深层煤岩气作为一种新型源内非常规天然气在长庆油田气区首次勘探开发，被列为长庆油田“十四五”规划稳产上产开发的重要新领域。2023年率先在鄂尔多斯盆地东部气田绥德−米脂区块布井实施，探索本溪组8^#煤岩古生界源内气藏及勘探开发技术，求取水平井产能，实现盆地东部接替领域战略突破，但深层煤层具有埋藏深、地应力高、储层敏感性强和井壁稳定性差等特点，被认为是煤岩气勘探开发的禁区。目前国内煤岩气开发仅局限于1 500 m以浅的煤岩储层，埋深大于2 000 m煤岩气的勘探开发处于探索阶段。深层煤岩气水平井储层安全钻井关键技术集成配套程度低，常规水平井钻井工艺并不完全适用于深层煤岩气水平井，尤其是成功开发埋深超2 000 m煤岩气的案例较少，2022年区域内部署实施的NL1H井钻井周期长达79.23 d，同年大宁−吉县区块进行了4口深层煤岩气水平井先导性试验，平均完钻井深3 645.00 m，平均水平段长度1 114.00 m，平均钻井周期78.91 d，平均机械钻速5.83 m/h^[1] ，钻井周期长，机械钻速低，亟需开展鄂尔多斯盆地深层煤岩气安全高效勘探开发技术攻关，配套适合区域内深层煤岩气水平井施工的钻井关键技术。笔者在分析鄂尔多斯盆地东部气田本溪组8^#煤岩储层地质特性和钻井技术难点的基础上，开展了以高效提速工具配套、精细导向井眼轨迹控制技术、旋转下套管技术及微纳米强抑制高效水基钻井液体系等技术研究，形成了鄂尔多斯盆地深层煤岩气水平井水平段安全钻井关键技术，并在该盆地10口深层煤岩气水平井进行了应用，平均机械钻速较未应用该技术的邻井提高了48.51%。

1.   钻井技术难点分析

鄂尔多斯盆地东部气田深层煤岩气目的层为上古生界石炭系本溪组8^#煤岩，与上覆太原组庙沟段沉积相控制形成煤泥、煤灰和煤砂3种储盖组合，平均埋藏深度2 500.00 m，煤岩平均厚度8.50 m，以亮煤、半亮煤为主，其中8^#煤岩顶部为含泥含灰煤岩、中上部为纯煤岩、下部为碳质泥岩、底部为煤矸。纯煤岩以原生结构煤为主，密度1.35～1.45 g/cm³，呈块状、柱状，质地软；碳质泥岩密度1.90～2.00 g/cm³，煤矸密度2.55～2.65 g/cm³，质地硬，碳质泥岩及煤矸具有层状结构，易坍塌掉块。煤岩、煤矸整体割理和微裂缝发育，脆性大、应力敏感、非均质性强，钻井过程中极易发生垮塌。该区块深层煤岩气水平井水平段主要存在以下钻井技术难点：

1）煤岩力学参数差异大，碳质泥岩及夹有煤矸条带的非均质性强，可钻性差。纯煤岩抗压强度极低，地层研磨性低，可钻性好，但碳质泥岩和煤矸质地坚硬，抗压强度高，研磨性强，可钻性差，导致机械钻速低。

2）煤岩层构造复杂，煤岩层跟踪与井眼轨迹控制难度大，储层钻遇率不足70%。区域内煤岩层由南向北整体呈抬升趋势，但受地质运动影响易产生构造起伏，不同区块地层倾角差异较大，局部出现微型鼻隆，导致水平段储层钻遇率低，需频繁通过滑动钻进调整井眼轨迹，追踪煤岩气储层。

3）煤岩、煤矸岩层的井壁稳定性差，易失稳垮塌造成井下故障。本溪组8^#煤岩埋藏深、上覆地层压力高，煤岩整体裂隙系统复杂，割理发育，煤岩、煤矸吸水膨胀性差异大，井壁稳定性差，在钻井完井过程中极易发生井壁垮塌，造成卡钻等井下故障发生。

4）煤岩层井壁稳定性差，煤岩层、煤矸及碳质泥岩坍塌导致完井套管下入困难。如Y60H井完钻井深3 546.00 m,水平段段长876.00 m，因井壁失稳垮塌导致ϕ139.7 mm套管下至井深3 184.48 m，未下至设计井深，完井水平段长514.00 m。

