Key Drilling Technologies for Horizontal Wells with Ultra-Long Horizontal Sections in Nanchuan Shale Gas Field
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摘要:
南川常压页岩气田采用超长水平段水平井开发可提高其开发效益，但存在水平段极限延伸能力预测难、井眼轨迹控制难、井眼清洁效果差、钻柱摩阻扭矩大、套管下入难和固井易漏易气窜等技术挑战。为此，进行了管柱力学和流体力学分析，明确了超长水平段钻进和下套管时钻柱的受力状态，分析了超长水平段的水力延伸能力及关键影响因素。基于分析结果和南川页岩气田钻井实践，形成了井眼轨道优化设计、低成本高效导向钻井、井眼高效清洁、套管安全下入、超长水平段泡沫水泥浆固井等关键技术。上述技术在2口水平段长度超3 500 m的水平井进行了现场应用，全部使用国产的钻头、螺杆钻具及常规LWD，2口井平均钻井完井周期较设计缩短25.4%，实钻整体靶框控制在5 m以内，优质页岩钻遇率平均在90%以上，水平段复合钻进比例平均达90.45%，最大狗腿度0.15°/30m，高效成井的同时，实现了提速降本。南川页岩气田超长水平段水平井钻井关键技术，可为国内水平段长超3 500 m水平井的钻井提速提供借鉴。
Abstract:The application of horizontal wells with ultra-long horizontal sections can improve the economic benefit of normal pressure shale gas in Nanchuan Shale Gas Field. However, there were many technical challenges with this technology, such as difficulties in predicting the ultimate extension capacity of horizontal sections and controlling wellbore trajectory, poor wellbore cleaning, large friction and torque, laborious casing running, frequent cementing leakage, and easy gas channeling, etc. Therefore, the pipe string mechanics and fluid mechanics were analyzed. Then, the force state of pipe strings during drilling and casing running in ultra-long horizontal sections was defined. Meanwhile, the hydraulic extension capacity of the ultra-long horizontal sections as well as the key influencing factors were analyzed. On the basis of the analysis results and drilling practices in Nanchuan Shale Gas Field, a group of key technologies were developed, such as wellbore trajectory optimization design, low-cost but efficient steering drilling, efficient wellbore cleaning, safe casing running, and foam cementing in ultra-long horizontal sections, etc. The above technologies were applied in two horizontal wells with horizontal section lengths exceeding 3 500 m. The whole drilling process was achieved by using drilling bits and positive displacement motors (PDMs) made in China as well as conventional logging while drilling (LWD). The average time for drilling and completion of the two wells was reduced by 25.4% compared with the design value, and the overall target frame of the actual drilling was controlled within 5 m. The encountering rate of high-quality shales and the compound drilling ratio in horizontal sections were above 90% and 90.45% on average, respectively. The maximum dogleg angle was 0.15°/30 m. It is not hard to see that the application of these technologies ensured efficient well construction while achieving increasing drilling speed and cost reduction. The key drilling technologies for horizontal wells with ultra-long horizontal sections in Nanchuan Shale Gas Field can provide a reference for speeding up the drilling of horizontal wells with a horizontal section length exceeding 3 500 m in China.
