陇东气田位于鄂尔多斯盆地西南部，构造主体为伊陕斜坡、天环坳陷，主要目的层为中生界二叠系山西组的山31层，气藏类型主要为岩性圈闭气藏，有效储层分布受砂体展布和物性控制，无明显边底水，属定容弹性驱气藏。气藏埋深4 200.00~5 200.00 m，主要目的层岩性以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主，85%以上的碎屑为石英碎屑。该气田为新开发气田，与长庆油田的其他气田相比具有以下特点：1) 环河组和直罗组地层压实程度低，在钻井过程中易发生漏失和井壁坍塌；2) 洛河组和延长组地层含砾石夹层，单只PDC钻头进尺短，平均进尺366.00 m；3) 机械钻速低，钻井周期长，平均机械钻速仅为4.39 m/h，平均钻井周期长达141.71 d。为此，笔者通过井身结构和井眼轨道设计，优化钻具组合和钻井液性能，并采用个性化PDC钻头，形成了适用于该气田的水平井钻井技术，解决了易漏失、井壁易坍塌和单只PDC钻头进尺短等问题，提高了机械钻速，缩短了钻井周期。
1 地层特点及钻井技术难点 1.1 地层特点陇东气田水平井钻遇地层从上到下依次为第四系，白垩系洛河组，侏罗系安定组、直罗组和延安组，三叠系延长组、脂肪组、和尚沟组和刘家沟组，二叠系石千峰组、石盒子组和山西组。第四系地层为黄土层。白垩系洛河组地层以棕红色粗粒砂岩夹灰绿色泥岩为主。侏罗系安定组地层上部为泥灰岩和砂岩互层，中部为紫红色泥岩，底部为灰黄色细砂岩；直罗组地层上部为灰绿、紫红色泥岩与灰白色中细砂岩互层，底部为层块状含砾粗砂岩；延安组地层上部为深灰泥岩与灰白色砂岩互层，夹多层煤，底部为杂色泥岩夹灰白色中粗粒砂岩。三叠系延长组地层上部为深灰、灰黑色泥岩夹灰白色细砂岩及煤线，中部为灰绿色砂岩夹灰色泥岩、灰黑色碳质页岩，下部为灰绿色、肉红色砂岩夹灰绿色泥岩；脂肪组地层上部为深灰、棕紫色泥岩夹灰绿色砂岩，下部为灰绿色砂岩、砂砾岩；和尚沟组地层以棕红、紫红色泥岩为主，夹棕红色砂岩及含砾砂岩；刘家沟组地层为灰紫色、暗紫红色粗砂岩夹紫红色泥岩，含灰质结核，底部含细砾岩。二叠系石千峰组地层上部以紫色含钙质结核泥岩为主，夹中厚层肉红色砂岩，下部为肉红色砂岩夹棕红色泥岩；石盒子组地层上部以紫色、灰色泥岩为主，夹绿灰色中粒砂岩，下部以浅灰色、灰白色含砾砂岩为主，夹灰色泥质砂岩；山西组地层以灰色、深灰色砂质泥岩与灰白色中厚层砂岩互层为主，夹煤层及煤线。
1.2 钻井技术难点1) 地层承压能力低，易发生漏失。白垩系洛河组地层斜层理十分发育且承压能力低，易发生压差性漏失；三叠系刘家沟组地层易发生渗透性漏失。
2) 地层稳定性差，易造成井壁坍塌。侏罗系直罗组地层上部的绿灰色泥岩地层易吸水膨胀，造成井壁坍塌；二叠系石千峰组和石盒子组地层中的大段紫色泥岩地层易吸水膨胀，造成井壁坍塌。
3) 地层研磨性强，单只PDC钻头进尺短。洛河组地层含砾石夹层，采用PDC钻头钻进时蹩跳钻严重，易造成PDC钻头损坏而导致单只钻头进尺短，如庆1-12-64H2井采用M516B型PDC钻头钻进该地层时，单只钻头进尺只有160.00 m。目的层山西组岩性非均质性强，石英含量高 (达到85%以上)，研磨性强，易造成钻头中心磨损严重，如庆1-11-65H1井采用M713KS型PDC钻头钻进水平井段时，钻头中心磨损严重，单只钻头进尺仅75.00 m。
