Пространственно распределённая характеристика смачиваемости в пористых средах

Почему крошечные контакты между жидкостями важны для крупных энергетических задач

Как на самом деле нефть, вода и газы, такие как водород или углекислый газ, перемещаются и задерживаются внутри пород глубоко под землёй? Ответ зависит от «смачиваемости» — того, насколько поверхность породы предпочитает одну жидкость другой — на масштабах, слишком малых, чтобы увидеть невооружённым глазом. В этой статье представлен новый метод трёхмерного картирования таких предпочтений по порам, который раскрывает скрытую мозаику поведения, существенно влияющую на подземное хранение CO₂, хранение водорода и добычу нефти, а также на работу современных батарей и топливных элементов.

Заглянуть внутрь пород в трёх измерениях

Современная рентгеновская микрокомпьютерная томография (micro‑CT) позволяет учёным исследовать небольшие образцы скалы в 3D и видеть, где в поровом пространстве располагаются разные жидкости. По этим изображениям пытаются определить «угол контакта», где интерфейс жидкости встречается с твердой поверхностью — простая геометрическая мера смачиваемости. В теории этот угол указывает, ведёт ли себя порода как гидрофильная, нефтелюбивая или где‑то посередине. На практике прямое считывание этого угла с изображений чрезвычайно трудно: точная линия, где встречаются порода, вода и нефть, размыта на несколько пикселей, поверхности шероховаты, а компьютерная «сегментация» фаз никогда не бывает идеальной. Существующие автоматические методы часто сглаживают важные детали, смещают интерфейсы на несколько пикселей и поэтому искажают углы, особенно в сложных породах или в системах со смешанной смачиваемостью, где поведение сильно варьируется от поры к поре.

Новый способ отслеживать границы жидкости

Авторы предлагают автоматизированный геометрический алгоритм, который обходит самую проблемную часть задачи: точное определение трёхфазной контактной линии. Вместо измерения непосредственно на этой неоднозначной линии метод строит подробные поверхностные сетки границ «порода–жидкость» и «жидкость–жидкость», а затем экстраполирует местные направления поверхностей (нормали) из соседних, лучше разрешённых областей к контакту. Эти нормали комбинируются для вычисления углов контакта во многих точках вдоль каждой контактной петли. Рабочий процесс включает тщательное подавление шума, устойчивую сегментацию, которая следует реальным границам интенсивности на изображениях, и аккуратное сглаживание поверхностей, устраняющее «ступенчатые» артефакты пикселизации без усадки или искажения форм пор. Встроенная проверка качества отбраковывает выбросы, явно противоречащие локальному окружению, отдавая приоритет надёжности над количеством измерений.

Тестирование метода на идеальных формах и реальных породах

Для проверки точности команда сначала применила алгоритм к полностью синтетическим наборам данных: цифровым каплям, лежащим на плоских и криволинейных твёрдых поверхностях, где истинный угол контакта точно известен. В широком диапазоне углов и разрешений изображений новый подход восстановил истинные значения с погрешностью около пяти градусов, показывая лучшие и более стабильные результаты по сравнению с широко используемыми существующими инструментами, особенно при низких и высоких углах, где ошибки обычно возрастали. Затем исследователи перешли к реальным micro‑CT‑изображениям нескольких типов пород, включая известняки и песчаники, содержащих системы нефть–вода и водород–вода в условиях потока, актуальных для добычи и подземного хранения газа. Сравнивая автоматические результаты с кропотливыми ручными измерениями углов, они показали, что их метод близок к оценкам экспертов-человеком, избегая сильных смещений, вносимых старыми автоматическими техниками, которые чрезмерно сглаживают интерфейсы.

Выявление скрытых закономерностей в поведении порода–жидкость

Имея тысячи надёжных локальных измерений, авторы построили 3D‑карты угла контакта по всему поровому пространству. В породах с общей гидрофильностью углы относительно равномерны и малы, что подтверждает, что вода склонна прилипать к твёрдым поверхностям и течь по узким углам, в то время как нефть занимает центры пор. В «смешанно‑мокром» песчанике, изменённом длительным воздействием сырой нефти, средний угол указывает лишь на умеренную гидрофильность. Однако пространственная карта рассказывает более богатую историю: примерно 60% поверхностей остаются гидрофильными, тогда как около 40% переходят в промежуточный режим, где ни одна из жидкостей не предпочитается явно. Именно в этих промежуточных участках наблюдаются необычные седловидные интерфейсы и сложные схемы заполняемости, объясняющие странные сочетания захвата и потока, которые не уловить по единому усреднённому углу контакта.

Почему это важно для энергетики и экологии

Инженерам, пытающимся предсказать, как CO₂ или водород будут распространяться и оставаться захваченными под землёй, или как электролиты и газы перемещаются через пористые слои в топливных элементах и батареях, одной «средней» смачиваемости уже недостаточно. Исследование показывает, что тонкие пространственные вариации смачиваемости контролируют, как жидкости внедряются, фиксируются или обходят определённые пути. Новый алгоритм предоставляет пократно‑по‑поре карты смачиваемости вместе с прозрачной оценкой неопределённости измерений в открытом программном обеспечении. Проще говоря, он превращает размытые рентгеновские снимки пород в детализированные «карты предпочтений» для жидкостей, предлагая мощный инструмент для проектирования более безопасных проектов по хранению углерода, более стабильных резервуаров для водорода, улучшения методов добычи нефти и повышения эффективности электрохимических устройств.

Цитирование: 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

Ключевые слова: смачиваемость, пористые среды, угол контакта, хранение CO2, хранение водорода