水平井大位移井钻井液技术课件资料.docx

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水平井大位移井钻井液技术课件资料

水平井/大位移井钻井液技术

摘要水平井/大位移井钻井中，钻具、套管在重力作用下，紧靠井壁低侧，钻屑在径向分力作用下，易滑向井眼低边。

钻井过程中易发生井壁垮塌、沉砂卡钻、保护产层等问题。

因此水平井钻井液性能比直井要求高，必须解决好井壁稳定、井眼清洁、润滑减阻等问题，才能保证水平井施工的顺利进行。

文章讨论了钻井液对性能控制、井眼净化、井壁稳定、减摩与防卡、产层保护等主要关键技术。

关键字水平井/大位移井钻井液性能控制井眼稳定减摩与防卡

随着大型整装油气田以及优良储层开发程度的不断加大，以单井方式获得的可采油气储量也呈现出递减趋势。

为了降低开采成本，尽可能提高单井可控储量，根据储层分布情况实施定向钻进的工艺技术便应运而生。

由于水平井/大位移井可以最大限度地揭露储层，在老油田的增储上产、稠油储层、低渗储层以及施工环境受限井位等情况下，这种施工工艺已经逐渐成为整个钻井工程不可缺少的组成部分，实践表明，采用水平井/大位移井钻井工艺技术能够有效提高特定储层的开发效率，大幅度降低建井和完井成本。

但由于管柱钻进方式的技术局限性，极大地制约了水平井/大位移井井眼的延伸极限，即便是在同等技术条件下，不同施工者所能得到的最大延伸长度也相差很大，因此从工程角度讲，先进技术的采用对增加水平井/大位移井井段的延伸长度至关重要。

1水平井/大位移井施工现状

大位移井（ERD）一般是指水平位移（HD）与垂直深度（TVD）之比大于2的定向井和水平井，当水垂比大于3时，则称为特大位移井。

大位移井具有以下技术特点：

①能够实现目的层的精确锁定；②施工的技术难度高，要求井下工具、测量技术、钻井工艺实行三位一体的管理模式，否则无法达到预期目标；③改善井眼环境的技术措施非常有限，在常规井中应用效果明显的技术手段绝大多数不再适合于大位移井；④钻进时采取的工艺参数难以兼顾各方面的技术需求，比较典型的如泵参数难以同时满足井眼净化与导向马达功率发挥的需求。

以上4点决定了大位移井是一项集技术、管理、现场工艺于一体的综合性高技术工程，正是由于这种原因，世界上具备大位移井施工能力的石油公司屈指可数。

随着施工大位移井的各种技术手段的不断成熟，大位移井或水平井的钻井成本已降至直井的1.2~2.0倍，而水平井的产量却是直井的4~8倍，这种经济因素促使大位移井或水平井的施工数量呈逐年上升趋势[1]。

1.1中国水平井/大位移井施工技术现状

近年来，中国水平井施工及完井数量上升很快，从各种报刊、技术杂志所报道的相关信息分析，中石化、中石油两大公司2007年完成各类水平井大约1200~1300口，2008年可能达到2300~2500口，相比之下，中国水垂比大于3的特大位移井数量还不是很多。

从资料报道情况看，中国海洋石油总公司与菲利普斯中国有限公司在南海海域的西江油田合作完成了4口大位移井，其中西江24-1井的水垂比达到了2.74,其余3口大位移井的水垂比也均接近3；在南海东部海域流花11-1油田完成的4口大位移井的水垂比均大于2，其中B3ERW4大位移井的最大水平位移为5634.07m，水垂比达到了4.58，是迄今为止中国水垂比最大的1口井。

