ct模拟实验装置

❶ CT扫描火山岩水力裂缝扩展物理模拟研究

孙志宇 刘长印 李宗田

（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）

摘 要 采用大尺寸真三轴实验系统及CT扫描裂缝监测方法，直观有效地观察了微裂缝、孔洞发育的大尺寸火山岩露头岩样水力裂缝扩展规律，分析了不同主应力差、岩石孔隙、天然裂缝发育程度对火山岩压裂裂缝扩展的影响，该方法在国内外尚属首次。实验结果表明，火山岩质地坚硬，难以压开，压裂过程中具有明显的泵压波动；裂缝扩展总体上受水平主应力状态控制，但天然裂缝空间位置、长度、熔孔发育程度及岩石特性会影响裂缝起裂、延伸压力及裂缝形态，形成复杂的裂缝系统：井筒附近的天然裂缝、孔洞会改变水力裂缝起裂次序及扩展方向，而火山岩独有的岩石特性又会使裂缝的空间展布较为扭曲。

关键词 CT扫描 裂缝扩展 物理模拟 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

针对大尺寸岩样水力压裂裂缝起裂和延伸的实验研究，前人做了大量的工作，取得了一定的成果^［1～9］，但是，这些实验都是针对均质的水泥块砂岩，不能用来反映火山岩压裂裂缝起裂、延伸规律，而且在对室内的水力压裂物理模拟实验压裂裂缝的监测方面，传统的方法虽然可行，但都具有一定的局限性。最常规的观测方法是在压裂后用钢锯、铁钎等工具将试样劈开，从而观测裂缝的形状^［5～9］。这种方法有两个缺点：一是在劈裂的过程中，原有的裂缝势必会遭到破坏，或者在原有的裂缝基础上产生新的裂缝，极大地影响了实验结果的准确性；二是在多裂缝的观测方面，常规压裂后的观测方法是沿着主裂缝劈开试样，其结果是只能对主裂缝面进行观测，而其他的裂缝均遭到破坏。利用CT扫描仪和红外线热成像等技术对裂缝进行监测能够克服以上实验方法的弊端，直观、有效地观测到裂缝的扩展形态，分析主应力差、岩石孔隙、天然裂缝发育程度对火山岩压裂裂缝的影响，探索与火山岩多裂缝、缝洞型油藏特点相适应的压裂裂缝起裂、延伸机理，指导火山岩现场压裂优化设计。

1 模拟试验

1.1 试验设备

试验采用中国石油大学（北京）设计组建的大尺寸真三轴模拟系统，该系统可以模拟真实地层条件下水力裂缝的起裂和扩展机理。模拟压裂试验系统由大尺寸真三轴试验架、MTS伺服增压泵、数据采集系统、稳压源、油水隔离器及其他辅助装置组成，如图1所示。

图1 试验设备及流程

1.2 岩样采集与制备

实验采用的火山岩样来自于采集的松南火山岩现场露头，考虑到CT扫描设备的穿透尺寸，共制备200mm×200mm×200mm大尺寸岩石样品10块，取喷溢相上部亚相流纹岩、喷溢相下部亚相凝灰岩各两块进行实验，图2、图3分别为制备的流纹岩及凝灰岩岩样。室内测定流纹岩的单轴抗压强度为265 MPa，杨氏模量为45.50GPa，泊松比为0.24，而凝灰岩的单轴抗压强度为172MPa，杨氏模量为35.25 GPa，泊松比为0.23，均高于常规砂岩，说明火山岩质地坚硬，脆性较强，延展性小。

图2 制备的流纹岩岩样

图3 制备的凝灰岩岩样

1.3 实验步骤

1）在实验岩样的正中钻出直径为14mm的井眼，井眼深度为140mm，然后把模拟井筒放入其中，用ETA公司生产的VMZ345型强力胶黏剂胶结，中间留出10mm的裸眼段便于水力裂缝的起裂。

