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第二章湛江市城市地下水概况第一节自然地理概况湛江市位于雷州半岛东北部，地理坐标：东经110º07＇00＂~110º38＇19＂，北纬20º50＇00＂~21º27＇00＂，市区行政区划包括霞山、赤坎、坡头、麻章及东海岛经济开发试验区。
陆地面积1460km²（图1）。
湛江市是广东省西部经济、交通、文化中心。
湛江港是我国八大港口之一，是我国大西南主要出海口，随着我国开发大西南经济战略的实施，湛江市在我国的位置显得更加重要，随着湛江市委、市政府提出的以港口为依托的“大港口、大工业、大市场、大发展”的发展战略逐步实施，湛江市的经济正在高速持续向前发展。
一．地形地貌湛江市城市以台地、平原地形为主，北东及中部平岭一带地势较高，向南、东南至沿海逐渐降低。
西北高阳、志满一带为火山岩台地，标高20~100m，最高点高阳笔架岭为176.7m；东部龙头一带为基岩台地，标高20~50m，最高点龙头笔架岭100.4m；中部平岭及东海岛西部以侵蚀~剥蚀台地为主，地形切割强烈，高差较大，标高20~100m。
三岭山、牛母岭最高分别为142.1m，108.7m；麻章、太平、东海岛西部为冲洪积平原或海蚀阶地，地形平摊开阔，标高20~40m；南三岛及河谷低地为堆积平原，标高一般小于20m；硇洲岛中部高，向四周降低，中部最高点灯塔处标高为82.5m，沿海岸带标高5~10m。
海岸低地及海漫滩标高一般小于5m。
二．水文与气象（一）水文1. 河流流入湛江市的河流多为源近流短的季节性小溪流，较大的河流有：城月河：发源于遂溪县大塘，集水面积345km²，河长37km，坡降0.33%；通明河：发源于雷州市客路镇东坡村，集水面积225km²，河长26km，坡降0、64%。
此外，还有旧县河、北月河、南柳河、文保河、北桥河等季节小溪。
2. 湖泊、水库湖光湖：位于市郊湖光镇，为一破火山口，积水成湖，东西长2km、南北宽1.8km，面积约3.75km²，水深10~15m，最深达32m，总库容3055万m³。
海上采油工艺概述解析首先是勘探和定位阶段。
勘探是指通过地质研究和地面和海洋勘探技术找寻合适的海域油田资源。
这一阶段主要包括地质勘探、地震勘探、测量勘探等。
定位是指确定油井的具体位置和方位，以确保在海底找到油层。
接下来是钻井阶段。
钻井是在确定位置的海域进行的，通过钻孔将钻头钻进油层，以获取地下油藏的原油。
钻井过程有多个部分组成，包括钻井设备的安装、井眼质量控制、钻头的旋转和注水等。
钻井是整个海上采油工艺的重要环节，也是决定采油效果的关键。
然后是完井阶段。
完井是指在钻探到油层之后，进行井筒封堵和井壁固井的工作。
这一阶段主要包括套管的安装、水泥封堵和固井等。
完井工作的目的是确保井筒稳定和避免油层污染，从而确保后续的生产过程顺利进行。
生产阶段是指将油井中的原油通过管道输送到海上的生产平台。
生产平台通常会进行分离、净化和储存等工作。
分离是指将原油与水和气体分离，净化是指通过各种化学和物理方法去除原油中的杂质和有害物质。
储存是指将净化后的原油储存起来，以备后续的输送和加工。
最后是储运阶段。
储运是指将原油从海上的生产平台输送到岸上的储油设施或者进行海上运输。
这一阶段通常涉及到管道输送、海上油轮运输等。
储运过程需要考虑原油的粘度、温度、压力等因素，确保原油能够安全、高效地从海上输送到目的地。
海上采油工艺的核心目标是高效、安全地开采海洋油田资源，提供稳定的能源供应。
