Влияние краевых эффектов смачивания на двухфазные течения жидкостей в цифровой модели неоднородного керна при динамических режимах вытеснения
https://doi.org/10.18599/grs.2022.1.2
Аннотация
Работа посвящена исследованию влияния краевых эффектов смачивания на характеристики двухфазного течения жидкостей в двухмерных искусственно сгенерированных цифровых моделях пористых сред. Особенностью работы является изучение вытеснения при динамических условиях, при которых действие вязких сил трения является существенным. В качестве инструмента исследования используются методы математического моделирования – решеточные уравнения Больцмана в сочетании с моделью градиента цветового поля, описывающей межфазные взаимодействия. Вычислительные эксперименты проводятся в цифровой модели пористой среды, отличающейся высокой степенью неоднородности порового пространства. В работе построена карта режимов течения в координатах «число капиллярности – краевой угол смачивания». Проведена идентификация четырех переходных режимов кроссовера между течениями с капиллярными, вязкими пальцами и со стабильным фронтом вытеснения. Отдельное внимание уделено изучению влияния эффектов смачивания на удельную длину межфазной границы раздела «нагнетаемая жидкость – скелет».
Ключевые слова
При поддержке: Работа выполнена частично при поддержке гранта РФФИ №20-35-80003, а также за счет средств субсидии, выделенной Казанскому университету для выполнения государственного задания в сфере научной деятельности (проект № 075-00216-20-05 от 04.06.2020 (часть II, раздел I)).
Об авторах
Т. Р. Закиров
Казанский (Приволжский) Федеральный университет
Россия
Россия
Тимур Рустамович Закиров – канд. физ.-мат. н., доцент кафедры математических методов в геологии, Институт геологии и нефтегазовых технологий
420033, Казань, ул. Кремлёвская, д. 4/5
М. Г. Храмченков
Казанский (Приволжский) Федеральный университет
Россия
Россия
Максим Георгиевич Храмченков – д. физ.-мат. н., профессор, заведующий кафедрой математических методов в геологии, Институт геологии и нефтегазовых технологий
420033, Казань, ул. Кремлёвская, д. 4/5
Список литературы
1. Герке К.М., Корост Д.В., Карсанина М.В., Корост С.Р., Васильев Р.В., Лаврухин Е.В., Гафурова Д.Р. (2021). Изучение и анализ современных подходов к построению цифровых моделей керна и методов моделирования многофазной фильтрации в масштабах порового пространства. Георесурсы, 23(2), c. 197–213. https://doi.org/10.18599/grs.2021.2.20
2. Bakhshian S., Hosseini S.A., Shokri N. (2019). Pore-scale characteristics of multiphase flow in heterogeneous porous media using the lattice Boltzmann method. Scientific Reports, 9(1), 3377. DOI: 10.1038/s41598-019-39741-x
3. Hu R., Lan T., Wei G.J., Chen Y.F. (2019). Phase diagram of quasi static immiscible displacement in disordered porous media. Journal of Fluid Mechanics, 875, pp. 448–475. https://doi.org/10.1017/jfm.2019.504
4. Cieplak M., Robbins M.O. (1988). Dynamical transition in quasi static fluid invasion in porous media. Physical Review Letters, 60(20), pp. 2042–2045. https://doi.org/10.1103/PhysRevLett.60.2042
5. Cieplak M., Robbins M.O. (1990). Influence of contact angle on quasi static fluid invasion of porous media. Physical Review B, 41(16), pp. 11508–11521. https://doi.org/10.1103/PhysRevB.41.11508
6. Cottin C., Bodiguel H., Colin A. (2018). Drainage in two-dimensional porous media: From capillary fingering to viscous flow. Phys. Rev. E., 82, 046315. https://doi.org/10.1103/PhysRevE.82.046315
7. Geistlinger H., Zulfiqar B. (2020). The impact of wettability and surface roughness on fluid displacement and capillary trapping in 2 D and 3 D porous media: 1. Wettability controlled phase transition of trapping efficiency in glass beads packs. Water Resources Research, 56, e2019WR026826. https://doi.org/10.1029/2019WR026826
