Abstract— Oil recovery by water injection is a common method in petroleum industry. Although the macroscopic point of view monitoring the sweep efficiency is the usual approach, several phenomena could studied more effectively at the microscale. Capillary and viscous forces, together with geometry arrange of the medium, are responsible by the mobilization and trapping the oil. With the goal of studying the dynamic of the microscopic process and the influence of discretization algorithms, boundary condition, and time step, in this work it is used the software Ansys Fluent, with volume of fluid technique, to simulate the two-phase, transient, Newtonian and laminar flow. The 2D Cartesian domain is a system with circular constrictions representing a simplified porous media initially fully filled with oil where the periodic boundary condition is applied. At the microscale, oil films are retained around the grains walls and recirculation acts trapping the oil. This volume is slowly removed result of the continuous water injection. Two stages are well identified in this process. One with linear decrease whit time, which is in according with our analytical prediction until the water breakthrough, followed by the stabilization where the continue water injection has no effect in the oil displacement. Consequently, the oil recovery is not complete, a fraction of it will remains in the porous medium. In addition, it is possible to identify the numerical algorithms for this microscale immiscible liquid/liquid displacement problem, which presents the more coherent physical results. Keywords— interfacial effects, two-phase flow, volume of fluid, recovery factor, artificial porous media. I. INTRODUÇÃO ÓLEO contido no reservatório de petróleo deve ser movimentado para as instalações de superfície. Neste processo as perdas de carga devido ao peso da coluna hidrostática função da profundidade do reservatório e as originadas pelo atrito ao longo do percurso no reservatório, coluna de produção, flowline, riser e outros componentes que dependem da produção ser marítima ou terrestre, oferecem um desafio considerável para os engenheiros, pois estas perdas de carga significam uma dissipação de energia [1]. Estas características, aliadas com a presença das forças de capilaridade que são dominantes na escala de poros do reservatório e que originam o trapeamento do óleo no meio poroso, resultam com que apenas uma fração do volume de óleo do reservatório existente na época da descoberta (OOIP – Original Oil In Place) seja efetivamente produzido (Np). O K. B. Santos, Universidade Federal do Espírito Santo (Ufes), São Mateus, ES, Brasil, kk_borchardt@hotmail.com O. J. Romero, Universidade Federal do Espírito Santo (Ufes), São Mateus, ES, Brasil, oldrich.romero@ufes.br A. P. Meneguelo, Universidade Federal do Espírito Santo (Ufes), São Mateus, ES, Brasil, ana.meneguelo@ufes.br D. C. Ribeiro, Universidade Federal do Espírito Santo (Ufes), São Mateus, ES, Brasil, daniel.ribeiro@ufes.br parâmetro que mede a eficiência do processo extrativo é o fator de recuperação  ோ , que é simplesmente  ோ = ݌/OOIP. É um parâmetro de importância econômica notável para as empresas operadoras e seus valores comuns são, por exemplo, 0,4, significando que de cada 100 barris existentes no subsolo apenas 40 barris são movimentados para a superfície [2]. A produção realizada através da energia primária é chamada de recuperação primária, embora pouco eficiente é útil no início da produção. Para aumentar a energia e, consequentemente, melhorar os índices de recuperação, são usados os métodos convencionais de recuperação secundária como a injeção de água, estudada neste trabalho, e injeção imiscível de gás [3,4]. Existem, ainda, os métodos especiais de recuperação que utilizam mecanismos físicos, químicos ou térmicos para melhorar o deslocamento [5,6,7,8]. Quais são os mecanismos físicos que originam índices tão baixos de produção? Para responder esta questão deve-se entender que o fator de recuperação é também expressa como o produto da eficiência macroscópica ܧ ௩௢௟ (ou de varrido), pela eficiência microscópica ܧ ஽ (ou de deslocamento), isto é  ோ ܧ= ௩௢௟ ܧ ஽ , ambos no domínio da rocha-reservatório portadora de óleo. A eficiência macroscópica está associada com quanto do volume do reservatório é contatado pelo fluido injetado. Com isso, quanto menor o volume de rocha contatado menos eficiente é o processo de varredura, uma vez que nas regiões não invadidas o óleo não será mobilizado. Estudos nesta escala são comumente obtidos mediante simuladores comerciais como Eclipse e Imex, ou acadêmicos como o Utchem. É a abordagem tradicional quando se trata de simulação numérica de reservatórios de petróleo com vasta literatura disponível. Já a eficiência microscópica está relacionada com a fração de óleo mobilizado da região contatada pelo fluido injetado, e conforme destacado por [9] depende das forças de tensão superficial e interfacial, molhabilidade, pressão capilar, e permeabilidade relativa. Diversos fenômenos próprios da escala microscópica e relacionados com a geometria do meio poroso (snap-off, formação de lamelas, efeito Jamin) dificultam seu estudo. Modelos simplificados como pore- doublet de bypass, capilares retos, capilares com constrições, redes de capilares, etc., tem sido propostos para estudar os efeitos principalmente capilares e viscosos. Entretanto ainda a compressão do trapeamento e mobilização de óleo está longe de ser resolvido e seu estudo é o que motiva o desenvolvimento deste trabalho. Desta forma o deslocamento de óleo por injeção de água na escala de poros é conduzido em um modelo bidimensional simplificado representado pela região delimitada por um retângulo na Fig. 1. É considerando K. B. Santos, O. J. Romero, A. P. Meneguelo and D. C. Ribeiro A numerical Investigation of Immiscible Water- Oil Displacement in Simplified Porous Media O IEEE LATIN AMERICA TRANSACTIONS, VOL. 14, NO. 5, MAY 2016 2175