頁(yè)巖氣水基鉆井液在YS-AB井現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)與認(rèn)識(shí)

陳俊斌, 明顯森 , 陶懷志 , 舒小波 , 邵 平

1油氣田應(yīng)用化學(xué)四川省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 2中國(guó)石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院 3中國(guó)石油川慶鉆探工程有限公司鉆井液技術(shù)服務(wù)公司

0 引言

在頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)過(guò)程中，油基鉆井液因其具有優(yōu)異的抑制、潤(rùn)滑、封堵性能，成為頁(yè)巖氣水平井鉆進(jìn)的鉆井液主流技術(shù)。但是油基鉆井液及其鉆屑被列為危險(xiǎn)廢棄物，環(huán)保處理成本高，處理后仍存在安全隱患，開(kāi)展水基鉆井液替代或部分替代油基鉆井液研究與應(yīng)用成為近年的熱點(diǎn)[1- 8]。

2015～2017年(以下簡(jiǎn)稱I期)，針對(duì)川南龍馬溪頁(yè)巖地質(zhì)特點(diǎn)，組織開(kāi)展頁(yè)巖氣水基鉆井液技術(shù)的攻關(guān)研究，采用潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)強(qiáng)化抑制、剛性與彈性粒子復(fù)合作用強(qiáng)化封堵等機(jī)理，研發(fā)出疏水抑制劑、高效潤(rùn)滑劑、復(fù)合封堵劑等核心處理劑，在此基礎(chǔ)上形成了I期頁(yè)巖氣水基鉆井液體系，并在長(zhǎng)寧、威遠(yuǎn)、昭通頁(yè)巖氣示范區(qū)先后開(kāi)展了52口井的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，取得了階段性成果；但在水平井鉆進(jìn)后期，較油基鉆井液、水基鉆井液表現(xiàn)出摩阻、扭矩大甚至翻倍，且不能滿足自201區(qū)域破碎性頁(yè)巖井壁穩(wěn)定要求。

針對(duì)存在的不足，2018年～至今(以下簡(jiǎn)稱Ⅱ期)引入插層抑制劑、雙疏抑制劑、封堵劑、鍵合潤(rùn)滑劑4種核心功能性處理劑，優(yōu)化頁(yè)巖氣水基鉆井液配方，使其性能及功能接近油基鉆井液。筆者將以頁(yè)巖氣水基鉆井液在YS-AB井應(yīng)用情況、存在問(wèn)題以及認(rèn)識(shí)誤區(qū)作詳細(xì)論述，以期推動(dòng)頁(yè)巖氣水基鉆井液技術(shù)改進(jìn)和試驗(yàn)應(yīng)用。

1 頁(yè)巖氣水基鉆井液配方優(yōu)化與室內(nèi)評(píng)價(jià)

通過(guò)插層抑制劑作用于黏土晶層結(jié)構(gòu)，雙疏抑制劑改變巖石表面潤(rùn)濕性，有機(jī)鹽降低鉆井液活度，實(shí)現(xiàn)對(duì)黏土礦物表面水化和滲透水化有效控制，以解決龍馬溪組黏土礦物水化分散問(wèn)題。采用多羥基樹(shù)脂封堵劑、磺化瀝青、封堵劑實(shí)現(xiàn)頁(yè)巖地層即時(shí)止裂、致密封堵，從而短時(shí)間內(nèi)阻止液相侵入，維護(hù)井壁穩(wěn)定。引入鍵合潤(rùn)滑劑，與金屬鉆具表面鐵原子作用形成吸附膜，通過(guò)多重氫鍵作用與井壁形成強(qiáng)吸附潤(rùn)滑油膜，從而降低鉆具與井壁間的摩擦力，保障長(zhǎng)水平段鉆進(jìn)過(guò)程中良好的潤(rùn)滑性能。

