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摘 要：介绍了胜坨油田坨38-斜5大斜度长裸眼双靶点定向井各井段施工技术、胺盐聚合物钻井完井液的技术要点及固井作业技术措施，探讨了大斜度长裸眼定向井井身轨迹控制、钻具组合优选、岩屑携带及固井作业等问题， 并有针对性地提出了相应技术措施。
关键词：定向井 裸眼 大角度斜井 工程设计 井眼轨迹 钻井液 固井 胜坨油田 坨38-斜5井
一、工程设计概况
坨38-斜5井是一口大斜度长裸眼双靶点定向井， 目的层为坨38断块沙二段14砂组油气层。该井设计井深2282.85m，垂深1770m，设计闭合方位105.72°，造斜点深918.75m，造斜率15°/100m，最大井斜角57.35°，井底闭合距996.12m。第一靶点垂深1655m，靶区半径20m；第二靶点垂深1700m，靶区半径20m。
坨38-斜5井设计井身结构为：一开Φ444．5mm井眼×201m，Φ339．7mm套管×200m，水泥返至地面；二开Φ215．9mm井眼×2282.85m，Φ139．7mm 套管×2279.85m，水泥返至地面。
该井采用双靶点直一增一稳三段制井身剖面：直井段为0～918.75m，井斜角控制在1°以内；定向段为918.75~1301.10m ，定向段终点井斜角达到57.35°；稳斜段为1301.10~2282.85m，稳斜钻至设计井深，并且需要扭方位至118.02°中靶。
二、定向施工
坨38-斜5井二开钻至井深900.54m定向，采用钻具组合：Φ215．9mm钻头+Φ171.5mm×1.25°单弯动力钻具+回压凡尔（431*410）+Φ204mm扩大器+定向接头（411*410）+Φ127mm无磁承压钻杆+Φ127mm加重钻杆*13根+Φ127mm钻杆。使用有线随钻测斜仪SSE随钻监测，用磁性高边控制动力钻具的工具面，调好方位全力增斜钻进。斜井段坚持使用加重钻杆，并可使用一定数量的螺旋钻铤，以减小钻具与井壁的接触面积,同时保证钻井泵排量，以提高井眼清洗效率，增强钻井液的携岩能力。严格控制钻具在井内的静止时间，除测斜外，钻具静止时间不超过3min，且钻具应大幅度活动，坚决杜绝定点循环。在钻进过程中，调整好钻井液性能，在井下条件允许的情况下，钻井液密度尽量使用设计下限值，保持近平衡压力钻井。起下钻要控制速度，起钻速度不能过快，防止抽吸压力诱发井喷，井深超过500m以后下钻要挂辅助刹车，每下一柱不能少于30s，防止下钻速度快产生激动压力过大压漏地层。下钻过程中要分段循环钻井液，切不可一次下钻到底再开泵循环，开泵要先小排量顶通后，再恢复正常排量，严禁开泵过猛憋漏地层。钻至井深2280.00m完钻(垂深1770.44m)，井底井斜角56°，方位角110.05°，井底闭合位移997.62m，最大井斜角59.24°(所在井深1593.79m)，平均造斜率15°/100m。第一靶点垂深1655.00m， 闭合方位103.34°，位移822.20m，靶心距4.16m；第二靶点垂深2151.37m，闭合方位103.92°，位移890.60m，靶心距4.82m。
三、钻井完井液技术
1.分段钻井液维护原则
