⑴ 油气藏形成的控制因素
在肯定评价的基础上，根据普查勘探中所获得的地质成果，对苏北地区的油气藏形成和油气控制因素进行探讨是十分必要的，这里就现有认识叙述如下：
1.主要生油期和油气藏的形成
苏北盆地晚白垩纪末期，处在一个干旱、强烈氧化的沉积环境之中，代表这个时期的赤山组是一套典型的红色地层，不可能有生油过程。
赤山组沉积结束之后，古气候开始变化，氧化程度渐渐变弱。继之，古新世泰州组超覆沉积在赤山组之上。根据孢粉化石分析推测，当时古植物群和古气候沉积环境：泰州组早期是以裸子植物为主的裸子植物和被子植物混交林。林下生长蕨类植物，低洼积水处生长一些水生植物，属于湿润的热带—亚热带气候，如蕨类中占优势的凤尾蕨孢属几乎完全产于热带。泰州组晚期（相当于泰州组2段暗色泥岩段）植物群是以裸子植物为主的针叶—润叶混交林。裸子植物花粉在暗色泥岩地层里很丰富，它们与松属、云杉属、雪松属、罗汉松属、落叶松属、杉科植物以及苏铁科和银杏科等有关系。落叶松属和云杉系分布于高山区的寒冷地区，被子植物花粉也是温带和暖温带分子占优势。说明这个时期的古气候已比泰州组早期变凉，推测相当于北亚热带气候。
古气候的改变，还原环境的出现，都有利于泰州组晚期暗色泥岩的沉积和有机质生成。在苏北盆地，这套暗色泥岩有广泛的分布，厚度约40～200多米，一般是西部地区厚，东部地区薄。根据高邮地区统计，平均有机碳含量为0.75%，最高可达1.71%，还原硫平均含量为0.6%，最高可达0.8%，据此，泰二段暗色岩基本上是属于有利生油的还原相沉积，可作为苏北盆地第三纪最早出现的一次生油期。
在阜宁组沉积时期，盆地发生大幅度下沉。大体上说，整个苏北盆地除隆起和部分高凸起之外，几乎都处于强还原的沉积环境，即使在盆地边缘也是如此。事实上，阜宁组各段受振荡运动的影响还是有差异的。看来，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段成为苏北盆地主要的生油期。单就阜2段来说，可能在阜2段沉积时期，东部地区接受了一次海侵，海水自南黄海入侵到苏北。因为根据东12、东19、东21、东53井的资料，这些井中有一套含方沸石凝灰岩，经光谱分析，发现Sr、Ba、B等微量元素较高，而且Al、Fe、Mn、Ni、V、Ca等有规律性变化。根据国外资料报道，可以考虑这种沉积与盯腔古海水的影响有很大关系。方沸石凝灰岩从海安至高邮，由东往西依次变小，说明海水波及西部的影响较小。阜2段生油层，最主要的特点是富含有机物质，遍布于凹陷之中。由于埋藏很深，保存条件、转化条件都比较优越，特别是在沉积中心、深水部位有机物质的堆积就更加富集，所以在箕状断陷的深凹带往往是油源的中心。
阜2段生成的石油，一部分进入了自身的储集层，尤其是在边缘岩相带分布的地方，阜2段地层中的砂岩和灰岩成为聚集油气层，如金湖凹陷刘庄构造东60井所见；另一部分的油气沿着通道向其他层位运移。
油气藏形成时期核瞎主要是吴堡运动以后，即始新世末期地壳发生了大的变动，造成了有利油气聚集的构造条件，这时油气才开始了大规模的集中和二次运移活动。
吴堡运动对于深凹部位并没有造成多大的影响和出现破坏性的剥蚀作用。阜4段沉积之后，接着发生了吴堡运动，因此，在凹陷较深部位阜4段生油层保存完整，而在凸起或高斜坡部位，往往受到这次运动影响而遭受剥蚀，这直接关系到阜宁组油气藏的保存和戴南组的油源供应问题，因为阜4段既是生油层又可作为盖层。在溱潼、高邮、金湖凹陷的深凹部位，阜4段达到400～500米厚，成为戴南组，甚至是三垛组油气供应的基地，并且组成了一个比较完整而理想的成油组合，使戴南组高孔渗砂岩成为高产层。在海安凹陷部位地区，由于阜4段受剥蚀，大大地影响到阜3段油气的聚集。虽然有的构造仍处在高部位，但只要阜4段得以凯氏衫部分地保留，对油气藏的保存仍起很大作用，如金湖的刘庄构造东64、东60井均保留有几十米的阜4段地层，因此，对于刘庄构造高点上的气层聚集十分有利。
戴南组油气藏的形成，与戴南组沉积之后，三垛组沉积之前产生一次构造运动有着密切的关系（有人曾建议为周庄运动），主要标志是三垛组地层不整合超覆在戴南组和其他地层之上，以及根据电性对比、部分地区戴南组上部与三垛组底部有地层缺失现象。
渐新世晚期即三垛组地层沉积之后，发生了剧烈的“三垛运动”。这次运动影响到整个苏北南黄海盆地，造成了三垛组与盐城组之间的不整合。三垛运动对盆地来说是一次区域性的“翘翘板运动”，使盆地东部发生急剧下沉，沉积的主要方式是先充填，后超覆披盖。
三垛运动是对苏北盆地已形成的油气藏再次运移和油气重新分配的运动。一部分油气从原生的油气藏中沿着断裂通道运移到新形成的构造中成为次生油藏。但是，这次运动在整个苏北南黄海盆地的影响面并不是一致的，有些地区由于受挤压褶皱影响形成了背斜型的构造，目前已见的构造多数与老构造有继承性关系，并且通过断裂作通道可以形成三垛组油气藏。根据最近的勘探资料大体上有两种类型：一种是埋藏较浅，氧化较深的油藏，致使油质较重，比重一般在0.9以上，且油水关系复杂，如东3井、东9井等；另一种是埋藏较深，保存条件较好的油藏，如苏58井所见的油层和富民庄地区苏63井所见的厚层油层情况，可望获得高产的工业油流。今后必须足够重视和加强对三垛组油气藏的研究，因为这套地层具有分布广、物性好、埋藏浅和便于勘探的优点，是苏北南黄海石油勘探主要对象之一。
上下盐城组之间也存在着一次新的构造运动。但这个时期（盐城组沉积）在苏北陆区是缺乏生油条件的。不过这套上千米厚的地层经过新构造运动之后所形成的局部构造，在形成适宜的盖层保护条件之下，有可能形成新的油气藏，尤其是在运移过程中最活跃的天然气形成盐城组气藏，这要在普查勘探工作中加以注意。
2.油气控制主要因素
目前，苏北地区由于勘探程度比较低，对油气控制规律仍不能深刻了解和全面掌握。实际上只能对东台坳陷内几个主要凹陷现有的普查勘探资料加以初步探讨。
自进入第三纪以来，古新世晚期、始新世中、晚期是苏北盆地三次主要生油期。渐新世早期、中期可能存在两次生油期。中—上新世在苏北陆区区域缺乏生油条件。
南黄海地区目前尚缺乏地质资料，但根据苏北地区中—上新世沉积向东变化趋势推断，渐新世到上新世沉降速度大，东部更应是个快速下降地区，应该说生油条件变好的可能性是很大的。
苏北盆地在发生、发展过程中出现多沉积中心，尤其是箕状断陷，它具备了油气生成、保存、运移的最有利条件，由此为出发点我们对苏北的油气控制的主要因素，提出如下几点看法：
（1）箕状断陷是形成油气藏主要场所，圈闭背斜构造（包括受断层遮挡的鼻状背斜）是油气控制最主要因素。
箕状断陷的陡坡带一侧，由于断裂长期继承性活动，在其下盘造成了最大限度的沉积而成为沉降中心，它在客观上具备了5点优越条件：
①沉积幅度最大，沉积最厚，物质基础最丰富。②有机质最富集，生油指标最好，有充分油源供给。③断陷陡侧受一级断裂控制，断陷周边为凸起，隆起环绕，区域性的油气封闭条件最好。④深凹部位由于长期下沉，受吴堡运动等影响不大，沉积连续，地层保存条件最好，有一套完整的多层系的生储盖组合。⑤上覆地层静压力最大，并具备有利于石油生成的温度、压力等转化条件。
