I geologi dell'Università di Calgary hanno sviluppato una nuova tecnologia che misura, su una scala estremamente fine, l'interazione tra acqua e altri fluidi e roccia da un giacimento di petrolio non convenzionale.

I ricercatori della Facoltà di Scienze hanno utilizzato il loro sistema di microiniezione insieme a immagini dal vivo per misurare con precisione l'interazione fluido-roccia, chiamato "bagnabilità, " al microscopico, o micro-scala, per la prima volta.

"Abbiamo anche dimostrato che si verifica una significativa variabilità su microscala nella bagnabilità, misurato dagli angoli di contatto delle microgoccioline di olio e acqua con la superficie della roccia. Questa variabilità dipende dalla composizione del substrato (roccia), "dice Chris Clarkson, professore presso il Dipartimento di Geoscienze, e Alberta Innovates Technology Futures/Shell/Encana cattedra nella ricerca non convenzionale di gas e petrolio leggero.

La ricerca aumenta la comprensione di come varia la bagnabilità nei giacimenti petroliferi, che contribuirà a ottimizzare i processi di recupero degli idrocarburi e potrebbe portare a nuovi metodi per l'estrazione di petrolio e gas non convenzionali. Lo studio del team, "Imaging dal vivo di esperimenti di micro-bagnabilità eseguiti per serbatoi di olio a bassa permeabilità, " è pubblicato in Rapporti scientifici , una rivista tra i primi in classifica Natura serie.

Il metodo convenzionale è impreciso

Comprendere la bagnabilità è fondamentale per ottimizzare il recupero di petrolio e gas naturale, anche in non convenzionale, o "stretto, "serbatoi in cui la bassa permeabilità della roccia riduce il percorso in cui possono fluire petrolio e gas.

I recenti progressi nell'imaging consentono di caratterizzare le strutture dei pori della roccia e le composizioni di serbatoi stretti su scala submicronica. Queste informazioni vengono utilizzate nei modelli in scala dei pori, prevedere importanti proprietà del giacimento come la permeabilità (la capacità della roccia di trasmettere fluidi attraverso pori e fessure).

Però, le aziende ancora tipicamente misurano la bagnabilità su una macroscala molto più ampia (dell'ordine dei millimetri), usando gocce d'acqua, olio e altri fluidi posti sulla superficie di un nucleo roccioso.

Il problema è che i controlli sulla bagnabilità e su come varia si verificano con i cambiamenti nella composizione della roccia su microscala, fino ai singoli grani minerali nella roccia, note di Clarkson. Quindi le misurazioni della bagnabilità su macroscala non riflettono adeguatamente questi cambiamenti, "e può fornire risultati fuorvianti se combinato con la modellazione su scala dei pori utilizzata per prevedere il flusso di fluido multifase in queste rocce, " lui dice.

"Il nostro obiettivo è creare 'mappe di bagnabilità' per quantificare il cambiamento di bagnabilità attraverso la superficie su scala micron, e poi popolare i modelli in scala dei pori con queste informazioni".

Il team ha studiato diversi metodi di micro-bagnabilità

Il team ha studiato tre diversi metodi per misurare la bagnabilità su microscala, in campioni di roccia da una formazione di tight oil in Saskatchewan. Il primo metodo prevedeva l'imaging di microgoccioline di acqua distillata condensata ed evaporata da campioni di roccia attraverso un processo di raffreddamento e riscaldamento. Il secondo metodo ha assorbito acqua o olio sui campioni, lasciando che la roccia assorba i fluidi, quindi congelando criogenicamente i campioni e creando immagini a raggi X di piccoli pezzi di roccia.

Nel terzo e più innovativo approccio, il team ha micro-iniettato nanolitri di acqua in punti precisi sui campioni di roccia, controllando i fluidi attraverso un micro-capillare, un "tubo" più piccolo di una capocchia di spillo.

Hanno catturato immagini video dal vivo di tutti e tre i metodi utilizzando un microscopio elettronico a scansione a emissione di campo ambientale (E-FESEM), situato nella struttura di strumentazione di UCalgary per la microscopia elettronica analitica. Clarkson afferma che l'imaging time-lapse "ci ha permesso di identificare il punto esatto per misurare gli angoli di contatto corretti tra i fluidi e la superficie della roccia".

L'imaging ha anche permesso al team di misurare il tasso di imbibizione del fluido nella roccia. Questo è importante nella fratturazione idraulica di giacimenti non convenzionali per aumentare il recupero di petrolio e gas, per valutare l'impatto che i fluidi iniettati hanno sull'alterazione delle proprietà del giacimento.

Prossimo passo:fluidi di design per migliorare il recupero

Tutti e quattro i membri del team sono coautori dello studio. Clarkson ha avuto l'idea di utilizzare l'E-FESEM per eseguire studi sistematici sulla micro-bagnabilità. Hanford Deglint, uno studente di dottorato di Clarkson, ha sviluppato un metodo innovativo per estrarre e calcolare gli angoli di contatto negli esperimenti di micro-bagnabilità e ha aiutato nella progettazione sperimentale. Lui e il tecnologo di geoscienze Chris DeBuhr hanno organizzato e condotto gli esperimenti. Amin Ghanizadeh, un associato di ricerca in geoscienze, ha eseguito misurazioni di macro-bagnabilità sui campioni per confrontarli con i risultati di micro-bagnabilità.

Il prossimo passo della squadra, in un progetto separato finanziato dal Canada First Excellence Fund, è collaborare con i colleghi di UCalgary alla progettazione di fluidi contenenti, Per esempio, nanoparticelle o polimeri che potrebbero modificare la micro-bagnabilità delle rocce serbatoio.

"Questo ci permetterà di adattare i fluidi al tipo di roccia che abbiamo, per manipolare la bagnabilità e migliorare il recupero di tight oil e gas, "dice Clarkson.