一、 引言
CB30区块深井丛式井组是胜利油田开发埕岛油田古潜山油藏的重点开发井组，由CB30A、CB30B、CB30C三个井组组成，共设计14口井，每个井组的井间距都是2.2m×2.2m，平均设计井深4201m。CB30区块的开发方案形式在国内尚属首例。其中CB30A-2井是海洋钻井公司施工井中目前难度最大的海上深开发井。
二、本井特点
1、CB30A-2井设计完钻斜深4645.58米、垂深：4226.28米、井斜29.92°、方位201.4，并且为双靶点，A靶点垂深：3500米靶区半径15米（南不移），B靶点垂深：4105米，靶区半径30米。
2、造斜点浅，稳斜段长，水平位移大，井眼轨迹控制较困难。从571.58米于171/2?井眼开始预定向，直到三开完钻，稳斜段达3430米，水平位移1591.03 米，泥浆泵和钻井液等都是极大地考验。
3、从已经完成的几口井来看，本区块地层异常高温，电测显示，4000米地温176°C，所以，对钻井液要求抗高温性能要求极高。
三、本井主要工作目标
1、平均机械钻速>5米/小时；钻井周期≤85天；建井周期≤95天。
2、保护好油层：泥浆性能符合泥浆策划的要求；
3、本井计划钻至古生界地层界面取心3米。
4、不发生复杂情况及工程事故，不发生设备停工、组织停工。
四、钻井液工艺
本井采用采用强抑制性多元醇钻井液体系的具有较强的抑制性能、携岩能力和良好的润滑性能，为使用低密度钻井液和保持井壁稳定提供保证。在钻井过程中，该体系钻井液井眼净化和井壁稳定能力良好，从未因钻井液性能不好造成井下复杂情况和事故，从而提高了钻井速度，缩短了每次起下钻时间和下套管及电测时间，而且对油气层损害小。
1、日常维护
（1）不同井段的钻井液密度：0～90.08m：1.03 g/cm3；90.08～491 m：1.05～1.10 g/cm3；491～611m：1.08～1.15g/cm3；611～3998m：1.12～1.20 g/cm3；3998～4630m ：1.07g/cm3。
（2）钻井液流变性
在易造浆及渗透性好的砂泥岩井段，钻井液粘切指标控制的低一些以达到冲洗井壁的目的。在易垮塌井段，控制较高的粘切值及动塑比，以提高携岩能力，保持井底清洁。
（3）失水控制
失水控制直接关系到油气层保护和井下安全。薄而韧、润滑性好的泥饼有利于钻井作业顺利进行和保护油气层。LY-1、LYS与LYDF配合使用可有效地控制失水，形成高质量泥饼，有利于井壁稳定和保护油气层。
2、钻井液分段设计
（1）三开井段（1611～3998m）:多元醇聚合物钻井液
1)钻井液配方:材料（浓度kg/m3) ：PAM（2～5）＋PAC141（5～10）＋MMH（20～30）＋SMP-2（30～50）＋LY-1（10～20）＋LYDF（10～20）＋SYP-2（20～30）＋SYP-1（15～30）＋NH4-HPAN（适量）＋NaOH适量＋Na2CO3＋（适量）＋LYGR（10～20）＋青石粉（适量）
2)钻井液性能：ρ(1.15～1.20 g/cm3)； FV(40～60s) ；PV（15～25mPa·s)； τ0(8～15Pa)； kf≤0.1；粘土含量（40～60g/l）；固相含量（<10%）；含砂量（<0.3%）；API失水(≤4ml) ；HTHP失水(；pH（8～9）。
3)钻井液维护处理措施及特点：
钻井液中保持3%～5%的多元醇润滑剂，并视井下摩阻情况配合加入固体润滑剂，保证钻井液具有良好的润滑性能。
1611～2190米井段为馆陶组，钻井液作用仍以控制地层造浆为主，用聚合物胶液进行维护，保持聚合物含量>0.3%，利用好除砂器、离心机等固控设备,及时清除无用固相，粘度40～50s，保证了大井眼的携砂性能良好。
2190～3998米井段主要钻遇东营组、沙河街组和中生界地层。该井段钻井液首先是有效地控制掉块产生，其次是解决了钻井液携砂问题，具有较强的抑制性和合适的动塑比值，确保施工的顺利进行。降滤失剂SMP-2加量3% 、LY-1加量1% 、LYDF加量1%～2%，控制失水在4ml以下，保证钻井液的防塌效果，同时保持一定的动塑比值大于0.5，解决了携岩问题；流型调节用复配铵盐，保持井眼规则。
充分利用好固控设备并保证好震动筛的使用效率及筛布的目数，用聚丙稀酸钾胶液补充足聚合物含量，控制地层造浆及劣质土的进入，配合烧碱水保持PH值在8～9保持稳定性、加大防塌剂的加量，保持钻井液的强抑制性、稳定性。
（2）四开井段（3998～4630m）：无固相多元醇钻井液
1)钻井液配方：材料名称(浓度kg/m3)：PAC141（10～30）＋LY-1（10～20）＋SYP-2（30～50）＋Na2CO3（适量）
2)钻井液性能：ρ(1.07g/cm3)； FV(40～60s) ；PV（18～27mPa·s)； τ0(8～15Pa)；含砂量（<0.3%）；API失水(≤4.5ml) ；HTHP失水(；pH（8～9）。
3)钻井液维护处理措施及特点
该井段为古生界和太古界地层，岩性以白云岩及灰岩为主，易发生井漏和井喷，要求钻井液防漏防喷；由于井深，井低温度高，要求钻井液具有良好的高温稳定性，保持良好的流变性和润滑性，满足携岩及防卡的需要。为保护油气层，该井段采用无固相低密度海水钻井液体系。钻井液具体配制维护如下：
*四开前配制无固相低密度钻井液： 1%LY-1+2%PAC141+2-3%SYP-2+ Na2CO3（适量）；钻井液性能参数：ρ<1.07 g/cm3；FV=40s～60s。
*加强固控，严格控制钻井液密度低于1.07g/cm3，在钻井过程中很好的保护了主力油气层。
*使用可溶性甲酸盐作为加重材料，利于保护油气层。
*根据钻井液携砂情况，及时调整流变性能。4021～4036m井段出现携岩困难，扭矩增大，摩阻增大，并出现不同程度的粘卡钻具现象，通过适当加入HV-PAC或PAC141提高粘切力及时消除。
*钻进过程中，保持多元醇润滑剂SYP-2含量不低于3%，泥饼粘附系数小于0.2；在电测、下套管前根据井下情况配合使用固体润滑剂LYGR。
*完钻后大排量充分洗井，进行短起下钻580m。然后适当调整了全井钻井液性能，用粘度65s的稠泥浆封井，保持井眼畅通，保证了完井电测下入到预定深度一次成功。
五、结论与认识
CB30A-2井实际完钻斜深4630米、垂深4249米、井斜最大井斜32.93°、井底闭合方位 205.36o、井底水平位移1570.86米，A靶靶心距为0.40米，B靶靶心距为23.37米。该井钻井周期86天10:10，建井周期93天16小时，刷新了海上深井施工的纪录，为今后的海上生产奠定了坚实的基础。