采用水基胍胶溶液作为压裂液，压裂液中添加了红色示踪剂，压裂液的质量分数为1％，压裂液的黏度为135mPa·s（600转/min），压裂液排量为4.2×10^-9m³/s，4块岩样实验垂向压力都为20MPa，两个水平向围压根据实验岩样的不同而不同。

2）将岩样放置于真三轴模拟压裂试验架上，调整好位置，在岩样周围加上压力板，用起吊机将顶板放置于岩样顶部。

3）连接液压稳压源、压力板之间的管线；连接顶板（模拟井筒）、油水分离器、MTS液压源之间的管线；在三向模拟压裂装置的周围液压板上布置好声发射监测探头。

4）开启液压稳压源，选取其中的两个通道，根据不同的实验要求，手动将通道压力增至预定压力。

5）将制备好的压裂液放入油水分离器。

6）开启MTS伺服增压器，开启与MTS控制器连接的计算机端注入压力控制系统和数据采集系统。

7）缓慢增加注入压力，观察压力注入系统和数据采集系统。观察压力-时间曲线和排量-时间曲线，判断试样破裂后停泵，并关闭液压稳压源，卸掉围压。

2 结果与讨论

2.1 岩样1实验

岩样1使用的是火山流纹岩，试验过程中垂向与水平围压分别为20、15、10MPa。

图4为岩样1的泵注压力曲线，压力曲线呈现明显波动形式，且幅度很大，初始压裂峰值压力达到了60MPa，之后峰值压力不断下降，压力曲线的下降说明压裂液进入较大的孔洞或使天然裂缝张开，当孔洞或天然裂缝被充满后，压力回升，而后又沟通新的天然裂缝或进入新的孔洞，如此反复。峰值压力持续下降说明有新裂缝张开，但将岩样取出后观察未见明显的水力缝，说明在60MPa的峰值压力下并没有将岩样贯穿，只可能在岩样内部形成了较小的裂缝，而这些裂缝可通过CT扫描的方式识别。

图4 岩样1压力曲线

压前对200mm×200mm×200mm火山岩岩样从上往下应用CT扫描200个横截面，每个截面间距为1mm。压裂后采取同样的方法对岩样进行扫描，压前、压后火山岩样的CT扫描结果显示，只在其中很少的截面上（编号144-148）发现压裂后有新的水力缝产生。图5、图6分别为编号为144的截面在扫描前后的裂缝形态变化图，从图中可以看出，压裂前在此截面上存在有一条天然裂缝，压裂试验后对同一截面扫描图观察发现，水力裂缝在天然裂缝处起裂，并不断延伸，说明在井筒天然裂缝处存在薄弱面，水压会首先使得天然裂缝张开，而并非沿着最大主应力方向起裂与扩展。

图5 压前144截面扫描图片

图6 压后144截面扫描图片

图7 146截面压后裂缝形态扫描图

图7为146截面压裂后裂缝形态扫描图，从图中可以看出，水压裂缝在沿着天然裂缝的方向起裂与延伸一段距离后，逐渐转向与最大主应力平行的方向。在这个过程之中还可以看出，水力裂缝在进入孔洞发育区域时，并不继续沿着原方向向前延伸，而是在孔洞的某个弱面上产生新的裂缝，并向前扩展沟通其他孔洞。

从图7中还可以发现，在井筒另一侧还产生了一条平行于最大主应力的裂缝，长度大约有5cm，说明在一条裂缝延伸过程中，受裂缝近井筒扭曲效应的影响，井筒压力还是在不断增大，当井筒压力达到了地层的破裂压力时第二条裂缝起裂扩展，两条水力裂缝并非在井筒两翼同时产生并成相互对称的理想状态。

147、148截面压前、压后裂缝扫描显示，压前井筒附近截面上无裂缝显示区域压后出现水压裂缝，说明是144截面裂缝起裂后扩展到147、148截面的，但此两截面两翼裂缝长度逐渐减小，说明裂缝在144面起裂后，向下方呈近似楔形扩展，因扫描切面不同而观察到的裂缝长度不同。