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南川页岩气田位于四川盆地东南缘的盆缘转换带，包括南川、武隆和彭水等区块[1]。与高压、超高压页岩气田相比，南川页岩气田气藏压力系数低，约为1.0～1.3，资源禀赋差，经济效益开发难。
实践证明，采用超长水平段（长度大于3 000 m）[2]水平井进行开发，是提高南川页岩气田开发效益的关键技术手段之一。以北美为例，Haynesville页岩气田水平井的水平段长度由2012年之前的1 263 m增至2014—2015年的2 408 m，增幅达90.7%，但水平段平均单位长度钻井成本降低了73%[3]；美国Appaiachian和Permian盆地、加拿大Duvernay盆地由于核心区外储层物性下降，采用水平段长4 000 m水平井已成为其开发的常规模式；2018年，美国Utica页岩油气田73%的新钻水平井水平段长度超4 921 m[4]。国内从2018年开始也开展了超长水平段水平井的钻井技术探索，中国石油长宁页岩气田的宁209H71-3井最长水平段为3 100 m；中国石化涪陵页岩气田已实现了2 500 m水平段水平井的规模化开发，其中JY2-5HF井的水平段长度达3 065 m。
为进一步提高超长水平段水平井的开发效益，南川页岩气田开展了3 500 m水平段水平井先导试验。随着水平段长度进一步增加，面临一系列钻井技术难点，如水平段极限延伸能力预测难、井眼轨迹控制难、井眼清洁效果差、钻柱摩阻扭矩大、套管下入难和固井易漏易气窜等[5-7]。针对这些问题，笔者开展了攻关研究，形成了井眼轨道优化设计、低成本高效导向钻井、井眼高效清洁、套管安全下入和超长水平段泡沫水泥浆固井等关键技术，并进行了现场应用，取得了良好的应用效果，为国内长度超3500 m水平段水平井的钻井积累了经验。
1. 主要技术难点
1）超长水平段延伸极限预测难。精确预测水平井超长水平段的极限延伸能力，对提高页岩气开发的经济效益和规避钻井风险十分重要。但影响长水平段延伸极限的因素非常多，计算模型的精度受限，主控因素不明确，难以有效指导超长水平段水平井的钻井实践。
2）井眼轨迹控制难。常规的“直—增—稳—增—平”井身剖面井眼曲率高，难以满足超长水平段水平井低造斜率的要求，需进行井眼轨道优化，以满足超长水平段水平井的工程需求。南川页岩气田地质构造复杂，地层产状变化幅度大，井眼轨迹调整频繁，如SY3-XHF井水平段井眼轨迹调整36次。而且，LWD仪器零长约20 m，地层预测存在一定滞后性，进一步增大了井眼轨迹控制难度。井眼轨迹调整频繁，导致井身质量差，钻井风险高。
3）井眼清洁效果差，钻柱摩阻扭矩大，套管下入难。超长水平段水平井井筒净化困难，易形成岩屑床，造成复杂情况。如平桥南工区某井钻至水平段长1 835 m处时，因岩屑造成卡钻，处理该故障花费7 d时间。并且，随着水平段增长，钻柱的摩阻扭矩呈类指数增加，导致定向托压严重、套管下入困难。从南川页岩气田前期施工情况来看，水平段长度小于1 500 m时，摩阻小于150 kN；水平段长度大于1 500 m后，摩阻迅速增大，水平段长度2 835 m时达到280 kN。
4）超长水平段固井易漏易气窜。超长水平段井壁油膜清洗困难，影响界面胶结质量，对冲洗效率及水泥浆顶替效率要求高。目的层气测显示好，易发生环空气窜，影响胶结质量。后续多级大型压裂（套管内多次加压/放压）易破坏水泥石完整性，导致环空密封失效，对水泥环物理性能要求较高。
2. 钻柱和水力极限延伸能力分析
2.1 钻柱极限延伸能力
理论分析认为，ZL70型钻机可满足3 500 m长水平段水平井（井深<7 000 m）的提升需求。因此，以下主要通过分析钻柱受力，评价其在水平段的极限延伸能力。
1）抗扭、抗拉性能分析。3 500 m长水平段采用如下钻具组合：ϕ215.9 mm PDC钻头＋ϕ172.0 mm×0.75°单弯螺杆钻具＋钻具止回阀＋ϕ210.0 mm稳定器+ϕ127.0 mm无磁加重钻杆＋LWD＋无磁短节+ϕ127.0 mm加重钻杆×6根＋ϕ127.0 mm加重钻杆×21根+旁通阀1只+ϕ127.0 mm钻杆。分析该钻具组合钻进时的抗扭、抗拉性能可得：钻杆所受最大扭矩约20 kN·m，低于钻杆抗扭强度38 kN·m；上部ϕ127.0 mm钻杆拉力余量约500 kN。上述结果表明，钻杆强度可满足4 000 m水平段极限延伸要求（安全系数大于1.35）。
