燃气动态压力是多少_天然气动态压力正常值范围是多少正常吗

1.盖层封闭能力评价参数是什么？

2.什么是油田的开发指标？

3.天然气热水器使用中水温低是什么原因?

4.什么是气举采油？

5.岩性油气藏成藏动力

天然气入户压力一般都是2到3千帕。

天然气是指自然界中天然存在的一切气体，包括大气圈、水圈、和岩石圈中各种自然过程形成的气体（包括油田气、气田气、泥火山气、煤层气和生物生成气等）。

而人们长期以来通用的“天然气”的定义，是从能量角度出发的狭义定义，是指天然蕴藏于地层中的烃类和非烃类气体的混合物。在石油地质学中，通常指油田气和气田气。其组成以烃类为主，并含有非烃气体。

扩展资料：

天然气蕴藏在地下多孔隙岩层中，包括油田气、气田气、煤层气、泥火山气和生物生成气等，也有少量出于煤层。它是优质燃料和化工原料。

天然气主要用途是作燃料，可制造炭黑、化学药品和液化石油气，由天然气生产的丙烷、丁烷是现代工业的重要原料。天然气主要由气态低分子烃和非烃气体混合组成。

主要由甲烷(85%)和少量乙烷(9%)、丙烷(3%)、氮(2%)和丁烷(1%)组成。又称“沼气”。主要用作燃料，也用于制造乙醛、乙炔、氨、碳黑、乙醇、甲醛、烃类燃料、氢化油、甲醇、硝酸、合成气和氯乙烯等化学物的原料。

天然气被压缩成液体进行贮存和运输。煤矿工人、硝酸制造者、发电厂工人、有机化学合成工、燃气使用者、石油精炼工等有机会接触本品。主要经呼吸道进入人体。属单纯窒息性气体。浓度高时因置换空气而引起缺氧，导致呼吸短促，知觉丧失;严重者可因血氧过低窒息亡。高压天然气可致冻伤。不完全燃烧可产生一氧化碳。?

参考资料：

盖层封闭能力评价参数是什么？

根据国家计量法规，天然气居民用户使用的燃气表是以天然气为介质的膜式燃气表，因膜式燃气表具有计量精确、稳定性强、密封性好、安全可靠等优点，因此被广泛采用。

与汽车行驶到规定里程要强制报废一样，国家法规对燃气表也规定了使用年限，道理也一样：就是为了安全！按《膜式燃气表检定规程JJG577-2012》规定，以天然气为介质且最大流量不超过10m3/h的燃气表使用期限为十年，到期需强制报废并进行更换。

燃气表检定注意事项：

1、根据检定规程的要求,燃气表在检定前及检定中的一些环境、水温等要求。

2、流量调节阀的安放位置采用钟罩式气体流量标准装置检定燃气表的方法有静态法和动态法,通过试验可知,流量调节阀放在表前及表后都可以。但是在表前调节检定量时,一定要使用理想气体方程进行压力修正。表后调节检定流量时,如果压力变化引起的示值误差较小(示值误差的绝对值小于0.2%)一般可忽略不计。由公式(2)可知vref=VsPsTmPmTs=Vs(101000+1010)×(273.15+19.9)(101000+140)×(273.15+20.5)=1.0077Vs根据《JJG577-2005膜式燃气表》检定规程,当恒温室内标准器处和燃气表的气体温度差≤0.5℃,可以忽略温度所引起的误差。则vref=VsPPm=Vs101000+1010101000+140=1.0086Vs从以上数据可知,压力引起的燃气表示值误差约为0.5%，不能忽略。根据《JJG577-2005膜式燃气表》检定规程,单次测量示值误差按公式。

什么是油田的开发指标？

油气进入圈闭后，由于烃柱浮力、水动力及储层超压（合称储层剩余压力）的作用促使流体继续运移甚至散失而使油气藏遭到破坏。盖层的主要作用就是阻滞油气逸散，保护油气聚集，是形成油气藏的必要条件之一。当盖层排替压力大于储层流体的剩

表3—1 油气盖层分布一览表

续表

图3—1 盖层封闭条件示意图

余压力时，就可以有效地阻止油气的纵向散失，称为静态封闭（图3—1）；反之，油气就可能通过盖层逸散，此时盖层以其微细孔喉和较低的渗透性，依其粘滞阻力发挥阻滞油气运移的作用，称为动态封闭。天然气分子量小，粘度低，流动性大，即使没有压差存在，在浓度梯度作用下还会进行扩散运移，如果盖层自身即是烃源层，具有较高的烃浓度，或具有较强的吸附能力，降低了储盖层间的浓度梯度，则可减缓甚至抑止油气的扩散散失，称为浓度封闭。

在地质历史过程中，油气的聚集与散失在很大程度上取决于盖层的封盖性能，微观封盖能力主要通过物性、岩矿、地化、岩石力学和突破压力及扩散系数等专项参数（表3—2）来评价，前面几项参数已被述及，且在盖层评价中亦十分重要，只是研究对象及应用角度不同。本节主要针对盖层分析评价的专项分析参数即突破压力、有效扩散系数、比表面、微孔分布、粒度分析等参数的测定及其地质应用进行介绍。

表3—2 盖层评价分析项目一览表

1.突破压力测定及地质应用突破压力是指非润湿相流体排驱润湿相流体的最小压力，采用岩心驱替法测定。排替压力是指岩石中最大连通孔径所对应的最小毛细管压力，是样品的固有参数，一般采用压汞法测定。

盖层的排替压力是静态封闭压力，当储层剩余压力小于盖层的排替压力时，油气则完全被阻滞，不能通过盖层散失。岩心驱替法测定的突破压力是排替压力与粘滞阻力之和，为动态封闭压力，其中粘滞阻力Pμ是流体在运动过程中毛细管壁产生的粘滞力，其大小与最大毛细管半径Ro、运移路径长度L、流体粘度μ和时间t有关：

对于特定岩心和流体系统，突破时间越长则粘滞力越小，突破压力越接近于排替压力，当t→+ω时，Pμ→0，突破压力即等于排替压力。用岩心驱替法测定盖层样品的突破压力时，通过控制突破时间即可求得排替压力。

采用压汞法确定盖层样品的排替压力目前仍存在较大分歧（杨家琦等，1995），张义纲（1991）、邓宗淮（1990）和肖无然（1990）等立足于Berg（1975）、Xahuh（1973）、Downey Schmwalter（1980）等对烃类饱和度大于10%左右时才能发生二次运移的观点，提出过汞饱和度为10%所对应的毛细管压力Pc即为盖层的排替压力。实际上在压汞试验中，汞总是优先进入最大量级的孔隙喉道，汞的排替压力Pdc应以进汞曲线开始出现稳定阶段时对应的毛细管压力来确定。经驱替实验证实，应用稳定进汞曲线确定排替压力更接近实际，由此采用Pdc做为压汞法排替压力。

在盖层中往往初始饱和的是水，封盖的是油或气，因此在油气藏盖层评价时需要将压汞法测定的排替压力换算为烃水的排替压力。对于微孔隙发育的盖岩，还可用氧吸附法测定的孔分布求排替压力（肖元然，1990）。

1）突破压力的影响因素（1）沉积环境的影响。

沉积环境控制了沉积物的物质组成及其结构，由此引起盖层封闭能力的差异。在水体面积较大、稳定的沉积环境中形成的泥质岩盖层质纯，颗粒细小，砂质含量低，微孔发育，突破压力高，如深海相、深湖相沉积的泥页岩具有较高的封盖能力；在近物源、水体较动荡的沉积环境中形成的泥质岩质不纯，微细孔隙含量偏高，突破压力低，如河流环境形成的泥岩封盖性能差。吐哈盆地侏罗系地层泥质岩盖层突破压力随含砂量的增加，突破压力降低（图3—2）。

