摘要：冀东油田3号人工岛四面环海，岛体面积0.1475km。。为加快油田开发速度，达到多部钻机同时作业互不影响的目的，采用了丛式井组布井方式，通过方案优化合理规避了上部井眼碰撞的风险。针对岛上大斜度井多，馆陶组有大段玄武岩易垮、可钻性差的特点，以NP13.X1046井和NP13一X1042井2口井为例，进行了井身结构优选、钻井液体系研制、钻头优选和钻井技术措施的研究，并应用在实际钻井过程中，使岛上的大斜度井钻井能够顺利进行。
关键词：人工岛;大斜度;钻完井;技术
2010年，冀东油田3号岛共部署4台70D钻机，承担大斜度井的施工任务，预计钻井20口，全部是丛式井，每个井组5口井。大部分井水平位移在25001TI以上，最大35811TI。目前，已开钻6口，交井2口，施工安全无事故。NP13一X1046井和NP13.X1042井是渤海钻探公司2010年在3号人工岛完成的第1批大斜度井。这2口井在施工过程中，采取了较为完善的施工方案和技术措施，安全、优质、快速地完成了施工任务。
1完成井基本情况
1.1NP13-X1046井
该井为三开井，设计井深4134m，实际完钻井深41601TI，完钻层位东一段，井底垂深2690.40m，全井最大井斜59.08。，最大水平位移2906.401TI，水垂比1.08。该井于2010年3月1日开钻，2010年4月11日完钻，2010年4月25日完井，钻井周期40.83d，完井周期13.96d，建井周期57.12d，钻机月速2278.20m/(台·月)，机械钻速18.41m/h。
1.2NP13.X1042井
该井为四开井，设计井深4322m，实际完钻井深4305m，完钻层位东一段，井底垂深2743.38m，全井最大井斜59.73。，最大水平位移3043.17m，水垂比1.11。该井于2010年2月28日开钻，2010年5月17日完钻，2010年6月2日完井，钻井周期43.16d，完井周期20.39d，建井周期63.55d，钻机月速2030.66m/(台·月)，机械钻速21.52rn/h。这口井因故在四开前停工34d。
2技术难点分析
(1)明化镇组以中细砂岩为主，含砂率43.5%，平均孔隙度33.7%，平均渗透率5840mD;馆陶组底部的浅灰色细砂岩、砂砾岩，平均孔隙度为26.2%，最高渗透率5310mD，属于低压、高孔、高渗型地层，需要制订防漏堵漏措施。
(2)馆陶组玄武岩井段长，NP13.X1046井实录玄武岩井段：斜深2955～3795m，段长840m;NP13一X1042井实录玄武岩井段：斜深3035～3895m，段长860m。玄武岩地层可钻性差，限制了钻井速度的提高，延长了钻井液的浸泡时间，岩石易吸水膨胀，造成井壁失稳，给防塌工作带来难度。
(3)随着3号岛完成井数量的增多，与邻井的防碰压力加大。NP13一X1046井涉及防碰的邻井5口，最近井距在20m左右;NP13一X1042井设计防碰的邻井1l口，最近井距在20m左右的有5口井。
(4)大斜度井段不利于钻井液携砂，井眼清洁难度大，易形成岩屑床，造成卡钻或环空憋堵、憋漏地层。
(5)位移大、大斜度井段长，钻具贴在下井壁，造成旋转扭矩和滑动摩擦力增大，防卡润滑难度大。
(6)受大自然气象影响因素多，如：风、雾、浪、涌、雨、雪、冰等造成海运困难，影响钻井施工进度。
3采取的技术方案及措施¨引
3.1钻头优选
针对馆陶组底部玄武岩井段长、可钻性差、研磨性高的特点，前期开展了牙轮钻头和PDC钻头选型试验工作，使用牙轮钻头在玄武岩地层一般进尺不过100m，就会出现钻头外排齿断齿、磨损严重、保径磨损，钻头先期失效。PDC钻头在该井段寿命更短，钻头进尺很不理想，钻头先期失效的主要特征是外排切削齿冲击崩片，保径齿及钻头胎体快速磨损。
