JP7360390B2 - 多孔質媒体の流体流特性の特定 - Google Patents

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Description

関連出願の相互参照
本出願は、参照により本明細書に援用される、２０１８年１月１０日に出願された「Digital Rock Procedures for Determining Wettability」と題する米国仮特許出願第６２／６１５，７０１号の利益を主張する。
二相相対浸透率（two-phase relative permeability）は、１つの流体（fluid）が別の流体の存在下で多孔質媒体を通ってどの程度容易に移動することができるかを示す。これは、炭化水素貯留岩の重要な特性であり、油およびガス貯留層モデリングおよびシミュレーション活動に対する重要な入力である。
「濡れ性（wettability）」という用語は、流体が、同じ孔隙（pore space）における第２の流体と比較して、表面に貼り付く（または表面を濡らす）傾向、すなわち、１つの流体が、他の不混和流体の存在下で固体表面上に広がるかまたは付着する傾向の尺度として用いられる。石油の文脈では、濡れ性とは、貯留岩表面が、混合相または二相流体システムにおいて特定の流体に優先的に接触する傾向である。
相対浸透率、および多孔質媒体を通る混相流は、一般的に、岩石表面特性、各流体の物理特性および流動条件を含む、流体－流体－岩石システムの様々な特性に依拠する。１つの流体特性は、毛細管力に対する粘性力の比を表す無次元「キャピラリー数」（Ｃａ）である。「キャピラリー数」（Ｃａ）は通例、空塔速度と基準流体の粘性とを乗算したものを流体間界面張力で除算したものとして定義される。別の特性は「濡れ性」である。濡れ性は、岩石表面の、１つの流体に対する別の流体を上回る優先傾向を表し、接触角として知られる測定可能な特性として表される。濡れ性は多くの場合、親水性（平均接触角０°～９０°）、中間の濡れ性（ｎｅｕｔｒａｌ－ｗｅｔ）（約９０°）、親油性（９０°～１８０°）、または強度に親水性もしくは僅かに親油性等のその何らかの変形に分類される。
濡れ性は、貯留岩を通って流れる油および水、油およびガス、または水およびガス等の、多孔質材料における混相流挙動に対し強い影響を有する。貯留岩は、（人工の材料と異なり）空間的に変動する濡れ性を有する傾向にあり、すなわち、接触角は岩石の孔隙内の表面上の位置によって変動する。接触角分布は、鉱物組成、および炭化水素含有岩石の地史、ならびに表面テクスチャ、岩石と接触する流体（例えば、水、油）の化学組成等の結果である。油と接触する前、岩石はほとんどの場合、元来親水性であり、油が地質時代を経て孔隙に侵入するにつれ、当初の浸水特性が、油相内の物質の付着に起因して特定の位置において変化する場合がある。濡れ性変化のメカニズムは、圧力、温度、鉱物型および流体組成等の様々な局所的システム特性に依拠する。
岩石試料が掘削プロセス中に油／ガス貯留層から抽出されるとき、これらは多くの場合、泥ならびに他の流体および化学物質で汚染されている。これらの岩石試料が、実験室の実験を受けて二相相対浸透率曲線または毛細管圧曲線が得られるとき、一般的な実験室試験手順は、まず岩石を清浄し、次に岩石の元来の（抽出前の）濡れ性を復元するように試みることである。表面下貯留層条件を表す流体相分布および濡れ性分布（例えば、接触角）を再確立しようと試みるこのプロセスは、「エイジング」と呼ばれる。一般的なエイジング手順は、岩石試料から汚染物質を取り除き、岩石試料を、親水性条件を誘発する化学物質で処理することを伴う。試料は次に塩水を浸透され、「排出」と呼ばれる手順において、温度および圧力の推定貯留層条件を用いて油が押し込まれる（このため、塩水が押し出される）。次に、このシステムは、或る期間、例えば４週間にわたって「エイジング」され、現実的な湿潤条件が回復するように、実際の表面下岩石形成において生じたものにおそらく十分類似した方式で濡れ性変化が生じることを可能にする。
１つの態様によれば、少なくとも２つの流体の存在下での物理的岩石試料の濡れ性変化を特定するためのコンピュータ実施方法が、コンピューティングシステムによって、物理的岩石試料の表現を索出することであって、表現は、物理的岩石試料に対応する孔隙および粒子間隙データを含むことと、コンピューティングシステムによって、孔隙内の表面位置について局所曲率を計算することと、コンピュータシステムによって、局所曲率の特定に基づいて物理的岩石に対応する表面位置の濡れ性を分類することとを含む。