坨38-斜5井采用了聚合物润滑防塌钻井液体系，二开直井段用PAM控制地层造浆，改小循环后采取聚合物絮凝加固控设备逐级净化的方法来清除钻井液中的有害固相，同时开启振动筛、除砂器和离心机等固控设备，以便更好的提高机械钻速，加入铵盐、烧碱、降滤失剂，优化钻井液流型，用聚合物胶液维护正常钻进。钻至井深880.00m时充分循环，井筒干净后加入复合盐水降滤失剂封井底起钻，确保动力钻具顺利下入，钻井液性能：密度1.12g/cm3、粘度38s。定向井段逐渐加入铵盐和防塌剂调整钻井液流型和性能，在钻进过程中不间断使用高分子絮凝剂维护钻井液，并及时加入防塌降失水剂来调整钻井液性能：密度1.15g/cm3、粘度46s、塑性粘度10mPa·s、动切力5Pa、失水5ml、静切力1/3Pa、PH值8。钻至1200.00m时混入原油降低摩阻，控制粘度，保证钻井液粘度在45s左右，以提高其悬浮能力和携岩能力，确保井壁稳定，井眼畅通，坚持每钻进200m进行短起下钻作业，有效的破坏岩屑床，保证井筒畅通防止键槽及粘卡等复杂情况的发生。在钻至1720.00m时，在钻井液中混入油保材料低荧光封堵防塌剂，有效的保护好油气层。
2.现场维护措施
2.1固相控制
现场配备三级净化设备，在定向段钻进中振动筛、除砂器连续运转，除泥器或离心机应根据需要至少每4h运转1循环周。同时配合应用化学絮凝剂，以清除有害的细颗粒固相。其次，每钻进200m必须进行一次短起下钻，且起至新钻井眼之上，用钻具和钻头刮拉井壁，以消除沿下井壁的岩屑床，有效清除钻井液中的固相。
2.2流变性控制
用铵盐和防塌剂对钻井完井液进行维护处理，使之保持良好的流变性。
2.3抑制性控制
在钻开油气层前之前，在钻井液中混入低荧光封堵防塌剂，在保护油气层的同时，以增强钻井液的抑制能力和防塌能力。
2.4润滑性控制
定向施工中加入4~5%的原油，并在后续作业中不断补充原油，使其最终含量达到10~12%。完钻前在钻井完井液中混入1%的固体润滑剂，使钻具与井壁之间由面接触改变为点接触，由滑动摩擦转化为滚动摩擦，大大提高了钻井完井液的润滑能力，不仅保证了起下钻畅通顺利，而且有效地保证了电测、下套管等作业的顺利进行。
四、油层套管固井
坨38-斜5井油层套管固井的套管串结构(自下而上)为：引鞋+ 带旋流孔套管1根+套管1根+浮箍2个+套管串+联顶节，采用双弓扶正器，从旋流套管开始每根加1个扶正器，直到1700.00m，以上每2根加1个扶正器。在旋流套管上加扶正器，可有效避免因重力作用而使套管紧贴下井壁。如流套管紧贴下井壁，在注水泥作业中紧贴下井壁的旋流孔会被堵塞而导致环空水泥浆上返时从“源头”形成沿下井壁的死区。
为了有效悬浮和清除岩屑，甚至阻止固相颗粒的沉积，下完套管后除大排量循环2~3倍井筒容积的循环总量外，事先应调整处理好钻井完井液，将其粘度控制在45s左右，静切力控制在3/10Pa左右，以有效悬浮和携岩。
该井设计采用G级高抗水泥，水泥浆自由水控制量<3.5mL，API失水量<250mL，稠化时间须超过注水泥时间1h，水泥石24h最小支撑抗挤强度≥3.5MPa。固并质量评价测井结果表明，管外水泥返至地面，封固质量评价为优质。
五、结论与建议
1.在大斜度井钻井过程中，应保证钻井液具有适当的粘度、切力和较强的悬浮岩屑能力，避免在斜井段形成岩屑床。
2.大斜度井段钻进过程中，应提高钻井液的润滑性(如加入原油)，坚持短起下钻，清除斜井段的岩屑床，保证井眼畅通；在完钻前加入适量的固体润滑剂，保证起下钻畅通和完井作业的顺利进行。
3.在稳斜段施工中，应充分考虑地层倾斜角和倾斜方向等因素，采用合理的钻具组合控制井斜方位，保证井身质量。
4.油层套管固井时，扶正器的加量要足，加的位置要合理，特别是带旋流孔的套管上一定要加扶正器，以确保套管居中和水泥浆在环空中上返时的有效填充。
