ угол контакта с сегментированным изображения с помощью метода автоматизированного угол контакта AlRatrout et al. 27 (например, результаты показаны на рис. 6). Для выполнения этих измерений, выполните указанные ниже действия, как показано на рисунке 7.
  2. Установите библиотеку OpenFOAM для выполнения автоматической угол контакта и жидкость жидкость интерфейс кривизны измерения.
  3. Сохраните файл изображения (* .raw) в папке (случай), которая содержит заголовочный файл и папку под названием системы.
    1. Откройте файл заголовка и объявить количество вокселей в трех измерениях (x, yи z) и размеры voxel (x, yи z) в мкм, расстояние смещения (0 0 0 нет ветра). Переименуйте файл заголовка в файл изображения.
    2. Используйте папку под названием системы в соответствии со структурой базовых каталогов для случая OpenFOAM.
  4. Убедитесь, что есть 2 файла (файл controlDict и meshingDict -файл) в папке системы, содержащие параметры настройки. Файл controlDict является, где задаются параметры выполнения элемента управления, включая время начала и окончания. Файл meshingDict является, где указаны входные и выходные файлы в каждом шаге алгоритма. Замените имя файла с новым именем сегментирована изображения в файле meshingDict для шагов, разъясняется ниже (Рисунок 7).
    1. Экстракт поверхности (Многозонная сетка М) (посмотрите на рис. 7б).
    2. Добавьте слой вблизи линии 3 фазн.
    3. Гладкая поверхность (смотрите на рисунке 7c).
    4. Задайте необходимые параметры сглаживания, которые включают ядро Gaussian радиус (RГаусса), Гаусса итераций, Гаусса релаксации фактором (β), ядро радиусом кривизны (RK), кривизны релаксации фактором (γ) и кривизны итераций. Для более подробной информации см. AlRatrout и др. 27.
  5. Откройте терминал из того же каталога папки и введите следующую команду, voxelToSurfaceML & & surfaceAddLayerToCL & & surfaceSmoothVP, чтобы запустить код и выполнять контактный угол и нефти/рассол кривизны измерений.
    1. Посмотрите на Рисунок 7 следовать шаги вычисления угла контакта на каждом вершин, принадлежащих к линии соприкосновения (figure-protocol-22172) через фазу рассола путем:
      figure-protocol-22268
      Примечание: Векторы нормали рассчитаны на вершинах, состоящий из линии figure-protocol-22418 . Каждая вершина представлена с 2 векторов нормали к нефти/рассол (2z) и интерфейса с рассола рок (z3), как показано на рисунке 7.
  6. Убедитесь, что *_Layered_Smooth.vtk гладкой поверхности файл генерируется. Этот файл содержит измерения угла контакта и нефти/рассол кривизны интерфейс, который могут быть визуализированы с помощью программного обеспечения визуализации данных (Таблица материалов), как показано на рисунке 7.