4) 着陆窗口深 (垂深超过4 300.00 m)，裸眼井段较长 (超过3 000.00 m)，入窗控制精度要求高。入靶点纵向漂移误差要求控制在±1.00 m，入靶后水平段钻进过程中井斜角误差控制在±0.3°，平面上摆动幅度控制在±20.0 m。入窗进靶前井眼轨迹调整较为频繁，导致井眼狗腿度过大，技术套管安全入井风险增大。
5) 水平井完钻井深超过5 500.00 m，岩石各向异性强，下部钻具易发生屈曲而出现托压现象，摩阻/扭矩较大，易造成钻具失效、起下钻遇阻、遇卡等井下故障。
2 水平井钻井关键技术 2.1 井身结构设计针对陇东气田上部地层洛河组易漏、直罗组易塌的情况，水平井设计采用三开井身结构：一开，采用φ346.0 mm钻头钻至井深1 550.00 m，φ273.1 mm表层套管下至井深1 550.00 m；二开，先采用φ228.6 mm钻头钻至井深3 920.00 m (造斜点)，再下入φ215.9 mm钻头钻至井深4 481.00 m，φ177.8 mm技术套管下至井深4 478.00 m；三开，采用φ152.4 mm钻头钻至井深5 981.00 m，φ114.3 mm生产套管下至井深4 100.00~5 976.00 m。该井身结构具有以下特点：
1) φ273.1 mm表层套管封固承压能力低的洛河组地层和易塌的直罗组地层，为二开钻进石千峰组和石盒子组地层时防止发生井壁坍塌创造条件，提高钻进斜井段时的安全，降低发生井下故障的概率。
2) φ273.1 mm表层套管下至较稳定的延安组地层上部50.00 m处，提高了套管鞋处地层的破裂压力和防喷器最大允许关井套压，有利于保证二开斜井段揭开储层时的井控安全。
3) φ177.8 mm技术套管封隔了易塌的石千峰组和石盒子组地层，为三开井段采用无土相低伤害暂堵钻井液钻进创造了条件，有利于保护储层和提高钻井速度。
2.2 井眼轨道设计井眼轨道设计主要以靶前距为依据，分段优化和控制井眼曲率，以确保井眼轨迹平滑，安全穿越复杂地层，精确着陆，快速钻进[1-4]。
陇东气田产能建设部署方案要求水平井的靶前距控制在400.0~440.0 m，因此，选用“直—增—微增—增—平”五段制井眼轨道。第一增斜段的造斜率控制在 (3.0°~4.0°)/30m，井斜角达到50.0°后进入微增斜段，微增斜段的增斜率控制在 (0.5°~1.0°)/30m，以便调整井眼轨迹；第二增斜段增斜率控制在 (3.5°~4.0°)/30m，以便精确着陆入窗。为了提高井眼轨迹的控制精度，需增加复合钻进进尺，尽量降低斜井段的井眼曲率。
2.3 井眼轨迹控制技术陇东气田水平井的防碰井段、着陆井段和水平段是井眼轨迹控制的重点井段。井眼轨迹控制主要是克服储层深度的不确定性，坚持“略高勿低、早走偏移，稳斜探顶、动态监控、矢量入靶”的控制原则控制井眼轨迹[5-7]。实时动态分析计算钻具组合的造斜能力，及时校正待钻井眼轨道，有效控制井眼轨迹沿设计轨道运行。
2.3.1 防碰井段由于地貌限制，陇东气田采用丛式井组开发，相邻井口间距8.00~9.50 m，直井段采用“预分法”防碰绕障技术，并采用单弯双稳导向钻具组合：φ228.6 mm PDC钻头+φ185.0 mm0.75°螺杆钻具+φ224.1 mm稳定器+φ165.1 mm MWD接头+φ165.1 mm无磁钻铤+φ165.1 mm钻铤×15根+φ127.0 mm加重钻杆×30根+φ127.0 mm钻杆，以充分发挥PDC钻头滑动钻进效率高和导向钻具组合防斜能力强、工具面可控、滑动造斜效率高的优势，控制井斜角在要求的范围内，实现井眼分离。