图3—2 不同含砂量泥岩突破压力图

碳酸盐岩盖层受沉积环境的影响主要与泥质含量有关，纯灰岩性脆，易产生裂隙而降低封盖能力，而泥灰岩则塑性条件相对较好不易产生裂隙，如在鄂尔多斯盆地深水斜坡、斜坡及泻湖相形成的碳酸盐岩盖层。

（2）成岩阶段的影响。

在不同的成岩阶段，泥质岩盖层的封盖能力也发生明显的变化。泥质岩中矿物成分转化十分明显，早成岩阶段蒙脱石含量高，具有较强的膨胀性，但压实程度较低，封盖性一般；晚成岩A期蒙脱石大量转化为伊/蒙混层，受压实作用强，具有基质状、紊流状或层流状微结构，孔隙水平定向、孔隙度低，渗透性差、封盖性能好；晚成岩期粘土矿物以伊利石和高岭石为主，坚硬、性脆，其封盖性能取决于构造运动的强弱及裂隙发育程度（表3—3）。

膏岩成岩阶段主要分为四期，早成岩期石膏脱水变为硬石膏，自形膏岩矿物呈压实定向排列；晚成岩A期硬石膏重结晶，由自形晶变为柱状、板状、板片状半自形晶；晚成岩B期在侧向挤压作用下，硬石膏重新变形，重结晶形成糖粒状它形巨晶结构；退后生成岩期使膏岩暴露地表，由于表生风化淋滤作用，退化为变水石膏及石膏。

表3—3 泥质岩盖层与成岩阶段关系表（据赵庆波）

硬石膏具有微孔隙发育，渗透率低，排替压力高的特点，在地层条件下易发生塑性变形，不易形成裂隙，具有极强的封闭能力。某盆地侏罗系硬石膏在围压50MPa，温度为70℃时突破压力达25～32MPa，而变水石膏突破压力为5～10MPa，石膏突破压力在5MPa以下。

（3）温度及压力条件的影响。

突破压力随温度及压力条件变化也十分显著，主要表现为由于地层埋深增加，孔隙被压缩，特别是塑性大的膏岩变化尤其明显（表3—4），随着温度及压力的提高，突破压力增大52%～525%，泥岩和灰岩变化相对较小。

2）突破压力在地质评价中的应用突破压力由于受沉积环境、成岩作用、地层温压条件及构造应力作用等多种因素的影响，虽具有一定规律，但也不尽然。同一地区同一沉积环境，不同埋深、不同物质组成，其突破压力也可能差异较大。因此在进行盖层评价时应根据研究区内各种地质条件的影响程度，结合储层及其它实测资料进行评价。

表3—4 不同模拟条件下突破压力变化表

排替压力主要是阻滞油气的渗流运移，是毛细封闭的重要评价参数。排替压力越高，突破压力越大或突破时间越长，则表明盖层的最大连通孔径越小，毛细阻力越大，封盖能力越强。除了上述直接测定参数外，还可用相对封闭压力、封盖系数及封盖气柱高度等参数将储层和盖层纳入同一系统中进行分析评价，这样结果将更加可靠。

（1）相对封闭压力：

盖层封闭压力与储层剩余压力的差值，即：Pr1=Pd-ΔPres；或采用盖层封闭压力与储层剩余压力的比值，即：Pr2=Pd/ΔPres。

（2）封盖系数：

除了用压力评价外，还可以用时间做评价参数，根据普赛尔公式，突破时间由3—2式确定。假设取样的样品与地质条件下盖层岩石孔隙结构一致，由此可以根据实测突破时间计算穿越盖层的突破时间：

式中tw——盖层的突破时间，s；H——盖层厚度，cm。

如果气藏的形成时间为t，则定义封盖系数为：tW与t的比值。

（3）封闭烃柱高度：

在不考虑地层超压及水动力条件下，盖层封闭油气的条件是Pdc≥PF，由此可得封闭的最大烃柱高度为：

式中THC——封闭最大烃柱高度，m；ρW、ρHC——水和烃的密度，g/cm3；g——重力加速度，9.8m2/s。

2.有效扩散系数测定及地质应用扩散是指在浓度梯度作用下，气体分子由高浓度区通过各种介质向低浓度区自由迁移达到浓度平衡的一种物理过程。扩散快慢以扩散系数来表述，岩石的有效扩散系数是指沿扩散方向，在单位时间通过单位面积岩石的扩散流的流量与浓度梯度的比率。油气藏中，储层与盖层之间存在的浓度梯度会促使天然气通过盖层进行扩散运移，成为油气散失的另一方式。

扩散系数的大小反映了扩散运移速率的快慢，如常规孔渗资料一样，可用其评价盖层的质量好坏。扩散系数越小，则通过盖层的散失速度越慢，封盖性能越好。同理还可用其它间接参数来进行盖层评价，主要参数有扩散速率因子、扩散阻滞时间和扩散阻滞系数（杨家琦等，1995）等参数。当然，最有效、最直观的盖层评价指标是扩散散失量及浓度封闭因子。

1）扩散速率因子扩散运移不仅受岩石扩散系数影响，还受盖层厚度和时间的影响。扩散速率因子定义为单位浓度差下的扩散通量密度，即扩散系数与盖层厚度的比值：

2）扩散阻滞时间及阻滞系数扩散速率为VD，则气体穿越厚度为L的盖层所用的时间为tD，tD越小，表明气体越不易穿越盖层进行扩散运移，由此，定义时间tD为扩散阻滞时间：

如果tD大于气藏形成时间，则说明气藏形成后扩散前缘至今还未穿越盖层，气藏基本未遭受破坏，这反映了盖层对扩散运移的抑制能力，反之则说明存在扩散散失，二者之比称为扩散阻滞系数：

ED越大，盖层对扩散的阻滞能力越强，油气保存越好。

3.比表面和微孔分布的测定及地质应用做为盖层的岩类，如盐岩、石膏、泥质岩等，微孔特别发育，特别是小于100nm的孔隙占的比例很大，因此具有极大的比表面，同时其连通性差，迂曲度大，从而导致渗透率低、突破压力高、封闭能力好。然而用常规方法难以测定如此微小的孔隙含量，采用液氮吸附法则可很好地描述微细孔隙分布规律，评价盖层的封盖能力。

吸附法可给出较多有意义的参数用于盖层封盖能力评价，主要参数包括：

（1）吸附等温线：由于岩石的孔隙形态不同，其吸/脱附时中毛细凝聚过程也不一样，表现在吸附等温线中即吸附和脱附回线的形态各异，将吸附等温线归纳为五种类型，分别对应不同的孔隙结构形态（图3—3）。

图3—3 各种类型吸附回线及其所反映的各种孔隙结构A类：两分支的分离位于中等压力处，分支很陡，反映的定向端开放的管状毛细孔；B类：分支在饱和蒸汽压处很陡，脱附分支在中等相对压力处也很陡，反映的是具平行狭板状毛细孔；C类：分支开在中等压力处，反映的是一种典型的锥形或双锥形孔；D类：反映四面开放的尖劈形毛细孔；E类：吸附分支缓慢上升，而脱附分支在中等压力处很陡，表明具有墨水瓶形的孔隙。

开放性孔隙和细颈瓶形孔隙产生吸附回线而封闭笥孔隙将不产生吸附回线。

（2）根据吸附等温线获得的样品孔隙分布，依据不同孔径范围的孔隙所占的比例可判别孔隙发育程度，同时还可计算出平均孔径、中值半径、优势孔径范围等参数用于对比评价。平均孔径越小，优势孔径越低，则表明微孔越发育，其封盖性能就越好。

（3）比表面是单位质量岩石孔隙的总表面积，其值越大，表明微孔所占比例越高，对烃气的吸附能力也越强，越易对油气形成封闭。

4.泥质岩粒度的测定及应用由于受沉积环境的影响，泥质岩的颗粒均较细，但在不同的沉积相带中，其颗粒组成又有较大的差异。不同的组成，造成其形成的岩石孔隙结构不同，其力学性质也有所差异，从而影响到盖层的封盖能力。泥质岩中最大颗粒一般100～300nm，激光法测定粒径范围为0.1～500μm或更宽，采用激光法测试其粒度构成是行之有效的方法。