2.   钻井关键技术及技术措施

2.1   井身结构设计

为防止钻进煤岩储层时发生井下故障，降低井控风险，实现安全钻井，基于鄂尔多斯盆地东部气田地层三压力剖面及地层孔隙压力梯度^[2]，分析了煤层气井钻井过程中存在的煤岩坍塌、井漏、煤层气气侵等风险，开展了三开大井眼井身结构设计及三开大井眼井身结构优化^[3–12]。

1）三开大井眼井身结构设计。一开，采用ϕ444.5 mm钻头钻至井深500.00 m，进入延安组，ϕ339.7 mm套管下至井深500.00 m，封隔第四系浅水层，为二开井控安全做好准备；二开，采用ϕ311.1 mm钻头钻至井深2 741.00 m，进入目的层入窗，ϕ244.5 mm套管下至井深2 738.00 m，封隔易漏的刘家沟组和易垮塌的石千峰组、石盒子组及山西组，为三开煤岩气储层专打创造条件；三开，采用ϕ215.9 mm钻头钻至设计完钻井深4 241.00 m，ϕ139.7 mm套管下至井深4 238.00 m，固井完井。

2）三开大井眼井身结构优化。三开大井眼井身结构ϕ311.1 mm大斜度井段钻进过程存在机械钻速低、滑动钻进效率低等技术难点，因此对三开大井眼井身结构进行了优化：缩短ϕ311.1 mm井段长度，采用ϕ311.1 mm钻头钻至井深1 859.00 m，钻穿石千峰组地层，进入石盒子组50.00～100.00 m，下入ϕ244.5 mm套管，封隔易漏的刘家沟组和下部易垮塌的石盒子组、山西组；三开，采用ϕ215.9 mm钻头钻斜井段和水平段，钻至设计完钻井深4 132.00 m，ϕ139.7 mm套管下至井深4 129.00 m，固井完井。

2.2   高效提速工具

为提高煤岩气水平段钻遇密度和硬度高煤矸、碳质泥岩时的机械钻速，降低钻井过程中因钻井管柱高速扰动碰撞导致的井壁失稳垮塌风险，分析了鄂尔多斯盆地东部气田米脂−绥德区块本溪组8^#煤岩的岩性，结果见表1。根据岩性分析结果，研制应用了可倒划眼的高效PDC钻头和无稳定器大扭矩单弯螺杆及液压随钻震击器等关键提速破岩、防卡辅助工具。

表  1  煤岩层气储层岩性分析结果

Table  1.  Lithology analysis results of coal rock gas reservoirs

岩性	密度/（g·cm−3）	平均内摩擦角/（°）	平均抗压强度/MPa	特性
灰岩	2.40～2.75	43.2	165.0	质地硬脆
煤岩	1.35～1.45	26.0	9.8	质轻，质地软
煤矸	2.55～2.65	42.0	178.0	密度大，质地硬，强度高，易坍塌掉块
碳质泥岩	1.90～2.00	36.0	170.0	密度大、质地硬，易坍塌掉块

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1）倒划眼高效PDC钻头^[13–18]。由岩性成分分析结果可知，煤矸、碳质泥岩具有密度高、硬度较高的特点，为此，研制了浅内锥、短外锥、大冠顶圆弧短抛物线剖面形状的五刀翼双排齿PDC钻头，增强了肩部抗研磨能力，提高了钻遇煤矸、碳质泥岩夹层时的抗冲击性能，延长了使用寿命。该钻头的主切削齿采用了ϕ16.0和ϕ13.0 mm“平面齿+异形齿”的混合布齿（见图1），后倾角15°～20°，后排齿采用了圆锥齿，实现了“剪切+挤压”的复合破岩，提高了其攻击性和钻遇非均质地层的破岩效率；针对起钻遇阻，煤矸、碳质泥岩掉块及岩屑床不易破碎等问题，采用了“60°保径台肩斜面+锥形倒划眼齿”设计，通过将保径台肩斜面角由30°增至60°，设计了“1颗锥形齿+2颗平面齿”的倒划眼齿，提高了倒划眼作业过程中岩屑床、掉块的破碎效率，降低了岩屑、掉块堆积导致的卡钻风险。

