Anwendung mikrotomographischer und petrographischer Techniken zur Charakterisierung der Porosität synthetischer karbonatischer Gesteinsmineralien vor und nach Versauerungsprozessen

Wissenschaftliche Berichte Band 12, Artikelnummer: 17026 (2022) Diesen Artikel zitieren

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Ziel dieser Arbeit ist die physikalische Charakterisierung und Analyse synthetischer Karbonatgesteine durch Mikrotomographie- und Petrographietechniken, wobei der Schwerpunkt auf einer vergleichenden Analyse vor und nach dem Abbau mit einer reaktiven Flüssigkeit liegt. Für diese Studie wurde eine physikalische Charakterisierungsanalyse mit computergestützter Mikrotomographie und Petrographie an den Proben vor und nach dem Ansäuerungsverfahren durchgeführt. Die petrographische Analyse bestätigte einen Anstieg sowohl der intergranularen als auch der intragranularen Porosität nach der Auflösung. Die mikrotomographische Analyse quantifizierte den maximalen Anstieg der Porosität, von 11,8 auf 41,3 % in der zweidimensionalen Analyse und 31,6–52 % in der dreidimensionalen Analyse der porösen Strukturen. Darüber hinaus wurden die Poren nach ihrer Fläche quantifiziert und Daten zur Ausrichtung der Poren gewonnen, die Aufschluss über die bevorzugten Strömungswege der Flüssigkeit geben. Es wurde auch beobachtet, dass die Mikrotomographietechnik ein wirksames Instrument zur Charakterisierung von Brüchen in den Proben vor und nach der Auflösung war. Solche Analysen sind für die Förderung und Injektion von Flüssigkeiten in großen Tiefen aufgrund der mechanischen und physikalischen Risiken, die sich aus der Auflösung von Mineralien sowie Druck-, Temperatur- und Sättigungsänderungen ergeben, die sich alle auf den Spannungszustand des Lagerstättengesteins auswirken, von entscheidender Bedeutung .

Energieressourcen wie Wasser, Gas und Öl füllen die Hohlräume im Gestein. Die Kenntnis porenbezogener Merkmale ist bei der Untersuchung von Lagerstätten unerlässlich. Die Porosität von Gesteinen ist aufgrund mehrerer genetischer Implikationen ein wichtiges Forschungsthema. Da die experimentellen Techniken der Porositätsanalyse eine quantitative Näherung ermöglichen, aber keine Visualisierung des porösen Gerüsts ermöglichen, hat die petrophysikalische Analyse die Suche nach neuen Analysetechniken für die Untersuchung von Poren motiviert. Die petrographische Analyse mittels optischer Mikroskopie ermöglicht die Visualisierung und Quantifizierung intergranularer Poren; Sie ist jedoch auf den zweidimensionalen (2D) Raum beschränkt, wobei die Quantifizierung weniger repräsentativ ist. Quantitative Daten zur Porosität und Porengrößenverteilung in Gesteinen werden direkt in der petrographischen Schicht und indirekt durch Gas- oder Quecksilberinjektionen in Pyknometern ermittelt1,2,3.

Eine weitere Technik zur detaillierten Visualisierung von Gesteinsmikrostrukturen ist die Mikrotomographie. Die Röntgen-Computermikrotomographie (μCT) wurde auf der Grundlage des traditionellen Tomographieverfahrens entwickelt, jedoch mit einem Schwerpunkt auf der Analyse kleiner Proben. Es handelt sich um eine zerstörungsfreie Analysemethode, die aus der Gewinnung mehrerer mikroskopischer Schnitte und der internen dreidimensionalen (3D) Konstruktion der Proben besteht und so die Bestimmung der Fläche und des Volumens ermöglicht. Diese Technik wurde entwickelt, um die Analyse in Proben von ungestörten Böden und Gesteinen zu erleichtern, hauptsächlich durch die Bewertung der Verteilung von Poren und Mineralien. Darüber hinaus zeigt es die räumliche Konfiguration und Beschaffenheit von Proben und wie sie das Boden- und Gesteinsverhalten sowie Flüssigkeitstransportprozesse beeinflussen können.

Durch Mikrotomographie können qualitative und quantitative 3D-Daten zu Form, Größe, Verteilung, Volumen, Fläche und räumlicher Verteilung von Mineralien sowie Poren und Brüchen im Mikromaßstab gewonnen werden4,5,6,7,8,9 . Die räumliche Porosität und Mineralverteilung geologischer Materialien hat einen wesentlichen Einfluss auf Flüssigkeitstransportprozesse. Diese Prozesse sind bei Projekten, die sich auf die Gewinnung und Injektion von Flüssigkeiten in großen Tiefen konzentrieren, von entscheidender Bedeutung, da die mechanischen und physikalischen Risiken aufgrund der Auflösung von Mineralien und Änderungen von Druck, Temperatur und Sättigung zunehmen10. Diese Phänomene können das Gestein schädigen und somit eine nachhaltige Nutzung der natürlichen Ressourcen verhindern11,12,13,14,15.

Die Untersuchung von Phänomenen im Zusammenhang mit Reservoirgesteinen und deren Charakterisierung ist komplex. Um Wechselwirkungen zwischen Gestein und Flüssigkeit zu untersuchen, kann Röntgen-μCT verwendet werden, um Informationen über die Mikrostruktur von Gesteinen zu sammeln. In mehreren Studien wurde die Methode der Röntgenmikrotomographie zur digitalen Bildverarbeitung eingesetzt, beispielsweise in der Arbeit von13, die eine Studie über natürliche und künstlich zementierte Kalksteingesteine entwickelte, die chemischer Verwitterung ausgesetzt waren. Mithilfe der petrographischen Bilder und der Mikrotomographie wurden die inneren Strukturen der Proben hinsichtlich der Auflösung von Körnern durch den Kontakt mit der reaktiven Flüssigkeit analysiert. Mit dieser Technik demonstrierten die Autoren die Porenkonnektivität und deren Quantifizierung vor und nach der Verwitterung des Gesteins. Diese Ergebnisse ermöglichten es, sowohl in den natürlichen als auch in den künstlich zementierten Gesteinen die Beziehung zwischen der Mikro- und Makroskala sowie Veränderungen im mechanischen Verhalten der Proben zu identifizieren und zu quantifizieren.

16 führten experimentelle Studien durch, um Veränderungen der Spannungen und Dehnungen von synthetischem Karbonatgestein mithilfe einer edometrischen Zelle mit horizontalen Spannungsmessungen abzuschätzen. Die Autoren versuchten, die auftretenden hydromechanischen und chemischen Phänomene zu verstehen, die die ursprünglichen Eigenschaften des Gesteins veränderten. Durch die Röntgen-μCT-Analyse konnten Brüche im Inneren der Proben identifiziert werden, die durch die Anwendung vertikaler Lasten zusammen mit dem Auflösungsprozess verursacht wurden, sowie die Zunahme der Porosität, die durch die Auflösung der Körner entsteht. Diese Analysen waren entscheidend für das Verständnis der Prozesse, die beim Kontakt von Gesteinen mit reaktiven Flüssigkeiten ablaufen. Die Versauerung von Lagerstätten durch geologische Speicherung von CO2 und fortgeschrittene Öl- und Gasförderung verändert das Lagergestein chemisch.

