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101.
C. Kranenburg 《Applied Ocean Research》1984,6(1):23-30
The rupture of a submarine oil pipeline starts various mechanisms leading to an oil spill. Among these mechanisms the leakage of oil driven by the difference in specific gravities of oil and sea-water is difficult to estimate. A simple mathematical model has been developed and laboratory experiments have been carried out to obtain an insight into the density-driven exchange flow and to determine the leak rate. The mathematical model is predictive and takes account of the effects of friction, inclination of the pipeline, and inertia of the fluid. The experiments were done in a horizontal model pipeline. Theoretical and experimental results are in satisfactory agreement. 相似文献
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根据中、日合作黑潮调查研究期间（1987－1993年）在九州西侧海域获得的水文资料，计算了129°E断面的地转流速和流量。着重提出129°E断面北侧存在一支较稳定的西向流；分析这支西向流的去向，指出它是向对马暖流输送黑潮水的重要途径；给出了这支西向流及黑潮通过该断面的流速、流轴、流幅及流量的变化特征。 相似文献
108.
胶州湾口海底沙波的类型、特征及发育影响因素 总被引：3，自引：1，他引：3
采用多波束资料对胶州湾口的海底沙波类型、特征进行了研究,发现研究区主要有线性沙波(二维)、沙丘(三维)2种沙波类型。结合水流流速、海底构造和表层沉积物综合分析发现:海底沙波缓坡朝向与优势流向不完全一致,为强流作用的产物,在涨、落潮作用下均可形成;沉积物的多寡是研究区海底沙波类型分布的决定因素,海底松散沉积物较为丰富的地区形成二维沙波。在水动力强大的胶州湾口,沉积物多分布在构造低洼地带,使二维线性沙波的分布与海底断裂延伸方向一致。 相似文献
109.
110.
The permeability of faults within siliciclastic petroleum reservoirs of the North Sea and Norwegian Continental Shelf 总被引：1，自引：0，他引：1
Faulting in Middle Jurassic reservoirs occurred at shallow depth during regional extension. Clean sandstones (<15% clay) deformed without significant grain fracturing and permeability reduction. Faults in impure sandstones (15–40% clay) experienced significant syn-deformation compaction and permeability reduction. Enhanced compaction during deeper burial reduced their permeabilities further from an average of 0.05 mD at <2.5 km to 0.001 mD at >4 km. Clay-rich sediments (>40% clay) deformed to produce clay smears with very low permeabilities (<0.001 mD). Faulting in the Rotliegendes occurred at greater depth during both basin extension and inversion. Extensional faulting produced cataclasites with permeability reductions of <10–>106; their permeabilities range from 0.2 to 0.0001 mD and are inversely related to their maximum burial depth. Faults formed or reactivated during inversion experienced permeability increase. These results can be extrapolated to other hydrocarbon reservoirs if differences in stress and temperature history are taken into account.The permeability of most (>80%) faults is not sufficiently low, compared to their wallrock, to retard single-phase fluid flow on a km-scale. Nevertheless, most faults could retard the flow of a non-wetting phase if present at low saturations. It may be necessary to incorporate the two-phase fluid flow properties of fault rocks into reservoir simulators using upscaling or pseudoisation techniques. Fault property data should be calibrated against production data before it can be used confidently. 相似文献