2.2 岩样2实验

岩样2使用的是火山凝灰岩，实验过程与岩样1相同，垂向与水平围压分别为20、15、12MPa。在压前CT扫描截面图上，可明显观察到一条近似水平向天然裂缝，从第2面开始出现一直到106面消失，期间与井筒沟通，而在跨过井筒后，几乎横切整个岩样（图8）。

图9为岩样2的泵注压力曲线，从图中可以看出明显的破裂显示，但破裂压力只有22MPa，远低于前面流纹岩的60MPa，破裂后压力逐渐稳定，结合压前的CT扫描分析及压裂后压力曲线，认为压裂液只是使得井筒附近的那条天然裂缝开启，而没有产生新的水力缝，22MPa是天然裂缝开启的压力。

通过CT扫描观察，对于相同截面，天然裂缝均有不同程度的扩展（图10），压后的CT扫描图中裂缝明显比压前清晰，但实验后未发现新的其他裂缝产生。理论上，在试验2的围压情况下，应该有垂直的新缝产生，但由于这条天然裂缝的尺寸与岩样2相比已足够大，它对于水压裂缝的影响已超过了主应力对裂缝走向的影响，因此试验后只发现了天然裂缝的扩展。

2.3 岩样3实验

岩样3使用的样品岩性与岩样1相同，都是火山流纹岩，试验过程与岩样1相同，为了尽可能压开裂缝，垂向与水平围压分别为12、7、2MPa。实验进行过程中始终未见明显破裂显示，压力上升很快，几分钟内达到70MPa，被迫停泵，停泵后在岩样外侧未见压裂液滤失痕迹，说明岩样未压开（图11）。

图8 岩样2压前CT扫描图

图9 岩样2泵注压力与时间曲线

分析原因认为，所取火山岩岩样质地坚硬，破裂强度大，所用的试验设备难以达到压开此火山岩样需要的压力和排量，这与松南现场很多压裂井破裂压力高，甚至难以压开情况相吻合。

2.4 岩样4实验

对凝灰岩4^＃试样实验中所施加的模拟地应力分别为σ_v＝15MPa，σ_H＝3MPa，σ_h＝1.5MPa，从开启MTS增压泵注入压裂液开始，至压裂实验结束所维持的时间为8 min，得到的压力曲线见图12。

图10 岩样2压前压后CT扫描对比

图11 岩样3泵注压力与时间曲线

由图12可知，凝灰岩4试件的破裂压力为37.95MPa。实验初始阶段压力很平缓地上升，随着压裂液的不断泵入，压力急剧升高至峰值37.95 MPa，之后又快速地下降，反映了试件内水力裂缝开启的现象。之后压力曲线呈现波动变化，反映了水力裂缝向前扩展的过程中形成了新裂缝或者是与天然裂缝相遇。综合压力曲线的整体形态，说明凝灰岩4^＃试件内压开形成了水力裂缝（图13）。

实验后对试件进行CT成像扫描，结合CT图像对试件的水力裂缝形态进行观察，可以进一步认识和检验上述结果。

图12 岩样4（凝灰岩）试件的压力曲线

图13 岩样4（凝灰岩）试件施加的三向围压和实验后图片

通过对比岩样4^＃试件的压前和压后CT图像，可获得该试件的水力裂缝起裂和扩展情况，见图14。

图14 岩样4（凝灰岩）压前和压后CT图像对比

从图14中可以清晰地观察到，在岩样4^＃试件中主要形成了两条主要水力裂缝，图中用线段表示出。这两条裂缝的起裂位置在井筒部位是近似对称的，呈170°左右。而且这两条裂缝扩展的方向近乎与实验中所施加的水平最大地应力方向一致，与最小水平地应力的方向垂直。在垂直方向上，裂缝高度与试件的高度近似相等，即试件内的这两条裂缝为贯穿试件的垂直主裂缝。