Eine weitere Anwendung der μCT-Technik ist in der Arbeit von17 zu sehen, die die Auflösung in den Brüchen von Karbonatgestein bei Injektion einer sauren Flüssigkeit analysierte. Eines der untersuchten Kriterien war die mit dem Massenverlust verbundene Porosität, die nach Kontakt mit der sauren Flüssigkeit um etwa 20 % höher war. Dieser Masseverlust führte zu einer Verringerung der Scherfestigkeit der Probe um 48 %, basierend auf Messungen vor und nach der Injektion. Jedes experimentelle Verfahren wurde durch die Analyse von μCT-Bildern durchgeführt, um die Auflösung des Gesteinsbruchs quantitativ abzuschätzen.

18betonte die Bedeutung experimenteller Testdaten für die Entwicklung von Simulationsalgorithmen. Solche Algorithmen werden verwendet, um Gesteinscharakterisierungsanalysen mittels μCT zu verbessern, was für die Verbesserung der Ölförderung von entscheidender Bedeutung ist. In der Studie wird erläutert, dass durch experimentell gewonnene Daten es möglich war, sie als Eingabedaten für Simulationen der Flüssigkeitsperkolation durch Proben zu verwenden. Es wurden mikrotomographische Bilder aufgenommen und mithilfe der μCT-Technik eine 3D-Rekonstruktion der Probenbilder erstellt. Die Zuverlässigkeit des Bilderfassungsprozesses wurde verbessert, sodass zuvor simulierte poröse Verbindungen mit größerer Sicherheit untersucht werden konnten.

19betonte die Bedeutung der Untersuchung von Karbonatgesteinen und erläuterte deren Relevanz in der Ölindustrie sowie die strukturelle Komplexität von Karbonatgesteinen und die Herausforderungen, die mit ihrer Charakterisierung verbunden sind. Daher wurden Analysen an Proben von Muschelschalen aus der Morro do Chaves-Formation im Wassereinzugsgebiet Sergipe-Alagoas im Nordosten Brasiliens durchgeführt. Bei diesen Proben handelte es sich um analoge Gesteine aus bedeutenden brasilianischen Stauseen. Für die 3D-Charakterisierung der Gesteinsstrukturen wurde Röntgen-Computertomographie verwendet, und das neuronale Netzwerk „Self-Organizing Maps“ (SOM) wurde zur Segmentierung der tomografischen Bilder verwendet. Den entwickelten Tests zufolge erwies sich μCT als konsistentes Werkzeug für die qualitative und quantitative Analyse heterogener poröser Räume, zur Bewertung der Porosität, Konnektivität und des repräsentativen Elementvolumens und diente als Hilfsmittel für die petrographische Charakterisierung der Proben.

In der Studie von20 wurde die μCT-Technik verwendet, um die poröse Struktur und Durchlässigkeit eines künstlich mit Portlandzement zementierten Gesteins zu analysieren. Das interne Verteilungssystem, die Größe und die Konnektivität der Poren wurden charakterisiert.

Das Ziel dieser Arbeit ist die physikalische Charakterisierung synthetischer Karbonatgesteine und ihre Analyse mithilfe der Techniken der Mikrotomographie und Petrographie, wobei der Schwerpunkt auf der vergleichenden Analyse der inneren porösen Strukturen von Gesteinen vor und nach dem Abbau mit einer reaktiven Flüssigkeit liegt. Dies sind wesentliche Werkzeuge für die Charakterisierung von Gesteinen, da ihre Analyse detaillierte Visualisierungen der Mikrostrukturen poröser Medien liefert. μCT- und Petrographieanalysen haben sich als grundlegende Techniken für geologische Untersuchungen von Öl- und Gaslagerstättengesteinen erwiesen16. Außerdem können sie zur Klassifizierung des Metamorphosegrades und laut37 als schnelles und kostengünstiges Werkzeug zur Vorhersage des mechanischen Verhaltens von Gesteinen verwendet werden.

In diesem Abschnitt werden die experimentellen Protokolle vorgestellt, die im Rahmen dieser Forschung durchgeführt wurden, um die Variationen der physikalischen Eigenschaften synthetischer Karbonatgesteine darzustellen und zu verstehen. Die Techniken der Mikrotomographie und Petrographie wurden vor und nach der Einwirkung eines Säureflusses auf die Proben eingesetzt. Das Verfahren begann mit der ersten Charakterisierung der synthetischen Gesteinsproben. Nach dem Abbau durch die Flüssigkeit wurden Auflösungstests und Analysen der inneren Strukturen dieser Proben durchgeführt. Die Charakterisierung synthetischer Karbonatgesteine bestand aus der Bestimmung der physikalischen Eigenschaften der Proben, wie Porosität und mineralogische Verteilung, mittels μCT (analysiert mit der Tomographieausrüstung des X-ray Computed Tomography Laboratory [LTC-RX]) und der Analyse von petrographischen Objektträgern (analysiert mit MEV-Ausrüstung, elektronisches Mikroskop des Scans und ein Nikon Eclipse POL) vor und nach der Injektion der reaktiven Flüssigkeit.

Kalksedimentformationen bestehen überwiegend aus Zementierungen von Karbonatfragmenten, die aus Ooiden, Muscheln und Riffen bestehen. Das Hauptmaterial, aus dem synthetisches Gestein besteht, ist Halimeda (Muschelreste), wie in Abb. 1 dargestellt. Die durchschnittliche absolute (intrinsische) Permeabilität der Proben beträgt ungefähr K = 1,02 × 10–17 m2 (1,03 × 10–05 Darcy). Calcit und Sand, die zur Herstellung der Gesteinsproben verwendet werden, sind fein- bis mittelkörnige Materialien und weisen eine sehr gleichmäßige Körnung mit einem Gleichmäßigkeitskoeffizienten von 3 gemäß ABNT NBR 5734/89 auf. Die zur Herstellung der Gesteinsproben verwendete Mischung aus Calcit und Sand kann als körniger Boden betrachtet werden, da 75 % einen Korndurchmesser von bis zu 0,149 mm, 17 % einen Korndurchmesser von bis zu 0,075 mm und etwa 8 % einen Korndurchmesser von weniger als 0,075 mm aufweisen 0,075 mm.

Halimeda-Körner, Muschelfragmente und Riffe.

Synthetische Gesteine wurden im Labor nach dem Versuchsprotokoll von21 hergestellt und in dieser Forschung verwendet, um den Einfluss des Abbauprozesses auf ihre mechanischen, hydraulischen und chemischen Eigenschaften darzustellen und zu verstehen. Darüber hinaus wird häufig das Verhalten von Reservoirgesteinen untersucht, die chemischen Angriffen durch synthetische Proben ausgesetzt sind, da ihre Eigenschaften einfach zu kontrollieren sind. Tabelle 1 zeigt die prozentualen Anteile der Materialien, aus denen die Testproben bestanden, und Abb. 2 zeigt die synthetischen Steine, die in dieser Forschung hergestellt und verwendet wurden.

