吐哈盆地臺(tái)北凹陷勝北區(qū)塊深層水平井鉆井技術(shù)

班 和，李慎越，趙久平

（中國(guó)石油吐哈油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆吐魯番 838200）

我國(guó)致密氣資源分布廣泛，四川盆地、鄂爾多斯盆地和吐哈盆地等都是致密氣資源的分布區(qū)。勝北5區(qū)塊位于吐哈盆地臺(tái)北凹陷西部，呈“洼中隆”背景，油氣成藏條件得天獨(dú)厚[1]，面積約為800 km2，是臺(tái)北凹陷最大的富油氣洼陷。水平井作為目前公認(rèn)的致密砂巖氣藏最有效的開發(fā)方式和增產(chǎn)方式，可以最大限度地增加氣層的出氣面積，提高單井產(chǎn)能，改善開發(fā)效果，節(jié)約鉆井投資和產(chǎn)能建設(shè)成本[2]。轉(zhuǎn)變氣藏開發(fā)模式，大力發(fā)展水平井鉆完井技術(shù)，是實(shí)現(xiàn)致密氣有效開發(fā)的重要途徑。2019年勝北5區(qū)塊部署的兩口水平井，均以垂深4 030.0 m的侏羅系七克臺(tái)組作為主要目的層；2020年部署的勝北505H井首次以垂深4 330.0 m的侏羅系三間房組為目的層。勝北505H井是一口開發(fā)評(píng)價(jià)井，位于勝北5北斜坡構(gòu)造帶，其鉆探目的是評(píng)價(jià)勝北5北斜坡臺(tái)參2井區(qū)侏羅系三間房組氣藏產(chǎn)能。該井完鉆井深5 299.0 m，垂深4 336.0 m，水平段長(zhǎng)868.0 m，全井平均機(jī)械鉆速1.68 m/h，實(shí)現(xiàn)了長(zhǎng)裸眼段安全鉆井和水平段有效延伸。

1 工程技術(shù)難點(diǎn)

1.1 造斜段井壁失穩(wěn)，井下安全問(wèn)題突出

勝北區(qū)塊白堊系連木沁組下部與侏羅系七克臺(tái)組上部巖性均以中硬到硬脆性泥巖為主，層數(shù)多，埋藏深。在原始狀態(tài)下，由于上覆地層的作用，該脆性泥巖保持著力學(xué)平衡，鉆開地層后，地層失去原有受力平衡，井眼周圍徑向受力變化較大，井筒內(nèi)液柱壓力一旦不能平衡應(yīng)力變化，斜井狀態(tài)下很容易發(fā)生井壁坍塌，從而影響造斜率與井眼軌跡的控制精度。

1.2 井底垂深較大，常規(guī)隨鉆測(cè)量?jī)x器信號(hào)傳輸難以保持穩(wěn)定

鉆井液脈沖傳輸?shù)木嚯x越遠(yuǎn)，能量就消耗越多，信號(hào)衰減情況也會(huì)加劇。受井深因素影響，前期所實(shí)施的勝北502H井在鉆進(jìn)至垂深超過(guò)3 900.0 m后頻繁發(fā)生隨鉆儀器信號(hào)丟失，勝北503H井鉆進(jìn)至垂深4 000.0 m后也出現(xiàn)同樣情況，致使起下鉆頻繁，延誤鉆井周期，增加井下安全風(fēng)險(xiǎn)。

1.3 水平段砂層致密，研磨性高，鉆頭選型困難

勝北505H井目的層垂深4 330.0～4 340.0 m，根據(jù)前期該井斜導(dǎo)眼鉆進(jìn)情況顯示，巖性主要以致密砂巖為主，石英含量高，可鉆性級(jí)值為9～10，研磨性級(jí)值為5～6，屬于硬地層，常規(guī)鉆頭單趟鉆進(jìn)尺不足40.0 m，趟鉆進(jìn)尺少，機(jī)械鉆速慢，鉆頭選型范圍小。