图  1  倒划眼高效PDC钻头示意

Figure  1.  High-efficiency PDC bit for reverse reaming

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2）无稳定器大扭矩单弯螺杆（简称“无稳螺杆”）。为解决煤岩气水平段钻进过程中大尺寸钻具扰动碰撞造成的煤岩剥落垮塌以及煤矸、碳质泥岩破岩效率低的问题，设计应用ϕ172.0 mm 无稳定器大扭矩单弯螺杆。该螺杆设计不采用ϕ212.0 mm稳定器，以避免复合钻井过程中稳定器对井壁刮削、碰撞造成的井壁煤岩剥落垮塌；螺杆的弯角为1.25°，平均滑动增斜率达到2.0°/30 m，满足了水平段井眼轨迹控制要求。该螺杆额定工作扭矩7.2 kN·m，最大工作扭矩10.14 kN·m，转速84～168 r/min，马达压降达5.6 MPa，输出功率150 kW。大功率大扭矩螺杆可提高硬地层的破岩效率，进而提高水平段的钻进速度。

3）全液压随钻震击器。针对煤岩层井壁易失稳垮塌导致钻进、起下钻过程遇阻遇卡频繁的问题，选用了QY165型全液压随钻震击器。该全液压随钻震击器的外径165.0 mm，水眼直径69.0 mm，全行程635.0 mm，最大工作载荷770 kN，屈服拉力4 003 kN，屈服扭矩82 kN·m。该全液压随钻震击器属于既可向上震击、又可以向下震击的一体式液压震击解卡辅助工具，安装在距离钻头40～50 m的位置处，当发生卡钻后，利用其提供的巨大冲击力，向下震击或者向上震击达到解卡目的，迅速恢复正常钻进作业。

4）近钻头方位伽马导向工具^[19–22]。为追求“优质储层钻遇率+安全快速钻井”的地质工程“双甜点”，降低碳质泥岩、煤矸岩层垮塌造成故障复杂的概率，选用了近钻头方位伽马导向钻井工具。近钻头方位伽马导向钻井工具由近钻头测量发射短节、接收短节和MWD短节等3部分组成，近钻头测量发射短节与钻头的距离为1.10 m，可以实时测量近钻头的井斜角、方位伽马、方位伽马成像、钻头转速、井温等参数，测量结果通过无线电磁波传输至接收短节，通过MWD仪器转化为钻井液脉冲信号上传至地面设备，可根据测井数据及时准确辨识地层岩性变化，实现快速决策导向，提高储层钻遇率及钻井效率，达到近钻头随钻测井的目的。

2.3   精细导向井眼轨迹控制技术

2.3.1   斜井段精准着陆入靶^[23–25]

依据区域上古生界地层发育特征及岩性组合，确定“4^#煤层、北岔沟段砂岩、斜道段灰岩、毛儿沟段灰岩、7^#煤层、庙沟段灰岩”为关键标志层，逐层对比、逐级控制，地质工程结合进行辨识，不断校正深度、调整井斜角，将发育在本溪组8^＃煤上部的庙沟段灰岩作为最后一个标志层。庙沟段灰岩厚2.00 m，岩性为灰黑色灰岩，可根据岩屑滴酸判识。庙沟段灰岩平均机械钻速8.00 m/h，井斜角控制在86.0°左右，钻穿庙沟段灰岩后，平均机械钻速由8.00 m/h提高至33.00 m/h，井斜角控制在88.0°稳斜探顶，见到本溪组8^#亮煤后，井斜角调整至89.5°～90.0°入靶，入靶深度距煤顶0.50 m。

2.3.2   水平段精细导向井眼轨迹控制技术

1）应用无稳定器防卡导向钻具组合。为提高储层钻遇率，降低碳质泥岩、煤矸岩层井壁垮塌卡钻风险，选用无稳螺杆、全液压随钻震击器和近钻头方位伽马导向钻井工具，形成了无稳定器防卡导向钻具组合：ϕ215.9 mm PDC钻头＋ϕ179.0 mm近钻头发射短节+ϕ172.0 mm×1.25°无稳螺杆+ϕ168.0 mm回压阀+ϕ179.0 mm近钻头伽马接收短节+ϕ172.0 mm承压无磁钻铤（内置MWD仪器）+410×521转换接头+ϕ127.0 mm加重钻杆×6根+ϕ168.0 mm全液压随钻震击器+ϕ127.0 mm钻杆×150根+ϕ127.0 mm加重钻杆×39根+ϕ127.0 mm钻杆。钻井参数优化为：钻压50～80 kN，转速50～60 r/min，排量30～34 L/s，环空返速1.25～1.42 m/s。

