Caractérisation spatiale de l’adhérence des fluides dans les milieux poreux

Pourquoi de petits contacts fluides comptent pour de grandes questions énergétiques

Comment le pétrole, l’eau et des gaz comme l’hydrogène ou le dioxyde de carbone se déplacent‑ils réellement et se retrouvent‑ils piégés à l’intérieur des roches en profondeur ? La réponse dépend de la « mouillabilité » — la préférence de la surface rocheuse pour un fluide plutôt qu’un autre — à des échelles bien trop petites pour être vues à l’œil nu. Cet article présente une nouvelle façon de cartographier cette préférence en trois dimensions, pore par pore, révélant un patchwork caché de comportements qui influence fortement le stockage souterrain du CO₂, le stockage de l’hydrogène et la récupération pétrolière, ainsi que les performances des batteries et des piles à combustible avancées.

Regarder l’intérieur des roches en trois dimensions

La micro‑tomographie X (micro‑CT) moderne permet aux scientifiques d’examiner en 3D de petits échantillons de roche et de voir où les différents fluides prennent place dans l’espace poreux. À partir de ces images, on cherche à déterminer « l’angle de contact » où l’interface fluide rencontre la surface solide, une mesure géométrique simple de la mouillabilité. En théorie, cet angle indique si la roche est hydrophile, oléophile ou intermédiaire. En pratique, lire cet angle directement sur les images est extrêmement difficile : la ligne exacte où roche, eau et huile se rencontrent est floue sur plusieurs pixels, les surfaces sont rugueuses, et la « segmentation » informatique des phases n’est jamais parfaite. Les méthodes automatisées existantes lissent souvent des détails importants, déplacent les interfaces de quelques pixels et biaisent donc les angles, en particulier dans les roches complexes ou les systèmes à mouillage mixte où le comportement varie fortement d’un pore à l’autre.

Une nouvelle façon de suivre les bords des fluides

Les auteurs présentent un algorithme géométrique automatisé qui contourne la partie la plus problématique du problème : localiser précisément la ligne de contact tri‑phasie. Plutôt que de mesurer strictement à cette ligne ambiguë, la méthode construit des maillages de surface détaillés des frontières roche–fluide et fluide–fluide, puis extrapole les directions locales des surfaces (normales) à partir de régions voisines mieux résolues vers la zone de contact. Ces normales sont combinées pour calculer des angles de contact en de nombreux points le long de chaque boucle de contact. Le flux de travail inclut une réduction soignée du bruit, une méthode de segmentation robuste qui suit les véritables bords d’intensité dans les images, et un lissage de surface délicat qui supprime les artefacts « en escalier » pixelisés sans réduire ni déformer les formes des pores. Un contrôle qualité intégré rejette les mesures aberrantes qui contredisent clairement le voisinage local, privilégiant la fiabilité à la quantité.

Tester la méthode sur des formes idéales et des roches réelles

Pour vérifier l’exactitude, l’équipe a d’abord appliqué l’algorithme à des jeux de données entièrement synthétiques : des gouttes numériques au repos sur des surfaces solides planes et courbes où l’angle de contact vrai est exactement connu. Sur une large gamme d’angles et de résolutions d’image, la nouvelle approche a retrouvé les valeurs réelles avec une précision d’environ cinq degrés, performante et plus cohérente que les outils couramment utilisés, en particulier pour les angles faibles et forts où les erreurs augmentent habituellement. Les chercheurs sont ensuite passés à de vraies images micro‑CT de plusieurs types de roches, dont des calcaires et des grès, contenant des systèmes huile–eau et hydrogène–eau sous des conditions d’écoulement pertinentes pour la récupération pétrolière et le stockage souterrain de gaz. En comparant les résultats automatisés avec des mesures d’angles manuelles minutieuses, ils ont montré que leur méthode correspond étroitement aux experts humains tout en évitant les forts biais introduits par les anciennes techniques automatisées qui sur‑lissent les interfaces.

Révéler des motifs cachés dans le comportement roche–fluide

Avec des milliers de mesures locales fiables, les auteurs ont construit des cartes 3D de l’angle de contact dans l’ensemble de l’espace poreux. Dans les roches globalement hydrophiles, les angles sont relativement uniformes et faibles, confirmant que l’eau a tendance à adhérer aux surfaces solides et à s’écouler dans les coins étroits tandis que l’huile occupe le centre des pores. Dans un grès « à mouillage mixte », altéré par une longue exposition au pétrole brut, l’angle moyen suggère un comportement seulement légèrement hydrophile. Toutefois, la carte spatiale raconte une histoire plus riche : près de 60 % des surfaces restent hydrophiles, tandis qu’environ 40 % basculent vers un régime intermédiaire où aucun des deux fluides n’est fortement favorisé. Ces zones intermédiaires correspondent exactement aux interfaces en forme de selle et aux schémas de remplissage complexes observés dans les images, expliquant des combinaisons déroutantes de piégeage et d’écoulement qui ne peuvent pas être rendues par un seul angle de contact moyen global.

Pourquoi cela compte pour l’énergie et l’environnement

Pour les ingénieurs qui tentent de prévoir comment le CO₂ ou l’hydrogène vont se propager et rester piégés sous terre, ou comment les électrolytes et les gaz circulent à travers les couches poreuses des piles à combustible et des batteries, connaître une unique « mouillabilité moyenne » ne suffit plus. Cette étude montre que des comportements de mouillage subtils et variables spatialement contrôlent la manière dont les fluides envahissent, se bloquent ou contournent certaines voies. Le nouvel algorithme fournit des cartes de mouillabilité pore par pore, accompagnées d’une estimation transparente de l’incertitude de mesure, dans un logiciel open source. En termes accessibles, il transforme des images micro‑CT floues de roches en « cartes de préférence » détaillées pour les fluides, offrant un outil puissant pour concevoir des projets de stockage du carbone plus sûrs, des réservoirs d’hydrogène plus stables, de meilleures stratégies de récupération pétrolière et des dispositifs électrochimiques plus efficaces.

Citation: Aljaberi, F., Belhaj, H., Foroughi, S. et al. Spatially distributed wettability characterization in porous media. Sci Rep 16, 12643 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-43688-1

Mots-clés: mouillabilité, milieux poreux, angle de contact, stockage de CO2, stockage d’hydrogène