按照大位移井的概念，上述8口井在中国是真正意义上的大或超大位移井，其余各油田施工的水平井/大位移井的水垂比大于2的不多。

从资料的检索情况看，中国陆上水垂比达到或大于2的大位移井分别有新疆油田的FHW11013水平井，其水垂比为2.733,大港油田的庄海8Ng-H1井，水垂比为2.73，楼平3井，位垂比为2.39；其余大部分水平井的位垂比均不大于2，例如胜利油田的通59-平1井的位垂比为1.43，渤海油田的QK17-2大位移水平井的水垂比为1.94，辽河油田海南27-7井的位垂比为1.52。

吴爽早在2002年就明确指出:

从总体上看，所有由中国自身力量完成的大位移井，实际上并不符合大位移井技术的概念，只能算是位移较大的定向井或大位移定向井，这说明中国大位移井技术远远落后于国际水平[2]。

1.2国际水平井/大位移井施工技术现状

迄今为止，世界范围内水平位移超过7000m的井有20口以上（2007年5月数据），水平位移超过10000m的井已有6口，位垂比最大已超过了10。

最新报道显示，由马士基石油天然气公司在卡塔尔海上ShaheenA1油田所钻的一口大位移井创下了新的井深和水垂比记录，该井以12289m的总深位居世界最深井，其水垂比达到了10.485。

从相关的论文及技术分析资料可以看出，水垂比大于2的大位移井的施工必须具备以下技术条件：

①井眼轨迹设计及控制技术；②摩阻预测及减摩技术；③井壁稳定技术；④井眼净化技术；⑤随钻测井技术；⑥下套管及固井技术。

例如马拉松石油公司与美国帕克钻井公司合作在Brae油田施工的B31井水平位移达到了6141.72m，位垂比为1.46，该井除采用有效的技术手段控制尽可能光滑的井眼轨迹外，还就各施工阶段的钻具组合、钻井液技术、降摩减阻和井眼清洁等技术制订了详细的操作方案，但在井深3447.29m（11310ft）处因摩阻上升启用顶驱建立循环时，由于井眼内的压力超过了地层的破裂压力而导致井壁失稳，并发生了卡钻事故，最终采用打水泥塞侧钻的方法恢复了正常钻进。

这一案例表明，上述所列出的6项技术除“下套管及固井技术”外（这属于大位移井完井技术系列），其余5项技术中的任何一项如果不能达到大位移井施工要求，都足以导致大位移井钻井作业的中断或是使整个工程失败，而其中3项是与钻井液技术密切相关或者说其本身就是大位移井钻井液所要研究解决的问题。

2水平井/大位移井钻井液难点技术

2.1钻井液性能的合理控制

关于大位移井钻井液性能的掌握，目前在技术界尚无统一的范围或标准，但有2个原则是公认的，①常规性能及专项性能（如高温高压滤失量、摩擦系数等）的维护原则与普通钻井液相同；②流变性能的维护应以保证井眼净化为原则，这是大位移井钻井液性能控制的技术难点。

马拉松石油公司在施工B31井时，在Ø311.2mm井眼使用了油基钻井液，在总结现场经验基础上认为体系的θ3读数为12~15最好，比以往的θ3读数应是井眼直径（单位以“in”计）的1.5倍标准要低。

随着中国大位移井施工标准和技术的不断提高，中国技术人员也逐渐认识到提高低剪切速率下的钻井液黏度对于提高水平段井眼净化效果的重要性。

沈伟[3]等人通过总结，提出了以下观点:

①提高低剪切速率下的钻井液黏度能明显减小岩屑的垂沉现象，提高携砂效果；②应严格控制θ6和θ3读数，保证钻井液对岩屑的悬浮能力；③不同的井眼尺寸对低剪切速率黏度的要求不同，一般低剪切速率黏度随井眼尺寸的增大而降低；④井斜角大于55o的井段不宜采用提高钻井液黏度的方式改善井眼净化效果;⑤应设法控制体系的触变性，保持终切应力不大于30Pa，以保证液流在斜井段仍具有较好的携带上返能力。

