原始地層壓力油田還沒有投入生產開發(fā)前，在探井中所測得的油層中部壓力01的來源原始油、氣層壓力確定方法在油氣藏中的分布的分布異常目錄03050204基本信息原始地層壓力是指油田還沒有投入生產開發(fā)前，在探井中所測得的油層中部壓力。油、氣層未打開之前，整個油、氣層處于均衡受壓狀態(tài)，油、氣層孔隙中流體所承受的壓力，稱為原始油、氣層壓力或油、氣層原始靜止壓力。地層壓力隨著深度的增加而增加。的來源的來源關于原始地層壓力的產生有各種說法，現(xiàn)大體歸納如下：靜水壓頭是形成地層壓力的主要因素。當油層有供水區(qū)時，原始地層壓力與供水區(qū)水壓頭和泄水區(qū)的高低有關；如果無供水區(qū)，則與油層含水部分所具有的壓頭有關。地靜壓力乃上覆巖層或沉積物重量所形成的壓力。地靜壓力對地層壓力的影響大小，將視儲層是否封閉和封閉的程度而定。天然氣的補給油氣藏形成之后，沉積物或巖層中的有機物質會繼續(xù)轉變成烴類或非烴類氣體，當油氣藏處于被隔絕狀態(tài)時這些天然氣的聚集會提高地層壓力。地殼運動所產生的構造應力，會使孔隙縮小壓力升高；也可能因斷層和裂縫的產生，為油、氣的逸散構成通道，使已有壓力下降。地溫總的趨勢是巖層埋藏深度越大，其溫度就越髙。溫度升髙，會使孔隙中的流體發(fā)生體積膨脹，也會增高地層壓力。

的分布的分布在均質地層中，原始油、氣層壓力遵循連通器原理，其大小隨埋藏深度而改變，即隨深度增加而增大，相同流體，埋藏深度相等，原始油層壓力也相等。以背斜油、氣藏為例，其油、氣層壓力分布有以下規(guī)律：（1）同一油、氣藏的原始油、氣層壓力受構造位置控制，即受油、氣層埋深控制。構造頂部（埋藏深度小）原始油、氣層壓力小，構造翼部（埋藏深度大）原始油、氣層壓力大。（2）同一油、氣層（無泄水區(qū)），若海拔高度相同，流體密度相同，各井的原始油、氣層壓力相等。若流體的相對密度不同，則各井的原始油、氣層壓力不同。流體相對密度越大，油、氣層原始壓力越大，相反則越小。原始油、氣層壓力確定方法實測法試井法壓力梯度法極限法等量深度法12345原始油、氣層壓力確定方法實測法利用探井、評價井（資料井）用壓力計或地層測試器進行測量。壓力計下入井底后，關井，待油、氣層壓力恢復穩(wěn)定后，測得的油、氣層中部的壓力數(shù)值即為原始油、氣層壓力。這是油、氣田最常用的確定原始油、氣層壓力的方法。試井法根據(jù)不穩(wěn)定試井資料繪制壓力恢復曲線求得油、氣層原始壓力。壓力梯度法又稱作圖法或經驗公式法。同一壓力系統(tǒng)的油、氣層是一個連通器，在同一海拔高度的平面上所承受的壓力相同，油、氣層海拔位置與油、氣層壓力呈正比關系，可用下式表示：p0=A+tgθ·H/10式中p0——原始油、氣層壓力，MPa；H——油、層中部海拔，m；A——直線截距（經驗常數(shù)）；tgθ——直線斜率，無因次。大慶油田根據(jù)上述公式可求得原始油層壓力。如某井油層中部海拔為-900m，則該層原始油層壓力為：A=3.8+0.0082×900=11.18MPa極限法有些油、氣層因滲透率低，壓力恢復時間很長，用壓力計測量難以求得準確的原始油層壓力數(shù)據(jù)，可用此法求得原始油層壓力資料。當井關閉后，井底壓力逐漸向原始地層壓力恢復。當t趨近于無限大時，時間因素t/(T+t)=1，lg·t/(T+t)0則pt≈p0，即可求得原始油、氣層壓力。應用時，將短時間內測得的壓力恢復數(shù)據(jù)，繪制pt與lg·t/(T+t)的關系曲線在座標紙上，外推直線段到對數(shù)座標軸t/(T+t)=1的位置，該點壓力即為所求的原始油、氣層壓力。等量深度法這是美國墨西哥灣地區(qū)利用頁（泥）巖體積密度值換算地層壓力的一種方法。具體做法是：將頁（泥）巖體積密度值對照相應的深度標在圖上，可以確定正常的壓力趨勢線。利用等量深度法或特定地區(qū)的經驗曲線，可以由頁（泥）巖密度資料來計算地層壓力。其計算公式為：pp=G0DA—DE（G0-Gh）式中pp——孔隙流體壓力，MPa；DA——超壓井段對應深度，m；DE——對應DA的正常等量深度，m；Gh——試驗井的靜水壓力梯度，MPa/m；G0——試驗井內上覆地層壓力梯度，MPa/m。

