Les géoscientifiques de l'Université de Calgary ont mis au point une nouvelle technologie qui mesure, à une échelle extrêmement fine, l'interaction entre l'eau et d'autres fluides et roches provenant d'un réservoir de pétrole non conventionnel.

Les chercheurs de la Faculté des sciences ont utilisé leur système de micro-injection couplé à une imagerie en direct pour mesurer avec précision l'interaction fluide-roche, appelé "mouillabilité, " au microscopique, ou micro-échelle, pour la première fois.

"Nous avons également montré qu'une variabilité significative à micro-échelle de la mouillabilité se produit, tel que mesuré par les angles de contact des micro-gouttelettes d'huile et d'eau avec la surface de la roche. Cette variabilité dépend de la composition du substrat (roche), " dit Chris Clarkson, professeur au Département de géosciences, et la chaire Alberta Innovates Technology Futures/Shell/Encana en recherche sur le gaz non conventionnel et le pétrole léger.

La recherche permet de mieux comprendre comment la mouillabilité varie dans les réservoirs de pétrole, ce qui contribuera à optimiser les procédés de récupération des hydrocarbures et pourrait conduire à de nouvelles méthodes d'extraction de pétrole et de gaz non conventionnels. L'étude de l'équipe, "Imagerie en direct d'expériences de micro-mouillabilité réalisées pour des réservoirs d'huile à faible perméabilité, " est publié dans Rapports scientifiques , un journal parmi les mieux classés La nature séries.

La méthode conventionnelle est imprécise

Comprendre la mouillabilité est crucial pour optimiser la récupération du pétrole et du gaz naturel, y compris en non conventionnel, ou "serré, " des réservoirs où la faible perméabilité de la roche réduit le chemin où le pétrole et le gaz peuvent s'écouler.

Les progrès récents de l'imagerie permettent de caractériser à l'échelle submicronique les structures poreuses et les compositions des réservoirs étanches. Ces informations sont utilisées dans les modèles à l'échelle des pores, pour prédire les propriétés importantes du réservoir telles que la perméabilité (la capacité de la roche à transmettre le fluide à travers les pores et les fissures).

Cependant, les entreprises mesurent encore généralement la mouillabilité à une macro-échelle beaucoup plus grande (de l'ordre du millimètre), à l'aide de gouttelettes d'eau, du pétrole et d'autres fluides déposés à la surface d'une carotte de roche.

Le problème est que les contrôles de la mouillabilité et de sa variation se produisent avec des changements dans la composition de la roche à l'échelle microscopique, jusqu'aux grains minéraux individuels dans la roche, note Clarkson. Ainsi, les mesures de mouillabilité à l'échelle macro ne reflètent pas correctement ces changements, "et peut fournir des résultats trompeurs lorsqu'il est combiné avec une modélisation à l'échelle des pores utilisée pour prédire l'écoulement de fluide multiphasique dans ces roches, " il dit.

« Notre objectif est de créer des « cartes de mouillabilité » pour quantifier le changement de mouillabilité à travers la surface à l'échelle du micron, puis remplissez les modèles à l'échelle des pores avec ces informations. »

L'équipe a étudié différentes méthodes de micro-mouillabilité

L'équipe a étudié trois méthodes différentes pour mesurer la mouillabilité à l'échelle microscopique, dans des carottes de roche provenant d'une formation pétrolifère de réservoir étanche en Saskatchewan. La première méthode impliquait l'imagerie de micro-gouttelettes d'eau distillée condensée sur et évaporée d'échantillons de roche par un processus de refroidissement et de chauffage. La deuxième méthode a imbibé d'eau ou d'huile des échantillons, en laissant la roche absorber les fluides, puis en congelant les échantillons de manière cryogénique et en réalisant des images radiographiques de petits morceaux de roche.

Dans la troisième et la plus innovante approche, l'équipe a micro-injecté des nano-litres d'eau à des endroits précis sur les échantillons de roche, contrôler les fluides à travers un micro-capillaire, un « tube » plus petit qu'une tête d'épingle.

Ils ont capturé des images vidéo en direct des trois méthodes à l'aide d'un microscope électronique à balayage à émission de champ environnemental (E-FESEM), situé dans l'installation d'instrumentation de UCalgary pour la microscopie électronique analytique. Clarkson dit que l'imagerie en accéléré "nous a permis d'identifier le point exact pour mesurer les angles de contact appropriés entre les fluides et la surface de la roche".

L'imagerie a également permis à l'équipe de mesurer le taux d'imbibition de fluide dans la roche. Ceci est important dans la fracturation hydraulique des réservoirs non conventionnels pour augmenter la récupération de pétrole et de gaz, pour évaluer l'impact des fluides injectés sur l'altération des propriétés du réservoir.

Prochaine étape :concevoir des fluides pour améliorer la récupération

Les quatre membres de l'équipe sont co-auteurs de l'étude. Clarkson a eu l'idée d'utiliser l'E-FESEM pour effectuer des études systématiques de la micro-mouillabilité. Hanford Deglint, un doctorant de Clarkson, a développé une méthode innovante pour extraire et calculer les angles de contact dans les expériences de micro-mouillabilité et a aidé à la conception expérimentale. Lui et le technologue en géosciences Chris DeBuhr ont mis en place et dirigé les expériences. Amin Ghanizadeh, un associé de recherche en géosciences, ont effectué des mesures de macro-mouillabilité sur des échantillons pour les comparer avec les résultats de micro-mouillabilité.

La prochaine étape de l'équipe, dans un projet distinct financé par le Fonds d'excellence Canada First, est de collaborer avec des collègues de l'UCalgary sur la conception de fluides contenant, par exemple, nanoparticules ou polymères qui pourraient modifier la micro-mouillabilité des roches réservoirs.

"Cela nous permettra d'adapter les fluides au type de roche que nous avons, pour manipuler la mouillabilité et améliorer la récupération du pétrole et du gaz de réservoirs étanches, " dit Clarkson.