以下はこの態様における追加の特徴のうちのいくつかである。局所曲率を計算することは、コンピューティングシステムによって、孔隙内の表面位置の局所毛細管圧および局所分離圧を計算することを含み、方法は、計算された局所曲率から、水膜破損が生じるか否かを特定することと、表面位置のうちのいくつかについて、毛細管圧を局所曲率に基づく圧力および局所分離圧の和と比較することによって、水膜破損が生じるか否かを特定することと、水膜破損を有する表面位置のうちの少なくともいくつかについて、局所表面特性、局所流体化学組成、およびエイジング時間に基づいて、濡れ性変化の度合いを特定することとを更に含む。
生成することは、濡れ性シミュレーションに必要な入力パラメータをコンピュータシミュレーション環境に割り当てることを更に含む。岩石試料の表現は、三角メッシュとしてモデル化され、流体は、属性が割り当てられたボクセルによって表される。ボクセルは、流体を三角メッシュに適合させるように切断することができる。方法は、ユーザが指定した条件に従って流体相分布を確立する排出シミュレーションを実行することを更に含む。ユーザが指定した条件は、実験室および貯留層条件を表すものからなる群から選択される。排出シミュレーションを実行することは、流体計算技法を用いて排出をシミュレートし、岩石試料表現を通じた、ユーザが指定した条件についての流体相分布を確立することを更に含む。排出シミュレーションを実行することは、岩石試料表現における各表面で局所曲率計算を実行することと、局所曲率計算の結果を適用して、全ての表面位置における局所毛細管圧を計算することとを更に含む。
濡れ性変化の数値表現の特定の反復を実行した後、方法は、変更された表面濡れ性に起因して流体相が再分布することを可能にすることと、濡れ性変化の数値表現の特定を繰り返すこととを更に含む。表面濡れ性変化の数値予測および結果として得られる濡れ性の空間分布を、各表面位置において計算される接触角の形態で提供する。離散表面要素および１つまたは複数の流体要素は連通し、鉱物型、流体特性、流体組成、毛細管圧および分離圧の局所特性に依拠する局所濡れ性特定が行われる。濡れ性変化は、反復的に実行され、その後、流体相再分布が続き、濡れ性変化は、コンピューティングシステムが、後続の繰り返しが特定された接触角の値を大幅に変更しないことにより判定（ｍｅａｓｕｒｅ）される収束を検出するまで繰り返される。
他の態様は、非一時的コンピュータ可読媒体上に有形に記憶されたコンピュータプログラム製品、およびコンピュータシステム、コンピュータサーバ等の計算システムを含む。
上記の態様のうちの１つまたは複数が、以下の利点のうちの１つまたは複数を提供することができる。濡れ性は、貯留岩を通って流れる油および水、油およびガス、または水およびガス等の、多孔質材料における混相流挙動に対し強力な影響を有し、貯留岩は、堀削プロセス中に、モデル化される物理特性、化学特性および幾何学特性を測定するために清掃される油／ガス貯留層から抽出することができる。モデル化された岩石試料は、試料を従来の実験室手順にかける代わりに、シミュレートされたエイジングおよび濡れ性変化を受け、二相相対浸透率曲線または毛細管圧曲線が得られる。計算による「エイジング」および「濡れ性変化」の開示されるプロセスは、上述した物理的実験室の手法の場合の例えば４週間の「エイジング」時間と比較して、はるかに短い期間で実行することができる。
本発明の他の特徴および利点は、以下の説明および特許請求の範囲から明らかとなるであろう。
濡れ性変化のシミュレーション表現のためのシステムを示す。 数値的エイジングのための動作を示すフローチャートを示す。 濡れ性変化シミュレーションの表現のための動作を示すフローチャートを示す。 濡れ性変化シミュレーションを検証／較正する動作を示すフローチャートを示す。 固定された角度を示す岩石試料における孔の従来技術の図を示す。 固定された角度を示す岩石試料における孔の従来技術の図を示す。
図１を参照すると、表面下貯留層条件を表す濡れ性回復または「エイジング」プロセスを数値的にシミュレートするためのシミュレートシステム１０、すなわち「数値的エイジング」が示されている。この実施態様におけるシステム１０は、クライアント－サーバアーキテクチャまたはクラウドベースのアーキテクチャに基づき、超並列コンピューティングシステム１２（スタンドアローンまたはクラウドベース）として実施されるサーバシステム１２と、クライアントシステム１４とを含む。サーバシステム１２は、メモリ１８と、バスシステム１１と、インタフェース２０（例えば、ユーザインタフェース／ネットワークインタフェース／ディスプレイまたはモニタインタフェース等）と、処理デバイス２４とを備える。メモリ１８には、物理的材料、例えば物理的岩石試料（デジタル岩石試料）のデジタル表現の孔隙および粒子間隙をデジタルで表す物理的岩石試料のデジタル表現に対し動作する数値的エイジングエンジン３２が存在する。また、メモリには、濡れ性変化をシミュレートするシミュレーションエンジン３４が存在する。