经过分析不只是地层可钻性差，另一个关键因素是在玄武岩井段存在有许多夹层，于是加强了钻头的冲击性和保径，并采用了新型的z3齿，适当降低转速、减小钻头的冲击力，有效保护钻头。最终采用5刀翼PDC钻头取得了较好的效果。在3号岛大斜度井的钻进中采用了已经优选出的PDC钻头，并对钻进参数进一步优化，制订了PDC钻头使用技术措施，达到了用1只PDC钻头钻完1个尺寸井深的目标。NP13一X1046井使用1只0311.1mmPDC钻头，自井深1118ITI钻进至2943m，进尺18251TI，完成了0311.1mm井段的进尺。
3.2钻井液配方及维护
3.2.1钻井液体系配方NP13一X1046井一开和NP13.X1042井一开及二开使用膨润土聚合物体系：6%膨润土+0.1%N~CO+0.2%PMHA+1%NPAN，用PMHA、NPAN维护处理，用高黏CMC、流调剂XC调整黏度。
NP13-X1046井二开和NP13-X1042井三开使用聚磺混油钻井液：基浆+0.4%PMHA.II+I%NH4一HPAN+1.5%SMP.2+2%KJ一1+1.5%DFT-l+2%单封+8%原油+2%极压润滑剂+0.2%XC+NaOH+加重剂。
NP13一X1046井三开和NP13.X1042井四开使用氯化钾成膜封堵低侵入混油钻井液：3%膨润土的基浆+0.5%抗盐聚合物+3%抗盐抗温降滤失剂+3%磺化酚醛树脂SMP一2+2%抗温降滤失剂KJ—l+2%防塌剂DFT-l+2%KCl+3%液体极压润滑剂+8%原油+2%石墨+3%超低渗成膜封堵剂+0.2%XC生物聚合物+NaOH十加重剂
3.2.2日常维护处理
(1)聚合物钻井液
。①基浆的配制。清水90m，开泵循环，依次从混合漏斗加入纯碱0-3t，土粉8t，充分循环后，打入储备罐501TI，预水化24h以上待用。
②走循环系统。将循环罐中的基浆稀释处理至p=1.03cm，FV=33S。钻进过程用CMC胶液处理。打完一开进尺，调整性能FV=40S，循环彻底后起钻下套管。
(2)聚合物混油钻井液。
①钻水泥塞时尽量减少参加循环的钻井液量，钻完后将受污染的钻井液换掉。
②预处理，通过混合漏斗依次加入PMHA—IIO.5t、NH4.HPAN0.7t，循环均匀，调整钻井液性能达到设计要求。
③日常维护与处理。用PMHA.II：NH4一HPAN=l：2比例，1/30浓度配成胶液，以细水常流方式维护。
保持适当钻井液黏度、初终切力，使钻井液具有良好的触变性能。井斜角大于30。以后，加入XC调节动切力，保持动塑比为0.4～0.6，控制在2～8，控制在3～10，以满足井眼净化的要求。短起下钻时，泵人10～15m的稠浆(漏斗粘度在80～90S左右)进行携带岩屑。
保持体系中较低的摩阻因数。井斜角在0～45。时，加入5%的原油，井斜角大于45。后，原油加量逐步增加至8%，加入适量乳化剂使原油充分乳化，摩阻因数控制在0.06以下。
(3)氯化钾成膜封堵低侵入钻井液体系。
①用中完钻井液钻水泥塞至套管鞋前，循环清洗井筒中水泥屑，将受污染严重的钻井液换掉。
②预处理。回收上一井段钻井液，使用固控设备清除钻井液中的无用固相，并补充至所需钻井液量，通过混合漏斗按配方依次加入各种处理剂，充分搅拌循环后密度加重到设计要求后钻进。
③开钻后测量钻井液的电阻率、减少KC1加量，完井前钻井液电阻率控制在0.4n·m/18(。)以上。
④日常维护与处理。KC1体系只有在碱性溶液中才能发挥最佳效能，因此每班坚持pH值监测，pH<9时应补充NaOH溶液，pH值保持为9～10。
钻井过程中为保持性能的良好维护，保持固控设备良好并全程使用，维持膨润土含量小于50g/L。
补充抗盐降滤失剂，保持API滤失量小于4mL，高温高压失水小于12mL;保持适当钻井液黏度、初终切力，使钻井液具有良好的触变性。用XC调节动切力，保持动塑比在0.5～0.8之间，控制在5～10，控制在8～l2，以满足大斜度井眼净化的要求。短起下钻时泵人1O～15m的稠浆(漏斗黏度在80～90S左右)进行携带岩屑。
钻井过程中保持防塌材料(磺化沥青)和其他处理剂，提高钻井液的抑制性和防塌能力。
