ct模擬實驗裝置

❶ CT掃描火山岩水力裂縫擴展物理模擬研究

孫志宇 劉長印 李宗田

（中國石化石油勘探開發研究院，北京 100083）

摘 要 採用大尺寸真三軸實驗系統及CT掃描裂縫監測方法，直觀有效地觀察了微裂縫、孔洞發育的大尺寸火山岩露頭岩樣水力裂縫擴展規律，分析了不同主應力差、岩石孔隙、天然裂縫發育程度對火山岩壓裂裂縫擴展的影響，該方法在國內外尚屬首次。實驗結果表明，火山岩質地堅硬，難以壓開，壓裂過程中具有明顯的泵壓波動；裂縫擴展總體上受水平主應力狀態控制，但天然裂縫空間位置、長度、熔孔發育程度及岩石特性會影響裂縫起裂、延伸壓力及裂縫形態，形成復雜的裂縫系統：井筒附近的天然裂縫、孔洞會改變水力裂縫起裂次序及擴展方向，而火山岩獨有的岩石特性又會使裂縫的空間展布較為扭曲。

關鍵詞 CT掃描 裂縫擴展 物理模擬 火山岩

Research of Physical Modelling on HydraulicFracture Propagation by CT Scan in Volcanic Rocks

SUN Zhiyu，LIU Changyin，LI Zongtian

（SINOPEC Exploration ＆ Proction Research Institute，Beijing 100083，China）

Abstract Applying triaxial experimental system and CT scan monitoring method，the propagation rule of hydraclic fracture in large-size volcanic outcrop rock sample with lots of micro-cracks and holes can be observed effectively，also the effects of stress difference，rock pores and nature fractures on hydraclic fracture propagation can be analyzed，which is first used all over the world.The results show that，the volcanic rock is very hard to crack，and the pump pressure fluctuates obviously in the treatment；the fracture propagation is mainly controlled by horizontal principle stress but nature fractures location and length，rock pores size and rock characteristics also have significant effects on fracture initiation，extension and fracture geometry to cause complex fracture system. Nature fractures and pores near wellbore may change the direction of fracture and the special rock characteristics of volcanic rock may cause the fracture tortuous.

Key words CT scan；fracture propagation；physical modelling；volcanic rock

針對大尺寸岩樣水力壓裂裂縫起裂和延伸的實驗研究，前人做了大量的工作，取得了一定的成果^［1～9］，但是，這些實驗都是針對均質的水泥塊砂岩，不能用來反映火山岩壓裂裂縫起裂、延伸規律，而且在對室內的水力壓裂物理模擬實驗壓裂裂縫的監測方面，傳統的方法雖然可行，但都具有一定的局限性。最常規的觀測方法是在壓裂後用鋼鋸、鐵釺等工具將試樣劈開，從而觀測裂縫的形狀^［5～9］。這種方法有兩個缺點：一是在劈裂的過程中，原有的裂縫勢必會遭到破壞，或者在原有的裂縫基礎上產生新的裂縫，極大地影響了實驗結果的准確性；二是在多裂縫的觀測方面，常規壓裂後的觀測方法是沿著主裂縫劈開試樣，其結果是只能對主裂縫面進行觀測，而其他的裂縫均遭到破壞。利用CT掃描儀和紅外線熱成像等技術對裂縫進行監測能夠克服以上實驗方法的弊端，直觀、有效地觀測到裂縫的擴展形態，分析主應力差、岩石孔隙、天然裂縫發育程度對火山岩壓裂裂縫的影響，探索與火山岩多裂縫、縫洞型油藏特點相適應的壓裂裂縫起裂、延伸機理，指導火山岩現場壓裂優化設計。

1 模擬試驗

1.1 試驗設備

試驗採用中國石油大學（北京）設計組建的大尺寸真三軸模擬系統，該系統可以模擬真實地層條件下水力裂縫的起裂和擴展機理。模擬壓裂試驗系統由大尺寸真三軸試驗架、MTS伺服增壓泵、數據採集系統、穩壓源、油水隔離器及其他輔助裝置組成，如圖1所示。

