大庆油田地层油层

油田开发诱发地表变形

引言
油气藏的开发过程是多相流体渗流与油藏岩土变形动态耦合的过程。
油田注采作业都将导致储层孔隙压力的变化，从而使储层骨架承受的有效压力发生变化，进而导致储层发生变形，这种变形传递到地表就会导致地面发生垂向变形。
威明顿油田从1926年到1966年开发40年间，由于地下流体大量采出，油田中心地区地面下沉达9米，水平位移3米，造成油水井成片错断，港口被海水淹没、铁道扭曲甚至断裂、建筑物遭损、公路桥梁产生裂缝和错动，损失严重。
高耦压合注模水型时求，解如的果总油体层策物略性是差将，变连形通和性渗不(好，就G会)u在j高,j压i注G 水过iu,程jj中形Fi成高(压区p)块,i，或0者注水在井间、层间串产生异常高压带。
注地地面后表表垂地形形向表变变形将计与变停算注是止数采地继学压下续模力低升型的压高的关层，建系孔如立隙果收采缩取及降高压压措层k施孔，隙a地膨e表胀x0会的ep下叠c(bp沉加(。。P)cp)
南二区大地三维形变测量
地面高程与地层压力变化
地表变形数值模拟南一区地面隆起达m以上的km2范围内，最大隆起量为2m以上；
高压注水时，如果油层物性差，连通性不好，就会在高压注水过程中形成高压区块，或者注水在井间、层间串产生异常高压带。
油田注采作业都将导致储层孔隙压力的变化，从而使储层骨架承受的有效压力发生变化，进而导致储层发生变形，这种变形传递到地
发生较大形变。
大庆油田大部分地区储地层面隆饱起和达流80 m体m，以上多。孔介质的体积变形等于孔隙的变形；岩土体在孔隙流体作用
耦稳合油模控型水求不解仅的能总保体证下策原遵略油是持循将续修变稳正形，和也的渗可太以沙将地基面有形效变量应控力制原到最理小。。

水平井挖潜技术在大庆油田高含水后期厚油层剩余油开发中的应用

水平井挖潜技术在大庆油田高含水后期厚油层剩余油开发中的应用
隋新光，赵敏娇，渠永宏。，马驰
（１庆石油学院地球科学学院，龙江大庆１３１２２大庆油田有限责任公司第一采油厂。龙江大庆．大黑６３８；．黑１３０｝３庆油田有限责任公司勘探开发研究院，龙江大庆６０１．大黑１３１６４２）
发厚油层顶部剩余油．以往水平井设计与实施，基本是以二维地质图幅为基础，综合其它资料，对剩余油
的刻画不能满足需求．为准确表征河道砂体厚油层内剩余油的分布，精细地质研究成果基础上，取储在采层内部建筑结构研究方法［，量描述以层内夹层为分级界面的属性分布．１定］形成利用水平井挖潜高含水后期厚油层顶部剩余油的开发技术．
收稿日期：０５一９—２ｌ稿人：２０Ｏ２审傅广；辑：文礼编王
作者简介：新光（９４）男，士生．级工程师，要从事油田开发调整与设计及油藏描述方面的研究．隋１６－，博高主
摘
要：针对大庆油田厚油层沉积特点和高含水后期剩余油分布规律，应用水平井挖潜技术。开发大庆油田高古水
后期厚油层上部剩余油．南一区甲块南１一平２水平井的整个水平井段位于目的层的中、 —２５上部位，投产初期含水率

大庆长垣及以西地区扶杨油层油气来源分析及烃源岩评价

均为７％２，长垣北和齐家南地区青一暗色泥岩厚度较段
大，多数厚度大于６ｍ０，齐家北地区青段暗色泥岩厚度
明显小于其它地区（表１。见）利用有机碳、生烃潜量、氯仿沥青 … Ａ’、总烃等指
标综合进行评价有机质丰度（表２。见）
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是来自本地区的生油岩。以往对松辽盆地的其它地区开展
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１前言大庆长垣及以两地区从东至西包括大庆长垣、齐家一古龙凹陷、龙虎泡一大安阶地、泰康隆起带和西部超覆带５１二级构造带，总面积为１３２ｍ。－－７７ｋ。
长垣北。油源对比表明扶杨油层油气主要来自上覆青一段暗色泥岩，具有短距离运移聚集的特征；青一段烃源岩生烃能力较强，同时青一段泥岩又是扶杨油层好的区域盖层；青一段生油岩埋深最大、过剩压力最大，青一段生油岩生成的油气沿着活动断裂或裂缝向下灌注到扶杨油层，这一时期油气下排厚度最大，平面上埋深较大的凹陷油气下排的厚度大。关键词：大庆长垣及以西；扶杨油层；油气来源；烃源岩