1.1 頁(yè)巖氣水基鉆井液配方優(yōu)化

在I期頁(yè)巖氣水基鉆井液應(yīng)用的基礎(chǔ)上，引入新型處理劑，形成了一套適用于昭通頁(yè)巖氣區(qū)塊的改進(jìn)型頁(yè)巖氣水基鉆井液配方：2%～3%土漿+0.2%～0.4%氫氧化鈉+0.1%～0.3%聚合物包被劑+0.6%～1.0%聚合物降失水劑+0.3%有機(jī)硅鋁+2.0%～4.0%高溫抗鹽降濾失劑+1.0%～3.0%磺化瀝青+2.0%～4.0%封堵劑+1.0%～2.0%插層抑制劑+1.5%～3.0%鍵合潤(rùn)滑劑+1.0%～3.0%雙疏抑制劑+1.0%～2.0%多羥基樹(shù)脂封堵劑+2.0%～4.0%抗鹽聚合物降失水劑+1%～3%改性樹(shù)脂瀝青+3.0%～5.0%復(fù)合樹(shù)脂降濾失劑+0.1%～0.3%生石灰+6.0%～8.0%氯化鉀+5%～10%有機(jī)鹽+加重劑。

1.2 鉆井液基本性能評(píng)價(jià)

室內(nèi)配制頁(yè)巖氣水基鉆井液，經(jīng)過(guò)120 ℃×16 h高溫?zé)釢L后，測(cè)試其綜合性能實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 頁(yè)巖氣水基鉆井液室內(nèi)評(píng)價(jià)性能

復(fù)雜的頁(yè)巖氣水基鉆井液體系配方實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，頁(yè)巖氣水基鉆井液具有較好的濾失造壁性，高溫高壓濾失量與API濾失量維持在較低范圍，鉆井液的流變性表現(xiàn)出“高黏低切”特性，隨密度增加表現(xiàn)得更為明顯。

1.3 抑制性評(píng)價(jià)

利用滾動(dòng)回收率實(shí)驗(yàn)對(duì)頁(yè)巖氣水基鉆井液的抑制性能進(jìn)行評(píng)價(jià)。稱取50 g龍馬溪泥巖，分別加入清水、頁(yè)巖氣水基鉆井液、油基鉆井液中，在120 ℃下16 h熱滾后，采用40目篩網(wǎng)回收巖屑，烘干、稱量，計(jì)算滾動(dòng)回收率，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見(jiàn)表2。

表2 滾動(dòng)回收率實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，該龍馬溪組泥巖水敏性強(qiáng)，在清水中大量分散，巖屑滾動(dòng)回收率僅為24.90%。巖屑在頁(yè)巖氣水基鉆井液中的回收率為97.68%，接近油基鉆井液的滾動(dòng)回收率，表明該頁(yè)巖氣水基鉆井液具有較好的抑制泥頁(yè)巖水化分散和造漿的能力，抑制性能與油基鉆井液相當(dāng)。

1.4 濾失造壁性與封堵性評(píng)價(jià)

實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)了頁(yè)巖氣水基鉆井液在120 ℃的高溫高壓濾失量和鉆井液PPA封堵實(shí)驗(yàn)，評(píng)價(jià)該頁(yè)巖氣水基鉆井液的濾失造壁性與封堵能力，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表3和圖1。

表3 水基與油基鉆井液封堵性能對(duì)比

圖1 高溫高壓濾失量隨時(shí)間變化

該頁(yè)巖氣水基鉆井液高溫高壓濾失量初始5 min濾失量1.6 mL，30 min后濾失量為3.6 mL，繼續(xù)延長(zhǎng)濾失時(shí)間濾失量增加值趨于零，說(shuō)明具有良好的濾失造壁性。PPA濾失量與油基鉆井液相近。

1.5 潤(rùn)滑性評(píng)價(jià)

對(duì)120 ℃下高溫老化16 h后的頁(yè)巖氣水基鉆井液進(jìn)行潤(rùn)滑性能評(píng)價(jià)，并與油基鉆井液對(duì)比，極壓潤(rùn)滑系數(shù)和濾餅黏滯系數(shù)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)結(jié)果見(jiàn)圖2。

圖2 鉆井液潤(rùn)滑系數(shù)對(duì)比實(shí)驗(yàn)

