بررسی تاثیر پارامترهای ترشوندگی، کشش سطحی و عرض شکاف در فرآیند آشام ناهمسو با استفاده از نرم افزار کامسول

آشام خودبخودی ناهمسو که در آن فازهای تر و غیر تر در خلاف جهت همدیگر و از میان یکدیگر حرکت می‌کنند، به عنوان یکی از مهم‌ترین مکانیسم‌های بازیافت طبیعی نفت در مخازن شکافدار شناخته می‌شود، با این حال، این مکانیسم مورد توجه زیادی قرار نگرفته است و درک کردن دینامیک جابجایی فاز تر و غیر تر در طول جریان متقابل آشام ناهمسو بدلیل پیچیدگی هندسه مخزن و ناهمگنی بسیار چالش برانگیز است. در این مقاله با استفاده از نرم‌افزار کامسول برای شبیه‌سازی جریان دو فازی از طریق یک محیط متخلخل شکافدار ناهمگن استفاده شده است و به بررسی تاثیر پارامتر‌های موثر از جمله ترشوندگی، ضخامت شکاف و کشش سطحی پرداخته شد، نتایج نشان می‌دهد که با تغییر ترشوندگی محیط متخلخل از حالت خنثی به حالت شدیداً آبدوست مشاهده شد که برای زاویه تماس‌های بالاتر از 60 درجه، آب تقریبا فقط شکاف را پر می‌کند و قادر به نفوذ به درون ماتریکس نمی‌باشد و با تغییر ترشوندگی به سمت آبدوست، نرخ آشام و مقدار نهایی بازیافت افزایش یافت. تغییرات عرض شکاف اثر اندکی بر روی نرخ آشام و مقدار بازیافت نهایی دارد و افزایش کشش سطحی بر طبق معادله یانگ لاپلاس سبب افزایش فشار مویینگی و بازیافت نفت می‌شود، همچنین  برای اولین بار الگو جریانی شکاف پر شونده در ابعاد حفره مشاهده شد و روش میدان فازی می تواند به دقت سطح تماس سیالات را با زمان محاسباتی مناسب ردیابی نماید.

investigating the effect of parameters of wettability, fracture aperture and interfacial tension during counter-current spontaneous imbibition at pore-scale

counter-current spontaneous imbibition (si), in which water and oil flow through the same face in opposite directions, is known as one of the most significant oil recovery mechanisms in naturally fractured reservoirs; however, this mechanism has not received much attention. understanding the dynamic of water-oil displacement during counter-current si is very challenging because of simultaneous impacts of multiple factors including geometry complexity and heterogeneity of naturally fractured reservoir materials, this study investigates the effects of wettability, fracture aperture and interfacial tension during counter-current si at pore-scale, the obtained results showed that the wettability of the porous medium changed from a neutral state to a highly hydrophilic state, and it was observed that for contact angles higher than 60 degrees, it was observed that the water mass imbibed into the matrix block varies linearly with time before the water front meets the outlet,  which is captured for the first time in a numerical study. also, it is revealed that increasing the fracture aperture reduces water breakthrough time and oil recovery, known as “filling fracture” regime, the developed model can be used as a basis for phase-field counter-current simulations and would be useful to study the qualitative and quantitative nature of this phenomenon.