いくつかの実施形態では、混相流挙動をシミュレートすることは、ガスまたは油井（例えば、堀削リグ３７）に隣接した貯留岩を通じて生じる。混相流挙動を特定することは、物理的岩石試料の濡れ性変化を特定することを含む。
物理的岩石試料のデジタル表現は、サーバ１２と異なるシステム上で実行される第三者アプリケーションとすることができる。システム１０は、単に、物理的岩石試料のデジタル表現３２’が、数値的エイジングエンジンに物理的岩石試料のデジタル表現をデジタルで準備させることを要求する。岩石試料のデジタル表現３２’を提供する１つの手法は、例えば、岩石試料のマイクロＣＴスキャンから生成された３Ｄ画像から表現３２’を得ることである。
メモリ１８は、鉱物型を粒子に割り当てる（３３ａ）ことによって得られる粒子表面特性等の、エンジン３２によって用いられるパラメータも記憶し、これらの鉱物型の各々の表面特性、ならびに表面テクスチャおよび粗さの特性を特定する。メモリ１８は、流体特性３３ｂ、例えば各予測流体（例えば、水、ガス、油のうちの２つ以上）の流体密度および粘度、ならびに流体界面張力特性等のパラメータも記憶する。メモリ１８は、流体の化学組成データ３３ｃ、および特定の鉱物型の流体成分のアフィニティデータ３３ｄ等のパラメータも記憶する。メモリ１８は、流体と組み合わされた鉱物型ごとの分離圧３３ｅ、およびエイジングエンジン３２によって用いられる選択された３３ｆエイジング時間も記憶する。加えて、貯留層圧および温度データも記憶される。評価される鉱物型は、貯留層の実際の場所において見られるまたは予期される鉱物型とすることができる。
シミュレーションエンジン３４は、岩石試料シミュレーション環境を設定するためのモジュール３４ａと、排出シミュレーションを実行するためのモジュール３４ｂと、孔隙における表面の局所曲率を計算するためのモジュール３４ｃとを備える。システム１０は、計算流体力学またはいわゆる格子ボルツマン法等の任意の既知の計算技法を用いた排出シミュレーションのために用いることができる２Ｄおよび／または３Ｄメッシュ、座標系、およびライブラリ記憶するデータリポジトリ３８にアクセスする。
ここで図２を参照すると、数値的エイジングのためのプロセス４０が岩石試料の孔隙および粒子間隙のデジタル表現を索出して（４１）、入力パラメータおよび条件、例えば初期条件および境界条件を設定し、鉱物型を粒子に割り当て、鉱物型の表面特性を特定することによって、粒子表面特性を特定し（４２）、各流体の流体密度および粘度、ならびに流体間の界面張力を特定し（４４）、鉱物型ごとの分離圧を流体との組み合わせで特定し（４６）、濡れ性変化６０（図３）を実行することによって、岩石のデジタル表現を或る時間間隔にわたってエイジング処理する。濡れ性変化プロセス６０の反復後、プロセス４０は、濡れ性変化プロセス６０の以前の反復から、例えば局所曲率、接触角等の変化量を特定し（４８）、この量を閾値変化量と比較する。粒子表面特性は、より一般的には、接触角に対する影響を有する表面「粗さ」特性と呼ばれる表面テクスチャを含む。
変化が大きい場合、プロセス６０は、指定された条件（図３）下で後続の排出シミュレーションを用いて繰り返される（４９ａ）。変化が僅かである場合、プロセス４０は終了する（４９ｂ）か、または岩石試料シミュレーション環境の後続の反復を設定し、入力パラメータの後続のセットを割り当てる（５２）。括弧５４によって示されるように、岩石試料シミュレーションの後続の反復５２を用いて、図２の要素のうちの任意のものを変更することができる。
「濡れ性」という用語は、流体が、第２の流体と比較して、表面に貼り付く（または表面を濡らす）傾向の尺度として用いられる。すなわち、「濡れ性」とは、１つの流体が、他の不混和流体の存在下で固体表面上に広がるかまたは付着する傾向である。石油の文脈では、濡れ性とは、貯留岩表面が、混合相または二相流体システムにおいて特定の流体に優先的に接触する傾向である。濡れ性は、膜破損（すなわち、第１の流体の膜の、第２の流体から表面を保護する能力の崩壊）を引き起こすために、１つの流体が別の流体を貫通する量によって影響を受け得る。以下で検討される濡れ性変化プロセスを用いて、時間増分ならびに表面および／または孔表面増分にわたって１つの流体が別の流体に対し有する影響をシミュレートする。