大庆油田-–-【人人分享

大庆油田-–-【人人分享大庆油田–【人人分享【第一口油井】松基3井为松辽盆地石油勘探的第三口基准井和大庆长垣构造带上的第一口探井，也是大庆油田的发现井。

这口井的井位于1958年7月由松辽石油勘探局综合地质研究队提出，9月3日石油工业部和地质部的石油地质研究人员共同做了技术论证，一致认为井位设计合理、必要，符合基准井布设原则。

当年10月，补充了地震资料的论证，进行了现场调查，并于11月24日得到石油工业部正式批准。

这口井的施工由松辽石油勘探局32118钻井队承担，1959年4月11日正式开钻。

在井深1050米到1461米井段中连续取芯，见到含油饱满的油砂，岩屑和钻井泥浆监测中也见到油、气显示。

为了加快找油步伐，石油工业部领导决定改变3200米井深的原设计，在井深1461.76米结束钻进。

1959年8月29日下入套管固井，并立即转入油、气测试工作。

9月6日射孔，用20天时间清除了压井液，大幅度降低井底压力后，于9月26日喷出原油。

测得日产油量10.7—14.9立方米，经化验证实为低比重低含硫优质原油。

1959年10月至1960年2月进行连续试采，证明产量稳定可靠。

松基3井喷出工业油流成为大庆油田发现的根本标志。

【铁人一口井】“铁人一口井”是铁人王进喜同志率领1205钻井队在大庆打的第一口油井。

1960年4月，铁人王进喜率队自玉门出发奔赴大庆，在没有吊装设备，缺少水源等困难条件下，仅用5天零4小时的时间，就打完了第一口油井，创造了当时钻井的最高记录。

“铁人一口井”又称萨55井，该井完钻井深1200.76米。

1960年5月25日开始自喷生产，每日产油113吨。

为表彰王进喜及其带领的1205钻井队的卓越功绩，大庆党委将该井命名为“铁人井”。

45年来，这口井已累计生产原油15万多吨。

目前，这是大庆唯一的一口自喷井，也是自喷时间最长的油井。

这口井是铁人精神的发祥地，被列入《中国名胜词典》。

2004年3月，“铁人一口井”被中国石油(13.63,-0.08,-0.58%)天然气集团公司授予“企业精神教育基地”。

中国各油田(盆地)产油层位基本情况

下白垩统：青山口组嫩江组泥页岩
构造油气藏为主（以背斜为主，断层、裂缝次之）碎屑岩构造油气藏为主（断块-背斜，断块-逆牵引背斜为主）碎屑岩构造油气藏为主（背斜油气藏为主）碎屑岩地层岩性油气藏碎屑岩
下白垩统：青山口组姚家组嫩江组泉头组下第三系沙河街组碎屑岩，前第三系变质岩和碳酸岩下第三系孔店组沙河街组碎屑岩和火山岩
中国各油田（盆地）基本情况一览表（表六）
油田（盆地）名称盆地类型充填地层及厚度（m）新生界中生界第四系第三系白垩系侏罗系三叠系古生界二叠系石炭系泥盆系志留系奥陶系寒武系元古界江苏油田(苏北盆地) 板内断陷坳陷盆地新生界中生界古生界滇黔桂油田新生界中生界第四系第三系白垩系侏罗系三叠系古生界二叠系石炭系泥盆系志留系奥陶系寒武系元古界震旦系 0-1000 0-4700 180-3900 1100-8100 140-11600 170-3000 0-5100 0-8900 200-3300 50-1960 500-3000 150-6200 震旦系第四系第三系白垩系 1150-6630 170-520 80 7450 1660 642-5234 21.9-1025.9 100-300 0.4-95.7 20-2500 271.6-1549 110-550 458.5-2780 820-2974.8 主要烃源岩及岩性下第三系潜江组泥岩二叠系栖霞组茅口组泥岩三叠系飞仙关组泥岩志留系泥岩下第三系阜宁组戴南组泥岩上震旦统中上寒武统下二叠统碳酸岩为主下三叠嘉陵江组第三系那读组白岗组碎屑岩和灰岩主要油藏类型及岩性构造油气藏岩性油气藏地层超覆油气藏裂隙油气藏碎屑岩为主主要勘探层位下第三系潜江组三叠系飞仙关组嘉陵江组上石炭统勘探面临问题资源潜力备注江汉油田（江汉盆地）板内断陷坳陷盆地构造复断陷 —坳陷盆地