8. Jafari I., Masihi M., Zarandi M.N. (2017). Numerical simulation of counter-current spontaneous imbibitions in water-wet fractured porous media: Influences of water injection velocity, fracture aperture, and grains geometry. Physics of Fluids, 29, 113305. https://doi.org/10.1063/1.4999999
9. Jung M., Brinkmann M., Seemann R., Hiller T., de la Lama M.S., Herminghaus S. (2016). Wettability controls slow immiscible displacement through local interfacial instabilities. Physical Review Fluids, 1, 074202. https://doi.org/10.1103/PhysRevFluids.1.074202
10. Holtzman R., Segre E. (2015). Wettability stabilizes fluid invasion into porous media via nonlocal, cooperative pore filling. Physical Review Letters, 115(6), 164501. https://doi.org/10.1103/PhysRevLett.115.164501
11. Hu R., Wan J., Yang Z., Chen Y.-F., Tokunaga T. (2018). Wettability and flow rate impacts on immiscible displacement: A theoretical model. Geophysical Research Letters, 45, pp. 3077–3086. https://doi.org/10.1002/2017GL076600
12. Hu R., Lan T., Wei G.J., Chen Y.F. (2019). Phase diagram of quasi static immiscible displacement in disordered porous media. Journal of Fluid Mechanics, 875, pp. 448–475. https://doi.org/10.1017/jfm.2019.504
13. Huang H., Huang J.-J., Lu X.-Y. (2014). Study of immiscible displacements in porous media using a color-gradient-based multiphase lattice Boltzmann method. Computers & Fluids, 93, pp. 164–172. https://doi.org/10.1016/j.compfluid.2014.01.025
14. Lan T., Hu R., Yang Z., Wu D.S., Chen Y.F. (2020). Transitions of fluid invasion patterns in porous media. Geophysical Research Letters, 47, e2020GL089682. https://doi.org/10.1029/2020GL089682
15. Laubie H., Monfared S., Radjaï F., Pellenq R., Ulm F.-J. (2017). Disorder-induced stiffness degradation of highly disordered porous materials. Journal of the Mechanics and Physics of Solids, 106, pp. 207–228. http://dx.doi.org/10.1016/j.jmps.2017.05.008.
16. Leclaire S., Reggio M., Trépanier J.-Y. (2012). Numerical evaluation of two recoloring operators for an immiscible two-phase flow lattice Boltzmann model. Applied Mathematical Modelling, 36, pp. 2237–2252. https://doi.org/10.1016/j.apm.2011.08.027
17. Leclaire S., Parmigiani A., Malaspinas O., Chopard B., Latt J. (2017). Generalized three-dimensional lattice Boltzmann color-gradient method for immiscible two-phase pore-scale imbibition and drainage in porous media. Physical Review E., 95, 033306. DOI: 10.1103/PhysRevE.95.033306
18. Lenormand R., Touboul E., Zarcone C. (1988). Numerical models and experiments on immiscible displacements in porous media. Journal of Fluid Mechanics, 189, pp. 165–187.
19. Li J., McDougall S.R., Sorbie K.S. (2017). Dynamic pore-scale network model (PNM) of water imbibition in porous media. Advances in Water Resources, 107, pp. 191–211. https://doi.org/10.1016/j.advwatres.2017.06.017
20. Liu H., Valocchi A.J., Kang Q., Werth C. (2013). Pore-Scale Simulations of Gas Displacing Liquid in a Homogeneous Pore Network Using the Lattice Boltzmann Method. Transport in Porous Media, 99, pp. 555–580. https://doi.org/10.1007/s11242-013-0200-8
21. Liu H., Kang Q., Leonardi C.R., Schmieschek S., Narváez A., Jones B.D., Williams J.R., Valocchi A.J., Harting J. (2016). Multiphase lattice Boltzmann simulations for porous media applications. Computational Geosciences, 20(4), pp. 777–805. DOI: 10.1007/s10596-015-9542-3
22. Pan C., Luo L.S., Miller C.T. (2006). An evaluation of lattice Boltzmann schemes for porous medium flow simulation. Computers and Fluids, 35, pp. 898–909. DOI: 10.1016/j.compfluid.2005.03.008
23. Porter M.L., Schaap M.G., Wildenschild D. (2009). Lattice-Boltzmann simulations of the capillary pressure-saturation-interfacial area relationship for porous media. Advances in Water Resources, 32, pp. 1632–1640. DOI: 10.1016/j.advwatres.2009.08.009.
