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水平井丛式井组优快钻井技术在盐227区块的应用吴明波【摘要】胜利油田盐227区块为低孔特低渗致密砂砾岩油藏,前期采用常规直井压裂开发产量低、经济效益差.为了提高动用储量,改用集中钻井、集中压裂、集中投产的水平丛式井组方式开发,但井组第1口井-盐227——1HF井存在大井眼定向钻时慢、水平段重复划眼等问题,致使该井施工周期较长、钻井时效差、单井投资大.为此,在后续施工中,对井眼轨道、井身结构、钻头选型、钻井液等技术进行了优化,8口井平均单井钻井周期79.7 d,较盐227-1HF井缩短53.9 d,投产后日产量明显提高.【期刊名称】《石油地质与工程》【年(卷),期】2016(030)002【总页数】4页(P112-115)【关键词】盐227区块;丛式井组;井身结构;轨迹控制;钻井液技术;致密砂岩【作者】吴明波【作者单位】中国石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院,山东东营257017【正文语种】中文【中图分类】TE243.2胜利油田盐227区块位于济阳坳陷东营凹陷北部陡坡构造带盐227砂砾岩体，主要目的层为沙四上亚段，油藏埋深3 170～3 950 m，含油面积1.5 km2，石油地质储量302×104 t。
构造呈北东-南西向展布的单斜形态，地层西南低、东北高，倾角20°，最大主应力方向为近东西向。
沉积类型为扇三角洲沉积，纵向上看，底部以砾岩为主，向上岩性变细，上部为夹灰色泥质砂岩和深灰色泥岩；平面上看，垂直物源方向砂砾岩体岩性变化快，厚度变化大，靠近物源方向(北部)粒度粗，远离物源方向粒度细。
据岩心分析资料，目的层孔隙度最大13.4%，最小1.4%，平均6.1%；渗透率最大45.6×10-3 μm2，最小0.02×10-3 μm2，平均1.6×10-3 μm2。
由于盐227区块属于低孔、特低渗砂砾岩油藏[1]，前期采用常规直井开发效果不佳(先期完钻3口井，仅1口井产量达到2 t/d)，因此，改用水平井丛式井组开发方案。
鄂尔多斯大井丛定向钻井技术的创新实践与应用鄂尔多斯大井丛定向钻井技术是一项具有重要意义和广泛应用前景的创新技术。
随着石油行业的发展，传统的垂直钻井已经无法满足对于深层油气资源的勘探和开采需求，大井丛定向钻井技术的研究和应用成为近年来油气领域的研发重点。
大井丛定向钻井技术通过使用先进的钻井设备和工具，能够在一口井内钻出多个倾斜或者水平井眼，实现对于多个地层油气的开采。
相比于传统的垂直钻井，大井丛定向钻井技术具有以下优势：大井丛定向钻井技术可以大幅度减少井井之间的间距，提高油气开采的效率。
传统的垂直钻井每一口井只能开采一层油气，而大井丛定向钻井技术可以通过一个井⽐喻传统钻井⽐道路⽐个出⽐，能够同时开采多个地层，实现资源集聚，提高产能。
大井丛定向钻井技术可以降低钻井成本。
传统的垂直钻井需要开设多口井才能实现多个地层的开采，这不仅增加了地表占用，而且还需要更多的人力和物力投入。
而大井丛定向钻井技术只需一口井就能开采多个地层，大大降低了钻井成本。
大井丛定向钻井技术能够减少对环境的影响。
传统的垂直钻井需要开设大量的井场，对地表环境造成了很大的压力。
而大井丛定向钻井技术只需减少井场数量，降低了污染物排放和地表破坏，对环境的影响也更小。
针对鄂尔多斯地区的油气资源特点，鄂尔多斯大井丛定向钻井技术已经取得了一系列创新实践和应用成果。
一方面，通过对地质构造特点的详细分析，根据不同的油气层位和开采需求，确定了适合的大井丛定向钻井范围和目标。
利用先进的引井技术和定向钻井设备，实现了对多个地层的定向钻井，并进行了成功的油气开采。
鄂尔多斯大井丛定向钻井技术在一处油气田的应用中取得了较好的效果。
通过采用大井丛定向钻井技术，将原本需要数口传统井才能开采的多个地层油气，通过一口大井丛定向钻井就实现了同时开采。
这不仅实现了油气资源的高效开采，还大幅度减少了钻井的成本和环境影响。