2.1.1钻井液的动塑比

提高动塑比能够有效改善井眼净化状况已是一个常识性的结论。

通常认为，当动塑比接近或等于1Pa/mPa.s时能够达到最好的返出效果，在普通井的施工中，一般建议动塑比应不低于0.5Pa/mPa.s，从流变学角度讲，施工大斜度井时应进一步提高动塑比，以保证环空流态和保持不同容积环空的有效黏度，较好地平衡过度冲刷和下井壁岩屑沉积效应之间的矛盾。

但就相关数据的报道情况看，动塑比值的现场掌握情况差异很大，中国的技术专家一般将动塑比控制为0.30~0.68Pa/mPa.s，极少能够达到0.7Pa/mPa.s以上，即便是像Liuhuall-1-21（A4）ERW3井这样的符合国际标准的大位移井，其动塑比也只维持在0.36~0.48Pa/mPa.s。

从资料中介绍的情况看，国外似乎不是十分强调钻井液的动塑比，而比较重视对动切力的维护。

但一味维持较高的动切力，尽管能够有效改善井眼净化效果，但也会引起体系过高的胶凝强度和较大的当量循环密度值，诱发井漏、引起井眼稳定性下降等井下复杂情况，因此掌握合理的动切力值对于提高大位移井施工的安全性十分重要，这已成为国内外钻井液技术界的共识。

从近年来钻井液添加剂的研发情况看，部分技术公司已经在着手开发低剪切速率提黏降滤失剂，其主要优点是能够有效提高体系在低剪切速率下的黏度（即θ6、θ3读数），但对θ600读数的影响很小，这种材料的开发与使用有望解决上述问题。

从这种角度看，动塑比值的高低实际上反映了一个作业公司甚至一个地区的整体钻井液技术水平，如新型材料的开发与应用、现场维护与管理、固相控制等，这已不是单纯的参数控制问题了。

2.2井眼净化问题

不论是常规井还是大位移井，井眼的净化从来就不是仅仅依靠提高钻井液技术水平就能够做好的，一个清洁的井眼是各种技术手段相互配合协作的结果，所不同的是大位移井对于配合的要求更高，甚至已经成为主要的技术措施。

关于与钻井液密切相关的井眼净化问题，早在20世纪80年代后期就有人做过比较系统的研究，这方面比较具有代表性的是陈谱所进行的变井斜角实验研究及机理分析l1]。

结合实验数据并通过对数学模型进行分析研究后得到如下结论:

①当井斜角大于10o以后，随着井斜角的增大，钻屑开始在下井壁具有积累趋势，在较低排量下这种情况更加明显；②排量一定时，当井斜角大于某一临界值以后，岩屑床厚度增加的趋势会随着井斜角的增大而变大；③排量和井斜角一定时，钻柱偏心度对岩屑床的厚度影响很大，而钻井液黏度只具有中等影响程度；④钻屑颗粒越大，越不易形成岩屑床；⑤环空返速低于临界值时，岩屑床厚度会突然增大；⑥井斜角超过10o时，钻屑的传输应按照斜井作业特点考虑，井斜角在30o一60o时钻屑的上返最为困难；⑦钻柱的旋转有利于钻屑的上返；⑧提高钻井液密度有利于岩屑的传输；⑨钻井液的触变性对钻屑的传输不利，应设法降低[4]。

2.3摩擦问题

摩擦问题在大位移井的施工中变得尤其突出，客观地讲，摩阻的控制程度直接关系着水平井段延伸的长度，由于井下环境的复杂性及井眼曲率变化的影响，钻井过程中摩阻的准确测定实际上是一个非常困难的问题，目前所推出的各种测定摩阻系数的仪器和方法只能使操作人员对井下钻具的润滑状态具有一种定性的估计，远不能反映钻柱与井壁之间的真实摩擦情况。

对于大位移井而言，控制摩阻首先来自于钻头掘进的需要，亦即通常所说的钻头处必须保持一定的钻压，如果地面设备施加的钻压在传递过程中全部用于克服钻柱与井壁之间的摩阻，传递至钻头的力接近于零时，则井眼的延伸自动终止。