推断苏北各个箕状断陷的油气生成和运移过程是：在深凹部位即沉积中心生成的油气，受后来构造运动的影响，开始沿断裂通道或以岩性渗透的形式向两侧高部位上方运移，一部分进入深凹带中的高带，一部分进入陡坡带（断阶带）或斜坡带。
以高邮南部凡川箕状断陷为例，油气主要是分布在北东向的3个二级构造带上，即南面的小纪断阶带，此带以真武鼻状背斜为代表，目前已获得工业油流。中部富民—花庄重力高带在钻井中已获得戴南组、三垛组的油气显示。北部的沙埝斜坡带，在钻井中也获得明显的油气显示。
以溱潼凹陷为例，油气的分布也受北东向的3条构造带所控制，南面的祝家庄断阶带以祝家庄、草舍两个鼻状断块和储家楼鼻状背斜构造为代表，均已获得了不同层位的工业油流。中部大致以角墩子到戴南构造成一不连续的高带，此带以苏北20井为代表已获得了戴南组工业油流。北面的史家堡斜坡带在钻井中已发现有油气显示，是个有利含油地带。
以金湖北部三河箕状断陷为例，也同样出现3个带。南面的断阶带已发现有桥河口鼻状背斜构造，属戴南组层位，是个十分有利的部位，即待勘探。中部雷庄高带已发现有雷庄构造，也属戴南组层位，在此带附近东53井已发现有戴南组、阜宁组含油层位。北面的刘庄斜坡带，在刘庄鼻状背斜构造上的东60井已获得阜宁组的工业油（气）流。
上述例举的3个箕状断陷，有一个共同的特点就是油源充足，封闭条件好，造成了断陷内多层系含油，陡缓坡含油和深浅层含油。
在箕状断陷的断阶带上，以低台阶即第三个台阶上背斜高点最有利于油气保存和富集，因为这类背斜一般都在重力隆起背景之上，呈鼻状形态，形似“码头式”，三面下倾环绕深凹，有最充分的油源供应。
在断陷的中部高带或斜坡带上，部分地方除了受断层遮挡的断块含油之外，最主要的也是背斜构造控制油气富集，即使是只有平缓的背斜幅度，也能起到聚集油气的良好作用。
值得讨论的箕状断陷斜坡带油气控制因素，因为斜坡带一般都比断阶带开阔，是大面积接受油气运移聚集的好场所。为了进一步解剖斜坡带的性质，建议根据戴南组地层的分布，把斜坡带划分为内带和外带。一般靠近深凹一侧有戴南组地层沉积的地方划分为内带，如溱潼的史家堡地区、凡川的沙埝地区和三河的刘庄以东均属此例。由此再上戴南组地层缺失（但仍保存有阜宁组地层），即为斜坡的外带。它所处的构造部位较高，油气埋藏较浅，以阜宁组为主，如金湖的刘庄、崔庄构造。
斜坡带在苏北地区颇为常见，例如最近在洪泽地区通过Zn10磁带地震剖面发现了洪泽箕状断陷，在北面出现一个非常明显的斜坡带，从地震波组上观察，超覆尖灭的现象十分清楚，在深凹部位地震获得了3秒的反射，将有3000多米的沉积厚度，如果有生油层存在将是一个“小而肥”的含油断陷。
到目前为止，苏北盆地已被发现的箕状断陷，一般都是南陡北缓、南断北超，并受北东向断裂所制约。深凹带与斜坡带的外带相比，断裂深断距厚度悬殊大，一般均有2000米左右之差。形似单边地堑，造成这种构造形态，从区域上来看，这可能是由于苏北盆地北部受鲁苏隆起这个古老地块上升所控制，故造成一个凹陷北部以上升斜坡为主，南部以深断为主的运动规律。如果我们仔细观察一下，再从鲁苏隆起往北到了华北的济阳坳陷，那里出现的箕状断陷与苏北相比，刚好相反，是北陡南缓的构造形态。尽管它的形态差异不同，但在成因上基本是一致的，都是在燕山期沉积层之上，盆地受地壳运动的肢解之后，出现陡坎断裂，在单边地堑的凹陷基础上发展起来的。由于它容纳沉积物量巨大，已属长期稳定下沉，所以不但具有油气生成的有利条件，而且在保存和运移方面都是十分有利的。正因为它有独特的地质条件，故成为苏北找油和石油地质研究特别重要的构造单元。
（2）主干断裂控制石油
近东西向断裂是早期断裂，在盆地形成时期就存在，是划分坳陷与隆起的主要构造线，多数属于一级断裂。过去李四光曾推测：“苏北地区的基层构造，是大体上受东西隆起的影响的……在隆起带的南边有个沉降带，大体上也走向东西，一直往海里伸展……”。一般说来，这组早期断裂由于受后期喜马拉雅运动多次破坏、干扰，它在盆地西部（金湖、高邮、溱潼凹陷等）并不十分明显，只是在海安凹陷南部和南黄海地区的中部隆起带和南部坳陷才有明显的反映。这组断裂对控制白垩纪晚期及阜宁组沉积起到了主要作用，而对于油气的控制作用并不十分重要。
北东向断裂，这组断裂基本上与郯一庐断裂东部分支的走向线大体一致，有人曾称“华夏式”，在整个苏北南黄海地区，它是占统治地位的。包括一、二、三级断裂都有，这里着重讨论与油气控制有关的二、三级断裂。
金湖凹陷的龙岗断裂、高邮凹陷的王营断裂、陈堡断裂、小纪断裂和溱潼凹陷的泰州断裂、祝家庄断裂等都属于二级断裂。这组断裂有双重的作用。一是对阜宁组地层的保存，戴南组地层的沉积起决定性的作用；二是对凹陷内的区域油气活动起到阻拦作用，特别是对原生油气藏。
根据目前的勘探资料表明，在泰州断裂、小纪断裂的上盘尚未发现有特殊明显的油气显示，这是由于这些上盘地区在吴堡运动以后常常处在受剥蚀的影响之下而短缺地层，因此对形成或保存原生油气藏是不利的。但一定要注意下盘的油气沿着断裂通道运移到上盘，进入具备盖层和封闭条件构造而形成次生油气藏的可能性。如泰州凸起边上的苏19井浦口组具有地层里含油显示，这是一个很重要的预示，必须引起今后普查勘探工作的充分重视。
最值得注意的是这组断裂对下盘断阶上油气的控制情况。
苏北各凹陷的断阶带，一般都由两组大致平行，或略斜交相伴生的二级断裂组成。因此，大体上可以分为上台阶、中台阶和下台阶3个阶梯而构成一条北东向的二级构造带。断裂上盘属于上台阶（它的油气控制情况即上所述），在两个主干断裂之间属于中台阶，它控制着断块含油。例如祝家庄断块就是这种情况，该断块上打的东7井阜1段油层被认为是从低台阶侧向运移上来的次生油藏。由于中台阶仍然处在一个较高的构造部位上，因而多数地方戴南组地层保存不完整，在勘探中钻遇到的主要是阜宁组油层，但在低台阶与中台阶深度相差不大的地方，仍然有戴南组地层（如真武构造中的中台阶许家庄断块）存在。
低台阶上方的主干断裂对油气有极其重要的作用。低台阶是目前在断阶带上获得高产工业油流的最好的构造部位。这个台阶上戴南组、三垛组地层都很发育，之下阜宁组又很完整，具备着生、储、盖的理想组合，同时它又面临深凹，有丰富的油气来源，而低台阶上方的断裂对油气又起到很好的阻拦作用，结果在低台阶上如有背斜圈闭条件就能形成油气富集区，像真武、储家楼就属此类。
北东向断裂在凹陷内部也非常发育，是形成断块的主要因素。在普查勘探中常常遇到反向正断层而构成屋脊断块含油，并且多数油气都是被控制在屋脊高点上，例如，高邮凹陷河口断块东42井所见的油层。
主干断层一方面起到遮挡作用，另一方面由于它断开的上下断距较大，穿越多层生油层和储集层，所以容易构成多层系含油，特别是在生油条件好，储集层发育的背斜构造上可获得“楼房式”叠加油气藏。
关于北西向的断裂，从苏北已有的资料来看，大致有两种情况：一种是与北东向断裂同期形成的剪切断裂，虽然多数可能属于张性，但对于油气的作用，仍可作为运移通道。另一种是后期构造运动发生而形成的新的北西向断裂，这组断裂有一些是在老北西向断裂基础上继承发育的，它对于油气藏有一定影响，促使原生油气藏再次运移而形成次生油气藏，如一部分三垛组油藏可能也与此断裂有关，还有一些不是在老断裂基础上发生的新北西向断裂，一般说来对形成次生油气藏关系不大。