圖1 試驗設備及流程

1.2 岩樣採集與制備

實驗採用的火山岩樣來自於採集的松南火山岩現場露頭，考慮到CT掃描設備的穿透尺寸，共制備200mm×200mm×200mm大尺寸岩石樣品10塊，取噴溢相上部亞相流紋岩、噴溢相下部亞相凝灰岩各兩塊進行實驗，圖2、圖3分別為制備的流紋岩及凝灰岩岩樣。室內測定流紋岩的單軸抗壓強度為265 MPa，楊氏模量為45.50GPa，泊松比為0.24，而凝灰岩的單軸抗壓強度為172MPa，楊氏模量為35.25 GPa，泊松比為0.23，均高於常規砂岩，說明火山岩質地堅硬，脆性較強，延展性小。

圖2 制備的流紋岩岩樣

圖3 制備的凝灰岩岩樣

1.3 實驗步驟

1）在實驗岩樣的正中鑽出直徑為14mm的井眼，井眼深度為140mm，然後把模擬井筒放入其中，用ETA公司生產的VMZ345型強力膠黏劑膠結，中間留出10mm的裸眼段便於水力裂縫的起裂。

採用水基胍膠溶液作為壓裂液，壓裂液中添加了紅色示蹤劑，壓裂液的質量分數為1％，壓裂液的黏度為135mPa·s（600轉/min），壓裂液排量為4.2×10^-9m³/s，4塊岩樣實驗垂向壓力都為20MPa，兩個水平向圍壓根據實驗岩樣的不同而不同。

2）將岩樣放置於真三軸模擬壓裂試驗架上，調整好位置，在岩樣周圍加上壓力板，用起吊機將頂板放置於岩樣頂部。

3）連接液壓穩壓源、壓力板之間的管線；連接頂板（模擬井筒）、油水分離器、MTS液壓源之間的管線；在三向模擬壓裂裝置的周圍液壓板上布置好聲發射監測探頭。

4）開啟液壓穩壓源，選取其中的兩個通道，根據不同的實驗要求，手動將通道壓力增至預定壓力。

5）將制備好的壓裂液放入油水分離器。

6）開啟MTS伺服增壓器，開啟與MTS控制器連接的計算機端注入壓力控制系統和數據採集系統。

7）緩慢增加註入壓力，觀察壓力注入系統和數據採集系統。觀察壓力-時間曲線和排量-時間曲線，判斷試樣破裂後停泵，並關閉液壓穩壓源，卸掉圍壓。

2 結果與討論

2.1 岩樣1實驗

岩樣1使用的是火山流紋岩，試驗過程中垂向與水平圍壓分別為20、15、10MPa。

圖4為岩樣1的泵注壓力曲線，壓力曲線呈現明顯波動形式，且幅度很大，初始壓裂峰值壓力達到了60MPa，之後峰值壓力不斷下降，壓力曲線的下降說明壓裂液進入較大的孔洞或使天然裂縫張開，當孔洞或天然裂縫被充滿後，壓力回升，而後又溝通新的天然裂縫或進入新的孔洞，如此反復。峰值壓力持續下降說明有新裂縫張開，但將岩樣取出後觀察未見明顯的水力縫，說明在60MPa的峰值壓力下並沒有將岩樣貫穿，只可能在岩樣內部形成了較小的裂縫，而這些裂縫可通過CT掃描的方式識別。

圖4 岩樣1壓力曲線

壓前對200mm×200mm×200mm火山岩岩樣從上往下應用CT掃描200個橫截面，每個截面間距為1mm。壓裂後採取同樣的方法對岩樣進行掃描，壓前、壓後火山岩樣的CT掃描結果顯示，只在其中很少的截面上（編號144-148）發現壓裂後有新的水力縫產生。圖5、圖6分別為編號為144的截面在掃描前後的裂縫形態變化圖，從圖中可以看出，壓裂前在此截面上存在有一條天然裂縫，壓裂試驗後對同一截面掃描圖觀察發現，水力裂縫在天然裂縫處起裂，並不斷延伸，說明在井筒天然裂縫處存在薄弱面，水壓會首先使得天然裂縫張開，而並非沿著最大主應力方向起裂與擴展。