延长油田丛式大井组开发技术金永辉【摘要】介绍了延长油田钻并工艺的发展历程和适合延长油田实际的丛式井开发配套技术,总结出了丛式大井组开发技米的优点和在延长油田的应用效果,提出了该技术的应用前景.【期刊名称】《内蒙古石油化工》【年(卷),期】2011(037)007【总页数】3页(P149-151)【关键词】大组丛式井;配套技术;优点;应用效果;延长油田【作者】金永辉【作者单位】延长油田股份有限公司开发部,陕西,延安,716001【正文语种】中文【中图分类】TE33+1.2延长油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡构造带,属低渗-特低渗油田,油藏类型多,油层致密,孔隙度小,渗透率低,单井产量低。
区内为沟、梁、峁地形,钻井主要采用丛式井钻井技术,平均每个丛式井组布井3-8口,最多20口(西区采油厂5079井组),钻遇地层自上而下依次为:第四系、白垩系华池组、洛河组、侏罗系安定组、直罗组、延安组、富县组及三叠系延长组。
区内主力油层(延长组)是一套低—超低渗砂岩储层,具有含油面积大、生储盖组合多、含油层段多、储层物性差、富集程度差、油气驱动能力差、压力低、产量低、油饱低、丰度低等特点。
油田开发采用“滚动勘探开发”模式,将丛式井快速投产,加快了新井产能建设步伐。
延长油田钻井工艺最早采用顿钻钻井,这一工艺在浅层、低压油层钻井中有广泛的应用。
1967年开始引进旋转钻井,进入了顿、旋转钻井同时发展阶段.井位分布在三边(沟边、路边、河边),采用不规则三角形井网,储量动用程度低,限制了油田的发展。
80年代以后,走出“三边”,爬坡上山,勘探开发区域不断扩大,开发井网不断完善,储量动用程度逐渐提高。
由于油田地面条件的限制和地下条件的需求,在油田开发科技进步的主导下,从1998年起,引进定向井钻井技术,于2001年全面推广了丛式井钻井开发技术。
通过对丛式井开发技术的不断总结,形成了一系列经济适用的配套技术,满足了区内钻井需要,实现了油田的经济、高效开发。
鄂尔多斯大井丛定向钻井技术的创新实践与应用鄂尔多斯大井丛是指鄂尔多斯盆地中的一系列深度较大、孔径较小的油气井。
由于其钻井难度与地质复杂性较高，传统的钻井技术难以满足需求，因此要求对定向钻井技术进行创新实践与应用。
鄂尔多斯大井丛的钻井难度主要表现在以下方面：①井深较大，一般在4000~5000米左右；②孔径较小（6英寸以下），且钻井增强剂使用受限；③页岩气等沉积层地层复杂，逐层逐叠，同时存在裂缝、石英脉等异常地质现象；④斜井、水平井技术应用难度大。
传统的定向钻井技术通常采用加权平均法和人工助推方法进行方位控制，但在鄂尔多斯大井丛中应用此类方法，由于不可预测的标准差会导致方位控制误差较大，进而可能导致井眼偏方向或超差钻成，给钻井过程带来很大的风险与不确定性。
因此，需要采用更加优化的定向钻井技术。
1.动态钻斜率定位技术。
通过分析井眼轨迹和钻进参数，采用已知钻斜率和姿态角等参数，将井眼方位误差和偏差控制在一定范围内，提高钻井成功率。
2.钻具的数字化辅助设计技术。
利用计算机模拟分析技术、虚拟装配技术等手段，模拟钻具在井下工作的状态，优化设计，提高钻井效率，降低成本。
3.多信号按位组合的采样处理技术。
采用多片群介电相位测量技术、多曲率测量技术等，多信号按位组合，通过简化符号运算，消除噪声，有效提高方位和倾角精度。
4.基于惯性导航和全局定位的三维硬件编码器技术。
利用惯性导航技术和全局定位技术获取井道内钻头的位置和方向，将这些数据传递给硬件编码器，实现井道内钻井工具的精确定位和方向控制。
以上技术的应用，使得鄂尔多斯大井丛定向钻井技术在控制钻进方位误差、提高钻进成功率、降低成本等方面均得到了有效优化，不仅提高了钻井效率，而且为全行业的技术进步提供了借鉴与参考。
丛式井组优快钻井技术及应用分析摘要：大型丛式井组是油田A区块部署老区加密丛式井组，以完善中区沙四中主体注采井网，提高储量控制程度。
该井组地表条件复杂，采用大型丛式井组的模式开发。
井组共部署定向井58口，其中油井35口、水井23口，分南北两排施工，排间距15m。
井组以密集丛式井组的方式达到减少占地、集中管理、降低安全环保风险的目的。
关键词：大型丛式井组；优快钻井技术；方案优化设计；轨迹优化及控制A丛式井组位于油田中部，地处市城区内，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A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A大型丛式井组优快钻井技术具有重要意义。