ここで図３を参照すると、濡れ性変化をシミュレートするためのプロセス６０が示される。この例において、プロセス６０は、上記で指定したように、岩石試料シミュレーション環境を設定し（６２）、入力パラメータを割り当てる。岩石試料シミュレーション環境は、メモリにおいて表される岩石試料の孔隙および粒子間隙のデジタル表現３２’を、濡れ性シミュレーションに必要とされるのに応じて、割り当てられた入力パラメータが関連付けられたノードのセット３２’’として含む。
例えば、岩石試料のマイクロＣＴスキャンから生成された３Ｄ画像は、例えばピクセル単位（またはピクセル群）でノードおよびリーフを有するグラフを用いて、例えばメモリ内のグラフ構造としてデジタル化および表現することができる。孔は、相対コントラストレベルによって識別することができる。プロセスは、孔の長さを得るために最良経路アルゴリズム（例えば、ダイクストラ法を用いる）を実行することができる。最良経路は、孔の中心線とみなすことができる。プロセスは、中心線上のノード／ピクセルごとのコントラストレベルを識別し、高周波数値のコントラストレベルをフィルタリングすることができ、プロセスは、高周波数値をフィルタリングするために他のフィルタリングおよび／または空間平滑化技法を用いることができる。ノードは、濡れ性シミュレーションに必要な入力パラメータを用いて表記することができる。
他の表現はボクセルとすることができる。例えば、シミュレーションの前に、岩石シミュレーション環境が、ボクセルの集合としてモデル化される。三角メッシュ画像プロセス（コンピュータグラフィックにおいて用いられる多角形メッシュのタイプであり、共通の縁部または角部によって接続された三角形の組を含む）およびセグメンテーションメッシュ構築を用いて、シミュレーション環境における岩石試料の表面を表すことができ、流体は、「切断」されることを可能にされたボクセルによって表される。ボクセルは、ボクセルをメッシュに適合させるように切断される。各ボクセルセルは属性を割り当てられる。
プロセス６０は、ユーザが指定した条件（実験室および／または貯留層の条件を表すことができる）のための流体相分布を確立するための排出シミュレーション６４を実行する、そのような条件は、貯留層の圧力および温度を含む。排出シミュレーションは、岩石試料の一部に対し反復的に実行される。ほとんどの場合、岩石試料は、最初は均一に親水性であるが、他の初期濡れ性定義が可能である。プロセスは、例えば３Ｄメッシュおよび座標系にアクセスすることができ、これらはライブラリと共に、計算流体力学またはいわゆる格子ボルツマン法等の任意の既知の計算技法を用いて排出をシミュレートするのに用いられる。シミュレーションは、岩石試料表現３２’を通じて、ユーザが指定した条件のための流体相分布を確立する。
プロセス６０は、岩石試料表現３２’、例えば外面および孔内面の全ての表面において局所曲率計算を実行する（６６）。局所曲率計算から、プロセス６０は各表面位置において局所毛細管圧を計算し（６８）、局所毛細管圧を、幾何学的に生じた曲率ベースの圧力および分離圧の和と比較することによって、水膜破損が表面において生じ得るか否かを特定する（７０）。非常に小さな孔の場合、非常に大きな曲率に起因した分離圧効果は、材料ベースの分離圧の効果を上回る。その場合、孔隙の曲率のみが重要である。このシナリオは、粘土または頁岩型の構成において生じ得る。
岩石の表面の曲率は、微分幾何学を用いて計算される。１つの特定のツールは「ＶＴＫ」（視覚化ツールキット、３Ｄコンピュータグラフィックのためのオープンソースの自由に利用可能なソフトウェアシステム）である。他のツール等も用いることができ、他の技法も用いることができる。微分幾何学は、参照によりその内容全体が本明細書に援用される、Optimizing 3D Triangulations Using Discrete Curvature Analysis Nira Dyn, et al. (2001)（https://www.inf.usi.ch/hormann/papers/Dyn.2001.0TU.pdfから得られる）においても論考されている。プロセス６０は、水膜破損の対象となる表面位置および排出シミュレーション後に得られた非湿潤相と接触した位置のサブセットを取得することによって、濡れ性の空間分布を計算し（７１）、局所流体の化学組成およびエイジング時間に基づいて濡れ性変化の度合いを特定する（７２）。ここで、エイジング時間が長いほど、より短いエイジング時間と比較して、より親油性の（より大きな）接触角が得られる可能性が高い。次に、プロセスは、濡れ性を、親水性（平均接触角０°～９０°）、中間の濡れ性（約９０°）、親油性（９０°～１８０°）に分類することができる。
