非常规水平井井眼轨迹控制技术研究

吉林油田大情子油田水平井井眼轨迹控制技术研究【摘要】本文主要对吉林油田大情子油田水平井的井眼轨迹控制的难点进行阐述。

通过井眼轨迹优化与钻具组合的优化选择解决了岩屑床堆积和托压等多方面问题，形成了适合该地区水平井施工一整套的技术措施。

【关键词】钻具组合井眼轨迹优化狗腿度控制井眼清洁1 概述该地区水平井井眼轨迹控制技术难点主要有：（1）直井段长，直井段井斜控制难度大；（2）靶前位移短，造斜率高，pdc钻头工具面稳定难度大，造斜率不稳定，造斜率难以保证；（3）由于地面的条件限制，需要靶前扭方位（10°-60°），现场施工难度大，井下风险高；（4）目的层有效厚度2m左右，水平段延伸长（700米）钻遇率要求高（90%），油气层的垂深不确定，构造变化大，井眼轨迹增斜降斜变化不规律，增加了水平段的控制难度；（5）在大斜度段和水平段井眼内摩阻和扭矩大，造成滑动钻进时加压困难；2 针对该地区定向施工中的技术难点采取的技术措施 2.1 钻具组合的优化设计该地区水平井一般设计在1320米左右造斜，井斜控制要求高（500米内<0.5°，至造斜点<1°）。

直井段采用防斜塔式钻具组合，采用高转速（120r/min），低钻压钻进（2t）。

坚持每钻进50米测斜一次，发现井斜超标或者增斜趋势明显及时采取小钻压吊打和提高转速的方法控制井斜，必要时下入动力钻具纠斜。

直径段钻具组合如下：φ228.6mmpdc钻头+φ172mm双母接头+托盘+φ178mm非磁×1+φ178mm钻铤×6+φ165 mm钻铤×8+φ127mm钻杆+133mm×133mm 方钻杆直井段进行通井作业，采取慢下方式休整井壁。

在造斜点以上50米下入mwd，根据实钻直井段的连斜数据在造斜点之前对井眼轨迹进行修正。

造斜段井斜角小于45°的井段采取以下钻具组合：φ215.9mm钻头+172mm马达（1.5°）+箭式浮阀+定向接头（172mm）+φ165mm非磁（mwd）+φ165mm钻铤×6+ 127mm加重钻杆×30+φ127mm钻杆+133mm×133mm方钻杆.该钻具组合增加了钻具的刚性，工具面稳定，造斜率波动变化小。

非常规油气水平井多级分段压裂完井技术胜利油田分公司采油工艺研究院2012年1月非常规油气水平井多级分段压裂完井技术编写：张全胜张峰左家强李玉宝王磊吕玮张燎源张建初审：李爱山郝金克审核：张全胜胜利油田分公司采油工艺研究院2012年1月一、国内外技术现状及油田发展形势1、国外非常规油气技术迅猛发展近年来，国外以美国页岩油气为代表的非常规油气勘探开发飞速发展，并逐步形成了非常规油气水平井勘探、钻井、完井、压裂、裂缝监测等系列配套技术，建立了较为完善的勘探开发理念。

在技术不断配套完善的同时，也形成了甜点勘探、优快钻井、压裂完井一体化、体积压裂、“井工厂”管理模式等成熟的勘探开发理念。

美国已钻页岩油气水平井数量达50000多口，水平井多级分段压裂完井技术已日趋成熟，2011年美国共完钻非常规油气水平井8500多口，水平井占非常规油气产量的90%以上，80%以上为“井工厂”模式。

页岩气产量为1800亿立方米，占美国天然气总产量的34%。

国外非常规油气水平井多级分段压裂完井技术主要形成了水平井裸眼封隔器分段压裂完井和泵送桥塞射孔分段压裂联作两大主导技术，以两大主导技术的突破为核心，配套形成了优化设计、裂缝监测、设备配套等技术系列，提供了有力支撑。

创下分段最多90级，水平段段长最长4900m，单段最大加砂量450m3，单段最大液2550m3，80%以上的井为“井工厂”模式。

2、国内非常规油气勘探开发迈出实质性步伐近年来，国内中石油、中石化、中海油等石油公司在非常规油气勘探开发领域都已经迈出实质性步伐，技术以引进为主，同时开展了自主研究，正迅速追赶国际先进水平。