1.4 長(zhǎng)水平段攜沙差、摩阻扭矩大，井眼軌跡控制難度大

深層水平井水平段長(zhǎng)，鉆壓傳遞困難，摩阻扭矩大，滑動(dòng)作業(yè)中常因高摩阻力使鉆柱發(fā)生屈曲，鉆頭無(wú)法接觸到井底，鉆進(jìn)過(guò)程中經(jīng)常發(fā)生托壓和頂驅(qū)憋?，F(xiàn)象，導(dǎo)致鉆井作業(yè)過(guò)程中鉆具頻繁上提、下放。另外，復(fù)合鉆進(jìn)中高扭矩常造成鉆桿失效，無(wú)法安全鉆進(jìn)[3]。

2 鉆井工藝技術(shù)

2.1 優(yōu)化井眼軌跡，確定水平段最佳位置

長(zhǎng)水平段水平井的所有技術(shù)優(yōu)勢(shì)都是源于水平段較長(zhǎng)，但是水平段合理長(zhǎng)度和位置的確定受到產(chǎn)量、鉆井成本、鉆完井技術(shù)等因素的綜合影響而成為技術(shù)難題。通常從產(chǎn)量上考慮，隨著水平段長(zhǎng)度的增加，井筒與油氣藏的接觸面積增加，但同時(shí)井內(nèi)流體流動(dòng)的摩擦阻力也增加，前者利于單井的產(chǎn)量，而后者卻相反。一般情況下，長(zhǎng)水平段水平井的合理長(zhǎng)度等于井筒內(nèi)摩擦損失使單井產(chǎn)能顯著減少時(shí)的長(zhǎng)度[4]。

勝北505H井油層垂深位于4 331.0～4 339.0 m，通過(guò)wellplan 軟件，模擬計(jì)算了水平段摩阻與水力參數(shù)配比，最終確定水平段在垂深4 333.0～4 335.0 m間穿行，既可以減少定向頻率，同時(shí)也可最大程度地提高機(jī)械鉆速。

2.2 優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

水平井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)的基本內(nèi)容包括鉆頭、套管尺寸與層次的選配，以及套管的下深，其中關(guān)鍵問(wèn)題是套管層次的確定以及套管下深。套管層次的確定主要受所鉆井地層的巖性、孔隙壓力、破裂壓力、裸眼段長(zhǎng)度、后期完井方式、鉆井成本等多種因素的影響[5]。

前期在同區(qū)塊的鄰井鉆進(jìn)施工時(shí)，位于上部地層的侏羅系七克臺(tái)組曾遇到高壓異常段，發(fā)生不同程度的井涌、水侵現(xiàn)象，根據(jù)前期鉆井資料及導(dǎo)眼井測(cè)井解釋，優(yōu)選三層套管結(jié)構(gòu)，具體井身結(jié)構(gòu)見表1。

表1 勝北505H井井身結(jié)構(gòu)及鉆井?dāng)?shù)據(jù)

采用上述井身結(jié)構(gòu)，可有效封隔上部含水地層，縮短裸眼段長(zhǎng)度，減少鉆井復(fù)雜情況的發(fā)生，為后期造斜段和水平段的施工發(fā)揮減摩降阻的作用，同時(shí)也為下部井段提供有力的安全保障。

2.3 隨鉆測(cè)量?jī)x器的選擇

目前，國(guó)內(nèi)外鉆井現(xiàn)場(chǎng)使用的MWD（隨鉆測(cè)量?jī)x器）大多是采用鉆井液脈沖信號(hào)進(jìn)行數(shù)據(jù)傳輸，但脈沖信號(hào)在傳輸過(guò)程中會(huì)受到很多不利因素影響，主要有信號(hào)衰減和干擾兩類。其中，在儀器信號(hào)可接收的傳輸井深范圍內(nèi)出現(xiàn)信號(hào)衰減時(shí)，可通過(guò)改變儀器信號(hào)的檢測(cè)門限和放大值，以及開啟過(guò)濾錯(cuò)誤碼來(lái)維持井下MWD的正常工作。

從區(qū)塊原始地溫梯度與井底預(yù)測(cè)壓力入手，結(jié)合前期區(qū)內(nèi)鉆井情況，對(duì)勝北505H井隨鉆測(cè)量?jī)x器進(jìn)行優(yōu)選。勝北區(qū)塊三間房組發(fā)育常規(guī)低壓低地溫梯度氣藏，原始地溫梯度與埋藏深度的關(guān)系為：