圖5 壓前144截面掃描圖片

圖6 壓後144截面掃描圖片

圖7 146截面壓後裂縫形態掃描圖

圖7為146截面壓裂後裂縫形態掃描圖，從圖中可以看出，水壓裂縫在沿著天然裂縫的方向起裂與延伸一段距離後，逐漸轉向與最大主應力平行的方向。在這個過程之中還可以看出，水力裂縫在進入孔洞發育區域時，並不繼續沿著原方向向前延伸，而是在孔洞的某個弱面上產生新的裂縫，並向前擴展溝通其他孔洞。

從圖7中還可以發現，在井筒另一側還產生了一條平行於最大主應力的裂縫，長度大約有5cm，說明在一條裂縫延伸過程中，受裂縫近井筒扭曲效應的影響，井筒壓力還是在不斷增大，當井筒壓力達到了地層的破裂壓力時第二條裂縫起裂擴展，兩條水力裂縫並非在井筒兩翼同時產生並成相互對稱的理想狀態。

147、148截面壓前、壓後裂縫掃描顯示，壓前井筒附近截面上無裂縫顯示區域壓後出現水壓裂縫，說明是144截面裂縫起裂後擴展到147、148截面的，但此兩截面兩翼裂縫長度逐漸減小，說明裂縫在144面起裂後，向下方呈近似楔形擴展，因掃描切面不同而觀察到的裂縫長度不同。

2.2 岩樣2實驗

岩樣2使用的是火山凝灰岩，實驗過程與岩樣1相同，垂向與水平圍壓分別為20、15、12MPa。在壓前CT掃描截面圖上，可明顯觀察到一條近似水平向天然裂縫，從第2面開始出現一直到106面消失，期間與井筒溝通，而在跨過井筒後，幾乎橫切整個岩樣（圖8）。

圖9為岩樣2的泵注壓力曲線，從圖中可以看出明顯的破裂顯示，但破裂壓力只有22MPa，遠低於前面流紋岩的60MPa，破裂後壓力逐漸穩定，結合壓前的CT掃描分析及壓裂後壓力曲線，認為壓裂液只是使得井筒附近的那條天然裂縫開啟，而沒有產生新的水力縫，22MPa是天然裂縫開啟的壓力。

通過CT掃描觀察，對於相同截面，天然裂縫均有不同程度的擴展（圖10），壓後的CT掃描圖中裂縫明顯比壓前清晰，但實驗後未發現新的其他裂縫產生。理論上，在試驗2的圍壓情況下，應該有垂直的新縫產生，但由於這條天然裂縫的尺寸與岩樣2相比已足夠大，它對於水壓裂縫的影響已超過了主應力對裂縫走向的影響，因此試驗後只發現了天然裂縫的擴展。

2.3 岩樣3實驗

岩樣3使用的樣品岩性與岩樣1相同，都是火山流紋岩，試驗過程與岩樣1相同，為了盡可能壓開裂縫，垂向與水平圍壓分別為12、7、2MPa。實驗進行過程中始終未見明顯破裂顯示，壓力上升很快，幾分鍾內達到70MPa，被迫停泵，停泵後在岩樣外側未見壓裂液濾失痕跡，說明岩樣未壓開（圖11）。

圖8 岩樣2壓前CT掃描圖

圖9 岩樣2泵注壓力與時間曲線

分析原因認為，所取火山岩岩樣質地堅硬，破裂強度大，所用的試驗設備難以達到壓開此火山岩樣需要的壓力和排量，這與松南現場很多壓裂井破裂壓力高，甚至難以壓開情況相吻合。

2.4 岩樣4實驗

對凝灰岩4^＃試樣實驗中所施加的模擬地應力分別為σ_v＝15MPa，σ_H＝3MPa，σ_h＝1.5MPa，從開啟MTS增壓泵注入壓裂液開始，至壓裂實驗結束所維持的時間為8 min，得到的壓力曲線見圖12。

圖10 岩樣2壓前壓後CT掃描對比

圖11 岩樣3泵注壓力與時間曲線

由圖12可知，凝灰岩4試件的破裂壓力為37.95MPa。實驗初始階段壓力很平緩地上升，隨著壓裂液的不斷泵入，壓力急劇升高至峰值37.95 MPa，之後又快速地下降，反映了試件內水力裂縫開啟的現象。之後壓力曲線呈現波動變化，反映了水力裂縫向前擴展的過程中形成了新裂縫或者是與天然裂縫相遇。綜合壓力曲線的整體形態，說明凝灰岩4^＃試件內壓開形成了水力裂縫（圖13）。

