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涠洲12-1N油田复杂事故井套管开窗侧钻工艺设计与作业实践 总被引:3,自引:0,他引:3
涠洲12-1N油田断层多,构造复杂,加上涠二段硬脆性泥页岩的存在,使得该油田第一批钻井作业时井下事故率达40%,其中B1井由于井壁失稳引起井垮、井塌和卡钻等井下复杂事故,具有较强的代表性。文中结合涠洲12-1N油田特点,以B1井为背景,介绍了复杂事故井套管开窗侧钻从准备到实施的整个工艺流程和技术措施。涠洲12-1N油田第二批钻井作业(共10余口井)事故率为零。B1井套管开窗侧钻作业实践对今后类似作业具有很好的指导和借鉴作用。 相似文献
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井壁稳定技术在涠洲11-1油田的应用 总被引:2,自引:0,他引:2
涠洲11-1油田地处南海西部北部湾盆地,该油田在钻井过程中极易发生井壁失稳问题,给钻井工程带来很大的风险,因此针对该油田进行井壁稳定机理研究显得十分必要。借助涠西南油田群井壁稳定性研究的成果,系统综述了与涠洲11-1油田有关的井壁稳定性机理及一些具体结论,包括微裂缝状况、地应力大小和方向、沿井眼轨迹的地层坍塌压力剖面,并提出了相应的实用技术对策,主要有确定合理的安全钻井液密度、强力防塌油基钻井液的应用、优化井眼轨迹及降低裸眼井段暴露时间等。将这些技术应用于涠洲11-1油田复杂地层的钻进过程中,实践证明取得了较好效果,涠洲11-1油田未出现因井壁失稳问题导致井下复杂情况或事故。 相似文献
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涠洲12-1油田位于南海北部湾海域,该区域油藏复杂,采用常规的技术和手段都难以较大幅度地提高油田采收率,注气是大幅提高此类油藏采收率的重要途径之一.涠洲12-1油田注气工程,流程设计安全可靠,设备选型适当,尤其是空冷器的选择,减少了南海海域海水腐蚀性强而引发的腐蚀问题.该工艺自运行以来比较平稳,对海上平台注气工程的设计有一定的借鉴意义. 相似文献
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涠洲12-1油田注伴生气近混相驱替机理实验及模拟研究 总被引:2,自引:0,他引:2
近混相驱可以在降低注入压力的同时尽可能使驱替效果达到与混相驱相同的低界面张力驱替效果。以涠西南油田群外输气回注涠洲12-1油田地层原油的互溶性膨胀试验和多次接触过程PVT实验数据为基础,结合PVT物性参数及相态特征的模拟计算,分析了涠洲12-1油田注伴生气膨胀特征和多次接触非混相驱和近混相驱特征。研究表明,涠洲12-1油田地层原油在目前地层压力(20.47~20.77 MPa)下,当注入气摩尔比例达到0.68左右时,体系达到理论上的一次接触混相状态,对应的理论混相压力在39.45 MPa以上。注涠洲12-1油田外输气形成的驱油机理为多次接触动态非混相驱和较弱的近混相驱,要达到明显的近混相驱和混相驱,则需要把注入压力提高到40 MPa以上。 相似文献
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随钻电阻率成像测井在北部湾碳酸盐岩储层中的综合应用 总被引:1,自引:0,他引:1
涠洲6-1油田是位于南海北部湾海域的石炭系灰岩潜山油田.利用随钻电阻率成像测井(ADN和GVR)资料对该区2口水平开发井进行了综合解释评价.根据构造分析,确定了井旁构造为-走向北东-南西向断背斜.结合裂缝走向统计结果与区域构造,分析了裂缝发育史.应用双侧向定量计算出裂缝孔隙度.运用GVR的方向性电阻率数据,结合Vm(孔洞影响因数)研究了井眼周围孔隙分布,并用孔隙频谱分析原理对原生孔隙和次生溶孔进行了评价.通过GVR电阻率图像与随钻密度测井、中子测井资料相结合,提出了测井综合解决方案,更好地确定了该区的地层岩性、地质构造、岩石物理属性及岩石力学特征. 相似文献
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涠洲12-1N油田是注水开发油田,地饱压差大。该油田注水水源由涠洲12-1A平台提供,管网注水压力14 MPa,在该注入压力下,注水量有限,注采比仅为0.25。为满足注采要求,必须进行增压注水(净增压值7 MPa),但由于受平台空间的限制,地面增加设备非常困难。提出了运用潜油电泵"倒置"于注水井井筒中,将14 MPa注水源增压至21 MPa来实现增压注水的方案。现场实验结果表明,涠洲12-1-B15井注水量由330 m3/d增加至1100 m3/d,满足了注采要求。该研究成果填补了国内海上油田井下倒置式潜油电泵增压注水的空白。 相似文献