截至2011年底，中国石油共在低渗透油气藏完成水平井分段压裂1133口井4722段，相当于少打直井3000口，减少占地超万亩。

当年完钻1000口水平井，500口井实现了2200段有效压裂，提高原油产量37×104t，天然气35×108m3。

1 井身轨迹控制常规的水平井都由直井段、增斜段和水平段3部分组成。

由直井段末端的造斜段（kop）到钻至靶窗的增斜井段，这一控制过程为着陆控制；在靶体内钻水平段这一控制过程称为水平控制。

水平井的垂直段与常规直井及定向井的直井段控制没有根本区别。

水平井井眼轨道控制的突出特点集中体现在着陆控制和水平控制，设计到一些新的概念指标和特殊的控制方法。

1.1 水平井井眼轨道控制技术的特点水平井钻井技术是定向井技术的延伸和发展。

水平井的井眼轨道控制技术与定向井相比有类似之处，但也有显著差异，体现了水平井轨道控制的突出技术特征。

1.1.1中靶要求高定向井的靶区为目的层上的一个圆形，通称靶圆，靶圆中心称为靶心。

靶心是井身设计轨道中靶的理论位置，而靶圆是考虑到因误差而造成的实钻轨道中靶的允差范围。

一般来说，定向井的目的层越深，其靶圆半径也越大。

例如一口井垂深为1800-2100m的定向井，其靶圆半径通为30-45m，如上所述，水平井的靶体是一个以矩形靶窗为前端面的呈水平或近似水平放置的长方体或与之接近的几何体（拟柱体，棱台等）。

靶窗的高度与油层状况有关，宽度一般是高度的5倍，水平井长度则和水平井的增斜段曲率半径类型有关。

例如，对厚油层，其靶窗高度可达20m，但对薄油层，该高度可小到4m甚至更小。

按我国对石油水平井的规定，水平段井斜角应在86°以上，长、中、短半径3类水平井的水平段长度一般分别不得小于500m，300m，60m 。

很显然，水平井的目标（靶体）比定向井的目标（靶圆）要求苛刻，前者是立体（三维），后者是平面（二维），因此中靶要求更高。

对于水平井来说，井眼轨道进入目标窗口（靶窗）还不够，还要防止在钻水平段的过程中钻头穿出靶体造成脱靶，而对定向井来说，只要保证钻入靶圆即为成功。

1.1.2控制难度大由于上述定向井和水平井的目标性质与要求对比可知，水平井轨道控制难度大于定向井。

而且，由于常规定向井的最大井斜角一般在60°以内，不存在因目的层的地质误差造成脱靶的问题。

非常规水平井钻井优快钻井技术探讨目前全球的石油资源都十分的缺乏，想要有效地缓解我国的油气资源紧张的局面，非常规油气作业是一种重要的手段，是保障我国石油资源安全可持续发展的重要措施。

本文主要阐述了国内外的非常规油气水平井钻井技术，分析和研究了其中主要的技术难点，借鉴国外的先进技术和经验，找到符合我国国情的非常规水平井钻井提速增效的措施，改进和完善钻井工程相关技术，保证我国的非常规油气井顺利开采。

标签：非常规水平井；钻井提速增效美国是世界上第一家实现非常规页岩气资源开采的国家，目前非常规油气的勘探和开发已经被越来越多的国家关注，非常规储层具有开采量大、成本低等特点，产生的原因主要是因为裂缝网络的增加和储层之间的接触体积改造的新理念，我国在非常规油气的开采技术还处于初级阶段，具有很大的开发潜力，能够取得很好的效果，非常规油气储层具有孔隙较小、渗透率较低的特征，开采難度比较大，一般情况不能实现自然产能，需要我们采取特殊的工艺和手段进行开采。

1. 非常规水平井钻井提速增效措施由于储层体积改造是非常规开发的核心问题，因此以往的工程优化思路，显然不能满足非常规储层下高效开发的需要，因此要建立以体积改造为首要目标的新工作流程。

必须以体积改造为主，再优化钻井及完井方式，使其成为新的有机结合体。

长水平段水平井是非常规油气开发的主导技术，已经具备实施长水平段水平井3000m 以上的技术能力，借鉴国外经验，结合自身特点，初步形成了适合非常规油气藏的钻井工程设计技术、优快钻井技术、钻井液技术等3方面的核心技术。