2.3.2 着陆井段着陆井段按照“模拟实钻、精确监控、稳斜探顶、复合入窗”的原则控制井眼轨迹，根据钻遇地层的特点，造斜井段、调整井段 (微增斜段) 采用单弯单稳导向钻具组合：φ215.9 mm PDC钻头+φ165.1 mm1.5°螺杆钻具+φ165.1 mm MWD接头+φ165.1 mm无磁钻铤+φ127.0 mm加重钻杆×9根+φ127.0 mm钻杆×30根+φ127.0 mm加重钻杆×21根+φ127.0 mm钻杆。第一造斜段增斜率控制在 (3.0°~4.0°)/30m，调整井段增斜率控制在 (0.5°~1.0°)/30m，主要以复合钻进为主，以提高钻井速度；第二增斜井段和入窗井段选用单弯单稳导向钻具组合：φ215.9 mm PDC钻头+φ165.1 mm1.5°螺杆钻具+φ165.1 mm回压阀+φ165.1 mm MWD接头+φ165.1 mm无磁钻铤+φ127.0 mm加重钻杆×9根+φ165.1 mm水力振荡器+φ127.0 mm加重钻杆×27根+φ127.0 mm钻杆，第二增斜段增斜率控制在 (3.5°~5.0°)/30m，当井斜角达到86°±0.5°时稳斜探顶，采取复合钻进方式入窗进靶。
2.3.3 水平段水平段采用倒装钻具组合：φ152.4 mm PDC钻头+φ127.0 mm1.25°螺杆钻具+φ148.0 mm稳定器+φ120.0 mm回压阀+φ127.0 mm MWD接头+φ127.0 mm无磁钻铤+φ101.6 mm加重钻杆×3根+φ101.6 mm钻铤×15根+φ120.0 mm水力振荡器+φ101.6 mm钻杆×15根+φ101.6 mm加重钻杆×39根+φ101.6 mm钻杆，以减轻钻具自重，降低摩阻，增加柔性，提高通过上部弯曲井段的能力，充分发挥其稳斜能力，控制井眼轨迹平滑延伸[8-9]。按照“轨迹平缓、上下调整、多开转盘、及时短起、动态监控、少扭方位”的控制原则，及时预测井底井斜角，如井底井斜角与待钻井眼设计井斜角发生偏差时采取滑动钻进，控制井眼轨迹始终处于设计轨道偏上0.20 m的位置，以免突然降斜导致井眼轨迹从靶体下部偏离。上下调整井眼轨迹时要控制井眼曲率变化幅度小于1.5°/30m，以保证井眼轨迹平滑。适时进行短程起下钻以修正井眼，划眼时适当提高排量，改善井眼净化效果，为后期安全钻进和水平段延伸创造条件。
2.4 个性化PDC钻头优选根据各井段钻遇地层的特点，优选个性化PDC钻头，以解决单只PDC钻头进尺短的问题。
2.4.1 表层段为解决PDC钻头钻进白垩系洛河组含砾石夹层时蹩跳钻严重易导致钻头损坏的问题，优选了PQ6342MJF型PDC钻头。该PDC钻头为六刀翼、中抛物线冠部、浅内锥、中密度布齿，并在钻头冠顶增加了减振齿，具有较好的稳定性和较强的抗冲击能力，适用于钻进含砾石地层。
2.4.2 直井段直井段钻遇的延长组—和尚沟组地层存在软硬夹层，地层抗压强度变化幅度大，钻头易损坏，机械钻速较低。因此，该井段优选了M5191B型PDC钻头。该PDC钻头采用了五刀翼、中等抛物线冠部、φ19.0 mm抗冲击性强的切削齿，并增大了布齿密度，具有较好的稳定性，能减少钻头蹩跳现象，从而可延长钻头的使用寿命。