粒度分析主要给出粒度频率分布曲线和累积曲线，以及粒度中值、平均孔径或含砂量等参数，主要反映沉积时水动力条件，是沉积环境的具体体现。

在不同沉积环境下泥质岩粒度分布不同，深海相泥岩颗粒较细，粒度中值一般为8～10μm，而河流相泥质岩颗粒相对较粗，均质程度差，粒度中值在12～18μm以上（图3—4）。

在不同的沉积环境条件下，粒度分布不同，其成岩后孔隙结构、孔隙连通性等都有所差异，粒度分析利于更好地评价和预测泥质岩盖层的封盖性能。

总之，盖层的主要作用是阻滞油气的散失，其封闭方式主要包括毛细封闭（静态和动态封闭）和浓度封闭。评价其封闭能力的实验参数有：有孔隙度、渗透率及毛管压力等物性参数，X—衍射、薄片分析等岩矿参数，有机碳及R。等地化参数和杨氏模量及泊松比等力学参数。这些参数用于评价盖层的基本属性，判识其是否能够做为盖层，同时还有一些专项分析参数，如突破压力、有效扩散系数、封闭烃柱高度、封盖系数、扩散阻滞系数等用于定量评价盖层的封盖能力。将储盖层进行系统评价时可用相对封闭压力系数，浓度封闭因子等参数进行综合评价。在进行封盖层评价时，可以从中选择主要参数进行综合分析，既要分析盖层本身的封闭性能，又要考虑储盖层的配置关系，并需结合区域地质特点才能对封盖层进行合理、准确的评价。

图3—4 不同沉积环境泥岩盖层粒度及孔径分布特征图

天然气热水器使用中水温低是什么原因?

在油田开发过程中，根据实际生产资料统计出的一系列说明油田开发情况的数据称为开发指标。可以利用开发指标的大小和变化情况对油田开发效果进行分析和评价。

一、产量方面的指标产量方面的指标主要有以下几项：

(1)日产能力。油田内所有油井(除了计划暂闭井和报废井)每天应该生产的油量总和叫油田的日生产能力，单位为t/d。

(2)日产水平。油田的实际日产量叫日产水平，单位为t/d。

日产能力代表应该出多少油。但由于各种因素实际上并没有产出预算的油。日产能力和日产水平的差别越小，说明油田开发工作做得越好。

(3)折算年产量。折算年产量是一个预计性的指标，即根据今年的情况预计明年的产量，根据折算年产量制定下一年的生产计划。对于老油田，还要考虑年递减率。

(4)生产规模。所有油田生产能力的总和乘以采油时率(某一时段内的有效生产时间)就是生产规模。

(5)平均单井产量。油田实际产量除以实际生产井的井数得到平均单井产量。

(6)综合气油比。综合气油比是实际总产气量与实际总产油量之比，单位为m3/t，表示油田天然能量的消耗情况。

(7)累积气油比。累积气油比是累积产气量与累积产油量之比，表示油田投入开发以来天然能量总的消耗情况。

(8)采油速度。采油速度是指年采出油量与地质储量之比，它是衡量油田开采快慢的指标。采油速度可分为油田采油速度、切割区采油速度、排间采油速度和油井采油速度，通常用百分数表示。只要把目前日采油量或月采油量折算成年采油量，就可以算出采油速度。正常生产时间要除去测压、维修等关井时间。

(9)采出程度。采出程度是指油田某时刻累积采油量与地质储量之比，反映油田储量的采出情况，用百分数表示。

(10)采收率。油田采出来的油量与地质储量的比值称为采收率。油井未见水阶段的采收率叫无水采收率。无水采收率等于油井见水之前的累积采油量与地质储量之比。油田开发结束时达到的采收率叫最终采收率。最终采收率等于开发终结时的累积采油量与地质储量之比。最终采收率是衡量油田开发效率的指标，受许多因素影响。只要充分发挥人的主观能动性，采用合理的开采方式和先进的工艺技术，就能提高采收率。

(11)采油指数。采油指数是指单位生产压差下的日产油量，单位是t/(d·MPa)。采油指数的变化表明油田驱动方式的改变。

二、有关水的指标有关水的指标有以下几项：

(1)产水量。产水量表示油田出水的多少。日产水量表示每天出多少水。累积产水量是指油田从投入开发以来一共出了多少水。

(2)综合含水率。综合含水率是指产水量占油水混合总产量的百分比，表示油田出水或水淹的程度。

(3)注入量。一天向油层注入的水量叫日注入量，一个月向油层注入的水量叫月注入量。从注水开始到目前注入的总水量叫累积注入量。

(4)注入速度。注入速度等于年注入量与油层总孔隙体积之比。

(5)注入程度。累积注入量与油层总孔隙体积之比。

(6)注采比。注入量与采出量之比叫注采比。采出量是指采出油、气、水的地下体积。

(7)水驱油效率。水淹油层体积内采出的油量与原始含油量之比叫水驱油效率。

(8)吸水指数。单位注水压差下的日注水量叫油层的吸水指数。反映油层的吸水能力。

(9)注水强度。注水井单位有效厚度油层的日注入量叫注水强度，单位为m3/(d·m)。注水强度是否合适直接影响油层压力的稳定。利用注水强度可调节含水上升速度。

(10)水油比。水油比是指产水量与产油量之比，单位为m3/t，表示每采出一吨油要采出多少水。

(11)含水上升率。油田见水后，每采出1%的地质储量含水率上升的百分数称为含水上升率。反映不同时期油田含水上升的快慢。是衡量油田注水效果的重要指标。

(12)注水利用率。注水利用率表示注入水中有多少留在地下起驱油作用，用以衡量注水效果。

三、压力和压差方面的指标压力与压差方面的指标有以下几项：

(1)原始地层压力。开发前从探井中测得的油层中部压力称为原始地层压力，用以衡量油田的驱动能量和油井的自喷能力。原始地层压力一般随油层埋藏深度的增加而增加。油层投入开发以后，由于地层压力发生变化，原始地层压力无法直接测量，可以根据油层中部深度计算。

(2)目前地层压力。油田投入开发以后，某一时期测得的油层中部压力，称为该时期的目前地层压力。

(3)静止压力。油井关井后，压力恢复到稳定状态时所测得的油层中部的压力称为静止压力，也叫油层压力，简称静压。在油田开发过程中，静压是衡量地层能量的标志。静压的变化与注入和采出的油、气、水的体积有关。如果采出体积大于注入体积，油层产生亏空，静压就会比原始地层压力低。为了及时掌握地下动态，油井需要定期测静压。

(4)折算压力。大多数油田由许多油层组成，有的埋藏深、压力高，有的浅、压力低。由于每口井油层中部的海拔不一样，计算出的同一油层的原始地层压力有高有低。仅仅根据实测压力不能进行井与井的对比、研究油田动态变化。为了便于井之间的压力对比，把所有井的实测压力折算到同一海拔高度，这种折算后的压力叫做折算压力。

(5)流动压力。油井正常生产时所测得的油层中部的压力称为流动压力，简称流压。流入井底的油是依靠流动压力举升到地面的。流压的高低直接反映油井的自喷能力。

(6)饱和压力。在油层高压条件下，天然气溶解在原油中。原油从油层流至井口的过程中压力不断降低。当压力降到一定程度时，天然气就从原油中分离出来，对应的压力就叫饱和压力。对于油田开发来说，油田的饱和压力低，就可以使用较大的油嘴放大生产压差开采，地层内不易脱气，因此大大提高了油井产量和油田的采油速度。但不利的是，饱和压力低的井自喷能力较弱。

(7)油管压力。油气从井底流到井口后的剩余压力称为油管压力，简称油压。油压可以借助于井口的油压表测出。油压的大小取决于流压的高低，而流压又与静止压力的大小有关，因此可以根据油压的变化来分析地下动态。

