第十章特殊井钻井液

第十章特殊井钻井液《钻井液工艺原理》讲义第一节超深井钻井液

DeepWellDrillingFluids深井的基本特点深井发展概况深井钻井技术的应用前景深井钻井的难点分析天然气水合物发展趋势我们的研究进展与设想目录一、深井的基本特点1、基本概念深井

井深在4500—6000米的直井。超深井井深在6000—9000米的直井。特超深井井深超过9000米的直井。2、特点*裸眼井段长，要钻穿多套地层压力系统；*井壁稳定性条件复杂；*井温和压力高；*深部地层岩石可钻性差；*钻机负荷大。深井超深井钻井是一项复杂的系统工程，经济和技术上有很大的风险性。二、深井超深井钻井技术发展概况

深井超深井钻井技术是为勘探和开发深部地层的油气资源而发展起来的，在国外目前已完成的深井中，大约有50%的井是探井。深井钻井始于30年代末期，80年代以来有大的发展，完井井深已超过10000米。在世界上深井超深井钻井技术领先的国家有美国、俄罗斯、德国、法国和意大利等。1、国外发展概况

美国于1938年钻成世界上第一口4573米的深井，1949年钻成6255米的超深井。1984年前苏联创造了12260米的世界超深井的记录。德国于1994年钻成一口9107米的超深井。迄今为止，世界上已钻成8000米以上的超深井11口，其中美国6口，前苏联2口，挪威1口，奥地利1口，原民主德国1口。

世界8000米以上的超深井概况

由于有完善的设计、先进的技术和严密的管理，美国的深井钻井速度快、事故少、成本低。80年代中期，美国钻一口5000m左右的井约需90天，钻5500m左右的井约需110天，钻6000m左右的井约需140天，钻7000m的井约需7到10个月。井下复杂情况所占时间约为5%--15%。在90年代，美国在复杂地质条件下所钻成的5口7500m左右的初探井，其完井周期最短的不到1年，最长的不超过2年。2、国内发展概况我国深井超深井钻井技术起步较晚，始于60年代末。1966年7月28日大庆油田完成一口4719米的深井，揭开了我国深井钻井技术发展的序幕。我国深井超深井钻井技术的发展大体分三个阶段。第一阶段1966年—1975年。

继大庆油田完成我国第一口深井之后又陆陆续续在大港、胜利和江汉油田打成了4口超过5000米的深井，初步积累了钻深井的经验。当时所用钻机和井架是经改造和加固的3200m中深井钻机和塔式井架；所用钻杆以从原苏联进口的细扣钻杆为主；上部地层用刮刀钻头，下部地层用滚动轴承牙轮钻头；所用钻井液以细分散体系为主。第二阶段1976年—1985年。

1976年4月30日我国在四川地区完成了第一口6011米的超深井。从1976年到1985年，完成了170口深井和10口超深井。其中四川的关基井7175米；新疆的固2井7002米。从1976年开始，我国从罗马尼亚多次批量进口6000m深井钻机，总数超过100台。第三阶段1986年至今。

20世纪80年代末期以来，我国的深井超深井进入大规模的应用阶段，1986至1997年我国共完成深井超深井688口，其中超深井34口。塔里木1998年完钻的塔参1井目前是我国最深的井，井深达7200米。表1我国复杂地质条件新区第一口深探井钻井情况表2美国复杂地质条件初探井钻井情况

西部地区（包括塔里木、准葛尔、土哈和柴达木四个盆地）的石油资源量占全国总资源量的38%，探明率仅为9%，是我国石油产量的主要接替地区。西部地区的石油资源量的73%埋藏在深部地层，所以要靠深井和超深井进行勘探开发。