1 油藏地质概况油田构造位置位于东营凹陷西边缘，尚店—背斜构造带南端，北部与尚店油田接壤，东临利津凹陷，整体构造为一受到剥蚀的穹窿背斜。
中区沙四中位于油田中部，西部以油田中西块分界断层为界，断层落差10~30m，近南西北东走向；南部发育一条分界断层，为近东西走向，断层落差15~35m，南倾，将其分割为H3、A块南北两块，北部发育一条近北西—南东走向断层，断层落差为10~20m，北倾；东部发育近南北走向的边界断层，东倾，断层落差为20~40m，整体呈现为中间高两边低的背斜构造。
2 大型丛式井组整体方案优化设计2.1 双钻机施工的顺序优化A大型丛式井组58口井全部为定向井且为二开次井身结构设计。
一开采用⌀346.1mm钻头、⌀273.1mm表层套管结构，二开采用⌀215.9mm钻头、⌀139.7mm油层套管结构。
一开井深250~261m，二开至井底。
陕北地区丛式井钻井技术
李洪波;王卫忠
【期刊名称】《石油天然气学报》
【年(卷),期】2005(0)S4
【摘要】陕北所钻井80%为丛式井,根据陕北地区地层特征及钻井技术难点,通过综合应用井位优选及防碰绕障技术、单点定向技术、井眼轨迹控制技术等钻井技术,满足了丛式井井身质量要求和优质快速的钻井要求。
【总页数】3页(P90-92)
【关键词】丛式井;钻井;钻具组合;造斜点;陕北地区
【作者】李洪波;王卫忠
【作者单位】中原石油勘探局钻井二公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE243
【相关文献】
1.丛式井钻井技术在陕北油田的应用 [J], 席红喜;刘强;刘星光
2.渤南地区罗151丛式井钻井技术 [J], 韩忠文
3.丛式井优快钻井技术在川西地区的应用 [J], 蒋祖军
4.渤南地区罗151丛式井钻井技术 [J], 王耀辉;张峰峰;倪世超
5.陇东,陕北地区丛式井钻井技术实践 [J], 李剑波;陈伟卿
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丛式井水下生产系统钻井中心布局探讨随着石油勘探和开采技术的不断发展，丛式井水下生产系统成为了一种更为高效和经济的生产方式。
在这种生产系统中，一座或多座井眼以丛状排布在一个中心钻井点周围，通过管道将井眼连接到一个集中的生产设施，实现联合开采和生产。
这种布局方式在提高生产效率的同时，也减少了对海底资源的开发和环境的影响。
本文将就丛式井水下生产系统的钻井中心布局进行探讨。
一、丛式井水下生产系统的特点1.高效率：丛式井水下生产系统可以通过一个集中的生产设施实现多口井眼的联合开采和生产，提高了生产效率。
同时，由于各井眼之间的联合作业，也能够减少重复工作，提高生产效率。
2.节约成本：与传统的单井开采方式相比，丛式井水下生产系统布局更加经济高效。
通过集中生产设施的方式，可以降低建设和运营成本，并且减少对海洋资源的开发和环境的影响。
3.灵活性：丛式井水下生产系统的布局方式更加灵活多样。
根据生产场地的具体情况和开采需求，可以选择不同数量和排布方式的井眼，实现更加高效和灵活的生产。
二、丛式井水下生产系统的钻井中心布局在丛式井水下生产系统中，钻井中心起着至关重要的作用。
钻井中心的布局不仅直接影响到生产系统的效率和成本，还影响到后续的生产运营和维护。
因此，对于丛式井水下生产系统的钻井中心布局应该考虑以下几个关键因素：1.井眼排布方式：在设计钻井中心布局时，需要考虑各个井眼的排布方式。
不同的井眼排布方式会影响到井眼之间的作业效率和布局空间的利用率。
通常情况下，可以采用环形排布、扇形排布或者线状排布等方式，根据具体的场地条件和开采需求进行选择。
2.集中生产设施位置：集中生产设施是丛式井水下生产系统的核心，应该合理选择位置进行布置。
集中生产设施的位置应该考虑到各个井眼之间的操作距离、管道连接方式、供电和通讯设施的布局等因素，以确保整个生产系统的运行效率和安全性。
3.安全环保考虑：在设计钻井中心布局时，还需要考虑到安全环保因素。
四川非常规油气水平井快速钻井案例分析
韩烈祥