Synthetische Carbonatproben. (a) Intaktes Gestein und (b) gebrochenes Gestein.

Um die mikroskopischen Veränderungen zu verstehen, die nach dem Kontakt mit Flüssigkeiten auftreten, wurden die synthetischen Proben so entwickelt, dass sie ein mechanisches Verhalten erreichen, das dem Verhalten natürlicher weicher Karbonatgesteine ähnelt. Tabelle 2 beschreibt die Werte für Porosität (Ø), Hohlraumindex (e), uneingeschränkte Druckfestigkeit (UCS), Zugkompression (σt) und Elastizitätsmodul (E) der synthetischen Proben.

Eine der Analysemethoden zur Untersuchung der inneren Eigenschaften der Materialien war µCT. Laut22 umfasst diese zerstörungsfreie Methode Hunderte von mikrotomografischen Querschnitten, die interne 3D-Visualisierungen des untersuchten Materials erzeugen und Volumen- und Flächendaten quantifizieren. Dabei handelt es sich um eine Technik, die Schwankungen in der Dichte und Atomzahl von Materialien durch Absorption der auf das Material emittierten Strahlung misst.

Die räumliche Anordnung der Porosität und Mineralverteilung wirkte sich direkt auf die Transportprozesse in den Proben aus. Somit war die μCT-Technik ein nützliches Werkzeug für die 3D-Charakterisierung der räumlichen Mineralverteilung der geologischen Proben. Mit dieser Methode wurden hochauflösende Analysen durchgeführt und somit eine Visualisierung detaillierter Mikrostrukturen erhalten23,24,25,26. Um die Proben mittels μCT zu charakterisieren, wurde eine Analyse ihrer internen Matrizen durchgeführt, die Informationen über die Porengröße und -verteilung innerhalb der Proben lieferte. Es wurden auch Informationen über die Sphärizität der Poren extrahiert, die mit einer Umfangskugel verglichen wurde, sowie über die räumliche Position der Poren in der Matrix27.

Das Material wurde aus verschiedenen Winkeln bestrahlt (Abb. 3). Daher wurden mehrere 2D-Projektionen mit der CCD-Kamera (Charge Coupled Device) aufgenommen. Jeder Winkel lieferte eine neue Projektion. Der Rekonstruktionsalgorithmus wurde verwendet, um die Projektionen zu analysieren und einen Satz gestapelter Schichten zu erzeugen, die ein 3D-Bild des verifizierten Materials lieferten18,28.

Anschauliches Diagramm, das die Schritte bei der Aufnahme von Röntgenmikrotomographiebildern zusammenfasst. Referenz: Modified22.

Aufgrund der zerstörungsfreien Natur der µCT-Analysemethode wurde dieser Prozess vor den experimentellen Verfahren durchgeführt. Die Gesteinsproben wurden zur µCT-Analyse weitergeleitet, um ihre Porositätsdaten vor und nach dem chemischen Angriff zu vergleichen. Das Scannen wurde am LTC-RX am Nuclear Energy Department (DEN) der Federal University of Pernambuco (UFPE) durchgeführt. Das Mikrotomographiegerät war Nikons X XT H 225 ST, das eine Wolframröhre als Röntgenquelle mit einer maximalen Energie von 225 kV und 1001 µA verwendete, wie in Abb. 4 dargestellt. Die Proben wurden so montiert, dass die Röntgenstrahlung Die Balken verliefen senkrecht zur Achse des zylindrischen Stahlträgers. Zum Scannen der Bilder wurde eine 150-kV- und 200-µA-Energiequelle mit einem 0,5-mm-Kupferfilter verwendet. Laut29 erzeugt diese Konfiguration Bilder mit einem zufriedenstellenden Kontrast zwischen Poren, Matrix und Gestein.

Mikrotomographiegeräte aus dem DEN-Labor. (a) Blick ins Innere der Anlage und (b) Blick auf die Software.

Zur Vorverarbeitung der Bilder wurden die Programme CT PRO 3D XT 3.0.3 (zur Bildrekonstruktion) und VG Studio (zur Bearbeitung des rekonstruierten Bildes) verwendet. Die Gesteinsproben erhielten etwa 1200 Scheiben und wurden von CT PRO im TIFF-Format mit den entsprechenden Filtern (z. B. Gauss-Filter) zur Analyse exportiert.

Tomographiebilder wurden auch zur Untersuchung der Porosität verwendet. Eine Methode zur Bestimmung der Porosität von Böden und Gesteinen wurde von einer Forschungsgruppe des Soil Image Laboratory an der University of Guelph (Kanada) und einer Gruppe des LTC-RX des DEN an der Federal University of Pernambuco (Brasilien) entwickelt. Für diese Analyse wurde das CTofSoil-Plugin aus dem Programm image j verwendet. Die Analyse der Graustufenskala in röntgentomografischen Bildern weist einen Teilvolumeneffekt auf, der als gemischte Voxel bezeichnet wird und bei dem der Wert dem Durchschnitt der Grenzfläche Boden, Luft und Wasser entspricht. Aufgrund von Einschränkungen überlappen sich diese Phasen normalerweise29,30,31,32.

Um die Grenzflächen der Bilder zu unterscheiden und die Porosität zu bestimmen, wurde die Methodik von29 befolgt. Das Plugin Particle Analyze wurde verwendet, um die Poren detailliert zu charakterisieren und verschiedene Analyseebenen durchzuführen. Die in der PA verwendeten Werte waren 0–8 Voxel für Mikroporen, 9–1 × 104 Voxel für Mesoporen und mehr als 1 × 104 für Makroporen29,33. Zur Bestimmung der Voxel wurden diese in Volumina umgewandelt (Gl. 1). Zur Berechnung der Porosität wurde ein Verhältnis zwischen den Mikro-, Meso- und Makroporendaten und dem Gesamtvolumen der Probe (Vt) bestimmt, das die Summe aller Voxel (umgerechnet in Volumen) im Bild ist (Gleichung 2).

Die Ausrichtung der Poren ist eine wichtige Eigenschaft, die bei der Gesteinsanalyse untersucht werden muss und wurde mithilfe von Mikrotomographiebildern überprüft. Die Anordnung der Porenorientierung liefert Informationen über die Gesteinsstruktur, wie z. B. Eigenschaften im Zusammenhang mit der Steifigkeit und der Anisotropie der Permeabilitätszeit, die in Fluidströmungsanalysen verwendet werden. Laut34,35 besteht eine Methode zur Bestimmung der Porenausrichtung darin, eine Ellipse auf das Bild anzuwenden, das den Bereich der erkannten Pore am besten darstellt, und die Ausrichtung ihrer längsten Achse zu erhalten (Abb. 5). Dementsprechend wurde dieses Verfahren für jede der im Bild identifizierten Poren durchgeführt, wie in Abb. 6 dargestellt. Dadurch wurde die morphologische Darstellung der Poren durch eine geometrische Näherung vereinfacht. Die aus den Porenellipsenkoordinaten generierten Informationen definierten die Poren, die für die Orientierungsanalyse verwendet wurden, die die Richtung der dominanten Achse der Poren einzeln quantifizierte. Diese Analyse kann die bevorzugte Achse für den Flüssigkeitsfluss angeben.