2）水平段精细导向井眼轨迹控制。利用“三维地震构造趋势预测+钻测录一体化随钻数据分析^[26]”，给出了“技术触顶、精细导向，少调快打”的井眼轨迹控制思路，根据近钻头方位伽马、钻速变化情况，结合录井岩屑、气测显示和MWD测斜数据进行具体分析，预判井眼轨迹，应用无稳定器防卡导向钻具组合进行井眼轨迹控制调整，采用贴顶、蹭顶打法，控制井眼轨迹穿行于煤岩段中上部优质光亮煤层，实现追气层精细导向，提高煤岩气水平井水平段储层的钻遇率。

2.4   微纳米强抑制高效水基钻井液

本溪组8^#煤岩储层应力敏感性强、割理微裂缝分布广，井壁极易失稳垮塌，为此，通过室内试验优选抑制剂、纳米封堵剂、固壁剂和成膜剂等高效材料，形成了微纳米强抑制高效水基钻井液^[27–28]，其配方为0.2%烧碱+2.0～3.0%膨润土+3.0～4.0%乳化沥青+3.0%树脂+1.0%～2.0%抗盐降滤失剂+2.0%～3.0%超细碳酸钙+10.0%～15.0%有机盐+2.0%～3.0%润滑剂+0.2%～0.3%提切剂+2.0%～3.0%微纳米封堵剂+1.0%～2.0%固壁剂+2.0%～3.0%成膜剂+重晶石。该钻井液的基本性能为：密度1.40～1.50 kg/L，漏斗黏度80～100 s，塑性黏度低于45 mPa·s，API滤失量不高于2 mL，高温高压滤失量不高于8 mL。

钻井液维护处理措施：1）钻井液中有机盐抑制剂含量保持在10.0%～15.0%，以保证其抑制性，防止泥岩段吸水膨胀，造成井壁失稳；2）补充超细碳酸钙、微纳米封堵剂、固壁剂和成膜剂等封堵材料，以强化其封堵性；3）复配提切剂，使钻井液动塑比保持在0.38以上，以保证其具有良好的携岩性能；4）加入2.0%～3.0%润滑剂，以提高其润滑性，实现润滑防卡的目的。

2.5   旋转下套管技术

煤岩层井壁稳定性差，井下易出现复杂情况，导致套管不能下至设计井深，采用CDS旋转下套管顶驱系统，充分发挥顶驱的优势，下套管遇阻时，可通过旋转套管柱和循环钻井液解决遇阻问题^[29]。旋转套管时，要控制旋转扭矩小于套管上扣扭矩，旋转速度要低，并上下活动，缓慢下入套管，以保障煤岩层水平段套管安全下入。

2.6   煤岩段防卡技术措施

针对煤岩层水平段钻遇碳质泥岩、煤矸等易垮塌地层时起钻频繁遇阻遇卡的问题，结合现场施工，制定了以下煤岩层防卡技术措施：

1）短起下钻修复井壁。钻入碳质泥岩、煤矸地层进尺达到30.00 m，采取“开泵停顶驱短起+正划眼+大排量循环”的方式，破碎掉块及岩屑床，修复井壁，清洁井眼。

2）控制起下钻速度。采用低速起钻，起钻速度控制在3～4 min/柱，防止起钻速度过快导致岩屑床、掉块快速堆积造成阻卡；下钻速度过快，还会造成井底压力波动，导致井壁失稳垮塌。

3）将倒划眼扭矩设为空转扭矩加上3～5 kN·m，采用“寸提（上提3～5 cm）”方式进行倒划眼。倒划眼过程中，密切观察泵压、扭矩、转速的变化，若出现扭矩、泵压升高，转速不稳的现象，停止倒划眼，进行处理，待扭矩、泵压、转速恢复正常后才可继续倒划眼。

4）钻遇碳质泥岩及煤矸时，将钻井液密度提至1.45 kg/L，沥青、树脂、超细钙等封堵剂的含量达到15%以上，增强其封堵性，控制高温高压滤失量低于7 mL，膨润土含量在30～50 g/L，六速旋转黏度计ϕ6的读数大于10 mPa·s，动切力大于20 Pa，以防止煤矸及碳泥岩段发生垮塌，并及时将垮塌掉块携带出井眼。