【期刊名称】《钻采工艺》
【年(卷),期】2015(000)005
【摘要】四川盆地非常规资源非常丰富，但由于地质条件的复杂性，工程成本一直居高不下，要实现这些资源的有效开发，中国石油天然气股份公司与壳牌公司开展了联合示范开发，中国石油川庆钻探公司在这些反承包作业中也取得了技术与管理的新飞跃。
文章系统分析了两个区块的钻完井作业案例，剖析了合作区块与自营区块的技术与管理差别，总结出非标“瘦身”井身结构、螺杆＋欠尺寸（双或三）钻具稳定器＋随钻震击器的小钟摆刚性钻具组合、“一趟钻”钻完井理念、钻井参数全面强化、新型PDC钻头、防塌钻井液质量控制量化标准、新技术应用及壳牌“极限执行钻井管理理念等快速、低成本作业的成功经验，对四川盆地致密气、页岩气、煤层气实现效益开发提供了可广泛推广的技术模式与管理经验。
【总页数】5页(P1-5)
【作者】韩烈祥
【作者单位】中国石油川庆钻探公司钻采工程技术研究院; 国家能源高含硫气藏开采研发中心
【正文语种】中文
【相关文献】
1.苏里格气田水平井快速钻井技术研究 [J], 杨朝
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白鹭湖大型丛式井组井工厂钻井实践
徐云龙;徐堆;夏文安;张晓明
【期刊名称】《钻采工艺》
【年(卷),期】2017(040)006
【摘要】丛式井组井工厂钻井技术能够节约井场占地面积,提高钻井效率,降低开发成本.该技术主要应用于页岩气的开发,目前也是致密性油藏和低渗透油藏实施规模开发的有效途径.白鹭湖区块处于风景区内,井场面积受限,环保要求严格,借鉴国内外丛式井组井工厂的施工经验,在油藏地质研究的基础上,实施了白鹭湖大型丛式井井工厂项目,通过钻井方案整体优化、井工厂优快钻井技术配套以及钻井液体系优选,顺利完成了43口井的钻井施工,大幅提高了机械钻速,有效缩短了钻井周期,降低了钻井成本.实践证明,大型丛式井井工厂钻井技术为低渗透油藏高效开发提供了技术支持.
【总页数】4页(P4-7)
【作者】徐云龙;徐堆;夏文安;张晓明
【作者单位】胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院;胜利石油工程有限公司渤海钻井二公司;胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院;胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院
【正文语种】中文
【相关文献】
1.水平井丛式井组优快钻井技术在盐227区块的应用 [J], 吴明波
2.CDXA大型丛式井组浅表层定向钻井技术 [J], 王敏生;耿应春
3.延川南煤层气井组的井工厂钻井实践 [J], 甘新星
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一套注采井网丛式井两层双中靶钻井技术探讨高云文;吴学升;赵巍;欧阳勇;王勇茗【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2012(012)015【摘要】鄂尔多斯盆地部分油田区块发育相互重叠的多套层系,单井开发多套层系,可以有效提高单井产量,降低钻井成本.针对长庆油田目前一套井网多层开发特点,通过不同井身剖面、不同层间跨距等条件与注采井网适应性进行对比分析,优选出“直-增-稳-微降-小角度稳斜”五段式井身剖面及优化设计“五段式”井身剖面的造斜点、造斜率,通过两个试验区43口井钻井实践,初步实现一套井网两层双中靶钻井技术.%There are overlapping sets of formations in the oil field on Ordos Basin. To increase the well production and reduce drilling cost, two formations are developed in one well. A well network multi-formation system of Changqing oilfield currently is discussed, by adaptability