井眼摩擦问题的复杂性在于：

①井下钻柱为非线弹性存在状态；②井眼横截面呈非圆形（可能也不是近似椭圆形）；③井壁刚性较差；④在整个井眼中，各段的摩擦系数不同；⑤温度对摩擦系数的影响程度不确定；⑥钻柱的受力状态、环空液流的流型、各井段环空钻屑浓度等的差异也会引起摩擦阻力的较大变化。

目前推出的摩擦系数测定仪有10多种，中国现场常用的也达到了4—5种，但由不同仪器得到的摩阻数据没有可比性，为了尽可能准确客观地反映井下钻具所受到摩擦阻力的大小，中国部分水平井作业现场采用同时使用几种仪器监测泥饼摩擦系数的方法，将所得到的不同摩擦系数进行分析对比后制订钻井液的润滑处理方案。

2.4井壁稳定问题

研究和实践均表明，水平井/大位移井的井壁稳定问题比常规井更加突出，在实际施工中，水平井/大位移井的井壁失稳常常发生在水平井段的上井壁部位，对于如何提高大斜度井眼的井壁稳定性，廖扬强[5]等人认为，当井斜角在0o~60o之间变化时，为不致压漏地层，建议钻井液密度应降低0.36g/cm3耐，而保持井壁不至于发生坍塌的钻井液密度则需要提高0.3g/cm3。

一般而言，井斜角对井壁稳定性的影响非常明显，并且随着井斜角的增加，钻井液的安全密度窗口变小。

从施工角度看，井壁稳定性的破坏首先会使井壁与钻具之间的摩擦阻力变大，引起钻具运动阻力增加甚至于发生卡钻，其次是由于水平井段井壁完整性被破坏以后可能导致的漏失问题。

水平井/大位移井一旦发生井壁失稳，其后果比常规井要严重许多，处理工作的复杂程度也高得多，因此保持大斜度井尤其是水平井段井壁的稳定性是水平井/大位移井钻进施工得以顺利进行的技术基础，是一项系统性和协作性很强的工程，技术难度无疑更高[6]。

2.5其它问题

和常规井一样，水平井/大位移井在钻进中也可能遇到一些非常规地质问题，如异常高压地层、漏失地层、异常高温带等，这些问题的出现肯定会增加水平井/大位移井的施工难度。

1）钻遇异常高压地层时，使用高密度钻井液会加大钻井液维护管理的难度。

天东97X井用钾基聚磺一聚合醇钻井液钻进至井深3150和3725m时，因井涌分别将密度提高到了1.94g/cm3耐和2.15g/cm3，并以2.15g/cm3的密度完成了井斜角为65.48o、长980m的斜井段；磨0052H8井采用水包油钻井液钻至井深3300.2m时发生盐水侵，提高密度至2.36g/cm3后恢复钻进，并于井深3333m处进入水平段，钻至井深3834m完钻，密度一直保持在2.34~2.36g/cm3，钻井液性能十分稳定，这是迄今为止施工的大斜度井使用钻井液密度的最高记录。

从现场情况看，高密度钻井液属于一项难度较高的技术，并且随着密度的升高，难度也急剧增大，主要表现在流变性能不好控制，以至于出现泵压升高、循环阻力明显增大的现象，发生循环漏失的可能性很大。

上述2口大斜度井之所以能够成功应用高密度钻井液，除钻井液体系选择合理、现场维护技术好以外，主要是所施工的大斜度井段较短（分别只有980m和501m），提高密度以后循环摩阻的升高还不是特别明显，基本不影响正常的钻进作业，如果是典型的水平井/大位移井，情况可能就不是如此简单了。