式中：T為地層溫度，℃；H為井底垂深，m。

勝北505H井設(shè)計(jì)造斜點(diǎn)垂深為3 920.0 m，完鉆垂深為4 335.0 m，預(yù)測(cè)溫度范圍為110～121 ℃。儀器抗溫性能應(yīng)大于130 ℃。

勝北502H井鉆井液密度為1.64 g/cm3，完鉆井底垂深為4 027.4 m，液柱壓力為64.3 MPa，考慮循環(huán)壓耗和安全系數(shù)，附加壓力26.0 MPa，預(yù)測(cè)井底壓力為90.3 MPa；勝北503H井鉆井液密度為1.53 g/cm3，完鉆井底垂深為4 037.2 m，液柱壓力為61.8 MPa，考慮循環(huán)壓耗和安全系數(shù)，附加壓力26.0 MPa，預(yù)測(cè)井底壓力為87.8 MPa；勝北505H井設(shè)計(jì)鉆井液密度為1.53 g/cm3，設(shè)計(jì)完鉆垂深為4 336.0 m，預(yù)測(cè)液柱壓力為66.3 MPa，考慮循環(huán)壓耗和安全系數(shù)，附加壓力26.0 MPa，預(yù)測(cè)井底壓力為92.3 MPa，儀器和工具的抗壓性能應(yīng)大于100.0 MPa。

綜合考慮安全方面與鉆井時(shí)效方面因素，勝北505H井采用Pathfinder HDS1–MWD 伽馬成像隨鉆測(cè)量?jī)x器，該套設(shè)備額定最高抗溫175 ℃，最高抗壓170.0 MPa，可滿足施工需求。同時(shí)，該設(shè)備伽馬成像技術(shù)亦可對(duì)地層進(jìn)行實(shí)施監(jiān)測(cè)，更大程度地提高油氣層鉆遇率。

2.4 脆性泥巖安全定向鉆井技術(shù)

在該區(qū)塊前期鄰井的施工過(guò)程中，大多采用聚磺鉆井液體系，鉆井過(guò)程中，在壓差作用下鉆井液濾液沿層理面或微裂隙侵入，導(dǎo)致弱面填充物水化分散嚴(yán)重，使泥頁(yè)巖層理面的結(jié)合強(qiáng)度大大降低，導(dǎo)致鉆進(jìn)過(guò)程中泥頁(yè)巖易沿層理面和微裂縫處開裂[6]，造成井壁掉塊或坍塌。

針對(duì)勝北區(qū)塊侏羅系喀扎拉組下部與七克臺(tái)組上部由于聚磺鉆井液抑制性不足，脆性泥巖掉塊嚴(yán)重的問(wèn)題，勝北505H井采用復(fù)合鹽弱凝膠鉆井液體系，與該區(qū)塊過(guò)去采用的聚磺鉆井液相比，復(fù)合鹽弱凝膠鉆井液具有以下特點(diǎn)：①抑制分散性極強(qiáng)，鉆井液排污量??；②抑制封堵防塌性極強(qiáng)，具良好穩(wěn)定性；③水膜兼油膜潤(rùn)滑，具有良好潤(rùn)滑性。

通過(guò)復(fù)配KCl、有機(jī)鹽、抑制劑協(xié)同增效，充分發(fā)揮K+、Na+等離子抑制黏土層間水化的作用，并加入乳化瀝青、超細(xì)碳酸鈣提高泥漿的封堵防塌能力，從而保證井壁穩(wěn)定；同時(shí)提高大分子質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.2%以上，增強(qiáng)泥漿抑制性；補(bǔ)充降失劑，降低API高溫高壓失水至13 mL以下，提高泥漿抗高溫性能和井壁穩(wěn)定性；為預(yù)防地層縮徑、坍塌，嚴(yán)格強(qiáng)化鉆井液密度與性能控制措施，即鉆進(jìn)至井深4 000.0 m時(shí)，將鉆井液密度提高到1.50 g/cm3以上，黏度保持60～70 s，從而確保泥漿將坍塌掉塊及時(shí)攜帶出井眼。