大庆油田过渡带油层聚合物驱油试验

陆续见效，水率开始下降，９．下降到９．，含由５８４５／日产油由４上升到５；后随着聚合物溶液的９６７ｔ３ｔ之不断注入，油井含水率开始大幅度下降．当聚合物溶液注入０１隙体积倍数时，水率由９．下采．１孔含３２／９５
个井组，注采井距为１５２０ｍ，有油水井３７～０共１口，
其中注入井１Ｏ口，心采油井９口，围平衡井１中外２口．试验区面积为ｏ８ｍ。开采层位葡Ｉ —４油层，．４ｋ，１
试验中心井区面积为０４ｍ平均射开砂岩厚度为．０ｋ，１．有效厚度为１．２ｍ，均有效渗透率为５１ｍ，３３平
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大
庆
石
油
学
院
学
报
第３Ｏ卷
Ｖｏ．３１Ｏ
第１期
Ｎｏ１．
２００６年２月
Ｆｅ．ｂ２００６
ＪＯＵＲＮＡＩＯＦＤＡＱＩＧＥＴＮＰＲＯＩＵＭＮＳＩＥＩＴＴＵＴＥ
此。亟待寻找一种更为适合过渡带油层的提高采收率方法．聚合物通过增加注入水的黏度和降低油层的水相渗透率可改善水油流度比，整吸水剖面，高波及系数，调提进而提高原油采收率Ｌ］３．过渡带地区地下
萨北过渡带主力油层聚合物驱油矿场试验的驱油动态变化特点，研究了过渡带主力油层聚合物驱油的油层动用状况及驱油效果．结果表明：过渡带主力油层聚合物驱油中心井区比水驱提高采收率８以上；聚合物驱扩大了驱替液的波及

大庆油田薄油层水平井钻井技术

摘要：着水平井钻井技术的不断发展和完善，口水平井可以开发多个连续薄油藏、叠状油气藏、随一层断
块油气藏，而降低钻井成本，高单井产能及采收率。根据大庆外围油藏的特点，析该油田薄油层水平井钻从提分
ｅｓｏｆｒｕｔｉｄ，ｎｄｄｒｌｉｉｋｉａｇｅａｙｔｏｍｃｔｎｇｓｂｅａｉｌｎｇｒｓｓｌｒ．Ｔｈｅｋｅｅｈｎｉｕｅｔｅｈｏｉｏｎｔｌｗｅｌｔｄｖｌｐｙｔｃｑｏｕｓｒｚａｌｏｅｅｏ
ｄｉ１．９９ｊｉｓ．０１０９．０００．１ｏ：０３６／．ｓｎ１０ — ８０２１．６０２
大庆油田薄油层水平井钻井技术
刘润波
（庆油田钻探工程公司钻井二公司，龙江大庆ｌ３ｌ）大黑６４３
ｔｉｅｅｖｉａｅａａｙｅｎｔｉｐｐｒＴｈｐｉｚｔｏｅｉｎ，ｎｉｅｒｎａｕｅ，ｒｊｃｏｙｃｎｈｎｒｓｒｏｒｒｎｌｚｄｉｈｓａｅ．ｅｏｔｍｉａｉｎｄｓｇｅｇｎｅｉｇｍｅｓｒｓｔａｅｔｒｏ —
ｗｅｌｉｈｉｅｅｖｏｒｉａｎｇＯｉｉｌｒｈａｈｅｐａｏｓａｅｖｒａｉｎａｎｄｉｉｒｏｈｉｔａ — ｌｎｔｎｒｓｒｉｎＤｑｉｌｅｄａｅｔｔｔｙｚｎｅｒａｉｔｏｌａｔｓｈａｄｔｔｈｅｔｒｆ

