异常压力封存箱中压力消散的速率

本文介绍了一种改进的描述封存箱内通过达西流动而导致异常压力消散的解析解。该解析解一般是由前人在所述限制条件下提出的：①一个厚的封存箱和一层薄的阻挡层和②一层厚的阻挡层和一个薄的封存箱。业已证明，在分析油气藏时包括流体可压缩性是很重要的。前人在该领域的工作仅仅包括了本体岩石的可压缩性，而忽略了流体的可压缩性的影响。该解被用于典型的油气藏规模上压力封存箱和盆地规模上的超压地区。业已表明，在典型的油气藏封存箱中的压力梯度在数小时或数天左右将回到静水压力梯度，而异常压力则很可能在几万到几十万年内方能消散。因此，任何在发现时与其邻近地区具有不同压力的油气封存箱在生产期间都可以被认为是一个独立单元。然而，盆地规模的异常压力可能要花数千万年乃至数亿年才能消散。因此，没有必要引入零渗透率盖层或毛管压力盖层来解释地质时期异常压力的存在。     

超压封存箱内碱性成岩作用的发现——以车66扇体为例

对车镇凹陷车66井区深部储层岩石学研究发现,石英溶蚀显著、碳酸盐矿物稳定赋存,揭示了砂砾岩体超压封存箱内处于典型的碱性成岩环境。石英溶蚀型孔隙占储层总孔隙的50%左右,其形成机制分为三步:碱性环境的塑造、石英矿物的溶蚀、黏土矿物间的转化。超压封存箱内的碱性成岩环境对储层的影响具有两面性:一是形成石英溶蚀孔隙,对储集性起建设作用;二是易于沉淀大量方解石胶结物,充填部分微裂缝和次生孔隙,起破坏性作用。粒缘缝和构造缝组成的裂缝系统作为早期超压释放和水-岩作用的流体通道,改善了深部储层的储集物性,利于油气运聚,促使处于高压封存箱内的车66沙三下砂砾岩储层成为优质储层。     

沙花瓦地区阜一段超压封存箱与油气关系

对沙花瓦地区的测井、测试、岩石物性等资料分析发现,沙埝、花瓦内坡带存在超压封存箱,其平面分布范围受到穿插火成岩和边界大断层的影响,纵向上盐城组沉积厚度的差异掩盖了超压封存箱的发育深度的一致性。封存箱内阜一段储层虽然埋深大,但是由于存在异常高压,其物性较好,产液能力强,而且箱内烃源岩排烃能力强,从而导致该区带油气显示丰富,具备形成富集油藏的成藏条件。     

泥岩超压释放深度和次数及其主要影响因素

在泥岩超压形成机制和条件研究的基础上,通过泥岩超压形成与演化规律的研究,建立了一套泥岩超压释放深度和次数的研究方法,利用此方法通过理论计算对泥岩超压释放深度和次数的主要影响因素进行了研究,得到泥岩超压是其压实过程中的阶段产物,只有当压实成岩达到一定程度后方可形成,当超过泥岩破裂极限后便发生破裂超压释放,超压降低以致消失.泥岩超压释放主要受压实速率和欠压实程度的影响,随着压实速率和欠压实程度增大,泥岩超压释放深度逐渐减小,压实速率对泥岩释放深度的影响较欠压实程度对泥岩超压释放深度的影响大,尤其是当压实速率小于0.000 5时,这种影响程度更大.泥岩超压释放次数也主要受压实速率和欠压实程度的影响,随压实速率和欠压实程度增大,泥岩超压释放次数增多,在压实速率小于或等于0.001和欠压实程度(声波时差)小于500 μm/s时,泥岩超压释放次数增大幅度相对较小,在压实速率大于或等于0.001和欠压实程度(声波时差)大于500 μm/s时,泥岩超压释放次数增大幅度相对较大.     

南海北部大陆架典型凹陷内的封存箱及油气纵向分布

引用“封存箱”概念，研究了南海北部大陆架典型富油气凹陷的地层超压特征。根据封存箱的超压强度及顶面埋深特征，将研究区内的封存箱划分为5类。各典型凹陷的封存箱类型对油气藏的纵向分布起着重要的控制作用。封存箱类型研究有助于从压力条件方面预测油气藏勘探的有利层系及有利地层。     

封存箱辨义及主要类型

封存箱在沉积盆地中是一种重要而普遍的地质结构,其基本特征为在三维空间具有对流体及能量的屏障,并具相对的封隔性,只在适当的条件下才与外界有物质和能量的交换。它常常是大中型油气田形成和保存的重要地质实体。自然界存在着各种类型的封存箱,有异常高压、异常低压的类型,也有正常压力的封存箱,而后一种类型常常被忽视。封存箱内是否含有烃灶是非常重要的分类标志,含有烃灶的是自源型封存箱,不含烃灶的是他源型封存箱。大中型油气田大多分布在自源封存箱内和临近其顶板或侧板的部位。     