評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，頁(yè)巖氣水基鉆井液的濾餅黏滯系數(shù)、極壓潤(rùn)滑系數(shù)分別為0.061 2和0.084 5，接近油基鉆井液的評(píng)價(jià)結(jié)果，濾餅粘附系數(shù)相差17.16%，極壓潤(rùn)滑系數(shù)相差13.37%，該頁(yè)巖氣水基鉆井液潤(rùn)滑性能與油基鉆井液相比仍存在差距，但不致于造成摩阻、扭矩或大翻倍的工程表象。

2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

YS-AB井是昭通區(qū)塊的一口預(yù)探水平井，鉆探目的層為志留系龍馬溪組，三開(kāi)?215.9 mm井眼開(kāi)鉆后，在井深1 327 m替入頁(yè)巖氣水基鉆井液，依次鉆遇韓家店、石牛欄、龍馬溪組地層。頁(yè)巖氣水基鉆井液使用段長(zhǎng)2 593 m，水平位移1 981 m，水平段長(zhǎng)1 500 m，平均機(jī)械鉆速7.38 m/h，鉆井周期37.48 d。

2.1 鉆井液性能

本井直井段1 327～1 766 m、造斜段1 766～2 420 m、水平段2 420～3 920 m，其分段鉆井液性能參數(shù)見(jiàn)表4。

表4 鉆井液分段性能統(tǒng)計(jì)表

三開(kāi)鉆進(jìn)期間，未出現(xiàn)井壁失穩(wěn)，偶有極少量掉塊，返出巖屑成型度好，且具有一定強(qiáng)度，表明該頁(yè)巖氣水基鉆井液具有良好的抑制性和封堵性。

2.2 鉆井液性能維護(hù)關(guān)鍵措施

(1)針對(duì)石牛欄～龍馬溪上部泥巖井段，抑制劑以復(fù)合鹽和疏水抑制劑為主，Cl-含量大于30 000 mg/L，鈣離子含量200～300 mg/L；龍馬溪頁(yè)巖井段以2.0%插層抑制劑和1.5%雙疏抑制劑為主，復(fù)合鹽降低鉆井液液相活度，控制表面水化和滲透水化。

(2)根據(jù)不同井段地層特點(diǎn)調(diào)整封堵劑、多羥基樹(shù)脂封堵劑、磺化瀝青加量，滿足井壁穩(wěn)定要求；因地層應(yīng)力釋放所造成的井壁失穩(wěn)，主要通過(guò)控制鉆井液密度來(lái)保證，鉆進(jìn)中根據(jù)密度設(shè)計(jì)要求，造斜段鉆進(jìn)期間逐漸上提至設(shè)計(jì)密度上限。

(3)維持鍵合潤(rùn)滑劑在鉆井液中的有效濃度，隨水平段的延長(zhǎng)，逐漸提高潤(rùn)滑劑的加量至3.0%，降低極壓潤(rùn)滑系數(shù)；另外在水平段鉆進(jìn)過(guò)程中控制磺化瀝青加量在2.0%～3.0%，降低濾失量的同時(shí)，也可增加潤(rùn)滑性，降低摩阻和扭矩。其它維護(hù)處理措施同聚磺鉆井液。

2.3 應(yīng)用效果

YS-AB井現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，頁(yè)巖氣水基鉆井液在鉆井階段取得成功，泵壓23.0～26.0 MPa，扭矩由A靶點(diǎn)時(shí)8～14 kN·m上漲至B靶點(diǎn)時(shí)16～22 kN·m，隨水平段的延長(zhǎng)泵壓、扭矩正常均勻上漲。在井段3 742～3 920 m因地層傾角發(fā)生較大變化，井斜變化較大且部分軌跡脫離箱體，在龍一1亞段中的1小層和2小層之間反復(fù)穿行，完鉆后起鉆作業(yè)在該井段起下鉆困難，頻繁遇阻卡、倒劃眼時(shí)憋停頂驅(qū)，起鉆摩阻35～40 t，劃眼扭矩18～24 kN·m，耗時(shí)38 h僅起出鉆具220 m。為保障完井作業(yè)，替入油基鉆井液后，摩阻、扭矩明顯降低，起下鉆摩阻降至20～30 t，扭矩降至10～16 kN·m，其后通井、測(cè)井、下套管作業(yè)順利。水基鉆井液與油基鉆井液在不同井段摩阻變化情況對(duì)比見(jiàn)表5。