(8)套管压力。流动压力把油气从井底，经过油管与套管之间的环形空间举升到井口后的剩余压力称为套管压力，又叫压缩气体压力，简称套压。在油井脱气不严重的情况下，套压的高低也表示油井能量的大小。油压和套压可以比较直观地反映出油井的生产状况。在油井的日常管理中，要及时、准确地观察和记录油压、套压，并分析其变化原因。

(9)回压。下游压力对流动的上游压力来说都可以看成是回压。回压是流体在管道中的流动阻力造成的。矿场上所说的回压通常是指干线回压，是出油干线的压力对井口油管压力的一种反压力。回压还与管径、管子的长度、流体粘度、温度等因素有关。

(10)总压差。原始地层压力与目前地层压力的差值叫总压差。对于依靠天然能量开发的油田来说，总压差代表能量的消耗，所以目前地层压力总是低于原始地层压力的。对注水开发的油田来说，是在注水保持地层压力的情况下进行开发的，目前地层压力往往保持在原始地层压力附近。当注入量大于采出量时，目前地层压力超过原始地层压力。当注入量小于采出量时，地层产生亏空，使目前地层压力低于原始地层压力。

(11)采油压差。油井关井时，油层压力处于平衡状态。当油井开井生产后，井底压力突然下降，由于油层内的压力仍然很高，就形成压力差，该压力差叫做采油压差，又称为生产压差或工作压差。在相同的地质条件下，采油压差越大，油井的产量越高。但在地层压力一定的情况下，当采油压差大到一定程度，即流动压力低于饱和压力时，井底甚至油层中就会脱气、出砂、气油比上升，油井产量不再增加或增加很少。这对合理采油、保持油井长期稳产、高产很不利。因此，必须根据采油速度和生产能力制定合理的采油压差，不能任意放大。

(12)注水压差。注水井井底流动压力与注水井目前的地层压力之差称为注水压差。

(13)流饱压差。流动压力与饱和压力的差值叫流饱压差。流饱压差是衡量油井生产是否合理的重要条件。当流动压力高于饱和压力时，原油中的溶解气不会在井底分离出来，生产气油比就低。如果流动压力低于饱和压力，溶解气就会在油层里分离出来，生产气油比就高，致使原油粘度增高、流动阻力增大，影响产量。因此，要根据油田的具体情况，规定在一定的流饱压差界限内采油。

(14)地饱压差。目前地层压力与饱和压力的差值称为地饱压差。地饱压差是衡量油层生产是否合理的重要标准。如果油田在地层压力低于饱和压力的条件下生产，油层里的原油就要脱气，原油粘度就会增高，严重时油层就会结蜡，从而降低采收率。所以在这种条件下采油是不合理的。一旦出现这种情况，必须采取措施调整注采比，以恢复地层压力。

(15)流压梯度。流压梯度是指油井正常生产时每米液柱所产生的压力。选不同两点测得的压差与距离之比即为流压梯度。用它可以推算出油层中部的流压。根据流压梯度的变化，还可以判断油井是否见水，见水油井的流压梯度会增大。

(16)静压梯度。静压梯度是指油井关井后，井底压力恢复到稳定时，每米液柱所产生的压力。静压梯度可以用来计算静压。

什么是气举采油？

燃气热水器水温低，主要原因是燃气流量不够。

在额定压力下，特定管径和特定燃气表都有对应的流量范围，如下图所示表的流量范围为0.025～4.000立方米/秒。但这个流量是基于额定压力的，即2000Pa左右压力下的流量，若压力过低时，燃气表并不能保证4立方米/秒的流量。

燃气是流体，流体最大的特点是动态性，其压力总是在不停地变化之中。最典型的对比是，在用气高峰时段，其压力可能要低于额定值，这时的最大流量可能要低许多；而在用气低峰时，其压力值可能要高于额定供气压力，相应地其最大流量也会有所提高。出现类似情况时，跟邻居、特别是垂直方向的邻居沟通一下，往往会得到不少信息。

测量压力值的常见方法有仪表法和经验法。有经验的燃气工人，看一眼火焰、听一听火焰的声音就能估计出大概的压力值。当然，用仪表测量是最好的了，测量时一定要测运行气压，即燃气灶、热水器工作时的压力。如果灶具运行时气压正常，而热水器工作时气压低于1500Pa甚至更低，就是气压不足，也就是供气流量不够了。

具体到水温低的排查，除了燃气流量的原因，还有基础水温的作用。北方地区冬天的基础水温要比夏天低10℃甚至更多，相应地，加热到相同的出水温度时就需要更多的热量、更大的火力了。

最后再强调一点，燃气热水器是复杂的制热产品，其工作制约因素较多，诊查的现场性也很强。网络上只能提供些常见原因，具体的解决，还是请售后人员上门处理为佳。

岩性油气藏成藏动力

气举采油技术已有一百多年的历史。国外主要产油国，气举采油占人工举升采油的15%，气举采油的产液量占机采总量的30%，为第二大人工举升方式。我国中原、塔里木、吐哈、大庆、辽河、四川、南海东部等油气田相继采用了气举采油方法，已初步形成一定的气举采油生产规模。气举采油设计正在向计算机自动化发展，工艺逐步配套，效率不断提高。

气举采油(Gas Lift)是从地面将高压气体注入油井中，降低油管内气、液混合物的密度，从而降低井底流压的一种机械采油方法。利用气体的膨胀能举升井筒中液体，使停喷、间喷或自喷能力差的油井恢复生产或增强生产能力。

气举井与自喷井有许多相似之处，其井筒流动规律基本相同。自喷井依靠油层本身的能量生产，而气举井的主要能量来自于高压气体。油管下到油层中部，沉没度最大，可获得最高的油管工作效率。即使将来油层压力下降，也能保持较好的气举油效果。

气举采油的优点很多，如排液量范围大、举升深度大、井下无机械磨损件、操作管理方便等。对含砂、结蜡、结垢以及含腐蚀性介质的油井优势明显。也可用于油井诱喷、排液、气井排水采气及小井眼的采油等。特别适用于有高压气源可供利用的油井。深井、高气油比一和复杂结构油井的生产费用明显低于其他人工举升方式。

气举方式分为连续气举和间歇气举。可根据产液量或产液指数、井底压力、举升高度、气液比等做出选择。

一、气举系统多数气举系统设计成气体可重复循环的流程。从油中分离出来的低压天然气经压缩机增压，重新注入油井以举升液体。少数井可以直接利用高压气井的气源。

图6-11所示的循环系统适于连续气举。为保证间歇气举的瞬时注气，可增加储气罐，仅利用管线的贮气能力难以操作和调节。气举系统一般由压气站、地面配气站、单井生产系统和地面生产系统构成。在此只讨论单井生产系统，地面生产系统与其他举升方式基本相同。

图6-11　气举系统示意图

1.压气站压气站主要包括进气处理装置和压缩机组，后者是核心。常用天然气作为气举的工作介质，有时也用氮气或燃烧过的空气。工作介质的质量会直接影响压缩机的效率和寿命。压气站多选用往复式压缩机。

2.配气站配气站的作用是按一定的压力和流量，给各气举井分配高压气体。连续气举可在配气站按需分配气量,也可用井口节流装置的孔径来控制单井的注气量;对于间歇气举，必须增加精心设计的配注开关系统。在配气站或井口一般采用双笔记录仪，连续记录各气举井的油压、套压变化，以便及时了解单井工况。

3.气举采油井气举采油井有两条通道,一条是油、套管环形空间，压缩气体的进入通道；另一条是油管，油气混合物的产出通道。两条通道的作用可以互换。油、套管环形空间和油管构成U型管。到达井口的高压气体的压力是气举井生产的地面注气压力。在井口可以安装气嘴，以便将来气压力降到井口所需的注气压力。

4.气举管柱结构常用的单管气举管柱结构有开式、半闭式和闭式三种。

1)开式管柱油管管柱不带封隔器，气体能从油管底部进入油管,如图6-12(a)所示。地面注气压力波动会引起环空液面升降。每次关井后，必须重新卸载。一般不宜采用此种管柱结构。