大庆油田二类油层上返区块剩余油研究

北一二排西部上返聚合物驱区块为大庆油田首个二类油层聚合物驱区块，该区块位于松辽盆地中
央凹陷大庆长垣中部的萨尔图开发区，上返聚合物
驱油的二类油层目的层是白垩系姚家组二段～嫩江组一段的萨尔图油层二段（简称Ｓ１ｌｌ）Ｏ单元层～三段（称Ｓｌ）１简ｉ１０单元层，是一套陆相河流～三角洲碎屑岩沉积。
宽度为３０５００～０ｍ，呈树枝状、坨状、网状伸展。
席状砂钻遇率为３％～８％，钻遇有效厚度０５４８．～０６．ｍ，分布较河道砂稳定，尖灭井点小于１。Ｏ（）非均质特征。分流平原相沉积主要为分流３平原相分流河道砂、河问薄层砂、河问淤泥相问交
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油气田地面工程第２６卷第５期（０７５２０．）
大庆油田二类油层上返区块剩余油研究
李俊玲（油田质安全保部）大庆公司量环
摘要大庆油田主力油层聚合物驱油技
水下分流河道的沉积形态又可细分为枝状三角洲砂
花油层Ｉ（组简称葡Ｉ组）主力油层聚合物驱油技术已大规模推广应用１，目前已无剩余可注聚合物驱３年油面积， “ 十一五”期问主力油层聚合物驱油将基本结束，油田后备潜力不足，接替稳产潜力变小，为实
２５－．ｍ，而且厚度及主体段渗透率多平行于河．－３Ｏ￣

油层物理第七章(油层液体物理性质)

时纯水单位体积的重量比，用
d
20 4
表示
。在欧美各国
则以
latm、60℉石
油与纯水单位体积的重量比，用 ro 表示。
在商业上常以API度（America Petroleum Institute——美国石油学会）相对密度表示。它与60℉石油相对密度的关系，可用下式换算：
API度 141 .5 131 .5 ro
50.0
1.15
13.0
96.7
1.28
21.8
216.7
1.68
40.5
506.0
2.62
61.9
45 1.09-1.15 8.3-13.0
地层石油溶解的天然气量越多，体积系就越大。
2、压力的影响
当压力小于饱和压力时，随着压力的增加，溶解于石油中的气量也随之增加，故地层石油的体积系数随压力的增高而增大。
Vo ——油层石油的体积（L）。
油层石油由于溶解有大量的天然气，因而其密度与地面
脱气石油密度相比有很大差别，通常要低百分之几到百
分之十几，有时还更低。
获取方法
•实验室测定（多数情况下） •计算 •查图
应用石油等温压缩系数计算高于饱和压力时的石油密度
分二步进行
第一步：先算出饱和压力下的石油密度第二步：由压缩系数表达式求取
§2 油层石油的压缩系数
2、与地层温度的关系某井平均石油压缩系数与温度关系（据杨普华，1980）
地层温度平均压缩系数（×10-5 1/ata）
20
9.1
105
24.7
126
28.9
随温度增加，压缩系数是增加的。
§2 油层石油的压缩系数