东部地区是我国石油的主力产区，浅层和中深层的勘探程度较高，深层较低，且探明的主要在浅层和中深层，深部地层尚有53亿吨的石油储量可供勘探。

中部地区（包括陕甘宁、四川两大盆地）是天然气的集中区，但探明率极低，有52%的天然气资源量在深部地层，所以中部地区深井超深井的钻井工作量将大幅度增加。

深井超深井钻井技术在我国有广阔的前景。三、深井超深井钻井技术的应用前景

对深井超深井，钻井液的性能钻井的成败尤为重要。

由于普通泥浆高温高压下会发生降解而失效，因此，钻深井超深井必须使用专门的泥浆。

1、深井钻井液应满足的要求：

具有高温稳定性、良好的润滑性和剪切稀释性；固相含量低；高压失水量低；抗各种可溶性盐类和酸类气体的污染；有利于处理、配制、维护和减轻地层污染。

1、深井钻井液技术难点（1）井愈深，井下温度压力愈高，泥浆在井下停留和循环的时间愈长。使深井超深井泥浆的性能变化和稳定性成为一个突出的问题。（2）深井超深井裸眼井段长，地层压力系统复杂，泥浆密度的合理确定和控制更为困难；使用重泥浆时，压差大，出现井漏、井喷、井塌、压差卡钻以及由此而带来的井下复杂问题的可能性增大。

四、深井钻井液（3）深井钻遇地层多而杂，地层中的油、气、水、盐、粘土等的污染可能性增大，且会因高温作用对泥浆体系的影响而加剧，从而增加了泥浆体系抗污的技术难度。（4）泥浆对深部油层的损害，因高温而加剧。（5）井深起下钻作业时间长，各种与泥浆性能有关的井下事故更容易诱发和恶化。（6）泥浆对钻具的腐蚀因高温而加剧。

（7）为了满足深探井地质录井的要求，所用的处理剂要求荧光级别低，因而可供选择的处理剂范围小。2、深井钻井液具有的特点良好的抑制性和防塌性。特别是在高温条件下对粘土的水化分散具有较强的抑制作用。在有机聚合物中，使用阳离子聚合物就比阴离子聚合物具有更强的抑制性。具有良好的抗高温性能。这就要求在钻井液配方设计时，必须优选出各种能够抗高温的处理剂。具有良好的高温流变性。在高温下能否保证钻井液具有良好的流变性和携带、悬浮岩屑的能力至关重要。对于深井高密度钻井液，尤其应加强固控，并控制膨润土含量以避免高温增稠。

具有良好的润滑性。由于密度高增加了造成压差卡钻的机会，因此钻井液应具有良好的润滑性。具有良好的抗污染能力。地层的高压力造成了钻井液的高密度，为了保持钻井液性能稳定，必须加入高浓度的处理剂，在高温的作用下，将加速各类添加剂之间的反应速度，如果钻遇岩盐层、盐膏层、高压油、气、水层，会更促使钻井液性能变化，使其更难控制和维护，因此要求深井钻井液具有更良好的抗污染能力。3、常用的深井钻井液（1）聚磺钻井液体系

该体系是将聚合物钻井液和磺化钻井液结合在一起而形成的一种钻井液体系。聚合物钻井液在提高钻速、抑制地层造浆和提高井壁稳定等方面有着十分突出的优点，但在热稳定性及泥饼质量上还不适应深井钻井的需要，特别是对于硬脆性页岩更不适应，这类钻井液加入磺化处理剂后：改善了高温高压下的泥饼质量和流变性，从而有利于深井钻速的提高和井壁的稳定。抗温可达200～250℃，抗盐至饱和盐水。（2）MMH聚磺钻井液体系

聚合物正电胶钻井液具有较强的抑制包被作用，具有良好的防塌性，但存在着钻井液滤失量偏大，造壁能力差，很难在碳酸盐地层及裸眼井段长、钻井周期长的复杂地区推广使用。因此，在聚合物正电胶钻井液的基础上，加入磺化处理剂。提高整个钻井液体系的动塑比提高钻井液体系的抗温能力改善钻井液的抑制性

（3）MMH聚合物饱和盐水钻井液体系

该体系综合了正电胶钻井液、阳离子聚合物钻井液的特点：对泥岩地层（特别是软泥岩，胶结差泥岩）较强抑制性。在抑制地层水化膨胀，地层缩径、垮塌、钻屑分散等方面优于以往使用的KCL钻井液体系。较好的动塑比值和流型，悬浮携砂性强，且性能易于控制，十分稳定。良好的造壁性，滤失量易于控制。具有一定的抗高温稳定性。（4）硅酸盐聚合物钻井液体系