图 6-12　气举井管柱结构

2)半闭式管柱单封隔器完井，能阻止注入气体从油管底部进入油管。油井一旦卸载，流体就无法回到油、套环形空间(环空)。这种结构既适用于连续气举也适用于间歇气举，如图6-12(b)所示。

3)闭式管柱单封隔器及固定阀完井。以半闭式装置为基础，在油管柱末端加装单流阀。避免了开式结构的种种弊端，使高压气体和井筒液体不能进入地层，如图6-12(c)所示。

二、连续气举连续气举(Continuous Gas Lift)是最常用的气举采油方式。可以看作是自喷井生产的一种变型。在气举过程中，高压气体连续地从油、套环形空间注入，通过装在油管上的气举阀进入油管，并与油井产出的流体混合，降低混合液的密度，从而降低井底流压，将井筒流体连续举升到地面,同时地层连续、稳定地生产。连续气举也可以采用油管注气，环空产出混气液的方式。气举设备(Gas Lift Equipment)主要包括压缩机、配气管汇、注入管柱、气举阀及相关的计量控制设备等。

连续气举的显著特点是：能够充分利用注入气和地层产出气的膨胀能量；注气量和产液量相对稳定；排液量大。对于2000m深的油井，连续气举的经济产量一般大于30m3/d。

三、启动压力和工作压力油井停产后，井筒积液不断增加。油管和套管内的液面最终会上升到一定位置并稳定下来，这时的液面叫静液面(Static Liquid Level)。油井稳定生产时的环空液面叫动液面(Producing Fluid Level)。

当压缩机向油、套环形空间注入高压气体时，环空液面将被挤压下降。根据U形管原理，环空中的液体将被挤入油管，使油管内液面上升。不断提高压缩机压力，环空液面最终会降到油管鞋处，此时对应的井口注入压力称为启动压力。启动压力是使环空液面下降到油管鞋处，压缩机需提供的最大压力。高压气体进入油管后，混气液密度降低，液面不断升高直至喷出地面。不断注入高压气体，井底流压会持续降低。当其低于油层压力时，油层中的流体会流到井中，致使油管内的混气液密度有所增加，压缩机的注入压力也随之增加。经过一段时间后趋于稳定，最后达到一个协调、稳定的工作状态。油井达到稳定气举生产所对应的压缩机压力称为工作压力。

在上述过程中，压缩机的压力变化如图6-13所示。pe为启动压力，是气举过程中最大的井口注入压力。po为气举生产趋于稳定时的井口注入压力，即工作压力。启动压力与油管下入深度、直径以及静液面位置有关。在中、深油井中，如果油管下入较深，地面压缩机将需要很高的输出压力才能将气体经油管鞋注入油管，使油井投入正常生产。当静液面深度一定时，降低油管下入深度可降低启动压力。但是，当降到一定程度时，油井将无法正常生产。气举井的启动压力有两个极端值。

图6-13　压缩机压力变化曲线

(1)静液面很高，靠近井口。环形空间的液面还没有被挤到油管鞋，油管内的液面已溢出井口。此时，启动压力最大，就等于整个油管长度上的液柱压力：

最大启动压力，Pa；L——油管长度，m；ρL——液体密度，kg/m3；g——重力加速度，m/s2。

(2)当油层的渗透性较好，而且被挤压的液面下降很缓慢时，从环形空间挤出的液体部分被油层吸收。在极端情况下，液体全部被油层吸收。当高压气到达油管鞋时，油管中的液面几乎没有升高。这种情况下，启动压力最低，由油管的沉没深度确定,即：

式中　p″e——最小启动压力，Pa；h′——沉没度，m。

沉没度是油管沉没在动液面以下的深度，即油管鞋到动液面的距离。

e和p″e之间。

由图6-13可以看出,启动压力pe明显高于工作压力po。如果压缩机的额定输出压力小于启动压力，就无法把环空中的液体压入油管，气体不能进入油管就无法实现气举。要想实现气举，需大功率的压缩机来保证气举的启动。但正常生产时又不需要这么大的功率，势必造成压缩机功率的浪费，并增加了投入成本。为了在低成本下实现气举，必须降低启动压力,有效的方法是安装气举阀(Gas Lift Valve)。

四、气举卸载过程气举井的启动过程实际上是降低井内流体载荷的过程。因此，也称为卸载过程。

理论上讲，气举深度可以从井口到井底。然而，高压气井或压缩机组提供的注气压力有限，使气举深度受到限制。为此，必须用卸载阀逐级卸载，降低液面和气举的启动压力，降低井底流压，增加地层的产出量。卸载是大多数气举井生产的前提。无论是连续气举，还是间歇气举，卸载都是必经的工艺过程。在各类气举装置中，气举阀都是多只串联下入井中，自上而下工作，保证举升井在最短时间内完成逐段卸载。油管鞋以上20m处可预先设置一个底阀作备用，以适应地层压力下降引起的举升深度增加。

气举管柱下井时，所有气举阀处于打开状态。注入环空的高压气体将环空流体通过所有的气举阀压入油管；随后，高压气通过露出的第一个气举阀进入油管，进行卸载；第二个气举阀露出后，第一个气举阀关闭，注入气从第二个气举阀进入油管继续卸载；第三个气举阀露出后，第二个气举阀也关闭，注入气经第三个气举阀进入油管，卸载继续进行。高压气体持续下压环空液面，直至排液能力达到设计的生产能力，卸载成功。此时进气的气举阀就是正常气举生产的工作阀。底阀暂不露出液面。

五、气举阀原始的气举工艺只是按照计算深度在油管上开一些小孔。注入的高压气体通过小孔进入油管，降低油管内的混合液密度，排出其上油管中的液体。当油管内的压力下降到设定值时，需要关闭该孔，以便于高压气体集中进入第二个孔。气举阀应运而生，它就是可以根据需要能够关闭的智能阀孔。其作用就是使高压气体中途进入油管，排出该气举阀之上的液体，从而降低启动压力。气举阀关系到气举井能否正常生产。气举阀的发明、充气波纹管气举阀的问世，给气举工艺带来了革命性的飞跃。

1.气举阀的作用气举阀的作用主要有以下几点：

(1)在油管柱上形成可开关的注气通道。

(2)降低启动压力,用较小的压缩机把井内液面降至注气点处，启动气举,并以正常生产所需的注气压力按预期的产量进行开采。

(3)灵活改变注气深度，以适应地层供液能力的变化；(4)改变举升深度，增大油井生产压差，清洁油层，解除污染。

(5)间歇气举的气举阀可以防止过高的注气压力对下一个注气周期产生影响。控制每个周期的注气量。

(6)单流气举阀可以阻止井液从油管向环空倒流。

2.气举阀的结构最常用的是充气波纹管气举阀，它由充气波纹管、阀杆、阀球和阀孔等构成。在波纹管内预先充入氮气构成加载单元，起到类似于弹簧的加载作用。如图6-14所示，由于波纹管的承压面积Ab大于阀孔的截面积Av作用于Ab上的压力就是气举阀的控制压力。因此，(a)图所示为气压(即奎压)控制气举阀；(b)图为液压(即油压)控制气举阀。因充气压力随环境温度而变化，气举阀下井前要以井温为准调试波纹管腔室的充氮压力。

图6-14　充气波纹管气举阀六、间歇气举间歇气举(Intermittent Gas Lift)是指将高压气体间歇地注入井内，使井内的液体周期性地喷出井口的采油方式。间歇气举能建立更低的井底流压，但需要的瞬时注气量更大。对于低压地层、中低产量阶段，间歇气举在经济成本和灵活性方面，优于其他人工举升方式。

间歇气举有常规间歇气举、柱塞气举、腔室气举、球塞气举等多种形式,前两种最为常用。间歇气举仅适用于油管气举，普遍选用半闭式或闭式气举装置。间歇气举大多使用液压控制气举阀，要求工作阀具有大孔径注气通道，并且能迅速打开，以便有效地将液体段塞顶替到地面上来。同时，最大限度地降低注入气的窜流量和液体的回落量。