图15是岩样4压裂后CT图像三维重建示意图，从图中可以看出试件内形成了两条压裂主裂缝，裂缝为垂直缝并贯穿整个试件，裂缝面空间展布较为扭曲。

图15 岩样4裂缝CT图像三维重建图

3 结论与建议

1）建立大尺寸火山岩岩样CT扫描及压裂模拟实验方法能直观、有效地分析岩样内部裂缝起裂、扩展规律，真实地反映裂缝形态和空间展布。

2）火山岩质地坚硬难以压开，压裂过程受微裂缝和熔孔发育程度及岩石特性影响，裂缝起裂压力和延伸压力差别比较大，压力曲线呈现明显波动形式。

3）火山岩压裂水力形成裂缝系统比较复杂，在井筒附近的天然裂缝会造成水压裂缝并非同时起裂，呈非对称状扩展并最终转向最大主应力方向；较大的天然裂缝在水压作用下会直接开启，并沿原方向扩展，从而使形成的水力裂缝不再沿最大主应力方向扩展；对于井筒附近天然裂缝及孔洞不发育的情况，水力裂缝会同时起裂，并沿最大主应力方向延伸，呈近似对称状，但空间展布较为扭曲。

4）对于火山岩储层现场压裂施工，射孔位置要集中在微裂缝和熔孔发育层段，选择支撑剂粒径相对小些，施工砂比不宜太高并考虑应用前置多级段塞技术。

参考文献

［1］Blair S C，Thorpe R K，Heuze F E，et al.Laboratorv observations of the effect of geological discontinuities of hvdrofracture propagation［R］UCRL-99662，1989：1～12.

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［3］BlantonT L.An experimental study of interaction between hydraulically inced and pre-existing fractures［R］.SPE，10847，1982：1～13.

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［5］周健，陈勉，金衍，等.裂缝性储层水力裂缝扩展机理试验研究［J］.石油学报，2007，28（5）：109～114.

［6］陈勉，庞飞，金衍.大尺寸真三轴水力压裂裂缝模拟与分析［J］.岩石力学与工程学报，2009，19（增）：868～872.

［7］赵益忠，曲连忠，王幸尊，等.不同岩性地层水力压裂裂缝扩展规律的模拟实验［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2007，31（3）：63～67.

［8］孟庆民，张士诚，郭先敏.砂砾岩水力裂缝扩展规律初探［J］.石油天然气学报（江汉石油学院学报），2010，32（4）：119～123.

［9］姚飞，陈勉，吴晓东，等.天然裂缝性地层水力裂缝延伸物理模拟研究［J］.石油钻采工艺，2008，30（3）：83～86.

❷ CT模拟机的工作步骤

CT模拟的工作步骤
CT模拟过程为借助复杂的计算机软件进行治疗计划设计，将虚拟的照射野在三维空间分布的结果重叠在CT重建的“数字化病人”解剖资料之上，并利用相应的激光定位系统在真实患者身体上标记射野设计的结果，实现对治疗条件的虚拟模拟定位设计。具体步骤有：
（1） CT扫描，病人摆位和固定
（2）治疗计划设计与虚拟模拟定位：包括靶区及周围组织的勾画，等中心的设置，直接设置摆位标志点或预设置参考标志点，照射野的设置等。
（3） CT模拟设计的验证

❸ 模拟人体呼吸的实验装置图

（1）该图演示呼吸运动过程，玻璃管①代表气管、②模拟人体的胸廓、气球③代表肺（或肺泡），橡皮膜④代表膈肌．
（2）图Ⅱ示表示膈肌收缩，膈顶下降，胸廓扩大，这时肺会扩张，肺内气压小于外界大气压，外界气体进入肺内，是吸气过程．
（3）图Ⅰ，图Ⅱ可以初步模拟肺与外界的气体交换，它是通过 呼吸运动实现的．
故答案为：（1）④；肺．
（2）吸；收缩；扩大；扩张；下降/减小．
（3）呼吸运动．

