X射线成象技术在油砂实验中的运用

令人满意地控制室内实验是了解油砂沥青采收率和测定预测油田特征基本参数的关键。看不见实验岩心中正发生的什么样的情况是实验解释的极大限制。本文叙述了阿伯特（Alberta)研究学会开的的基于X射线的三种独特技术在形象化进程状态和测定流体饱和度方面的运用。这种可能性已由一维的单一衰减发展到二维的静电X射线成象，最后到全三维的计算X射线成象。为了测定现场蒸汽驱替条件下岩心的相对渗透率。第一系统使用单射线方法直接测定沥青和水的饱和度。第二系统，静电 X射线成象技术，是一种定性的技术，开发这一技术是为了形象化密封油田岩心和驱替岩心试验。静电X射线成象技术有很多微妙的特性。这些特性产生了高反差易阅读的岩心内部结构和流体分布的二维图象。第三系统，计算X射线成象技术提供了全三维的成象能力。使用这类图象可高分辨地分析岩心结构和流体饱和度。三种互补技术提供了独特的研究石油采收过程的能力。本文讨论了油藏物理研究的某些成果和在驱替实验时饱和度的测定。     

综合储层描述：超越层析X射线成像法

１９９２年，包括阿莫科、大陆石油公司、斯伦贝公司和斯担福大学在内的几家机构在油藏地球物理方面进行了一面联合研究，试图描述西得克萨斯在北Ｃｏｗｄｅｎ油田的注ＣＯ２生产试验区的Ｇｒａｙｂｕｒｇ单元储层性质的变化，我们的目的是在描述储层非均质性和流动各向异性中要超越层析Ｘ射线成像法。该研究工作包括一系列综合的测量，以进行时间的层析Ｘ射线成像，反射层成像，针对体育场层连续性的槽波分析、为井筒应力方式评价４     

人工岩样电子扫描成象和X射线分析

结合对五块人工岩样核磁共振实验实例，利用扫描电镜（ＳＥＭ）和Ｘ射线分析对样品的表面形态进行成象观察和元素成分分析，介绍了扫描电镜成象和Ｘ射线分析原理。对样品的观察和分析结果表明，对人工岩样的判断是正确的。     

利用微焦点X射线CT描述特殊岩性油藏岩心

方法：利用微焦点X射线CT对特殊岩性（如碳酸岩,火成岩,泥岩,砂砾岩,疏松砂岩等）油藏岩心进行分析和描述。目的：探索一种准确分析特殊岩性油藏岩心的方法。结果：该技术在特殊岩性油藏岩心的裂缝分布和微裂缝的描述,再现微观孔隙结构,确定砂砾岩的储集性,筛选岩心,层理判断,解释异常系数,观察孔洞连通性等方面,均取得了良好效果,其结果是用常规方法无法获得的。结论：微焦点X射线CT分析描述特殊岩性油藏岩心,具有常规方法无可比拟的优势,能解决许多复杂的地质现象,回答一些常规手段无法解决的问题。     

氮气泡沫调驱技术在新疆油田Y区块的适用性研究

针对新疆油田Y油藏的强非均质性特征以及开发剖面动用程度低、含水高的特点,筛选适合注入水配液的氮气泡沫体系配方,评价泡沫体系的油藏适应性、油藏温度压力条件下的性能和细菌对泡沫性能的影响,研究泡沫的流变性,开展物理模拟分析在不同渗透率级差下的驱油效果。结果表明,在油藏条件下,所筛选的氮气泡沫体系的起泡体积为530 mL,泡沫半衰期为167 min,综合指数为66 382 mL·min,具有良好的油藏适应性;优选出的氮气泡沫体系表现出典型的剪切稀释性,并且稳泡剂的加入对泡沫体系的黏度有较为明显的提升,但不会对其在地层中的流动产生影响。在0.1～10 Hz的频率范围内,氮气泡沫的黏性模量均高于弹性模量（G’’/G’>1）,泡沫表现出较好的黏性行为,并具有一定的弹性行为。通过岩心流动实验看出,在水驱阶段,高渗透岩心的分流率随着级差的增大而增大,当渗透率级差为11.53时,低渗透岩心不能有效启动;在泡沫驱和后续水驱阶段,低渗透岩心的驱油效率随着渗透率级差的增大先增加后减小,在渗透率级差为8.67时,低渗岩心提高驱油效率达到最大,为44.97%。     

相射线Maslov求和法：一个完全的有限频率射线法

现有的有限频率射线方法，包括Maslov射线求和法和相射线法，只能部分地模拟菲涅耳干涉和介质非均匀性散射这两个影响有限频率波在非均匀介质传播的基本物理过程。为克服这些局限性，提出了一种新的有限频率射线方法。该方法融合了Maslov射线求和法和相射线法两者的长处，可以同时精确地模拟由菲涅耳干涉及介质非均匀性散射产生的有限频率波动现象，因此是一个完全的有限频率方法。此外，由于精确地描述了波场在焦散区附近由散射引起的波场平滑过程，也从根本上解决了渐近射线理论的奇异性问题。     

使用X射线CT扫描技术分析洞穴性碳酸盐岩多相流特性

本文的目的是要改进非稳态流数据分析的解释处理，这种非稳态流数据是受小规模非均质影响时产生的。在致密碳酸盐岩基质中由洞穴群互层引起的渗透率明显差别导致形状异常的相对渗透率曲线，伴随这些曲线是出现早期水窜。借助现代种种可视化技术研究了小规模非均质性、流动方向和润湿状态的影响，以便了解在洞穴地层中这些因素对常规注水开发方法的影响。按照非稳态流和稳态流方法使用一块碳酸盐岩岩心完成2次注水试验。首先，在2次试验中将其作为时间的函数来采集压力差、流体产出量和饱和度剖面数据。在一第一个接触面混相试验中当跟随混相示踪剂推进的时候CT扫描技术使得能成像孔隙度和渗透率分布。然后使用这些图像组成一3D细网格模型来匹配基于洞穴和基质两相的多流量注水实验。同样地运用这个模型来模拟稳态流。可以得出结论，CT扫描成像能监测双重孔隙度介质洞穴中水向前移动前缘的畸变。使用一3D细网格模型能大大地改进非稳态流的解释，3D细网格模型考虑了小规模非均质性影响并且为大孔隙和微孔隙系统提供光滑的相对渗透率曲线。在亲油系统中吸入毛细管压力大大地影响波及效率（持水率）和油产出量。