2）钻柱屈曲状态分析。钻柱屈曲状态是影响超长水平段极限延伸的关键因素，为此，分析了正常钻进时摩阻系数对钻柱屈曲状态的影响。结果表明，摩阻系数对钻柱屈曲状态影响较为显著，裸眼摩阻系数小于0.30时，3 500 m水平段水平井不会发生正弦和螺旋屈曲。同时，分析了不同水平段长度（1 000，1 500，2 000，2 500，3 000，3 500和4 000 m）、不同摩阻系数（0. 15，0. 20，0. 25和0. 30）下的套管下入摩阻，结果见表1。
表 1 固井下套管摩阻与水平段长度及摩阻系数的关系Table 1. Relationship between friction of casing running and horizontal section length as well as friction coefficient水平段
长度/m不同摩阻系数对应的套管下入摩阻/kN 0. 15 0. 20 0. 25 0. 30 1 000 63.96 98.40 132.84 167.28 1 500 79.95 123.00 166.05 209.10 2 000 95.94 147.60 199.26 250.92 2 500 113.88 175.20 236.52 297.84 3 000 131.82 202.80 273.78 344.76 3 500 151.16 232.00 312.84 393.68 4 000 170.50 261.20 351.90 442.60 由表1可知：超长水平井套管下入难度大，摩阻高；水平段长3 500 m时，若摩阻系数为0.25，最大摩阻为312.84 kN，此时会发生正弦屈曲。
因此，综合以上分析结果，钻进3 500 m长水平段水平井时应将摩阻系数控制在0.30以内，下套管时应将摩阻系数控制在0.25以内。
2.2 水力极限延伸能力
基于水平井极限延伸原理及模型 [8-9]和南川页岩气地层三压力剖面参数分析可知，影响超长水平段水平井极限延伸长度的关键因素为地层承压能力和泵压。井底钻井液的当量循环密度最大值不超过地层破裂压力、泵压不超过额定泵压时的水平段长度为水力延伸极限。
利用南川页岩气田地层压力和钻井液性能参数计算可得，钻井液当量循环密度与水平段长度的交点为3 985 m，泵压与水平段长度的交点为4 002 m。这说明，从理论上讲，水平段的水力延伸极限长度为3 985 m，南川页岩气田钻井设备和地层条件可满足3 500 m水平段水平井钻井施工要求。
3. 超长水平段水平井钻井关键技术
通过分析钻柱和水力极限延伸能力，从理论上证明南川页岩气田具备3 500 m水平段水平井钻井施工条件；但是，实际钻井时需要配套工程技术提供保障。为此，针对上述钻井技术难点制定了相应技术方案，形成了井眼轨道优化设计、低成本高效导向钻井、井眼高效清洁、套管安全下入和超长水平段泡沫水泥浆固井等关键技术。
3.1 井眼轨道优化设计
从造斜点优选、造斜率设计和井身剖面优化等3个方面对超长水平段水平井井眼轨道进行优化设计，以降低钻进中的摩阻、扭矩，提升超长水平段的极限延伸能力。
1）造斜点优选。结合南川页岩气田造斜特点及数值模拟结果，造斜点上提200～300 m至井深500 m处，可保证在小井斜角井段扭方位，降低扭方位难度。同时，与优化前相比，造斜段摩阻降低9.8%。
2）造斜率设计。为提高超长水平段水平井的机械钻速和水平段延伸能力，在设计造斜率时，充分考虑南川页岩气田的地层特征，以降低摩阻扭矩为主要目标，兼顾滑动钻进比例。由于南川页岩气田龙潭组–茅口组上部、部分韩家店组、小河坝组含砂量高，因此尽量设计采用复合钻进或采用较低的造斜率钻进这些层段。结合前期实钻经验，一开井段和二开造斜段的造斜率推荐采用（0.12°～0.20°）/m和（0.18°～0.20°）/m，这样既可降低摩阻，还可降低滑动钻进比例。
3）井身剖面优化。双二维轨道具有曲率小、井段短、摩阻扭矩小等优点[10]，因此，南川页岩气田超长水平段水平井优化为类双二维轨道，对比分析了类双二维和常规五段制井身剖面的摩阻扭矩（见表2）。
表 2 不同井身剖面对应的摩阻、扭矩对比Table 2. Friction and torque values of different well profiles井身剖面 最大狗腿度/
（（°）·（30m）−1）地面扭矩1)/
（kN·m）摩阻/kN 钻具疲劳