❹ 动模实验室用的电压/电流互感器，与常规pt/ct有啥区别有哪些厂家生产

电压/电流互感器分为两大类：试验用互感器与现场用互感器。前者主要用于作为标准互感器向下传递，如实验室用电压/电流互感器扩大标准表量限来检验交流电表或交流电压表，体积较小，多为便携式。后者为安装在现场的互感器。低压用电流互感器多为穿心式、方孔式，户内使用，体积较小；高压用电流互感器通常户外使用，体积很大；现场电压互感器多为高压母线使用，户外、户内皆有，体积很大。

❺ 什么是CT模拟定位机

模拟定位机的全称是放射治疗模拟定位机，是在肿瘤放射治疗中制订放疗计划的关键设备之一，可分为常规模拟定位机和CT模拟定位机两种。其主要作用是在进行真正的放射治疗前，需要采集患者肿瘤组织和正常解剖结构等信息，以确定肿瘤范围和正常危及器官的位置，为制订放射治疗计划做准备。<br/> 常规模拟定位机主要由主机、支臂、机柜、诊断床、操作台、X射线高频高压发生装置、X射线球管影像增强系统、专用图像处理系统、多功能数字化工作站，主要用于常规放疗前的准备工作。CT模拟定位机是以CT为基础的模拟定位系统，CT模拟定位系统由一台CT扫描机、一套虚拟定位及计划系统和一套三维（或四维）移动激光射野模拟系统三部分组成。<br/> CT模拟的全过程包括体位确定、固定，建立原始坐标系，图像采集、传输、重建，靶区勾画和确定，射野选择和布置，射野等中心确定和并将原始坐标系原点移至等中心等一系列步骤，为调强放射治疗做准备。

求采纳！！！

❻ CT 跟CR有什么区别 说简单些

1、含义上的区别

CT，即电子计算机断层扫描。是围绕人体的某一部位作一个接一个的断面扫描。

计算机x线摄影术（CR）是第一种用于放射学摄影的数字技术，是计算机数字图像处理技术与x射线放射技术相结合而形成的一种先进技术。

2、用途上的区别

CT在医学检查对中枢神经系统疾病、头颈部疾病的诊断、心及大血管、腹部及盆部疾病的CT检查；CT在现代工业的无损检测和逆向工程中发挥重大的作用；CT设备还可应用于安保、航空运输、港湾运输、大型货物集装箱案件装置等的检测中。

CR主要用于对骨结构、关节软骨及软组织的显示、纵隔结构如血管和气管、肺内结节性病变的检出、肠管积气、气腹和结石等含钙病变CR行体层摄影、以胶片为载体的造影检查。

3、成像原理上的区别

CT是用X射线束对人体某部一定厚度的层面进行扫描，由探测器接收透过该层面的X射线，转变为可见光后，由光电转换变为电信号，再经模拟/数字转换器转为数字，输入计算机处理。

CR是在原有的诊断X线机直接胶片成像的基础上，通过A/D转换和D/A转换，进行实时图像数字处理，进而使图像实现了数字化。

❼ 模拟定位机的CT模拟定位机

严格来说，只要能进行模拟定位工作的影像设备，都可以叫做模拟定位机，包括但不限于：X线模拟定位机（X-sim）、CT模拟定位机（CT-sim）、MR模拟定位机（MR-sim），甚至包括PET-CT/PET-MR模拟定位（PET-CT/MR-sim）。

作为放疗科的技师、物理师或者医生理解，模拟扫描主要就是指模拟定位扫描，第一点是它的作用是用来治疗前获取图像，模拟定位及验证位置信息的；第二点是因为相对于治疗状态下，模拟扫描是指没有在治疗过程中实施的扫描。