analysis of the span between the different formations, well profile and well network, optimized a "build-up-hold-drop down-small-angle hold" five-phase well profiles and kick off point and build-up rate . The well profile. Forty-three wells are drilled on two test districts, to achieve the desired results that two formations double-target hitting in one network【总页数】3页(P3741-3743)【作者】高云文;吴学升;赵巍;欧阳勇;王勇茗【作者单位】低渗透油气藏勘探开发国家工程实验室,长庆油田油气工艺研究院,西安710021;低渗透油气藏勘探开发国家工程实验室,长庆油田油气工艺研究院,西安710021;低渗透油气藏勘探开发国家工程实验室,长庆油田油气工艺研究院,西安710021;低渗透油气藏勘探开发国家工程实验室,长庆油田油气工艺研究院,西安710021;低渗透油气藏勘探开发国家工程实验室,长庆油田油气工艺研究院,西安710021【正文语种】中文【中图分类】TE249【相关文献】1.华庆油田一套井网两层开发水质配伍性与阻垢技术研究 [J], 何治武;张振云;杨全安;董俊2.中原钻井二公司丛式井钻井技术取得发展 [J], 无3."慧磁"定向钻井中靶系统超高精度中靶技术研究 [J], 涂运中;陈剑垚;刘春生;陈晓林;张正元4.展望“绿色钻井”大发展--“钻井液不落地”工艺在南17丛式井组的应用 [J], 宋成宇5.塔里木油田:“3D视角”技术提高钻井中靶率 [J], 高向东因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
收稿日期：2011－10－27；修回日期：2012－03－08基金项目：中国石油天然气集团公司重大钻井技术集成配套与现场试验项目之“页岩气丛式水平井开发钻完井配套技术”课题成果，项目编号：2011D －4403。
作者简介：韩烈祥（1963－），教授级高级工程师，1986年7月毕业于华东石油学院钻井工程专业，现任川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院副院长，《钻采工艺》杂志主编。
地址：（618300）四川广汉市中山大道南二段88号，电话：0838－5151302，E －mail ：hlxiang@vip．sina．com 钻井工艺丛式井低成本批量钻井技术韩烈祥1，向兴华1，鄢荣1，杜威2，熊寿辉3，杜济明1（1川庆钻探公司钻采工程技术研究院2中国海洋石油湛江分公司3川庆钻探公司生产运行处）韩烈祥等．丛式井低成本批量钻井技术．钻采工艺，2012，35（2）：5－8，11摘要：在油气资源日益紧张，移动式钻机作业费用不断上涨的今天，丛式井批量钻井技术的合理运用对于降低钻井成本，开发页岩气、致密气、致密油等低效油气田具有重要意义。
批量钻井通过充分利用离线设备，大大降低了钻机非进尺占用时间。
使用可纵横两向自由移动覆盖全井场的移动模块钻机，以方便快速搬安，实现高效钻加密丛式井网。
同时，批量钻井由于井眼间距较小，在钻井及固井工艺都有一系列特殊工艺技术。
关键词：批量钻井；离线；学习曲线；移动钻机；模块化钻机；丛式井；低成本；页岩气中图分类号：TE 243文献标识码：ADOI ：10．3969/J．ISSN．1006－768X．2012．02．02为了增加利润空间，在上世纪80年代末、90年代初批量钻井技术在石油工业用得越来越多，大小投资商都希望通过成批地进行钻井和完井作业，降低油气田的开发成本。
丛式井批量钻井技术就是采用移动钻机依次钻多口不同井的相似层段，固井后，再顺次钻下一层段［1］。
通过重复作业的学习曲线管理提高作业效率，通过类似作业提高钻具组合利用率、钻井液利用率，通过批量专业工程技术服务节约动复原费、实现工厂化作业，通过大量的不占用井口操作（离线作业）及无钻机测固井方式实现交叉作业、提高钻机进尺工作时效，由于要满足多口井重复使用，地面基础设施建设质量高、废弃物排放减少。