濡れ性変化シミュレーションは、小さな離散時間間隔にわたって生じる低速の動的プロセスとすることができる。変位シミュレーション中の任意の時点において、各表面要素は、例えば接触角に対する変化が生じたか否かを特定し、変化量を特定するように試験される。このため、濡れ性変化の空間的広がりの履歴も捕捉される。変位シミュレーション中の任意の時間増分において、プロセスは、適用された局所圧力を測定し、これを曲率ベースの局所圧力および分離圧の和と比較する。膜破損が生じる場合、プロセスは、局所濡れ性分類を変更する。変位シミュレーション中の任意の時間増分において、プロセスは、第２の流体、例えば油が表面要素と接触していた時間を測定し、それに応じて濡れ性分類を変更する。プロセスは、例えば流体の注入による相対浸透率、または排出中の圧力増大による毛細管圧について変位シミュレーションを継続する。上述したように最終圧力が貯留層圧力を表すプロセスが実行されるか、またはプロセスはいくつかの排出圧力反復に分割することができ、各ステップの後に濡れ性変化が実行され、その後に圧力上昇が続く。その後、プロセス６０は、流体相が、変更された表面濡れ性に起因して再分布し、濡れ性における変化量がなくなるかまたは僅かな（経験的にまたは所定の）量になるまでプロセス６０を繰り返すことを可能にすることができる。
プロセス６０を用いて、プロセスは、表面濡れ性変化の数値予測、および各表面位置における計算された接触角の形態の濡れ性の結果として得られる空間分布を提供する（７４）。プロセス６０において、離散表面要素および１つまたは複数の流体要素が連通し、局所濡れ性の特定が、鉱物型、流体特性、流体組成（例えば、アスファルテンの存在）、毛細管圧および分離圧の局所特性に依拠することを可能にする。毛細管圧が克服される必要がないように濡れ性を変更することができるため、低速な動的濡れ性変化は、非湿潤流体が非常に小さな孔に侵入することを可能にする。
拡張時に、濡れ性変化が実行され、その後流体相再分布が続く方法を反復的に用いることが可能であり、プロセス６０は、システム１０が収束するまで（更なる繰り返しが結果（例えば接触角）を大幅に変更しないことによって判定される）繰り返される。このため、プロセス６０は、確立された閾値を参照することができ、この閾値は、接触角が変動する必要がある量を提供し、変動しない場合、濡れ性変化シミュレーションの更なる反復を停止する。
プロセス６０は、相対浸透率シミュレーション内で、例えば、物理的相対浸透率の実験室での実験中（これらは数カ月かかる可能性があるため、濡れ性回復プロトコルが実行された場合であっても、濡れ性の何らかの更なる変化が生じ得る）に生じる濡れ性変化を予測するのに用いることもできる。
力平衡を達成することは、濡れ性変化の条件に関する規則（ｑｕａｌｉｆｉｃａｔｉｏｎ ｒｕｌｅ）を定義する基本メカニズムである。濡れ性変化の条件に関する規則には３つの力が関与する。
（１）毛細管圧（ＰC）、すなわち、非濡れ性流体（油）および濡れ性流体（水）の圧力差。これは、境界条件、例えば油の入口圧力－水の出口圧力（Ｐinlet oil－Ｐout water）から直接得ることができるが、他の試験方法も、油および水の分布をもたらし、結果として、毛細管圧が得られる場合があり、これは例えば相対浸透率試験である。
（２）曲率ベースの圧力（ＰV）、すなわち、油／水の界面の形状を強制的に幾何学の形状（すなわち、岩石表面／孔の形状等）にする固体幾何学によって生じる圧力。曲率は、上述したＶＴＫ（視覚化ツールキット）等の様々なソフトウェアライブラリにおいて一般的に利用可能な幾何学アルゴリズムを用いて計算される。
（３）分離圧（ＰD）、すなわち、膜が破裂することを阻止する圧力。すなわち、膜に加わる圧力が最大分離圧を超えるとき、膜は破裂する。
上記の（３）において説明したように、膜破裂の力平衡要件は、以下のように表すことができる。
（ＰP＞ＰV＋ＰD）、すなわち、毛細管圧が曲率ベースの圧力と分離圧とを加えたものよりも大きい、または
（ＰP－ＰV＞ＰD）、すなわち、毛細管圧から曲率ベースの圧力を減算したものが分離圧よりも大きい。
濡れ性インデックスシミュレーション