Darstellung der Ellipsenzuordnungsmethode zum Erhalten von Orientierungseigenschaften.

Darstellung von Ellipsen zur morphologischen Analyse jeder Pore. (a) Bild der Probe mit Binärisierung und (b) vergrößertes Bild zur besseren Visualisierung der Ellipsen in den Poren.

Die petrographische Mikroskopie wurde mit einem petrographischen Mikroskop (Nikon Eclipse POL) aus dem Kathodolumineszenzlabor der Geologieabteilung der UFPE durchgeführt (Abb. 7a). Das Verfahren für diese Analyse bestand darin, eine dünne Schicht mit einer Dicke von 35 µm aus dem zu analysierenden Gestein zu extrahieren (Abb. 7b) und die vorhandenen Mineralien zu identifizieren. Laut36 handelt es sich bei der Rasterelektronenmikroskopie (REM) um ein Werkzeug, mit dem hochauflösende Bilder erzeugt werden können. Je nach Methode der Bilderzeugung ist es möglich, die Struktur mit einem dreidimensionalen Erscheinungsbild zu visualisieren.

Mikroskopieverfahren mit dünnen Objektträgern. (a) dünne Objektträger und (b) petrographisches Mikroskop.

Das petrographische Mikroskop ist ein Instrument von grundlegender Bedeutung für geologische Studien, sei es für die Untersuchung von Lagerstättengesteinen bei der Suche nach Öl und Gas oder für die Klassifizierung metamorpher Gehalte. Laut36,37 handelt es sich um ein kostengünstiges Werkzeug zur schnellen Vorhersage des mechanischen Verhaltens von Gesteinen. Daher wurde dieses Verfahren angewendet, um den Verlust von Mineralien zu analysieren, der infolge des Abbaus auftrat.

Die für diese Arbeit verwendeten synthetischen Proben bestanden aus einem Karbonatmaterial (Halimeda), Quarzsand und Portland-Ari-Zement. Um die synthetischen Gesteinsproben einer reaktiven Flüssigkeit auszusetzen, wurden Ödometertests mit einer modifizierten edometrischen Zelle mit horizontalen Spannungsmessungen durchgeführt (Abb. 8). Zur Messung horizontaler Verschiebungen wurden in der Mitte des Begrenzungsrings der edometrischen Zelle hochauflösende Dehnungsmessstreifen installiert. Zur Messung der vertikalen Verschiebungen wurde der Wegaufnehmer zur linearen Messung (LVDT) verwendet. Die für den Auflösungstest verwendeten Proben hatten eine Länge von 6,5 cm und einen Durchmesser von 7,0 cm.

(A) Edometrisches Zellendiagramm, bestehend aus (a) oberen, (b) unteren und (c) Probeneinschlussringen und (d) Kolben für die vertikale Lastanwendung. (B) Modifizierte edometrische Zelle, Hervorhebung des Dehnungsmessstreifens im Einschlussring und des LVDT im oberen Teil der Zelle. Referenz: Geändert21,38,39.

Abbildung 9 zeigt das Auflösungstestschema. Die Methodik bestand aus den Lade- und Auflösungsphasen. In der Belastungsphase wurden Vertikallasten von 150, 300 und 400 kPa mit einer Dauer von 1 Stunde aufgebracht. Dann begann die Auflösung mit den Flüssigkeiten der Essigsäurelösung bei einem Fließdruck von 12 kPa für etwa 12 Stunden, wobei insgesamt 15 l Lösung durch das synthetische Gestein injiziert wurden. Während des Tests wurden pH-Wert, Permeabilität sowie vertikale und horizontale Verschiebungen gemessen. Die saure Lösung wurde alle 200 ml der im Gestein versickernden Flüssigkeit gesammelt und die Durchlässigkeit gemessen. Der pH-Wert wurde während der Auflösung mit einem pH-Meter gemessen.

Schematische Darstellung der Versuchsapparatur für den Auflösungstest. Referenz21.

Für den Auflösungstest wurde eine Essigsäurelösung (chemische Formel C2H4O2) mit einer Konzentration von 10 %, einer Viskosität von 1,22 mPa·s, einer Dichte von 1,049 g/cm3 und einem pH-Wert von 2,8 verwendet. Die mikroskopischen Charakterisierungsanalysen der Proben wurden vor und nach dem experimentellen Abbauverfahren durchgeführt. Einzelheiten zur Methodik zur Auflösung von Gesteinen sowie die Ausgabedaten werden von21 beschrieben.

In diesem Abschnitt werden Ergebnisse der experimentellen Untersuchung von synthetischem Karbonatgestein vorgestellt, um die physikalischen Veränderungen zu verstehen, die nach dem Abbau des Gesteins durch einen Säurefluss auftraten. Es wurde eine allgemeine Charakterisierung der petrographischen Struktur der Proben sowie ein Vergleich der Strukturen vor und nach der Auflösung durchgeführt. Der Röntgenmikrotomographie folgte die 2D-Analyse der Proben, was zur Quantifizierung der Porosität und 3D-Analyse der Gesteinsstruktur führte. Zusätzlich zur Quantifizierung der Porosität wurde die Ausrichtung der Poren in der Gesteinsstruktur überprüft und Hinweise auf eine anisotrope Permeabilität gegeben.

Beobachtungen aus mesoskopischen Proben (Handproben) sind in Abb. 11 dargestellt. Die Proben bestanden aus einem Aggregat von Mineralien, zementiert mit Portland-Ari-Zement, dessen Zusammensetzung einen hohen Anteil an Kalkstein und einigen Oxiden aufweist. So wurden in den Proben Mineralien wie polymorphe Kalziumkarbonate, Quarz, Feldspat und Mineralien aus der Oxidgruppe beobachtet.

Calciumcarbonat-Polymorphe traten in den Handproben als runde, weiße Körner mit grober Sand- bis Schluffkörnung auf. In den Handproben wurden Skelettkörner beobachtet, etwa die Schalen von Schnecken, Muscheln, Seeigelstacheln und Fragmente einer Grünalgengruppe, die als Halimeda identifiziert wurde. Quarz kam als runde, mittlere bis feine Sandkörner vor, die eine weiße bis transparente Farbe hatten und normalerweise einen oberflächenverändernden Film aus Eisenoxid um die Körner herum aufwiesen. Die Feldspatkörner hingegen haben eine Form mit regelmäßigen Flächen, die durch ihre beiden bevorzugten Bruchebenen oder die sogenannte Spaltungseigenschaft (die Tendenz von Mineralien, entlang paralleler Ebenen aufzubrechen) definiert werden. Es handelte sich um längliche Kristalle mit rötlich-cremefarbener Farbe und mittlerer bis feiner Sandkörnung (Abb. 10).