（3）有利岩相带控制含油
苏北盆地在地质历史发展过程中，遭受过多次地壳变动，形成了多凹、多凸、多隆、多断的各种各样的复杂古地形，因而在追溯古面貌时，不能把它当作一个简单的沉积盆地来考虑。盆地中的不同组段在不同沉积时期构成了不同性质的岩相带。
金湖凹陷是盆地最靠近周边隆起剥蚀区，因此在岩性变化、岩相带的形成方面都比盆地当中来得明显。根据目前普查勘探所掌握的初步资料来看，金湖地区的阜宁组地层有两套主要岩相带。
一套是由海侵作用形成的阜2段碳酸盐类岩相带，以生物灰岩为主，包括碎屑灰岩、鲕状灰岩、泥灰岩、部分砂岩和灰质砂岩、泥岩等地层，厚约50米的相带。成为上部以含气带为主，下部以含油带为主的良好储集层，如东60井、东64井所见。生物灰岩具虫管结构，有良好的孔渗物性，总孔隙度为33%～41%，渗透率为25～43毫达西，声速时差高达520微秒，单层厚6.4米，成为刘庄构造上良好的储气层，根据东60井对第四层初步测试已获得工业气流，是苏北第一口天然气井。应当强调指出的是，类似于像刘庄阜2段的生物灰岩，在围绕金湖凹陷的斜坡带上，有可能形成环带状有利岩相带，将成为苏北石油勘探的新领域。
金湖地区另一相带是来自西南方向剥蚀区物源的阜1、3段砂岩岩相带，可能属三角洲体系，以铜城地区最发育，沉积了厚约453米的以砂岩为主的地层，从岩性来看比之溱潼、高邮地区还多了一套砂组（中砂组）。这条岩相带往北到了官塘260米（东61井）至三河168米（东53井），万庄111米（东66井），到刘庄构造只有86米厚，电测曲线上只剩下“三个尖子”，可以看作是上砂组、中砂组和下砂组三套组段的缩影，反映了这条带在30公里范围内岩相变化的基本情况，说明了岩相带的分布与物源区方向与渤海湾的情况有着极其密切的关系。在这条相带上，砂泥比配合好的地方，如有构造封闭条件，将是油气富集的场所。
在溱潼凹陷，戴南组的砂岩岩相带变化十分明显，由东往西，从莫庄经戴南至叶甸，砂岩厚度层数逐渐变少，并在相带的中部出现了砂泥比的最佳配置。如储家楼构造，戴南组有良好的储盖条件，因而形成良好的油藏，获得了高产工业油流。
溱潼地区岩相（戴南组）变化，不但从钻井里可以观察到，而且结合地震剖面解释，也可以追踪波组相位的变化，来了解岩相的变化。如Nz34-15线有两个相位强波，到了Ez线
上述情况充分说明：苏北地区的油气控制因素，在有构造圈闭条件（包括压性断层的遮挡条件）的前提下，有利岩相带实际上起到富集作用。如果离开了有利岩相条件，仅仅只有背斜构造等圈闭条件，就很难形成高产油气流。从已发现的情况来看，在构造和有利岩相带叠加的地方，是找油气最有利的地方之一。
草舍、储家楼构造钻遇油气之后，随着地质部华东石油地质局的成立，在局长钟特强、试采大队队长郭仁炳的努力下，从勘查直接转入开发工作，证实了这两个构造是可供开采的油田，开创了地质部门搞油田开发的首例，也为以后苏北石油工业基地的建立打下了基础。
⑵ 墨西哥EPC区块优快钻井技术
一、内容概述
墨西哥EPC项目地处墨西哥东部的EPC（Ebano-Panuco-Cacalilao）区块，主要开发层位为白垩系Kan层，主要岩性为灰岩。由于该区块已开发一个多世纪，高含水及低压、低渗、低产是该地区面临的主要问题。目前，该区块所钻井均设计为小井眼ϕ152.4mm中短半径水平井，造斜率（40°～60°）/100 m，垂深400～700m，水平段长约400m，目的层钻进采用充氮气欠平衡钻进方式。
施工初期，所用动力钻具在高造斜率情况下无法进行复合钻进，造成起下钻频繁，钻井周期延长。该区块采用欠平衡钻井技术钻进目的层，对无线随钻测量仪器和钻井液性能的要求较高。为提高钻井速度，缩短钻井周期，降低钻井成本，研制了可复合钻进的新型大角度动力钻具，选择了合适的随钻测量仪器，优选了钻进参数并优化了钻井液性能，形成了一套适用于墨西哥 EPC 区块的优快钻井配套技术。EPC区块钻遇的地层为KM、KSF和Kan层，地质构造复杂，有断层、裂缝，易发生井漏、井涌等井下故障，个别地层含硫化氢，在KM层底部存在较高压力的气层，需要下入技术套管进行封隔。
在钻井过程中，除了存在普通小井眼钻井的技术难点以外，还面临以下技术难点：①早期，国内没有适用于浅层小尺寸中短半径水平井复合钻进的大角度动力钻具。施工中，多次起钻换动力钻具，大大延长了定向施工周期。②个别层位压力较高，钻进过程中会发生边钻进边点火放喷的现象，更换合适的动力钻具和倒装钻具比较困难。③目的层钻进时，采用充氮气欠平衡方式钻进，无法使用依靠钻井液传递脉冲信号的常规测量仪器。④造斜点浅，钻压传递困难，易出现托压现象，尤其在水平段钻进过程中更加明显，更易导致井下其他故障的发生。⑤使用普通PDC钻头钻进时，工具面对钻压较为敏感。钻压太小，机械钻速较低；钻压稍大就会出现工具面“乱窜”的现象。
1.钻具组合优选
设计造斜点浅，其垂深多在260～400 m，而水平段长约400 m，如何保证钻进过程中钻压的传递是关键。考虑到钻铤刚性较大，进入斜井段后易发生卡钻等井下故障，因而在优选钻具组合时，用加重钻杆代替钻铤；考虑到水平段钻进时的加压问题，适当倒装钻具，解决了钻进过程中钻压传递困难的问题。
现场施工时，钻具组合需满足以下2个条件：一是保证完钻时所有加重钻杆位于井斜角小于50 °的井段；二是保证震击器位于井斜角30 °～60 °的井段。
2.钻头优选
滑动定向钻进时，为保持工具面的稳定，选择了贝克休斯公司的HC405 Z型六刀翼PDC钻头。该钻头是一种定向钻头，除了在切削齿大小、数量和角度等方面进行了有利于定向钻进的设计外，在切削齿的根部有“磨损带”，像钻头的“天花板”，可以控制切入地层的深度，从而在钻进过程中产生平稳的扭矩，不至于使螺杆钻具出现失速现象。图1是普通PDC钻头和定向PDC钻头螺杆扭矩与钻压的关系对比图。从图1可以看出，与普通PDC钻头相比，定向PDC钻头能够产生稳定的扭矩。由于定向PDC钻头在钻进速度和使用时间上都有PDC钻头的特点，能够很好地匹配地层特性，因此，较适合于EPC区块小井眼中短半径水平井钻井。
图1 两种PDC 钻头扭矩与钻压的关系
3.动力钻具优选
EPC油田生产井的造斜率为（40° ～60°）/100 m，需要1.75° ～2.25°大角度单弯动力钻具才能达到造斜要求。通常情况下，这种大角度动力钻具不可以进行复合钻进，在定向过程中需要根据实际造斜要求，多次起下钻更换不同角度的动力钻具来达到设计造斜率。为了能够减少起下钻次数，根据钻具的造斜率与动力钻具的弯曲角及长度等相关理论，与国内动力钻具厂家联合研制出了1.75 °～2.25 °适合浅层小尺寸中短半径水平井可复合钻进的动力钻具，不但满足了施工井造斜段的要求，而且在进入水平段后不用起钻更换小角度动力钻具，这样就使一趟钻钻完全部斜井段成为可能。
该动力钻具具有以下特点：①动力钻具按角度分为1.75°、2.00°和2.25°3种，可根据不同的设计造斜率选择相应角度的动力钻具，以满足墨西哥EPC区块施工井造斜率的需要，使用寿命大于120 h；②本体不带稳定器，弯壳体、旁通阀和轴承等关键部件采用特殊材料进行了加固或加厚，这种设计不但有效减小了复合钻进过程中的扭矩，而且不会因扭矩增大而产生断裂或紧扣。十几口井的施工经验证明，这3种型号的大角度单弯动力钻具能够满足现场需要。