柴达木盆地西部油泉子油田超压形成机制

柴达木盆地西部油泉子油田新生界地层超压广泛发育,超压成因的判别对于油气运移、成藏等方面的研究具有重要意义。通过对油泉子油田的实测压力、测井曲线、声波速度-密度交会图、超压成因综合分析法和超压封存箱模式的综合分析,对研究区超压形成机制进行研究。结果表明：油泉子油田新生界地层纵向上发育负压、常压、超压和强超压系统,超压系统压力系数普遍大于1.3。部分超压点压力系数大于1.73,表现为强超压的特点;该区超压主控因素为不均衡压实、构造挤压作用和生烃作用,油气运移符合超压封存箱模式,由于超压的作用导致油气向南翼山地区运移。该研究成果明确了油泉子油田油气的运移方向,对柴西地区及相似区域油气的成藏研究工作具有指导意义。     

异常流体压力研究进展与方法实践

含油气盆地的异常流体压力是油气运移研究中的重点。近年来,压力封存箱概念的提出和应用,对建立以压力封存箱为核心的三维压力系统模式具有重要意义。异常流体压力的形成机理可归纳为与应力有关的作用、新生流体源的生成、流体的运动等三方面。如果沉积盆地是一个大型化学反应器,烃类的形成、幕式排烃、油气运移动力等将是近期研究的主要方向。文章归纳总结了计算异常流体压力的主要方法,包括等效深度法、地层因子法及菲利朋法等,并首次应用地层因子法对济阳坳陷东营凹陷进行了地层压力的计算,与等效深度法相比,其计算精度和计算的稳定性都有很大提高。     

鄂尔多斯盆地上古生界压力封存箱与天然气的富集规律

根据鄂尔多斯盆地北部沉积埋藏史、成烃史、地热史和烃类包裹体分析、地层剥蚀厚度、沉积速度等资料,结合鄂尔多斯盆地上古生界普遍低压异常、储层致密、构造简单、含气层分散、天然气聚集受封存箱控制的特点,对盆地北部上古生界异常压力分布规律、压力成因及演化历史的研究认为,该区上古生界具备压力封存箱发育的地质环境。压力封存箱区域分布的特点是上古生界为一个高低压相间共存的复杂压力封存箱型含气系统,储层属异常低压-常压,泥岩仍保持幅度不等的高压。压力封存箱的形状、内幕结构、箱内砂泥岩的配置关系控制了箱内天然气藏的分布。     

准噶尔盆地南缘西部地层异常高压基本地质特征

准噶尔盆地南缘西部地层异常高压主要分布于北天山山前褶皱带的第二、第三排构造带上,具明显区域带状分布特征.根据钻井资料揭示,异常高压带明显具有"层控、时控"之特点,表现为地层异常高压顶界深度受第三系安集海河组地层所控制,其三维空间形态呈不规则箱体状,显示了压力封存箱的特性.其成因类型属沉积、构造叠合作用的"复成因型"异常高压带.      

剩余压力差在超压盆地天然气高效成藏中的意义

油气形成过程中的成藏动力可以由剩余压力差和浮力两部分共同表述.常压盆地中,浮力为主要成藏动力;超压盆地中,剩余压力差与浮力的和可以代表石油运移过程中的成藏动力、也可以反映天然气运移过程中的最小成藏动力.不同成藏过程中剩余压力差和浮力在整个成藏动力中的相对贡献表明,无论在垂向运移过程还是侧向运移过程,剩余压力差在天然气藏成藏动力中发挥了主导作用,是天然气藏形成的主要成藏动力.结合我国60余个气藏实例解剖发现,剩余压力差控制了天然气的成藏效率,低剩余压力差部位无法形成中、高效气藏,高剩余压力差是形成高效气藏的必要条件.     

井底岩石中压差的扩散特点及提高钻速研究

基于不稳定热传导傅立叶方程,在调研和分析井底压差对提高机械钻速影响机理的基础上,计算分析了钻进不同渗透特性地层时井底压差在井底待破碎层中的扩散特点,结果表明,传统的井底压差概念不能真实地反映压差对钻速的影响,井底存在一定频率的脉动低压波比持续稳定的低压状态更有利于机械钻速的提高。     

中国南方海相页岩超低含水饱和度特征及超压核心区选择指标

中国南方古生界页岩成熟度高,大部分地区埋藏较深,经历了复杂的构造热演化历史,地层抬升对页岩的储集能力和含气饱和度有着重要的影响。为分析这一影响的程度和后果,选取南方海相下志留统龙马溪组页岩样品进行了含水饱和度实验、相对渗透率和流体包裹体分析,发现页岩含水性存在2种现象,即低含水饱和度和高含水饱和度现象,富气页岩含水饱和度一般较低,贫气页岩含水饱和度一般较高;最后一期的喜马拉雅构造抬升作用对龙马溪组页岩的含气性产生了重要影响,进而影响到页岩气富集成藏,导致部分页岩含水饱和度超高,页岩气藏遭到破坏。结论认为：中国与北美页岩气最大的差异在于成熟度的高低和构造运动强弱的差别,在中国南方海相页岩这种特殊的地质条件下,只有在超压地层条件下页岩气才能富集,而超低含水饱和度存在则是超压地层条件页岩气存在的基础。据此提出页岩地质评价选区新的标准,将页岩超压条件（超压系数、地层倾角）作为页岩气地质选区新的指标。     

