⑴ 油氣藏形成的控制因素
在肯定評價的基礎上，根據普查勘探中所獲得的地質成果，對蘇北地區的油氣藏形成和油氣控制因素進行探討是十分必要的，這里就現有認識敘述如下：
1.主要生油期和油氣藏的形成
蘇北盆地晚白堊紀末期，處在一個乾旱、強烈氧化的沉積環境之中，代表這個時期的赤山組是一套典型的紅色地層，不可能有生油過程。
赤山組沉積結束之後，古氣候開始變化，氧化程度漸漸變弱。繼之，古新世泰州組超覆沉積在赤山組之上。根據孢粉化石分析推測，當時古植物群和古氣候沉積環境：泰州組早期是以裸子植物為主的裸子植物和被子植物混交林。林下生長蕨類植物，低窪積水處生長一些水生植物，屬於濕潤的熱帶—亞熱帶氣候，如蕨類中占優勢的鳳尾蕨孢屬幾乎完全產於熱帶。泰州組晚期（相當於泰州組2段暗色泥岩段）植物群是以裸子植物為主的針葉—潤葉混交林。裸子植物花粉在暗色泥岩地層里很豐富，它們與松屬、雲杉屬、雪松屬、羅漢松屬、落葉松屬、杉科植物以及蘇鐵科和銀杏科等有關系。落葉松屬和雲杉系分布於高山區的寒冷地區，被子植物花粉也是溫帶和暖溫帶分子占優勢。說明這個時期的古氣候已比泰州組早期變涼，推測相當於北亞熱帶氣候。
古氣候的改變，還原環境的出現，都有利於泰州組晚期暗色泥岩的沉積和有機質生成。在蘇北盆地，這套暗色泥岩有廣泛的分布，厚度約40～200多米，一般是西部地區厚，東部地區薄。根據高郵地區統計，平均有機碳含量為0.75%，最高可達1.71%，還原硫平均含量為0.6%，最高可達0.8%，據此，泰二段暗色岩基本上是屬於有利生油的還原相沉積，可作為蘇北盆地第三紀最早出現的一次生油期。
在阜寧組沉積時期，盆地發生大幅度下沉。大體上說，整個蘇北盆地除隆起和部分高凸起之外，幾乎都處於強還原的沉積環境，即使在盆地邊緣也是如此。事實上，阜寧組各段受振盪運動的影響還是有差異的。看來，按下降程度，阜4段沉降作用最大，其次是阜2段，而阜3段和阜1段更次之，致使阜2段和阜4段成為蘇北盆地主要的生油期。單就阜2段來說，可能在阜2段沉積時期，東部地區接受了一次海侵，海水自南黃海入侵到蘇北。因為根據東12、東19、東21、東53井的資料，這些井中有一套含方沸石凝灰岩，經光譜分析，發現Sr、Ba、B等微量元素較高，而且Al、Fe、Mn、Ni、V、Ca等有規律性變化。根據國外資料報道，可以考慮這種沉積與盯腔古海水的影響有很大關系。方沸石凝灰岩從海安至高郵，由東往西依次變小，說明海水波及西部的影響較小。阜2段生油層，最主要的特點是富含有機物質，遍布於凹陷之中。由於埋藏很深，保存條件、轉化條件都比較優越，特別是在沉積中心、深水部位有機物質的堆積就更加富集，所以在箕狀斷陷的深凹帶往往是油源的中心。
阜2段生成的石油，一部分進入了自身的儲集層，尤其是在邊緣岩相帶分布的地方，阜2段地層中的砂岩和灰岩成為聚集油氣層，如金湖凹陷劉庄構造東60井所見；另一部分的油氣沿著通道向其他層位運移。
油氣藏形成時期核瞎主要是吳堡運動以後，即始新世末期地殼發生了大的變動，造成了有利油氣聚集的構造條件，這時油氣才開始了大規模的集中和二次運移活動。
吳堡運動對於深凹部位並沒有造成多大的影響和出現破壞性的剝蝕作用。阜4段沉積之後，接著發生了吳堡運動，因此，在凹陷較深部位阜4段生油層保存完整，而在凸起或高斜坡部位，往往受到這次運動影響而遭受剝蝕，這直接關繫到阜寧組油氣藏的保存和戴南組的油源供應問題，因為阜4段既是生油層又可作為蓋層。在溱潼、高郵、金湖凹陷的深凹部位，阜4段達到400～500米厚，成為戴南組，甚至是三垛組油氣供應的基地，並且組成了一個比較完整而理想的成油組合，使戴南組高孔滲砂岩成為高產層。在海安凹陷部位地區，由於阜4段受剝蝕，大大地影響到阜3段油氣的聚集。雖然有的構造仍處在高部位，但只要阜4段得以凱氏衫部分地保留，對油氣藏的保存仍起很大作用，如金湖的劉庄構造東64、東60井均保留有幾十米的阜4段地層，因此，對於劉庄構造高點上的氣層聚集十分有利。
戴南組油氣藏的形成，與戴南組沉積之後，三垛組沉積之前產生一次構造運動有著密切的關系（有人曾建議為周庄運動），主要標志是三垛組地層不整合超覆在戴南組和其他地層之上，以及根據電性對比、部分地區戴南組上部與三垛組底部有地層缺失現象。
漸新世晚期即三垛組地層沉積之後，發生了劇烈的「三垛運動」。這次運動影響到整個蘇北南黃海盆地，造成了三垛組與鹽城組之間的不整合。三垛運動對盆地來說是一次區域性的「翹翹板運動」，使盆地東部發生急劇下沉，沉積的主要方式是先充填，後超覆披蓋。
三垛運動是對蘇北盆地已形成的油氣藏再次運移和油氣重新分配的運動。一部分油氣從原生的油氣藏中沿著斷裂通道運移到新形成的構造中成為次生油藏。但是，這次運動在整個蘇北南黃海盆地的影響面並不是一致的，有些地區由於受擠壓褶皺影響形成了背斜型的構造，目前已見的構造多數與老構造有繼承性關系，並且通過斷裂作通道可以形成三垛組油氣藏。根據最近的勘探資料大體上有兩種類型：一種是埋藏較淺，氧化較深的油藏，致使油質較重，比重一般在0.9以上，且油水關系復雜，如東3井、東9井等；另一種是埋藏較深，保存條件較好的油藏，如蘇58井所見的油層和富民庄地區蘇63井所見的厚層油層情況，可望獲得高產的工業油流。今後必須足夠重視和加強對三垛組油氣藏的研究，因為這套地層具有分布廣、物性好、埋藏淺和便於勘探的優點，是蘇北南黃海石油勘探主要對象之一。
上下鹽城組之間也存在著一次新的構造運動。但這個時期（鹽城組沉積）在蘇北陸區是缺乏生油條件的。不過這套上千米厚的地層經過新構造運動之後所形成的局部構造，在形成適宜的蓋層保護條件之下，有可能形成新的油氣藏，尤其是在運移過程中最活躍的天然氣形成鹽城組氣藏，這要在普查勘探工作中加以注意。
2.油氣控制主要因素
目前，蘇北地區由於勘探程度比較低，對油氣控制規律仍不能深刻了解和全面掌握。實際上只能對東台坳陷內幾個主要凹陷現有的普查勘探資料加以初步探討。
自進入第三紀以來，古新世晚期、始新世中、晚期是蘇北盆地三次主要生油期。漸新世早期、中期可能存在兩次生油期。中—上新世在蘇北陸區區域缺乏生油條件。
南黃海地區目前尚缺乏地質資料，但根據蘇北地區中—上新世沉積向東變化趨勢推斷，漸新世到上新世沉降速度大，東部更應是個快速下降地區，應該說生油條件變好的可能性是很大的。
蘇北盆地在發生、發展過程中出現多沉積中心，尤其是箕狀斷陷，它具備了油氣生成、保存、運移的最有利條件，由此為出發點我們對蘇北的油氣控制的主要因素，提出如下幾點看法：
（1）箕狀斷陷是形成油氣藏主要場所，圈閉背斜構造（包括受斷層遮擋的鼻狀背斜）是油氣控制最主要因素。
箕狀斷陷的陡坡帶一側，由於斷裂長期繼承性活動，在其下盤造成了最大限度的沉積而成為沉降中心，它在客觀上具備了5點優越條件：
①沉積幅度最大，沉積最厚，物質基礎最豐富。②有機質最富集，生油指標最好，有充分油源供給。③斷陷陡側受一級斷裂控制，斷陷周邊為凸起，隆起環繞，區域性的油氣封閉條件最好。④深凹部位由於長期下沉，受吳堡運動等影響不大，沉積連續，地層保存條件最好，有一套完整的多層系的生儲蓋組合。⑤上覆地層靜壓力最大，並具備有利於石油生成的溫度、壓力等轉化條件。