该体系在高温高压下具有很强的抑制页岩水化、防止井壁坍塌的能力，其井壁稳定机理有以下几个方面：硅酸盐进入地层孔隙形成三维凝胶结构和不溶沉淀物，快速在井壁处堵塞泥页岩孔隙和微裂缝，阻止滤液进入地层，同时减少了压力传递作用。硅酸盐抑制泥页岩中粘土矿物的水化膨胀和分散，并且由于与聚合物的协同作用，使粘土产生脱水而收缩，使泥页岩的结构强度提高。在较高温度下，硅酸盐与粘土接触一定时间后，粘土会与硅酸盐反应生成一种类似沸石的新矿物。（5）MMH聚合醇防塌润滑钻井液体系

具有良好的润滑防卡、抑制和防塌性能。防塌润滑机理为：聚合醇的浊点效应对防膨性能有影响，高于浊点温度防膨效果好。当高于浊点温度时，聚合醇钻井液发生相分离，形成一憎水似油的相，该相自动地吸附在粘土表面，形成屏蔽膜，阻止粘土进一步水化膨胀，从而增强体系的防塌润滑性能，对低渗透泥页岩具有封堵孔隙作用，从而有效地抑制钻井液液柱压力向地层传递，起到稳定井壁的作用。（6）

油基泥浆钻井液具统计，8000米以内的井多为水基泥浆；而超过8000米的井大多用油基泥浆。

*

油基泥浆优点油基泥浆的性能受高温影响较小，受压力的影响较大，高温性能容易控制，抑制页岩水化的能力很强，因此，油基泥浆是解决深井泥页岩、盐、膏泥岩层井壁不稳定的有效办法。油基泥浆抗地层中的盐、钙和粘土污染的能力强，泥浆的润滑性及滤失性好，能有效地降低钻具的扭矩和摩阻，防止钻具腐蚀，预防深井重泥浆压差卡钻。

油基泥浆在国外的深井中广为应用，特别是在深而复杂井中应用更多。*油基泥浆的缺点

与水基泥浆相比，初始成本高，条件苛刻；对环境污染严重，消除费用高；易发生地层漏失；气溶性好，易发生井涌；机械钻速较慢，因而油基泥浆的应用受到限制。六、深井钻井液应用实例

1、地层概况

该井是一口重点预探井，设计井深4500m，目的层是中生界。该井上部地层主要为粘土、泥岩与砂砾岩，遇水极易水化分散，造浆严重。下部地层以泥页岩为主，夹杂粉细砂岩、泥膏岩、灰岩、硬石膏岩不等互层，由于渗透及水化作用，易发生坍塌掉块。孔店组以下有灰岩，井底温度167℃，再加上井眼裸眼长度为2585m，是一口难度较大的深井。

MMH聚磺钻井液在莱深1井的应用

2、工程概况

3、技术难点大井眼段的携砂及净化上部地层的粘土水化、分散造浆下部地层长裸眼，防止井壁坍塌孔店组红泥岩的水化膨胀缩径167℃高温下钻井液的热稳定性4、钻井液的选择及主要维护措施

针对该井施工的难点，通过室内实验，该井选择了MMH—正电胶聚磺钻井液体系，其主要维护措施如下：（1）对一开钻井液进行充分净化处理。（2）在钻水泥塞之后，以胶液的形式加入PAM和SJ-1，抑制造浆、降低失水，逐渐补充MMH以增加钻井液的携带能力，用铵盐调整钻井液的流型。（3）进入2500m以后，逐步加入抗温材料SMP-1及SPNH，提高泥浆的抗温能力，加入PA-1提高钻井液的防塌能力，使钻井液性能满足井下的需要，并在设计所要求的范围内。莱深1井三开钻井液性能表

（4）在下部地层，按配方加入MMH、SMP-1、SJ-1、PA-1等抗高温材料，并加入SF-260高温降粘剂，使具有良好的抑制和高温稳定性。该井三开Φ311.1mm井眼裸眼段长达2600米，浸泡时间长达120多天，由于采用了MMH聚磺钻井液,井壁稳定，钻进、起下钻、电测等施工作业顺利。

1、地层概况

该井是胜利油田钻探的一口全国重点科学预探井，初设计井深5500m，后加深至5800m。本井上部地层易水化分散，中部易发生坍塌掉块，进入沙四段孔店组后存在着大段的盐膏层，含有紫红色、兰灰色、灰绿色泥岩，极易水化分散、膨胀、垮塌。地温梯度为3.2-3.87℃/100米，预计井底温度可达230℃。MMH聚合物饱和盐水钻井液体系在郝科1井中的应用2、技术难点抑制和防塌能力悬浮稳定性滤失量控制抗污染能力抗温性钻具防腐蚀3、钻井液的选择及主要维护措施