实践证明，配套的技术和管理使丛式井水平井的建井周期可以缩短一半左右。
批量钻井技术起源于海洋钻井，因海洋平台钻井成本较高，加之受钻井平台场地限制，故海上油气开发大量采用批量钻井技术，以达到降低开发成本、提高经济效益的目的。
一、国外批量钻井技术国外拉纳克油田采用批量钻井技术进行开发，节约了开发时间，提高了经济效益，该油田开发井主要采用三开完井的钻井模式［2］。
首先 406．4mm井眼被钻至目的井深，然后下 339．7mm 套管固井，然后井架滑移至下一个槽口，重复钻 406．4mm 井眼及该层井段固井作业，当批量钻完所有 406.4mm 井眼后，井架重新滑移至第一个槽口，开始第二阶段的批量钻井作业，钻 311mm 井眼，固 244mm 套管，批量钻完、固完 311mm 井眼后，按照同样的方式进行最后一开钻 216mm 水平井眼的批量钻井作业，最后一开水平井段采用裸眼完钻。
纵观以上三个阶段的批量钻井作业，一开批量钻井作业效果最明显，提高作业效率最多，如图1所示。
图1表层井眼总体作业时间与非生产作业时间对比图BP 公司在美国亚特兰提斯岛（ATLANTIS ）9712.46m 2范围的24个水下井口，用91d 时间进行批量钻井作业，没有可记录的事故发生，整体操作效率达到89%以上［4］，加快了作业效率，明显提高·5·第35卷第2期Vol.35No.2钻采工艺DRILLING ＆PRODUCTION TECHNOLOGY了经济效益。
国外批量钻井作业提高作业效率主要体现在以下几个方面［5 6］。
（1）采用的钻机具有多向运移特性，大大加快了钻机搬迁、恢复钻井的进度。
（2）采用离线作业提高了工程作业效率。
当钻机在执行钻进作业时，辅助小井架在另一口井起下内插管管柱、下套管等作业，可减少钻机占用时间。
附增第3个鼠洞在执行连接和卸开钻柱立柱、预备测试管柱、甩钻具和悬挂立柱等作业。
常规鼠洞用来优先暂存钻柱单根，而附属鼠洞由于没有深度限制，甚至可以悬挂或离线下入管柱到海底。
（3）使用长导管（25m），减少导管连接时间，加快下钻速度，同时配备导管割刀以便随时切割。
（4）对于某些复杂地层，可采用带地质参数的MWD/LWD提供决策参考，使用可充电的LWD电池，减少起钻次数，提高作业效率。
（5）低速、高扭矩马达与减震齿PDC钻头配合使用钻开下部坚硬地层。
二、国内批量钻井技术国内海上油气田批量钻井技术以渤海油气田开发最具代表性［7］，陆上油气田批量钻井技术以大港油田庄海4ˑ1人工井场丛式井开发为最早［8］。
从20世纪90年代初期开始，在学习国外先进技术经验的基础上，结合渤海油田的具体情况，开始实施批量钻井技术，钻井速度得到了大幅度的提高，产生的直接效果就是带动了一大批渤海边际油田的开发，使得一批探明的地下储量变成了可以投入开发、产生效益的油田。
从渤海QK18－1项目开始［9］，批量钻井技术大量运用于国内海上油气田开发。
渤海QK18－1实验项目平均井深3561m，从1995年8月开始，原来的平均建井周期为57d，实施批量钻井技术以后，平均建井周期为18．82d，钻井效率比原来提高了3．03倍。
大港油田庄海4ˑ1人工井场丛式井场采用一个平台集中打表层，4口大位移井表层实现平行作业（批量钻井），平均井深1218．29 m，平均机械钻速40．25m/h，平均钻井周期6．14d。
形成了以模块钻机+井口槽+快装井口装置+批钻井+无侯凝固井的批钻生产模式，改变了传统的钻井程序，提高了生产效率。
冀东南堡油田地处滩海，其开发方式主要为钻井平台和人工岛，在南堡1—5海上导管架共部署了南堡1—5区的6口开发井，该井组位于河北省唐山市南堡开发区南堡乡偏西约9．5km的滩海，是冀东油田利用简易导管架平台实施的第一个海上丛式井组，其井口间距平均为2．05 m，除南堡105ˑ3井为已完钻井外，对剩余5口井尝试实施了批量钻井技术。
5口井自2008年3月19日第一口井导管施工至7月19日最后一口井完井交井，仅用时121d，共完成进尺15343m，平均完钻井深3068m，平均建井周期24．2d，平均机械钻速21．23m/h，钻机月速3740．29m/台月，生产时效95．91%，纯钻时效24．47%。