在整个采油工艺中，需要考虑诸多因素，如天气条件、环境影响、工艺设备的可靠性等。
因此，海上采油工艺的研发和实施需要综合考虑科技、经济、环保等多个方面的因素，以促进能源的可持续发展。
利用水平井配套开发技术提高孤岛油田采收率吴丽文，王守珍，盖丽鹏，姚坤乾（中国石化胜利油田分公司孤岛采油厂，山东东营 257231）【摘 要】孤岛油田为河流相沉积的疏松砂岩稠油油藏，1992年进入特高含水期后，重点开展了以“砂体内部夹层空间预测”为核心的河流相储层构型分析、三维建模及剩余油分布规律等技术研究，配套形成了独具孤岛特色的水平井开发管理模式，水平井配套技术的应用，使孤岛油田特高含水期正韵律厚油层、稠油水淹层顶部、窄薄油层、高含水潜山油藏、断层边部等挖潜取得了新进展。
截止2007年底，已投产各类水平井76口，提高了孤岛油田高采收率。
【关键词】孤岛油田；水平井；剩余油【中图分类号】TE327 【文献标识码】A【文章编号】1008-1151(2008)10-0104-02（一）水平井应用效果孤岛油田为河流相沉积的疏松砂岩稠油油藏，具有高孔隙、高渗透、高粘度、油层非均质程度强、出砂严重等特点，作为稳产主要手段的聚合物驱和稠油热采产量递减明显加大，挖潜效果变差，进一步提高采收率面临严峻挑战。
在老油田挖潜中发现，在高含水、高采出程度区域钻新井仍然能“碰”到低含水的高产井。
研究发现，这些井的分布都与层内夹层对油层的分割和注水的遮挡有关，即夹层控制着剩余油的形成与分布，河流相沉积储层层内夹层薄而不稳定，井间预测难度大。
截止2007年底，已投产各类水平井76口，占采油厂开井数2.8%的水平井，年产油占采油厂的4.6%，已累积产油66.6×104t。
水平井投产初期平均单井日产油为18.4t，综合含水为72.7%；目前平均单井产量9.3t，综合含水为88.4%。
其中厚油层顶部水平井41口，投产初期平均单井日产油为23.2t，综合含水为63.9%，目前平均单井产量6.1t，综合含水为89.1%，累积产油27.4×104t；薄层水平井7口，投产初期平均单井日产油为12.1t，综合含水为69.2%，目前平均单井产量6.5t，综合含水为87.8%，累积产油6.3×104t；稠油油藏投产水平井25口，投产初期平均单井日产油为11.5t，综合含水为82.6%，目前平均单井产量9.9t，综合含水为84.9%，累积产油30.5×104t，水平井的有效挖潜提高了孤岛油田高采收率。
渤海湾油田海上油田钻完井技术分析与应用现如今，我国的国民经济在快速的发展，社会在不断的进步当中，广阔的海域中内含有丰富的资源。
海上油田是海域中所含有众多资源中的一种，经过多年持续不断的开采渤海湾内的油田已经进入了开采的中后期，油井储量的下降以及海上钻井作业环境和油藏条件的复杂性都加大了海上钻完井作业的难度。
为实现对于渤海湾内油田安全、高效的开发需要积极做好海上钻完井作业技术的研究与应用，以海上钻完井技术的发展推动海上钻完井的发展。
本文在分析渤海湾油田海上钻完井作业中所面临困难的基础上对海上钻完井作业中应用的关键技术进行分析阐述。
标签：渤海湾；海上钻完井作业；技术我国经济进入了高速发展期，对于石油等一次化石能源的需求与日俱增。
海上油田的开发作为我国油气供应的重要补充在我国油气资源的供应中发挥着极为重要的作用。
渤海湾海区是我国重要的海上能源基地之一，其内含有丰富的油气资源，经过多年的开发实践并结合渤海湾海区的地质特点形成了渤海湾海区海上钻完井技术的新模式，为实现渤海湾海区油气资源的安全、高效开发提供了良好的技术支撑。