松辽盆地油田开发建设对地质环境的负面影响——以大庆油田为例

松辽盆地油田开发建设对地质环境的负面影响——以大庆油田为例郭昂青【摘要】松辽盆地中的大庆油田是我国主要油气生产基地,不但油气资源丰富,地下水和地热资源也非常丰富.经过半个多世纪的持续高强度开发建设,油田已进入开发中后期,综合含水率已达90％以上.大庆油田的地质环境受到了严重的负面影响,具体表现在:①含水层环境的破坏污染;②土壤环境的破坏污染;③对地层原始压力的影响;④地面隆起和沉降变形;⑤热储体系和地热资源的破坏.相关部门应予以足够的重视,及时开展调查评价监测和研究工作,采取有效防治措施.【期刊名称】《地质与资源》【年(卷),期】2016(025)002【总页数】5页(P176-180)【关键词】松辽盆地;大庆油田;开发建设;地质环境;负面影响【作者】郭昂青【作者单位】黑龙江省齐齐哈尔矿产勘查开发总院,黑龙江齐齐哈尔161006【正文语种】中文【中图分类】X14大庆油田位于松辽盆地中央拗陷区北部，跨北纬45°05'～47°00'，东经124°19'～125°12'.油田南北长140 km，东西宽70 km，总面积约6000 km2，含油面积2334.4 km2.大庆油田主体—大庆长垣为大型背斜构造带，包括喇嘛甸等7个背斜构造油田，含油面积1433 km2，地质储量42.4×108t.长垣以外有杏西等45个油田，含油面积901.3 km2，地质储量2.75×108t.大庆油田是上述一系列油田的总称.大庆油田于1960年投入开发，是我国目前最大的油田，也是世界上为数不多的特大型砂岩油田之一.至2007年，累计探明石油地质储量56.7×108t，天然气储量2400×108m3.截至2014年，累计生产原油22.8× 108t，天然气1266.16×108m3.经过半个多世纪的高强度开发建设，大庆油田已进入开发中后期，综合含水率已达90%以上.经计算，大庆油田地热异常区地热能资源总量为2.9048×1021J，折合标准煤988×108t.地热水资源量为2.44×1012m3，地热能可采资源量为8.9277×1019J，折合标准煤，30.4×108t［1］.深层地下水允许开采量为2.34× 108m3/a，而开采量已超过5.0×108m3/a，处于严重超采状态.1.1 区域地质松辽盆地位于我国东北地区，面积26×104km2，属中、新生代形成的大型陆相湖成盆地.盆地周边被丘陵和山脉环绕，西邻大兴安岭，北与小兴安岭为界，东部为张广才岭，南接康平-法库丘陵地带.盆地大体以松花江为界分为南北两部分，北部为大庆油田探区，面积为11.6×104km2；南部为吉林油田探区，面积为6.9× 104km2.松辽盆地是拗陷和断陷相叠置的大型复合式含油气水热盆地，以板块构造观点，属于克拉通内复合型盆地［2］.盆地断陷阶段，构造运动以断裂作用为主，形成了一系列断陷盆地.这些彼此分隔的断陷盆地中不同程度地发育火山岩、火山碎屑岩以及河流沼泽相为主的地层，厚度较大，自下而上分别为火石岭组、沙河子组、营城组、登楼库组.盆地拗陷期，构造运动以沉降为主，沉降幅度与沉积范围均规模巨大，先后沉积了以河湖沉积为主的泉头组、青山口组、姚家组与嫩江祖.盆地萎缩阶段，构造运动趋于缓慢上升状态，沉积范围明显缩小，先后沉积了以河流相为主的四方台组、明水组和新生界.松辽盆地基底为前古生界、上古生界夹有花岗岩、火山岩的变质岩系，上部沉积盖层从侏罗系始，至新生界均有不同程度发育，但以白垩系为主，厚达5000 m以上，为陆相沉积，是主要含油气热层系.盆地的构造特征是：北部为倾没区，东北部、东南部和西南部为隆起区，西部是平缓斜坡区，中间是大面积拗陷区.大庆油田在地质构造上属于松辽盆地的一部分，位于盆地中央拗陷区北部［3］，沉积了厚达6000多米的沉积物.勘探资料表明，在大庆油田地区分布着侏罗系、白垩系、古近系、新近系和第四系.这种陆相沉积地层为石油、天然气、地热和地下水资源的生成和赋存创造了条件.1.2 含油气组合特征油气藏的形成不但需要生油气层，还需具备储油气层与盖层，这3个要素合起来为含油气组合.