推斷蘇北各個箕狀斷陷的油氣生成和運移過程是：在深凹部位即沉積中心生成的油氣，受後來構造運動的影響，開始沿斷裂通道或以岩性滲透的形式向兩側高部位上方運移，一部分進入深凹帶中的高帶，一部分進入陡坡帶（斷階帶）或斜坡帶。
以高郵南部凡川箕狀斷陷為例，油氣主要是分布在北東向的3個二級構造帶上，即南面的小紀斷階帶，此帶以真武鼻狀背斜為代表，目前已獲得工業油流。中部富民—花莊重力高帶在鑽井中已獲得戴南組、三垛組的油氣顯示。北部的沙埝斜坡帶，在鑽井中也獲得明顯的油氣顯示。
以溱潼凹陷為例，油氣的分布也受北東向的3條構造帶所控制，南面的祝家莊斷階帶以祝家莊、草舍兩個鼻狀斷塊和儲家樓鼻狀背斜構造為代表，均已獲得了不同層位的工業油流。中部大致以角墩子到戴南構造成一不連續的高帶，此帶以蘇北20井為代表已獲得了戴南組工業油流。北面的史家堡斜坡帶在鑽井中已發現有油氣顯示，是個有利含油地帶。
以金湖北部三河箕狀斷陷為例，也同樣出現3個帶。南面的斷階帶已發現有橋河口鼻狀背斜構造，屬戴南組層位，是個十分有利的部位，即待勘探。中部雷庄高帶已發現有雷庄構造，也屬戴南組層位，在此帶附近東53井已發現有戴南組、阜寧組含油層位。北面的劉庄斜坡帶，在劉庄鼻狀背斜構造上的東60井已獲得阜寧組的工業油（氣）流。
上述例舉的3個箕狀斷陷，有一個共同的特點就是油源充足，封閉條件好，造成了斷陷內多層系含油，陡緩坡含油和深淺層含油。
在箕狀斷陷的斷階帶上，以低台階即第三個台階上背斜高點最有利於油氣保存和富集，因為這類背斜一般都在重力隆起背景之上，呈鼻狀形態，形似「碼頭式」，三面下傾環繞深凹，有最充分的油源供應。
在斷陷的中部高帶或斜坡帶上，部分地方除了受斷層遮擋的斷塊含油之外，最主要的也是背斜構造控制油氣富集，即使是只有平緩的背斜幅度，也能起到聚集油氣的良好作用。
值得討論的箕狀斷陷斜坡帶油氣控制因素，因為斜坡帶一般都比斷階帶開闊，是大面積接受油氣運移聚集的好場所。為了進一步解剖斜坡帶的性質，建議根據戴南組地層的分布，把斜坡帶劃分為內帶和外帶。一般靠近深凹一側有戴南組地層沉積的地方劃分為內帶，如溱潼的史家堡地區、凡川的沙埝地區和三河的劉庄以東均屬此例。由此再上戴南組地層缺失（但仍保存有阜寧組地層），即為斜坡的外帶。它所處的構造部位較高，油氣埋藏較淺，以阜寧組為主，如金湖的劉庄、崔庄構造。
斜坡帶在蘇北地區頗為常見，例如最近在洪澤地區通過Zn10磁帶地震剖面發現了洪澤箕狀斷陷，在北面出現一個非常明顯的斜坡帶，從地震波組上觀察，超覆尖滅的現象十分清楚，在深凹部位地震獲得了3秒的反射，將有3000多米的沉積厚度，如果有生油層存在將是一個「小而肥」的含油斷陷。
到目前為止，蘇北盆地已被發現的箕狀斷陷，一般都是南陡北緩、南斷北超，並受北東向斷裂所制約。深凹帶與斜坡帶的外帶相比，斷裂深斷距厚度懸殊大，一般均有2000米左右之差。形似單邊地塹，造成這種構造形態，從區域上來看，這可能是由於蘇北盆地北部受魯蘇隆起這個古老地塊上升所控制，故造成一個凹陷北部以上升斜坡為主，南部以深斷為主的運動規律。如果我們仔細觀察一下，再從魯蘇隆起往北到了華北的濟陽坳陷，那裡出現的箕狀斷陷與蘇北相比，剛好相反，是北陡南緩的構造形態。盡管它的形態差異不同，但在成因上基本是一致的，都是在燕山期沉積層之上，盆地受地殼運動的肢解之後，出現陡坎斷裂，在單邊地塹的凹陷基礎上發展起來的。由於它容納沉積物量巨大，已屬長期穩定下沉，所以不但具有油氣生成的有利條件，而且在保存和運移方面都是十分有利的。正因為它有獨特的地質條件，故成為蘇北找油和石油地質研究特別重要的構造單元。
（2）主幹斷裂控制石油
近東西向斷裂是早期斷裂，在盆地形成時期就存在，是劃分坳陷與隆起的主要構造線，多數屬於一級斷裂。過去李四光曾推測：「蘇北地區的基層構造，是大體上受東西隆起的影響的……在隆起帶的南邊有個沉降帶，大體上也走向東西，一直往海里伸展……」。一般說來，這組早期斷裂由於受後期喜馬拉雅運動多次破壞、干擾，它在盆地西部（金湖、高郵、溱潼凹陷等）並不十分明顯，只是在海安凹陷南部和南黃海地區的中部隆起帶和南部坳陷才有明顯的反映。這組斷裂對控制白堊紀晚期及阜寧組沉積起到了主要作用，而對於油氣的控製作用並不十分重要。
北東向斷裂，這組斷裂基本上與郯一廬斷裂東部分支的走向線大體一致，有人曾稱「華夏式」，在整個蘇北南黃海地區，它是占統治地位的。包括一、二、三級斷裂都有，這里著重討論與油氣控制有關的二、三級斷裂。
金湖凹陷的龍崗斷裂、高郵凹陷的王營斷裂、陳堡斷裂、小紀斷裂和溱潼凹陷的泰州斷裂、祝家莊斷裂等都屬於二級斷裂。這組斷裂有雙重的作用。一是對阜寧組地層的保存，戴南組地層的沉積起決定性的作用；二是對凹陷內的區域油氣活動起到阻攔作用，特別是對原生油氣藏。
根據目前的勘探資料表明，在泰州斷裂、小紀斷裂的上盤尚未發現有特殊明顯的油氣顯示，這是由於這些上盤地區在吳堡運動以後常常處在受剝蝕的影響之下而短缺地層，因此對形成或保存原生油氣藏是不利的。但一定要注意下盤的油氣沿著斷裂通道運移到上盤，進入具備蓋層和封閉條件構造而形成次生油氣藏的可能性。如泰州凸起邊上的蘇19井浦口組具有地層里含油顯示，這是一個很重要的預示，必須引起今後普查勘探工作的充分重視。
最值得注意的是這組斷裂對下盤斷階上油氣的控制情況。
蘇北各凹陷的斷階帶，一般都由兩組大致平行，或略斜交相伴生的二級斷裂組成。因此，大體上可以分為上台階、中台階和下台階3個階梯而構成一條北東向的二級構造帶。斷裂上盤屬於上台階（它的油氣控制情況即上所述），在兩個主幹斷裂之間屬於中台階，它控制著斷塊含油。例如祝家莊斷塊就是這種情況，該斷塊上打的東7井阜1段油層被認為是從低台階側向運移上來的次生油藏。由於中台階仍然處在一個較高的構造部位上，因而多數地方戴南組地層保存不完整，在勘探中鑽遇到的主要是阜寧組油層，但在低台階與中台階深度相差不大的地方，仍然有戴南組地層（如真武構造中的中台階許家莊斷塊）存在。
低台階上方的主幹斷裂對油氣有極其重要的作用。低台階是目前在斷階帶上獲得高產工業油流的最好的構造部位。這個台階上戴南組、三垛組地層都很發育，之下阜寧組又很完整，具備著生、儲、蓋的理想組合，同時它又面臨深凹，有豐富的油氣來源，而低台階上方的斷裂對油氣又起到很好的阻攔作用，結果在低台階上如有背斜圈閉條件就能形成油氣富集區，像真武、儲家樓就屬此類。
北東向斷裂在凹陷內部也非常發育，是形成斷塊的主要因素。在普查勘探中常常遇到反向正斷層而構成屋脊斷塊含油，並且多數油氣都是被控制在屋脊高點上，例如，高郵凹陷河口斷塊東42井所見的油層。
主幹斷層一方面起到遮擋作用，另一方面由於它斷開的上下斷距較大，穿越多層生油層和儲集層，所以容易構成多層系含油，特別是在生油條件好，儲集層發育的背斜構造上可獲得「樓房式」疊加油氣藏。
關於北西向的斷裂，從蘇北已有的資料來看，大致有兩種情況：一種是與北東向斷裂同期形成的剪切斷裂，雖然多數可能屬於張性，但對於油氣的作用，仍可作為運移通道。另一種是後期構造運動發生而形成的新的北西向斷裂，這組斷裂有一些是在老北西向斷裂基礎上繼承發育的，它對於油氣藏有一定影響，促使原生油氣藏再次運移而形成次生油氣藏，如一部分三垛組油藏可能也與此斷裂有關，還有一些不是在老斷裂基礎上發生的新北西向斷裂，一般說來對形成次生油氣藏關系不大。