Effect of pressure,depressurization rate and pressure cycling on the inactivation of Escherichia coli by supercritical carbon dioxide

This work is focused on the use of supercritical carbon dioxide to inactivate the pathogenic Escherichia coli. For this purpose, the experimental design methodology was employed to evaluate the effects of pressure (8–28 MPa), depressurization rate (1–11 MPa min^?1) and pressure cycling (1–5 cycles) on the microorganism inactivation using the static-synthetic method in a variable-volume reactor. The number of pressure cycles and system pressure showed a significant influence on E. coli inactivation with supercritical CO₂, indicating that the increase in the number of pressure cycles and system pressure improve inactivation efficiency. Microbial inactivation followed first order reaction kinetics, where the rates increased with increasing pressure from 8 to 16 MPa. The decimal reduction times (D) ranged from 1.03 to 5.35 min. The pressure dependence of the E. coli specific inactivation rates can be described by the z value, which was found to be 11.4. The results reported here may be useful to provide an effective non-thermal sterilization of foods in pilot/industrial scale.     

液相管道流量与压力对小孔泄漏速率的影响

泄漏速率计算是计算泄漏量、评估泄漏风险的前提和基础,通过搭建液相管道小孔泄漏实验系统,构建不同泄漏场景,研究管道流量、压力对管内液体压力及泄漏速率变化的影响规律,提出了小孔泄漏稳定压力计算方法,有效解决经典计算公式中压力求解问题;通过对泄漏模块仿真模拟,得到了泄漏孔口界面的速度分布情况,并研究了管道流量、压力对速度分布的影响。实验和数值模拟结果表明:泄漏发生后,管道压力下降明显,泄漏稳定压力与初始压力、管道流量呈对数关系,初始压力、管道流量越大,泄漏稳定压力越高,但相较于初始压力,泄漏稳定压力差值减小;管道流量越大,达到泄漏稳定的时间越短,泄漏达到平衡越快;泄漏孔处,面对来流方向壁面附近速度较高,背向来流方向壁面附近有负压、涡旋,且随着管道流量、初始压力的增加,最大泄漏速度增加,但负压范围、程度减小。     

油井无动力恒流加药罐

介绍了一种根据流体力学原理研制的无动力恒流加药罐,该加药罐采用一种独特的罐内结构使加药速率不随药罐内的液位变化而变化。     

低渗透砂岩储层压力敏感性对开采速度的影响

采用一套系统的模拟地层上覆压力、模拟油藏原始状态的加压方式及加压后物性平衡时间确定的实验方法,进行低渗透砂岩压力敏感性对开采速度的影响实验研究。通过模拟油田实际开采中压力变化过程,对比研究急速改变有效应力与慢速改变有效压力对储层岩石物性的影响,分析低渗透储层物性参数孔隙度、渗透率随有效应力变化规律及压力敏感性特征,进而研究储层压力敏感性对低渗透油藏开采速度的影响。研究表明:即使低渗透储层孔隙度只发生微小损失,将引起岩石的渗透率显著降低,且其受加压方式影响较大,有效压力增加速度越快,岩心渗透率降低幅度越大,不可逆的渗透率损失越大;反之,有效压力增加速度越慢,岩心渗透率降低幅度越小,不可逆渗透率损失越小。建议在开发低渗透油田时采取多次逐级降低井底流压、保持合理的开采速度,以提高最终采收率。     

井下喷射孔结构压降计算中流量系数的探讨

石油钻采工程中有大量喷嘴、射孔孔眼等喷射孔结构,在复杂工程流体下,其喷射压降计算流量系数选取范围大,严重影响工艺设计和施工安全。为此,基于钻采、压裂和套管射孔中常见的喷射孔结构压降计算公式,分析了影响喷射孔压降计算的主要因素,采用数值模拟方法,得出了圆锥、圆弧带圆柱出口的喷射孔结构流量系数计算公式,并考虑流体物性对流量系数的影响,给出了流量系数的统一计算公式。经实验和数值仿真计算,验证了该流量系数公式的可靠性,为石油钻采工程中喷嘴、射孔孔眼等喷射孔结构的压降计算提供了理论依据。     

Analysis of gas well late-time pressure and rate data

This work presents new methods for estimating average pressure, reservoir pore volume (initial gas in place) and drainage area from pressure and rate data obtained at a gas well during boundary-dominated flow. The methods, which utilize a combination of a material balance equation and approximations for the wellbore pseudopressure or flow rate obtained during boundary-dominated flow, represent an improvement over previous methods in that the new methods are direct procedures which do not require iteration.