海上钻完井技术是实现海上油气资源勘探、开发、增产的关键技术，随着海上油气资源开发的不断深入以及地质环境的持续变换需要加强对于海上钻完井技术的研究，用以更加安全、高效的实现海上油气资源的勘探、开采。
1 渤海湾海区海上钻完井作业所面临的难题①持续低迷的油价需要以更低的成本进行勘探开发从而对海上钻完井技术提出了新的要求。
海上钻完井是高投入、高风险的事业，加之海上钻完井技术的复杂性需要持续进行大量的资金投入用以更好地对海上钻完井技术进行持续研发；②老油井开采时间长。
随着老油井开采时间的持续增加，大量的老油井进入了开采的中后期，老油井的开采进入了低效阶段，新钻调整井或治理低效井将需要投入大量的资金，投入与产出不成正比。
此外，渤海湾海区地质复杂（储油层的变化较大、含油层数多、含油井段长、底层油水系统复杂），上述这些因素直接影响着渤海湾油田的安全、高效开采。
★科技创新★薄煤层高产高效开采技术在东海矿的实践魏 礼 张忠海(鸡西矿业集团东海煤矿,黑龙江省鸡西市,158203) 摘 要 介绍了鸡西矿业集团东海矿高档普采开采设备配套、回采工艺及保障技术措施,并对其取得的效果进行了效益分析。
关键词 薄煤层开采 高档普采 高产高效开采技术 东海煤矿1 概述厚及中厚煤层高产高效开采技术的发展有了较大提高,而薄煤层开采因设备不配套,开采技术水平仍然较低。
随着厚及中厚煤层资源的减少和开采顺序的发展,鸡西矿业集团东海矿将逐步过渡到底部薄煤层采区,薄煤层生产能力低,回采效率及单产水平直接影响煤矿的发展。
若薄煤层不能及时合理开采,必然造成煤炭资源浪费,缩短矿井服务年限,影响矿区可持续发展,因此,探讨和研究薄煤层高产高效对东海矿具有重要意义。
东海矿位于黑龙江省鸡西市鸡东县哈达和东海两个乡之间,于1958年建矿,后经过3次技术改造,设计生产能力90万t/a,核定能力120万t/a。
矿井地面标高200～250m,目前矿井开采深部边界已达-737m,开采垂深达到-947m。
平均煤层总厚度16m,主力煤层有6层,矿区煤种为1/3焦煤。
薄煤层储量占目前可采储量的70%,由于走向较短不宜布置综采工作面,只能设高档普采工作面。
多年来煤层一直采用炮采或高档普采,单产水平低,开采效益差,月产量一直在110～210万t。
几年来,东海矿为了提高煤层单产水平,对薄煤层高档普采的配套设备、回采工艺进行了研究,实现了薄煤层高档普采高产高效开采,在193工作面实现了月产量413万t、日产1900t的好成绩,取得了较好的经济效益。
2 工作面概况及其设备配套193工作面位于六采区,193开采34上左二路,倾角14°～17°,采高018～110m之间,走向长430m,可采储量717万t,采深640～650m,本区34上煤层为城子河组中部煤层,煤层结构复杂,顶板为细砂岩,底板为细砂岩及煤页岩。
海上油田同井注采技术开发与应用摘要：石油行业为我国经济发展做出了重要的贡献，但是随着油气不断被开采，剩下的很多油气储藏在地质结构更加复杂的地区，这样就给开采带来的很大的干扰。
一味追求开采原油产量已经不能增加企业的经济效益，需要从不断优化油田措施作业以及优化管理来不断提高企业的经济效益，需要降低企业的运营成本，从而提高企业的经济效益。
在进行海上油田同井注采技术开发时，需要注重整个应用过程的管理，提高技术应用效果。
关键词：海上油田同井注采技术开发1.油田同井注采技术在目标井的油、水层段下入分层封隔器，进行油、水层分层，将要注水的层系和需要采水的层系分开。