松辽盆地的含油气组合共4个，即上部、中部、下部和深部含油气组合（见表1）.1.3 热储体系特征根据松辽盆地的演化史、地层发育特征，并经勘探证实，热储层主要为姚家组、青二三段、泉一三四段、登三四段，且形成了上部、中部、下部、深部4套热储体系（见表1）.1.4 含水层系统特征大庆油田分布多个含水层系统，主要开采层位有：白土山组砂砾石承压含水层；泰康组和大安组砂砾岩承压含水层；明水组含砾砂岩承压含水层.特别是泰康组和白土山组含水层，都具有分布面积广、厚度大、水量丰富、补给源充足、易开采等特点，水质基本达到油田注水、工农业及民用水质标准，目前已做为油田地下水开采的主要目的层.2.1 地下水超采大庆油田主要开发利用深层地下水资源，到目前为止共建成水源46座，钻各类生产井793口，日综合供水能力137.04×104m3.地下水年允许开采量2.34×108m3.目前，实际年开采量超过5.0×108m3，处于严重超采状态，其中大部分为油田注水用.最深供水井为529.30 m，含水层为白垩系明水组.油田开发建设对含水层地质环境影响主要表现在如下几方面.（1）区域地下水降落漏斗深层地下水一直是大庆油田生产和生活的主要供水水源，特别是油田西部地区，自油田开发建设以来，地下水担负着油田的主要供水任务.由于长期超量开采地下水，已在大庆长垣两侧形成了两个区域性地下水降落漏斗［4］.长垣西部开采白土山组和泰康组含水层中地下水，2009年开采量1.06×108m3，漏斗面积3600 km2，漏斗中心水位埋深35.15 m.长垣东部开采明水组含水层中地下水，2009年开采量0.27×108m3，漏斗面积1340 km2，漏斗中心水位埋深45.5 m.（2）地面沉降变形自1972年以来，大庆油田西部水源地地下水位大幅度下降，逐渐形成区域性地下水下降漏斗，至2001年漏斗中心水位埋深已达41.7 m，这给土层内部应力累进性转变提供了条件.大庆油田地面沉降就是在这样的条件下形成的.地面沉降变形区与地下水下降漏斗中心部位完全吻合，这充分说明了地面沉降是由于地下水水位下降引起的.地面沉降变形的强度随着距离漏斗中心位置不同而变化.实测证明在漏斗中心部位沉降量最大，西部漏斗中心部位沉降量已达99 mm，东部漏斗中心部位沉降量达71 mm❶倪长海.大庆市地面变形规律及危害.2005..（3）水质变化随着地下水开采量不断增加，地下水降落漏斗水位下降也相应增大.在许多水源地，如前进、齐家、让胡路、喇嘛甸、红卫星等水源地下水化学成分发生了变化，地下水中Cl-、SO42-、TDS、硬度、Fe和Mn均有升高的趋势.当地下水开采量增至45×104m3/d时，TDS急剧增加，表明深层地下水处于超采状态❷慕山，等.大庆市地下水资源开发利用规划报告.2001..地下水超量开采改变了地下水的动力条件，加剧了不同含水层之间水量与物质组分之间的交换，增大了地下水环境污染的可能性.2.2 油田勘探开采（1）钻井大庆油田截止到目前共施工油气水井约100 000余口，油气水井密度约16.7眼/km2.深度300～6300 m，一般1200～2100 m.油气层开采深度一般1150～2000 m.在油气水井施工中完全揭穿了上部各层含水层，一方面使各层含水层之间有了水力联系，另一方面也使油气层与含水层有了物质和能量交换，致使局部地下水水质发生了变化.受油田开采的影响，在主要水源地多井出现甲烷检出的现象.据水质监测资料，1993年大庆石油管理局所辖的12个水源地中有9个水源地共计18眼井有甲烷检出.检出井数最多的是西水源（4眼）和南水源（4眼），甲烷浓度最高的是前进水源的3-1号井，浓度为4.80 μg/L❸慕山，等.大庆市水环境研究与管理.1998..齐家水源地硫化氢气体含量最高达150 μg/L，游离CO2达到118.8 mg/L❷.这些物质在深层地下水中的富集，已成为突出的环境水文地质问题. （2）泥浆泥浆在钻井过程中，能够悬浮和携带岩屑，清洗井底，有利于钻头直接接触井底岩石，提高钻井速度，还可以冷却、润滑钻头，防止井壁坍塌，但也可侵入含水层、油气层和热储层，使之受到污染和堵塞.