24. Primkulov B.K., Talman S., Khaleghi K., Shokri A.R., Chalaturnyk R., Zhao B. Z. (2018). Quasi static fluid fluid displacement in porous media: Invasion percolation through a wetting transition. Physical Review Fluids, 3, 104001. https://doi.org/10.1103/PhysRevFluids.3.104001
25. Primkulov B.K., Pahlavan A.A., Fu X.J., Zhao B.Z., MacMinn C.W., Juanes R. (2019). Signatures of fluid fluid displacement in porous media: Wettability, patterns and pressures. Journal of Fluid Mechanics, 875, R4. https://doi.org/10.1017/jfm.2019.554
26. Stokes J.P., Weitz D.A., Gollub J.P., Dougherty A., Robbins M.O., Chaikin P.M., Lindsay H.M. (1986). Interfacial Stability of Immiscible Displacement in a Porous Medium. Phys. Rev. Lett. 57, 1718. https://doi.org/10.1103/PhysRevLett.57.1718
27. Succi S. (2001). The Lattice Boltzmann Equation for Fluid Dynamics and Beyond. Oxford University Press, UK.
28. Tao, L., Min, L., Xueqi, J., Wenlian, X., Qingwu, C. (2019). Influence mechanism of pore-scale anisotropy and pore distribution heterogeneity on permeability of porous media. Petrol. Explor. Develop., 46(3), pp. 594–604. https://doi.org/10.1016/S1876-3804(19)60039-X
29. Trojer M., Szulczewski M.L., Juanes R. (2015). Stabilizing fluid-fluid displacements in porous media through wettability alteration. Physical Review Applied, 3(5), 054008. https://doi.org/10.1103/PhysRevApplied.3.054008
30. Tsuji T., Jiang F., Christensen K.T. (2016). Characterization of immiscible fluid displacement processes with various capillary numbers and viscosity ratios in 3D natural sandstone. Advances in Water Recourses, 95, pp. 3–15. https://doi.org/10.1016/j.advwatres.2016.03.005
31. Zakirov T.R., Galeev A.A., Khramchenkov M.G. (2018). Pore-scale Investigation of Two-Phase Flows in Three-Dimensional Digital Models of Natural Sandstones. Fluid Dynamics, 53(5), pp. 76–91. https://doi.org/10.1134/S0015462818050087
32. Zakirov T.R., Galeev A.A. (2019). Absolute permeability calculations in micro-computed tomography models of sandstones by Navier-Stokes and lattice Boltzmann equations. International Journal of Heat and Mass Transfer, 129, pp. 415–426. https://doi.org/10.1016/j.ijheatmasstransfer.2018.09.119
33. Zakirov T.R., Khramchenkov M.G. (2020а). Characterization of two-phase displacement mechanisms in porous media by capillary and viscous forces estimation using the lattice Boltzmann simulations. Journal of Petroleum Science and Engineering, 184, 106575. DOI: 10.1016/j.petrol.2019.106575
34. Zakirov T.R., Khramchenkov M.G. (2020b). Simulation of Two-Phase Fluid Flow in the Digital Model of a Pore Space of Sandstone at Different Surface Tensions. Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 93 (3), pp. 733–742. https://doi.org/10.1007/s10891-020-02173-w
35. Zakirov T.R., Khramchenkov M.G. (2020c). Prediction of permeability and tortuosity in heterogeneous porous media using a disorder parameter. Chemical Engineering Science, 227, 115893. https://doi.org/10.1016/j.ces.2020.115893
36. Zakirov T.R., Khramchenkov M.G. (2020d). Pore-scale investigation of the displacement fluid mechanics during two-phase flows in natural porous media under the dominance of capillary forces. Georesursy, 22(1), pp. 4–12. https://doi.org/10.18599/grs.2020.1.4-12
37. Zakirov T.R., Khramchenkov M.G., Galeev A.A. (2021). Lattice Boltzmann Simulations of the Interface Dynamics During Two-Phase Flow in Porous Media. Lobachevskii Journal of Mathematics, 42(1), pp. 236–255. DOI: 10.1134/S1995080221010297
38. Zhao B., Macminn C. W., Juanes R. (2016). Wettability control on multiphase flow in patterned microfluidics. Proceedings of the National Academy of Sciences of the United States of America, 113(37), pp. 10251–10256. https://doi.org/10.1073/pnas.1603387113
39. Zou Q., He X. (1997). On pressure and velocity boundary conditions for the lattice Boltzmann BGK model. Phys. Fluids, 9, pp. 1591–1598.DOI: 10.1063/1.869307
Рецензия
Для цитирования:
Закиров Т.Р., Храмченков М.Г. Влияние краевых эффектов смачивания на двухфазные течения жидкостей в цифровой модели неоднородного керна при динамических режимах вытеснения. Георесурсы. 2022;24(1):16-26. https://doi.org/10.18599/grs.2022.1.2
For citation:
Zakirov T.R., Khramchenkov M.G. Investigation of the wetting effects on two-phase fluid flows in a heterogeneous digital core under dynamic conditions. Georesursy = Georesources. 2022;24(1):16-26. (In Russ.) https://doi.org/10.18599/grs.2022.1.2
Просмотров:
119
.png){kind=logo}
Послать статью по эл. почте 