（3）有利岩相帶控制含油
蘇北盆地在地質歷史發展過程中，遭受過多次地殼變動，形成了多凹、多凸、多隆、多斷的各種各樣的復雜古地形，因而在追溯古面貌時，不能把它當作一個簡單的沉積盆地來考慮。盆地中的不同組段在不同沉積時期構成了不同性質的岩相帶。
金湖凹陷是盆地最靠近周邊隆起剝蝕區，因此在岩性變化、岩相帶的形成方面都比盆地當中來得明顯。根據目前普查勘探所掌握的初步資料來看，金湖地區的阜寧組地層有兩套主要岩相帶。
一套是由海侵作用形成的阜2段碳酸鹽類岩相帶，以生物灰岩為主，包括碎屑灰岩、鮞狀灰岩、泥灰岩、部分砂岩和灰質砂岩、泥岩等地層，厚約50米的相帶。成為上部以含氣帶為主，下部以含油帶為主的良好儲集層，如東60井、東64井所見。生物灰岩具蟲管結構，有良好的孔滲物性，總孔隙度為33%～41%，滲透率為25～43毫達西，聲速時差高達520微秒，單層厚6.4米，成為劉庄構造上良好的儲氣層，根據東60井對第四層初步測試已獲得工業氣流，是蘇北第一口天然氣井。應當強調指出的是，類似於像劉庄阜2段的生物灰岩，在圍繞金湖凹陷的斜坡帶上，有可能形成環帶狀有利岩相帶，將成為蘇北石油勘探的新領域。
金湖地區另一相帶是來自西南方向剝蝕區物源的阜1、3段砂岩岩相帶，可能屬三角洲體系，以銅城地區最發育，沉積了厚約453米的以砂岩為主的地層，從岩性來看比之溱潼、高郵地區還多了一套砂組（中砂組）。這條岩相帶往北到了官塘260米（東61井）至三河168米（東53井），萬庄111米（東66井），到劉庄構造只有86米厚，電測曲線上只剩下「三個尖子」，可以看作是上砂組、中砂組和下砂組三套組段的縮影，反映了這條帶在30公里范圍內岩相變化的基本情況，說明了岩相帶的分布與物源區方向與渤海灣的情況有著極其密切的關系。在這條相帶上，砂泥比配合好的地方，如有構造封閉條件，將是油氣富集的場所。
在溱潼凹陷，戴南組的砂岩岩相帶變化十分明顯，由東往西，從莫庄經戴南至葉甸，砂岩厚度層數逐漸變少，並在相帶的中部出現了砂泥比的最佳配置。如儲家樓構造，戴南組有良好的儲蓋條件，因而形成良好的油藏，獲得了高產工業油流。
溱潼地區岩相（戴南組）變化，不但從鑽井裡可以觀察到，而且結合地震剖面解釋，也可以追蹤波組相位的變化，來了解岩相的變化。如Nz34-15線有兩個相位強波，到了Ez線
上述情況充分說明：蘇北地區的油氣控制因素，在有構造圈閉條件（包括壓性斷層的遮擋條件）的前提下，有利岩相帶實際上起到富集作用。如果離開了有利岩相條件，僅僅只有背斜構造等圈閉條件，就很難形成高產油氣流。從已發現的情況來看，在構造和有利岩相帶疊加的地方，是找油氣最有利的地方之一。
草舍、儲家樓構造鑽遇油氣之後，隨著地質部華東石油地質局的成立，在局長鍾特強、試采大隊隊長郭仁炳的努力下，從勘查直接轉入開發工作，證實了這兩個構造是可供開採的油田，開創了地質部門搞油田開發的首例，也為以後蘇北石油工業基地的建立打下了基礎。
⑵ 墨西哥EPC區塊優快鑽井技術
一、內容概述
墨西哥EPC項目地處墨西哥東部的EPC（Ebano-Panuco-Cacalilao）區塊，主要開發層位為白堊系Kan層，主要岩性為灰岩。由於該區塊已開發一個多世紀，高含水及低壓、低滲、低產是該地區面臨的主要問題。目前，該區塊所鑽井均設計為小井眼ϕ152.4mm中短半徑水平井，造斜率（40°～60°）/100 m，垂深400～700m，水平段長約400m，目的層鑽進採用充氮氣欠平衡鑽進方式。
施工初期，所用動力鑽具在高造斜率情況下無法進行復合鑽進，造成起下鑽頻繁，鑽井周期延長。該區塊採用欠平衡鑽井技術鑽進目的層，對無線隨鑽測量儀器和鑽井液性能的要求較高。為提高鑽井速度，縮短鑽井周期，降低鑽井成本，研製了可復合鑽進的新型大角度動力鑽具，選擇了合適的隨鑽測量儀器，優選了鑽進參數並優化了鑽井液性能，形成了一套適用於墨西哥 EPC 區塊的優快鑽井配套技術。EPC區塊鑽遇的地層為KM、KSF和Kan層，地質構造復雜，有斷層、裂縫，易發生井漏、井涌等井下故障，個別地層含硫化氫，在KM層底部存在較高壓力的氣層，需要下入技術套管進行封隔。
在鑽井過程中，除了存在普通小井眼鑽井的技術難點以外，還面臨以下技術難點：①早期，國內沒有適用於淺層小尺寸中短半徑水平井復合鑽進的大角度動力鑽具。施工中，多次起鑽換動力鑽具，大大延長了定向施工周期。②個別層位壓力較高，鑽進過程中會發生邊鑽進邊點火放噴的現象，更換合適的動力鑽具和倒裝鑽具比較困難。③目的層鑽進時，採用充氮氣欠平衡方式鑽進，無法使用依靠鑽井液傳遞脈沖信號的常規測量儀器。④造斜點淺，鑽壓傳遞困難，易出現托壓現象，尤其在水平段鑽進過程中更加明顯，更易導致井下其他故障的發生。⑤使用普通PDC鑽頭鑽進時，工具面對鑽壓較為敏感。鑽壓太小，機械鑽速較低；鑽壓稍大就會出現工具面「亂竄」的現象。
1.鑽具組合優選
設計造斜點淺，其垂深多在260～400 m，而水平段長約400 m，如何保證鑽進過程中鑽壓的傳遞是關鍵。考慮到鑽鋌剛性較大，進入斜井段後易發生卡鑽等井下故障，因而在優選鑽具組合時，用加重鑽桿代替鑽鋌；考慮到水平段鑽進時的加壓問題，適當倒裝鑽具，解決了鑽進過程中鑽壓傳遞困難的問題。
現場施工時，鑽具組合需滿足以下2個條件：一是保證完鑽時所有加重鑽桿位於井斜角小於50 °的井段；二是保證震擊器位於井斜角30 °～60 °的井段。
2.鑽頭優選
滑動定向鑽進時，為保持工具面的穩定，選擇了貝克休斯公司的HC405 Z型六刀翼PDC鑽頭。該鑽頭是一種定向鑽頭，除了在切削齒大小、數量和角度等方面進行了有利於定向鑽進的設計外，在切削齒的根部有「磨損帶」，像鑽頭的「天花板」，可以控制切入地層的深度，從而在鑽進過程中產生平穩的扭矩，不至於使螺桿鑽具出現失速現象。圖1是普通PDC鑽頭和定向PDC鑽頭螺桿扭矩與鑽壓的關系對比圖。從圖1可以看出，與普通PDC鑽頭相比，定向PDC鑽頭能夠產生穩定的扭矩。由於定向PDC鑽頭在鑽進速度和使用時間上都有PDC鑽頭的特點，能夠很好地匹配地層特性，因此，較適合於EPC區塊小井眼中短半徑水平井鑽井。
圖1 兩種PDC 鑽頭扭矩與鑽壓的關系
3.動力鑽具優選
EPC油田生產井的造斜率為（40° ～60°）/100 m，需要1.75° ～2.25°大角度單彎動力鑽具才能達到造斜要求。通常情況下，這種大角度動力鑽具不可以進行復合鑽進，在定向過程中需要根據實際造斜要求，多次起下鑽更換不同角度的動力鑽具來達到設計造斜率。為了能夠減少起下鑽次數，根據鑽具的造斜率與動力鑽具的彎曲角及長度等相關理論，與國內動力鑽具廠家聯合研製出了1.75 °～2.25 °適合淺層小尺寸中短半徑水平井可復合鑽進的動力鑽具，不但滿足了施工井造斜段的要求，而且在進入水平段後不用起鑽更換小角度動力鑽具，這樣就使一趟鑽鑽完全部斜井段成為可能。
該動力鑽具具有以下特點：①動力鑽具按角度分為1.75°、2.00°和2.25°3種，可根據不同的設計造斜率選擇相應角度的動力鑽具，以滿足墨西哥EPC區塊施工井造斜率的需要，使用壽命大於120 h；②本體不帶穩定器，彎殼體、旁通閥和軸承等關鍵部件採用特殊材料進行了加固或加厚，這種設計不但有效減小了復合鑽進過程中的扭矩，而且不會因扭矩增大而產生斷裂或緊扣。十幾口井的施工經驗證明，這3種型號的大角度單彎動力鑽具能夠滿足現場需要。
