- Research Article
- 10.26089/nummet.v27r108
Estimation of three-phase relative permeabilities from the results of two-phase pore-scale numerical simulation
- Jan 21, 2026
- Numerical Methods and Programming (Vychislitel'nye Metody i Programmirovanie)
- Dmitry I Prokhorov + 2 more +2
The article presents a parallel algorithm for numerical simulation of two-phase flows in digital rock images. The algorithm is based on the phase-field method and the finite-difference approach, which includes solving the Poisson equation using conjugate gradients with a spectral preconditioner. The domain decomposition method and CUDA and MPI technologies are used to parallelize the algorithm. The algorithm is applied to calculate the relative phase permeabilities using the steady-state method for oil and water, oil and CO2 in a supercritical form. Based on the calculated two-phase permeabilities, ternary relative permeability diagrams are constructed for a three-phase system using the Stone I, Stone II, and Baker models. The justification of the choice of liquid parameters for two-phase modeling is carried out. В статье представлен параллельный алгоритм для численного моделирования двухфазных потоков в цифровых изображениях горных пород. Основу алгоритма составляют метод фазового поля и конечно-разностный подход, включающий решение уравнения Пуассона методом сопряженных градиентов со спектральным предобуславливателем. Для параллелизации алгоритма применяются метод декомпозиции расчетной области и технологии CUDA и MPI. Представленный алгоритм используется для расчета относительных фазовых проницаемостей методом установившегося режима фильтрации для нефти и воды, нефти и CO2 в сверхкритической форме. На основе рассчитанных двухфазных проницаемостей проводится построение тернарных диаграмм относительной проницаемости для трехфазной системы с использованием моделей Стоуна I, Стоуна II и Бейкера. Проводится обоснование выбора параметров жидкостей для двухфазного моделирования.
Read more