5.采用合理的钻具组合，直井段防斜打直，定向段减小狗腿度，保证井身轨迹质量。
6.坚持短起下钻作业，并适当地进行干通，用钻具和钻头刮拉井壁，以消除沿下井壁的岩屑床，有效清除钻井液中的固相。
关键词：定向井 裸眼 大角度斜井 工程设计 井眼轨迹 钻井液 固井 胜坨油田 坨38-斜5井
一、工程设计概况
坨38-斜5井是一口大斜度长裸眼双靶点定向井， 目的层为坨38断块沙二段14砂组油气层。该井设计井深2282.85m，垂深1770m，设计闭合方位105.72°，造斜点深918.75m，造斜率15°/100m，最大井斜角57.35°，井底闭合距996.12m。第一靶点垂深1655m，靶区半径20m；第二靶点垂深1700m，靶区半径20m。
坨38-斜5井设计井身结构为：一开Φ444．5mm井眼×201m，Φ339．7mm套管×200m，水泥返至地面；二开Φ215．9mm井眼×2282.85m，Φ139．7mm 套管×2279.85m，水泥返至地面。
该井采用双靶点直一增一稳三段制井身剖面：直井段为0～918.75m，井斜角控制在1°以内；定向段为918.75~1301.10m ，定向段终点井斜角达到57.35°；稳斜段为1301.10~2282.85m，稳斜钻至设计井深，并且需要扭方位至118.02°中靶。
二、定向施工
坨38-斜5井二开钻至井深900.54m定向，采用钻具组合：Φ215．9mm钻头+Φ171.5mm×1.25°单弯动力钻具+回压凡尔（431*410）+Φ204mm扩大器+定向接头（411*410）+Φ127mm无磁承压钻杆+Φ127mm加重钻杆*13根+Φ127mm钻杆。使用有线随钻测斜仪SSE随钻监测，用磁性高边控制动力钻具的工具面，调好方位全力增斜钻进。斜井段坚持使用加重钻杆，并可使用一定数量的螺旋钻铤，以减小钻具与井壁的接触面积,同时保证钻井泵排量，以提高井眼清洗效率，增强钻井液的携岩能力。严格控制钻具在井内的静止时间，除测斜外，钻具静止时间不超过3min，且钻具应大幅度活动，坚决杜绝定点循环。在钻进过程中，调整好钻井液性能，在井下条件允许的情况下，钻井液密度尽量使用设计下限值，保持近平衡压力钻井。起下钻要控制速度，起钻速度不能过快，防止抽吸压力诱发井喷，井深超过500m以后下钻要挂辅助刹车，每下一柱不能少于30s，防止下钻速度快产生激动压力过大压漏地层。下钻过程中要分段循环钻井液，切不可一次下钻到底再开泵循环，开泵要先小排量顶通后，再恢复正常排量，严禁开泵过猛憋漏地层。钻至井深2280.00m完钻(垂深1770.44m)，井底井斜角56°，方位角110.05°，井底闭合位移997.62m，最大井斜角59.24°(所在井深1593.79m)，平均造斜率15°/100m。第一靶点垂深1655.00m， 闭合方位103.34°，位移822.20m，靶心距4.16m；第二靶点垂深2151.37m，闭合方位103.92°，位移890.60m，靶心距4.82m。
三、钻井完井液技术
1.分段钻井液维护原则