4.無線測量儀器優選
EPC區塊目的層採用充氮氣欠平衡鑽進，基於鑽井液脈沖傳輸信號的常規測量儀器無法使用。由於電磁波無線隨鑽測量儀的電磁波信號主要依靠地層介質來傳輸，井下儀器將測量數據載入到載波信號上，測量信號隨載波信號由電磁波發射器向四周發射，地面檢波器將檢測到的電磁波中的測量信號卸載，之後通過解碼、計算得到測量數據。因此，選用電磁波無線隨鑽測量儀器E-LINK MWD實時監測井下數據。
E-LINK MWD的主要性能參數為：抗壓強度140 MPa；工作溫度0～150℃；震擊極限2000 g/m；振動極限15 g；含砂量小於0.5；鑽井液密度無要求；鑽井液固相含量無要求；最佳施工地層電阻率10～20Ω·m。
E-LINK MWD主要具有以下特點：①數據傳輸速度快，儀器故障率較低；②適用於普通鑽井液、泡沫鑽井液、空氣鑽井和激光鑽井等鑽井施工中傳輸定向和地質資料參數；③當地層電阻率為10～20Ω·m時，在井下不加信號放大器的情況下，最大鑽進垂深可達2700 m。
5.鑽井液性能優化
為盡可能減小對地層的污染，且要具備足夠的攜岩能力和便於返出後分離油氣，有效提高鑽井液潤滑性能，降低摩阻系數，該油田油井多採用QMAX公司的無固相鑽井液體系鑽進。該鑽井液體系抑制能力強，維護簡單，性能穩定。根據地層有斷層、裂縫易發生井漏、井涌等復雜情況及充氮氣影響鑽井液攜岩能力等特點，對鑽井液性能進行優化，優化後的主要性能參數為：密度1.0～1.03kg/L，塑性黏度8mPa·s，動切力0.4Pa。根據井下需要加入潤滑劑，保證鑽井液的潤滑性，滿足中短半徑水平井鑽井的要求，為高造斜率井段安全、高效定向鑽進創造條件。
6.其他工程技術措施
合理選擇側鑽點。目前，墨西哥EPC區塊所鑽井均三開打導眼，填井側鑽。側鑽點的選擇需要考慮兩方面內容：①側鑽點距離二開套管底部18 m以上，以防止E-LINK MWD受磁干擾，無法工作；②在滿足井眼造斜率要求的基礎上，造斜率越低，使用的動力鑽具角度越小，井下越安全。
確定最佳的鑽井液排量。結合測量儀器和螺桿鑽具的性能、特點，確定最佳的鑽井液排量，使儀器、螺桿鑽具一直處於最佳的工作狀態，同時達到充分攜岩以及徹底凈化井眼的效果。EPC區塊的最佳排量為19 L/s。
確定合理的鑽壓。在增斜段，動力鑽具對鑽壓及加壓方式十分敏感。在鑽井過程中，鑽壓20～30 kN，同時採用連續加壓、快速間斷加壓等方法，確保工具面穩定，提高施工效率，保證施工安全。在水平段，採用小鑽壓（30 ～50 kN）、低轉速（小於35 r/min）復合鑽進，既可以提高機械鑽速，又能避免井下大角度動力鑽具復合鑽進時發生故障。
隨鑽震擊器的使用。隨鑽震擊器具有兩方面的作用：一方面隨鑽震擊器處於鑽具組合中，方便處理卡鑽事故，有利於安全鑽進；另一方面，水平段後期鑽進時，過大的摩阻使鑽壓很難傳遞到鑽頭，鑽具的大部分重量加到震擊器上，通過震擊器向下震擊傳遞鑽壓，推動鑽頭前進，提高滑動鑽進速度。
二、應用范圍及應用實例
2010年，EPC區塊10口井應用了該優快鑽井技術，除其中1口井因動力鑽具實際造斜率達不到設計造斜率，起鑽更換鑽具外，其他9口井從造斜點至完鑽，均一趟鑽完鑽，總進尺5738.60 m，平均鑽速由應用優快鑽井技術前的3.50 m/h提高至10.16 m/h，鑽井提速效果顯著。
以E-1071 H井為例，介紹現場應用情況。E-1071 H井的設計井身結構如圖2所示。
圖2 E-1071H井井身結構設計
該井採用「直-增-穩」三段制井身剖面。該井三開鑽完直導眼後填井側鑽，為了不影響E-LINK-MWD儀器的正常工作，側鑽點選在井深288.00 m處，距離二開套管底部18 m。
E-1071井所採用的鑽具組合為：ϕ152.4mm PDC鑽頭×0.24m＋ϕ120.0mm 1.75°單彎螺桿×6.30m＋331×310回壓凡爾×0.61m＋120.0mm無磁鑽鋌×9.05m＋120.0mm無磁懸掛短節×1.45m＋ϕ88.9mm斜坡鑽桿×422.40m＋ϕ88.9mm 加重鑽桿×19.00m＋ϕ120.0mm震擊器×9.29m＋ϕ88.9mm 加重鑽桿×260.00 m＋ϕ88.9mm鑽桿。
可以看出，應用優快鑽井技術前，從側鑽點至水平段完鑽，平均需要4趟鑽，應用後僅用1趟，平均鑽速從3.68 m/h提高至12.84 m/h。以國際市場鑽井成本1 500美元/h計算，應用優快鑽井技術後，每米鑽井成本節約289美元。可見，應用優快鑽井技術大大減少了施工環節，避免了起鑽過程中發生的很多井下復雜情況，縮短了鑽井周期，提高了鑽井時效，降低了鑽井成本。
三、資料來源
許孝順.2011.墨西哥EPC區塊優快鑽井技術.石油鑽探技術，39（5）
⑶ 石油開發地質環境狀況及其對能源開發的影響研究
石油不僅是人類主要的能源之一，也是人類環境污染源之一。據資料統計，每年有800多萬噸石油進入世界環境，污染土壤、地下水、河流和海洋。隨著黃土高原地區石油的大量開采利用，該地區呈現採油麵積大、油井多、產量低、開發技術落後等特點。它對自然環境帶來的污染日趨嚴重，直接影響到該地區的生態與生存條件。局部地區情況已經極為嚴重，已威脅到當地的農業生產和農民的生存環境。石油類物質已成為該地區的重點污染物之一，區內土壤、河流等已不同程度的遭到石油類的污染。
一、鄂爾多斯盆地主要含油氣系統
鄂爾多斯盆地是多旋迴的疊合含油氣盆地，地跨陝、甘、寧、晉、內蒙古5省(區)，面積32萬km2，顯生宙沉積巨厚。盆地基底為太古宙—古元古代變質岩系，中、新元古代為裂陷槽盆地，沉積物為淺海碎屑岩—碳酸鹽岩裂谷充填型;早古生代為克拉通盆地，沉積物為陸表海碳酸鹽岩台地型;晚古生代—中三疊世為克拉通坳陷盆地，沉積物由濱海碳酸鹽岩型過渡為陸相碎屑岩台地型;晚三疊世—白堊紀為大型內陸坳陷盆地，沉積物為陸內湖泊、河流相沉積型;新生代整體上升，盆地主體為平緩西傾的大斜坡，沉積物為三趾馬紅土和巨厚的風成黃土;周緣有斷陷盆地發生和發展。盆地內已勘探開發的4套含油氣系統均屬地層-岩性油氣藏。
1.上三疊統延長組岩油藏含油系統
最早勘探開發的延長組含油系統烴源岩以延長組深湖相及淺湖相黑色泥岩、頁岩和油頁岩為主，生烴中心分布在盆地南部馬家灘—定邊—華池—直羅—彬縣范圍，油源岩最厚達300～400m，有利生油區面積達6萬km2(圖3-3)，儲集岩圍繞生油凹陷分布，北翼緩坡帶有定邊、吳旗、志丹、安塞和延安等5個大型三角洲及三角洲前緣砂體，南翼較陡坡帶則發育環縣和西峰等堆積速率較快的河流相砂體及水下沉積砂體。儲滲條件靠裂縫及濁沸石次生孔隙改善，圈閉靠壓實構造，遮擋靠岩性在上傾方向的側變。
2.下侏羅統延安組砂岩油藏含油系統
延安組砂岩油藏以淡水—微鹹水湖相沉積的上三疊統延長組烴源岩為主要油源岩，屬混合型乾酪根;以沼澤相煤系沉積的侏羅系延安組為輔助烴源岩，屬腐殖型乾酪根，陝北南部的衣食村煤系更以含油率高為特徵。三疊紀末期，印支運動使鄂爾多斯盆地整體抬升。在三疊系頂部形成侵蝕地貌，以古河道形式切割延長組。規模最大的甘陝古河由西南向東北匯聚慶西古河、寧陝古河和直羅古河，開口向南延伸(圖3-4)。印支期侵蝕面的占河道切割了延長組，成為油氣下溢通道，溢出侵蝕面的油氣首先向古河床內的富縣組和延安組底砂岩運移和聚集，也向延安組上部各砂岩體及古河床兩側的邊灘砂體中運移、聚集，以壓實構造和大量岩性圈閉為其主要圈閉形式。
