Geoforskare vid University of Calgary har utvecklat ny teknik som mäter, i mycket fin skala, interaktionen mellan vatten och andra vätskor och sten från en okonventionell oljereservoar.

Forskare från Naturvetenskapliga fakulteten använde sitt mikroinjektionssystem tillsammans med live-avbildning för att exakt mäta vätske-berginteraktion, kallas "vätbarhet, "vid mikroskopet, eller mikroskala, för första gången.

"Vi visade också att betydande mikroskalig variation i vätbarhet förekommer, mätt med kontaktvinklarna för olja och vatten mikrodroppar med bergets yta. Denna variation beror på sammansättningen av substratet (bergen), " säger Chris Clarkson, professor vid institutionen för geovetenskap, och Alberta Innovates Technology Futures/Shell/Encana-stolen inom forskning om okonventionell gas och lättolja.

Forskningen ökar förståelsen för hur vätbarheten varierar i oljereservoarer, vilket kommer att bidra till att optimera kolväteutvinningsprocesser och kan leda till nya metoder för att utvinna okonventionell olja och gas. Teamets studie, "Live Imaging av mikrovätbarhetsexperiment utförda för oljereservoarer med låg permeabilitet, " publiceras i Vetenskapliga rapporter , en tidskrift i topprankingen Natur serier.

Konventionell metod är oprecis

Att förstå vätbarheten är avgörande för att optimera utvinningen av olja och naturgas, inklusive i okonventionella, eller "tight, " reservoarer där bergets låga permeabilitet minskar vägen dit olja och gas kan flöda.

Nya framsteg inom avbildning gör att bergporstrukturerna och sammansättningarna av täta reservoarer kan karakteriseras på submikronskalan. Denna information används i porskalamodeller, för att förutsäga viktiga reservoaregenskaper såsom permeabilitet (bergets förmåga att överföra vätska genom porer och sprickor).

Dock, företag mäter fortfarande vanligtvis vätbarhet i mycket större makroskala (i storleksordningen millimeter), med vattendroppar, olja och andra vätskor placerade på en bergkärnas yta.

Problemet är att kontrollerna av vätbarheten och hur den varierar sker med förändringar i bergets sammansättning på mikroskalan – ner till enskilda mineralkorn i berget, Clarkson konstaterar. Så makroskaliga mätningar av vätbarhet återspeglar inte dessa förändringar korrekt, "och kan ge missvisande resultat i kombination med porskalemodellering som används för att förutsäga flerfas vätskeflöde i dessa bergarter, " han säger.

"Vårt mål är att skapa "vätbarhetskartor" för att kvantifiera förändringen i vätbarhet över ytan på mikronskalan, och fyll sedan i modellerna i porskala med denna information."

Teamet studerade olika metoder för mikrovätbarhet

Teamet studerade tre olika metoder för att mäta vätbarhet i mikroskala, i bergkärnprover från en producerande tät oljebildning i Saskatchewan. Den första metoden involverade avbildning av mikrodroppar av destillerat vatten som kondenserats på och avdunstat från stenprover genom en kylnings- och uppvärmningsprocess. Den andra metoden sugade in vatten eller olja på prover-låter berget suga upp vätskorna-och fryser sedan kryogenproverna och gör röntgenbilder av små bitar av berget.

I det tredje och mest innovativa tillvägagångssättet, teamet mikroinjicerade nanoliter vatten på exakta platser på stenproverna, kontrollerar vätskorna genom en mikrokapillär – ett "rör" som är mindre än ett knappnålshuvud.

De tog livevideobilder av alla tre metoderna med hjälp av ett miljöfältemissionskannande elektronmikroskop (E-FESEM), belägen i UCalgarys instrumenteringsanläggning för analytisk elektronmikroskopi. Clarkson säger att time-lapse-avbildningen "tillät oss att identifiera den exakta punkten för att mäta de rätta kontaktvinklarna mellan vätskorna och stenens yta."

Avbildningen gjorde det också möjligt för teamet att mäta graden av vätskeuppsugning i berget. Detta är viktigt vid hydraulisk spräckning av okonventionella reservoarer för att öka olje- och gasutvinningen, för att bedöma vilken inverkan injicerade vätskor har på att ändra reservoaregenskaper.

Nästa steg:designvätskor för att förbättra återhämtningen

Alla fyra gruppmedlemmarna är medförfattare till studien. Clarkson kom på idén att använda E-FESEM för att utföra systematiska studier av mikrovätbarhet. Hanford Deglint, en doktorand vid Clarkson's, utvecklat en innovativ metod för att extrahera och beräkna kontaktvinklarna i mikrovätbarhetsexperimenten och hjälpte till med experimentell design. Han och geovetenskapsteknologen Chris DeBuhr satte upp och körde experimenten. Amin Ghanizadeh, en geovetenskaplig forskarassistent, utförde makrovätbarhetsmätningar på prover för att jämföra dem med mikrovätbarhetsresultaten.

Lagets nästa steg, i ett separat projekt finansierat av Canada First Excellence Fund, är att samarbeta med UCalgary-kollegor om att designa vätskor som innehåller, till exempel, nanopartiklar eller polymerer som kan förändra mikrovätbarheten hos reservoarbergarter.

"Detta kommer att tillåta oss att skräddarsy vätskor till den typ av sten vi har, att manipulera vätbarheten och förbättra återvinningen av tät olja och gas, " säger Clarkson.