1.常规间歇气举常规间歇气举是连续气举的一种变型，将连续注气改为间歇注气。因此，连续气举的卸载、设计等都可用于常规间歇气举。当连续气举不能顺利实施卸载时，可以用常规间歇气举提高瞬时注气量，卸载后再用连续气举方式进行生产。在气举开采中后期，为了节省气源或增加排液深度，也常常把连续气举改为常规间歇气举。常规间歇气举可以作为强化排液的手段。

从地面上调节注气压力，只有当工作阀之上聚积了足够高度的液柱时，工作阀才能被打开，使气体进入油管而举升液体。一个注气周期可分为四个阶段。

1)液体在油管中上升在这个阶段，来自供气管线的气体经地面控制器进入环空，再通过工作阀进入油管内，推动液体段塞向上运动。同时，流体继续从地层流入井底。上升过程中，由于注入气的滑脱窜入及充气尾端回落，液体段塞的长度逐渐减小。当液体段塞顶部到达地面时，这个阶段结束。

2)液柱产出液体不断上升，部分液柱从井口产出。加上气体的窜入和液体回落，油管中液体段塞的长度急剧缩短，流速变得很大。当气体前沿到达井口时，这个阶段结束。只有在最短的时间内把整个液体段塞举升到地面，才可获得良好的经济效果,因此工作阀必须是快速打开型的，使气体能够高速通过工作阀的整个截面。前两个生产阶段，液体的速度不应降低。

3)夹带液的产出当气泡突破液体到达地面时，该阶段开始。液体段塞的产出减小了液柱压力和系统阻力，导致气体流速迅速增加。高速气流的冲刷使液膜破碎成液滴，大量液滴伴随气流被带出井口。这个阶段持续到油管内的气体停止流动。

4)液柱再生未产出的液滴、管壁上的液膜回落到油管底部与油层产出的液体汇合。再次把气体注入环形空间，压力达到预定值时，打开快速开启型工作阀，开始下一个新的循环周期。

在间歇气举的四个阶段中，只要井底流动压差存在，地层流体就不断流向井底。

2.柱塞气举通过对常规间歇气举的管流特征及工况分析发现,气体窜流和液体回落对气举效率的影响极大。柱塞气举就是在油管中增加一个活动柱塞，形成气、液间的固体界面，阻止或减少液体回落和气体窜流。柱塞气举能够降低气体注入量，增加每周期的产液量，提高举升效率。而且，柱塞周而复始的往复运动还能防止结蜡、结垢。柱塞气举是常规间歇气举的一种变型。

柱塞是柱塞气举的心脏部件，其结构和材料对举升效果影响极大。柱塞有许多类型，不同柱塞的液体回落量不尽相同。理想的柱塞应包括以下三方面的特性：

(1)柱塞要有良好的耐磨性、抗震性和在油管内的防卡性；(2)在上行过程中，柱塞与油管间要有良好的密封性能；(3)在下落过程中，柱塞能迅速通过气体或液体下降，下降阻力小。

不同的井能量不同，同一口井在不同时期能量也不一样。根据地层能量大小可将柱塞气举分为普通柱塞气举和注气柱塞气举。当地层气液比达到最佳时，井刚好能在最佳条件下运行。当地层气液比大于最低气液比时，利用地层能量就能进行柱塞气举，即普通柱塞气举。普通柱塞气举是自喷的延伸,每个循环周期分为三个阶段：柱塞上行，柱塞下落和压力恢复。

当地层气液比小于最低气液比时，仅仅依靠地层的能量是不能实现柱塞气举的。需要补充注气的柱塞气举称为注气柱塞气举。根据其运行条件和柱塞的动态特征，每个循环划分为四个不同的阶段：柱塞上行、液体段塞产出、气体放喷和段塞再生(气体压力恢复)，与常规间歇气举的各阶段一一对应。

现有的砂岩透镜体成藏理论各家并不统一，国内外学者对透镜体成藏的微观机理的认识还存在着很大分歧，特别是成藏动力方面，有的学者趋向于毛管压力作用下油气由生油岩进入大孔隙的储集岩中；有的学者认为烃浓度差是透镜体成藏的根本动力；而有人认为剩余围岩压力是主要动力；国外有的学者却认为未知重力运动使油气聚集成藏。目前，关于主动力的问题仍是争论的焦点。实际上，透镜体成藏并不是单纯的一个或两个动力下促使油气聚集的，它是在过程复杂、动力类型多样、相互作用、复合动力的条件下完成的油气运聚成藏过程。

（一）异常高压

1.异常高压的石油地质学意义

地层中的异常流体压力的存在是沉积盆地中的常见现象。大量的油气勘探与开发实践充分表明，超压是油气排出、运移和聚集的重要动力之一，且超压与油气生成、保存及成岩－成矿、流体流动密切相关。东部断陷盆地压力场绝大多数发育古流体异常高压，而且现今仍多数保留部分异常压力。伸展盆地构造应力多改变流体压力梯度。流体压力封存箱中流体幕式压裂造成幕式排烃，幕式构造活动引起幕式油气运聚。因此，异常高压是成藏动力系统中油气排出、运移的原始动力。

2.异常高压分布与形成

（1）异常高压的分布

1）纵向特征

根据实测和计算的地层压力，东营凹陷现今地层流体压力存在两种状态，即正常压力和异常高压力，一般上部地层为正常压力系统，下部地层处于异常高压系统，界线在2200m左右（图2-26）。

图2-26 东营凹陷地层压力、压力系数与深度关系图

东营凹陷超压现象较为普遍。从压力－深度交会图（图2-26a）上可以看出，不同的深度，压力梯度变化较大，2200m以上地层压力基本保持在静水压力带附近，为正常压力；随埋深增加，地层压力逐渐偏离静水压力，为正常压力与异常压力过渡带（2200～3300m）；到3300m以下则主要是超压分布段。而压力系数－埋深交会图（图2-26b）则显示，压力系数纵向上基本可分为两个带：2200m以上压力系数较集中于1.0附近；2200m以下压力系数开始集中在0.9～1.7之间，1.0附近压力系数较密集，压力系数大于1.2的点逐步增加。总体上，东营凹陷以超压为其主要压力特征。

图2-27 纯47井异常压力剖面

在单井剩余压力剖面上，剩余压力随深度的增加逐渐增大，且具有旋回性。每一个剩余压力的高峰对应一个压力封存系统，层位上对应于沙三段和沙四段，最高峰与沙三段中、下亚段和沙四段上亚段烃源岩层相一致（图2-27）。也就是说，沙三段中、下亚段和沙四段上亚段烃源岩均存在流体异常高压。根据济阳坳陷流体异常高压的成因，推论两类烃源岩在生、排烃期也存在异常高压。

2）平面特征

东营地区的4套目的层的压力系数主要集中在0.9～1.1之间，表现为正常压实的特征。对比4个层段压力系数，沙三段中、下亚段和沙四段上亚段的压力系数分布区间大，沙三段上亚段压力系数分布集中在0.9～1.2之间，说明地层压力普遍正常，很少显示高压异常；沙三段中亚段地层压力系数主要分布在0.9～1.6之间，绝大多数仍然在0.9～1.1之间，说明大部分地层压力正常，同时普遍也有超压；沙三段下亚段地层压力呈现双峰态，主要分别集中在0.9～1.3和1.4～1.9之间，可见，沙三段下亚段是高压发育最典型的地层；沙四段上亚段的压力系数主要在0.9～1.6之间，也是普遍高压，但是从统计图能够看出，高压所占的比重更大。对比4个目的层，高压主要出现在沙三段中、下亚段和沙四段上亚段，最典型的是沙三段中亚段和沙三段下亚段。