4.无线测量仪器优选
EPC区块目的层采用充氮气欠平衡钻进，基于钻井液脉冲传输信号的常规测量仪器无法使用。由于电磁波无线随钻测量仪的电磁波信号主要依靠地层介质来传输，井下仪器将测量数据加载到载波信号上，测量信号随载波信号由电磁波发射器向四周发射，地面检波器将检测到的电磁波中的测量信号卸载，之后通过解码、计算得到测量数据。因此，选用电磁波无线随钻测量仪器E-LINK MWD实时监测井下数据。
E-LINK MWD的主要性能参数为：抗压强度140 MPa；工作温度0～150℃；震击极限2000 g/m；振动极限15 g；含砂量小于0.5；钻井液密度无要求；钻井液固相含量无要求；最佳施工地层电阻率10～20Ω·m。
E-LINK MWD主要具有以下特点：①数据传输速度快，仪器故障率较低；②适用于普通钻井液、泡沫钻井液、空气钻井和激光钻井等钻井施工中传输定向和地质资料参数；③当地层电阻率为10～20Ω·m时，在井下不加信号放大器的情况下，最大钻进垂深可达2700 m。
5.钻井液性能优化
为尽可能减小对地层的污染，且要具备足够的携岩能力和便于返出后分离油气，有效提高钻井液润滑性能，降低摩阻系数，该油田油井多采用QMAX公司的无固相钻井液体系钻进。该钻井液体系抑制能力强，维护简单，性能稳定。根据地层有断层、裂缝易发生井漏、井涌等复杂情况及充氮气影响钻井液携岩能力等特点，对钻井液性能进行优化，优化后的主要性能参数为：密度1.0～1.03kg/L，塑性黏度8mPa·s，动切力0.4Pa。根据井下需要加入润滑剂，保证钻井液的润滑性，满足中短半径水平井钻井的要求，为高造斜率井段安全、高效定向钻进创造条件。
6.其他工程技术措施
合理选择侧钻点。目前，墨西哥EPC区块所钻井均三开打导眼，填井侧钻。侧钻点的选择需要考虑两方面内容：①侧钻点距离二开套管底部18 m以上，以防止E-LINK MWD受磁干扰，无法工作；②在满足井眼造斜率要求的基础上，造斜率越低，使用的动力钻具角度越小，井下越安全。
确定最佳的钻井液排量。结合测量仪器和螺杆钻具的性能、特点，确定最佳的钻井液排量，使仪器、螺杆钻具一直处于最佳的工作状态，同时达到充分携岩以及彻底净化井眼的效果。EPC区块的最佳排量为19 L/s。
确定合理的钻压。在增斜段，动力钻具对钻压及加压方式十分敏感。在钻井过程中，钻压20～30 kN，同时采用连续加压、快速间断加压等方法，确保工具面稳定，提高施工效率，保证施工安全。在水平段，采用小钻压（30 ～50 kN）、低转速（小于35 r/min）复合钻进，既可以提高机械钻速，又能避免井下大角度动力钻具复合钻进时发生故障。
随钻震击器的使用。随钻震击器具有两方面的作用：一方面随钻震击器处于钻具组合中，方便处理卡钻事故，有利于安全钻进；另一方面，水平段后期钻进时，过大的摩阻使钻压很难传递到钻头，钻具的大部分重量加到震击器上，通过震击器向下震击传递钻压，推动钻头前进，提高滑动钻进速度。
二、应用范围及应用实例
2010年，EPC区块10口井应用了该优快钻井技术，除其中1口井因动力钻具实际造斜率达不到设计造斜率，起钻更换钻具外，其他9口井从造斜点至完钻，均一趟钻完钻，总进尺5738.60 m，平均钻速由应用优快钻井技术前的3.50 m/h提高至10.16 m/h，钻井提速效果显着。
以E-1071 H井为例，介绍现场应用情况。E-1071 H井的设计井身结构如图2所示。
图2 E-1071H井井身结构设计
该井采用“直-增-稳”三段制井身剖面。该井三开钻完直导眼后填井侧钻，为了不影响E-LINK-MWD仪器的正常工作，侧钻点选在井深288.00 m处，距离二开套管底部18 m。
E-1071井所采用的钻具组合为：ϕ152.4mm PDC钻头×0.24m＋ϕ120.0mm 1.75°单弯螺杆×6.30m＋331×310回压凡尔×0.61m＋120.0mm无磁钻铤×9.05m＋120.0mm无磁悬挂短节×1.45m＋ϕ88.9mm斜坡钻杆×422.40m＋ϕ88.9mm 加重钻杆×19.00m＋ϕ120.0mm震击器×9.29m＋ϕ88.9mm 加重钻杆×260.00 m＋ϕ88.9mm钻杆。
可以看出，应用优快钻井技术前，从侧钻点至水平段完钻，平均需要4趟钻，应用后仅用1趟，平均钻速从3.68 m/h提高至12.84 m/h。以国际市场钻井成本1 500美元/h计算，应用优快钻井技术后，每米钻井成本节约289美元。可见，应用优快钻井技术大大减少了施工环节，避免了起钻过程中发生的很多井下复杂情况，缩短了钻井周期，提高了钻井时效，降低了钻井成本。
三、资料来源
许孝顺.2011.墨西哥EPC区块优快钻井技术.石油钻探技术，39（5）
⑶ 石油开发地质环境状况及其对能源开发的影响研究
石油不仅是人类主要的能源之一，也是人类环境污染源之一。据资料统计，每年有800多万吨石油进入世界环境，污染土壤、地下水、河流和海洋。随着黄土高原地区石油的大量开采利用，该地区呈现采油面积大、油井多、产量低、开发技术落后等特点。它对自然环境带来的污染日趋严重，直接影响到该地区的生态与生存条件。局部地区情况已经极为严重，已威胁到当地的农业生产和农民的生存环境。石油类物质已成为该地区的重点污染物之一，区内土壤、河流等已不同程度的遭到石油类的污染。
一、鄂尔多斯盆地主要含油气系统
鄂尔多斯盆地是多旋回的叠合含油气盆地，地跨陕、甘、宁、晋、内蒙古5省(区)，面积32万km2，显生宙沉积巨厚。盆地基底为太古宙—古元古代变质岩系，中、新元古代为裂陷槽盆地，沉积物为浅海碎屑岩—碳酸盐岩裂谷充填型;早古生代为克拉通盆地，沉积物为陆表海碳酸盐岩台地型;晚古生代—中三叠世为克拉通坳陷盆地，沉积物由滨海碳酸盐岩型过渡为陆相碎屑岩台地型;晚三叠世—白垩纪为大型内陆坳陷盆地，沉积物为陆内湖泊、河流相沉积型;新生代整体上升，盆地主体为平缓西倾的大斜坡，沉积物为三趾马红土和巨厚的风成黄土;周缘有断陷盆地发生和发展。盆地内已勘探开发的4套含油气系统均属地层-岩性油气藏。
1.上三叠统延长组岩油藏含油系统
最早勘探开发的延长组含油系统烃源岩以延长组深湖相及浅湖相黑色泥岩、页岩和油页岩为主，生烃中心分布在盆地南部马家滩—定边—华池—直罗—彬县范围，油源岩最厚达300～400m，有利生油区面积达6万km2(图3-3)，储集岩围绕生油凹陷分布，北翼缓坡带有定边、吴旗、志丹、安塞和延安等5个大型三角洲及三角洲前缘砂体，南翼较陡坡带则发育环县和西峰等堆积速率较快的河流相砂体及水下沉积砂体。储渗条件靠裂缝及浊沸石次生孔隙改善，圈闭靠压实构造，遮挡靠岩性在上倾方向的侧变。
2.下侏罗统延安组砂岩油藏含油系统
延安组砂岩油藏以淡水—微咸水湖相沉积的上三叠统延长组烃源岩为主要油源岩，属混合型干酪根;以沼泽相煤系沉积的侏罗系延安组为辅助烃源岩，属腐殖型干酪根，陕北南部的衣食村煤系更以含油率高为特征。三叠纪末期，印支运动使鄂尔多斯盆地整体抬升。在三叠系顶部形成侵蚀地貌，以古河道形式切割延长组。规模最大的甘陕古河由西南向东北汇聚庆西古河、宁陕古河和直罗古河，开口向南延伸(图3-4)。印支期侵蚀面的占河道切割了延长组，成为油气下溢通道，溢出侵蚀面的油气首先向古河床内的富县组和延安组底砂岩运移和聚集，也向延安组上部各砂岩体及古河床两侧的边滩砂体中运移、聚集，以压实构造和大量岩性圈闭为其主要圈闭形式。