系数钻具屈曲时的钻压/kN 起钻 下钻 复合钻进 滑动钻进 类双二维 5 23.4 37.5 13.9 0.27 320 130 五段制 5 25.3 37.6 15.6 0.28 280 50 注：1）用100 kN钻压模拟地面扭矩。 由表2可知：钻具组合相同条件下，用100 kN钻压模拟地面扭矩，类双二维轨道的扭矩比五段制低8%，摩阻更低；类双二维轨道下钻摩阻139 kN，比五段制低11%，有利于后期滑动钻进及完井套管下入；复合/滑动钻进时施加的钻压更大，钻具发生屈曲时类双二维轨道比五段制所能施加的钻压更大，有利于提高水平段机械钻速；而且，类双二维轨道不仅可避免常规五段制轨道大井斜扭方位困难的问题，还能保障井眼轨迹平滑及完井管柱顺利下入，同时增大了上部井眼防碰安全距离，降低了上部井眼相碰的风险。
3.2 低成本高效导向钻井技术
1）钻具组合优化。采用常规导向技术时，螺杆钻具优选和底部钻具组合优化是实现3 500 m水平段钻进的关键。为此，基于平衡趋势法建立了南川页岩气井造斜率预测方法，提出了钻进趋势的概念（钻进趋势与实际钻进方向最终会实现统一），同时考虑了井眼曲率对造斜率的影响。相关试验研究表明，该方法的预测精度较常规方法提高20%以上[11-12]。利用上述方法，分析了螺杆弯角、钻压等对造斜率的影响规律，结果如图1所示。根据上述研究结果和相关实钻经验，制定了一开造斜段、稳斜段、扭方位井段和二开造斜段及水平段的最优钻具组合及钻进参数，全程可采用1.25°弯角螺杆进行钻进，既能满足定向需求，又可避免因为更换钻具组合导致的起下钻。
2）降摩减阻技术。水力振荡器可将钻井液的水力能量转换为管柱机械振动能量，将静摩阻转变为动摩阻，降低整体管串的摩阻，提高钻进效率，增加水平段的延伸长度。根据南川页岩气田SYX-2HF井和SYX-5HF井水力振荡器的应用情况（见表3），确定使用寿命更长的全金属水力振荡器，可避免因水力振荡器故障导致的起下钻。
表 3 水力振荡器应用情况Table 3. Applications of hydraulic oscillator井号 井段/m 进尺/m 井段 工具入井时间/h 减阻效果，% SYX-2HF 3 268～4 388 1 606 造斜段，水平段 175.0 33.2 4 388～4 874 水平段 120.0 SYX-5HF 3 687～4 385 698 水平段 203.5 34.6 3）井眼轨迹控制技术。采用常规导向技术钻进时，需加强对井眼轨迹的控制，确保顺利中靶，尽量减少轨迹调整次数，同时尽量使井眼轨迹光滑。
入靶控制阶段，采用等厚对比和分段控制相结合的方式，入靶前提高入靶层位，入靶后采取小夹角下滑的方式下切探层，牺牲少量水平段进尺，以换取更平滑的井眼轨迹。利用等厚对比法，实钻过程中以邻井为参考选取标志点，滚动调整A靶；对局部无明显标志点的层位，单纯利用等厚对比法计算倾角难度较大，需采用分段控制法，选取合适标志点设定井斜，逐步增斜，引导轨迹准确入靶。
水平段控制阶段，根据各储层伽马值判断轨迹走向，调整合适的井斜角，控制井眼轨迹在最优储层中部穿行[13-15]。尽量贴合实钻倾角，以控斜微调为主，利用复合微增趋势、物探和邻井资料预测倾角变化趋势，最大限度地降低因穿层而导致钻头提前磨损的概率。
钻至拐点附近，提前做好轨迹穿行设计。上倾转下倾段，提前将层位调低；下倾转上倾段，提前将层位调高，避免大幅度、长井段轨迹大增大降。
3.3 井眼高效清洁技术
1）钻井液性能优化。为满足超长水平段携岩、降摩减阻需求，设计了低黏切强封堵油基钻井液。该钻井液在保持合理动塑比（不低于0.20）的前提下，控制漏斗黏度和塑性黏度较低，可显著降低循环压耗和当量循环密度，确保排量最大化。该钻井液基本配方为：0#柴油+2.4%主乳化剂+0.6%辅乳化剂+1.0%～1.5%氧化钙+1.0%有机土+1.0%高温增黏剂+3.0%抗高温降滤失剂+3.0%液体沥青+26.0%CaCl2水溶液+重晶石粉。
2）工艺措施优化。高效井眼清洁的关键是清除岩屑沉积床，主要采取以下措施：a）利用四级固控设备及时清除有害固相，使固相含量低于28%，保持固相级配的合理性；b）增大排量，确保环空返速不低于0.80 m/s，提高钻杆转速（>80 r/min）；c）及时短起下钻，分段循环钻井液，岩屑床堆积严重时需要多次划眼清砂；d）通过优化井眼轨道减少岩屑在造斜段的堆积，使用清砂接头，加大对岩屑床的破坏；e）适当补充有机土或增黏剂，调节钻井液的流变性。
3.4 套管安全下入技术
为确保超长水平段水平井套管安全下入，采用了等刚度钻柱设计、旋转下套管技术和漂浮接箍下套管技术。