實驗後對試件進行CT成像掃描，結合CT圖像對試件的水力裂縫形態進行觀察，可以進一步認識和檢驗上述結果。

圖12 岩樣4（凝灰岩）試件的壓力曲線

圖13 岩樣4（凝灰岩）試件施加的三向圍壓和實驗後圖片

通過對比岩樣4^＃試件的壓前和壓後CT圖像，可獲得該試件的水力裂縫起裂和擴展情況，見圖14。

圖14 岩樣4（凝灰岩）壓前和壓後CT圖像對比

從圖14中可以清晰地觀察到，在岩樣4^＃試件中主要形成了兩條主要水力裂縫，圖中用線段表示出。這兩條裂縫的起裂位置在井筒部位是近似對稱的，呈170°左右。而且這兩條裂縫擴展的方向近乎與實驗中所施加的水平最大地應力方向一致，與最小水平地應力的方向垂直。在垂直方向上，裂縫高度與試件的高度近似相等，即試件內的這兩條裂縫為貫穿試件的垂直主裂縫。

圖15是岩樣4壓裂後CT圖像三維重建示意圖，從圖中可以看出試件內形成了兩條壓裂主裂縫，裂縫為垂直縫並貫穿整個試件，裂縫面空間展布較為扭曲。

圖15 岩樣4裂縫CT圖像三維重建圖

3 結論與建議

1）建立大尺寸火山岩岩樣CT掃描及壓裂模擬實驗方法能直觀、有效地分析岩樣內部裂縫起裂、擴展規律，真實地反映裂縫形態和空間展布。

2）火山岩質地堅硬難以壓開，壓裂過程受微裂縫和熔孔發育程度及岩石特性影響，裂縫起裂壓力和延伸壓力差別比較大，壓力曲線呈現明顯波動形式。

3）火山岩壓裂水力形成裂縫系統比較復雜，在井筒附近的天然裂縫會造成水壓裂縫並非同時起裂，呈非對稱狀擴展並最終轉向最大主應力方向；較大的天然裂縫在水壓作用下會直接開啟，並沿原方向擴展，從而使形成的水力裂縫不再沿最大主應力方向擴展；對於井筒附近天然裂縫及孔洞不發育的情況，水力裂縫會同時起裂，並沿最大主應力方向延伸，呈近似對稱狀，但空間展布較為扭曲。

4）對於火山岩儲層現場壓裂施工，射孔位置要集中在微裂縫和熔孔發育層段，選擇支撐劑粒徑相對小些，施工砂比不宜太高並考慮應用前置多級段塞技術。

參考文獻

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［9］姚飛，陳勉，吳曉東，等.天然裂縫性地層水力裂縫延伸物理模擬研究［J］.石油鑽采工藝，2008，30（3）：83～86.

❷ CT模擬機的工作步驟

CT模擬的工作步驟
CT模擬過程為藉助復雜的計算機軟體進行治療計劃設計，將虛擬的照射野在三維空間分布的結果重疊在CT重建的「數字化病人」解剖資料之上，並利用相應的激光定位系統在真實患者身體上標記射野設計的結果，實現對治療條件的虛擬模擬定位設計。具體步驟有：
（1） CT掃描，病人擺位和固定
（2）治療計劃設計與虛擬模擬定位：包括靶區及周圍組織的勾畫，等中心的設置，直接設置擺位標志點或預設置參考標志點，照射野的設置等。
（3） CT模擬設計的驗證

❸ 模擬人體呼吸的實驗裝置圖

（1）該圖演示呼吸運動過程，玻璃管①代表氣管、②模擬人體的胸廓、氣球③代表肺（或肺泡），橡皮膜④代表膈肌．
（2）圖Ⅱ示表示膈肌收縮，膈頂下降，胸廓擴大，這時肺會擴張，肺內氣壓小於外界大氣壓，外界氣體進入肺內，是吸氣過程．
（3）圖Ⅰ，圖Ⅱ可以初步模擬肺與外界的氣體交換，它是通過 呼吸運動實現的．
故答案為：（1）④；肺．
（2）吸；收縮；擴大；擴張；下降/減小．
（3）呼吸運動．