図４を参照すると、検証プロセス８０が示されている。検証プロセスは、実験的に特定されたＷｅであるアモットインデックスおよびＵＳＢＭ法（アメリカ合衆国鉱山局）インデックス等の濡れ性インデックスの形態の岩石試料の濡れ性の尺度の使用８２により、図２の濡れ性計算の検証を提供する。これらの値は、図２の数値的エイジングプロセス４０から結果として得られる予測濡れ性分布を検証および／または較正するのに用いられる。アモット試験は、２つの自然吸収測定値および２つの強制変位測定値を組み合わせる石油工学における貯留層コアのための既知の経験的濡れ性測定であり、コア解析実験から得られた２つの異なるインデックス、すなわちアモット水インデックスおよびアモット油インデックスを定義する。
濡れ性インデックスシミュレーションプロセス８０は、推定入力パラメータ（上記を参照）に基づいて数値的エイジングシミュレーションを実行し（８４）、シミュレーション結果を提供する。プロセスは、シミュレーション結果を用いて、濡れ性インデックスＷｐの予測値を決定する（８６）。濡れ性インデックスシミュレーションプロセス８０は、予測値を（８２から）実験的に測定された値Ｗｅと比較し（８８）、値が一致しないとき（９０）、Ｗｐ≠Ｗｅ±Ｔは十分、ユーザ定義による許容誤差Ｔ内にある。一致に対するユーザ定義による許容誤差は、予測を特定する際等に用いられる濡れ性インデックスおよび／または特性に対する許容誤差の実験的決定に起因する許容誤差に基づいて経験的または数値的に決定することができる。
その後、プロセス８０は、数値的エイジングシミュレーションプロセス４０に対する入力パラメータ値のうちの１つまたは複数を反復的に変更し（９２）、数値的エイジングシミュレーション４０からの値が、検証９８を示す実験的値からの値と合致するまで（９６）（Ｗｐ≒Ｗｅ±Ｔ）数値的エイジングシミュレーションプロセス４０を繰り返す（９４）。
図１について上記で検討したように、パラメータ値は、鉱物型を粒子に割り当て、これらの鉱物型の各々について表面特性を特定するエンジン３３ａによって得られる１つまたは複数の粒子表面特性３３ａ’、流体特性３３ｂ、例えば、各予測流体の流体密度および粘度、ならびに流体間界面張力特性等のパラメータ、流体の化学組成データおよび特定の鉱物表面の流体成分のアフィニティデータ、ならびに鉱物型ごとの分離圧である。反復的変更は、システム１０が定義された増分値だけパラメータ値のうちの１つまたは複数を増分することによって達成される。増分されるパラメータ値および増分値量の双方をシステムにより決定するかまたはユーザにより決定することができる。
図５および図５Ａを参照すると、これらの従来技術による図は、例示的な岩石試料部分のための固定された接触角の慣例を提供するオイルブロブおよび塩水の従来の理解を示す。（アメリカ合衆国エネルギー省のために用意された、A Pore-Level Scenario for the Development of Mixed-Wettability in Oil Reservoirs, by AR. Kovscek et al DOE/BC-9200106 Distribution DE92 001062 September 1992から取得される）。
本明細書で説明した主題および機能動作の実施形態は、（本明細書に開示した構造およびこれらの構造的同等物を含む）デジタル電子回路、有形的に具体化されたコンピュータソフトウェアもしくはファームウェア、コンピュータハードウェア、またはこれらのうちの１つもしくは複数の組み合わせで実装することができる。本明細書で説明した主題の実施形態は、１つまたは複数のコンピュータプログラム（すなわち有形の非一時的プログラムキャリア上に符号化された、データ処理装置が実行するための、またはこれらのデータ処理装置の動作を制御するためのコンピュータプログラム命令の１つまたは複数のモジュール）として実装することができる。コンピュータ記憶媒体は、機械可読記憶装置、機械可読記憶基板、ランダムもしくはシリアルアクセスメモリデバイス、またはこれらのうちの１つもしくは複数の組み合わせとすることができる。
プログラム、ソフトウェア、ソフトウェアアプリケーション、モジュール、ソフトウェアモジュール、スクリプトまたはコードと呼ぶことまたは記述することもできるコンピュータプログラムは、コンパイラ型言語もしくはインタープリタ型言語、または宣言型言語もしくは手続き型言語を含むあらゆる形のプログラミング言語で書くことができ、スタンドアロンプログラムとして、またはモジュール、コンポーネント、サブルーチン、もしくはコンピューティング環境で使用するのに適した別のユニットとしての形を含むあらゆる形で展開することができる。コンピュータプログラムは、必須ではないが、ファイルシステム内のファイルに対応することができる。プログラムは、他のプログラムまたはデータ（例えば、対象プログラム専用の単一のファイル内の、または複数の連動するファイル（例えば、１つもしくは複数のモジュール、サブプログラム、またはコードの一部を記憶するファイル）内の、マークアップ言語リソースに記憶された１つまたは複数のスクリプト）を保持するファイルの一部に記憶することができる。コンピュータプログラムは、１つのコンピュータ上で実行されるように展開することも、または１つのサイトに位置するか、もしくは複数のサイトに分散してデータ通信ネットワークによって相互接続された複数のコンピュータ上で実行されるように展開することもできる。
