Stabilité des écoulements diphasiques dans un milieu poreux étudié par des techniques d'IRM

It is important to understand the driving forces that control the flow of two immiscible fluids in a porous medium. Indeed, there is a wide range of applications of two-phase flows in porous media, especially those relating to enhanced oil recovery (EOR). The development of quantitative magnetic resonance imaging (MRI) techniques opens up new possibilities for studying and characterizing multiphase flows in porous media. This work is specifically concerned with describing the displacement of two immiscible fluids (water-oil) in a porous medium using MRI techniques. The porous medium is initially saturated with oil which is displaced by injecting water from below, oil and water can be evacuated from above. The general objective of the study is to determine the displacement and the deformation of the front (water-oil) over time, and to specify the trapping mechanisms of the phases. Experiments are conducted on two porous models. One oil wetting consists of a stack of small polystyrene beads (0.4 mm < dp < 0.6 mm), the other wetting with water is a slightly compacted sand (0.02 mm < dp <0.50 mm). We used a 14 T NMR micro-imaging device (1H resonance at 600 MHz) to acquire high resolution images (0.2 mm) inside the porous media during the movement of the two fluids. The results obtained showed that the oil saturation profile is strongly influenced by the properties of the porous material, such as the porosity and the permeability of the sample, the wetting of the phases, the injection rate of the water or even the heterogeneity of the solid matrix. The influence of the water injection flow rate on the residual saturation of oil has been studied more particularly. The experimental results allow a fine understanding of the displacement of two immiscible fluids for two types of porous media, which mainly differ by the effects of wettability. At the same time, a numerical simulation of the upward vertical displacement of oil pushed by water in a porous column was performed and the results compared to our MRI experiments.Il est important de comprendre les forces motrices qui contrôlent l'écoulement de deux fluides immiscibles dans un milieu poreux. En effet, il existe une large gamme d'applications des écoulements diphasiques en milieux poreux, notamment ceux qui concernent la récupération assistée du pétrole (EOR). Le développement des techniques quantitatives d'imagerie par résonance magnétique (IRM) ouvre de nouvelles possibilités pour étudier et caractériser les flux multiphasiques en milieu poreux. Ce travail s’intéresse précisément à décrire le déplacement de deux fluides immiscibles (eau-huile) au sein d’un milieu poreux en utilisant les techniques d’IRM. Le milieu poreux est initialement saturé d’huile qu’on vient déplacer en injectant de l’eau par le bas, l’huile et l’eau pouvant s’évacuer par le haut. L’objectif général de l’étude est de déterminer le déplacement et la déformation du front (eau-huile) au cours du temps, et de préciser les mécanismes de piégeage des phases. Des expériences sont menées sur deux modèles poreux. L’un mouillant à l’huile consiste en un empilement de petites billes en polystyrène (0,4 mm < dp < 0,6 mm), l’autre mouillant à l’eau est un sable légèrement compacté (0,02 mm < dp < 0,50 mm). Nous avons utilisé un dispositif de micro-imagerie RMN fonctionnant à 14 T (résonance 1H à 600 MHz) pour acquérir des images à haute résolution (0.2 mm) à l’intérieur des milieux poreux au cours du déplacement des deux fluides. Les résultats obtenus ont montré que le profil de saturation en huile est fortement influencé par les propriétés du matériau poreux, telles que la porosité et la perméabilité de l'échantillon, le mouillage des phases, le débit d'injection de l’eau ou encore l’hétérogénéité de la matrice solide. L'influence du débit d’injection d’eau sur la saturation résiduelle en huile a été plus particulièrement étudiée. Les résultats expérimentaux permettent une compréhension fine du déplacement de deux fluides non miscibles pour deux types de milieux poreux, qui se différencient principalement par les effets de la mouillabilité. Dans le même temps, une simulation numérique du déplacement vertical ascendant de l’huile poussée par de l’eau dans une colonne poreuse a été réalisée et les résultats ont été comparés à nos expériences sous IRM

Studying of parameters of two-phase displacement in porous media with MRI technique

This study describes experimental research on two-phase flow displacement using Magnetic Resonance Imaging (MRI) techniques. The overall purpose of this investigation is to determine kinetics process of phase trapping during (water-oil) two-phase flow, the front deformation and the phases saturation propagation along a vertical model. In these water flooding experiments, the porous medium model consists of packed beads of polystyrene (0.4 mm < dp < 0.6 mm) or sand grains (0.02 mm < dp < 0.50 mm). In order to conduct high accuracy experiments, a Nuclear Magnetic Resonance (NMR) spectrometer operating at 14 T (corresponding to a 600 MHz 1H resonance) equipped with an imaging device was used. With this equipment we can measure and visualize the two-phase flow in a vertical model of porous medium under ambient conditions. The obtained results have shown that the oil saturation profile is strongly influenced by the material properties such as the phase wetting, the sample porosity and permeability as well as the injection rate. The influence of flow velocity on the residual oil saturation was also studied. The experimental results allow an essential understanding of immiscible fluid displacement in two different types of porous medium that differ from each other mainly by the effects of wettability

Two-Phase Displacement In Porous Media Studied By MRI Techniques

International audienceTo perform the numerical simulations the phenomenological meniscus model [1] for two-phase flow was used. It takes into consideration the phase distribution in porous medium, the displacing front deformation and the residual phase formation. The closing relations for this model were obtained from the given experiments. The simulations confirmed qualitatively the experimental results