Allgemeine Aspekte, die beim Dino-Lite Pro Lupa beobachtet wurden. (a) Facettierte Quarzkörner (roter Pfeil) und runde Körner im Zusammenhang mit potenziellen Mineralien der Oxidgruppe (Rutil, Ilmenit und Magnetit – orangefarbener Pfeil) und (b) karbonatische Skelettkörner, interpretiert als Muschelpanzer (blauer Pfeil).

Mikroskopische Merkmale wurden mit dem petrographischen Mikroskop (Nikon Eclipse POL) beobachtet. Die Gerüstkörner bildeten überwiegend punktuelle und sekundär konkav-konvexe Kontakte zwischen den Körnern. Im Vergleich zu Siliciklasten (20 %) und Oxiden (10 %) überwogen Karbonatkörner (70 %). Bei parallelen Nicols waren die Carbonatkörner gelblich-weiß bis transparent, und unter gekreuzten Nicols zeigten sie eine starke Interferenzfarbe, die für Calciumcarbonat-, Aragonit- und Calcit-Polymorphe charakteristisch ist40. Skelettkörner, hauptsächlich Fragmente der Grünalgengruppe Halimeda, die durch ihre charakteristische innere Struktur angezeigt werden, wurden ebenfalls unter dem petrographischen Mikroskop beobachtet, wie in Abb. 1140 gezeigt. Quarz- und Feldspatkörner waren für parallele Nicols transparent und zeigten eine graue bis orangefarbene Interferenz Farbe unter gekreuzten Nicols (Abb. 7). Oxide waren im Durchlichtmikroskop undurchsichtig. Der als Bindemittel verwendete Zement hatte eine parallel zu Nicols braune Farbe.

Synthetisches Karbonatgestein, beobachtet unter dem petrographischen Mikroskop. Detail des Grünalgenfragments Halimeda (unterer blauer Pfeil) und eines Muschelpanzers (oberer blauer Pfeil). Quarzkörner (roter Bereich) und (b) Quarzkörner in einem Porenbereich (schwarzer Bereich, roter Pfeil).

Kathodolumineszenz ist die Leuchtkraft, die durch die Phänomene Fluoreszenz und Phosphoreszenz verursacht wird und von den luminogenen Zentren von Mineralien emittiert wird, die von einem Elektronenstrahl beschossen werden. Die Analyse erfolgte nach dem gleichen Verfahren mit dem Mikroskopmodell Mk 5; Bei Verwendung der Kathodolumineszenztechnik41 während der petrographischen Untersuchung der synthetischen Gesteinsproben waren jedoch mit Halimeda-Algen assoziierte Karbonatkörner Lumineszenzaktivatoren. Somit zeigten die Carbonatkörner eine charakteristische rötliche Lumineszenz. Siliziklastische Körner wie Quarz und Feldspat zeigten eine blaue Lumineszenz. Der in der synthetischen Probe als Bindemittel verwendete Zement zeigte mehrere Lumineszenzfarben wie Blau, Gelb und Rot, was auf die heterogene Zusammensetzung des verwendeten Zements hinweisen könnte (Abb. 12a und b).

Bild aus Kathodolumineszenz. (a) Detail für die Halimeda-Algenfragmente mit roter Lumineszenz (blauer Pfeil) und feine Quarz- oder Feldspatkörner mit blauer Lumineszenz (roter Pfeil). (b) Bindender Zement, dargestellt durch punktuelle Lumineszenz in der Matrix des synthetischen Gesteins.

Die synthetischen Proben hatten eine primäre Porosität, die mit Hohlräumen sowohl innerhalb als auch zwischen den Körnern einherging. Vergleicht man die Aspekte vor und nach dem Abbau, so nahm die primäre Porosität nach dem Durchgang der Flüssigkeit durch das synthetische Gestein zu. Dieser Anstieg war mit den inter- und intragranularen Hohlräumen sowie der Bildung von Poren durch den Abbau der Carbonatkörner verbunden. Der Unterschied in der Struktur der Probe wird in Abb. 13a und b hervorgehoben, wo die Poren durch schwarze Schattierung dargestellt werden, sowie in Abb. 14a und b, wo die Poren durch blaue Schattierung dargestellt und durch den grünen Pfeil angezeigt werden . Die Carbonatkörner an parallelen Nicols waren gelblich-weiß bis transparent, und unter gekreuzten Nicols zeigten sie eine starke Interferenzfarbe, die für Calciumcarbonat-, Aragonit- und Calcit-Polymorphe charakteristisch ist40. Unter dem petrographischen Mikroskop wurden auch Skelettkörner beobachtet, hauptsächlich Halimeda-Fragmente, die sich durch ihre charakteristische innere Struktur auszeichnen.

Mit einem petrographischen Mikroskop (Nikon Eclipse POL) aufgenommene mikroskopische Aufnahme bei parallelen Nicols der Proben (a) vor und (b) nach dem Abbau sowie der Calciumcarbonat-Skelettkörner einer Schnecke (roter Pfeil – Carbonat-Skelettkorn; grüner Pfeil – Porosität). ; blauer Pfeil – Quarzkorn).

Unter Verwendung eines petrographischen Mikroskops (Nikon Eclipse POL) aufgenommene mikroskopische Aufnahme gekreuzter Nicole des synthetischen Karbonatgesteins (a) vor und (b) nach dem Abbau sowie des Halimeda-Grünalgenfragments (unterer blauer Pfeil) und eines Muschelpanzers (oberer blauer Pfeil). Pfeil).

Ein wichtiges Merkmal, das während der petrographischen Analyse beobachtet wurde, war das Auftreten von Porosität innerhalb der Partikel aufgrund der Flüssigkeitsreaktivität, wie im vergrößerten Bild von Abb. 15a dargestellt. In Abb. 15b sind mehrere intrapartikuläre Poren durch eine Porosität im Inneren der Grünalge (Halimeda) dargestellt. Ein weiterer beobachteter Aspekt bezog sich auf Risse in einigen Quarzmineralien; Durch die vertikale Belastung der Gesteinsproben kam es zum Bruch der Mineralien (Abb. 15c). Auch wenn die Beschaffenheit der Quarzmineralien als witterungsbeständig galt, verursachten die endgültigen Bedingungen, denen diese Mineralien ausgesetzt waren, Veränderungen in ihrer Struktur.