利津、牛庄、民丰洼陷高压带的范围较大，且压力系数非常高，尤其是利津洼陷北坡和牛庄洼陷，而博兴洼陷压力系数开始减小，整区基本处在高压异常控制之下（图2-28），低压仅在凹陷西部出现，中部乔庄周围地区和凹陷东部有两片常压区，其余地区全为高压环境。

图2-28 东营凹陷沙三段下亚段压力系数等值线图

（2）异常高压的成因机制

研究认为，东营凹陷压力封存箱的形成机制主要有3种。

东营凹陷古近系超压现象非常明显，低压现象也有所分布，但不占重要地位。Es2及以上地层主要为正常压力系统，仅有个别地区零星分布一些很局限的异常压力区；从Es3开始普遍发育地层异常高压，尤其是在 和Es4更是大面积分布高压区，超压程度又以牛庄洼陷和利津洼陷最强，博兴洼陷和民丰洼陷相对较弱。

据资料，区内异常高压带的分布范围与模拟生烃量的分布区间、蒙伊混合带及烃源岩体有很好的对应关系。

东营凹陷沉积发育有大套暗色泥岩，其沉积中心与异常高压中心一致。泥岩在压实过程中，随着埋深的增加，泥岩的孔隙度和渗透率降低，封闭性增强，孔隙水排出困难，压力难以释放，造成了欠压实，从而引起了异常高压。而凹陷中部砂岩相对较少，使得异常高压泥岩遍及凹陷中的大部分深洼区。资料显示，利津洼陷和牛庄洼陷的泥岩欠压实程度较强，民丰洼陷和博兴洼陷的泥岩欠压实程度较弱。

东营凹陷蒙脱石向伊利石转化的深度大致发生在1600～3200m，迅速转化集中在2800～3100m，这与该区异常高压带出现的深度基本一致。在此过程中，蒙伊转化大量脱水，增加了孔隙流体压力，引起异常高压。同时在这一深度范围内，凹陷内烃源岩具有较高的生烃潜量，与产生异常高压的深度重合，干酪根大量热降解生成烃，增加了孔隙流体体积，引起异常高压。

另外，牛庄和博兴两洼陷具有较高的地温异常，岩石骨架与流体受热膨胀，水热增压又对该区超压起到一定的促进作用。而民丰、利津洼陷则基本处于常温甚至低温环境。显然，该区的超压与水热增压关系不大。

可见，超压形成的最初因素主要是差异压实，而后蒙伊转化排出的大量层间水、烃类生成及其相态转化都不同程度地促进了超压的产生。东营凹陷 薄层粉砂质泥岩在压实成岩过程中排水充分，形成致密层； 及EK发育一套巨厚的盐岩、石膏层，它们分别形成了高压带的顶、底封闭层，加上边界控盆断层的封闭，对异常压力的形成均起到了积极的作用。

3.历史时期地层压力的演化与油气充注

地质历史时期地层流体压力的恢复是油气成藏动力学研究的关键内容之一。地层古流体压力恢复包括源岩和储层两个方面，即烃源岩在地质历史演化过程中的古流体压力、储层中含烃流体充注时的古流体压力。

东营凹陷沙三段中、下亚段烃源岩发育异常高流体压力，地层流体压力和流体压力系数随深度增加而增大（图2-29），这与烃源岩随深度增加欠压实作用特别是生烃作用增强有关。

沙三段下亚段顶界面压力系数分布图可以看出（图2-30～图2-33），压力系统呈环状结构分布。内环异常高压系统的规模在沙三段中亚段明显扩展，在利津洼陷发育了异常高压系统，不仅分布范围广泛，压力系数更是可以达到1.9左右。牛庄洼陷的异常高压系统显著扩大。中环高压异常系统的发育规模也有扩展，并且利津、牛庄、民丰洼陷的高压系统连成一片。雁列式断裂带的泄压分隔作用大大减弱，仅在东段存在泄压现象。博兴洼陷的压力系统依然不甚发育。沙三段下亚段的异常高压在沙一段沉积末期就有少量出现，仅局限于牛庄凹陷，压力系数在1.38～1.4之间。东营沉积末期异常高压范围不断增加，压力系数随之增大，在利津洼陷、牛庄洼陷和博兴洼陷形成3个异常高压系统，最高压力分别为1.9、1.8和1.6。

根据以上原理及图示，对于现今3200m的沙三段中、下亚段烃源岩，在明化镇组沉积末期大量排烃时的深度大概为2900m，则当时的地层古流体压力为31.9～41.7MPa、平均值为37.5MPa，压力系数为1.10～1.45、平均值为1.29。该值代表的是烃源岩层流体压力动态平衡值，一般小于烃源岩大规模排烃时的古流体压力。即便如此，烃源岩排烃时的古流体压力也具有相当大的异常高值，这对于岩性体油气成藏来说，具有非常重要的意义。在烃类生成等机制下产生的异常高压，在烃类排出的时候，特别是沙三段下亚段和沙四段上亚段烃源中生成的油气进入到上部沙三段中亚段来说，异常高压取着非常重要的作用。

图2-29 东营凹陷沙三段中、下亚段烃源岩地层流体压力与深度关系图

根据流体包裹体资料，东营凹陷至少经历了3次油气充注（早期充注期、主要充注期和晚期充注期），主要的油气充注时期不早于5Ma。根据坨711井的埋藏史和生烃演化史并结合该井的流体包裹体的均一温度测试数据（图2-34），将该井的早期油气充注和主要的油气充注与临近的坨71井地层压力演化进行对比（图2-35），可以看出压力的积累阶段与流体的充注之间有很好的对应关系。主要充注期时的压力的快速积累为东营凹陷晚期油气快速成藏提供了充足的动力。

砂岩岩性圈闭含油性定量评价技术：以东营凹陷为例

砂岩岩性圈闭含油性定量评价技术：以东营凹陷为例

砂岩岩性圈闭含油性定量评价技术：以东营凹陷为例

砂岩岩性圈闭含油性定量评价技术：以东营凹陷为例

图2-34 坨711井流体包裹体均一温度统计

图2-35 东营凹陷压力演化与油气充注关系图

（二）烃类生成产生的膨胀力

Barker（1978）、McAullife（1979）等研究油气初次运移时，提出了孔隙中心网络运移说。由于粘土表面有结构水存在，单个烃分子被排挤到水与粘土表面之间吸附力最弱的孔隙中心部分，不断进入的烃分子则都集中在孔隙的中心部分。在实际的生油过程中，这种情况和可能是新生成的烃最初吸附在干酪根表面，当烃不断增加时则逐渐生长到孔隙中，在外层结构水解吸侧向运移的同时，慢慢与临近干酪根所生成的烃连成一体形成网络（图2-36）。由于粘土片状颗粒填积时极不规则，造成页岩孔隙的大小极不均匀，在大孔隙中没有足够的烃连接成网络（图2-37a中A、B两处）；随埋深的增加地温不断升高，孔隙中的水和其他流体不断膨胀形成页岩内部的压力，并随烃的生成，这种压力越来越大，最终在页岩内部高压作用下将油从孔隙中挤出（图2-37b）。

随埋深的增加，烃源岩中干酪根不断热解和裂解生烃，产物增容引起孔隙中的流体体积不断增加，流体不断膨胀形成源岩内部压力，即为膨胀压力。封闭层系内由干酪根生成的烃类、水和非烃气体，其体积要比原来有机质的体积大2～3倍，引起孔隙流体压力大幅度提高。这种压力是由源岩中部向储层方向递减的，是促使油气排运的重要动力，排油方向是从生油层向储集层。