表5 水基與油基鉆井液上提下放鉆具摩阻對(duì)比情況

由表5可以看出：井深3 750 m以前，頁(yè)巖氣水基鉆井液的潤(rùn)滑性能與油基鉆井液基本相當(dāng)；但3 750～3 920 m井段水基鉆井液的摩阻顯著提高。由此可見(jiàn)，頁(yè)巖氣水基鉆井液潤(rùn)滑性室內(nèi)評(píng)價(jià)結(jié)果已非常接近油基鉆井液，但現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中，隨著水平段長(zhǎng)的增加，水基鉆井液的潤(rùn)滑性與油基鉆井液相差越來(lái)越大。

2.4 頁(yè)巖氣水基鉆井液潤(rùn)滑性改進(jìn)建議

針對(duì)頁(yè)巖氣水基鉆井液潤(rùn)滑性能室內(nèi)評(píng)價(jià)與工程實(shí)際差異較大的問(wèn)題，建議采取以下措施：

(1)現(xiàn)有的室內(nèi)潤(rùn)滑性評(píng)價(jià)方法不能真實(shí)反應(yīng)鉆井液潤(rùn)滑性，評(píng)價(jià)結(jié)果與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際摩阻、扭矩關(guān)聯(lián)度差，需進(jìn)一步從潤(rùn)滑機(jī)理、評(píng)價(jià)方法等方面進(jìn)行深入研究，使得室內(nèi)評(píng)價(jià)測(cè)試結(jié)果與工程實(shí)際的關(guān)聯(lián)度相匹配，進(jìn)而更好地指導(dǎo)頁(yè)巖氣水基鉆井液潤(rùn)滑性能的改進(jìn)。

(2)黃202井為防套管磨損，在油基鉆井液中加入套管減摩劑，發(fā)現(xiàn)摩阻、扭矩明顯降低，水平段摩阻由20～25 t下降至15～20 t，鉆進(jìn)扭矩由17～20 kN·m下降至15～18 kN·m。朱寶忠[9]論述，將減摩劑應(yīng)用到JY2-5HF井鉆井液中大幅降低摩阻、扭矩。針對(duì)水平段存在巖屑床的條件下，可以嘗試通過(guò)引入抗磨減阻劑來(lái)提高鉆井液的潤(rùn)滑性。

(3)現(xiàn)階段水基鉆井液的潤(rùn)滑性與油基鉆井液仍存在較大差距，若完鉆后起鉆困難，建議替換成油基鉆井液。

3 頁(yè)巖氣水基鉆井液存在的認(rèn)識(shí)誤區(qū)

頁(yè)巖氣水基鉆井液在井壁穩(wěn)定、潤(rùn)滑等方面與油基鉆井液相比存在先天劣勢(shì)，無(wú)論油基鉆井液還是水基鉆井液都會(huì)面對(duì)地層破碎、井眼軌跡變化大等不利于水平段鉆進(jìn)延伸的因素。從技術(shù)角度考慮如何實(shí)現(xiàn)水基鉆井液各項(xiàng)功能與油基鉆井液盡可能接近的同時(shí)，還應(yīng)解決頁(yè)巖氣水基鉆井液技術(shù)目前存在的認(rèn)識(shí)誤區(qū)。

3.1 對(duì)頁(yè)巖地層過(guò)濾介質(zhì)的認(rèn)識(shí)誤區(qū)

業(yè)界習(xí)慣參照油基鉆井液濾失量大小來(lái)要求頁(yè)巖氣水基鉆井液濾失量控制范圍；然而鉆井液濾失量評(píng)價(jià)方法中采用的濾紙孔隙尺寸為20 μm[10]，而頁(yè)巖孔徑尺寸在納米級(jí)范圍(一般為幾納米至幾十納米)，滲透率極低(小于10-5mD)[11- 12]，過(guò)濾介質(zhì)差異很大。鉆井液向地層滲濾，其濾失模式可用達(dá)西公式表示，如式(1)：

(1)