2.5 摩阻影響分析及應(yīng)對(duì)措施

勝北502H井與503H井在起下鉆過(guò)程中，都不同程度地受到摩阻較大造成的影響，如圖1所示，對(duì)兩口井下鉆時(shí)的平均下鉆速度所產(chǎn)生的摩阻進(jìn)行分析發(fā)現(xiàn)：隨著水平段的不斷增加，下鉆速度越快，摩阻越大。下鉆過(guò)快也會(huì)導(dǎo)致造斜段及水平段鉆柱因送鉆軸向載荷過(guò)大而發(fā)生劇烈變形、屈曲，以致遇阻。

圖1 下鉆速度對(duì)摩阻的影響

針對(duì)上述問(wèn)題，并結(jié)合侏羅系喀扎拉組下部與七克臺(tái)組上部掉塊嚴(yán)重的現(xiàn)象，除了進(jìn)行鉆井液改進(jìn)等措施[7]，還在造斜段及水平段施工時(shí)采用自主研發(fā)的井壁修復(fù)工具（圖2）。該工具上端倒劃眼齒可有效防止因掉塊導(dǎo)致的遇阻卡鉆，配合水力振蕩器使用[8]，則可起到減摩降阻的作用。

圖2 井壁修復(fù)器

2.6 水平段鉆頭及鉆井工具優(yōu)選

目前國(guó)內(nèi)外鉆井現(xiàn)場(chǎng)常用的PDC鉆頭切削齒主要有10，13，16，19 mm四種類型，通過(guò)對(duì)比鄰井鉆頭使用情況，發(fā)現(xiàn)地層巖性可鉆性在3級(jí)以下時(shí)，19 mm切削齒PDC鉆頭破巖效果最佳；地層巖性可鉆性在3級(jí)以上時(shí)，16 mm切削齒PDC鉆頭破巖效果最佳。根據(jù)周邊鄰井取得的巖心資料分析，勝北505H井所鉆目的層為致密砂巖，壓實(shí)性較強(qiáng)，可鉆性為4級(jí)以上，為提高破巖效率，選用16 mm切削齒PDC鉆頭。

隨著地層巖石研磨性與可鉆性級(jí)值的增加，可通過(guò)提高鉆頭切削齒材料硬度的方法，降低崩齒和碎齒情況的出現(xiàn)。根據(jù)各區(qū)塊鉆頭材質(zhì)對(duì)比，切削齒材質(zhì)采用聚晶金剛石層和高強(qiáng)度硬質(zhì)合金，可極大地提高鉆頭的耐沖擊性與耐磨性；而且目前聚晶金剛石層和硬質(zhì)合金之間的抗分離性已得到改善，與常規(guī)切削齒相比，該切削齒PDC鉆頭更耐用，使用壽命更長(zhǎng)。

在鉆進(jìn)壓實(shí)性較強(qiáng)的地層時(shí)，由于地層巖石研磨性高，產(chǎn)生的巖屑顆粒較小，會(huì)在水射流的作用下包裹在PDC鉆頭周圍，形成強(qiáng)沖蝕作用，致使鉆頭發(fā)生嚴(yán)重的磨料磨損和“掉齒”現(xiàn)象，加之切削齒與巖石的摩擦劇烈，熱磨損更加嚴(yán)重，所以需要對(duì)PDC鉆頭水力結(jié)構(gòu)進(jìn)行優(yōu)化[9]，具體方法如下：①適當(dāng)增加冠頂肩部及外錐處噴嘴和井底的距離，以增大井底逆流層厚度，減小逆流速度，減弱鉆頭沖蝕；②增加噴嘴數(shù)目，做到一個(gè)刀翼至少配置一個(gè)噴嘴，以充分冷卻切削齒，同時(shí)快速清潔井底并輔助破巖[10]；③優(yōu)化噴嘴組合，盡可能選用等徑噴嘴或相鄰序號(hào)噴嘴并均勻分布在鉆頭冠部，且噴嘴直徑應(yīng)大于18 mm，從而確保液流的合理分布以及充分冷卻鉆頭和排屑，以防發(fā)生堵塞。

