Des chercheurs du MIPT (Institut de physique et de technologie de Moscou) et de l’Institut commun de hautes températures de l’Académie des sciences de Russie ont développé une modélisation innovante des écoulements diphasiques dans les milieux poreux, en s’appuyant sur une approche en réseau hétérogène. Leur étude, publiée dans la revue Computer Research and Modeling, ouvre des perspectives pour optimiser l’extraction des hydrocarbures et l’exploration des couches géologiques souterraines, deux enjeux majeurs pour les secteurs pétrolier et hydrologique.
La simulation des écoulements diphasiques — où coexistent deux phases fluides, comme l’eau et le pétrole — dans des milieux poreux constitue un défi scientifique et technique de premier plan. Ces phénomènes jouent un rôle clé dans des domaines variés, allant de la récupération assistée du pétrole à la gestion des ressources en eau souterraine, en passant par le stockage du CO₂. Jusqu’à présent, les modèles existants peinaient à capturer avec précision la complexité des interactions entre les fluides et la structure poreuse, souvent irrégulière et imprévisible à l’échelle microscopique.
Pour surmonter ces limitations, les scientifiques russes proposent une modélisation fondée sur une représentation en réseau bidimensionnel de la roche poreuse. Dans ce cadre, les nœuds du réseau symbolisent les pores, tandis que les liens qui les relient imitent les capillaires de rayons variables, reflétant ainsi la diversité des tailles et des formes des canaux naturels. Cette approche permet de simuler de manière plus réaliste les mécanismes de percolation et de distribution des fluides, en intégrant des paramètres comme la tension superficielle, la mouillabilité des parois ou encore les différences de pression. Contrairement aux modèles classiques, souvent simplifiés, cette méthode offre une granularité accrue pour étudier les dynamiques locales et globales des écoulements.
L’originalité de la démarche réside également dans son caractère hétérogène : le réseau ne se limite pas à une grille uniforme, mais reproduit les irrégularités et les anisotropies des milieux géologiques réels. Les auteurs soulignent que cette flexibilité permet d’adapter le modèle à des configurations variées, qu’il s’agisse de roches sédimentaires, de réservoirs fracturés ou de sols partiellement saturés. Les résultats obtenus pourraient ainsi affiner les stratégies d’injection de fluides dans les gisements pétrolifères, réduisant les coûts et l’impact environnemental des opérations, tout en améliorant leur efficacité.
Au-delà des applications industrielles, cette recherche contribue à une meilleure compréhension fondamentale des processus physiques en jeu dans les milieux poreux. En combinant des outils de mécanique des fluides et de théorie des graphes, les scientifiques ouvrent la voie à des simulations plus prédictives, capables de s’adapter à des échelles allant du laboratoire aux bassins géologiques. Les prochaines étapes pourraient inclure l’extension du modèle à trois dimensions ou l’intégration de données expérimentales pour valider et affiner les prédictions, marquant une avancée significative dans la modélisation des systèmes naturels complexes.