针对郝科1井的地层特点，在室内进行了研究，确立了一套适合于本井的MMH聚合物饱和盐水钻井液体系：具有较强的抑制包被作用单独使用饱和盐水钻井液，达不到对盐膏层段泥岩地层的抑制防塌作用。通过研究发现，要实现这一点，饱和盐水必须与钻井液体系配伍才能充分发挥抑制防塌作用。运用MMH聚合物饱和盐水钻井液体系解决了这个问题。具有良好的悬浮稳定性以前钻盐膏层使用的钻井液，普遍存在着悬浮稳定性差，具体表现在高密度时重晶石沉淀，携带岩屑能力差，易引起井下复杂情况的发生。选用MMH聚合物饱和盐水钻井液就解决了这方面的问题：第一，选择MMH般土浆复合体作为该体系的钻井液悬浮稳定体，取代了过去的聚丙烯酰胺粘土絮凝体。第二，选择高、中、低分子量的聚合物复配，增加了钻井液的护胶能力，维持钻井液具有较高的动塑比。第三，增强了钻井液的抗高温能力，避免高温下钻井液的严重增稠，粘度降低现象。具有较低的API失水和HTHP失水以前饱和盐水钻井液的滤失量控制是一个难题。其原因一是盐膏层对钻井液的污染，特别是钙的污染；二是缺乏抗污染的降滤失剂。

本体系采用了复配的高温降滤失剂，如SMP、A-903、SK-Ⅱ等，充分发挥这些降滤失剂的协同作用。具有良好的抗污染能力本体系选择Na2SO4作为抑钙剂，目的是防止地层中石膏和CaCL2的溶解而造成的污染，把钙离子对失水的影响降到最低。具有良好的抗温性本体系选择了抗温能力强的钻井液处理剂如SMP、OXAM（有机硅腐钾）、SL-1、A-903、SK-Ⅱ，并在室内研制了高温稳定剂，取得了良好的效果，该体系抗温可达230℃。具有良好的缓蚀作用

饱和盐水钻井液体系对钻具存在严重腐蚀。为减缓对钻具的腐蚀速度，本体系选择磷酸盐类缓蚀剂ZH-Ⅱ，缓蚀效果明显。维护措施：

①按室内配方，以正电胶、阳离子聚合物、降失水剂、盐为主要组份，一次性加足各主要组分的量，使基浆性能达到设计要求。②钻进中根据钻井液性能变化，随时给予调整，保持性能优良、稳定。③配制饱和盐水混合钻井液，钻井中以胶液维护性能，保持泥浆循环及储备量，是本井维护钻井液性能最有效和成功的措施之一。胶液是钻井液中主要组份，以聚合物、降失水剂、盐、钙抑制剂等配制而成。浓度一般为0.5%—2%。

④定期补充防塌剂、润滑剂、正电胶等，保持各组份含量稳定。⑤般含偏高时以稀浓度胶液稀释；偏低时，补充预水化般土浆。⑥导致本井滤失量升高的主要因素，一是地层中盐膏的溶解；二是地层盐水。针对两种情况，采取不同处理措施。一是增加钻井液中SO42-量（配胶液时增大硫酸钠量）；二是直接往钻井液中补充硫酸钠。⑦本井采用了配制高密度重钻井液与井浆混合加重的办法，对确保加重钻井液均匀、稳定，控制密度、防漏等方面都收到明显的效果。

1、概况

诸参1井是胜利油田一口重点参数井，设计井深5000m，该井在井深4380m以前使用了常规聚合物防塌钻井液，配方：0.5%PHP+0.2%GD-18+2%SMP+2%K-NHm+2%K-OSAM+1%JS-1。

由于所钻地层中含有较多的伊蒙混层，在钻井过程中，多次出现井壁垮塌，造成该井段平均井径扩大率达40%，最大达200%，使测井、固井等后续作业困难。硅酸盐聚合物钻井液体系在诸参1井中的应用岩屑水化分散强烈，在四级净化设备正常运行的情况下，钻井液密度达1.15g/cm3，粘土含量达10%，这不利于高温深井钻井液体系的稳定。井深3960m开始发生漏失，日漏失量30～40m3。将粘度由42s提高到60s，并加入2%～3%的单封剂桥塞堵漏，但日漏失量仍为20～25m3。钻至井深4380m时，累计漏失钻井液980m3。针对上述问题，决定从井深4380m以后改用硅酸盐聚合物钻井液体系。聚合物钻井液体系中加入硅酸盐等处理剂前后性能变化