下入定位封隔器到设计深度，将原井套管管柱分为上、下 2 个部分。
在定位封隔器上部，通过置于容积管内的大排量电潜泵采水，由容积管与套管的环空注水；在定位封隔器下部，分别建立与采出层段和注入层段连通的通道。
充分利用现已成熟的分层注水技术，结合海上油田注聚特点，设计出单井同时满足注聚和注水要求的工艺管柱，完成相关工艺管柱、井口流程优化设计、适应同心多管分注的采油树和井下层段封隔配套工具的开发设计。
在新形势下，海上油田开采的发展已经成为推动社会进步的重要标志和提高炼油厂工作力的核心动力，同井注采技术的运用大大地提高了石油企业的工作效率和工作质量，实现了资源的优化利用。
但是海上油田开采中同井注采技术的应用效果不明显。
随着同井注采技术的发展，越来越先进的技术和海上油田开采投入使用，带来连续化的工艺流程，越来越多地减少人工的需要，在工作效率与质量得到提高的同时，有效降低了劳动力成本支出。
海上油田开采的发展必须始终满足石油工作和发展的实际需求，同井注采技术的选择需要针对海上油田开采的性能和实际工作情况进行，结合海上油田开采的有效利用，根据实际情况引进海上油田开采同井注采技术，才能使海上油田开采工效产生的利润最大化，提高石油企业的经济效益。
海上油田开采技术的选择应根据具体的问题原因进行，海上油田开采的工效会影响原油分离的进度。
东海岛群井开采工艺应用
摘要群井分层开采地下水技术，是有效开发地下水资源，节省建设投资的有效手段。
结合在东海岛进行群井分层开采地下水的工程实例，介绍群井开采工艺要点，说明适用范围及优点。
关键词地下水群井分层开采合理开发
在透水性较好含水层大厚度较大的区域内采用群井分层开采地下水，是有效开发地下水资源，增大水源地开采量，便于供水井集约管理，实现战略备用及轮换，延长井组使用寿命，并可减少管路铺设，节省建设投资的有效手段。
但是群井施工工艺相对于单井施工工艺要求更严格。
湛江市东海岛某大型企业，先期需水10000立方/d作为施工生活用水，在该区施工4组群井，得到广泛应用，使用状况良好。
结合该实例就群井开采工艺做一个介绍。
1、水文地质特征概述
该组井位于雷州半岛地区湛江市东海岛东简镇范围内，根据《湛江市水文地质工程地质环境地质综合勘查报告(1：50000)》，东海岛处于东海断凹北段。
以湛江组、下洋组地层砂、粘土为主总厚度大于300m，局部有火山岩出露。
东海岛水源地含水层组顶板埋深30～61m，龙水岭火山锥＞70m；岩性以粗砂为主，中砂、砾砂次之；有5～10个含水层，单层厚2～20m；总厚度以脚踏—东坡为界，以东32～68m，以西47～93m；有从东往西厚度增大、粒径变粗的规律。
水位埋深一般＜20m，最深达34m。
单井或井组出水量2655～13788m3/d。
该水源地天然资源计有150137 m3/d，开采资源
137828m3/d ，目前开采量12780m3/d。
可机钻分层开采，井距800～1000m。
2、开采方案
为了可持续、合理地开发利用地下水资源,使开采方案既能满足项目用水需求,又能保证地质环境不受破坏,采用群井方式开采。
由浅、中、深各1口井组成，井距10米，长条形布置。
井设计井深260m，出水量80~100m3/h；中井设计井深300m，出水量100m3/h；深井设计井深360m，出水量100m3/h。
各井分层开采，互不干扰。
水井采用两用一备轮换抽水方式。
3、技术要点：
3.1施工顺序
由深到浅，减少已完工水井对在施工水井的影响。