图3-3 鄂尔多斯盆地晚三叠世延长组沉积期沉积相图
3.奥陶系马家沟组碳酸盐岩含气系统
鄂尔多斯盆地奥陶系陆表海浅海碳酸盐岩的烃源岩主要为微晶及泥晶灰岩、泥质灰岩、泥质云岩及膏云岩，厚达600～700m。生烃中心:东部在榆林—延安一带，西部在环县—庆阳一带，产生腐泥型裂解气。加里东运动使鄂尔多斯盆地整体抬升，经受130Ma的风化剥蚀，导致奥陶系顶面形成准平原化的古岩溶地貌，盆地中部靖边一带分布有南北走向的宽阔潜台，周缘有潜沟和洼地，在上覆石炭系煤系铁铝土岩的封盖和东侧奥陶系盐膏层的侧向遮挡双重作用下，古潜台成为天然气运移聚集的大面积隐蔽圈闭(图3-5)。
4.石炭-二叠系煤系含气系统
鄂尔多斯盆地石炭系为河湖相和潮坪相沉积，二叠系为海陆过渡相和内陆河湖相沉积，以碎屑岩为主，仅石炭系有少量碳酸盐岩。烃源岩主要为石炭系太原组和下二叠统山西组的煤系，显微组成为镜质体与丝质体，干酪根属腐殖型，煤层气的组分以甲烷为主。北部东胜、榆林地区煤层厚20m，暗色泥岩厚50～90m，范围约7万km2;南部富县、环县地区煤层厚5～10m，暗色泥岩厚10～100m，范围约6万km2。储集体以砂岩为主，主要物源区在北部大青山、鸟拉山一带，各层砂体叠置，蔚为壮观。山西组沉积中心位于盆地南部洛川—庆阳一带，以盆地北部砂体最发育，共有6条大砂体向盆地内延伸，各条大砂体内部受古河网控制，呈现复杂的条带状。储渗条件靠裂缝及后生成岩作用改善，圈闭靠压实构造及上倾方向的岩性遮挡。
图3-4 鄂尔多斯盆地早侏罗世甘陕古河示意图
二、石油开发引起的主要地质环境问题
(一)石油类污染物的产生
在石油的勘探开发过程中，从地质勘探到钻井及石油运输的各个环节中，由于工作内容多，工序差别大，施工情况复杂，管理水平不一，以及设备配置和环境状况的差异，使得污染源的情况比较复杂。石油开采的每一个环节都可能产生石油类污染物(图3-6)。
石油开采不同作业期所产生的石油类污染物具体描述如下:
1.钻井期
在油田进行钻井作业时，会产生含有石油类污染物的钻井废水及含油泥浆。这是钻井过程中，由冲洗地面和设备的油污、起下钻作业时泥浆流失、泥浆循环系统渗漏而产生。废水含抽浓度在50～1200mg/L之间，水量从几吨至数十吨不等。另外，有些情况下，在达到高含油层前，要经过一定数量的低含油地层，从而引起油随钻井泥浆一起带至地面。同时，一经到达高含油层，地压较高时少量高浓度油可能喷出。
图3-5 鄂尔多斯盆地奥陶系顶面古地貌图(据范正平等，2000)
图3-6 石油开采过程中石油类污染物的来源及污染途径示意图
2.采油期
采油期(包括正常作业和洗井)，排污包括采油废水和洗井废水。在地下含油地层中，石油和水是同时存在的，在采油过程中，油水同时被抽到地面，这些油水混合物被送进原油集输系统的选油站进行脱水，脱盐处理。被脱出来的废水即采油废水，又称“采出水”。由于采油废水是随原抽一起从油层中开采出来，经原油脱水处理而产生，因此，这部分废水不仅含有在高温高压的油层中溶进了地层中的多种盐类和气体，还含有一些其他杂质。更为主要的是，由于选油站脱水效果的影响，这部分废水中携带有原油———石油类污染物;另外，在研究流域范围内，也存在采用重力分离等简单的脱水方法，并多见于单井脱水的油井。一般地，油井采油废水含抽浓度在数千mg/L，单井排放量平均为数十m3/d。洗井废水是对注水井周期性冲洗产生的污水或由于油井在开采一段时间后，由于设备损坏、油层堵塞、管道腐蚀等原因需要进一步大修或洗井作业而产生的含油废水。
3.原油贮运过程的渗漏
原油在贮存、装运过程中由于渗漏而产生落地原油，以及原油在管道集中输运过程的一些中间环节均有可能造成一定数量的原油泄漏或产生含油废水。
4.事故污染
事故污染包括自然因素和人为因素两种情况:自然事故包括井喷，设备故障和采用车辆运输时山体滑坡引发的交通事故而造成原油泄漏。延安地区地表黄土结构松散、水力冲刷剧烈，由于山体滑坡而导致的污染事故更为频繁。人为事故指各种人为因素造成采油设备、输油管线被破坏及原油车辆运输时，人为交通事故引起的翻车等污染事故。事故污染具有产污量大、危害严重，难以预测的特点。
(二)石油开采过程中对水土环境的影响
在石油的各个环节都可以产生污染，污染对象以土壤为主，其次为地表水体，地下水的污染以间接污染为主，在鄂尔多斯盆地没有明显指标显示石油泄漏或渗透污染了地下水，即地下水中没有检测出有石油类污染物。但在石油开发过程中，地下水的水质发生了明显变化，矿化度明显增加，其他指标也发生了很大变化。
1.对土壤的影响
(1)落地原油对土壤环境的影响
大量的泄漏原油进入土壤中后，会影响土壤中微生物的生存，造成土壤盐碱化，破坏土壤结构，增加石油类污染物含量。原油泄漏后，原油在非渗透性基岩及黏重土壤中污染(扩展)面积较大，而疏松土质中影响扩展范围较小。特别强调的是，黏重土壤多为耕作土，原油覆于地表会使土壤透气性下降，土壤肥力降低。在最初发生泄漏事故时，原油在土壤中下渗至一定深度，随泄漏历时的延长，下渗深度增加不大，根据在陇东油田和陕北油田等实地调查表明，落地原油一般在土壤内部50cm以上深度内积聚，因此，原油泄漏后主要污染土壤的耕作层。
(2)石油类污染物在土壤中的垂直渗透规律
鄂尔多斯盆地气候干燥，降雨量少，地表多为戈壁砂砾覆盖，土壤发育不良，含沙量高，因此，在该盆地进行油田开发，其产生的石油类污染物更容易沿土壤包气带下渗迁移，危害生态环境。其迁移速度决定于土壤对污染物的吸附能力。一般原油比重小于1，长期在土壤中既不是静止不动，又不类似于可溶性物质上下迅速迁移。为了弄清油类物质在土壤中的迁移状况，采用野外取样分析的方法，对石油类污染物在油田区土壤中的迁移规律进行了研究。
分别对陇东西峰油田和庆城油田的井场附近土壤剖面中石油类物质的含量进行了测定，测定结果见表3-5至表3-7。
表3-5 庆城油田石油类污染物在土层中的纵向分布情况
表3-6 西峰油田石油类污染物在土层中的纵向分布情况
表3-7 陕北安塞杏2井放喷池附近石油类在土层中的纵向分布情况
由表3-5至表3-7可知，由于土壤的吸附等作用，石油类污染物随土层纵向剖面距离的增大，其含量逐渐降低，尤其是50cm以内污染物降低得很快。石油类污染物主要积聚在土壤表层80cm以内，而且一般很难下渗到2m以下。长庆油田所在区域多为风沙土和灰棕漠土壤，颗粒较粗，结构较松散，孔隙率比较高，垂直渗透系数较一般土壤大。但由于西北各油田所在地气候干旱，降雨量少，土壤中含水率很低，使污染物的迁移渗透作用大大减弱，又很少有大量降水的淋滤作用，因此油田开发过程中产生的这些落地原油只积聚在土壤表层，渗透程度较浅，对深层土壤影响较小。
2.对地表水体的影响
鄂尔多斯油田地跨陕、甘、宁3省(区)，境内主要水系有3个，即甘肃陇东马莲河水系、陕西延安延河水系、陕西靖边无定河水系。石油开发过程中这三大水系都不同程度地受到了污染。