坨38-斜5井采用了聚合物润滑防塌钻井液体系，二开直井段用PAM控制地层造浆，改小循环后采取聚合物絮凝加固控设备逐级净化的方法来清除钻井液中的有害固相，同时开启振动筛、除砂器和离心机等固控设备，以便更好的提高机械钻速，加入铵盐、烧碱、降滤失剂，优化钻井液流型，用聚合物胶液维护正常钻进。钻至井深880.00m时充分循环，井筒干净后加入复合盐水降滤失剂封井底起钻，确保动力钻具顺利下入，钻井液性能：密度1.12g/cm3、粘度38s。定向井段逐渐加入铵盐和防塌剂调整钻井液流型和性能，在钻进过程中不间断使用高分子絮凝剂维护钻井液，并及时加入防塌降失水剂来调整钻井液性能：密度1.15g/cm3、粘度46s、塑性粘度10mPa·s、动切力5Pa、失水5ml、静切力1/3Pa、PH值8。钻至1200.00m时混入原油降低摩阻，控制粘度，保证钻井液粘度在45s左右，以提高其悬浮能力和携岩能力，确保井壁稳定，井眼畅通，坚持每钻进200m进行短起下钻作业，有效的破坏岩屑床，保证井筒畅通防止键槽及粘卡等复杂情况的发生。在钻至1720.00m时，在钻井液中混入油保材料低荧光封堵防塌剂，有效的保护好油气层。
2.现场维护措施
2.1固相控制
现场配备三级净化设备，在定向段钻进中振动筛、除砂器连续运转，除泥器或离心机应根据需要至少每4h运转1循环周。同时配合应用化学絮凝剂，以清除有害的细颗粒固相。其次，每钻进200m必须进行一次短起下钻，且起至新钻井眼之上，用钻具和钻头刮拉井壁，以消除沿下井壁的岩屑床，有效清除钻井液中的固相。
2.2流变性控制
用铵盐和防塌剂对钻井完井液进行维护处理，使之保持良好的流变性。
2.3抑制性控制
在钻开油气层前之前，在钻井液中混入低荧光封堵防塌剂，在保护油气层的同时，以增强钻井液的抑制能力和防塌能力。
2.4润滑性控制
定向施工中加入4~5%的原油，并在后续作业中不断补充原油，使其最终含量达到10~12%。完钻前在钻井完井液中混入1%的固体润滑剂，使钻具与井壁之间由面接触改变为点接触，由滑动摩擦转化为滚动摩擦，大大提高了钻井完井液的润滑能力，不仅保证了起下钻畅通顺利，而且有效地保证了电测、下套管等作业的顺利进行。
四、油层套管固井
坨38-斜5井油层套管固井的套管串结构(自下而上)为：引鞋+ 带旋流孔套管1根+套管1根+浮箍2个+套管串+联顶节，采用双弓扶正器，从旋流套管开始每根加1个扶正器，直到1700.00m，以上每2根加1个扶正器。在旋流套管上加扶正器，可有效避免因重力作用而使套管紧贴下井壁。如流套管紧贴下井壁，在注水泥作业中紧贴下井壁的旋流孔会被堵塞而导致环空水泥浆上返时从“源头”形成沿下井壁的死区。
为了有效悬浮和清除岩屑，甚至阻止固相颗粒的沉积，下完套管后除大排量循环2~3倍井筒容积的循环总量外，事先应调整处理好钻井完井液，将其粘度控制在45s左右，静切力控制在3/10Pa左右，以有效悬浮和携岩。
该井设计采用G级高抗水泥，水泥浆自由水控制量<3.5mL，API失水量<250mL，稠化时间须超过注水泥时间1h，水泥石24h最小支撑抗挤强度≥3.5MPa。固并质量评价测井结果表明，管外水泥返至地面，封固质量评价为优质。
五、结论与建议
1.在大斜度井钻井过程中，应保证钻井液具有适当的粘度、切力和较强的悬浮岩屑能力，避免在斜井段形成岩屑床。
2.大斜度井段钻进过程中，应提高钻井液的润滑性(如加入原油)，坚持短起下钻，清除斜井段的岩屑床，保证井眼畅通；在完钻前加入适量的固体润滑剂，保证起下钻畅通和完井作业的顺利进行。
3.在稳斜段施工中，应充分考虑地层倾斜角和倾斜方向等因素，采用合理的钻具组合控制井斜方位，保证井身质量。
4.油层套管固井时，扶正器的加量要足，加的位置要合理，特别是带旋流孔的套管上一定要加扶正器，以确保套管居中和水泥浆在环空中上返时的有效填充。
5.采用合理的钻具组合，直井段防斜打直，定向段减小狗腿度，保证井身轨迹质量。
6.坚持短起下钻作业，并适当地进行干通，用钻具和钻头刮拉井壁，以消除沿下井壁的岩屑床，有效清除钻井液中的固相。