コンピュータプログラムの実行に適したコンピュータは、汎用マイクロプロセッサもしくは専用マイクロプロセッサ、もしくはこれらの両方、または任意の他の種類の中央処理装置に基づくことができる。一般に、中央処理装置は、読み取り専用メモリもしくはランダムアクセスメモリ、またはそれらの両方から命令およびデータを受け取る。コンピュータの重要な要素は、命令を実現または実行するための中央処理装置、ならびに、命令およびデータを格納するための１つまたは複数のメモリデバイスである。一般に、コンピュータは、データを格納するための１つまたは複数の大容量ストレージデバイス（例えば磁気ディスク、光磁気ディスク、もしくは光ディスク）も含むか、または、それらと作動的に結合されることでそれらからデータを受信し、それらにデータを転送し、もしくはその両方を行う。しかしながら、このようなデバイスはコンピュータに必須のものではない。
コンピュータプログラム命令およびデータを格納するために適したコンピュータ可読媒体は、媒体およびメモリデバイス上の全ての形態の不揮発性メモリを含む。これらには例えば、半導体メモリデバイス（例えば、ＥＰＲＯＭ、ＥＥＰＲＯＭ、およびフラッシュメモリデバイス）、磁気ディスク（例えば、内部ハードディスクまたはリムーバブルディスク）、光磁気ディスク、ならびにＣＤ ＲＯＭおよびＤＶＤ－ＲＯＭディスクが含まれる。プロセッサおよびメモリは、専用論理回路により補完されるか、またはそれに組み込まれ得る。

Claims (12)

  1. 少なくとも２つの流体の存在下での物理的岩石試料のエイジングおよび濡れ性変化をシミュレートするためのコンピュータ実施方法であって、
    コンピューティングシステムによって、物理的岩石試料の表現を索出することであって、前記表現は、前記物理的岩石試料に対応する、化学組成、孔隙および粒子間隙データを含むことと、
    前記コンピューティングシステムによって、前記物理的岩石試料の前記表現の前記孔隙内の表面位置についてエイジングおよび濡れ性変化の反復的なシミュレーションを行うことと、
    前記コンピューティングシステムによって、前記濡れ性変化の以前の反復から前記物理的岩石試料の前記表現の前記孔隙内の前記表面位置について局所曲率の変化を計算することと、
    前記コンピューティングシステムによって、計算された前記局所曲率の変化に基づいて前記物理的岩石試料の前記表現に対応する前記表面位置の変更された表面濡れ性を特定することと、
    前記コンピューティングシステムによって、前記物理的岩石試料のエイジングの実験的値に関してエイジングの度合いを検証し、前記エイジングが検証されると前記反復的なシミュレーションを終了させることと、
    を含む、方法。
  2. 前記少なくとも２つの流体は水および油を含み、前記コンピューティングシステムによって局所曲率の前記変化を計算することは、
    前記コンピューティングシステムによって、前記孔隙内の前記表面位置の局所毛細管圧および局所分離圧を計算することを含み、
    前記方法は、
    前記計算された局所曲率の変化から、水－油膜破損が生じるか否かを特定することと、
    前記表面位置のうちのいくつかについて、前記局所毛細管圧を局所曲率に基づく圧力および局所分離圧の和と比較することによって、水－油膜破損が生じるか否かを特定することと、
    水－油膜破損を有する前記表面位置のうちの少なくともいくつかについて、局所表面特性、局所流体化学組成、およびエイジングに基づいて、濡れ性変化の度合いを特定することと、
    を更に含む、請求項１に記載の方法。
  3. 濡れ性シミュレーションに必要な入力パラメータをコンピュータシミュレーション環境に割り当てることを更に含み、
    前記物理的岩石試料の前記表現は、三角メッシュとしてモデル化され、流体は、割り当てられた属性を有するボクセルによって表される、請求項１に記載の方法。
  4. ボクセルは、前記流体を前記三角メッシュに適合させるように切断される、請求項３に記載の方法。