陇东石油开发区地表水最主要的污染物是COD和氯化物，其中COD污染最严重，14个样品中全部超标，环江超标尤其严重;氯化物污染指数除葫芦河、固城川及蒲河各样点中的未超标之外，其余均超标，也以环江为最。pH值均未超标;石油类除环江韩家湾断面严重超标外，其余样品的石油类介于0.04～0.3mg/L;挥发酚除柔远河华池悦乐断面超标1倍之外，其余未超标;环江洪德桥由于地质原因，TDS含量非常高，这部分苦水下泄影响了下游水质，但随着下游水量增加，矿化度逐渐降低。
总体来看，在陇东地区环江和马莲河干流的污染最为严重的，其次是柔远河，蒲河污染最轻。环江与马莲河干流已不能满足Ⅲ类水体功能使用要求，柔远河和蒲河已不能满足Ⅱ类水体功能使用要求。
根据吴旗县水文站从1987年至1992年的水文资料(表3-8)，可以看出在石油资源大规模开发前北洛河上游河水中的硫酸盐，氯离子、六价铬含量年均值已超过国家标准Ⅲ类标准，尤其是氯化物含量和硫酸盐含量超过标准2～3倍，矿化度均大于1000，大部分为高TDS水，而且总硬度在500～600mg/L之间，超标严重。
表3-8 吴旗县水文站水质监测数值统计单位:mg·L－1
洛河上游地区水质矿化度及各种盐类含量超标与洛河上游地下水补给区的白垩系、第三系(古、新近系)地层含盐有关，地下水本身矿化度或含盐量高。吴起地区的白于山南缘存在吴起古湖，干枯后形成含盐地层，在地下水补给时将大量盐分输入洛河。吴起西北方向定边地区存在大量盐池及含盐地层，盐分进入地下水向东南方向补给也不容忽视。90年代以来，石油资源大规模开发之后，TDS、六价铬、氨氮、氯化物、高锰酸盐指数、硫酸盐、总硬度等均呈明显的上升趋势，说明目前的洛河上游“高盐、高矿化度(TDS)、高硬度”是在本地较高的基础上进一步水质污染造成的。
陕北地区，石油开发区地表水体中六价铬均超标，其他重金属均未超标，挥发酚大部分都不超标，只有两个样品超标，超标分别为1.8，0.6倍，相对而言，化学需氧量和氨氮超标率大一点。氯化物超标最严重，超标率达到了63%，其次为硫酸盐，硫酸盐有一半多断面超标，接下来是硝酸盐和总磷，氟化物全部不超标。
表3-9是2006年、2007年长庆油田公司安塞油田开发区地面水中有害物监测结果。其中对环境污染最严重是石油类，最大超标32倍，硫化物最大超标120倍，挥发酚最大超标4.2倍，COD最大超标1.71倍，BOD5最大超标5.23倍。其中超标严重地点主要在王窑水库、杏子河冯庄上游。从表3-9可以看出，2007年8月监测数据超标情况比2006年4月监测数据值高。
表3-9 长庆油田公司安塞油田区地面水中有害物监测结果表单位:mg·L－1
3.对地下水的影响
鄂尔多斯盆地地下水埋藏较深，结合上述土壤和地表水体污染特征来看，落地原油和石油废水对地下水没有影响，石油开发对地下水的影响主要是注水井对地下水的影响，这主要在石油开发过程中，大量掠去地下水，改变了地下水环境。
(1)地下水污染状况
在陇东油区，各主要油田区块的地下水由于采油活动使得地下水中的指标超标严重(表3-10)。马岭油田地下水中氨氮超标最为严重，监测结果全部超标，六价铬6个监测点位中有5个超标或接近标准值;氯化物也有超标现象。华池油田地下水有1个监测点位的大肠菌群指标严重超标;各点COD均超标或接近标准值。樊家川油田地下水中氨氮、六价铬、氯化物、细菌总数、大肠菌群全部超标，其中，大肠菌群污染最为严重;另外，氟化物也有超标现象。总体上讲，属较差水质，不适合人类饮用。这些污染与石油开发有很大关系，但是也存在其他的污染因素。
表3-10 陇东油区地下水水质指标表单位:mg·L－1
总体来说，陇东油田地下水的主要污染物是COD，56.25%超过国家Ⅲ类标准，其次是氯化物，31.43mg/L;pH值未超过国家Ⅲ类标准;石油类全部未检出;矿化度变化范围为452.67～15736.00mg/L。
陕北地区石油类、六价铬、氯化物、硝酸盐、硫酸盐部分超标，其余的测试项目均未超标;个别地区石油类超标十倍多，部分井水和泉水六价铬超标，不是很严重;部分样品氯化物超标较严重，最高超标500倍。硝酸盐有1个井水样超标。泉水的pH值较大，井水次之，油层水最小(表3-11)。
表3-11 陕北地区地层水与河水TDS、硬度、氯离子含量对比表
续表
将各地的地下水与其地表水的矿化度、硬度、氯离子进行对比分析，以揭示地下水的地表水的相互关系。表中选取的河水水样是根据地层水的样点位置选取的，在地层水的附近。选取井水、泉水与相应的河流水进行对比，可以看出井水的TDS、硬度、氯离子的含量都比河水低，从其他指标看来地下水的水质也优于同一地区的地表水，这与在调查中发现的当地居民基本饮用地下水的情况相一致。
陕西靖边安塞油田位于大理河上游，从1990年到2006年，靖边青阳岔215km2的范围内先后打成近千口油井，致使这里的浅层地下水渗漏，深层高盐水上溢，地下水资源衰竭，加之民采混乱，蜂窝式的滥采，使油层、水层相互渗透污染，80%的水井干枯，部分能出水的水井水质苦涩，不能饮用。
(2)注水井对地下水的影响分析
以陇东地区为例，目前，陇东油田共有7座采出水处理厂，采出水经处理后回注地层，主要工艺流程为:沉降罐脱出水—除油罐除油—过滤—絮凝—杀菌—回注。
污水回注层位是直罗组(深度约1000m以下)。地层中夹有多层较厚的泥质粉砂岩与泥岩等弱透水层或不透水层，贯通上下岩层的导水构造极不发育，回注水不大可能突破不透水层向上部地层运移和渗透，更不可能进入潜水层与地表水。同时，直罗组砂岩层孔隙度大(19%～22%)，纳水容量大，以注水井为基点，影响半径500m范围内，仅按射孔段砂岩平均厚度30m(直罗组砂岩层厚达200～340m)计算，孔隙体积约为500万m3时。可见，选择直罗组作为回注层是合理可行的，在压力驱使下采出水回注直罗组地层后，不大可能突破多层隔水层而污染地下水。
采出水在回注前必须处理达到《地下水质量标准》(GB/T14848—1993)Ⅲ类标准值，这样与深层承压水水质无明显差异，某些组分还低于地下承压水水质，故不可能对深部承压水产生不良影响。此外注水的水体是随原油的开采来自深层地层，经过原油脱水处理后，它的体积远远小于开采时含水原油体积，再返注于作业区深部地层，有利于原油采空区的填充，不大可能因此引起水文地质与工程地质条件的改变。
但是，采出水处理后一般含有较高的矿化度与硬度，并含有一定的DO，H2S，CO2，硫酸盐还原菌和腐生菌。因此在回注过程中易产生沉淀而堵塞污水处理系统及地层孔隙，导致注水不畅，严重时易造成采出水回流污染地表水及地下潜水。DO，H2S，CO2和厌氧菌还可能造成污水处理系统及管线的腐蚀穿孔，也有可能使采出水向非注水层渗漏，引起地下水污染。
通过野外调查，鄂尔多斯盆地在石油开采过程中，用处理后的污水作为回注水的量实际上很少，大部分回注水还是采油部门通过购买当地的淡水资源(TDS含量小于1.5mg/L)进行回注，该盆地需要回注水的量很大，这样大量的占用了当地极为宝贵的淡水资源。
4.对植被影响