2.7 臨界鉆壓–扭矩分析

為減小斜井段鉆進(jìn)時(shí)產(chǎn)生的托壓，國(guó)內(nèi)水平井鉆進(jìn)大多采用鉆桿與加重鉆桿倒裝方式的鉆具組合，以保證更大程度的鉆壓傳遞至鉆頭。在復(fù)合鉆進(jìn)中，鉆壓波動(dòng)對(duì)鉆柱扭矩的影響較大，為此，針對(duì)不同尺寸的鉆桿需計(jì)算復(fù)合鉆進(jìn)時(shí)的臨界鉆壓，以防止鉆壓過(guò)高，鉆桿與井壁產(chǎn)生過(guò)大扭矩，發(fā)生井下復(fù)雜事故。

復(fù)合鉆進(jìn)時(shí)鉆桿臨界鉆壓計(jì)算公式[11]為：

式中：Pzy為臨界鉆壓值，kN；E為鋼材的彈性模量，N/m2；I為鉆具的慣性矩，m4；l為單根鉆桿長(zhǎng)度，m；ω為鉆桿旋轉(zhuǎn)角速度，s–1；qm為鉆桿的每米重量，N；g為重力鉆速度，m/s2。

勝北505H井三開使用127 mm鋼級(jí)S135鉆桿，頂驅(qū)轉(zhuǎn)速為40 r/min，代入式（2）計(jì)算臨界鉆壓值為101 kN，即旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)時(shí)若超過(guò)該臨界鉆壓值，井下鉆具將失穩(wěn)。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

3.1 造斜段鉆進(jìn)

勝北505H井造斜段鉆進(jìn)過(guò)程中，采用復(fù)合鹽弱凝膠鉆井液體系，在通過(guò)侏羅系脆性泥巖段時(shí)，掉塊情況較鄰井情況有明顯改善。從3 920.0 m處側(cè)鉆成功后，使用PDC鉆頭+1.50°高造斜大功率螺桿，采用定向滑動(dòng)鉆進(jìn)與復(fù)合鉆進(jìn)方式控制軌跡進(jìn)行定向造斜鉆進(jìn)。當(dāng)井斜角超過(guò)40.00°以后，采用短起下、逐步倒裝鉆具、配合水力振蕩器、改進(jìn)鉆井液流變性與潤(rùn)滑性等技術(shù)措施相結(jié)合的方法，有效防止巖屑床的形成，保證鉆壓的有效傳遞，減小井眼摩阻和扭矩。通過(guò)調(diào)整和控制彎螺桿的工具面，配合合理鉆進(jìn)參數(shù)，獲得了比較穩(wěn)定的井眼全角變化率。同時(shí)，在滿足設(shè)計(jì)造斜率的情況下增大復(fù)合鉆進(jìn)井段，造斜段平均機(jī)械鉆速2.67 m/h，較全井機(jī)械鉆速提高59%，實(shí)鉆軌跡始終按設(shè)計(jì)軌道施工，準(zhǔn)確進(jìn)入A靶。

3.2 水平段鉆進(jìn)

由于勝北505H井垂深超過(guò)4 300.0 m，隨著水平段長(zhǎng)度的增加，泥漿攜沙能力逐漸減弱。為防止井下形成巖屑床，水平段采用1.25°螺桿動(dòng)力鉆具與自主研發(fā)的212 mm井壁修復(fù)器進(jìn)行穩(wěn)斜鉆進(jìn)，有效地減少了由于井下巖屑堆積導(dǎo)致的鉆進(jìn)托壓情況，鉆具組合如圖3所示。

圖3 水平段鉆具組合

從鄰井獲取的巖心資料顯示，勝北505H井水平段前段巖性為泥巖與砂巖互層，中段與后段為砂巖，加之巖石壓實(shí)性強(qiáng)，研磨性高，且軟硬交錯(cuò)，因此關(guān)鍵是要優(yōu)化鉆頭切削結(jié)構(gòu)，提高穿越硬夾層的能力[12]。針對(duì)該情況，鉆頭的選擇側(cè)重于其抗研磨能力和攻擊性，最終優(yōu)選直徑為216 mm MDI616LBPX型與直徑為216 mm SD6645A型鉆頭（圖4），這兩種型號(hào)鉆頭均采用高抗研磨復(fù)合片切削齒。其中，16 mm切削齒較13 mm切削齒切削出的巖屑大，可更好地從井底返出，降低水平段巖屑床形成幾率，保證井下施工安全。