2.4.3 斜井段为解决斜井段定向钻进过程中工具面不稳定、施工效率低的问题，优选了M616KS型PDC钻头。该PDC钻头采用了六刀翼结构、φ16.0 mm主切削齿、较浅的内锥，增强了钻头的侧向攻击性，并能延长钻头的使用寿命；在外锥部位布置了分压平衡垫，能降低钻头的纵向振动，保护切削齿免受冲击性破坏；采用抗回旋设计和力平衡布齿，钻头心部直列布齿，保证钻头工作平稳和工具面的稳定；采用长保径并布有倒划眼齿，以保证钻头工作平稳和井壁光滑；采用分割独立式流道，以避免水力干涉，最大限度地发挥水力作用，保证钻头水力分布合理、及时冷却切削齿、排屑通畅，减轻对钻头流道表面的冲蚀。
2.4.4 水平段为解决水平段钻进石英砂岩地层时钻头磨损严重、单只钻头进尺短的问题，优选了M813KS型PDC钻头。该PDC钻头采用八刀翼、φ13.0 mm高强度切削齿，保径面增加了平焊复合片，增强了钻头的耐磨性；采用中浅内锥、短外锥，减缓了钻头的横向振动。
2.5 钻井液性能优化与维护处理措施依据井身结构和地层特性，以安全快速钻进、降低综合成本为前提分段优化钻井液的性能，并制定维护处理措施。
2.5.1 直井段二开直井段为预防井漏和井壁防塌，采用由PAM、SH和ZNP-1组成的强抑制聚合物钻井液。该井段上部钻进时加大了PAM加量，以絮凝为主兼顾防塌；钻至易塌易漏的延长组地层底部时，钻井液由钻井液池循环改变为钻井液罐循环，加入3.0%~5.0%KCl，以提高钻井液的防塌能力。同时，加入DF-A等随钻堵漏材料，封堵裂缝，提高地层裂缝重新开启的压力。采取“提高钻井液密度—压漏地层—随钻堵漏—再提高钻井液密度”的方法，逐步提高地层的承压能力。钻进刘家沟组地层时, 将钻井液转化为“抗盐、强抑制、低固相”的低密度聚磺有机盐钻井液，并加入甲酸钠、SMP-1和SFT-1等处理剂，以增强钻井液的抑制性。
2.5.2 斜井段为解决长裸眼斜井段“塌漏同层”的问题，采用强抑制聚磺有机盐钻井液钻进。随着井斜角增大，逐渐提高钻井液的密度，前期加重剂以甲酸钠为主。在提高钻井液密度的同时，提高其抑制性，以防止钻头泥包。当井下发生井漏，漏失速度为3.0~4.0 m3/h时，增大SFT-1和ZDS的加量，辅助加入SMP-1，并加入随钻堵漏剂DF-A、锯末和QD-3，以改善滤饼质量，提高钻井液的封堵能力；降低排量，并维持随钻堵漏剂加量大于5.1%，控制漏失速度小于2.0 m3/h；利用起钻更换钻具组合进行承压堵漏，逐渐提高地层承压能力。后期钻井液维护处理以补充胶液为主，胶液密度比钻井液密度高0.05 kg/L，每12 h补充胶液20~30 m3，逐步将钻井液密度提至1.30 kg/L以上。钻井液密度1.30~1.35 kg/L，漏斗黏度40~60 s，API滤失量不大于5 mL，pH值8~9。
2.5.3 水平段为保护储层，解决井壁失稳、润滑防卡、有效携砂等问题，水平段选用无土相低伤害暂堵钻井液。开钻前除去斜井段钻井液中的有害固相，补充SFT-1、SMP-1、有机盐和液/固润滑剂，控制钻井液密度为1.15~1.20 kg/L，漏斗黏度为40~45 s，API滤失量小于5 mL。水平段钻进过程中，主要防止钻遇泥岩时发生井壁失稳。钻遇泥岩时及时补充甲酸盐和工业盐，以维持钻井液的抑制性，提高钻井液密度，预防井壁发生坍塌。