7. контроль качества

  1. Чтобы быть уверенным с полученных автоматизированных угол контакта, проводить проверку качества путем сравнения значений автоматизированных контактный угол измеряется от сегментирована изображения с помощью AlRatrout et al. 27 метод измеренные вручную из сырой рентгеновских снимков, используя подход Эндрю et al. 24.
  2. Для проведения проверки качества, обрезать и сегмент тома югу от каждого мини-образца (рис. 8). Использование визуализации данных и программное обеспечение для анализа данных для обрезки малого вложенные тома, содержащего 1 или более ганглиев нефти, которые могут быть использованы для выполнения ручной контактный угол измерения.
  3. Запуск автоматизированных код для измерения распределения угол контакта на месте , эти вложенные томов. Пожалуйста, обратитесь к шагу 6 для как это делается.
  4. Загрузите файл *_Layered_Smooth.vtk в программное обеспечение визуализации данных для визуализации поверхностей и выберите параметр региона для просмотра этапов нефти и рассола, смотри Рисунок 9.
    1. Нажмите на Датчик местоположения и добавьте пространственных координат (x, yи z) точки случайно выбранный угол контакта, измеряется с помощью метода автоматизированного угол контакта (например, 60 °). Найдите его пространственное расположение на линии соприкосновения-трехфазная, например, на рисунке 9 показаны местоположение выбранной точки (60 °) как желтая точка.
  5. Затем перейдите к визуализации данных и программное обеспечение для анализа данных для проведения ручного контактный угол измерения. Загрузите образ сегментирована суб тома.
  6. Отфильтруйте шум от сырой рентгеновского изображения, используя фильтр уменьшения шума использоваться для ручной контактный угол измерения только.
    Примечание: Не местных означает фильтра49,50 был применен в данном случае.
  7. Используйте сегментирована образ транспарентности рок и только визуализировать нефти и рассол этапов, чтобы помочь в определении местоположения выбранной точки, как показано на рисунке 9b.
    1. Используйте модуль арифметики для выполнения вычисления на сегментированных изображение. В выражение, укажите математическое выражение для изоляции нефти и рассол фазы отдельно [т.е. математическое выражение == 1 означает изолировать фаза 1 (рассол в данном случае)].
    2. Затем используйте модуль Создания поверхности для создания поверхности нефти и рассола и использовать модуль Представление поверхности для визуализации поверхности нефти и рассола в желаемого цвета.
  8. После определения местоположения точки, принести фильтруют сырца рентгеновского изображения фрагмента в то же расположение, как показано на рисунке 9c.
    1. Откройте модуль фрагментов и изменить значение перевести .
  9. Экстракт трехфазные линии с помощью Метки интерфейсов модуля на сегментированных изображение.
    1. Тип 3 в поле Число фаз . Выберите нет в Только черный вокселей, применять и откройте модуль изоповерхности помечены интерфейсов и изменить цветовой карты и пороговые значения нужным для эффективной визуализации.
  10. В модуле срез включите в Определение плоскостии в параметрах, выберите Показать драже. Держите драже и переместите его в нужное место, в котором будет оцениваться что вручную угол контакта.
    1. В области Параметры отображениявыберите параметр поворота. Держите ручку повернуть повернуть фрагмент. Вращайте кусочек перпендикулярно линии соприкосновения трехфазные и измерить угол контакта, вручную, используя инструмент измерения угла, как показано на рисунке 9d.
      Примечание: Здесь, угол контакта оказалась 61°.
  11. Участок вручную измеренных угол контакта против автоматических угол контакта значение измеряется в том же месте для подтверждения точности измерений автоматизированных угол контакта. Посмотрите на Рисунок 10 соблюдать сравнения измерения угла контакта между методом автоматической и ручной метод суб тома от мини-пример 1.

Результаты

Для 3 образцов, учился измеренные в situ распределение угол контакта показано на рисунке 6, с добычи нефти, показан на рисунке 11. На рисунке 12 показаны изображения остальных дистрибутивов нефти для смачивания различных условий в конце заводнения. Смешанные смачиваемости (или диапазон угла контакта) была измерена с помощью метода автоматизированного контактный угол27. Контактный угол измерения распределения считаются представитель результаты если есть хороший матч между точками угол контакта, измеряется с помощью метода автоматизированного из сегментированной изображения по сравнению с вручную измеренных углов контакта от сырой рентгеновского изображения. На рисунке 10 показан пример хороший матч измерения сравнения между автоматизированных контактных углов и ручной контактные углы в тех же местах для тома суб от мини-пример 1 (слабо вод мокрая).

Три старения протоколы были выполнены для лечения 3 образцов и генерировать 3 условия смачивания (рис. 6). Старение образца при более низкой температуре (60 ° C) и статически (нет впрыска масла в период старения) может привести к слабо воды мокрым состоянии, например распределение показано для образца 1 синим цветом (рис. 6). С другой стороны старение образца при более высокой температуре (80 ° C) и с частично динамических старения (впрыск масла в период старения) может привести к смешанных влажных условиях с более нефти мокрой поверхности, как в примере 2 показано серым цветом (рис. 6).