圖3-3 鄂爾多斯盆地晚三疊世延長組沉積期沉積相圖
3.奧陶系馬家溝組碳酸鹽岩含氣系統
鄂爾多斯盆地奧陶系陸表海淺海碳酸鹽岩的烴源岩主要為微晶及泥晶灰岩、泥質灰岩、泥質雲岩及膏雲岩，厚達600～700m。生烴中心:東部在榆林—延安一帶，西部在環縣—慶陽一帶，產生腐泥型裂解氣。加里東運動使鄂爾多斯盆地整體抬升，經受130Ma的風化剝蝕，導致奧陶系頂面形成準平原化的古岩溶地貌，盆地中部靖邊一帶分布有南北走向的寬闊潛台，周緣有潛溝和窪地，在上覆石炭系煤系鐵鋁土岩的封蓋和東側奧陶系鹽膏層的側向遮擋雙重作用下，古潛台成為天然氣運移聚集的大面積隱蔽圈閉(圖3-5)。
4.石炭-二疊系煤系含氣系統
鄂爾多斯盆地石炭系為河湖相和潮坪相沉積，二疊系為海陸過渡相和內陸河湖相沉積，以碎屑岩為主，僅石炭系有少量碳酸鹽岩。烴源岩主要為石炭系太原組和下二疊統山西組的煤系，顯微組成為鏡質體與絲質體，乾酪根屬腐殖型，煤層氣的組分以甲烷為主。北部東勝、榆林地區煤層厚20m，暗色泥岩厚50～90m，范圍約7萬km2;南部富縣、環縣地區煤層厚5～10m，暗色泥岩厚10～100m，范圍約6萬km2。儲集體以砂岩為主，主要物源區在北部大青山、鳥拉山一帶，各層砂體疊置，蔚為壯觀。山西組沉積中心位於盆地南部洛川—慶陽一帶，以盆地北部砂體最發育，共有6條大砂體向盆地內延伸，各條大砂體內部受古河網控制，呈現復雜的條帶狀。儲滲條件靠裂縫及後生成岩作用改善，圈閉靠壓實構造及上傾方向的岩性遮擋。
圖3-4 鄂爾多斯盆地早侏羅世甘陝古河示意圖
二、石油開發引起的主要地質環境問題
(一)石油類污染物的產生
在石油的勘探開發過程中，從地質勘探到鑽井及石油運輸的各個環節中，由於工作內容多，工序差別大，施工情況復雜，管理水平不一，以及設備配置和環境狀況的差異，使得污染源的情況比較復雜。石油開採的每一個環節都可能產生石油類污染物(圖3-6)。
石油開采不同作業期所產生的石油類污染物具體描述如下:
1.鑽井期
在油田進行鑽井作業時，會產生含有石油類污染物的鑽井廢水及含油泥漿。這是鑽井過程中，由沖洗地面和設備的油污、起下鑽作業時泥漿流失、泥漿循環系統滲漏而產生。廢水含抽濃度在50～1200mg/L之間，水量從幾噸至數十噸不等。另外，有些情況下，在達到高含油層前，要經過一定數量的低含油地層，從而引起油隨鑽井泥漿一起帶至地面。同時，一經到達高含油層，地壓較高時少量高濃度油可能噴出。
圖3-5 鄂爾多斯盆地奧陶系頂面古地貌圖(據范正平等，2000)
圖3-6 石油開采過程中石油類污染物的來源及污染途徑示意圖
2.採油期
採油期(包括正常作業和洗井)，排污包括採油廢水和洗井廢水。在地下含油地層中，石油和水是同時存在的，在採油過程中，油水同時被抽到地面，這些油水混合物被送進原油集輸系統的選油站進行脫水，脫鹽處理。被脫出來的廢水即採油廢水，又稱「采出水」。由於採油廢水是隨原抽一起從油層中開采出來，經原油脫水處理而產生，因此，這部分廢水不僅含有在高溫高壓的油層中溶進了地層中的多種鹽類和氣體，還含有一些其他雜質。更為主要的是，由於選油站脫水效果的影響，這部分廢水中攜帶有原油———石油類污染物;另外，在研究流域范圍內，也存在採用重力分離等簡單的脫水方法，並多見於單井脫水的油井。一般地，油井採油廢水含抽濃度在數千mg/L，單井排放量平均為數十m3/d。洗井廢水是對注水井周期性沖洗產生的污水或由於油井在開采一段時間後，由於設備損壞、油層堵塞、管道腐蝕等原因需要進一步大修或洗井作業而產生的含油廢水。
3.原油貯運過程的滲漏
原油在貯存、裝運過程中由於滲漏而產生落地原油，以及原油在管道集中輸運過程的一些中間環節均有可能造成一定數量的原油泄漏或產生含油廢水。
4.事故污染
事故污染包括自然因素和人為因素兩種情況:自然事故包括井噴，設備故障和採用車輛運輸時山體滑坡引發的交通事故而造成原油泄漏。延安地區地表黃土結構鬆散、水力沖刷劇烈，由於山體滑坡而導致的污染事故更為頻繁。人為事故指各種人為因素造成採油設備、輸油管線被破壞及原油車輛運輸時，人為交通事故引起的翻車等污染事故。事故污染具有產污量大、危害嚴重，難以預測的特點。
(二)石油開采過程中對水土環境的影響
在石油的各個環節都可以產生污染，污染對象以土壤為主，其次為地表水體，地下水的污染以間接污染為主，在鄂爾多斯盆地沒有明顯指標顯示石油泄漏或滲透污染了地下水，即地下水中沒有檢測出有石油類污染物。但在石油開發過程中，地下水的水質發生了明顯變化，礦化度明顯增加，其他指標也發生了很大變化。
1.對土壤的影響
(1)落地原油對土壤環境的影響
大量的泄漏原油進入土壤中後，會影響土壤中微生物的生存，造成土壤鹽鹼化，破壞土壤結構，增加石油類污染物含量。原油泄漏後，原油在非滲透性基岩及黏重土壤中污染(擴展)面積較大，而疏鬆土質中影響擴展范圍較小。特別強調的是，黏重土壤多為耕作土，原油覆於地表會使土壤透氣性下降，土壤肥力降低。在最初發生泄漏事故時，原油在土壤中下滲至一定深度，隨泄漏歷時的延長，下滲深度增加不大，根據在隴東油田和陝北油田等實地調查表明，落地原油一般在土壤內部50cm以上深度內積聚，因此，原油泄漏後主要污染土壤的耕作層。
(2)石油類污染物在土壤中的垂直滲透規律
鄂爾多斯盆地氣候乾燥，降雨量少，地表多為戈壁砂礫覆蓋，土壤發育不良，含沙量高，因此，在該盆地進行油田開發，其產生的石油類污染物更容易沿土壤包氣帶下滲遷移，危害生態環境。其遷移速度決定於土壤對污染物的吸附能力。一般原油比重小於1，長期在土壤中既不是靜止不動，又不類似於可溶性物質上下迅速遷移。為了弄清油類物質在土壤中的遷移狀況，採用野外取樣分析的方法，對石油類污染物在油田區土壤中的遷移規律進行了研究。
分別對隴東西峰油田和慶城油田的井場附近土壤剖面中石油類物質的含量進行了測定，測定結果見表3-5至表3-7。
表3-5 慶城油田石油類污染物在土層中的縱向分布情況
表3-6 西峰油田石油類污染物在土層中的縱向分布情況
表3-7 陝北安塞杏2井放噴池附近石油類在土層中的縱向分布情況
由表3-5至表3-7可知，由於土壤的吸附等作用，石油類污染物隨土層縱向剖面距離的增大，其含量逐漸降低，尤其是50cm以內污染物降低得很快。石油類污染物主要積聚在土壤表層80cm以內，而且一般很難下滲到2m以下。長慶油田所在區域多為風沙土和灰棕漠土壤，顆粒較粗，結構較鬆散，孔隙率比較高，垂直滲透系數較一般土壤大。但由於西北各油田所在地氣候乾旱，降雨量少，土壤中含水率很低，使污染物的遷移滲透作用大大減弱，又很少有大量降水的淋濾作用，因此油田開發過程中產生的這些落地原油只積聚在土壤表層，滲透程度較淺，對深層土壤影響較小。
2.對地表水體的影響
鄂爾多斯油田地跨陝、甘、寧3省(區)，境內主要水系有3個，即甘肅隴東馬蓮河水系、陝西延安延河水系、陝西靖邊無定河水系。石油開發過程中這三大水系都不同程度地受到了污染。