一般情况下，钻井泥浆的主要成分有水、油、黏土、加重材料、泥浆处理剂、堵漏材料等.主要成分取决于钻井泥浆类型以及加入的泥浆添加剂.随着石油工业的发展，钻井工艺对泥浆的要求越来越高，泥浆体系日益增多，配方越来越复杂.泥浆配方中都含有重金属、油类、碱和其他化合物.主要污染物包括烃类、盐类、各种有机聚合物、木质素磺酸盐、某些重金属（如汞、铬、铜、铅、砷）.各种泥浆的使用均能对含水层、热储层、油气层造成污染和堵塞.大庆油田一般每钻一口井需配置70 m3泥浆，根据不同地层和不同井段，需配置不同性质的泥浆.现大庆油田已施工油气水井约100 000余口，泥浆的使用量应在700×104m3以上.当钻遇含水层时，泥浆就会侵入污染堵塞含水层.由此可见，泥浆对含水层的污染应该是较严重的，影响含水层结构及水质安全.石油开发过程中的废弃物有废弃泥浆、钻井岩屑及落地原油.其中，废弃泥浆和落地原油对土壤环境的影响较严重和普遍.3.1 废弃泥浆油田钻井废弃泥浆是油气井开采过程中产生的固液体污染物.它是一种含有矿物油、酚类化合物及重金属的复杂多相体系，其浸出液有较高毒性.油气田钻井生产每天都要产生大量的废弃泥浆，废弃泥浆直接排放，经长期堆积和雨水淋滤渗入地下，会对周边的土壤、地表水和地下水造成严重污染，给人类生活带来潜在的危害.废弃泥浆产生量大，产生的地域广，污染面积大而且分散.废弃泥浆组成复杂，一般呈碱性，pH值在8.5～12之间，有时可达13以上，外观呈黏稠流体状，颗粒细小、级配差不大、黏度大、含水率高且不易脱水；含油量高，部分废弃泥浆含油量达10%以上；固体含量高，主要为膨润土和有机高分子处理剂、加重材料、岩屑等.此外由于废弃泥浆中含有机和无机类添加剂，其中的重金属、COD、石油类有害物质浓度较高，个别污染指标超出国家排放标准百倍［5］.废弃泥浆中的重金属元素、有机物及理化性质皆明显高于土壤背景值，当它们进入土壤中，将会造成一定污染.废弃泥浆堆积在井场周围，占用大量耕地和草地，并成为新的污染源.大庆油田产生废弃泥浆约190×104m3，其中约有1/3直接排放到地表，对土壤环境造成严重的污染.3.2 落地原油在石油开采过程中，试油、洗井、油井大修、堵水、松泵、下泵等井下作业和油气集输，均有原油抛落于地面，平均作业一口井残留在地面的落地原油约1.0 t.其中约60%回收利用，约40%在土油池内，很少一部分散落在土油池外❶李长兴，等.大庆油田开发建设对环境影响研究.1995..截至目前大庆油田共施工油气井约70 000余口，落地原油产生量约70 000 t，其中残留在土油池中约28 000 t.据顾廷富研究结果，井场产生的落地原油呈放射状分布，90%左右石油污染物集中在0～40 cm深度范围内，落地原油横向迁移范围确定在150 m以内，单口油井污染面积达0.071 km2；土柱淋滤模拟实验中，83.4%的落地原油残留在土壤0～10 cm深度，原油在不同土壤类型中的纵向迁移差别不大，纵向迁移范围在70 cm以内❷顾廷富.大庆油田落地原油对土壤及地表植物影响的研究.2006..大庆油田开发区和石油化工区，主要污染物为石油总烃，酚类，硫化物❶.落地原油污染已成为油田土壤污染的主要原因之一.大庆油田是早期注水开发的大型陆相非均质、多油层砂岩油田.由于油层在纵向上和横向上均存在着严重的非均质性，从而在纵向上形成了正常压力层和异常压力层并存的情况，在平面上形成了正常压力区与异常压力区交错分布的复杂情况.油田在原始状态下，各油层具有统一的压力系统，油层压力随着深度增加而呈线性增加.当油田注水开发以后，地层压力在纵向上的分布特征发生了极大的变化：当油层形成长期注大于采的情况时，地层压力有很大的提高，从而形成高压层，甚至是异常高压层；而当油层形成长期采大于注的情况，地层压力会有很大程度的降低，从而形成欠压层，甚至是异常欠压层；而对于注采平衡或接近平衡的油层，地层压力变化不大，则为正常压力层［6］.