Добыча нефти было установлено быть функцией смачиваемость, похож на ранее ядро масштаб исследования51. Однако в то время, добыча нефти был показан как функция ядра шкала смачиваемости индекса. Подобное поведение восстановления нефти наблюдается в масштабе поры и создавалась как функция среднее значение распределения в situ угол контакта (Рисунок 11). Низкой нефтеотдачи образца 1 (слабо вод мокрая) было обусловлено треппинга нефти в более крупные поры. Рассол, дошли через малые поры углы, оставляя ловушке как отключенный ганглиев в центре поры с квази сферической формы (рис. 12), похож на то, что было отмечено в предыдущих расследований в нефти вода Влажные СМИ52,53,54,55. В отличие от этого пример 2 (смешанная мокрой случай с больше нефти влажных поверхностей) имел нефти слои, которые были во многом подключенных (Рисунок 12b). Эти тонкие слои только медленно нефтедобычи, оставив высокий оставшихся насыщения нефти в конце заводнения. В образец 3 (смешанная влажный с средним углом контакта близок к 90 °), который был сильно нефти влажный ни воды влажный (так что меньше треппинга в большие поры) был достигнут наивысший добыча нефти (меньше нефти сохраняется в малые поры)1. В случаях смешанных мокрой образца 2 и 3, масло было оставлено в подключенной, тонкий лист как структуры (Рисунок 12В и 12 c) похож на другие исследования в нефти мокрой пористой СМИ52,53,56.

figure-results-3771
Рисунок 1 : Схематическая иллюстрация диаграмма основной держатель Ассамблеи. Компоненты ядра держателя помечены, и показан вид внутреннего сечения основного держателя. Пожалуйста, нажмите здесь, чтобы посмотреть большую версию этой фигуры.

figure-results-4297
Рисунок 2 : Аппарат высокого давления, высокой температуры потока. Аппарат поток состоит из четырех насосов высокого давления шприц: насоса (A) масла, (B) получение насос, насос (C) рассола и (D) удерживающего насоса. Группа (E) показывает основной сборки держатель, (F) показывает PID-контроллер, и (G) показывает баллон CO2 . Пожалуйста, нажмите здесь, чтобы посмотреть большую версию этой фигуры.

figure-results-5112
Рисунок 3 : Изображения, демонстрируя бурение мини репрезентативных. () Этот мультфильм показывает ортогональных знаки с хорошим места бурения. x и y являются расстояния от центра основной разъем используется для поиска где сверлить. (b) Эта группа показывает сухой рентгеновского трехмерное изображение основных вилки (оказанные полупрозрачных) с мини-образец (в темно-серый). (c) это горизонтальный вид поперечного сечения основной вилки (в отсканированном виде на 40 мкм/вокселей). Рок зерна и поры показаны в серый и черный, соответственно. (d) на этой панели отображается горизонтальный вид поперечного сечения мини-образца (в отсканированном виде на 5,5 мкм/вокселей). (e) это вертикальный вид поперечного сечения основной вилки показывающ сложной и разнородной поры размеров и геометрии, а также расположение мини-образца, обозначается черный ящик. (f) это представление увеличенное вертикальных поперечных выделенные мини-пример, показанный в группы e , который был проверен на 5,5 мкм/voxel. Пожалуйста, нажмите здесь, чтобы посмотреть большую версию этой фигуры.

figure-results-6607
Рисунок 4 : Этап контраст сканирования. () Эта группа показывает контраст сканирования щебня (светло-серый) смешивают с рассол (темно-серый) и фаз нефть (черный). Это было использовано для определения соответствующих допинг Рассол для обеспечения хорошей фазового контраста. (b) это гистограмма серого значения трех этапов. Пожалуйста, нажмите здесь, чтобы посмотреть большую версию этой фигуры.