Bilder (aufgenommen mit einem petrographischen Mikroskop, Nikon Eclipse POL) des petrographischen Objektträgers der Zementprobe nach dem Abbau bei längerer Einwirkung saurer Flüssigkeit, was die Zunahme der Intrapartikelporosität hervorhebt. (a) Mikrograph bei parallelen Nicols (hellgrüner Pfeil – Intrapartikel-Porosität; roter Pfeil – Karbonatkorn; gelber Pfeil – Quarzkorn). Vergrößertes Bild, um die Porosität innerhalb der Partikel deutlicher darzustellen. (b) Mikroskopische Aufnahme gekreuzter Nicols, die das Kalziumkarbonat-Skelettkorn einer Schnecke zeigt (blauer Pfeil – Karbonat-Skelettkorn; grüner Pfeil – Porosität; roter Pfeil – abgerundetes Quarzkorn; lila Pfeil – Zement). (c) Mikroaufnahme an parallelen Nicols, die Veränderungen in der Struktur von Quarzkörnern nach dem Abbau zeigt (rosa Pfeil).

Anhand der 2D-Computertomographiebilder (Abb. 16) konnte die petrographisch festgestellte Zunahme der Porosität beobachtet werden. Es ist eine Zunahme der Anzahl schwarzer Pixel (die die Poren darstellen) zwischen Abb. 16a und b sowie zwischen Abb. 16c und d zu beobachten. Somit kam es nach der Degradation der Proben zu einer Zunahme der Porenzahl. Durch den Vergleich der beiden Proben kann überprüft werden, dass sich die Proben durch die Injektion von saurer Flüssigkeit zersetzten. Die Tomographieanalysen zeigten, dass die Anzahl der Poren deutlich zunahm, was darauf hindeutet, dass der Durchgang von saurer Flüssigkeit durch die Proben zur Auflösung der in den Proben vorhandenen Karbonatmineralien führte.

2D-Analyse der Tomographiebilder der Proben. (a) Vor dem Abbau des Gesteins, (b) nach dem Abbau des Gesteins, (c) Identifizierung von Poren innerhalb der Gesteinsmatrix vor dem Abbau und (d) Identifizierung von Poren innerhalb der Gesteinsmatrix nach dem Abbau.

Alle Bilder wurden behandelt und alle Arten von Artefakten, die die Analyse beeinträchtigen könnten, wurden entfernt.

In der Mitte des Hauptabschnitts der Probe wurde eine Zone ausgewählt, um die räumliche Struktur der Poren sichtbar zu machen und mikrostrukturelle Veränderungen besser quantifizieren, analysieren und vergleichen zu können. Diese Veränderungen wurden auf den Flüssigkeitsfluss zurückgeführt, wie die Darstellung des Untersuchungsvolumens der Gesteine in Abb. 17a (Gesteinsprobe vor der Auflösung) und Abb. 17b (Gesteinsprobe nach der Auflösung) zeigt. Aus dem Bereich in der Mitte der Probe wurde eine 3D-Konstruktion der Porenanordnung und Quantifizierung erstellt. Die Struktur war gleichmäßig und wies isolierte Poren auf, wie in Abb. 18a dargestellt, die die Porenverteilung im Gestein vor der Auflösung darstellt. Das Verfahren erforderte eine Binarisierung der Bilder; Daher hing die Genauigkeit der Ergebnisse teilweise von der Fähigkeit des Benutzers ab, den sinnvollsten Schwellenwert für die Trennung der Hohlräume von den Feststoffen zu definieren. Nach der Wechselwirkung des Gesteins mit der Flüssigkeit kam es zur Auflösung löslicher Mineralien und in der Folge zu einer Vergrößerung der Poren. Abbildung 18b zeigt die Zunahme der Porenanordnung als Folge dieser Verschlechterung.

3D-Struktur der festen Matrix der Probe mit Schnitten der Probenscheiben aus dem zentralen Bereich (a) vor dem Abbau und (b) nach dem Abbau.

3D-Struktur der (a) Gesteinsporenanordnung vor dem Abbau und (b) der Probenporen nach dem Abbau.

Die mit der Standardgewichtungsmethode berechneten Porositätswerte (Tabelle 3) werden mithilfe von Histogrammvergleichen zusammen mit denen zusammengefasst, die durch μCT-3D-Bildgebung, μCT-2D-Bildgebung und Laboranalysen ermittelt wurden. Bei den 2D- und 3D-Analysemethoden handelt es sich um zwei unterschiedliche Arten von Methoden, bei denen in 2D das Bild Schicht für Schicht analysiert und ein Durchschnitt des Porositätswerts ermittelt wird und in 3D das Probenvolumen durch die Rekonstruktion dieser Schichten analysiert wird. Das heißt, Obwohl die beiden Analysen (2D und 3D) ähnliche Werte aufweisen, kann die 3D-Analyse mehr Poren abdecken.

Die Quantifizierung der Probenporosität wurde durch die Rekonstruktion von μCT-Bildern analysiert. Hierbei handelt es sich um eine zerstörungsfreie Technik, die die absolute Porosität der Proben berücksichtigt, indem sowohl verbundene (durchlässige) als auch nicht verbundene (geschlossene) Hohlräume quantifiziert werden. Insbesondere handelt es sich hierbei um einen geschätzten Wert, und laut29 gibt es eine Einschränkung, wenn Porositätswerte durch Bildanalyse ermittelt werden, wenn die Porosität niedriger als das Voxel des analysierten Bildes ist. Daher ist die Analyse und Quantifizierung von Poren mittels μCT ein effektiveres Werkzeug, da sie die Präzision der inneren geometrischen Struktur von Gesteinsproben berücksichtigt. Es gibt jedoch keinen Standard für diese Methodik, da Materialien, Auflösung der Geräte und Filter variieren können.

Nachdem die Poren gezählt wurden, wurden die morphometrischen Eigenschaften basierend auf der Fläche und Ausrichtung der Poren verarbeitet. Diese Informationen waren wichtig für das Verständnis der porösen Strukturen, aus denen die Gesteinsproben bestanden, und ermöglichten ein besseres Verständnis bestimmter Eigenschaften der Gesteine, wie z. B. Kompressibilität, Festigkeit und Durchlässigkeit42,43,44,45,46,47,48,49, 50,51. Tabelle 4 zeigt das Verhalten der Quantifizierung der Porositätsverteilung in Abhängigkeit von der Größe der analysierten Partikel. Die Bildabmessungen geben die Qualität durch die Anzahl der Pixel (x, y) und analysierten Schichten (z) an. Nimmt man als Referenz die Verteilung der Poren nach Partikelgröße, so war die Anzahl der großen Poren nach der Ansäuerung mit dem in den Proben eingetretenen Abbau repräsentativer. Dies bedeutet, dass die Körner, die anfällig für eine Zersetzung waren, aufgelöst wurden, was auf die Auswirkung auf die Vergrößerung bestehender und neuer Poren zurückgeführt wird.