隴東石油開發區地表水最主要的污染物是COD和氯化物，其中COD污染最嚴重，14個樣品中全部超標，環江超標尤其嚴重;氯化物污染指數除葫蘆河、固城川及蒲河各樣點中的未超標之外，其餘均超標，也以環江為最。pH值均未超標;石油類除環江韓家灣斷面嚴重超標外，其餘樣品的石油類介於0.04～0.3mg/L;揮發酚除柔遠河華池悅樂斷面超標1倍之外，其餘未超標;環江洪德橋由於地質原因，TDS含量非常高，這部分苦水下泄影響了下游水質，但隨著下游水量增加，礦化度逐漸降低。
總體來看，在隴東地區環江和馬蓮河幹流的污染最為嚴重的，其次是柔遠河，蒲河污染最輕。環江與馬蓮河幹流已不能滿足Ⅲ類水體功能使用要求，柔遠河和蒲河已不能滿足Ⅱ類水體功能使用要求。
根據吳旗縣水文站從1987年至1992年的水文資料(表3-8)，可以看出在石油資源大規模開發前北洛河上遊河水中的硫酸鹽，氯離子、六價鉻含量年均值已超過國家標准Ⅲ類標准，尤其是氯化物含量和硫酸鹽含量超過標准2～3倍，礦化度均大於1000，大部分為高TDS水，而且總硬度在500～600mg/L之間，超標嚴重。
表3-8 吳旗縣水文站水質監測數值統計單位:mg·L－1
洛河上游地區水質礦化度及各種鹽類含量超標與洛河上游地下水補給區的白堊系、第三系(古、新近系)地層含鹽有關，地下水本身礦化度或含鹽量高。吳起地區的白於山南緣存在吳起古湖，乾枯後形成含鹽地層，在地下水補給時將大量鹽分輸入洛河。吳起西北方向定邊地區存在大量鹽池及含鹽地層，鹽分進入地下水向東南方向補給也不容忽視。90年代以來，石油資源大規模開發之後，TDS、六價鉻、氨氮、氯化物、高錳酸鹽指數、硫酸鹽、總硬度等均呈明顯的上升趨勢，說明目前的洛河上游「高鹽、高礦化度(TDS)、高硬度」是在本地較高的基礎上進一步水質污染造成的。
陝北地區，石油開發區地表水體中六價鉻均超標，其他重金屬均未超標，揮發酚大部分都不超標，只有兩個樣品超標，超標分別為1.8，0.6倍，相對而言，化學需氧量和氨氮超標率大一點。氯化物超標最嚴重，超標率達到了63%，其次為硫酸鹽，硫酸鹽有一半多斷面超標，接下來是硝酸鹽和總磷，氟化物全部不超標。
表3-9是2006年、2007年長慶油田公司安塞油田開發區地面水中有害物監測結果。其中對環境污染最嚴重是石油類，最大超標32倍，硫化物最大超標120倍，揮發酚最大超標4.2倍，COD最大超標1.71倍，BOD5最大超標5.23倍。其中超標嚴重地點主要在王窯水庫、杏子河馮莊上游。從表3-9可以看出，2007年8月監測數據超標情況比2006年4月監測數據值高。
表3-9 長慶油田公司安塞油田區地面水中有害物監測結果表單位:mg·L－1
3.對地下水的影響
鄂爾多斯盆地地下水埋藏較深，結合上述土壤和地表水體污染特徵來看，落地原油和石油廢水對地下水沒有影響，石油開發對地下水的影響主要是注水井對地下水的影響，這主要在石油開發過程中，大量掠去地下水，改變了地下水環境。
(1)地下水污染狀況
在隴東油區，各主要油田區塊的地下水由於採油活動使得地下水中的指標超標嚴重(表3-10)。馬嶺油田地下水中氨氮超標最為嚴重，監測結果全部超標，六價鉻6個監測點位中有5個超標或接近標准值;氯化物也有超標現象。華池油田地下水有1個監測點位的大腸菌群指標嚴重超標;各點COD均超標或接近標准值。樊家川油田地下水中氨氮、六價鉻、氯化物、細菌總數、大腸菌群全部超標，其中，大腸菌群污染最為嚴重;另外，氟化物也有超標現象。總體上講，屬較差水質，不適合人類飲用。這些污染與石油開發有很大關系，但是也存在其他的污染因素。
表3-10 隴東油區地下水水質指標表單位:mg·L－1
總體來說，隴東油田地下水的主要污染物是COD，56.25%超過國家Ⅲ類標准，其次是氯化物，31.43mg/L;pH值未超過國家Ⅲ類標准;石油類全部未檢出;礦化度變化范圍為452.67～15736.00mg/L。
陝北地區石油類、六價鉻、氯化物、硝酸鹽、硫酸鹽部分超標，其餘的測試項目均未超標;個別地區石油類超標十倍多，部分井水和泉水六價鉻超標，不是很嚴重;部分樣品氯化物超標較嚴重，最高超標500倍。硝酸鹽有1個井水樣超標。泉水的pH值較大，井水次之，油層水最小(表3-11)。
表3-11 陝北地區地層水與河水TDS、硬度、氯離子含量對比表
續表
將各地的地下水與其地表水的礦化度、硬度、氯離子進行對比分析，以揭示地下水的地表水的相互關系。表中選取的河水水樣是根據地層水的樣點位置選取的，在地層水的附近。選取井水、泉水與相應的河流水進行對比，可以看出井水的TDS、硬度、氯離子的含量都比河水低，從其他指標看來地下水的水質也優於同一地區的地表水，這與在調查中發現的當地居民基本飲用地下水的情況相一致。
陝西靖邊安塞油田位於大理河上游，從1990年到2006年，靖邊青陽岔215km2的范圍內先後打成近千口油井，致使這里的淺層地下水滲漏，深層高鹽水上溢，地下水資源衰竭，加之民采混亂，蜂窩式的濫采，使油層、水層相互滲透污染，80%的水井乾枯，部分能出水的水井水質苦澀，不能飲用。
(2)注水井對地下水的影響分析
以隴東地區為例，目前，隴東油田共有7座采出水處理廠，采出水經處理後回注地層，主要工藝流程為:沉降罐脫出水—除油罐除油—過濾—絮凝—殺菌—回注。
污水回注層位是直羅組(深度約1000m以下)。地層中夾有多層較厚的泥質粉砂岩與泥岩等弱透水層或不透水層，貫通上下岩層的導水構造極不發育，回注水不大可能突破不透水層向上部地層運移和滲透，更不可能進入潛水層與地表水。同時，直羅組砂岩層孔隙度大(19%～22%)，納水容量大，以注水井為基點，影響半徑500m范圍內，僅按射孔段砂岩平均厚度30m(直羅組砂岩層厚達200～340m)計算，孔隙體積約為500萬m3時。可見，選擇直羅組作為回注層是合理可行的，在壓力驅使下采出水回注直羅組地層後，不大可能突破多層隔水層而污染地下水。
采出水在回注前必須處理達到《地下水質量標准》(GB/T14848—1993)Ⅲ類標准值，這樣與深層承壓水水質無明顯差異，某些組分還低於地下承壓水水質，故不可能對深部承壓水產生不良影響。此外注水的水體是隨原油的開采來自深層地層，經過原油脫水處理後，它的體積遠遠小於開采時含水原油體積，再返注於作業區深部地層，有利於原油采空區的填充，不大可能因此引起水文地質與工程地質條件的改變。
但是，采出水處理後一般含有較高的礦化度與硬度，並含有一定的DO，H2S，CO2，硫酸鹽還原菌和腐生菌。因此在回注過程中易產生沉澱而堵塞污水處理系統及地層孔隙，導致注水不暢，嚴重時易造成采出水迴流污染地表水及地下潛水。DO，H2S，CO2和厭氧菌還可能造成污水處理系統及管線的腐蝕穿孔，也有可能使采出水向非注水層滲漏，引起地下水污染。
通過野外調查，鄂爾多斯盆地在石油開采過程中，用處理後的污水作為回注水的量實際上很少，大部分回注水還是採油部門通過購買當地的淡水資源(TDS含量小於1.5mg/L)進行回注，該盆地需要回注水的量很大，這樣大量的佔用了當地極為寶貴的淡水資源。
4.對植被影響