由于水井间距较小，由于泥浆的扩散及下沉趋势，先施工浅井再施工深井会造成深井洗井困难。
3.2工艺要求
3.2.1 护壁
选用膨润土作为优质泥浆，形成良好护壁效果，可很好的减小泥浆扩散，防止塌孔。
3.2.2保证钻孔垂直度
钻塔安装场地要平整，设备安装稳固周正，保证“三点一线”。
在施工中我院使用了pdc金刚石钻头加重钻挺钻进进，以保证钻孔的垂直度达到规范要求。
终孔后采用电测井法测量钻孔垂直度，如
果垂直度达不到要求，可通过反复扫孔进行修正，达到规范要求后方能进行下管作业。
3.2.3适当增大砾层厚度
适当增大滤层厚度，可延长供水井的使用寿命，特别是大水量开采井。
透水性较好的地层增大滤层厚度不会引起洗井困难的情况。
3.2.4滤水层位开采需统一规划合理安排
当施工完第一口深水井，需根据含水层情况对各井的开采层位做一个统一合理的规划安排，尽量做到分层开采互不干扰,如果同一砂层较厚，可分井上错开开采。
需综合考虑各井出水量能达到合同要求，做到均衡控制。
3.2.5投砾
投砾要到位，防止砾料架桥，避免造成在今后使用过程中地层坍塌，影响止水效果，或造成井间串通，从而增大单井间干扰。
3.2.6止水
合理布置止水位置，保证止水效果良好，是降低井群干扰的重要保证。
选取隔水效果较好的层位，投砾至相应位置采用干粘土球进行止水，地表采用水泥止水。
3.2.7洗井质量控制
下管前适当稀释泥浆，清除孔内稠浆，泥浆比重逐步调整到1.1～1.15。
下管投砂灌药洗井作业连续及时。
采用焦磷酸钠活塞空压机联合洗井，洗井时间8～13个台班。
洗井要求其出水量大于
水井设计要求，洗至水清，水量、水位稳定。
由于井间泥浆扩散作用，群井洗井一般要求比单井洗井时间适当延长，可采用间歇性洗井法，保证洗井效果。
3.2.8抽水验收单井抽水试验时，需观测其余水井的水位变化情况,以更好的掌握水文地质参数，特别是群井抽水的降深规律。
可开采流量远大于开采流量，此参数可忽略不计。
亦可按单井降深推算开采流量的降深值，如果达到使用要求，则群井抽水的单井降深不会大于这个值。
计算好群井抽水时的降深值，并预留一定降深，下入规定流量的潜水泵同时进行群井抽水试验，试验时间不少于24小时，随时注意观察水泵运行情况及水位变化，并根据试验情况做相应调整。
群井抽水时各井水位附加下降值分布情况如下图示：
4、群井抽水降深确定
各井抽水试验成果如下表：
由于开采的层位不同，静止水位有轻微差别，降深则差别较大。
群井抽水试验校核，采用三台100m3深井潜水泵同时连续抽水48
小时，管路较短扬程较高，三台泵共计抽水16200.30m3，平均112.50m3/h。
测得群井抽水附加降深值如上表，附加降深值越小，即干扰系数越小，说明分层开采效果越好,一般情况，井组垂直间距及水平距离超过10m，水量干扰系数不大于30%。
井组潜水泵下入深度均设定为41m，连续运行3年以上均未出现
“吊泵”现象。
5、结语
（1）群井开采施工工艺较单井开采技术要求更加严格，特别是减少群井抽水互相干扰技术较为重要。
利用地质自然分层，合理规划布置开采层位，达到分层均衡开采的目的。
（2）群井开采，适用于含水层呈多层分布或厚度较大，透水性较好，补给开采量大于开采量的区域。
（3）井组完成后，进行群井抽水试验，确定井群干扰程度，及时调整开采方案，科学预测降深规律，对合理开发地下水有重要意义。
（4）群井分层开采需增大井组间的距离，否则会增加单位面积的开采强度。
注：文章内所有公式及图表请以pdf形式查看。