figure-results-7322
Рисунок 5 : Горизонтальный вид поперечного сечения сырья и сегментированных рентгеновских снимков трех мини-образцов. Панели (), (b) и (c) Показать xy поперечного сечения представления образцов мини-1, 2 и 3, соответственно. Верхней строке показывает рентгеновских изображений raw серого (нефть, рассол, рок, в черный, темно-серый и светло-серый, соответственно). Ниже изображения показывают сегментирована изображения же фрагмента с помощью обучаемого WEKA сегментации (нефть, рапы и рок, находятся в черный, серый и белый, соответственно). Пожалуйста, нажмите здесь, чтобы посмотреть большую версию этой фигуры.

figure-results-8281
Рисунок 6 : Дистрибутивы контакта угол измерения трех мини-образцов. Пример 1 имеет средний угол контакта 77° ± 21° с 462000 значения, отображенные синим цветом. Пример 2 имеет среднее контакт угол 104° ± 26° с 1,41 миллионов значений, показаны серым цветом. Пример 3 имеет средний угол контакта 94° ± 24° с 769,000 значения показаны красным цветом. Пожалуйста, нажмите здесь, чтобы посмотреть большую версию этой фигуры.

figure-results-8988
Рисунок 7 : Рабочий процесс для автоматической контактный угол измерения. () это трехмерное изображение сегментирована показаны рассола в голубой и нефти в красном, в то время как рок отображается прозрачным. (b) этой панели отображается извлеченный поверхности всего изображения. Масло/рассол поверхности указаны в зеленый, а масло/рок поверхностей показаны красным цветом. (c) Эта группа показывает сглаженные поверхности всего изображения. (d) группа показывает линии-трехфазная всего изображения. (e) это пример сглаженных поверхностей нефти ганглия, подчеркнут черный квадрат. (f) Эта группа показывает линии-трехфазная выделенного масла ганглия. (g) это пример один контактный угол измерения в точке i (выделена группа f). Масло/рассола, масло/рок и рассол/рок поверхности показаны в зеленый, красный и синий, соответственно. Пожалуйста, нажмите здесь, чтобы посмотреть большую версию этой фигуры.

figure-results-10339
Рисунок 8 : Три подпункта тома, извлеченные из трех мини образцах. () Эта группа показывает суб объём извлеченные из мини-образец 1 (слабо вод мокрая). (b) Эта группа показывает суб тома, извлеченные из мини-пример 2 (смешанная мокрая). (c) Эта группа показывает суб тома, извлеченные из мини-пример 3. (смешанная мокрая) Пожалуйста, нажмите здесь, чтобы посмотреть большую версию этой фигуры.

figure-results-11078
Рисунок 9 : Рабочий процесс одному контактный угол измерения. () это визуализация точки случайно выбранный угол контакта (60 °), измеренные с помощью автоматизированных кода (изображение получается из используемого программного обеспечения визуализации данных). (b) этой панели показано, как определить местоположение той же точки, с помощью программного обеспечения визуализации и анализа данных. (c) Эта группа показывает как проводить вручную контактный угол измерения в том же месте. (d) это пример точки вручную измеренных угол контакта в том же месте (61 °). Пожалуйста, нажмите здесь, чтобы посмотреть большую версию этой фигуры.

figure-results-12068
Рисунок 10 : Автоматизированная контактный угол измерения по сравнению с ручной контактный угол измерения на тех же местах суб тома из мини-образца 1. Значения были измерены в соответствии с процедурой, описанной в рисунке 9. Пожалуйста, нажмите здесь, чтобы посмотреть большую версию этой фигуры.

figure-results-12684
Рисунок 11 : Масло восстановления как функция смачиваемости. Восстановление нефти образца 1, 2 и 3 являются 67,1%, 58,6% и 84,0%, соответственно. Пожалуйста, нажмите здесь, чтобы посмотреть большую версию этой фигуры.

figure-results-13190
Рисунок 12 : Оставшиеся морфология нефти для условий различных смачивания. () в образце 1 (слабо вод wet), оставшееся масло был пойман в ловушку в центре поры как отключенный ганглиев квази сферической формы. Панели (b) и (c) показывают, как в примерах 2 и 3 (смешанная wet), оставшееся масло было оставлено в подключенной, тонкий лист как структуры в мелкие поры и трещины. Различные цвета представляют отключенных нефти ганглиев. Пожалуйста, нажмите здесь, чтобы посмотреть большую версию этой фигуры.