5口井钻进、测井、复杂情况处理时间与南堡105X3相比，稍有一些增加，而固井和完井过程实现了部分脱离钻机，平均固井完井用时减少了275．44h，仅为南堡105X3井的28．64%。
批量钻井技术可以从钻井工艺及钻井装备两大方面进行表述。
从钻井工艺上来说，主要有以下技术特点。
1．钻机装备快速移动技术根据开发和生产的需求，设计出可以满足修井、钻调整井作业的需要，满足可以实现纵横两个方向的移动，覆盖整个井口区域的海上模块钻修机。
在钻机价格日益增高又同时面临钻机大规模需求的条件下，模块化、移动式钻机的使用可大大降低钻井费用。
国内宝鸡石油机械厂、宏华等钻机制造厂商都有相应的轮式、步进式产品。
大港油田则采用钻机整体拖动方式完成钻机快速移动。
2．井口防碰技术集中快速钻固表层保证了井眼轨迹安全控制，表层特别强调垂直钻井，并且每口井表层还要测井斜，对间距小的井要用陀螺仪测斜和定向，保证了后期作业的安全。
表1井口间距“预放大”关键参数井号预造斜点深/m预造斜方位/（ʎ）造斜率/（ʎ）·30m－1预造斜终点斜深/mNP1－5X1060173250.00 1.25293.00 NP1－5X1070223225.000.75423.00 NP1－5X1072133154.31 2.10432.57 NP1－5X109015360.00 2.08282.81 NP1－5X111442450.00 1.80574.02但由于井口间距小，最小井口间距仅1．74m，最大井口间距2．58m，井间存在套管磁干扰，防碰问题突出，在井眼轨道设计时采用井口“预放大”设计，即直井段采用定向预造斜的方式对井口间距进·6·钻采工艺DRILLING＆PRODUCTION TECHNOLOGY2012年3月March2012行了预放大，表层预造斜3ʎ 5ʎ，使井眼一开始就偏离出去。
表1是5口井预造斜关键参数，斜深500m处，井口空间距离明显增大，6口井最近距离均在10m以上，有效减小了施工过程中井眼轨迹控制难度。
3．井口快速安装技术井口封井器组采用整体安装形式［10］，用两个35t安装在钻台大梁下的气动行车整体运移并和井口快接装置配合使用，每次移底座只需将连接封井器和套管头的升高短节拆开，然后将封井器和升高短节吊起，移动底座至下一井口安装。
节流和压井的管线均由高压软管线连接，在拆装井口时无须拆卸，可以随封井器组一起移动。
4．批量化作业一开快速钻固表层，然后移钻井平台至第二口井继续一开钻固表层，接着移钻井平台至下一口井，这样顺次一开钻固完所有的井后再移钻井平台回到第一口井开始二开的钻固工作，重复以上操作直到二开钻固完所有的井，再次移钻井平台回到第一口井开始三开，依次类推钻完所有的井。
对于一开井深不长的情况，可以先一开钻固表层后继续二开钻井及下套管固井后再移钻井平台至下一口井开钻。
表层批量钻井由于井眼间距较小，因此在钻进及固井过程中有窜漏风险。
为防止井眼窜通，可从以下几方面入手：①从钻具组合、钻进参数上保证表层井眼垂直；②采用跳打法，尽量使连续作业的两口井距离最远；③待水泥凝固后再开始下一次开钻。
5．单筒双井钻井技术实现了在 660mm井眼里下入2串 244mm表层套管管柱，下入深度273．7 290．7m，长度差为27m，并且在此情况下，分别成功进行了长、短管的胶塞固井作业，水泥24h氧化强度达到20MPa，从而节省了丛式井井场面积。
6．钻井液技术固控设备的有效使用保证了钻井液较低的固相含量，在进入油层段后，为了有效保护油层，使用无固相钻井液体系，正是由于钻井液体系的密度小、低固相和无固相，具备较长的维护期、回收利用率高，有效提高机械钻速，保证井下安全。
7．测井固井技术在套管钻进完后，循环调整好钻井液就移动井架，做下口井的准备工作，井架在移出井口后，固井接专用循环头固井，通过测井13口井的固井质量均为优质。
注水泥、测井均采用无钻机作业装置，避免了固井、候凝、测井占用钻机时间。
集中完成表层钻进及固井任务，为后期施工创造有利条件，可有效缩短周期、降低成本。
成功实施单筒井双井套管的固井技术，在 660mm井眼里进行了 244mm套管双管柱固井作业，并在两井眼紧密靠近的条件下，固井质量保证了双井的安全。