(7)ct模拟实验装置扩展阅读：

X线模拟定位机的作用不光是为了显示肿瘤位置和影像图像，还有其他一些功能，比如：模拟确定机架、机头角度，照射范围等治疗参数；拍摄照射野定位片及验证片。

由于这个原因，X线模拟定位机的机架、诊断床等机械部件在物理几何参数及精准度的要求上要与治疗设备是一致的。这里特别是精度，是放疗科最关心的问题，可以说是keypoint核心点。

特别是诊断床，和放射科X线设备不同的是，X线模拟定位机对诊断床的运动范围，精度要求非常的高。

❽ 模拟膈肌运动的实验装置及实验过程

（1）图来1所示的实验装置中，序号源①、②、③、④分别模拟人体的①表示气管、②表示胸廓、③表示肺、④膈肌．
（2）平静吸气时，呼吸肌收缩，引起胸腔前后、左右及上下径均增大，胸廓容积增大，肺随之扩张，造成肺内气压小于外界气压，外界气体进入肺，形成主动的吸气运动；当膈肌和肋间外肌舒张时，肋骨与胸骨因本身重力而回位，结果胸廓容积缩小，肺也随之回缩，造成肺内气压大于外界气压，肺内气体排出肺，形成被动的呼气运动．图2模拟的是人体在吸气时膈肌所处的运动状态，此时由于膈肌的收缩，胸廓的上下经增大．
（3）若用此实验装置探究人体吸气和呼气的原理，则此实验装置还存在不足，因为它无法模拟胸廓前后径和左右径的变化．
故答案为：
（1）④；胸廓
（2）吸气； 上下
（3）左右

❾ 模拟实验

油源对比发现，东营凹陷沙三段砂岩透镜体内的原油并非完全来自沙三段的烃源岩，其油源主要为沙三段和其下部沙四段的混源油。那么在没有明显大断层沟通的情况下，沙四段的油是如何进入到沙三段的烃源岩中的呢？前文提出油气可以通过裂缝和薄层砂作为输导通道运移到砂岩透镜体中成藏，裂缝和薄层砂这两种输导要素在空间上的配置关系和组合样式对油气输导效率及输导过程究竟如何呢？本次实验的目的就是应用细棉线模拟裂缝，将棉线和砂体连接，模拟油气是否能够由细棉线导入砂岩体中并在砂体中聚集成藏的过程。

（一）模型的物理模拟实验

1.模型

图3-15即为油气有机网络简单物理模拟实验装置图。该模型的尺寸为长（50cm）×宽（30cm）×厚（2cm）。左上角和右下两角扇形体分别以粒径0.4～0.45mm的石英砂充填，左上角扇形体半径为11cm，右下角扇形体半径为10cm；模型中央为一近椭圆形体，以粒径0.4～0.45mm的石英砂充填，长宽分别为22.5cm、16cm；与左上及右下砂岩扇体的距离分别为9.5cm、8cm。模型内其余部分以泥岩充填。红色箭头A、B指示注油口，孔a为注水口，孔b为排气口。线1、2、3为细棉线。单股棉线的直径约0.2mm。在常温常压下进行实验。

图3-15 简单模拟实验装置示意图

2.实验结果

首先由示意图中的a孔注水，排出装置中央透镜体中的空气，当b孔有水流出时，排气结束。然后将a、b孔皆关闭。然后由A、B两个注油口开始注油，注油速度皆为0.5mL/min。经过1h后，下扇形体内的油经过棉线运移到透镜体内并在浮力作用下至顶部聚集；同时上扇体的油也开始经过棉线运移到透镜体内（图3-16左）。

距开始注油大约70min后，A口注油的速度减小到0.1mL/min,B注油口的速度维持0.5mL/min不变。约20min后，上扇体内的油继续缓慢通过棉线运移到透镜体内；下扇体内的油也继续通过棉线运移到透镜体内，透镜体上部聚集的油量明显增加（图3-16中）。此时再次改变注油速度，A口注油速度变为0.2mL/min;B口停止注油。3h40min后，上扇体的油进一步通过棉线运移到透镜体内，并上浮至顶部聚集（图3-16右）。A口停止注油，进入静观阶段。

