Caratterizzazione spazialmente distribuita della bagnabilità nei mezzi porosi

Perché i contatti fluidi microscopici contano per grandi questioni energetiche

Come si muovono e vengono intrappolati petrolio, acqua e gas come l’idrogeno o l’anidride carbonica all’interno delle rocce in profondità? La risposta dipende dalla “bagnabilità” – quanto la superficie della roccia preferisce un fluido rispetto a un altro – a scale troppo piccole per essere viste a occhio nudo. Questo articolo presenta un nuovo modo di mappare tale preferenza in tre dimensioni, poro per poro, rivelando un mosaico nascosto di comportamenti che influenza fortemente lo stoccaggio sotterraneo di CO₂, lo stoccaggio di idrogeno e il recupero di petrolio, oltre alle prestazioni di batterie avanzate e celle a combustibile.

Guardare dentro le rocce in tre dimensioni

La moderna micro‑tomografia computerizzata a raggi X (micro‑CT) permette agli scienziati di osservare campioni rocciosi in 3D e vedere dove si trovano i diversi fluidi nello spazio poroso. Da queste immagini si cerca di ricavare l’“angolo di contatto” dove l’interfaccia fluida incontra la superficie solida, una misura geometrica semplice della bagnabilità. In teoria questo angolo indica se la roccia si comporta come idrofilica, oleofila o qualcosa nel mezzo. In pratica, misurare quell’angolo direttamente dalle immagini è estremamente difficile: la linea precisa in cui roccia, acqua e olio si incontrano è sfocata su diversi pixel, le superfici sono ruvide e la “segmentazione” automatizzata delle fasi non è mai perfetta. I metodi automatici esistenti spesso appianano dettagli importanti, spostano le interfacce di qualche pixel e quindi distorcono gli angoli, specialmente in rocce complesse o in sistemi a bagnabilità mista dove il comportamento varia fortemente da poro a poro.

Un nuovo modo per seguire i margini dei fluidi

Gli autori introducono un algoritmo geometrico automatizzato che aggira la parte più problematica del problema: individuare la linea di contatto a tre fasi. Invece di misurare esattamente su questa linea ambigua, il metodo costruisce mesh superfici dettagliate dei confini roccia–fluido e fluido–fluido e quindi estrapola le direzioni locali delle superfici (normali) da regioni adiacenti meglio risolte verso il contatto. Queste normali vengono combinate per calcolare gli angoli di contatto in molti punti lungo ciascun anello di contatto. Il flusso di lavoro include una riduzione accurata del rumore, un metodo di segmentazione robusto che segue i reali sbalzi di intensità nelle immagini e una levigatura superficiale attenuata che elimina gli artefatti a “scalinata” pixelata senza restringere o deformare le forme dei pori. Un controllo qualità integrato scarta misurazioni anomale che sono in chiaro conflitto con il vicinato locale, privilegiando l’affidabilità rispetto alla quantità.

Testare il metodo su forme ideali e rocce reali

Per verificare l’accuratezza, il team ha prima applicato l’algoritmo a dataset completamente sintetici: gocce digitali in equilibrio su superfici solide piane e curve dove l’angolo di contatto vero è esattamente noto. Su una vasta gamma di angoli e risoluzioni d’immagine, il nuovo approccio ha recuperato i valori veri con una precisione di circa cinque gradi, performando meglio e in modo più coerente rispetto agli strumenti ampiamente usati, soprattutto ad angoli molto bassi o molto alti dove gli errori tendono ad aumentare. I ricercatori sono poi passati a immagini micro‑CT reali di diversi tipi di roccia, comprese calcari e arenarie, contenenti sistemi olio–acqua e idrogeno–acqua in condizioni di flusso rilevanti per il recupero di petrolio e lo stoccaggio sotterraneo di gas. Confrontando i risultati automatizzati con misurazioni manuali eseguite con cura, hanno mostrato che il loro metodo si allinea strettamente con gli esperti umani evitando i forti bias introdotti dalle tecniche automatiche più vecchie che eccessivamente smussano le interfacce.

Rivelare schemi nascosti nel comportamento roccia–fluido

Dotati di migliaia di misurazioni locali affidabili, gli autori hanno costruito mappe 3D dell’angolo di contatto in tutto lo spazio poroso. In rocce complessivamente idrofile, gli angoli risultano relativamente uniformi e bassi, confermando che l’acqua tende ad aggrapparsi alle superfici solide e a scorrere attraverso angoli stretti mentre l’olio occupa i centri dei pori. In un’arenaria a bagnabilità mista, alterata da una lunga esposizione a petrolio greggio, l’angolo medio suggerisce un comportamento solo lievemente idrofilo. Tuttavia, la mappa spaziale racconta una storia più ricca: quasi il 60% delle superfici rimane idrofilo, mentre circa il 40% passa in un regime intermedio in cui nessuno dei due fluidi è fortemente favorito. Queste aree intermedie sono esattamente i punti in cui nelle immagini si osservano interfacce insolite a forma di sella e schemi di riempimento complessi, spiegando combinazioni apparenti di intrappolamento e flusso che non possono essere catturate da un singolo angolo di contatto medio globale.

Perché questo è importante per energia e ambiente

Per gli ingegneri che cercano di prevedere come CO₂ o idrogeno si diffonderanno e resteranno intrappolati sottoterra, o come elettroliti e gas si muovono attraverso gli strati porosi di celle a combustibile e batterie, conoscere una singola «bagnabilità media» non è più sufficiente. Questo studio dimostra che comportamenti di bagnabilità sottili e spazialmente variabili controllano come i fluidi invadono, si fissano o aggirano percorsi specifici. Il nuovo algoritmo fornisce mappe della bagnabilità poro per poro, insieme a una stima trasparente dell’incertezza di misura, in un pacchetto software open‑source. In termini accessibili, trasforma immagini micro‑CT sfocate di rocce in dettagliate «mappe di preferenza» per i fluidi, offrendo uno strumento potente per progettare progetti di stoccaggio del carbonio più sicuri, riserve di idrogeno più stabili, strategie di recupero del petrolio migliorate e dispositivi elettrochimici più efficienti.

Citazione: 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

Parole chiave: bagnabilità, mezzi porosi, angolo di contatto, stoccaggio CO2, stoccaggio idrogeno