2、主要维护措施

在聚合物体系中加入0.3%的硅酸盐时，钻井液流变性发生了变化（见上表），槽面流型由紊流变为平板流型；在静置时，钻井液呈凝胶状态，这一现象的出现与体系中膨润土含量较高和粘土分散有关。因此，加入降粘剂和适量清水对钻井液进行处理，并开启离心机及其它固控设备，结果在40h内，钻井液密度从1.15g/cm3降至1.08g/cm3，膨润土含量也从8%降至5%。

当硅酸盐加量达到2%时，钻井液性能稳定，除了钻井液滤失略有上升、动塑比和切力有一定程度增大外，其它性能变化不大，稳定周期达到15d。防塌效果更为明显，掉块得到控制，没有出现井塌现象，而且控制日漏失量在5m3以下。可见，在硅酸盐的作用下，钻井液中粘土胶粒在聚结后沉淀到井壁上，堵塞了孔隙和微裂缝，解决了钻井液漏失和井眼稳定问题。3、现场应用表明：

为使该体系具有较好的聚结、抑制、封堵、高温稳定特性，必须适当控制聚结强度，以防强度过高，造成开泵困难。解决方法：（1）控制膨润土含量为4%～5%。（2）加入合适的降粘剂（如JN-1、AMA等），处理钻井液时最好配合适量清水。日常维护处理过程中，必须保持硅酸盐含量达到2%，K-NHm含量达到2%，PH值维持在10～11，粘度控制在约60s，API滤失可以放宽到8m1。从4380m至5005m完钻，钻井液费用较前期费用降低50%，井眼稳定，防塌封堵、堵漏效果好，井径扩大率仅为15%，各项工程作业顺利。

1、地层概况

桩古斜47井是胜利油田2001年一口重点预探定向深井，该井设计井深5040米，实际完钻井深4840米。钻探目的为探明桩古斜46井下古生界潜山奥陶系含油气情况。岩性主要为泥岩、泥岩夹砂岩、砾状砂岩夹泥岩、生物灰岩、油页岩、油泥岩，至奥陶系为灰岩及白云岩。MMH聚合醇防塌润滑钻井液体系在桩古斜47井中的应用2、工程概况该井因特殊原因，空井30多天，井眼发生严重坍塌掉块。三开下技套前发生了钻具落井事故，处理事故38天。3、钻井液施工技术难点该井裸眼段长，井眼大，深井泵排量不足、大井眼环空返速低，要求钻井液具有较强的携砂能力。该井空井后井壁坍塌掉块，钻井液处理难度较大，常规性能钻井液不能满足钻井施工的需要。地层中存在极易水化分散的泥、砂岩互层及大段强塑性红泥岩，要求钻井液具有良好的防塌能力、泥页岩抑制能力。本井311.1mm井眼稳斜段长超过2000米，要求钻井液具有良好的润滑性能。4、钻井液的优选及处理措施针对该井施工的难点，通过室内实验，选择了MMH聚合醇防塌润滑钻井液。其主要维护措施如下：

①一开配浆开钻，密度为1.07g/cm3

，马氏漏斗粘度为42-45s。钻进、下套管顺利。

②二开使用海水聚合物正电胶钻井液体系。海水混浆开钻，不断补充聚合物和正电胶，逐渐改为海水聚合物钻井液体系，保持钻井液密度1.03-1.05g/cm3

，马氏漏斗粘度46-55s，PV12-16mPa.s，YP3.5-5.5Pa。利用该体系良好的携砂及悬浮性能，配合大排量循环钻井液，满足了上部φ444.5mm大井眼快速钻进的需要，下套管顺利。

③三开转为淡水聚合醇正电胶钻井液体系。通过加入2%白油、4%聚合醇润滑剂、6%水基聚合醇防塌剂，加强其润滑防塌性能，在处理空井后的阶段根据现场情况决定采用非常规性能钻井液，提高钻井液粘切、调整合理流变参数，在处理钻具落井事故期间，φ311.1mm井眼长达2276米，斜井段浸泡达38天，但井壁保持稳定，为事故处理提供了井眼保障。桩古斜47井三开正电胶聚合醇防塌润滑钻井液各阶段性能