石油勘探开发是对地层油藏不断认识发展的过程，不仅扩大了人类活动的范围，更使原先无人到达或难以进入的地区变的可达和易进入，尤其是生态环境脆弱地区，对于黄土丘陵沟壑区、戈壁风沙区来说，灌木、蒿草在维持该地区生态系统平衡方面具有很重要的作用，地表剥离引起的植被破坏，短时间内很难恢复。从用地构成看，井场、站(所)对植被是点状影响，道路、集输管道是线状影响，线状影响远大于点状影响;从用地方式看，临时用地植被可采取人工和自然恢复，永久性用地则完全被人工生态系统代替，虽然经人工植树种草，植被覆盖率上升，但可能造成遗传均化，生态系统功能减弱。
石油生产过程产生的污染物对生长在土壤上植被资源也同样产生影响，污染物超过植物耐污临界点和适应性，将导致局部脆弱生态系统的恶化。对于荒漠戈壁沙滩植被来讲，自然更新很慢，及不易恢复。一般来说，采油、试油等过程中产生的落地原油在地表1m以内积聚，在1m以下土壤中含油量很少，一般不会污染地表水层，对区域地下水基本不产生影响。油田产生的废水、含醇废水经专门收集处理达标后，除部分生活污水用于绿化外，其余全部回注奥陶系，不外排。
同样，由于石油输送是密闭式地下管道输送，也不会对植被造成影响。当原油泄漏时，在管道压力的作用下，原油喷发而出，加上自然风力影响，原油喷溅在周围植物体表上，直接造成植物污染，情况严重的造成植物枯竭，死亡。输油压力越大，喷溅范围越广，污染越严重。
三、地质环境问题对石油开发的影响
石油开采破坏生产环境、增加了生产成本、引发所在生产地居民和生产单位的矛盾。油田道路与管线的修建，对山区方向来的洪水有一定的阻挡作用，水通过自然冲沟自流而下，而道路和管线则起到一定的阻挡和汇集作用，改变洪水流向，形成局部地段较大的洪水，会产生新的水蚀。而经污染的高矿化度的水必定会加速这种水蚀，缩短了石油管线等的使用寿命。
基于石油生产及运输(管道)的特点，不会像煤炭开采一样造成比较大的较明显的地质问题(塌陷、滑坡、泥石流、荒漠化)，不会形成严重的事故(如坍塌)而造成的人员及财产损失。它对地质环境的危害相对缓和(与煤炭资源开采相比)。然而其对水体、土壤、气体、作物的影响，必定会危害原本和谐的生态环境，引起当地居民的强烈不满。在没有给当地政府和居民带来良好经济效益的时候，石油的开采及炼化过程必定会步履维艰，如建设征地、劳动力雇佣等。而这些会直接减缓甚或停止生产的顺利进行，从而加大了生产成本;另外，石油开采和生产引起当地土地和水资源的损失，严重影响了当地居民的生存状态，反过来，当地群众为了夺回属于自己的土地和水资源，阻碍石油部门的开采活动。
⑷ 为什么石油钻井要用18度斜坡的钻杆
井眼轨迹不规整、水平的井等比较适合用，因为接箍部位为18度斜坡，不存在台阶，利于起下，减少顿钻、卡阻等。
⑸ 汤原断陷石油地质特征
（一）概况
汤原断陷地理上位于黑龙江省汤原县境内，面积约3320km2。区域构造上，汤原断陷位于依－舒地堑的最北段，为一个受北东向两条深大断裂控制的双断式断陷，向南为依兰断隆、方正断陷、尚志断隆、胜利断陷、舒兰断隆和岔路河断陷。汤原断陷发育的断裂以北东向为主，包括拉张或张扭正断层、挤压或压扭逆断层和走滑断层3类，以拉张或张扭正断层为主，其次为走滑断层。在东西方向上划分为5个带，即东部走滑逆冲带、东部凹陷带、中央凸起带、西部凹陷带、西部斜坡带，在南北方向上由北东东向断层对东部凹陷带、中央凸起带有分割作用。构造演化分为中生代断陷期、新生代的强烈断陷期、持续断陷期、断凹转化期、断陷萎缩期、断陷消亡期6个阶段。汤原断陷基底为古生界花岗岩和变质岩，沉积盖层自下而上为白垩系、古近系古新统—始新统新安村组＋乌云组、始新统达连河组、渐新统宝泉岭组、新近系中新统富锦组和第四系。主要发育湖泊、扇三角洲、水下扇3种沉积相类型，细分为9种沉积亚相和17种沉积微相。到目前为止，完成二维地震5357km、三维地震704km2、各类探井27口。汤参2井、吉1井、互1井、望2井等4口井获工业气流，新2井获低产气流，在吉祥屯、互助村构造提交探明天然气地质储量26.21×108m3。
（二）构造单元划分
从现今各反射层的构造特征看，控制断陷沉积和构造特征的断层主要为F1、F3、f1、f2、f3及中央凸起带上北东东向断层，各反射层东西分带明显、南北也具有分块的特征。同时钻井及沉积相研究表明：各负向构造的沉积存在差异，有欠补偿型的饥饿性次凹，有补偿型的含煤次凹。在正向构造中，其发育的构造样式也有差异。因此根据T2—Tg各反射层的构造特征，以主要目的层T3、T4、T5反射特征为主，综合其他反射层特征，并结合沉积特征，将汤原断陷（F1断层下降盘）进行构造单元划分。在东西方向上划分为5个带，即东部走滑逆冲带、东部凹陷带、中央凸起带、西部凹陷带、西部斜坡带，在南北方向上由f1、f2、f3断层及北东东向断层对东部凹陷带、中央凸起带有分割作用（图3-4）。
图3-4 汤原断陷构造单元划分图
（三）烃源岩
有机质丰度汤原断陷烃源岩横向发育特征为东兴向斜相对于其他凹陷来说有机质丰度最高，其次是东发次凹、双兴次凹、新华次凹和梧桐河次凹，而鹤立次凹和荣丰次凹有机质丰度较低。总体看东部凹陷带有机质丰度较高，西部凹陷带有机质丰度较低。汤原断陷烃源岩纵向发育特征为：宝一段、达一段和乌云组有机质丰度较高，为较好—好烃源岩，新安村组次之，为较好烃源岩，宝二段为较差烃源岩，而白垩系的少量样品分析评价为较差—较好烃源岩。
有机母质类型汤原断陷有机质样品大部分以Ⅲ型为主，少部分为ⅡB型，个别为ⅡA 型。比较而言，达连河组和新安村组中ⅡB型的稍多。
有机质成熟度汤原断陷内不同凹陷的烃源岩埋深不同，有机质的演化规律也不同，因此具有不同的成熟度。从纵向上看，宝泉岭组二段的烃源岩基本上没有达到成熟；宝泉岭组一段的烃源岩在各次凹的浅部位没有成熟，在凹陷深部位的烃源岩基本达到低成熟阶段；达连河组的烃源岩在东兴次凹已经完全成熟，在双兴次凹的深部位已经成熟，在浅部位达到低成熟阶段，在鹤立次凹和东发次凹的深部位达到低成熟阶段，在浅部位仍然没有成熟；新安村组的烃源岩在东兴次凹和鹤立次凹都已经完全成熟，但是在双兴次凹和东发次凹的浅部仍然有部分烃源岩只达到低成熟阶段；乌云组烃源岩在全区基本都已成熟，仍有东发次凹和荣丰次凹内部分地区埋藏较浅，只达到低成熟阶段；白垩系的烃源岩都已经演化成熟。
有效烃源岩平面展布综合暗色泥岩的分布特征和镜质体反射率值大小，预测了各层的有效烃源岩分布范围。宝泉岭组二段烃源岩均未达到成熟，生烃潜力不大。
白垩系烃源岩均已达到成熟，从白垩系沉积古地理环境来看，在汤参3井—汤D2井—望3井—景2井区可能为半深湖—深湖相沉积，而且厚度较大。从地化分析指标和油源分析也证明了白垩系具有一定的生烃潜力。白垩系有效烃源岩面积1836km2，成熟烃源岩面积1320km2。
新安村组和乌云组暗色泥岩均已进入生油门限，而且大部分地区成熟。有效烃源岩分布广而且较厚，有机质丰度也较高。新安村组和乌云组有效烃源岩面积1577km2，成熟烃源岩面积1067km2，因此新安村组和乌云组暗色泥岩具有较好的生烃潜力（图3-5）。