2）施工水平井时一旦发生漏失，处理方案的制定将难于抉择。

添加堵漏材料实施封堵会导致井壁摩阻急剧增大，严重时会发生卡钻事故;而不加处理坚持钻进又会损失大量的优质钻井液（漏失严重时可能无法正常钻进），并且极不利于储层保护。

3）水平井/大位移井以小井眼施工水平井段可能带来的技术问题。

采用Ø152.4mm井眼施工水平井段在国内外均比较常见，B31井则以Ø152.4mm井眼作为应急井眼，由于井眼尺寸缩小以后环空间隙相应减少，由此导致的各种技术问题更加突出，例如适合于小环空间隙的流变性能的调节、钻井液加重技术、地层漏失的处理方式以及泵参数的掌握等等，均和常规井眼（或井眼直径大于216mm的大井眼）有很大不同，技术上对现场操作过程的要求也更加严格，特别是大位移井可能只有最后面的部分井段属于小井眼，施工时如何兼顾大、小井眼对钻井液、特殊情况的处理、固井、测录井等不同专业或施工阶段的技术要求，也是大位移井应当引起重视的技术问题之一。

3水平井/大位移井难点技术的解决措施

水平井/大位移井作为一项极端钻井技术，与常规井相比，与之相配套的各种施工工艺必定具有更高的技术要求，本文中只就与钻井液技术相关且直接影响钻进施工的部分问题的解决措施进行归纳与分析。

3.1流变性能的调控

通过对大量的与现场施工工艺相关的文献资料进行分析后可以看出，无论是学术界，还是现场工程师，在大斜度井钻井液流变性能的控制上均倾向于设法提高低剪切速率下钻井液的黏度，这种观点目前在行业内已达成共识，这主要是考虑到高低剪切速率黏度钻井液能够有效提高大斜度井的井眼净化效率。

就中国情况看，大斜度井钻井液流变性能的控制主要有以下一些技术手段。

1）水平段较短时可以采用较高黏度钻井液，如C2133井在施Z275.1m的大斜度井眼时（其中水平段长65.7m），使用了黏度为60~80s的钻井液，而东河1-H3、东河I-HS、东河1-H8井3口井各自的井底总位移均不超过800m，井斜角大于80o的水平段总长约500m，施工时采用了黏度为50~60s、表观黏度为30mPa.s的钻井液。

2）国外在大位移井施工中控制钻井液流变性能常用的经验做法是，控制θ3读数约等于以“in”计的井眼直径[7]。

在大斜度井段特别是井斜角大于55o的井段，较高黏度的钻井液会弱化井壁清洗效果。

在临界排量下如不考虑钻具转动效应，则黏度较低的钻井液更易扰动岩屑床，有利于井眼净化。

3）根据地层情况选择合适的钻井液体系，并千方百计做好钻井液的固相控制工作，使各种处理剂能够有效发挥作用。

3.2井眼净化技术

由于水平井/大位移井的长水平段特点，钻进中钻屑的上返已成为施工中必须要解决的主要矛盾之一。

调节良好的钻井液流变性能固然能提高井筒净化效率，但在水平井/大位移井的长距离钻具偏心条件下由于重力作用所形成的岩屑床仅凭良好的流变性能基本上失去了清除效果。

现场实践表明，配合机械手段清除岩屑床已经成为水平井/大位移井实现井筒净化的主要操作方式，综合水平井/大位移井各方面的现场施工情况，将常用且行之有效的井眼净化技术归纳如下[8]。

1）调节良好的钻井液流变性能，合理掌握泵参数（如排量、压力），目的是保持环空流型和上返速度始终处于最佳状态，降低钻屑沉降速度，提高返出率。

2）钻进时的循环排量应和机械钻速相匹配，亦即在某一排量下应保持一个合理的机械钻速，避免瞬时岩屑浓度过高导致产生岩屑床。

3）配合划眼、短程起下钻分段循环等手段破坏岩屑床，这种方式中国钻水平井时使用较多，效果也比较好，但当岩屑床形成比较严重时采用短程起下钻的效果很差，必须同时配合划眼方能达到有效破坏岩屑床的目的。