❹ 動模實驗室用的電壓/電流互感器，與常規pt/ct有啥區別有哪些廠家生產

電壓/電流互感器分為兩大類：試驗用互感器與現場用互感器。前者主要用於作為標准互感器向下傳遞，如實驗室用電壓/電流互感器擴大標准表量限來檢驗交流電表或交流電壓表，體積較小，多為攜帶型。後者為安裝在現場的互感器。低壓用電流互感器多為穿心式、方孔式，戶內使用，體積較小；高壓用電流互感器通常戶外使用，體積很大；現場電壓互感器多為高壓母線使用，戶外、戶內皆有，體積很大。

❺ 什麼是CT模擬定位機

模擬定位機的全稱是放射治療模擬定位機，是在腫瘤放射治療中制訂放療計劃的關鍵設備之一，可分為常規模擬定位機和CT模擬定位機兩種。其主要作用是在進行真正的放射治療前，需要採集患者腫瘤組織和正常解剖結構等信息，以確定腫瘤范圍和正常危及器官的位置，為制訂放射治療計劃做准備。<br/> 常規模擬定位機主要由主機、支臂、機櫃、診斷床、操作台、X射線高頻高壓發生裝置、X射線球管影像增強系統、專用圖像處理系統、多功能數字化工作站，主要用於常規放療前的准備工作。CT模擬定位機是以CT為基礎的模擬定位系統，CT模擬定位系統由一台CT掃描機、一套虛擬定位及計劃系統和一套三維（或四維）移動激光射野模擬系統三部分組成。<br/> CT模擬的全過程包括體位確定、固定，建立原始坐標系，圖像採集、傳輸、重建，靶區勾畫和確定，射野選擇和布置，射野等中心確定和並將原始坐標系原點移至等中心等一系列步驟，為調強放射治療做准備。

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❻ CT 跟CR有什麼區別 說簡單些

1、含義上的區別

CT，即電子計算機斷層掃描。是圍繞人體的某一部位作一個接一個的斷面掃描。

計算機x線攝影術（CR）是第一種用於放射學攝影的數字技術，是計算機數字圖像處理技術與x射線放射技術相結合而形成的一種先進技術。

2、用途上的區別

CT在醫學檢查對中樞神經系統疾病、頭頸部疾病的診斷、心及大血管、腹部及盆部疾病的CT檢查；CT在現代工業的無損檢測和逆向工程中發揮重大的作用；CT設備還可應用於安保、航空運輸、港灣運輸、大型貨物集裝箱案件裝置等的檢測中。

CR主要用於對骨結構、關節軟骨及軟組織的顯示、縱隔結構如血管和氣管、肺內結節性病變的檢出、腸管積氣、氣腹和結石等含鈣病變CR行體層攝影、以膠片為載體的造影檢查。

3、成像原理上的區別

CT是用X射線束對人體某部一定厚度的層面進行掃描，由探測器接收透過該層面的X射線，轉變為可見光後，由光電轉換變為電信號，再經模擬/數字轉換器轉為數字，輸入計算機處理。

CR是在原有的診斷X線機直接膠片成像的基礎上，通過A/D轉換和D/A轉換，進行實時圖像數字處理，進而使圖像實現了數字化。

❼ 模擬定位機的CT模擬定位機

嚴格來說，只要能進行模擬定位工作的影像設備，都可以叫做模擬定位機，包括但不限於：X線模擬定位機（X-sim）、CT模擬定位機（CT-sim）、MR模擬定位機（MR-sim），甚至包括PET-CT/PET-MR模擬定位（PET-CT/MR-sim）。

作為放療科的技師、物理師或者醫生理解，模擬掃描主要就是指模擬定位掃描，第一點是它的作用是用來治療前獲取圖像，模擬定位及驗證位置信息的；第二點是因為相對於治療狀態下，模擬掃描是指沒有在治療過程中實施的掃描。