3.   现场应用效果

2023年深层煤岩气水平井水平段安全钻井关键技术在鄂尔多斯盆地东部气田米脂−绥德区块的10口井进行了现场应用。这10口井的平均完钻井深4 231.00 m，平均水平段长度1 192.00 m，平均钻井周期77.29 d，较邻井NL1H井缩短了2.45%，水平段平均钻井周期11.67 d，较邻井NL1H井缩短了32.03%，水平段平均机械钻速9.00 m/h，较邻井NL1H井提高了48.51%，煤岩层平均钻遇率88.68%，较邻井NL1H井提高了36.95百分点（见表2）。其中，M45-47H井水平段长2 222 m，创长庆油田深层煤岩层气水平井最长水平段纪录。

表  2  2023年盆地东部气田深层煤岩气完成井与邻井指标对比

Table  2.  Comparison of indexes between deep coal rock gas completion well and adjacent well in eastern gas field of basin in 2023

年份	完井口数	平均井深/m	钻井周期/d	平均水平段 段长/m	水平段平均钻井 周期/d	水平段平均机械 钻速/m·h−1	储层段平均 段长/m	储层钻遇率，%
2023	10	4231	77.29	1344	11.67	9.00	1192	88.68
2022	1	4262	79.23	1500	17.17	6.06	776	51.73

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a）M172H1井首次采用了煤岩气水平井三开大井眼优化井身结构，ϕ244.5 mm技术套管下至井深2 692.00 m，进入石盒子组150.00 m，有效封隔了上部易漏刘家沟组和下部易垮塌地层；采用ϕ215.9 mm钻头钻斜井段和水平段，斜井段机械钻速7.33 m/h，较ϕ311.1 mm井眼机械钻速提高了127.63%，大幅提高了大斜度井段的钻井效率；完钻井深4 006.00 m，水平段长度1 314.00 m，钻井周期41.46 d，钻井周期较未采用优化三开大井眼井身结构的邻井缩短了47.67%，提速效果显著。

b）采用倒划眼高性能PDC 钻头、无稳大功率单弯螺杆及优化的钻井参数，10口井平均水平段长1 344.00 m，水平段平均机械钻速9.00 m/h，其中M172H1井和SD1H井分别以单只钻头进尺1 379.00 m、1 500.00 m，创造煤岩气水平井水平段“一趟钻”最长进尺纪录，并且SD1H井以钻井周期4.83 d、最高日进尺403.00 m、日均进尺310.60 m、平均机械钻速21.13 m/h，刷新鄂尔多斯盆地深层煤岩气水平井多项钻井指标。

c）采用了无稳定器防卡导向钻具组合和水平段精细导向轨迹控制技术，10口井精准入靶，水平段平均长度1 192.00 m，平均储层钻遇率达到88.68%，较邻井NL1H井储层钻遇率提高了36.95百分点，其中M172H1井和SD1H井煤岩储层钻遇率达到了94.29%和96.07%，均超过90%；水平段施工摩阻150～200 kN，较采用双稳定器钻具组合降低了45%～60%。

d）应用了微纳米强抑制高效水基钻井液。微纳米强抑制高效水基钻井液具有强抑制性、强封堵性、低滤失量、高切力和高密度等性能，应用该钻井液，保证了煤岩气水平井水平段井壁的稳定性和井眼的清洁，以及套管的安全下入。

4.   结论与建议

1）通过三开大井眼井身结构优化、水平段提速工具优选，研究水平段精细导向井眼轨迹控制技术、旋转下套管技术及微纳米强抑制高效水基钻井液技术，形成了煤岩气水平井水平段安全钻井关键技术。现场应用表明，该关键技术能满足煤岩气水平井水平段安全钻进，为鄂尔多斯盆地深层煤岩气高效勘探开发提供技术支撑。

2）根据地层特性，对三开大井眼井身结构进行了优化，缩短ϕ311.1 mm斜井段的长度，解决了塌漏的问题，提高了斜井段的施工效率。

3）通过“室内优选+现场实践”，形成了具有强抑制性、强封堵性、高密度和低滤失量的微纳米强抑制高效水基钻井液，有效保障了水平段煤岩层井壁的稳定性及井眼的清洁。

4）建议钻具组合中引入变径稳定器，优化钻具组合，以便在实现井眼轨迹控制、机械破坏岩屑床的同时，降低起下钻过程中卡钻的风险。