石油勘探開發是對地層油藏不斷認識發展的過程，不僅擴大了人類活動的范圍，更使原先無人到達或難以進入的地區變的可達和易進入，尤其是生態環境脆弱地區，對於黃土丘陵溝壑區、戈壁風沙區來說，灌木、蒿草在維持該地區生態系統平衡方面具有很重要的作用，地表剝離引起的植被破壞，短時間內很難恢復。從用地構成看，井場、站(所)對植被是點狀影響，道路、集輸管道是線狀影響，線狀影響遠大於點狀影響;從用地方式看，臨時用地植被可採取人工和自然恢復，永久性用地則完全被人工生態系統代替，雖然經人工植樹種草，植被覆蓋率上升，但可能造成遺傳均化，生態系統功能減弱。
石油生產過程產生的污染物對生長在土壤上植被資源也同樣產生影響，污染物超過植物耐污臨界點和適應性，將導致局部脆弱生態系統的惡化。對於荒漠戈壁沙灘植被來講，自然更新很慢，及不易恢復。一般來說，採油、試油等過程中產生的落地原油在地表1m以內積聚，在1m以下土壤中含油量很少，一般不會污染地表水層，對區域地下水基本不產生影響。油田產生的廢水、含醇廢水經專門收集處理達標後，除部分生活污水用於綠化外，其餘全部回注奧陶系，不外排。
同樣，由於石油輸送是密閉式地下管道輸送，也不會對植被造成影響。當原油泄漏時，在管道壓力的作用下，原油噴發而出，加上自然風力影響，原油噴濺在周圍植物體表上，直接造成植物污染，情況嚴重的造成植物枯竭，死亡。輸油壓力越大，噴濺范圍越廣，污染越嚴重。
三、地質環境問題對石油開發的影響
石油開采破壞生產環境、增加了生產成本、引發所在生產地居民和生產單位的矛盾。油田道路與管線的修建，對山區方向來的洪水有一定的阻擋作用，水通過自然沖溝自流而下，而道路和管線則起到一定的阻擋和匯集作用，改變洪水流向，形成局部地段較大的洪水，會產生新的水蝕。而經污染的高礦化度的水必定會加速這種水蝕，縮短了石油管線等的使用壽命。
基於石油生產及運輸(管道)的特點，不會像煤炭開采一樣造成比較大的較明顯的地質問題(塌陷、滑坡、泥石流、荒漠化)，不會形成嚴重的事故(如坍塌)而造成的人員及財產損失。它對地質環境的危害相對緩和(與煤炭資源開采相比)。然而其對水體、土壤、氣體、作物的影響，必定會危害原本和諧的生態環境，引起當地居民的強烈不滿。在沒有給當地政府和居民帶來良好經濟效益的時候，石油的開采及煉化過程必定會步履維艱，如建設征地、勞動力僱傭等。而這些會直接減緩甚或停止生產的順利進行，從而加大了生產成本;另外，石油開采和生產引起當地土地和水資源的損失，嚴重影響了當地居民的生存狀態，反過來，當地群眾為了奪回屬於自己的土地和水資源，阻礙石油部門的開采活動。
⑷ 為什麼石油鑽井要用18度斜坡的鑽桿
井眼軌跡不規整、水平的井等比較適合用，因為接箍部位為18度斜坡，不存在台階，利於起下，減少頓鑽、卡阻等。
⑸ 湯原斷陷石油地質特徵
（一）概況
湯原斷陷地理上位於黑龍江省湯原縣境內，面積約3320km2。區域構造上，湯原斷陷位於依－舒地塹的最北段，為一個受北東向兩條深大斷裂控制的雙斷式斷陷，向南為依蘭斷隆、方正斷陷、尚志斷隆、勝利斷陷、舒蘭斷隆和岔路河斷陷。湯原斷陷發育的斷裂以北東向為主，包括拉張或張扭正斷層、擠壓或壓扭逆斷層和走滑斷層3類，以拉張或張扭正斷層為主，其次為走滑斷層。在東西方向上劃分為5個帶，即東部走滑逆沖帶、東部凹陷帶、中央凸起帶、西部凹陷帶、西部斜坡帶，在南北方向上由北東東向斷層對東部凹陷帶、中央凸起帶有分割作用。構造演化分為中生代斷陷期、新生代的強烈斷陷期、持續斷陷期、斷凹轉化期、斷陷萎縮期、斷陷消亡期6個階段。湯原斷陷基底為古生界花崗岩和變質岩，沉積蓋層自下而上為白堊系、古近系古新統—始新統新安村組＋烏雲組、始新統達連河組、漸新統寶泉嶺組、新近系中新統富錦組和第四系。主要發育湖泊、扇三角洲、水下扇3種沉積相類型，細分為9種沉積亞相和17種沉積微相。到目前為止，完成二維地震5357km、三維地震704km2、各類探井27口。湯參2井、吉1井、互1井、望2井等4口井獲工業氣流，新2井獲低產氣流，在吉祥屯、互助村構造提交探明天然氣地質儲量26.21×108m3。
（二）構造單元劃分
從現今各反射層的構造特徵看，控制斷陷沉積和構造特徵的斷層主要為F1、F3、f1、f2、f3及中央凸起帶上北東東向斷層，各反射層東西分帶明顯、南北也具有分塊的特徵。同時鑽井及沉積相研究表明：各負向構造的沉積存在差異，有欠補償型的飢餓性次凹，有補償型的含煤次凹。在正向構造中，其發育的構造樣式也有差異。因此根據T2—Tg各反射層的構造特徵，以主要目的層T3、T4、T5反射特徵為主，綜合其他反射層特徵，並結合沉積特徵，將湯原斷陷（F1斷層下降盤）進行構造單元劃分。在東西方向上劃分為5個帶，即東部走滑逆沖帶、東部凹陷帶、中央凸起帶、西部凹陷帶、西部斜坡帶，在南北方向上由f1、f2、f3斷層及北東東向斷層對東部凹陷帶、中央凸起帶有分割作用（圖3-4）。
圖3-4 湯原斷陷構造單元劃分圖
（三）烴源岩
有機質豐度湯原斷陷烴源岩橫向發育特徵為東興向斜相對於其他凹陷來說有機質豐度最高，其次是東發次凹、雙興次凹、新華次凹和梧桐河次凹，而鶴立次凹和榮豐次凹有機質豐度較低。總體看東部凹陷帶有機質豐度較高，西部凹陷帶有機質豐度較低。湯原斷陷烴源岩縱向發育特徵為：寶一段、達一段和烏雲組有機質豐度較高，為較好—好烴源岩，新安村組次之，為較好烴源岩，寶二段為較差烴源岩，而白堊系的少量樣品分析評價為較差—較好烴源岩。
有機母質類型湯原斷陷有機質樣品大部分以Ⅲ型為主，少部分為ⅡB型，個別為ⅡA 型。比較而言，達連河組和新安村組中ⅡB型的稍多。
有機質成熟度湯原斷陷內不同凹陷的烴源岩埋深不同，有機質的演化規律也不同，因此具有不同的成熟度。從縱向上看，寶泉嶺組二段的烴源岩基本上沒有達到成熟；寶泉嶺組一段的烴源岩在各次凹的淺部位沒有成熟，在凹陷深部位的烴源岩基本達到低成熟階段；達連河組的烴源岩在東興次凹已經完全成熟，在雙興次凹的深部位已經成熟，在淺部位達到低成熟階段，在鶴立次凹和東發次凹的深部位達到低成熟階段，在淺部位仍然沒有成熟；新安村組的烴源岩在東興次凹和鶴立次凹都已經完全成熟，但是在雙興次凹和東發次凹的淺部仍然有部分烴源岩只達到低成熟階段；烏雲組烴源岩在全區基本都已成熟，仍有東發次凹和榮豐次凹內部分地區埋藏較淺，只達到低成熟階段；白堊系的烴源岩都已經演化成熟。
有效烴源岩平面展布綜合暗色泥岩的分布特徵和鏡質體反射率值大小，預測了各層的有效烴源岩分布范圍。寶泉嶺組二段烴源岩均未達到成熟，生烴潛力不大。
白堊系烴源岩均已達到成熟，從白堊系沉積古地理環境來看，在湯參3井—湯D2井—望3井—景2井區可能為半深湖—深湖相沉積，而且厚度較大。從地化分析指標和油源分析也證明了白堊系具有一定的生烴潛力。白堊系有效烴源岩面積1836km2，成熟烴源岩面積1320km2。
新安村組和烏雲組暗色泥岩均已進入生油門限，而且大部分地區成熟。有效烴源岩分布廣而且較厚，有機質豐度也較高。新安村組和烏雲組有效烴源岩面積1577km2，成熟烴源岩面積1067km2，因此新安村組和烏雲組暗色泥岩具有較好的生烴潛力（圖3-5）。