（三）烃类生成产生的扩散力

Leythaseuser（1982）认为，扩散是油气排运的一种普遍形式。Stainforth（1990）提出了干酪根网络扩散排烃地质模式（图2-38）。这一模式不仅能够成功地解决源岩初次排烃的动力、通道、相态、方向等重要问题，而且较好地融合了干酪根网络排烃（McAullife,1978）和扩散排烃（Leythaseuser,1987）两种机理。他们都一致认为：轻烃（主要是气态烃）通过扩散作用，在饱和了水的母岩孔隙中进行最初阶段的短距离（几分米或儿米）运移是很有效的。母岩中的气态烃首先向储层界面、断层、与断层或储层相通的裂缝系统以及粉砂岩透镜体扩散运移，到达储层或裂缝系统后，再以其他方式进行运移直到最后聚集为止。虽然分于扩散是天然气进行初次运移的一冲有效过程，也能够在地质时期内从母岩个逸出达到工业气藏的数量，但是由于扩散作用的性质决定了它本身不可能是形成天然气聚集的一种机理。因此，扩散作用在整个运移和聚集过程中只是一个初期的、辅助的过程。

图2-36 随埋深增加，石油在孔隙中心形成网络（据Barker,1978）

图2-37 在邻近砂岩的页岩中孔隙中心网络里石油的可能分布（据Barker,1978）

a—3048m和80℃情况下，油和水的分布；b－埋深4267m和115℃时，由于孔隙A和B处水体膨胀导致部分石油的排出

图2-38 有机网络扩散排油模式（据Stainforth,1990）

多孔介质中由于浓度差而发生扩散作用。当生油层中含烃浓度比周围岩石高，烃的扩散方向由生油层指向围岩，与油气的运移方向一致，因此它是进行初次运移的一种动力。虽然扩散作用在物质运移方面的效率比较低，但只要有浓度差的存在，扩散作用就无时无刻不在发生，甚至在异常高压下也能毫无障碍地进行。因此，在漫长的地质时期，它是一种不可忽视的动力。在地质条件下，扩散作用通常和毛细管力、流体膨胀力相伴随一起作用，可以说，后两者是在扩散作用的基础下，产生作用推动油气的运移。

（四）砂泥岩界面的毛管压力差

油气藏孔隙可视为一种复杂的毛细管系统，在该系统内，不相溶的多相流体的渗流不仅与压力、阻力、重力等相关，而且与各相之间在接触面上的作用密切相关。在油层中，流体流动的空间是岩石颗粒间形成的大小不等、彼此曲折相通的复杂微小孔道。这些孔道可视为变截面且表面粗糙的毛细管，而整个储层岩石则可视为由这些毛细管为基本单元构成的一个多维的相互连通的毛细管网络。

不相溶的两相流体在毛细管中的毛管压力是由两相间界面张力而引起的。因此，毛管压力定义为：在两种互不混溶流体的弯曲界面上，两边流体承受的压力不同，凹面以侧流体所受压力要比对面流体所受压力大，在毛细管中的这一压力差叫毛细管压力。毛细管压力总是指向非润湿相，在亲水介质中油是非润湿相，毛细管指向油。在沉积岩中，一般水是润湿相，油是非润湿相。

毛管压力究竟是流体运动的动力还是阻力的问题，长期以来一直是人们争论的问题。实际上毛管压力对流体运动的作用要视具体情况而论（Berg,1975）。在Berg的示意图中（图2-39）,A处油滴处于平衡状态，毛管力不起作用；B处在浮力作用下油滴向上运移，孔隙和喉道间的毛管力差为阻力；C处毛管压力差为0，无毛管阻力；D处孔隙和喉道间毛管压力差作用油滴向上运移，毛管压力差为动力。

图2-39 油珠在储层中的运移示意图（据Berg,1975）

源岩中生成的油气首先被干酪根自身吸附残留，干酪根在源岩中的分布呈网络状（McAullife,1979）。源岩中生成的油气在孔隙中心逐渐积累，当数量较多时足够使孔隙中心的油气彼此连接成管路网络后，源岩后生成的油气就能顺着孔隙中心油气构成的管路克服毛细管力向外排运。在这种情况下，毛细管作用力构成了源岩向外输送油气的动力（Barker,1980）。

毛细管作用既是油气向外排运的阻力，也是油气向外排运的动力。如何作用取决于源岩内是否产生了足以饱和源岩残留需要的油气。在源岩内产生和残留足够量的油气之前，毛细管力对油气排运起阻碍作用；在源岩内产生和残留足够量的油气之后，毛细管力对油气排运起积极作用。毛细管力的作用是控制油气残留和大量油气排运的重要因素。

Margara（1975,1986）在研究初次运移的机制时提出，毛管压力是烃源岩中生成的油气向储层中初次运移的动力。Berg（1975）依据对地层条件下的油气运移条件研究后认为，毛管压力是导致油气自围岩进入孤立砂岩体的主要动力，在地层条件下，因压实作用使孤立砂体周边的围岩变得越来越致密，孔喉半径远远小于较其包围的孤立砂体的孔喉半径，二者之间存在的毛管压力差使油气自外向内运移。

地下实际岩石的孔隙空间是由大小不同的毛细管组成，泥质生油岩也多属于不均一润湿孔隙介质，部分亲水、部分亲油，孔隙流体也是有油也有水。初次运移的最终方向总是指向储层的。因此，油气在毛细管组成的三维空间中运移，必然经过不同管径的毛细管，产生毛管压力差，可以直接把生油层亲水部分细小毛细管中的油排替到邻近的储层中的较大孔隙内。同时在生油岩中亲水部分内，也可以把油从细小毛细管中排替到较大孔隙内，使其相对集中更有利于进一步运移。李明诚等（1980）也认为：由于不同管径产生的毛细管压力差，可以直接把生油层亲水部分细小毛细管中的油排替到邻近的储层中的较大孔隙中去。同时在生油层亲水部分内，也可以把油从细小毛细管中排替到较大孔隙内，使其相对集中有利于进一步运移。可见在这两种情况下，毛细管力对初次运移是有积极意义的。

在岩性油气藏的砂泥岩接触带，砂岩孔隙大，泥岩孔隙小，大小孔隙之间存在毛细管力的差异。油气在烃源岩中排运的路径是由粗细不均的孔隙和喉道组成的（图2-40）。油相在孔喉体系中所受的毛细管压差的大小和方向，取决于连续油相前后两端油水界面的曲率，即毛细管压差总是由连续油相曲率半径小的一端指向曲率半径大的一端（图2-40）。因为标号1、2、3、4的各个曲颈两侧所产生的两相界面的变形是相同的，所以在这些喉道两侧产生的毛细管压差为0。连续油相两端的毛细管压差 ，Δ 的大小和方向均与标号为1～4的中间段的孔喉形状无关。在外力（此处为有机质生烃产生烃浓度差引起渗透力F和扩散力的作用）和毛细管力的作用下，当 时2透镜体内有油气的聚集成藏。在差异毛细管力的作用下，油气首先从较大孔隙进入透镜体中，因油气的进入占据了砂岩透镜体中的孔隙空间，使其中的孔隙水被替换出来，并从较小孔隙进入到泥岩中（图2-41）。随着上述过程的继续进行，油气不断进入砂岩透镜体中，砂岩透镜体中的孔隙水不断被置换出，直到砂岩透镜体被油气饱和为止。

图2-40 毛细管压力输导油气作用模式

图2-41 砂—泥岩界面（油水界面）因毛细管力开始出现油水交替

对于砂岩透镜体油气藏而言，该类油气藏的成藏机理与国内外学者研究的油气初次运移的机制并不完全一致。由于透镜体被烃源岩包裹，处于同一压力系统内。随埋藏深度的增加，泥岩内形成异常高压的同时，砂岩内也存在异常高压，且体系内压力最终达到平衡（这就是为什么许多砂岩透镜体油气藏是异常高压油气藏的原因）。砂岩体和周围的泥岩并不存在异常压力差，砂岩和泥岩孔隙中的水均排出不畅。系统的异常高压，不但促使泥岩内而且也使砂岩内形成微裂隙。微裂隙的分布仍然在纵向上具有一定的深度区间，横向上具有区域性。微裂隙的产生，使得该时期泥岩连通孔隙基本上以微裂隙为主，增加流体流动的通道，促使流体的运移。透镜体内油气的聚集成藏并不需要在烃源岩中生成的油气大规模的运移，可以说仍然是烃源岩内部油气流动的问题。