Обсуждение

Ниже приводятся наиболее важные шаги в situ смачиваемости характеристика при высоком давлении и температуре, чтобы быть успешным. 1) генерировать хороший имидж сегментации, которая необходима для получения точных контактный угол измерения. 2) Избегайте включения больших непроницаемой зерна в мини образцы, которые могут перекрыть поток и большие пустоты, что приводит к очень хрупкие образца с не представитель пористость. 3) хорошо контролируемых потока эксперимент с утечки важно, потому что мини образцы очень чувствительны к количества закачиваемой жидкости (то есть, один объем пор составляет около 0,1 мл). 4) Избегайте наличие воздуха (как четвертый этап) в порового пространства. 5) поддерживать контроль температуры образца в ходе эксперимента всего потока. 6) Избегайте любого интерфейса релаксации во время сканирования приобретения, ожидания для системы, чтобы достичь равновесия. 7) используйте соответствующий центр коррекции сдвиг, который необходим для эффективного восстановления рентгеновского изображения.

Метод автоматической угол контакта ограничен точности сегментации изображений потому, что он применяется только сегментирована изображения. Сегментации изображений во многом зависит от изображения качества, что зависит от протокола изображений и производительность сканера микротомографии. Кроме того он чувствителен к реконструкции изображения и фильтры снижения шума, а также метод сегментации например TWS32 или водоразделом в сеяный метод57. В этой работе метод TWS предусмотрено более точные измерения угла контакта на сырье рентгеновских снимков, по сравнению с методом водоразделом, применяется для отфильтрованных рентгеновских изображений (с использованием фильтров снижения шума). Использование фильтров снижения шума делает интерфейс представляется менее нефти мокрый в некоторых частях рок, благодаря усреднения voxel особенно близко к линии соприкосновения трехфазные31. TWS может захватить не только количество оставшихся насыщения нефти, но и форма оставшиеся ганглиев нефти. Это особенно характерно для оставшееся масло в случаях смешанных влажный, в которой масло сохраняется в порового пространства как тонкий лист как структуры, что делает его вызов сегментировать основаны на серого пороговые значения только.

Это определение в situ смачиваемости обеспечивает тщательное описание смачивания условий по сравнению с другими методами измерения обычных смачиваемости пород-коллекторов. Он принимает во внимание все важные поры масштаба рок параметры, такие как шероховатость поверхности рок, рок химических составов и размер пор и геометрии, которые не возможны смачиваемости индексы7,8 и ex situ контакт угла методы4,9,10,11. Использование автоматизированных в situ контактный угол измерения в масштабе микрон является надежной и удаляет любые субъективности, связанные с ручной метод24. Кроме того он является более эффективным в устранении voxelization артефакты, по сравнению с другими автоматизированных методов25,26. В situ распределение контактный угол измеряется с помощью автоматического метода был относительно быстро. Например среда выполнения для измерения угла контакта на любом из трех образцов изображений, которые содержат 595 млн вокселей является примерно 2 h, с помощью одного процессора 2,2 ГГц процессор.

В будущем этот протокол может использоваться для характеристики других систем рок водохранилище, насыщенный рассол формирования и сырой нефти. Тот же метод не ограничивается только нефтяной промышленности может быть модифицированны и адаптированы к характеризуют смачиваемости от любого сегментирована трехмерных изображений с двух несмешивающихся жидкостей в пористых средах с различными смачиваемости условий.