Abbildung 19 vergleicht die Anordnung der Poren und analysiert den bevorzugten Weg großer Poren entlang der Höhe der Ebene der x-, y- und z-Achse. Die xy-Ebene entspricht der Höhe der Probe und in dieser Ebene ist es möglich zu beobachten, dass die Ansäuerung (dh die Zunahme der Porenzahl) im Zentrum der Probe stärker ausgeprägt ist. Die xz-Ebene ist eine der lateralen Ebenen, die auch eine Zunahme der Porenzahl im Zentrum der Probe zeigt. In der yz-Ebene kommt es neben der Zunahme der Anzahl der Poren in der Mitte auch zu einer Zunahme an der Seite, was durch eine große Pore erklärt werden kann, die sich an der Seite der Probe aufgelöst hat. Bei der Analyse der Porenanordnung vor der Ansäuerung war das Porenverhalten einheitlich.

Bei der Analyse der Porenanordnung vor der Ansäuerung war das Porenverhalten einheitlich. (a) vor dem Abbau und (b) nach dem Abbau.

Nach der Betrachtung der Bilder wurden Daten generiert, die die Häufigkeit der Poren entsprechend ihrer Fläche darstellen. Es war wichtig, die Fläche jeder Pore zu berücksichtigen, um die Porengrößenverteilung zu ermitteln und die poröse Struktur der Gesteinsprobe zu verstehen. Basierend auf der Analyse der Porenflächen der Gesteinsproben vor und nach der Degradation (Abb. 20) nahm die Häufigkeitsverteilung der Poren nach der Degradation zu (dh die Porengröße nahm zusammen mit dem Auftreten neuer Poren zu).

Akkumulierte Porenhäufigkeit abhängig von der Fläche (a) vor dem Abbau und (b) nach dem Abbau.

Daher war bei der Analyse der Porenorientierung in xy-Richtung (d. h. Probenhöhe), wie in Abb. 21 dargestellt, die Ausrichtung der Poren in der Nähe von 90° typischerweise höher, mit maximalen Häufigkeitswerten von 800 und 175.000 für Proben jeweils vor und nach dem Abbau. Es gab auch eine hohe Frequenz bei 45° und 175°, die auf den Flüssigkeitsweg hindeutete. Zusätzlich zum Auftreten von Spitzen in Abb. 22b war die Ausrichtung tendenziell einheitlich.

Analyse der Porenorientierung auf der xy-Achse (a) vor dem Abbau und (b) nach dem Abbau.

Anordnung der Fraktur in der Probe. (a) 3D-Probenstruktur und (b) 3D-Probenstruktur mit 50 % Transparenz.

Wenn die Poren eine horizontale (schräge) Ausrichtung aufwiesen, wurde ein Bereich mit größerer Dichte angezeigt29,31,51. Je geneigter und widerstandsfähiger das Gestein ist, desto weniger durchlässig ist es. Somit ermöglichten die Analysen die Bewertung des Bereichs der Proben, der poröser war. Die Analysen führten zu genaueren Schätzungen mikroskopischer Veränderungen sowie zu einem Verständnis darüber, wie die Auflösung von Bindungen zwischen Körnern zu makroskopischen Veränderungen führte. Zu diesen makroskopischen Veränderungen gehören Festigkeitsverlust und Mechanik, die irreversible Schäden am Gestein verursachen, wie in den experimentellen Ergebnissen von21 beobachtet.

Eine weitere Analyse, die mithilfe der μCT-Bilder durchgeführt wurde, war die qualitative Untersuchung eines induzierten Bruchs im Gestein. Das Abbauverfahren war das gleiche wie bei Proben ohne Bruch, und vor und nach dem Eingriff wurde eine vergleichende Untersuchung des Bruchs durchgeführt. Der Zweck dieser Analyse bestand darin, die Auswirkungen der Einwirkung einer sauren Flüssigkeit auf ein gebrochenes Geomaterial zu verstehen, das einen bevorzugten Weg für die injizierte Flüssigkeit darstellte. In Abb. 22 ist die Struktur der untersuchten Probe dargestellt; Der Bruch befand sich über den gesamten Durchmesser und die gesamte Länge der Probe. Wenn die Probe in zwei Hälften zerrissen würde, wäre eine Seite 35,20 mm und die andere 34,80 mm groß. Das Oberflächenprofil der Fraktur war unregelmäßig.

Beim Vergleich von Abb. 23 fällt auf, dass sich trotz der erheblichen Zunahme der Porenmenge die Zunahme der Porosität auf den Bruch konzentriert, da dieser zum bevorzugten Fließweg wird. Selbst bei diesem Vorzugspfad war die Zunahme der Anzahl der Poren in der gesamten Probe offensichtlich. Bevorzugte Pfade werden auch in Bohrlöchern untersucht, wo dieser Effekt mit der Injektion einer reaktiven Flüssigkeit verbunden sein kann. Wenn dies geschieht, kommt es zu einer Erhöhung der Porosität im Bohrloch sowie zu einer deutlichen Vergrößerung der Öffnung des Bohrlochs aufgrund der Auflösung löslicher Mineralien. Auch die Gesteinsstruktur in der Nähe des Brunnens kann betroffen sein.

Eine 3D-Struktur der festen Matrix der gebrochenen Probe (a) vor dem Abbau und (b) nach dem Abbau. Vergleich der Porenanordnung und Bruchöffnung der Probe (c) vor und (d) nach dem Abbau. (e) Bruchlänge und -tiefe entlang der Probe, dargestellt durch die rot gestrichelten bzw. schwarzen gestrichelten Linien.

Bei der Rekonstruktion der 3D-Struktur der Gesteine wurde die Bruchfläche vor und nach dem Durchtritt der Flüssigkeit analysiert. Diese Analyse ist in Abb. 24a und b dargestellt, die eine signifikante Zunahme der Porenzahl und des Bruchs zeigen.

Ein 2D-Vergleich der Probenöffnung (a) vor und (b) nach der Degradation. Bruchöffnungsverteilung entlang der Probe (c) vor und (d) nach dem Abbau.

Abbildung 24c und d zeigen eine Interpretation der Verteilung signifikanter Hohlräume in den Proben. Vor dem Durchtritt der Flüssigkeit war nur der Bruch am Anfang der Probe sichtbar. Somit war der Bruch in der gesamten Probe unregelmäßig in der Dicke und wies an seinem Ende eine größere Öffnung auf als in der Mitte der Probe. Da die Öffnung in der Mitte der Probe klein war, begünstigte dies eine intakte Struktur. Bei der Analyse nach dem Durchtritt der Flüssigkeit war die Oberflächenstruktur des Bruches sowohl am Ende als auch in der Mitte der Probe sichtbar.

Dieses Verfahren stand im Zusammenhang mit der Analyse der Porengröße, bei der sehr kleine Poren (weniger als 0,1 mm) aus dem Bild weggelassen wurden. Wenn Abb. 24a mit Abb. 24c korreliert, sind Poren mit Dicken ab 0,1 mm sichtbar, im Bruchbereich sind sie noch deutlicher zu erkennen. In Abb. 24d sind die Poren aufgrund der Vergrößerung der Poren deutlicher zu erkennen. Allerdings wurden nur die Poren mit größeren Abmessungen gezählt, sodass es mit dieser Analysemethode keine Möglichkeit gibt, die Anzahl der Poren zu zählen. Zu zählen ist die Zunahme der Frakturdicke, die durch die Auflösung von Mineralien vor allem die Vergrößerung der Frakturöffnung bewirkte, wodurch durch die Fraktur ein bevorzugter Flüssigkeitsweg induziert wird.