1.1钻井工程设计（1）井身结构设计。

非常规油气藏由于其特殊性，井身结构设计不仅要考虑钻井施工安全，还要充分考虑后期压裂改造的需要。

页岩油气储层钻井过程中一个突出的问题就是井眼垮塌问题，而井眼垮塌问题往往是由页岩不稳定性造成的，因此，页岩油气井井身结构设计主要原则：进入页岩储层下技术套管保证上部井眼的稳定性。

致密砂岩油气藏井身结构设计主要原则：进入致密砂岩水平段下技术套管保证小井眼水平段的延伸能力，同时为后期压裂改造创造条件。

非常规油气井工程技术研究进展1非常规油气井工程技术研究内容1.1“一趟钻”作业关键技术对非常规油气进行开采的井工厂一般使用丛式水平井，是目前主流的一种工程模式。

在建立大规模“井工厂”过程中，对大位移水平井施工技术提出了新要求。

除需要对环保作业的开展形成约束外，还要促进水平井作业能力的提升，保障水平钻井在作业过程中的安全性和高效性。

在不断提高大变形水平井扩展极限预报精度的同时，还要保证其安全控制技术的不断完善，从而促进“一趟钻”等关键技术的创新与进步。

在“一趟钻”工艺中，主要包括一个钻头、一个钻井流体系统和一组导向钻具。

一次入井，就可以在同样大小井口中，连续钻完所有进尺。

该项技术在应用时能够获得理想的施工效果。

1.2页岩气井工程大型化设计研究井工厂作业模式的应用，既满足了安全、环保、降本、增效等需求，也节省了土地资源。

当前，在做好页岩气井工厂大型化设计作业基础上，为适当增加单个井场布井总体数量，需将该项内容作为推进我国页岩气井革命发展的迫切需求。

在促使页岩气丛式水平井朝着大型化发展方向转型时，可以在同一个钻井平台上，随着页岩气储层开发控制作业的开展，适当增加实际的开发控制半径，在上述基础条件作用下，能够有效解决重大科技问题。

作为推进我国页岩气井革命的关键，除需运用大型丛式水平井工程模式外，还需建立完善的技术支撑体系。

在该类创新突破作用下，进一步提出地质与工程一体化设计控制理念。

在创建大型“井工厂”时，需要将大位移钻井技术作为核心。

为有效减少对大位移钻井的约束影响，项目拟研究山地页岩气丛式水平井布井方式，构建定向性钻探扩展极限模型，定量表征丛式水平井规模化程度。

考虑水平井压裂效果，并进行加密，建立合适的防碰绕障轨道，使整体设计模型得到优化和完善。

1.3煤层气田高效钻采技术储藏于煤层中的非传统气体统称为煤层气，亦称“煤矿瓦斯”。

我国煤层气资源丰富，如能实现高效开采，将有助于提高我国天然气自给率，减少煤层瓦斯灾害，保护大气环境。

定向井井眼轨迹预测与控制技术研究发布时间：2022-09-18T07:18:52.323Z 来源：《科学与技术》2022年10期作者：姚瑶[导读] 影响井眼轨迹的主要因素有地质特性、钻具组合结构、井眼轨迹几何形状、钻井工艺参数等姚瑶大庆钻探工程公司定向井技术服务项目经理部吉林作业部吉林松原 138000摘要：影响井眼轨迹的主要因素有地质特性、钻具组合结构、井眼轨迹几何形状、钻井工艺参数等。

在钻井过程中，预测是控制的基础，如果没有精确的井眼轨迹参数预测，就不可能实现准确的井眼轨迹控制。

通过实践经验和研究归纳总结出了一套井眼延伸方向预测的实用程序及并眼轨迹控制原则，供现场钻井施工技术人员参考。

关键词：钻井轨迹；井眼延伸方向预测；井眼轨迹控制0前言钻定向井是石油钻探开发中的重要手段之一，是一种设计目标(靶区)与井口不在一条铅垂线上的井。

钻定向井主要有五大任务：井眼轨迹控制、保持井眼稳定、保护油气层、提高机械钻速和施工管理。

在这五大任务中，井眼轨迹控制是钻井施工中至关重要的环节，它关系到能否顺利实现钻井目的。

钻井施工中影响井眼轨迹的主要因素有地质特性(地层可钻性、各向异性、地层的自然倾斜、岩石类型与强度等)、钻具组合结构(钻头类型、稳定器的位置、数量、尺寸、钻具的刚性、倾斜和弯曲等)、井眼轨迹几何形状(井斜角、井斜方位角、井眼直径等)、钻井工艺参数(钻压、转速、泵压等)。

