摘要：[摘要]苏里格气田苏53区块具有储层致密、非均质性强、有效砂体规模小、储量丰度低、单井产量低等特点。为提高开发效率、降低开发成本，采用大组合丛式井组工厂化开发模式和精细化管理，将钻井、压裂等作业程序流程化、批量化、标准化。从组织模式、资源配置、流程设计、技术支撑、作业管理等多方面进行革新，集中现有资源和技术优势，实施专业化施工、流程化作业。采用井身剖面优化设计、三维井眼轨迹控制、PDC钻头优选与应用、防漏和堵漏、摩阻控制、稳定井壁、钻机整体平移、井下事故预防、水力振荡器钻井等技术加快了施工速度，缩短了投产周期，满足了低成本开发需求，形成了具有该区块特色的工厂化钻完井作业模式。

摘要：垦东12平台丛式井组布有28口井,相邻井间距仅为3.5m,其中7口井水平位移超过1 000m,6口井造斜点井深不大于200m。所施工井属于浅层油藏,砂层胶结性差,极其疏松,易导致井径扩大;泥岩中蒙脱石含量高,造浆能力强,易导致缩径及钻井液污染。针对人工岛上布井稠密、井间距小、水平位移大、造斜层软、海水钻井液体系造浆难度大、大井眼浅地层中定向及井身轨迹控制难等特点,采用大井眼浅地层定向、井身轨迹控制、控制井径扩大率及优化海水钻井液等关键性技术,使28口井均达到了工程设计要求,为今后人工岛丛式井组的钻探提供了技术支撑。

摘要：随着长庆气田开发方式的转变,丛式井数逐年增加。丛式井组采用多井单管串接集输工艺,由于储层非均质性强,导致同一井场气井产能和压力差异大,高压气井干扰低压气井生产。针对丛式井场低压气井产能发挥问题,开展了天然气喷射增压技术研究,利用同一井场高压气井的能量引射低压气井增压生产。基于流体在超音速状态下的流体混合能量传递原理,采用数值仿真模拟方法,设计了天然气喷射增压装置。通过开展丛式井组喷射增压生产试验,验证了丛式井场喷射增压工艺的可行性及配套流程的可靠性。试验结果表明,采用喷射增压技术可以实现丛式井场低压气井的增压稳定生产。与传统压缩机增压开采相比,喷射增压技术在节能和生产维护方面具有明显的技术优势。

摘要：垦东12平台是中国石化及胜利油田的重点产能建设项目,共计部署114口海油陆采井,主要采用大位移井、丛式井组技术进行开发,存在着表层定向易产生磁干扰、浅层大尺寸井眼定向困难、井网密集防碰绕障难度大等钻井难点。通过钻井平台位置优化设计、一开表层直井段防斜打直、浅层大尺寸井眼定向技术、大斜度长裸眼井段稳斜技术以及丛式井三维防碰绕障等技术的研究及应用,保证了垦东12平台丛式井组的顺利实施,进一步丰富完善了海油陆采大型丛式井组钻井技术,为今后滩浅海油区的经济高效开发积累了宝贵经验。

摘要：苏里格致密砂岩气藏大井组多井型的丛式井组机械分层压裂工艺不能满足多层、高排量压裂技术发展需求。为此,根据体积压裂理论进行了致密气田高排量混合水压裂工艺设计,采用滑溜水+基液+交联液的注入模式,低黏液占比40%~75%,排量6~8m^3/min;研发了连续油管底封分层压裂工具串:导向扶正器+机械式接箍定位器+机械锚定器+Y211封隔器+平衡阀+喷射器+机械式安全丢手接头+连续油管外卡瓦式连接头+连续油管,满足了连续解封和坐封的需求;为确保安全施工,研发了连续油管井口保护器,结合全过程防砂工艺制定了标准地面作业流程,形成了安全作业配套技术,并研发了压裂返排液处理装置,实现了压裂返排液再利用,最终形成苏里格致密气田丛式井组连续油管一体化压裂技术。截至2018年12月底现场试验32个井组201口井,压后单井产量较对比井提高15%,平均单井压裂作业周期由常规模式的19.5d缩短至11.0d,提产提速效果显著。

摘要：随着油田勘探开发速度的提升,井网逐渐加密,气井开发区块受地理条件的限制,大多采用丛式井组密集分布开发,丛式井组的防碰绕障井口数逐渐增加,现场定向人员技术措施和能力要求更高,同时给监督管理工作也带来了巨大的挑战。根据近几年监督区块的教训和经验,总结研究出了一套现场应用的防碰绕障技术措施,包括井身结构设计、井组排序及MWD监测仪器软件的应用,在防碰绕障工作中取得了明显的效果。

摘要：滨17区块地处滨州市城区内,邻区地表条件复杂,环保要求严格,因此采用大型丛式井组井工厂的模式施工,减少井场占地的面积,提高井场使用效率,有利于环保工作,达到降低开发成本的目的。本文总结滨17井组在布井、防碰、轨迹优化及控制等方面的问题和经验,进行系统化的分析研究,得出结论和建议。对以后大型丛式井组的施工有很好的借鉴意义,能够很有效的进行钻井提速提效,减少井下复杂情况的发生,提高施工安全性,降低钻井成本。

摘要：苏里格气田苏53区块具有储层致密、非均质性强、有效砂体规模小、储量丰度低、单井产量低等特点。为提高开发效率、降低开发成本,采用大组合丛式井组工厂化开发模式和精细化管理,将钻井、压裂等作业程序"流程化、批量化、标准化"。从组织模式、资源配置、流程设计、技术支撑、作业管理等多方面进行革新,集中现有资源和技术优势,专业化施工、模块化组织、程序化控制、流程化作业。通过文中所述工厂化作业措施,加快了施工速度,缩短了投产周期,满足了低成本开发需求,形成了具有该区块特色的工厂化钻完井作业模式,实现了"三低"气田的规模化效益开发,为气田高效开发树立了新样板。

摘要：滨17丛式井组位于平方王油田中部,地处滨州市城区内,邻区地表条件复杂,分布多个居民区及旅游风景区,因此采用大型丛式井组井工厂的模式施工,减少井场占地的面积,提高井场使用效率,有利于钻井施工及环保工作,达到降低开发成本的目的。分析滨17井组在布井、防碰、轨迹优化及控制、钻井液、管理等方面的问题和总结施工经验,并进行系统化的分析研究。这对以后大型丛式井组的施工具有很好的借鉴意义,能够为后续井钻井的提速提效、减少井下复杂情况的发生提供可靠方法。因此,研究总结滨17大型丛式井组优快钻井技术具有重要意义。

摘要：在地形复杂的陕北石油勘探区布设施工“一”字形排列的丛式井组,不仅占地少,而且减少了井组的辅助时间,节约了成本,是石油开发人员可首选的钻井工艺。介绍了陕北石油丛式井组的井眼轨迹设计、测量与控制、井身结构、钻具组合、钻井液的选择以及提高固井质量的经验,对提高油田开发的经济效益与社会效益具有一定的借鉴价值。