式中：K—濾餅的滲透率，μm2；A—滲濾面積，cm2；p—滲濾壓力，105Pa；h—濾餅厚度，cm；μ—濾液黏度，0.1 mPa·s；Vf—滲濾量，cm3；t—滲濾時(shí)間，s。

從式(1)可知，鉆井液的濾失量與濾餅的滲透率成正比，實(shí)驗(yàn)用濾紙測(cè)得的鉆井液中壓或高溫高壓濾失量不能真實(shí)表征龍馬溪頁(yè)巖地層的濾失造壁性。實(shí)驗(yàn)表明，頁(yè)巖氣水基鉆井液在10 MPa、120 ℃下，采用10 mD陶瓷濾板的高溫高壓滲透性封堵儀(PPA)濾失量小于0.6 mL。由此可推斷，相同條件下滲透率極低的頁(yè)巖地層濾失量很低，對(duì)鉆井液濾失造壁性能要求并不高，適當(dāng)放寬頁(yè)巖氣水基鉆井液的高溫高壓濾失量理論上可行。

3.2 高溫高壓井下鉆井液流變性變化認(rèn)識(shí)不清

地面循環(huán)系統(tǒng)鉆井液流變性能與井下高溫高壓狀態(tài)的流變性能存在較大差異。采用范氏IX77流變儀實(shí)驗(yàn)研究表明，隨著溫度升高，油基鉆井液、水基鉆井液黏度均大幅下降；隨著壓力上升，高壓縮比的油基鉆井液顯著增黏，對(duì)于壓縮比極低的水基鉆井液基本沒(méi)有影響，見(jiàn)圖3和圖4。

圖3 不同溫度和壓力下油基鉆井液的流變曲線

圖4 不同溫度和壓力下水基鉆井液的流變曲線

實(shí)驗(yàn)中采用常溫常壓下流變性能基本相當(dāng)?shù)挠突c水基鉆井液進(jìn)行對(duì)比驗(yàn)證，由表6數(shù)據(jù)可知，在100 ℃，49 MPa實(shí)驗(yàn)條件下，鉆井液的結(jié)構(gòu)黏度顯著降低，油基鉆井液的結(jié)構(gòu)黏度是水基的2倍以上。說(shuō)明在井下，水基鉆井液的結(jié)構(gòu)黏度會(huì)顯著下降，在地面配制時(shí)應(yīng)當(dāng)具有更高的結(jié)構(gòu)黏度，才能滿足水平井?dāng)y巖清砂和保持井眼清潔的要求。

表6 不同實(shí)驗(yàn)條件水基和油基鉆井液數(shù)據(jù)對(duì)比

3.3 鉆井液流變性調(diào)控與井眼清潔認(rèn)識(shí)誤區(qū)

“高黏低切”的鉆井液因結(jié)構(gòu)黏度偏低不利于懸浮和維持井眼清潔。因油基鉆井液具有低濾失量的特點(diǎn)，如果按照油基鉆井液的標(biāo)準(zhǔn)來(lái)要求水基鉆井液，即控制高溫高壓濾失量3.0～4.0 mL，必然導(dǎo)致高密度頁(yè)巖氣水基鉆井液需要加入過(guò)量的降濾失劑，造成降濾失劑的含量遠(yuǎn)超正常水平，使鉆井液液相黏度大幅升高，從而導(dǎo)致塑性黏度過(guò)高(見(jiàn)表7)。為了保證高密度鉆井液的流動(dòng)性，只有犧牲流變參數(shù)中的屈服值和初終切力，造成巖屑床和重晶石床的加劇形成。

表7 不同體系水基鉆井液濾液黏度對(duì)比

“高黏低切”的頁(yè)巖氣水基鉆井液在水平段的流動(dòng)類似在地面過(guò)渡槽的流動(dòng)狀態(tài)，時(shí)有重晶石沉積于過(guò)渡槽底部，然而在井下高溫作用下其結(jié)構(gòu)黏度(屈服值、靜切力、低轉(zhuǎn)速黏度)進(jìn)一步降低，造成其懸浮穩(wěn)定性能嚴(yán)重不足。另外，在水平段鉆井過(guò)程中，鉆井液的流動(dòng)方向與固相顆粒沉降方向互相垂直，無(wú)法依靠鉆井液的流動(dòng)阻止固相顆粒沉降，導(dǎo)致這種“高黏低切”的頁(yè)巖氣水基鉆井液將不可避免地發(fā)生重晶石、巖屑沉降，在水平段下井壁形成“重晶石床”與“巖屑床”，極大增加鉆具移動(dòng)、旋轉(zhuǎn)的摩擦阻力，從而導(dǎo)致鉆井摩阻、扭矩增大。