井眼轨迹是上述诸因素互相作用的结果。

1井眼轨迹控制原则1.1既要保证中靶，又要提高钻速在实钻过程中，要随时准确地预测井眼轨迹的延伸方向，选择合适的造斜工具或钻具组合，使实钻轨迹偏离设计轨道“不要太远”。

“不要太远”的意义在于，一方面如果“太远”就可能造成脱靶，成为不合格井；另一方面如果始终要求实钻轨迹与设计轨道误差很小，势必要求非常频繁地测斜、更换造斜工具，造成多次钻进间断，增加成本，还有可能造成井下复杂情况，得不偿失。

所以，何时用更换钻具的方法来控制井眼轨迹，就成了井眼轨迹控制的关键。

DX1709小井眼侧钻水平井轨迹控制技术研究与实践发布时间：2022-05-06T02:27:26.292Z 来源：《科学与技术》2022年2期作者：李峰，树平，地力木拉提·热西提，那春雨，邹明[导读] DX1709井是为了提高滴西14二叠系梧桐沟组下气层产能和储量动用李峰，树平，地力木拉提·热西提，那春雨，邹明中国石油西部钻探井下作业公司摘要：DX1709井是为了提高滴西14二叠系梧桐沟组下气层产能和储量动用，而进行的一口侧钻水平井。

但由于地质条件复杂，井眼小，水平位移长，钻井难度较大，定向井钻井过程中存在机械钻速慢、钻压传递困难、井眼轨迹控制难度大等问题，限制了定向井在开发钻井中的效益。

通过研究分析该区域地质特征、钻井难点以及已钻邻井情况，制定了相应的技术对策，在该井的应用取得了较好的技术效果，为该区域侧钻水平井单井安全提速创效工作积累了经验，对于其它类似区域也具有很好的借鉴意义。

关键词：水平井；技术难点；轨迹控制；提速一、区域地质概况滴西地区梧桐沟组气藏位于准噶尔盆地陆梁隆起东南部的滴南凸起西部，该区二叠系梧桐沟组地层与上覆三叠系百口泉组地层整合接触，与下伏石炭系地层呈不整合接触，自下而上分为梧一段（P3wt1）和梧二段（P3wt2）两个亚组，其中气层分布在梧桐沟组一段（P3wt1），地层分布稳定，厚度在60m～80m左右（见附图5）。

DX1709井是滴西17石炭系气藏部署的一口开发井，位于滴西176岩体西北部。

2014年4月4日开钻，6月10日完钻，完钻井深3800m，完钻层位石炭系巴山组。

该井二叠系梧桐沟组和石炭系均见油气显示，其中二叠系梧桐沟组钻遇储层岩性主要为灰色细砂岩，电测解释气层2段6.6m，石炭系巴山组钻遇储层岩性主要为玄武岩，电测解释气层5段32.6m。