  5. ユーザが指定した条件に従って流体相分布を確立する排出シミュレーションを実行することを更に含み、
    前記ユーザが指定した条件は、実験室および貯留層条件を表すものからなる群から選択され、
    排出シミュレーションを実行することは、
    流体計算技法を用いて排出をシミュレートし、前記物理的岩石試料の前記表現を通じた、ユーザが指定した条件についての流体相分布を確立することを更に含む、
    請求項１に記載の方法。
  6. 排出シミュレーションを実行することは、
    前記物理的岩石試料の前記表現における各表面で局所曲率の前記変化を計算することと、
    前記局所曲率の前記変化の前記計算の結果を適用して、各表面位置における局所毛細管圧を計算することと、
    を更に含む、請求項５に記載の方法。
  7. 濡れ性変化の数値表現の特定の反復を実行した後、前記方法は、
    変更された前記表面濡れ性に起因して前記少なくとも２つの流体が再分布することを可能にすること、
    を更に含む、請求項１に記載の方法。
  8. 前記方法は、表面濡れ性変化の数値予測および結果として得られる濡れ性の空間分布を、各表面位置において計算される接触角の形態で提供する、請求項１に記載の方法。
  9. 離散表面要素および１つまたは複数の流体要素は連通し、鉱物型、流体特性、流体組成、毛細管圧および分離圧の局所特性に依拠する局所濡れ性特定が行われ、濡れ性変化は、反復的に実行され、その後、流体相再分布が続き、前記濡れ性変化は、前記コンピューティングシステムが、後続の繰り返しが特定された局所曲率の値を大幅に変更しないことにより判定される収束を検出するまで繰り返される、請求項１に記載の方法。
  10. コンピュータシステムであって、
    １つまたは複数のプロセッサデバイスと、
    前記１つまたは複数のプロセッサデバイスに結合されたメモリと、
    少なくとも油および水の２つの流体の存在下での物理的岩石試料のエイジングおよび濡れ性変化をシミュレートするための実行可能コンピュータ命令を記憶するストレージであって、前記命令は、
    物理的岩石試料の表現を索出し、前記表現は、前記物理的岩石試料に対応する、化学組成、孔隙および粒子間隙データを含み、
    前記物理的岩石試料の前記表現の前記孔隙内の表面位置についてエイジングおよび濡れ性変化の反復的なシミュレーションを行ない、
    前記濡れ性変化の以前の反復から前記物理的岩石試料の前記表現の前記孔隙内の前記表面位置について局所曲率の変化を計算し、
    計算された前記局所曲率の変化に基づいて前記物理的岩石試料の前記表現に対応する前記表面位置の変更された濡れ性を特定し、
    前記物理的岩石試料のエイジングの実験的値に関してエイジングの度合いを検証し、前記エイジングが検証されると前記反復的なシミュレーションを終了させる、
    ように前記１つまたは複数のプロセッサを構成する、コンピュータシステム。
  11. 少なくとも２つの流体の存在下での物理的岩石試料のエイジングおよび濡れ性変化をシミュレートするための実行可能コンピュータ命令を記憶するコンピュータ可読非一時的ストレージデバイス上に有形に記憶されたコンピュータプログラム製品であって、前記命令は、コンピューティングシステムが、
    物理的岩石試料の表現を索出し、前記表現は、前記物理的岩石試料に対応する、化学組成、孔隙および粒子間隙データを含み、
    前記物理的岩石試料の前記表現の前記孔隙内の表面位置についてエイジングおよび濡れ性変化の反復的なシミュレーションを行ない、
    前記濡れ性変化の以前の反復から前記物理的岩石試料の前記表現の前記孔隙内の前記表面位置について局所曲率の変化を計算し、
    計算された前記局所曲率の変化に基づいて前記物理的岩石試料の前記表現に対応する前記表面位置の変更された濡れ性を特定し、
    前記物理的岩石試料のエイジングの実験的値に関してエイジングの度合いを検証し、前記エイジングが検証されると前記反復的なシミュレーションを終了させる、
    ようにさせるためのものである、コンピュータプログラム製品。
  12. 濡れ性変化は、反復的に実行され、その後、流体相再分布が続き、前記濡れ性変化は、前記コンピューティングシステムが、後続の繰り返しが特定された接触角の値を大幅に変更しないことにより判定される収束を検出するまで繰り返される、請求項１に記載の方法。
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