(7)ct模擬實驗裝置擴展閱讀：

X線模擬定位機的作用不光是為了顯示腫瘤位置和影像圖像，還有其他一些功能，比如：模擬確定機架、機頭角度，照射范圍等治療參數；拍攝照射野定位片及驗證片。

由於這個原因，X線模擬定位機的機架、診斷床等機械部件在物理幾何參數及精準度的要求上要與治療設備是一致的。這里特別是精度，是放療科最關心的問題，可以說是keypoint核心點。

特別是診斷床，和放射科X線設備不同的是，X線模擬定位機對診斷床的運動范圍，精度要求非常的高。

❽ 模擬膈肌運動的實驗裝置及實驗過程

（1）圖來1所示的實驗裝置中，序號源①、②、③、④分別模擬人體的①表示氣管、②表示胸廓、③表示肺、④膈肌．
（2）平靜吸氣時，呼吸肌收縮，引起胸腔前後、左右及上下徑均增大，胸廓容積增大，肺隨之擴張，造成肺內氣壓小於外界氣壓，外界氣體進入肺，形成主動的吸氣運動；當膈肌和肋間外肌舒張時，肋骨與胸骨因本身重力而回位，結果胸廓容積縮小，肺也隨之回縮，造成肺內氣壓大於外界氣壓，肺內氣體排出肺，形成被動的呼氣運動．圖2模擬的是人體在吸氣時膈肌所處的運動狀態，此時由於膈肌的收縮，胸廓的上下經增大．
（3）若用此實驗裝置探究人體吸氣和呼氣的原理，則此實驗裝置還存在不足，因為它無法模擬胸廓前後徑和左右徑的變化．
故答案為：
（1）④；胸廓
（2）吸氣； 上下
（3）左右

❾ 模擬實驗

油源對比發現，東營凹陷沙三段砂岩透鏡體內的原油並非完全來自沙三段的烴源岩，其油源主要為沙三段和其下部沙四段的混源油。那麼在沒有明顯大斷層溝通的情況下，沙四段的油是如何進入到沙三段的烴源岩中的呢？前文提出油氣可以通過裂縫和薄層砂作為輸導通道運移到砂岩透鏡體中成藏，裂縫和薄層砂這兩種輸導要素在空間上的配置關系和組合樣式對油氣輸導效率及輸導過程究竟如何呢？本次實驗的目的就是應用細棉線模擬裂縫，將棉線和砂體連接，模擬油氣是否能夠由細棉線導入砂岩體中並在砂體中聚集成藏的過程。

（一）模型的物理模擬實驗

1.模型

圖3-15即為油氣有機網路簡單物理模擬實驗裝置圖。該模型的尺寸為長（50cm）×寬（30cm）×厚（2cm）。左上角和右下兩角扇形體分別以粒徑0.4～0.45mm的石英砂充填，左上角扇形體半徑為11cm，右下角扇形體半徑為10cm；模型中央為一近橢圓形體，以粒徑0.4～0.45mm的石英砂充填，長寬分別為22.5cm、16cm；與左上及右下砂岩扇體的距離分別為9.5cm、8cm。模型內其餘部分以泥岩充填。紅色箭頭A、B指示注油口，孔a為注水口，孔b為排氣口。線1、2、3為細棉線。單股棉線的直徑約0.2mm。在常溫常壓下進行實驗。

圖3-15 簡單模擬實驗裝置示意圖

2.實驗結果

首先由示意圖中的a孔注水，排出裝置中央透鏡體中的空氣，當b孔有水流出時，排氣結束。然後將a、b孔皆關閉。然後由A、B兩個注油口開始注油，注油速度皆為0.5mL/min。經過1h後，下扇形體內的油經過棉線運移到透鏡體內並在浮力作用下至頂部聚集；同時上扇體的油也開始經過棉線運移到透鏡體內（圖3-16左）。

距開始注油大約70min後，A口注油的速度減小到0.1mL/min,B注油口的速度維持0.5mL/min不變。約20min後，上扇體內的油繼續緩慢通過棉線運移到透鏡體內；下扇體內的油也繼續通過棉線運移到透鏡體內，透鏡體上部聚集的油量明顯增加（圖3-16中）。此時再次改變注油速度，A口注油速度變為0.2mL/min;B口停止注油。3h40min後，上扇體的油進一步通過棉線運移到透鏡體內，並上浮至頂部聚集（圖3-16右）。A口停止注油，進入靜觀階段。