異常異常的形成異常的判斷異常異常的判斷判斷原始地層壓力是否異常有兩種方法：（1）壓力系數(shù)判斷法實測地層壓力與同深度靜水壓力之比值稱為壓力系數(shù)。壓力系數(shù)等于1為正常，大于1為高壓異常，小于1為低壓異常。實際原始地層壓力資料統(tǒng)計表明，壓力系數(shù)等于1的較少，多數(shù)在0.8~1.2之間變化，因此規(guī)定壓力系數(shù)0.8~1.2為正常壓力，大于1.2者稱高壓異常，小于0.8者稱低壓異常。（2）壓力梯度判斷法在相同地層內，每加深1m壓力的變化值叫壓力梯度。不同地區(qū)有不同的壓力梯度值。利用壓力梯度值判斷異常壓力，首先要確定本區(qū)的正常的壓力梯度值，然后根據(jù)此值判斷壓力是否異常，國外常以壓力梯度為0.1074MPa/m為正常，高于或低于為異常。我國油、氣藏也常出現(xiàn)異常原始地層壓力，如克拉瑪依油田壓力系數(shù)為1.4~1.7，四川黃草峽氣田下二疊統(tǒng)茅口組第二段氣藏，壓力系數(shù)高達2.29，而自貢的興隆場氣田嘉三氣藏壓力系數(shù)僅為0.61。異常的形成造成異常地層壓力的原因很多，情況比較復雜，常見的有下列原因：（1）成巖作用：包括泥巖、頁巖的壓實作用，蒙脫石的脫水作用，硫酸鹽巖的成巖作用等都可使地層壓力具有高壓異常。而頁巖的減壓膨脹，可產生低壓異常。（2）構造作用：包括斷裂、剝蝕作用、地殼運動等也可使地層產生高壓異常。（3）熱力作用和生化作用：地層溫度的增高可引起巖石和孔隙中流體的膨脹，引起地層壓力增大。相反地層溫度的降低可產生低異常地層壓力，（4）滲析作用和流體密度差異，可使低濃度液體向高濃度液體中滲流而產生滲析壓力。在封的地質環(huán)境中，這種滲析壓力最高可達24.6MPa，是形成高壓異常的原因之一。油、氣、水密度的差異可使油氣藏內出現(xiàn)過剩壓力，因而使地層壓力產生高異常。

在油氣藏中的分布在油氣藏中的分布圖1為了便于理解原始地層壓力在油、氣、水層中的分布情況，先觀察一下自流水盆地的水壓頭與自噴泉和非自噴泉的關系，大氣降水或地表水從供給區(qū)進入含水層，在含水層中從水壓頭高的地區(qū)向水壓頭低的地區(qū)滲流，至泄水區(qū)流出地表。供水區(qū)與泄水區(qū)之間叫承壓區(qū)，圖1所示中虛線表示承壓區(qū)內的水頭分布，即該區(qū)內所鉆井孔中靜水面能達到的髙度。由于1、2兩口井所在位置地勢較髙，井口標高高于靜液面，水不能從井中噴出。但3井則相反，井口標高低于靜液面，因而是一口自噴井。圖2在油氣藏中原始地層壓力的分布情況，與構造部位和流體的比重有關。在一個帶氣頂?shù)谋承庇筒厣?，井孔在不同構造部位鉆開油、氣、水產層。油層供水區(qū)的標髙為100米，油-水界面標高為-700米，油-氣界面標髙為-400米。設地層水和地層原油比重分別為1.1和0.85，天然氣的比重為0.78，我們來觀察各油、氣、水井產層中部的原始地層壓力以及