Раскрытие информации

Высоким разрешением наборов данных микро томография рентген, сообщается в настоящем документе доступны на портале цифровой пород:
www.digitalrocksportal.org/projects/151
Коды, используемые для запуска автоматического измерения угла контакта и жидкость/жидкость интерфейс кривизны доступны на GitHub:
HTTPS://GitHub.com/AhmedAlratrout/ContactAngle-curvature-Roughness

Благодарности

Мы с благодарностью поблагодарить ADNOC береговых (ранее известный как Абу-Даби компания для береговых нефтяных операций Ltd) и Абу-Даби национальной нефтяной компании (ADNOC) за финансирование этой работы.

Материалы

NameCompanyCatalog NumberComments
Xradia VersaXRM-500 X-ray micro-CTZEISSQuoteX-ray microtomography scanner, https://www.zeiss.com/microscopy/int/products/x-ray-microscopy.html
Teledyne Isco syringe pumpsTeledyne IscoQuoteModel 100DM, Model 260D and Model 1000D, http://www.teledyneisco.com/en-uk
Core holderAirborneQuote9.5 ID Coreholder, www.airborne-international.com
Gas pycnometerMicromeriticsQuoteAccuPyc II 1340 Pycnometer, http://www.micromeritics.com/Product-Showcase/AccuPyc-II-1340.aspx
ThermocoupleOmegaKMTSS-IM025U-1500.25 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 jacketOmegaKH-112/5-PKapton Insulated Flexible Heaters, https://www.omega.co.uk/pptst/KHR_KHLV_KH.html
PEEK tubingKinesis1533XLPEEK 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 cutterKinesis003062Tube cutter, http://kinesis.co.uk/tubing-tube-cutter-003062.html
PEEK fingertight fittingKinesisF-120XFingertight 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 connectorsKinesisP-760Adapters & Connectors: PEEK™ ZDV Union, for 1/16" OD Tubing, 10-32 Coned, http://kinesis.co.uk/catalogsearch/result/?q=P-760
PEEK plugKinesisP-551Plug, 10-32 Coned, PEEK, Natural, http://kinesis.co.uk/plug-10-32-coned-peek-natural-p-551.html
Digital CaliperRS50019630Digital caliper, http://uk.rs-online.com/web/
Three-way valveSwagelokSS-41GXS1Stainless 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 sleeveCole-ParmerWZ-06435-03Viton FDA Compliant Tubing, 3/16" (4.8 mm) ID, https://www.coleparmer.com/i/mn/0643503
Drilling bitdk-holdingsquoteStandard 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
HeptaneSigma-Aldarich246654-1LHeptane, anhydrous, 99%, http://www.sigmaaldrich.com/catalog/product/sial/246654?lang=en&region=GB
Potassium iodideSigma-Aldarich231-659-4 purity ≥ 99.0%, https://www.sigmaaldrich.com/catalog/product/sigma/60399?lang=en&region=GB
ParaViewOpen sourceFreeData visiualization software (Protocol step 6.6), https://www.paraview.org/
Avizo SoftwareFEILicenseData visiualization and analysis software (Protocol step 1.2, 5.7.1), https://www.fei.com/software/amira-avizo/
Recontructor SoftwareZEISSLicensehttps://www.zeiss.com/

Ссылки

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

Перепечатки и разрешения

Запросить разрешение на использование текста или рисунков этого JoVE статьи

Запросить разрешение

Смотреть дополнительные статьи

140

This article has been published

Video Coming Soon

JoVE Logo

Конфиденциальность

Условия эксплуатации

Политика

СВЯЖИТЕСЬ С НАМИ

РЕКОМЕНДОВАТЬ БИБЛИОТЕКЕ

НОВОСТИ JoVE

Исследования

Образование

АВТОРЫ

Библиотекарь

О JoVE

Авторские права © 2025 MyJoVE Corporation. Все права защищены