圖4 216mm MDI616LBPX型與216mm SD6645A型鉆頭

從表2可以看出，在水平段同一地層復(fù)合鉆進(jìn)中，直徑為216 mm MDI616LBPX型與SD6645A型兩種鉆頭較其他鉆頭單趟鉆進(jìn)進(jìn)尺提高近1倍，機(jī)械鉆速提高32%。

表2 勝北505H井水平段鉆頭使用情況對(duì)比

通過(guò)優(yōu)選動(dòng)力鉆具，優(yōu)化鉆具組合，配合抗高溫優(yōu)質(zhì)鉆井液體系，采用合理的施工方案，保證了井下隨鉆測(cè)量?jī)x器的正常運(yùn)轉(zhuǎn)。在整個(gè)水平段鉆進(jìn)過(guò)程中，隨鉆測(cè)量?jī)x器工作正常，均未出現(xiàn)儀器故障。實(shí)時(shí)傳輸?shù)碾S鉆伽馬成像數(shù)據(jù)，為地質(zhì)人員準(zhǔn)確判斷油層及井下地質(zhì)情況提供了技術(shù)支持，油層鉆遇率達(dá)到97%。

3.3 鉆壓–扭矩分析

勝北505H井水平段在復(fù)合鉆進(jìn)過(guò)程中，鉆壓保持在40～80 kN，正常鉆進(jìn)時(shí)扭矩值為12～22 kN·m。每當(dāng)嘗試增加鉆壓到100 kN以上時(shí)，扭矩就會(huì)瞬間升高至27 kN·m，致使憋停頂驅(qū)。從圖5可以看出，隨著水平段的增加，扭矩也在上升，根據(jù)臨界鉆壓公式可以得出最大復(fù)合鉆進(jìn)鉆壓值。同時(shí)，通過(guò)在鉆井液中添加潤(rùn)滑劑的方法，也可讓鉆桿扭矩得到有效緩解。

圖5 水平段扭矩變化曲線

3.4 新工具應(yīng)用

井壁修復(fù)器在勝北505H井入井后，短拉及起下鉆速度在可能容許范圍內(nèi)有所提升，與周邊同時(shí)期施工的勝北503H井相比，摩阻平均下降近16%（圖6）。同時(shí)，上部倒劃眼齒可有效破碎上部易塌地層的較大掉塊，使破碎后及時(shí)返出，有效保證了井下施工安全。

圖6 勝北503H與505H摩阻對(duì)比

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）勝北5區(qū)塊垂深超過(guò)3 900.0 m時(shí)，地層壓實(shí)作用強(qiáng)，常規(guī)PDC鉆頭使用壽命短，抗研磨效果不理想，在造斜段中下部和水平段前段鉆進(jìn)中選用5刀翼與6刀翼16 mm抗研磨復(fù)合片切削齒鉆頭；水平段中后段選用6刀翼16 mm雙排齒鉆頭，可以更大程度地提高PDC鉆頭的抗研磨性與攻擊性。

（2）在井深超過(guò)4 000.0 m時(shí)，常規(guī)MWD開始出現(xiàn)信號(hào)衰減情況，且受到溫度與井底壓力的影響，儀器無(wú)法保持長(zhǎng)時(shí)間穩(wěn)定。勝北505H井造斜段垂深超過(guò)4 100.0 m，采用175 ℃抗高溫高壓儀器，直至完鉆儀器仍能正常工作，杜絕了因儀器沒(méi)信號(hào)頻繁起下鉆的問(wèn)題，提高了機(jī)械鉆速。

（3）勝北505H井水平段垂深超過(guò)4 300.0 m，水平段在鉆進(jìn)過(guò)程中，定向滑動(dòng)鉆進(jìn)鉆時(shí)長(zhǎng)，效果不理想，如需調(diào)整軌跡，可先嘗試通過(guò)改變鉆壓大小來(lái)起到增斜或降斜的目的。既可保證井眼軌跡順滑，又提高了機(jī)械鉆速，從而保障后期下套管施工的安全。

（4）在勝北區(qū)塊深層水平井施工中，優(yōu)選復(fù)合鹽弱凝膠鉆井液體系，優(yōu)化泥漿性能，提高鉆井液的封堵防塌能力與攜巖能力，配合短起下鉆、劃眼等工程措施，有效地破壞巖屑床的形成，保證井下通暢和施工安全。