4）使用专用工具破坏岩屑床。

中国已由胜利石油管理局钻井工艺研究院研制开发了一种专用的“岩屑床清除工具”，该工具有利于提高水平井环空低速区的液流速度，以提高工具周围流场的紊流效应，并对岩屑床具有主动“挖掘”功能，对携岩和清岩十分有利。

6）水平井段钻进期间，应定期或不定期地改变转速旋转钻柱，以提高岩屑床破坏效率。

B31井的经验是:

在给定排量下，分别以120,150和180r/min的转速转动钻柱，结果表明，随着转速的提高，井眼清洁效率也逐渐提高，效果非常明显。

7）根据井下情况，定期或不定期地使用高黏切段塞液清除井眼环空滞留的钻屑，以提高环空清洁程度。

这种手段在任何类型的井中都有使用，在大斜度井中使用更加频繁，效果也比较稳定。

8）提高地面机械的配合效率，充分发挥泵的水力清除能力。

3.3井壁稳定技术

井壁稳定技术是一项系统性很强的工程，就地层特性来讲，井眼形成以后井壁的稳定程度基本上取决于钻井液技术，但仅凭钻井液技术绝对无法解决所有的地层失稳问题。

研究表明，井斜角对地层稳定性影响很大，而且不同岩石对于井斜角的敏感程度也不同。

例如，碳酸盐岩在大角度井眼易坍塌，而页岩在井斜角为10o-40o时存在一个弱面结构，使其容易坍塌。

这表明，井眼轨迹的延伸方向也直接影响着井壁的稳定程度，亦即水平井/大位移井在进行井眼轨迹设计时，必须要考虑地应力对井壁稳定的影响。

由于水平井/大位移井具有超长水平段，在重力作用下，上井壁发生坍塌的可能性更大，因此针对水平井/大位移井井壁稳定问题，提出了如下一些具有针对性的技术措施[9]。

1）做好井眼轨迹的设计，使井眼沿最小地应力方向倾斜，或尽可能使井眼垂直于最大主地应力方向。

这就要求设计单位应尽可能详尽地了解井位所处的地层应力状态，以使井眼在相对安全的地层中延伸。

2）根据地层力学参数和井斜角对水平段井眼稳定性的影响，确定符合实际情况的钻井液安全密度窗口，防止动态条件下发生压裂地层的情况。

3）合理选择钻井液体系，其原则是必须首先保证体系的化学抑制能力，并兼顾抗温、抗污染、良好的流变性能等技术要求。

4）控制良好的钻井液性能，主要是要控制好钻井液的滤失量。

一些大位移井的施工实践表明，进人水平段施工时尽可能将钻井液API滤失量控制在3mL以内、高温高压滤失量控制在10mL以内，这样可以更好地满足安全施工要求。

5）合理掌握环空水力参数，避免环空返速过高冲刷井壁破坏稳定平衡层，尽可能延长井壁的稳定周期，为水平段的延伸争取时间。

6）合理设计井身结构，尽可能完全封固易失稳地层或避免在易失稳地层进行定向钻进。

7）操作要力求平稳和均衡，如起下钻时尽可能保持钻具运动速度平稳，开泵时应保持泵速均匀升高至额定值，避免在某一相对固定井段长时间大排量循环等，这样做的主要口的是为了减少或消除压力激动现象对井壁平衡状态的破坏作用。

8）优选使用高效抑制材料和对流变性能有改善作用的降滤失材料，目的是提高钻井液的化学防塌能力和泥饼的物理涂敷保护井壁作用，降低钻井液浸泡对井壁稳定所造成的不利影响。

按照中国施工水平井的经验，钻井液中抑制材料的有效含量不应低于30kg/m3,API滤失量低于4mL，其目的也是为了在较低渗透水平情况下，充分发挥体系的化学防塌作用。