3.4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用驗(yàn)證實(shí)例

第Ⅰ期頁(yè)巖氣水基鉆井液應(yīng)用驗(yàn)證了以上的觀點(diǎn)：適當(dāng)放大高溫高壓濾失量，逐漸降低鉆井液體系的塑性黏度，適當(dāng)提高其結(jié)構(gòu)黏度，使頁(yè)巖氣水基鉆井液體系具有“低黏高切”特性，進(jìn)而提高鉆井液懸浮、井眼清潔能力，可有效緩解“重晶石床”、“巖屑床”的形成，從而降低水平井鉆井過(guò)程中的摩阻和扭矩，應(yīng)用實(shí)例情況見(jiàn)表8。

由表8數(shù)據(jù)可知，CNHX- 8井高溫高壓濾失量控制在4 mL左右，水基鉆井液流變性表現(xiàn)出“高黏低切”的特點(diǎn)，井眼清潔相對(duì)較差，摩阻和扭矩較大。隨著對(duì)該區(qū)域地層的進(jìn)一步認(rèn)識(shí)，逐步放大鉆井液高溫高壓濾失量，流變性便于控制，提高鉆井液結(jié)構(gòu)黏度，增強(qiáng)鉆井液懸浮性，摩阻和扭矩較之前有明顯降低，如：CNHX- 1井、N209HY- 4井，水平段摩阻降低5～10 t，扭矩降低4～5 kN·m。

表8 第Ⅰ期頁(yè)巖氣水基鉆井液使用情況數(shù)據(jù)對(duì)比

4 結(jié)論

(1)頁(yè)巖氣水基鉆井液在YS-AB井鉆井階段取得成功，使用段長(zhǎng)2 593 m，其中水平段長(zhǎng)1 500 m，應(yīng)用過(guò)程中整體性能穩(wěn)定，鉆屑返出成型，未出現(xiàn)井壁失穩(wěn)垮塌等井下復(fù)雜，表明頁(yè)巖氣水基鉆井液的抑制、封堵性能優(yōu)良，滿足頁(yè)巖氣鉆井需求。

(2)目前通用的鉆井液潤(rùn)滑性測(cè)試方法表明，頁(yè)巖氣水基鉆井液潤(rùn)滑性與油基鉆井液相近，但現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中，水基鉆井液的潤(rùn)滑性在工程表象上，即摩阻、扭矩與油基存在明顯差異。需進(jìn)一步從潤(rùn)滑機(jī)理、評(píng)價(jià)方法等方面開(kāi)展深入研究，實(shí)現(xiàn)室內(nèi)測(cè)試結(jié)果與工程實(shí)際相匹配，進(jìn)而更好地指導(dǎo)頁(yè)巖氣水基鉆井液潤(rùn)滑性能的改進(jìn)。

(3)頁(yè)巖與濾紙兩種過(guò)濾介質(zhì)存在較大差異，適度放寬高溫高壓濾失量要求，不會(huì)導(dǎo)致井壁失穩(wěn)；同時(shí)可簡(jiǎn)化配方，使頁(yè)巖氣水基鉆井液技術(shù)變得經(jīng)濟(jì)可行。適度放寬高溫高壓濾失量已在第Ⅰ期頁(yè)巖氣水基鉆井液應(yīng)用驗(yàn)證。

(4)頁(yè)巖氣水基鉆井液的濾失量適度放寬后，鉆井液可以降低塑性黏度，適度提高結(jié)構(gòu)黏度，即適度提高低轉(zhuǎn)速讀值、動(dòng)切力和靜切力；有利于長(zhǎng)水平段井非紊流狀態(tài)下井眼清潔，降低鉆具摩阻、扭矩。