2014年7月~8月该井在石炭系巴山组、二叠系梧桐沟组试气，试气结论分别为“含气水层”和“气层”。

滴西14二叠系梧桐沟组气藏东部试气结果显示，DX1709井日产气仅1.856×104m3。

井眼轨迹设计与控制方法井眼轨迹设计与控制方法是指在石油工程领域中，为了实现最佳的钻井效果，需要设计合适的井眼轨迹，并通过控制方法来实施钻进操作。

井眼轨迹设计和控制方法的目的是确保井眼能够贯穿目标层，并达到钻井目标。

以下是井眼轨迹设计和控制方法的一般步骤和原则。

1.收集地质和地下信息：了解地质和地下条件对井眼轨迹设计的影响，包括地层构造、断层、岩性、陷落带等信息。

通过地质勘探技术，如地震勘探、测井等方法获得地下信息。

2.考虑钻进目标：确定钻井目标并制定井眼轨迹设计的目标，包括垂直井、平曲井、S型井、水平井等。

3.选择合适的钻头和井壁稳定措施：根据地层岩性和井眼设计目标，选择适当的钻头和井壁稳定措施，以减少钻井风险。

4.采用合适的井眼轨迹设计软件：使用井眼轨迹设计软件，根据地质和目标要求，进行井眼轨迹设计。

软件可以根据用户的输入参数，提供最佳的井眼轨迹设计方案。

5.优化井眼轨迹设计：根据设计的井眼轨迹，进行优化，以满足目标要求、降低钻井风险和成本。

6.完善设计：进行设计审查并完善井眼轨迹设计。

井眼轨迹控制方法的原则如下：1.根据地质情况进行实时调整：在钻井过程中，根据地质情况和实时测井数据，适时调整井眼轨迹设计。

控制方法可以包括调整钻头类型、调整钻井液密度等。

2.使用工具进行测量和记录：使用相关测量工具，如测井仪器、鱼雷测井等，对井眼轨迹进行实时测量和记录。

这些测量数据可用于分析地层情况和优化井眼轨迹设计。

3.采用适当的工具和技术：选择合适的工具和技术，如导航仪器和测量工具，帮助实施井眼轨迹控制。

这些工具可以提供准确的测量数据和实时导航。

4.数据分析和反馈：通过分析测量数据和井斜数据，对当前井眼轨迹进行评估和反馈。

根据评估结果，进行必要的调整和控制。

5.培训和提高技能：培训钻井工程师和工人，提高其井眼轨迹设计和控制的技能水平。

这样可以确保钻井操作的安全和高效。

总之，井眼轨迹设计和控制方法是确保钻井工程顺利进行的重要环节。

⽔平井井眼轨迹⽔平井井眼轨迹控制技术⽔平井井眼轨迹控制⼯艺技术是⽔平井钻井中的关键，是将⽔平井钻井理论、钻井⼯具仪器和施⼯作业紧密结合在⼀起的综合技术，是⽔平井钻井技术中的难点，原因是影响井眼轨迹因素很多，⽔平井井眼轨迹的主要难点是：1．⼯具造斜能⼒的不确定性，不同的区块、不同的地层，⼯具造斜能⼒相差较⼤2．江苏油⽥为⼩断块油藏，油层薄，区块⼩，⼀⽅⾯对靶区要求⾼，另⼀⽅⾯增加了⽬的层垂深的不确定性。

3．测量系统信息滞后，井底预测困难。

根据以上技术难点，需要解决三个技术关键：1、提⾼⼯具造斜率的预测精度。

2、必须准确探明油层顶层深度，为⼊窗和轨迹控制提供可靠依据。

3、做好已钻井眼和待钻井眼的预测，提⾼井眼轨迹预测精度。

动⼒钻具选择⼀、影响弯壳体动⼒钻具造斜能⼒的主要因素影响弯壳体动⼒钻具的造斜能⼒的主要因素有造斜能⼒钻具结构因素和地层因素及操作因素三⼤类。

其中主要的是结构因素，其次是地层因素。

（⼀）动⼒钻具结构因素影响1．弯壳体⾓度对⼯具造斜率的影响单双弯体弯⾓是影响造斜⼯具造斜能⼒的主要因素。

在井径⼀定情况下，弯壳体的弯⾓对造斜率的影响很⼤，随着弯壳体⾓度的增⼤，造斜率呈⾮线性急剧增⼤。

2．弯壳体近钻头稳定器对⼯具造斜率的影响。

弯壳体近钻头稳定器的有⽆，对⼯具造斜率影响很⼤。

如Φ165mm1°15′有近钻头稳定器平均造斜率达到30°/100⽶，⽆近钻头稳定器平均造斜率仅为20°/100⽶左右，相差近50%。

如陈3平3井使1°30′Φ172mm不带稳定器单弯螺杆平均造斜率为25°/100⽶，井⾝轨迹控制要求，复合钻进后，滑动钻进，造斜率仅为16-20°/100⽶。

3．改变近钻头稳定器到下弯肘点之距离对⼯具造斜率的影响通过移动下稳定器位置可以改变近钻头稳定器⾄下肘点之距离。

上移近钻头稳定器可⼤⼤提⾼⼯具的造斜能⼒，并且在井径扩⼤程度较⼤的情况下，造斜能⼒的上升幅度⽐井径扩⼤较⼩时要⼤。

井眼轨迹控制技术 (1)三、海洋定向井直井防斜技术 (12)四、海洋定向井预斜技术 (14)上图为某平台表层预斜轨迹与内排井直井段轨迹对比图 (15)五、造斜段、稳斜段、降斜段轨迹控制 (15)井眼轨迹控制技术井眼轨迹控制指：按照设计要求（地质设计、钻井工程设计、定向井设计等），利用定向井工艺、技术，完成定向井、水平井、水平分枝井等轨迹控制的过程。