达连河组暗色泥岩在汤原断陷北部大部分已经进入生油门限，而且在各凹陷的深部位都已经成熟，进入了生油高峰，加上达连河组暗色泥岩厚度较大，所以该组的生烃潜力是可观的。而在汤原断陷南部该组暗色泥岩在凹陷中—深部位开始进入了生油门限，在深部位进入了生油高峰，厚度为300～450m，有机质丰度较高，但面积较小，因此断陷南部的达连河组生油潜力有限。达连河组有效烃源岩面积1225km2，成熟烃源岩面积264km2，成熟烃源岩主要分布在东兴次凹。
宝泉岭组一段有效烃源岩在东兴次凹的深部位，该段暗色泥岩已经达到成熟，该区暗色泥岩厚度较大，为200～700m；有机质丰度也较高，具有较好的生烃潜力，可作为较好的烃源岩。在汤原断陷南部大部分暗色泥岩没有进入生油门限，仅在荣丰次凹和东发次凹的深部位暗色泥岩已经成为低成熟烃源岩，厚度为200～300m。宝泉岭组一段有效烃源岩的面积745km2，成熟烃源岩面积41km2，具有一定的生烃潜力。
综合汤原断陷烃源岩的母质类型、有机质丰度、成熟度、有效烃源岩分布综合分析认为汤原断陷生油条件较好的二级构造单元为东部凹陷带，而东部凹陷带最有利的次凹为东兴次凹，其次是东发次凹和双兴次凹。结合汤原断陷的生油条件和钻探成果不难发现，汤原断陷生油岩的发育和成熟度是制约油气分布和成藏的主要因素。
图3-5 汤原断陷新安村组＋乌云组有效烃源岩平面分布图
（四）储层条件
汤原断陷储层物性具有横向、纵向变化大的特点，通过对汤原断陷各层段岩心样品孔隙度和渗透率的分析数据统计可以得知，宝泉岭组储层孔隙度在1.68%～33.63%之间，平均为22.71%，渗透率在（0.03～2567）×10-3μm2之间，平均值为396.86×10-3μm2，属于中高孔、中高渗储层；达连河组储层孔隙度1.57%～32.2%之间，平均值为19.82%，渗透率在（0.01～1543）×10-3μm2之间，平均值为136.19×10-3μm2，属于中高孔、中高渗储层；新安村组储层孔隙度在2.8%～27.9%之间，平均值为17.77%，渗透率（0.01～2453）×10-3μm2，平均值为106.66×10-3μm2，属于中孔、中渗储层；乌云组储层孔隙度在2.3%～17.92%之间，平均值为10.759%，渗透率在（0.01～160）×10-3μm2之间，平均值为5.454×10-3μm2，属于低孔、特低渗储层；白垩系储层孔隙度在3.1%～18.92%之间，平均值为11.979%；渗透率在（0.03-512）×10-3μm2之间，平均值为85.21×10-3μm2，属于低孔、低渗储层。
白垩系和古近系储层相比，物性明显较古近系差。胜1井白垩系岩心分析表明：岩石致密，孔隙发育差，连通性差。颗粒粒度分布在0～0.5mm之间，大部分集中在0.0039～0.25mm之间，即大部分为细粉砂和泥质，含少量中砂。4块样品的孔、渗分析，孔隙度最大值为5.7%，最小值为2.5%；渗透率最大值为11.8×10-3μm2，最小为0.02×10-3μm2。储层砂岩的成岩作用强，物性差，低孔、低渗储层。
（五）有利区带预测及下一步勘探方向
汤原断陷具有东西分带、南北分块的特征，即由东向西分为东部走滑逆冲带、东部凹陷带、中央凸起带、西部凹陷带、西部斜坡带5个构造带。依据有效烃源岩的分布范围、圈闭发育情况、是否位于有利的油气运移指向区、区域性盖层发育情况、油气保存条件，并结合目前的勘探成果等因素进行了综合评价，认为中央凸起带和东部凹陷带为最有利的勘探区。
中央凸起带在整个断陷中是构造圈闭最为发育的区带，例如互助村构造、吉祥屯构造、龙王庙构造、军校屯构造、望江构造等都分布在该带上，发育较多的背斜、断块圈闭，这些构造都有继承性发育的特点，具有很好的圈闭条件。从油源条件分析，该带紧邻西部凹陷带和东部凹陷带，东、西部凹陷内深部位达连河组及其下部的烃源岩已经达到成熟，生成的油气可沿断层或斜坡侧向运移进入高部位的圈闭中。另外，该带下伏的新安村组、乌云组和白垩系的烃源岩已经成熟，生成的油气可沿不整合面及断层垂向运移进入圈闭中，油气源条件比较充足。从储层条件分析，该区带的达连河组上部、新安村组、乌云组都发育有湖底扇、扇三角洲砂体及滨浅湖砂体，孔隙度和渗透率较高，具有很好的储集物性。从保存条件来看，除胜利构造和望江构造外，宝泉岭组一段和达连河组一段都比较发育，可以作为有效的区域性盖层。继承性发育的构造还有利于捕捉后期成熟运移过来的油气。从目前的勘探成果来看，在中央凸起带上已发现了3口工业气流井（互1井、吉1井、汤参2井）和多口油气显示井，预示着该区带良好的油气勘探前景。因此中央凸起带为最有利的勘探区带，勘探目的层系包括古近系和白垩系。
东部凹陷带本身为较深的凹陷带，达连河组及其下部烃源岩都已经演化成熟，油气源比较充足。凹陷中心向断陷边缘发育湖底扇砂体和扇三角洲砂体，具有较好的储层条件。宝泉岭组一段和达连河组可以作为有效的区域性盖层，有较好的封盖作用。在凹陷带内的构造具有捕捉油气的最有利条件，是最有利的勘探目标。另外，在这种湖盆面积小，水体进退变化较快，沉积相带变化明显的断陷盆地内，部分湖底扇砂体呈孤立状分布于半深湖泥质沉积中，易于形成透镜状岩性圈闭。地层倾向垂直于边缘控盆断裂的长条状断块易于与横向扇三角洲砂体分叉尖灭带组合形成上倾尖灭型岩性圈闭。因此，深凹带内及其斜坡区是寻找隐蔽油气藏的最有利场所。凹陷深部的汤1井见少量的油流，新2井获得了低产气流，新1井取心见到了多层油气显示，黄1井、汤参1井都见到了油气显示，展示了该深凹带具有较好的油气勘探前景。
汤原断陷综合评价白垩系的勘探中应优选断陷南部首先勘探。古近系的勘探从纵向上，达连河组以寻找天然气为主，新安村组及乌云组以寻找原油为主，应加强新安村组和乌云组的勘探。从平面上，勘探的目标应放在东部凹陷带（尤其是东兴次凹和东发次凹）和中央凸起带，特别是两者的过渡带。近期的勘探目标优选从层系上应优选古近系，从区带上应优选东兴次凹、东发次凹和中央凸起带。
⑹ 水平定向钻原理
水平定向钻井(也称为 HDD 或 TT 技术)最初是从石油钻井技术引入的，主要用于穿越河流，湖泊和建筑物等障碍物。铺设大直径，长距离的石油和天然气管道。具有施工周期短，施工成本低，表面损伤小，环境污染小的特点。施工技术应用广泛，具有很大的推广意义。
引导钻孔主要通过喷射辅助切割钻头完成。如果钻柱同时进给和旋转，则斜面将失去方向性并实现矫直钻孔，如果仅旋转钻柱，则作用在斜坡上的反作用力使钻头改变方向。导频位中有一个探头或发射器。
(6)石油钻井为什么要用斜坡扩展阅读：
注意事项：
在风化花岗岩层钻进过程中若钻头遇到岩脉或在卵石层钻进过程中遇到较大粒径的卵石时，钻孔轨迹都可能较明显地偏离设计轨迹，这时钻头的偏向很难预料。操作人员在意识到钻头遇到硬物或较难钻进情况等微小变化时，应马上停钻，检验钻头的位置。
当钻头遇到较硬地层，通常需要加大钻压。但是，钻压加大后会引起孔内钻杆弯曲。若钻杆弯曲部位的地层较软，弯曲的钻杆会使钻孔扩大。控向探头只能确定钻头的位置，很难确定这种由钻杆弯曲而形成的钻孔轨迹。
⑺ 为什么石油钻井要用18度斜坡的钻杆
原因有以下几点：
1.18度锥度钻具可以消除对焊钻具的应力集中问题。
2.在定向井施工过程中减少摩擦阻力。
3.最重要的是在溢流关井过程中可以实现压井过程中的起下钻作业，通过和减压调压阀的配合能通过环形防喷器。
还有其他一些原因，主要的就是这三点。