简介:超压可由下列作用所产生:①压应力增加,②孔隙流体或岩石基质体积变化,③流体流动或浮力。埋藏过程中的负载由于不平衡压实作用(尤其在低渗透性沉积物的快速沉降过程中)可以产生严重的超压现象。水平应力的变化在构造活动区可以迅速地产生和耗散大量的超压。涉及体积变化的超压机制必须具有良好的封闭条件才能成为有效。与水热膨胀和粘土脱水作用有关的流体增加太小,不足以产生显著的超压现象,除非存在极佳的封闭条件。生烃作用和油裂解成气可能产生超压现象,这取决于干酪根类型、有机质丰度、温度史以及岩石的渗透率。但是,这些作用过程在一个封闭体系中可能受自我限制,因为压力的增加可能会进一步抑制有机质变质作用。生烃作用和热裂解产生超压的潜力目前尚未得到证实。在埋藏较浅并“具有良好水管系统”的盆地中,由于水头而产生的流体流动可以产生严重的超压现象。计算结果表明,油气浮力和渗透作用只能产生少量的局部超压现象。不可压缩流体中的气体向上运动也可以产生显著的超压现象,但对此需做进一步的研究。在许多沉积盆地中,最可能产生超压的机制往往与应力有关。
简介:传统的地层压力预测方法大都建立在地层欠压实机理之上,对于由其它因素引起的异常高压现象未必适用。Yassir等(1999)发现异常地层压力通常与异常水平应力有密切联系,异常高压带的最大主应力往往很大。基于此,在分析重力场和构造应力场的双重应力场特征基础上,本次研究首先通过常规测井资料建立构造稳定地区的最大主应力的计算模型,将利用该模型计算构造挤压强烈的非稳定地区的主应力结果定义为虚拟最大主应力,再结合相对构造应力的贡献值得到最大主应力,最后在一定的超压范围之内,根据最大主应力与地层压力的拟合关系预测地层压力。通过对A气田的实际资料处理表明,利用该方法得到的地层压力预测值与实际测量值吻合较好,预测精度较传统的等效深度法有明显的提高。
简介:历经二十多年的油气勘探、开发证实,在川西坳陷已经发现的油气田10个,含气构造12个(图略),气田储层其中属常规物性常压储层1个,9个为非常规物性超压储层,含气构造也如此.川西坳陷碎屑岩超压层均以产天然气为主,储层为低孔渗性.根据区内物性差异及压力特征,可将该区储层划分为四种类型:常规物性常压储层、非常规物性低超压储层、非常规物性中超压储层、非常规物性高超压储层.这四类储层中储量最大者侏罗系"多源气藏"非常规物性中超压储层带,其次为上三叠统须家组"原生气藏"非常规物性低超压储层带.分析结果发现压力系数<1.07或>2左右时油气产储量明显下降,据此可从中优选纵横向有利勘探层带.
简介:摘要在净化原油的长输管道中机组突然转速变化或启停泵、开关阀门过快等,会引起管道中原油流速的骤变,这种变化产生一种压力波,在管线中迅速传递,产生水击。水击对长输管线的危害非常大,为了防止水击现像的发生,长输管线在进、出站侧会设置独立的水击泄放系统,当管道中发生水击,并且压力峰达到水击泄压阀的设定值时,水击泄压阀快速开启,部分原油泄入到泄压罐或泄压管线中,使水击压力波的强度得到减弱,起到了保护管道和设备安全的目的。本文结合超压泄放装置的现场情况。分别从水击泄压阀的结构原理、常规操作、维护保养、故障分析等方面详细的介绍了先导式水击泄压阀和氮气式式水击泄压阀。
简介:海因斯韦尔(Haynesville)页岩是分布在路易斯安那州西北部、得克萨斯州东部和阿肯色州西南部的五套富有机质沉积岩,其平均厚度为60-90m,埋藏深度-般都在3kin或更深,而且渗透率超低。海因斯韦尔页岩分布区,尤其是路易斯安那州的西北部地区,天然气勘探开发异常活跃。前人的热学-力学模型研究结果表明,侏罗纪时期的温度梯度是当前区域地热梯度值(25—350C/km)的两倍以上。因此,侏罗纪沉积地层在以往100m.y.间已经接近其当前的温度。利用地下资料,建立了基于对流和传导的热传输简单模型以及基于压实的流体流动简单模型,用于估算地质历史上海因斯韦尔页岩的温度、成熟度和流体压力。早白垩世的高热流值产生高地温梯度,并导致烃类的早期成熟。早白垩世的快速沉积作用使海因斯韦尔页岩内形成了明显的超压。但这种超压在地质历史上并没有得以保持,其原因是这套页岩地层厚度太薄,而且后来又经历过隆升和剥蚀作用。中到晚白垩世和晚古近纪的生烃作用再次产生了超压。然而,在绝大多数条件下,模拟得出的超压都没有超过破裂压力。
简介:深层和超深层气藏的开发已成为气藏开发最重要的领域之一。由于气藏埋藏较深,普遍存在高温高压的特点,气藏气体偏差因子的计算直接影响单井井底流压、产能和动态储量的计算准确度,从而影响开发技术对策的制定。然而目前计算偏差因子和井底流压的方法众多,不同的气藏,计算方法的适用性存在差别。针对双鱼石茅口组高温高压气藏,通过BB法、HY法、DPR法、DKA法、LXF法和ZGD法6种偏差因子计算方法的计算结果与实验实测值进行对比,结果表明:①在气藏条件下HY法和DAK法计算准确性最高,最大偏差约为2.5%,其中DAK法计算结果最为接近实验值,并且在8MPa至123MPa压力范围内,平均偏差约为0.6%。②基于实验测试和计算结果确认DAK法适用于该气藏的天然气偏差因子计算。③在此研究基础上,对温压耦合模型进行改进,建立了新的气藏井底流压计算模型。对比现场测试压力和模型计算值,改进的温压耦合模型计算结果偏差最低,仅为-1.593%,具有较高准确性,研究结果表明针对类似于双鱼石这类高温高压气藏,DAK法和改进的温压耦合模型具有较强适用性。
简介:随着油气勘探活动的不断加深,国内外相继发现了许多异常压力油气田.研究结果表明,异常压力与油气分布有相关关系.因此,对异常压力的研究,具有举足轻重的意义.作者在广泛收集资料,进行文献系统调研的基础上,详细探讨了异常压力的成因,即异常高压的成因主要有不均衡压实作用、构造作用、水热增压作用、烃类生成作用、液态烃类的裂解作用、粘土矿物的转化作用、浓度差扩散作用、水头、浮力等,而异常低压的成因主要有上覆地层的抬升和剥蚀作用、不同热效应、地下水流动的不平衡作用、封闭层的渗漏作用、岩石扩容作用、浓差作用、气体饱和储集层的埋藏作用等.探讨了异常压力与油气分布的关系.本文对加深异常压力的成因研究,进行合理的钻井和油气生产以及有效的油气勘探工作具有一定的指导作用.