大庆油田现有注水井29 724口，日注水量155.0× 104m3，其中水驱注水井22 001口，分层注水井20 729口❸孔德涛.大庆油田注水井管理的主要做法.2010..油田注水开发后，油层压力受注水开发的影响，油层压力比原始静压高10～15个大气压，最高可达25～30个大气压，形成高压区［2］.由于50多年注水开发，大庆油田地下地质环境发生了根本性的变化，部分区块地层压力出现了两极分化现象.在石油开发过程中，注水和采油都将导致储层孔隙压力的变化，从而使储层骨架承受的有限压力发生变化，进而导致储层发生变化，这种变化传递到地表就会导致地面发生垂向变形.大庆油田从1976年开始进行高压注水开采.高压注水时如果油层物性差，连通性不好，就会在高压注水过程中形成高压区块，或者在井间、层间产生异常高压带.区块内压力上升，砂岩颗粒骨架膨胀，吸水层厚度增加，造成地层抬升隆起.大庆油田地面隆起变形主要沿大庆长垣构造即油田主采区的界限范围分布.核心部位隆起大于120 mm，局部地段达500 mm，最大可达2000 mm❶倪长海.大庆市地面变形规律及危害.2005..由表1可以看出，大庆油田含油气组合与热储体系基本上一一对应，含油气组合与热储体系是不可分割的统一地质体，即含油气组合中有热储体系，热储体系中也有含油气组合.大庆油田开采所施工的油气井和注水井均穿透了上部和中部热储体系的盖层，部分穿透了下部和深部热储体系盖层，对热储的封闭性产生了不利影响，形成了烟囱效应，并且消耗了大量的地热能资源.具体表现在油田采出水所消耗的地热能.油田采出水是指在原油开采过程中所携带出来的地下热水，这些热水经过处理降温后又被重新注入地下进行驱油，也就是水驱.目前，大庆油田原油开发已经进入高含水后期，特别是第一至第六主力采油厂，原油生产中伴随原油的采出水量也呈逐年上升趋势[7].资料表明，萨尔图、喇嘛甸、杏树岗油田是产出水的主要产区，占全油田产出水的96.4%.据统计大庆油田采油一厂到六厂，1978年产出水量为1.75×108m3，2006年为3.98×108m3，2010年为4.33×108m3，2012年为4.85×108m3.原油储集层一般都处在地壳增温层中，埋深较大，大地热流作用导致地层温度较高，油田采出水在地下伴随着原油在地层中吸收了储集层中大量的热量，和原油一起被采出地面时的温度一般在40℃左右，蕴含着丰富的热能［1］.若按提取10℃温差热能计，目前大庆油田每年消耗水热能相当于69.4×104t标准煤，地热能资源损失很大.由此可见，大庆油气田的高强度开采，对热储体系和地热资源的原始地质环境有一定的破坏作用，产生了一定的负面影响.大庆油田经过半个多世纪的高强度开采，已进入开发中后期，含水率已达90%以上.在取得巨大经济效益和社会效益的同时，也对地质环境产生了严重的负面影响，引起了含水层结构的破坏和地下水质量变差、土壤环境破坏污染、地层原始压力变异、地面沉降和隆起变形、热储体系的封闭性破坏和地热资源的损失浪费等一系列地质环境问题.应立即引起政府相关部门的足够重视，及时开展调查评价监测和研究工作，采取有效的防治措施.【相关文献】［1］王社教，朱焕来，闫家泓，等.大庆油田地热开发利用研究新进展［J］.地热能，2014（2）：6—8.［2］董平恩，王廷怀，余海洋，等.黑龙江省志·石油工业志［M］.哈尔滨：黑龙江人民出版社，1988：89.［3］时永发，刘海生，汪宗浩，等.大庆市志［M］.南京：南京出版社，1988：54.［4］田辉，郭晓东，刘强，等.大庆市地下水开采现状及环境地质问题探讨［J］.地质与资源，2012，21（1）：139—142.［5］林仲，李雪凝.油田废弃钻井泥浆处理技术研究进展［J］.广州化工，2010，38（5）：47—48.［6］高志华，翟香云，王建东，等.大庆油田注水开发后异常地层压力分布规律研究［J］.大庆石油地质与开发，2005，24（1）：51—53.［7］钟鑫.大庆油田地热资源综合利用节能前景分析［J］.石油石化节能，2014（2）：38—40.。