圖3-16 實驗進行時的油氣運移結果圖

在經歷了18h的靜觀階段後，由兩邊扇體通過棉線進入透鏡體內的油量明顯增多。油在透鏡體上部大量聚集，累積油柱高度為9cm（圖3-17）。

圖3-17 實驗進行23h油氣運移結果圖

至此實驗結束，本次實驗共持續23h15min，累積注油量：由A口注油77.5mL，由B口注油43.5mL。

（二）較復雜模型的物理模擬實驗

1.實驗模型

圖3-18即為較復雜物理模擬實驗裝置圖。該模型的尺寸為長（50cm）×寬（30cm）×厚（2cm）。一共分為上下5層，其充填物依次為含油泥、細砂、含油泥、細砂、泥岩，有4個透鏡體分別布置在最下層和最上層中，上面兩個透鏡體由單股棉線（模擬裂縫）與其下端的細砂岩相連。其中細砂岩粒徑為0.15～0.2mm（模擬薄砂層），透鏡體內的砂礫粒徑為0.35～0.4mm，含油泥中油與泥的比例約為1:5.16,a口為注油口，本實驗在常溫常壓下進行。

圖3-18 油氣有機網路運移復雜模擬實驗裝置示意圖

2.實驗過程

實驗裝置完畢即為開始實驗，7h25min後，右下側透鏡體開始進油（圖3-19左），無其他現象發生。

26h15min後，左下側透鏡體內的聚集的油進一步增加，從下往上數第二層細砂岩條帶有油氣滲入（圖3-19右）。

到第9天，改變實驗措施，由a口開始注油，注油速度為0.15mL/min,53min後（222h33min），下條帶細砂層開始進油（圖3-20左）。

6h55min後，下細砂條帶聚油量增加，左下側扇體聚油量增加，此時停止注油，進入靜觀階段。1天後，下細砂條帶內油從右向左運移，且下側兩個透鏡體聚油量增加，聚油體積都約占整個透鏡體的70%。再過l天（累計進行到約269h），左下側透鏡體聚油體積約占整個透鏡體體積的90%，右下側透鏡體的聚油體積約佔95%（圖3-20右）。

此後再次由a口注油，隨著注油量的增加，下面兩個透鏡體都逐漸完全被油充注，下細砂條帶的聚油量也逐漸占滿整個條帶，隨後上細砂條帶也開始見油（圖3-21左）。

圖3-19 復雜模擬實驗油氣運移圖

圖3-20 復雜模擬實驗油氣運移圖

隨著實驗的繼續進行，上細砂岩條帶的聚油量逐漸增加，最終充滿整個條帶，且該條帶內的油通過棉線導入上面兩個透鏡體中（圖3-21右），至此實驗結束，累計進行時間約359h，本次實驗累積注油量348.69mL。

圖3-21 復雜模擬實驗油氣運移圖

3.實驗討論

本次實驗歷時共約359h，由以上實驗可以發現，常溫常壓下，由於烴濃度差引起的滲透壓差和擴散壓差，底層含油泥岩內的油具有運移到與其相鄰的砂岩體中的趨勢。在毛細管力差和烴濃度差的作用下，底層泥岩中的油首先進入被其包圍的孔隙較大的砂岩透鏡體中，而不太容易運移到其上部的細砂岩條帶中。

隨著底層油不斷的注入，壓力不斷增大，最終能夠克服底層泥岩與其上層細砂岩的毛細管力時，油就進入到其中，當其濃度足夠大時，在烴濃度差的作用下，油運移到層3中。層3中的油在滲透壓差的作用下，運移到層4中。聯結頂層砂岩透鏡體與層4的棉線能起到很好的輸導油的作用，因此層4的油能沿著棉線模擬的裂縫運移到頂層的兩個砂岩透鏡體中。

通過本次實驗，可以看出，僅靠底層泥岩中的油自然滲透和擴散，其運移能力有限。但是在油源充足的情況下，底層的油最終能夠運移到與之相隔幾層的砂岩透鏡體中。