④四开使用淡水无固相钻井液，采用平衡-近平衡钻井。由于下部地层以灰岩为主，钻井液抑制能力又好，钻井液粘切略有下降，补充抗高温性能较好的RJT-1，及高温降失水剂，将钻井液粘度提至70s，钻进中钻井液中有大量油气侵入现象，将密度稳定至1.05g/cm3，降API失水至5ml，密度合理，钻进正常，少量油气侵入，起钻有后效，保证了平衡-近平衡钻进的正常进行。1、钻井液粘土的高温分散作用室内实验和现场施工均表明，由于高温分散而引起的钻井液高温增稠与钻井液中的粘土含量密切相关，当粘土含量达到某一数值时，钻井液在高温下会丧失其流动性而形成凝胶。因此，防止钻井液高温稠化形成凝胶是深井钻井液的一项关键技术。

目前有两项措施可有效地预防高温稠化形成凝胶，一是使用抗高温抑制分散剂；二是将钻井液中的粘土含量控制在低容量。这方面国外（如贝克休斯）发展聚合醇—CaCL2钻井液体系，它对粘土有良好的抑制作用，从而使钻井液中的粘土含量控制在最低，而且还可以用于钻穿盐膏层。七．结论及认识

2、高温对钻井液处理剂的影响研究开发具有抗高温能力的处理剂，这些处理剂对分子结构要求是由“C—C、C—N、C—S”键连接，避免“—O—”键连接，国内现开发的处理剂抗温200℃以上的如SH-012、SH-01等。3、高温对处理剂与粘土作用的影响高温加剧处理剂在粘土表面的解吸附和去水化，从而引起钻井液性能的变化，使其钻井液的热稳定降低，滤失量增大。因此建议深井钻井液中更多地使用阳离子处理剂。4、高温对钻井液性能的影响高温加速了钻井液中粘土颗粒的分散和处理剂的高温降解、交联而引起钻井液的高温增稠、高温胶凝、高温固化、高温减稠以及滤失量上升、泥饼增厚等性能的变化。这由两方面的因素造成：粘土的含量高、分散性好则会引起钻井液的高温增稠；粘土含量低、分散性差则造成钻井液的高温减稠。因此对于深井钻井液要：

严格控制粘土的含量。粘土含量控制在最低时，高温即使引起钻井液的稠化，也不会发生胶凝；使用抗高温处理剂；加大室内研究的力度，使用专门的仪器来评价钻井液在高温高压条件下的流变性和滤失量。第二节定向井和水平井钻井液一、定向井与水平井的特点与垂直井相比，定向井与水平井的特点在于：（1）油层段长，与油层接触面积大，渗流阻力小，有利于提高产量；（2）控制泄油面积大，可减少井数，改善开采动态条件；（3）生产压差小，压力梯度小，可有效地防止水推和气锥。二、定向井选择钻井液的关键因素

钻井液在整个钻井过程中起着关键的作用。钻直井时，钻井液的主要功能集中在控制地下压力、提供井眼化学与物理稳定性、保证井眼的有效清洗、冷却井下钻头等。钻定向井特别是大斜度井及水平井时，更多的注意力则应集中在井眼清洗、润滑钻具、维护井眼物理稳定性、静态时悬浮固相颗粒以及产层保护等。上述任何一项得不到满足，都可能导致各种钻井问题的发生，如卡钻与产量下降等。三、定向井与水平井钻井液类型根据美国“油气杂志”编辑部世界范围的统计，定向井钻井液中，水基钻井液占59.47%（无粘土钻井液占35.24%，其它水基钻井液占24.23%），油基钻井液占39.65%，而气体型钻井流体占0.88%。近年来美国M-I钻井公司公布的世界范围定向井钻井液中，水基钻井液占73%，油基钻井液占23%，而气体类型钻井流体占4%。（1）油基钻井液油基钻井液对储层损害程度低，易稳定井壁，能有效地抑制泥页岩水化膨胀，润滑性能好。因而很适合用来钻进大斜度井及水平井。其缺点是成本高，对环境有污染，并且遇到严重井漏时堵漏难度大，使