为了保证井眼清洁，O215.9mm排量不低于35L/s，保持较大的上返速度。
钻入玄武岩之前，增大高温高压降滤失剂、SMP、KJ一1的加量，控制API滤失量4mL以下、HTHP滤失量小于10mL，防止水敏性垮塌。钻井过程中加足磺化沥青、乳化石蜡(或白沥青)及封堵防塌剂等增强防塌能力，并在钻进中维持其含量，钻到黑色玄武岩和玄武质泥岩井段，调整钻井液的密度，将密度逐步提至高限，防止应力性垮塌;黏度维持在50～60S。
玄武岩地层钻进中尽量避免技术划眼，禁止定点循环，防止垮塌。加入大分子包被剂控制分散，用净化设备清除有害固相，每次起下钻清理三角罐，控制膨润土含量和无用固相，确保玄武岩井壁稳定和储层保护效果。
原油、极压润滑剂含量达到设计要求，摩阻因数控制在0.06以下。
进入目的层井段前，增加抗盐降滤失剂用量。目的层段充分清除无用固相，控制API滤失量小于4mL，高温高压滤失量小于10mL，根据小型实验情况加入油层保护剂，有效地保护油气层。
3.3事故复杂预防措施
3-3.1防漏
(1)搞好钻井液的维护处理，保持良好的钻井液性能。钻井液首先要具备良好的造壁性、封堵性，膨润土含量6%～8%、纯碱、烧碱各0.5%～1%、超细碳酸钙1%、单封1%、大分子絮凝剂0.3%，实现随钻堵漏，同时随着钻井液向地层的渗透滤失，在砂层深部形成内滤饼造壁——“形成墙”，提高地层的承压能力。
一开、二开井段井眼较大(钻头尺寸：444.5mm、311.1mm)，地层可钻性好，钻井速度快，砂子量多，岩屑浓度高，保证悬浮、携带、清除很关键。通过加入包被剂PMHA.2、降滤失剂NPAN一2或少量的流调剂XC调整流变参数，保证3转6转读数(比值为3：6)和动塑比(大于0.5)来实现。钻进过程中，保持较大的排量，减缓岩屑沉降速度，防止形成滞留层，避免形成虚厚滤饼或砂床，保证井壁光滑、井眼清洁。
在明化镇组地层维护钻井液性能时，适当控制降滤失剂、防塌剂的加量，API滤失量小于8mL即可，适当扩大上部井眼，避免起钻拔活塞或下钻划眼，导致开泵不畅，造成环空憋堵。
进入玄武岩、玄武质泥岩易垮塌地层前，逐步提高钻井液密度至设计上限，加重幅度每周不超过0.02g/cm，防止加重过快压漏地层。
(2)采取科学合理的工程措施防止操作不当造成井漏。明化镇组地层疏松井段，可钻性好，钻进过程中适当控制钻速，每钻完一柱后进行技术划眼刮拉井壁1次，接立柱时晚停泵、早开泵，延长循环时间，降低钻井液中钻屑浓度。每钻进300m进行1次短程起下钻，刮拉井壁，刮掉沉积在井壁上的细砂，避免形成虚厚滤饼。
保持较大的钻进排量。0444.5iilin井眼排量达到65L/s以上，0311.1InlTl井眼排量达到55L/s以上，O215.9mm井眼排量达到32L/s以上，确保钻屑及时上返，防止岩屑聚集。
严格控制起下钻速度，下钻过程中分段循环，反复上下活动钻具，小排量开泵，在环空高黏切钻井液全部返出井口后，再逐步增大排量。如起钻有拔活塞现象，接顶驱循环、倒划眼，下钻到该井段，接顶驱循环划眼，防止因小井眼钻井液上返憋堵而压漏地层。
3.3.2防塌措施
(1)钻入玄武岩层之前保证大分子聚合物加量，提高护壁能力。
(2)增大抗盐性高温高压降滤失剂的加量，控制API失水小于4.0mL、HTHP失水小于8.0mL，防止地层水敏性垮塌。
(3)加足低荧光磺化沥青、乳化石蜡及白沥青等封堵防塌剂，增强防塌承压能力，并在钻进中维持其含量。
(4)逐步提高钻井液密度至设计上限，加重幅度每周不超过0.02g/cm，上提密度过程中加入适量超低渗、超细钙等材料，防止地层应力性垮塌。
(5)控制漏斗黏度50～55S，尽量提高携带和悬浮能力。
(6)在玄武岩井段钻进过程中尽量不进行起下钻、短起下钻等作业，禁止定点循环，如必要时可考虑起出玄武岩井段再循环活动，减少钻具对井壁的碰撞。
(7)搞好生产组织，加快钻井速度，尽量减少玄武岩的浸泡时间。