Um den Einfluss des Säureinjektionsprozesses auf den Bruch besser zu verstehen, wurde die Bruchöffnung entlang der Probe vor und nach dem Flüssigkeitsdurchgang quantifiziert. Die Bruchöffnungsfläche nahm in der gesamten Probe um etwa 82 % zu (Tabelle 5).

Der Zweck dieser Analyse bestand darin, die Vorteile der CT-Bildanalyse hervorzuheben, da es möglich ist, die in Gesteinen auftretenden Veränderungen zu visualisieren, zu bestimmen und zu quantifizieren.

Die zerstörungsfreie 3D-Visualisierungsanalyse des Inneren poröser Materialproben ist der Hauptbeitrag der Röntgenmikrotomographie zu petrographischen und mikrostrukturellen Untersuchungen. Erhebliche Informationen, die aus der petrographischen Analyse mittels optischer Mikroskopie gewonnen werden, können durch die mikrotomographische Analyse nicht reproduziert werden. Somit ist die Mikrotomographie ein wirksames Werkzeug im Rahmen der Probencharakterisierung. Die Analyse der inneren Struktur von Proben mittels µCT und 3D-Rekonstruktion von Tomographiebildern erfreut sich zunehmender Beliebtheit. Laut52 lieferten diese Techniken erfolgreich die internen Eigenschaften in ähnlichen Proben unter ähnlichen Bedingungen durch gekoppelte Hydromechanik (dh Hydromechanik und Chemie).

Zusätzlich zur 2D-Analyse wurde die 3D-Struktur der Poren der Proben vor und nach der Injektion mit Flüssigkeit bewertet. Der maximale Anstieg der Porosität wurde mit 11,8 auf 41,3 % bzw. 31,6 auf 52 % beziffert. Die im Labor und mittels µCT-Bildschätzung ermittelten Porositätswerte wurden verglichen und zeigten, dass Schätzungen der Gesteinsporosität mit der µCT-Methode effektiver waren. Die µCT-Technik berücksichtigt die gesamte Probenstruktur und ist ein zerstörungsfreies Verfahren. Die vorgeschlagene Methode quantifizierte die Poren entsprechend ihrer Fläche und drückte diese Informationen als Porenorientierung aus, was zusätzliche Informationen über den bevorzugten Weg der Strömung lieferte. Die Ergebnisse dieser Analyse zeigten einen direkten Zusammenhang mit den erhaltenen Referenzporositäten und mit dieser Methode wurde der Bruch der Probe vor und nach der Auflösung charakterisiert.

Die methodischen Analysen der Tomographie mit diesen Gesteinen bildeten den Ausgangspunkt, für detailliertere Analysen der porösen Struktur sollte eine Tomographie mit höherer Auflösung durchgeführt werden, was eine Aktivität ist, die für zukünftige Veröffentlichungen durchgeführt wird.

Die Förderung und Injektion von Flüssigkeiten in großen Tiefen erhöht die mechanischen und physikalischen Risiken aufgrund der Mineralauflösung sowie Druck-, Temperatur- und Sättigungsänderungen, die sich auf den Spannungszustand des Reservoirgesteins auswirken. Daher ist die Analyse von Eigenschaften anhand mikroskopischer Strukturen ein relevantes Ingenieurinstrument. Die Bedingungen, denen die Gesteine ausgesetzt sind, spiegeln sich in den Versauerungsprozessen der Lagerstätte wider, wie etwa der geologischen Speicherung von CO2 und der fortgeschrittenen Öl- oder Gasförderung, die negative Folgen für das Material haben.

Diese Studie zeigt anhand der Analyse synthetischer Gesteine, was bei weichem Karbonatgestein im Kontakt mit sauren Lösungen passieren kann. Dies ist wichtig, um das mikroskopische Verhalten dieser porösen Medien zu verstehen und als Grundlage für die Ausarbeitung konstitutiver Modelle zu dienen, die später in numerischen Analysen geologischer Medien verwendet werden, die Versauerungsprozessen ausgesetzt sind. In CCS-Projekten (Carbon Capture and Storage) beispielsweise erfordert der Prozess der Karbonisierung von Wasser, der die Umwelt während der CO2-Injektion versauert, eine integrierte Analyse der geologischen Modellierung (die die Heterogenitäten des Reservoirs darstellt) sowie die Beschreibung der gekoppeltes hydrochemisches (und schließlich geomechanisches (Galindo et al.21)) Verhalten von CO2-Wirtsformationen.

Für zukünftige Forschungen wird vorgeschlagen, neue karbonatische synthetische Gesteine zur physikalischen und mechanischen Charakterisierung herzustellen.

Alle in dieser Studie enthaltenen Daten sind auf Anfrage durch Kontaktaufnahme mit dem entsprechenden Autor erhältlich.

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Die Autoren danken PETROBRAS und ENERGI SIMULATION für die finanzielle Unterstützung.

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Katia Galindo, Leonardo Guimarães, Analice Lima, Katarina Silva und Abraão Nova

Rural Federal University of Pernambuco, Cabo de Santo Agostinho, UFRPE, Recife, Pernambuco, Brasilien

Cecília Lins

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KG, CL, LG und AL: konzipierten die vorgestellte Idee, diskutierten die Ergebnisse und trugen zum endgültigen Manuskript bei. CL: überwachte die Ergebnisse dieser Arbeit. LG: entwickelte den theoretischen Formalismus und betreute das Projekt. AL: ermutigt, die tomographische Analyse zu untersuchen. KS: hat die Experimente entworfen und durchgeführt. KG: entwarf und führte die Experimente durch, leitete die Modelle ab und analysierte die Daten, entwickelte außerdem den theoretischen Formalismus und führte die analytischen Berechnungen durch. AN: vorbereitete Fgs. 20, 21 und 22. KG: hat den Artikel mit Beiträgen von CL-, LG- und AL-Autoren verfasst. Alle Autoren diskutierten die Ergebnisse und trugen zum endgültigen Manuskript bei.

Korrespondenz mit Katia Galindo.

Die Autoren geben an, dass keine Interessenkonflikte bestehen.

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Nachdrucke und Genehmigungen

Galindo, K., Lins, C., Guimarães, L. et al. Anwendung mikrotomographischer und petrographischer Techniken zur Charakterisierung der Porosität synthetischer karbonatischer Gesteinsmineralien vor und nach Versauerungsprozessen. Sci Rep 12, 17026 (2022). https://doi.org/10.1038/s41598-022-19577-8

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Eingegangen: 24. Januar 2022

Angenommen: 31. August 2022

Veröffentlicht: 11. Oktober 2022

DOI: https://doi.org/10.1038/s41598-022-19577-8

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