1）等刚度钻柱设计。为保证套管安全下入超长水平段水平井，钻井过程中设计与套管串刚度相当的钻具组合，使其既满足现场钻井需求，又能够降低套管下入难度。
2）旋转下套管技术。旋转下套管技术是利用旋转下套管设备[12-13]，在旋转管柱、循环钻井液的同时下入套管。旋转下套管时，选择常规扭矩的“ϕ139.7 mm×壁厚12.34 mm×钢级TP110T×扣型TP-CQ”生产套管，管串结构为液动旋转引鞋+1根套管+浮箍+1根套管+碰压座+2根套管+趾端滑套+2根套管+趾端滑套+套管串+联顶节。超长水平段交替安放滚珠扶正器和整体式扶正器，以保证套管居中度，并降低下套管摩阻[16]。
3）漂浮接箍下套管技术。漂浮下套管是利用漂浮接箍的浮力来降低套管下入难度。常规下套管和漂浮下套管2种情况下的模拟分析结果表明，当摩阻系数约等于0.25时，水平段长度为3 500 m时使用漂浮接箍技术，套管可顺利下到底；若不采用漂浮接箍技术，套管会出现屈曲风险。
3.5 超长水平段泡沫水泥浆固井技术
超长水平段进行固井时，以防漏防气窜为优化目标[2，17-20]。为此，根据前期钻井经验，并参考相关研究成果，采用泡沫水泥浆固井工艺、双凝双密度水泥浆柱结构的固井方案[21]。常规水泥浆水化过程中由液态向固态转变时，浆柱压力不断下降，出现失重现象，当液柱压力小于气层压力时，将发生气窜。泡沫水泥浆中圈闭了大量可膨胀的高压储能泡沫，泡沫在水泥浆胶凝阶段会发生膨胀，可以补偿水泥浆失重造成的压力损失，起到压稳气层、防止环空气窜的作用（见图2）。此外，泡沫水泥浆中含有可压缩不连续气泡，具有密度低、弹塑性好的特点，对防止固井漏失、保障固井质量效果明显。
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图 2 常规水泥浆失重气窜现象与泡沫水泥浆防气窜作用示意Figure 2. Gas channeling in conventional cement slurry under weightlessness and the role of foamed cement slurry in preventing gas channeling4. 现场应用
超长水平段水平井钻井关键技术在南川页岩气田SY9-2HF井（水平段长3583 m）和SY9-6HF井（水平段长3601 m）进行了现场应用，均实现了安全成井。上述2口井应用的技术体系相近，因此以SY9-2HF井为例进行说明。
4.1 技术措施
1）井眼轨道优化设计。剖面设计为类双二维轨道，造斜点在井深500 m处，控制长稳斜段复合钻进造斜率不超过0.02°/m，扭方位段造斜率0.13°/m，防止因定向托压导致造斜率偏低，影响中靶。
2）井眼轨迹控制。一开采用钟摆钻具组合，直井段井斜角小于1.50°。二开首先采用“混合钻头+ϕ172.0 mm×1.25°单弯螺杆”造斜，无稳定器，造斜率达9.0°/m，后采用“PDC钻头+ϕ172.0 mm×1.25°单弯螺杆+ϕ210.0 mm稳定器”进行水平段施工，实钻井眼轨迹与设计的类双二维轨道符合率达80%以上。该井在水平段配套了全金属水力振荡器，工作频率13～19 Hz，振荡力30～45 kN，安装在距钻头137 m处。钻进过程中无明显托压现象，定向钻进时工具面稳定。
3）油基钻井液性能优化及井眼清洁。调节油基钻井液的油水比不小于80∶20，保持钻井液良好的乳化稳定性；添加适量的HIFLO、HIFLO-L等高性能降滤失剂，控制高温高压滤失量小于3 mL，并可以形成光滑薄韧的滤饼，抑制水敏性矿物水化分散；实时补充抗高温改性沥青类、酸溶性暂堵剂和油基防塌封堵剂，提高钻井液封堵微裂隙的性能，为力学支撑提供基础，防止页岩层掉块和渗漏。
4）套管下入。采用旋转下套管技术，套管下至水平段后以排量1.6 m3/min循环120 min，套管下至水平段3 000～3 200 m后以排量1.6 m3/min循环240 min，达到清理井底残留岩屑的目的。
5）固井工艺。采用泡沫水泥浆固井工艺、双凝双密度水泥浆柱结构。领浆用低密度泡沫水泥浆，密度1.50 kg/L；尾浆用弹韧性防气窜水泥浆，密度1.88 kg/L，确保压稳气层。领浆与尾浆分界面在井深2 500 m处，水泥浆返至井深1 000 m。
4.2 应用效果