井眼轨迹控制技术按照定向井的工艺过程，可分为直井段、预斜段、造斜段、增斜段、稳斜段、降斜段和扭方位井段等控制技术。

目前海洋定向井轨迹控制使用的是导向钻具，而在陆地油田有的还是用常规钻具组合（增斜、降斜、稳斜、降斜）实现井眼轨迹的控制。

定向井井眼轨迹控制考虑的因素及工作内容包括：1.造斜点的选择(1).选择地层均一，可钻性好的地层(2).KOP在前一层套管鞋以下50米，套以免损坏套管鞋(3).初始造斜的准确性非常重要(4).大于25度的定向井方位易控制2.造斜率选择(1).大斜度大位移定向井：2～3度/30米(2).一般丛式井3 ～5度/30米(3).造斜率要均匀3.降斜率(1).对于“S”井眼，通常降斜率1～2度/30米(2).如降斜后仍然要钻长的井段，降斜率还要小，以免键槽卡钻4.预测井眼轨迹要考虑的方面(1).底部钻具组合的受力分析(2).地层的因素：岩性、均匀性、走向、倾向、倾角(3).钻头结构、形状(4).侧向切削模型和轴向切削模型，确定侧向力5.钻具组合影响轨迹：底部钻具组合表现不同的效果，是由于不同的钻具有各自的力学特性，产生钻头侧向力的方向和大小不同。

(1).1#STB和2#STB的距离(2).（刚度）钻铤内外径、材料(3).扶正器尺寸(4).钻头类型和冠部形状6.井眼方向控制内容：(1).井斜角的控制：增斜、降斜、稳斜；(2).井斜方位角控制：增方位、降方位、稳方位；7.定向井轨迹控制的主要做法1)第一阶段：打好垂直井段(1).垂直井段打不好，将给造斜带来很大的困难。

81涪陵焦石坝构造页岩气完井200余口，平均水平段1500m左右，完钻水平段最长的焦页2-5HF水平段长为3065m；长宁页岩气田YS108井区和宁201井区平均水平段长度为1429m，昭通YS113H1-7井水平段长达到2512m。

北美Haynesville页岩气开发井，2012年之前水平段长1263m，2014—2015年水平段长2408m，增长94.6%，水平段每米成本降低73%，如图1所示。

利用长水平段水平井提高单井产量是页岩气开发的发展趋势，涪陵页岩气田开发调整阶段将超长水平井作为增产提效的主要措施之一[1-4]。

图1 1Haynesville区块水平井技术发展趋势随着水平段长度的增加，页岩气水平井井眼轨迹控制所面临的技术挑战进一步加剧，如长裸眼水平段延伸极限预测难度大、井筒净化困难、摩阻扭矩大。

为此，本文从极限延伸能力模型预测、井眼轨道优化设计、钻具组合优配、降摩减阻和井眼净化等方面开展了技术攻关，以期为我国页岩气长水平段水平井高效成井提供技术支撑[5-6]。

1 技术难点1.1 水平井延伸极限能力不明确精确预测长水平段水平井的延伸极限能力，对提高页岩气开发的经济效益和规避钻井风险具有重要意义。

但由于影响水平井延伸极限的因素众多，模型计算精度受限，主控因素不明确，目前未针对涪陵页岩气田长水平段水平井开展系统的评价分析。

1.2 井眼轨道剖面优化及轨迹控制难度大[5]常规的“直-增-稳-增-平”轨道剖面，井眼曲率高，难以满足长水平段水平井低造斜率的轨道剖面要求，轨迹控制难度高。

目前针对长水平段水平井三开造斜+水平段的技术方案为全程使用国外进口旋转导向，钻井成本昂贵，仪器供应保障难；而采用常规导向钻井轨迹控制难度大，钻具组合配置方案需进一步优化。

1.3 井筒净化困难、摩阻扭矩大井筒净化困难，易形成岩屑床，造成复杂。

如涪陵工区某井，水平段长1835m时，因岩屑造成卡钻，处理时间达17d。

随着水平段增加，摩阻扭矩呈类指数增加。