達連河組暗色泥岩在湯原斷陷北部大部分已經進入生油門限，而且在各凹陷的深部位都已經成熟，進入了生油高峰，加上達連河組暗色泥岩厚度較大，所以該組的生烴潛力是可觀的。而在湯原斷陷南部該組暗色泥岩在凹陷中—深部位開始進入了生油門限，在深部位進入了生油高峰，厚度為300～450m，有機質豐度較高，但面積較小，因此斷陷南部的達連河組生油潛力有限。達連河組有效烴源岩面積1225km2，成熟烴源岩面積264km2，成熟烴源岩主要分布在東興次凹。
寶泉嶺組一段有效烴源岩在東興次凹的深部位，該段暗色泥岩已經達到成熟，該區暗色泥岩厚度較大，為200～700m；有機質豐度也較高，具有較好的生烴潛力，可作為較好的烴源岩。在湯原斷陷南部大部分暗色泥岩沒有進入生油門限，僅在榮豐次凹和東發次凹的深部位暗色泥岩已經成為低成熟烴源岩，厚度為200～300m。寶泉嶺組一段有效烴源岩的面積745km2，成熟烴源岩面積41km2，具有一定的生烴潛力。
綜合湯原斷陷烴源岩的母質類型、有機質豐度、成熟度、有效烴源岩分布綜合分析認為湯原斷陷生油條件較好的二級構造單元為東部凹陷帶，而東部凹陷帶最有利的次凹為東興次凹，其次是東發次凹和雙興次凹。結合湯原斷陷的生油條件和鑽探成果不難發現，湯原斷陷生油岩的發育和成熟度是制約油氣分布和成藏的主要因素。
圖3-5 湯原斷陷新安村組＋烏雲組有效烴源岩平面分布圖
（四）儲層條件
湯原斷陷儲層物性具有橫向、縱向變化大的特點，通過對湯原斷陷各層段岩心樣品孔隙度和滲透率的分析數據統計可以得知，寶泉嶺組儲層孔隙度在1.68%～33.63%之間，平均為22.71%，滲透率在（0.03～2567）×10-3μm2之間，平均值為396.86×10-3μm2，屬於中高孔、中高滲儲層；達連河組儲層孔隙度1.57%～32.2%之間，平均值為19.82%，滲透率在（0.01～1543）×10-3μm2之間，平均值為136.19×10-3μm2，屬於中高孔、中高滲儲層；新安村組儲層孔隙度在2.8%～27.9%之間，平均值為17.77%，滲透率（0.01～2453）×10-3μm2，平均值為106.66×10-3μm2，屬於中孔、中滲儲層；烏雲組儲層孔隙度在2.3%～17.92%之間，平均值為10.759%，滲透率在（0.01～160）×10-3μm2之間，平均值為5.454×10-3μm2，屬於低孔、特低滲儲層；白堊系儲層孔隙度在3.1%～18.92%之間，平均值為11.979%；滲透率在（0.03-512）×10-3μm2之間，平均值為85.21×10-3μm2，屬於低孔、低滲儲層。
白堊系和古近系儲層相比，物性明顯較古近系差。勝1井白堊系岩心分析表明：岩石緻密，孔隙發育差，連通性差。顆粒粒度分布在0～0.5mm之間，大部分集中在0.0039～0.25mm之間，即大部分為細粉砂和泥質，含少量中砂。4塊樣品的孔、滲分析，孔隙度最大值為5.7%，最小值為2.5%；滲透率最大值為11.8×10-3μm2，最小為0.02×10-3μm2。儲層砂岩的成岩作用強，物性差，低孔、低滲儲層。
（五）有利區帶預測及下一步勘探方向
湯原斷陷具有東西分帶、南北分塊的特徵，即由東向西分為東部走滑逆沖帶、東部凹陷帶、中央凸起帶、西部凹陷帶、西部斜坡帶5個構造帶。依據有效烴源岩的分布范圍、圈閉發育情況、是否位於有利的油氣運移指向區、區域性蓋層發育情況、油氣保存條件，並結合目前的勘探成果等因素進行了綜合評價，認為中央凸起帶和東部凹陷帶為最有利的勘探區。
中央凸起帶在整個斷陷中是構造圈閉最為發育的區帶，例如互助村構造、吉祥屯構造、龍王廟構造、軍校屯構造、望江構造等都分布在該帶上，發育較多的背斜、斷塊圈閉，這些構造都有繼承性發育的特點，具有很好的圈閉條件。從油源條件分析，該帶緊鄰西部凹陷帶和東部凹陷帶，東、西部凹陷內深部位達連河組及其下部的烴源岩已經達到成熟，生成的油氣可沿斷層或斜坡側向運移進入高部位的圈閉中。另外，該帶下伏的新安村組、烏雲組和白堊系的烴源岩已經成熟，生成的油氣可沿不整合面及斷層垂向運移進入圈閉中，油氣源條件比較充足。從儲層條件分析，該區帶的達連河組上部、新安村組、烏雲組都發育有湖底扇、扇三角洲砂體及濱淺湖砂體，孔隙度和滲透率較高，具有很好的儲集物性。從保存條件來看，除勝利構造和望江構造外，寶泉嶺組一段和達連河組一段都比較發育，可以作為有效的區域性蓋層。繼承性發育的構造還有利於捕捉後期成熟運移過來的油氣。從目前的勘探成果來看，在中央凸起帶上已發現了3口工業氣流井（互1井、吉1井、湯參2井）和多口油氣顯示井，預示著該區帶良好的油氣勘探前景。因此中央凸起帶為最有利的勘探區帶，勘探目的層系包括古近系和白堊系。
東部凹陷帶本身為較深的凹陷帶，達連河組及其下部烴源岩都已經演化成熟，油氣源比較充足。凹陷中心向斷陷邊緣發育湖底扇砂體和扇三角洲砂體，具有較好的儲層條件。寶泉嶺組一段和達連河組可以作為有效的區域性蓋層，有較好的封蓋作用。在凹陷帶內的構造具有捕捉油氣的最有利條件，是最有利的勘探目標。另外，在這種湖盆面積小，水體進退變化較快，沉積相帶變化明顯的斷陷盆地內，部分湖底扇砂體呈孤立狀分布於半深湖泥質沉積中，易於形成透鏡狀岩性圈閉。地層傾向垂直於邊緣控盆斷裂的長條狀斷塊易於與橫向扇三角洲砂體分叉尖滅帶組合形成上傾尖滅型岩性圈閉。因此，深凹帶內及其斜坡區是尋找隱蔽油氣藏的最有利場所。凹陷深部的湯1井見少量的油流，新2井獲得了低產氣流，新1井取心見到了多層油氣顯示，黃1井、湯參1井都見到了油氣顯示，展示了該深凹帶具有較好的油氣勘探前景。
湯原斷陷綜合評價白堊系的勘探中應優選斷陷南部首先勘探。古近系的勘探從縱向上，達連河組以尋找天然氣為主，新安村組及烏雲組以尋找原油為主，應加強新安村組和烏雲組的勘探。從平面上，勘探的目標應放在東部凹陷帶（尤其是東興次凹和東發次凹）和中央凸起帶，特別是兩者的過渡帶。近期的勘探目標優選從層繫上應優選古近系，從區帶上應優選東興次凹、東發次凹和中央凸起帶。
⑹ 水平定向鑽原理
水平定向鑽井(也稱為 HDD 或 TT 技術)最初是從石油鑽井技術引入的，主要用於穿越河流，湖泊和建築物等障礙物。鋪設大直徑，長距離的石油和天然氣管道。具有施工周期短，施工成本低，表面損傷小，環境污染小的特點。施工技術應用廣泛，具有很大的推廣意義。
引導鑽孔主要通過噴射輔助切割鑽頭完成。如果鑽柱同時進給和旋轉，則斜面將失去方向性並實現矯直鑽孔，如果僅旋轉鑽柱，則作用在斜坡上的反作用力使鑽頭改變方向。導頻位中有一個探頭或發射器。
(6)石油鑽井為什麼要用斜坡擴展閱讀：
注意事項：
在風化花崗岩層鑽進過程中若鑽頭遇到岩脈或在卵石層鑽進過程中遇到較大粒徑的卵石時，鑽孔軌跡都可能較明顯地偏離設計軌跡，這時鑽頭的偏向很難預料。操作人員在意識到鑽頭遇到硬物或較難鑽進情況等微小變化時，應馬上停鑽，檢驗鑽頭的位置。
當鑽頭遇到較硬地層，通常需要加大鑽壓。但是，鑽壓加大後會引起孔內鑽桿彎曲。若鑽桿彎曲部位的地層較軟，彎曲的鑽桿會使鑽孔擴大。控向探頭只能確定鑽頭的位置，很難確定這種由鑽桿彎曲而形成的鑽孔軌跡。
⑺ 為什麼石油鑽井要用18度斜坡的鑽桿
原因有以下幾點：
1.18度錐度鑽具可以消除對焊鑽具的應力集中問題。
2.在定向井施工過程中減少摩擦阻力。
3.最重要的是在溢流關井過程中可以實現壓井過程中的起下鑽作業，通過和減壓調壓閥的配合能通過環形防噴器。
還有其他一些原因，主要的就是這三點。