9）在不影响其它性能前提下，适当提高钻进时的钻井液密度，并设法提高机械钻速，以便在井壁稳定周期内使大斜度井眼得到尽可能多的延伸。

关于井壁稳定的技术措施因地区、地层、施工特点、井眼参数、甚至设备状态的不同会有很大差异，制订及执行情况对最终结果有很大影响，是钻井工程中变数最大的一项技术内容，上述只是针对水平井/大位移井特点而提出的一些经验性较强的操作原则，认真领会并将这些原则溶人水平井/大位移井的全部施工作业中，有助于降低水平井/大位移井的施工风险。

3.4减摩与防卡技术

在垂直井的钻井过程中，当钻柱所受摩擦阻力大于其自由悬重时，便可能导致卡钻，考虑到钻机具有的冗余提升载荷，一般当提拉力超过自由悬重的40%钻柱仍无法恢复自由状态时，即可认为卡钻事故已经形成由于水平井/大位移井中只有部分钻柱具有悬重，因此悬重数据不能再作为井眼中钻柱是否处于自由状态的参考，介于井眼中钻柱所处的摩擦环境极为复杂，施工水垂比不大于1.5的水平井时，习惯上仍以全部钻柱的悬重数据作为判断其所受摩擦力大小的标志，中国基本上沿用这种方式判断钻具的受阻状况并据此制定润滑减摩技术方案。

可以想象，这种仅凭经验和简单计算所得出的关于钻柱摩擦状态的结论，肯定不能用于指导真正意义上的水平井/大位移井的施工，中国水平井/大位移井技术无法得到突破性进展的根本原因，除设备及配套工具无法满足施工要求外，与钻具摩阻状态的预测及计算技术没有得到普及应用关系很大[10]。

从工程角度看，水平井/大位移井钻井施工中所实施的一系列安全技术措施，其最终目标实际上就是保证井眼内的钻柱始终处于低摩阻状态，使钻柱所受到的运动阻力尽可能降至最低。

即便凭借常识也不难想象，井眼情况的任何变化均会以摩阻变化方式表现出来，如井眼的清洁状况（清洁正常、岩屑床、井壁掉块坍塌、井壁键槽、井眼缩径、泥饼润滑性、套管鞋磨损、钻柱失稳），井眼平滑度（井眼轨迹）甚至地层岩性的变化等等均会以钻具摩阻的变化方式反映出来。

水平井/大位移井井眼的延伸长度最终取决于摩擦问题的解决程度，因此水平井/大位移井钻井技术最终也演变为如何克服摩阻完成各种专业化作业，从已完成水平井的施工资料看，国内外解决钻井摩阻问题的侧重点差异较大，所遵循的基本原则也不同，中国在控制大斜度井段摩阻时，重点放在了钻井液的减磨润滑及其辅助技术上，工具的应用较少，基本是辅助性的;而国外则以工具减摩为主，并研制开发了大量专门用于大位移井水平井/大位移井钻进的专用工具，尽管他们也强调钻井液的润滑能力，但并不把大位移井顺利钻进的希望寄托于钻井液的润滑能力上，而只是将保持良好的钻井液润滑能力作为提高工具效率、降低作业难度的基础性手段。

3.5产层保护

在大位移井及水平井中，由于产层暴露于钻井液中，因此选择钻井液时应选用那种不会伤害产层的钻井液体系。

从经济观点讲，在于以最小的代价、最少的井数取得最大的产量。

在选择钻井液时，应对油藏岩石特性进行仔细研究，所选钻井液不应当对井眼周围的岩石渗透性造成破坏。

理想的钻井液应该是以最小的钻后清洗，提供最大的渗透性。

其要求有以下几项：

①在保证井下安全的情况下，钻井液密度走低限，减少钻井液滤液在高压差下侵入油层的量。

②严格控制钻井液滤失量，其中API滤失量控制在2~3m