图3-16 实验进行时的油气运移结果图

在经历了18h的静观阶段后，由两边扇体通过棉线进入透镜体内的油量明显增多。油在透镜体上部大量聚集，累积油柱高度为9cm（图3-17）。

图3-17 实验进行23h油气运移结果图

至此实验结束，本次实验共持续23h15min，累积注油量：由A口注油77.5mL，由B口注油43.5mL。

（二）较复杂模型的物理模拟实验

1.实验模型

图3-18即为较复杂物理模拟实验装置图。该模型的尺寸为长（50cm）×宽（30cm）×厚（2cm）。一共分为上下5层，其充填物依次为含油泥、细砂、含油泥、细砂、泥岩，有4个透镜体分别布置在最下层和最上层中，上面两个透镜体由单股棉线（模拟裂缝）与其下端的细砂岩相连。其中细砂岩粒径为0.15～0.2mm（模拟薄砂层），透镜体内的砂砾粒径为0.35～0.4mm，含油泥中油与泥的比例约为1:5.16,a口为注油口，本实验在常温常压下进行。

图3-18 油气有机网络运移复杂模拟实验装置示意图

2.实验过程

实验装置完毕即为开始实验，7h25min后，右下侧透镜体开始进油（图3-19左），无其他现象发生。

26h15min后，左下侧透镜体内的聚集的油进一步增加，从下往上数第二层细砂岩条带有油气渗入（图3-19右）。

到第9天，改变实验措施，由a口开始注油，注油速度为0.15mL/min,53min后（222h33min），下条带细砂层开始进油（图3-20左）。

6h55min后，下细砂条带聚油量增加，左下侧扇体聚油量增加，此时停止注油，进入静观阶段。1天后，下细砂条带内油从右向左运移，且下侧两个透镜体聚油量增加，聚油体积都约占整个透镜体的70%。再过l天（累计进行到约269h），左下侧透镜体聚油体积约占整个透镜体体积的90%，右下侧透镜体的聚油体积约占95%（图3-20右）。

此后再次由a口注油，随着注油量的增加，下面两个透镜体都逐渐完全被油充注，下细砂条带的聚油量也逐渐占满整个条带，随后上细砂条带也开始见油（图3-21左）。

图3-19 复杂模拟实验油气运移图

图3-20 复杂模拟实验油气运移图

随着实验的继续进行，上细砂岩条带的聚油量逐渐增加，最终充满整个条带，且该条带内的油通过棉线导入上面两个透镜体中（图3-21右），至此实验结束，累计进行时间约359h，本次实验累积注油量348.69mL。

图3-21 复杂模拟实验油气运移图

3.实验讨论

本次实验历时共约359h，由以上实验可以发现，常温常压下，由于烃浓度差引起的渗透压差和扩散压差，底层含油泥岩内的油具有运移到与其相邻的砂岩体中的趋势。在毛细管力差和烃浓度差的作用下，底层泥岩中的油首先进入被其包围的孔隙较大的砂岩透镜体中，而不太容易运移到其上部的细砂岩条带中。

随着底层油不断的注入，压力不断增大，最终能够克服底层泥岩与其上层细砂岩的毛细管力时，油就进入到其中，当其浓度足够大时，在烃浓度差的作用下，油运移到层3中。层3中的油在渗透压差的作用下，运移到层4中。联结顶层砂岩透镜体与层4的棉线能起到很好的输导油的作用，因此层4的油能沿着棉线模拟的裂缝运移到顶层的两个砂岩透镜体中。

通过本次实验，可以看出，仅靠底层泥岩中的油自然渗透和扩散，其运移能力有限。但是在油源充足的情况下，底层的油最终能够运移到与之相隔几层的砂岩透镜体中。