3 现场应用截至2016年底，陇东气田共钻了6口水平井，钻井进尺22 969.00 m，工程质量合格率100%，逐步形成了适用于陇东气田的水平井钻井技术，解决了易漏失、易井壁坍塌和PDC钻头单只进尺短等问题，提高了机械钻速，缩短了钻井周期 (见表 1)。下面以庆1-9-60H1井为例介绍具体应用情况。
| 年份 | 完井数 量/口 | 平均井 深/m | 水平段 长/m | 钻井周 期/d | 平均钻速/
(m·h－1) |
| 2014 | 2 | 5 994.00 | 1 314.00 | 141.71 | 4.39 |
| 2015 | 3 | 5 653.00 | 1 213.00 | 101.99 | 5.37 |
| 2016 | 1 | 6 010.00 | 1 500.00 | 116.58 | 6.83 |
庆1-9-60H1井是陇东气田的一口评价水平井，设计完钻井深6 010.00 m，水平段长1 500.00 m，钻井目的是评价该气田水平井的适应性，提高单井产量。
庆1-9-60H1井设计采用三开井身结构：一开，采用φ346.0 mm钻头钻至井深1 550.00 m，φ273.1 mm表层套管下至井深1 550.00 m；二开，先采用φ228.6 mm钻头钻至井深3 920.00 m (造斜点)，再采用φ215.9 mm钻头钻至井深4 510.00 m，φ177.8 mm技术套管下至井深4 498.00 m；三开，采用φ152.4 mm钻头钻至井深6 010.00 m，φ114.3 mm生产套管下至井深4 510.00~6 010.00 m。由于该井井身结构设计合理，各井段的钻井液性能合理，在钻井过程中未出现井控险情，也未发生井下故障。
庆1-9-60H1井的目的层为山西组，受地理条件的制约，该井在老井场进行钻井作业，该井场已钻了1口直井和1口定向井。由于在钻井过程中应用了合理的井眼轨迹控制技术，没有发生井眼相碰事故，有效控制井眼轨迹精确进靶入窗，并在储层中延伸，井眼轨迹与设计井眼轨道的符合率达到了100%。
庆1-9-60H1井的表层段、直井段、斜井段和水平段都采用个性化PDC钻头钻进，解决了表层段蹩跳钻严重、直井段钻头易损坏和机械钻速低、斜井段工具面不稳定及水平段钻头磨损严重的问题，机械钻速得到了提高，延长了钻头的使用寿命。与未采用个性化PDC钻头的邻井庆1-12-64H2井相比，该井表层段、直井段、斜井段和水平段的机械钻速分别提高了50.21%、68.8%、35.42%和35.42%。
4 结论及建议1) 根据陇东气田地层的特性，将水平井设计为三开井身结构，有效封隔了上部易漏的洛河组地层、下部易塌的石千峰组和石盒子组地层及储层等承压能力相差较大的井段，不仅有利于井控，还为预防发生井下故障、安全钻井和提高钻速奠定了基础。
2) 根据各井段钻遇地层的特点及钻井过程中存在的问题，优选了个性化PDC钻头，延长了钻头的使用寿命，提高了机械钻速。
3) 以随钻防漏+挤封堵漏的方式提高低压地层的承压能力、再逐步提高钻井液密度的方法，解决了二开到入窗井段塌、漏共存的问题。
4) 如果水平段钻遇泥岩层，则需提高钻井液密度以维持井壁稳定，但这样会增大井漏的风险，并产生了压持效应，造成机械钻速降低。因此，为进一步提高钻井速度，应进行泥岩层段的井壁稳定性研究。
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