Учёные из МФТИ и Института физики Земли им. О. Ю. Шмидта РАН изучили, как минералы вдоль стенок поры влияют на распределение воды и нефти, а также на то, насколько легко они проходят через горную породу. Об этом сообщили в пресс-службе МФТИ.
Для прогнозирования перемещения воды и нефти через пористые среды необходимо учитывать не только размеры и конфигурацию пор, но и характеристики их поверхностей. Одной из таких характеристик является смачиваемость, определяющая способность жидкости удерживаться на твёрдом материале. Если жидкость хорошо прилипает к поверхности, она называется гидрофильной, а если плохо – гидрофобной.
Ранее считалось, что стенки пор состоят из одного минерала с одинаковой смачиваемостью. Однако в действительности всё гораздо сложнее: поры могут содержать несколько минералов, взаимодействующих с жидкостями по-разному. Эксперименты показали, что даже внутри одной поры свойства поверхности могут значительно различаться. Это влияет на то, как легко жидкости проходят через поры.
Исследователи из МФТИ и Института физики Земли изучили, как неоднородность внутри пор влияет на распределение жидкостей и проницаемость. Они рассмотрели упрощённые двумерные поры квадратного и треугольного сечения, изменяя долю второго минерала на стенках, его расположение и количество нефти внутри пор.
Результаты показали, что локальные изменения смачиваемости существенно влияют на распределение жидкостей. В однородных гидрофильных порах вода обычно скапливается у стенок и в углах, а нефть заполняет центр. Однако при наличии участков с другим минералом на стенках эта картина меняется: вода удерживается вблизи более гидрофильных областей, а нефть – вблизи менее гидрофильных. В результате нефть может оказаться у стенки, даже если её доля в объёме поры невелика. Важно учитывать не только количественное соотношение минералов, но и их расположение: две поры с одинаковыми параметрами могут иметь различное распределение жидкостей.
Неоднородность смачиваемости также влияет на относительную проницаемость, характеризующую лёгкость прохождения одной жидкости через пору в присутствии другой. Оказалось, что классические модели могут давать неверные результаты до 50%, если не учитывать различия в смачиваемости минералов.
«Мы сравнили нашу модель с классическими и показали, что последние могут вносить значительную ошибку — до 50%, если не учитывать различную смачиваемость минералов. Мы ожидали увидеть влияние, но что оно будет настолько выражено, оказалось для нас неожиданным», — рассказала Анна Ипатова, научный сотрудник Центра вычислительной физики МФТИ.
Пока расчёты выполнены для двумерных пор, перенос на реальные трёхмерные структуры потребует намного больше вычислительных ресурсов. Учёные хотят ускорить моделирование и перевести методику в 3D. Для этого разрабатываются новые методы расчёта и планируется использовать искусственный интеллект для быстрой настройки моделей. Исследование опубликовано в журнале Advances in Water Resources и поддержано грантом РНФ.
Нефть — это не только объект изучения, но и источник экологических проблем. Одну из них томские учёные успешно решили. Как рассказывала интернет-газета «ЖУК», учёные Томского государственного университета подвели итоги полевого сезона по ликвидации последствий нефтезагрязнения на реке Амбарная в Красноярском крае. За три месяца они расчистили 7,8 километра русла и обошлись без тяжёлой техники.