3.3.3降摩、减扭、防卡措施
(1)斜井段保持良好的钻井液性能和韧而光滑的滤饼质量、井壁稳定、井筒清洁是润滑防卡的前提条件，采用原油、极压润滑剂等化学润滑和减摩降扭接头、滚轮扶正器、塑料小球等物理润滑相结合的复合润滑方案，原油含量不低于8%、极压润滑剂含量达2.0%，根据井下情况配合石墨类润滑剂，提高润滑防卡能力，摩阻因数小于0.06以下。钻杆中加装一定数量的减摩降扭接头。
(2)随井深和位移的增加，保证各种润滑材料的有效含量，并根据顶驱扭矩和上提拉力的变化，及时调整润滑方案。
(3)起下钻遇阻卡时，决不强提硬拉，及时接顶驱循环、划眼。
(4)随时掌握井下情况，钻进时注意泵压、悬重、排量、扭矩变化是否正常，发现异常及时进行短起下钻破坏岩屑床，补充润滑剂。
(5)接单根时动作迅速，避免钻具在井内静止时间过长而造成卡钻，循环时转动并上下活动钻具。
(6)严格执行钻井排量等参数要求，保证排量，提高返速，保证井眼清洁。
(7)坚持技术划眼，每钻完1个立柱接立柱前都要上下划1遍。发现扭矩增加过快，就要进行短期下钻，目的是充分刮拉井壁，破坏岩屑床，保证上部井段的清洁、顺畅，为下部井段的安全施工创造条件。
3.4井眼轨道优化技术
首先，要根据油田开发布置要求，保证实现地质目的;其次，要有利于提高油气产量和采收率，改善投资效益;第三，在选择造斜点、井眼曲率、最大井斜角等参数时要有利于钻井、采油和修井等作业;最后，要在满足钻井目的的前提下，尽可能选择比较简单的轨道类型，力求使设计斜井深最短，以减少井眼轨迹控制的难度和钻井工作量，有利于安全、快速钻井，降低钻井成本。
由于地层倾角和走向等变化大，轨道设计要求高，轨迹控制中调整频繁、难度大。这就要求在轨道设计中必须做到以下几点：
(1)详细了解地质构造、地层岩性、可钻性等情况。
(2)结合完井和采油要求以及工具的造斜能力确定造斜点，设计造斜率应适当低于动力钻具组合的造斜能力，缩短动力钻具定向钻井井段，增长导向钻进和转盘增斜钻进井段，确保井眼的平滑、安全。
(3)综合考虑造斜点地层的稳定性、直井段将产生的位移、方位，提前做出预案以指导现场轨迹控制。
(4)优化剖面结构，最大限度减小摩阻和扭矩，为后期水平段施工提供安全基础。
3.5井身轨迹控制措施
(1)采用井下动力钻具加MWD、LWD，随时监测井眼轨迹变化，发现问题及时调整。
(2)按定向井的要求随时调整钻具结构，以满足井身轨迹控制的需要。
(3)根据井眼轨迹的变化和定向井现场技术人员的要求调整钻进参数，确保井眼轨迹在设计范围内，确保中靶。
(4)3号岛丛式井组存在井眼相交和碰撞套管事故的风险。钻井期间严格按照钻井工程设计施工，密切关注井下情况，如：钻速突然加快或放空、蹩跳、井漏、返出异物等现象，及时停钻分析，原因分析不清决不钻进。
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4结论与认识
(1)针对3号岛大斜度井的特点，不断改进和完善大斜度井的施工方案和技术措施，确保了大斜度井的顺利完成。
(2)大斜度井一定要有一个优化的钻井工程设计，特别是要有合理的井身结构设计，定向井剖面要进行扭矩摩阻分析，便于大幅度降低钻井施工难度。
(3)合理的钻头选型和最优的钻进参数是提高钻井速度计的前题。
(4)大斜度井的特点决定了其较大的施工风险，绝不允许出现井下复杂和事故。施工中必须做到以下几点：一是必须保障机泵的良好状态和正常运行;二是员工要有高超的操作技能，能够正确处理施工中遇到的异常情况;三是必须严格按技术措施执行，绝不能逾越程序;四是加大钻井液费用投入，维持良好的钻井液性能，保证井壁稳定。
(5)井控安全始终是钻井安全的重中之重，在具备良好、齐备的装备条件下，提高井控意识和井控技能，是保证井控安全的关键。
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