SY9-2HF井完钻井深6 455 m，水平段长3 583 m；SY9-6HF井完钻井深6 780 m，水平段长3 601 m，2口井平均钻井完井周期较设计缩短了25.4%，并先后刷新国内页岩气井水平段长纪录。其中，SY9-2HF井水平段单趟进尺3 006 m，创川渝页岩气水平井水平段单趟进尺最长纪录。实钻整体靶框控制在5 m以内，优质页岩钻遇率平均在90%以上，水平段复合钻进比例平均达90.45%，最大狗腿度0.15°/30m。2口井均实现了固井全过程防漏与压稳，固井质量优。此外，2口井全井段使用国产的钻头、螺杆钻具及常规LWD地质导向进行施工，高效成井的同时，实现了提速降本。
5. 结论与建议
1）南川页岩气田3 500 m水平段水平井钻井过程中面临水平段极限延伸能力预测难、井眼轨迹控制难、井眼清洁效果差、钻柱摩阻扭矩大、套管下入难和固井易漏易气窜等技术挑战。
2）超长水平段水平井井眼轨道优化后，摩阻可降低10%以上；低成本常规导向钻井技术可满足超长水平段水平井施工需求，成本较旋转导向钻井低20%以上；通过优化钻井液性能和配套清砂钻杆，可保证井眼清洁度；旋转下套管技术可解决套管安全下入难题；泡沫固井技术可解决超长水平段水平井的固井气窜、漏失难题。
3）SY9-2HF井、SY9-6HF井等的安全高效成井，表明我国具备了超3 500 m水平段水平井钻井能力。
4）长水平段水平井是实现页岩气经济效益开发的重要途径，但随着水平段长度进一步增长，工程技术难度随之大幅提升，现有设备难以满足工程需求，需要进一步升级改造；同时，要进一步开展技术攻关，以解决井眼轨迹控制、降摩减阻、井眼清洁和固井等方面的技术难题。
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图 2 常规水泥浆失重气窜现象与泡沫水泥浆防气窜作用示意
Figure 2. Gas channeling in conventional cement slurry under weightlessness and the role of foamed cement slurry in preventing gas channeling
表 1 固井下套管摩阻与水平段长度及摩阻系数的关系
Table 1 Relationship between friction of casing running and horizontal section length as well as friction coefficient
水平段
长度/m不同摩阻系数对应的套管下入摩阻/kN 0. 15 0. 20 0. 25 0. 30 1 000 63.96 98.40 132.84 167.28 1 500 79.95 123.00 166.05 209.10 2 000 95.94 147.60 199.26 250.92 2 500 113.88 175.20 236.52 297.84 3 000 131.82 202.80 273.78 344.76 3 500 151.16 232.00 312.84 393.68 4 000 170.50 261.20 351.90 442.60 
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表 2 不同井身剖面对应的摩阻、扭矩对比
Table 2 Friction and torque values of different well profiles
井身剖面 最大狗腿度/
（（°）·（30m）−1）地面扭矩1)/
（kN·m）摩阻/kN 钻具疲劳
系数钻具屈曲时的钻压/kN 起钻 下钻 复合钻进 滑动钻进 类双二维 5 23.4 37.5 13.9 0.27 320 130 五段制 5 25.3 37.6 15.6 0.28 280 50 注：1）用100 kN钻压模拟地面扭矩。
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表 3 水力振荡器应用情况
Table 3 Applications of hydraulic oscillator
井号 井段/m 进尺/m 井段 工具入井时间/h 减阻效果，% SYX-2HF 3 268～4 388 1 606 造斜段，水平段 175.0 33.2 4 388～4 874 水平段 120.0 SYX-5HF 3 687～4 385 698 水平段 203.5 34.6
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