安探1X高溫深探井小間隙固井技術(shù)

劉子帥， 李擁軍， 唐守勇， 王東明， 蔣世偉， 周崇峰

（1.中國(guó)石油集團(tuán)鉆井工程技術(shù)研究院，北京102206；2.華北油田公司勘探部，河北任丘062550；3.中國(guó)石油天然氣股份有限公司浙江油田分公司，杭州310023；4.中石油渤海鉆探工程有限公司第一固井公司，河北任丘062550）

安探1X高溫深探井小間隙固井技術(shù)

劉子帥1， 李擁軍2， 唐守勇3， 王東明2， 蔣世偉4， 周崇峰1

（1.中國(guó)石油集團(tuán)鉆井工程技術(shù)研究院，北京102206；2.華北油田公司勘探部，河北任丘062550；3.中國(guó)石油天然氣股份有限公司浙江油田分公司，杭州310023；4.中石油渤海鉆探工程有限公司第一固井公司，河北任丘062550）

廊固凹陷是華北冀中坳陷3大富油凹陷之一，為華北油田主要產(chǎn)油區(qū)，其油層埋藏深，溫度較高，井身結(jié)構(gòu)復(fù)雜。安探1X井是部署在華北冀中坳陷廊固凹陷的1口風(fēng)險(xiǎn)探井，四開φ127 mm尾管下深5 494 m，地層溫度高達(dá)177 ℃，氣層活躍，壓穩(wěn)技術(shù)難度大，同時(shí)環(huán)空間隙小，水泥環(huán)薄，對(duì)水泥漿高溫穩(wěn)定性、防氣竄能力以及對(duì)水泥石抗壓強(qiáng)度衰退問題提出挑戰(zhàn)。針對(duì)安探1X井固井難點(diǎn)，篩選出抗高溫防竄水泥漿體系，其具有良好的沉降穩(wěn)定性和游離液穩(wěn)定性，稠化時(shí)間可調(diào)，防竄性能強(qiáng)，同時(shí)具有180 ℃高溫強(qiáng)度不衰退等特點(diǎn)；通過優(yōu)選高溫懸浮穩(wěn)定劑，形成抗溫180 ℃沖洗隔離液體系，180 ℃沉降穩(wěn)定性小于0.03 g/cm3。在安探1X井φ127 mm尾管固井中成功應(yīng)用，水泥漿固井質(zhì)量良好，為后期華北冀中坳陷的勘探開發(fā)打下了良好的基礎(chǔ)。

深井；高溫；小間隙固井；防竄；抗高溫防竄水泥漿；抗污染沖洗隔離液；廊固凹陷

廊固凹陷為古近系沉積的西斷東超箕狀凹陷，凹陷總體呈北東走向，南北長(zhǎng)約90 km，東西寬約20～40 km，勘探面積2 600 km2[1]，是華北冀中坳陷3大富油凹陷之一，勘探程度較高。研究區(qū)發(fā)育有豐富多樣的油氣藏類型，其中構(gòu)造油氣藏占探明油藏總數(shù)的90%。安探1X井是通過近年開展的高勘探程度區(qū)的“二次勘探”，部署在廊固凹陷的一口風(fēng)險(xiǎn)探井。

1 尾管固井基本情況

安探1X井四開鉆進(jìn)至井深5 104.94 m時(shí)，全烴52.93%，池體積上升0.9 m3，鉆井液相對(duì)密度自1.04 g/cm3降至1.01 g/cm3，溢流0.8 m3，累計(jì)用220 m3密度為1.15 g/cm3的鉆井液壓井成功，調(diào)整鉆井液密度至1.16 g/cm3后恢復(fù)鉆進(jìn)，最終完鉆密度為1.14 g/cm3，黏度為95 s[2-3]。

2 尾管固井難點(diǎn)分析

1）井深，溫度高，對(duì)水泥漿抗高溫能力要求高。安探1X井井深為5 496 m，垂深為5 234 m，實(shí)測(cè)溫度177 ℃（靜置90 h）。高溫條件下水泥漿稠化穩(wěn)定性、沉降穩(wěn)定性、游離液穩(wěn)定性等綜合性能不易保證，同時(shí)水泥石抗壓強(qiáng)度易衰退。

2）環(huán)空間隙小，水泥環(huán)薄。φ152.4 mm井眼下入φ127 mm套管，理論環(huán)空間隙為12.7 mm，導(dǎo)致固井施工摩阻較大，易造成地層漏失，施工風(fēng)險(xiǎn)大；水泥環(huán)較薄，在應(yīng)對(duì)后期大型酸化壓裂施工時(shí)，對(duì)水泥石抗壓強(qiáng)度及彈性模量等機(jī)械性能提出了更高的挑戰(zhàn)。

3）鉆井液與水泥漿相容性差。安探1X井四開采用低固相鉆井液體系，密度為1.04～1.16 g/cm3，采用石灰石加重，鉆井液與水泥漿相容性差，影響施工安全。采用高效抗污染沖洗隔離液，實(shí)現(xiàn)鉆井液與水泥漿的有效封隔，同時(shí)其抗污染劑的添加，也可防止鉆井液、隔離液、水泥漿3相污染。

4）封固段氣層活躍，防竄難度大。四開鉆進(jìn)過程中，油氣上竄速度超過30 m/h，對(duì)固井施工以及對(duì)水泥漿的防竄性能都提出了更高的要求。

3 抗高溫防竄水泥漿體系

由于安探1X井φ127 mm尾管固井地層溫度達(dá)177 ℃，保持水泥漿高溫穩(wěn)定性以及防止水泥石抗壓強(qiáng)度衰退難度大。

針對(duì)水泥漿穩(wěn)定性差的原因，篩選出高溫穩(wěn)定劑DRK-3S，其可增加水泥漿中顆粒上下移動(dòng)的黏滯力和阻力，以阻止顆粒相對(duì)運(yùn)動(dòng)，提高高溫下水泥漿的游離液穩(wěn)定性和沉降穩(wěn)定性。對(duì)比Anderson經(jīng)典累積體積分?jǐn)?shù)曲線，篩選出超細(xì)材料DRB-2S，配合10%微硅和20%石英砂，既可實(shí)現(xiàn)使C/S物質(zhì)的量的比約等于1.0，又可提高水泥漿穩(wěn)定性和水泥石抗壓強(qiáng)度，并防止水泥石強(qiáng)度衰退。

3.1 高溫穩(wěn)定劑DRK-3S

通過對(duì)國(guó)內(nèi)外水泥漿穩(wěn)定劑的分析和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，優(yōu)選出1種由天然有機(jī)物和無機(jī)材料復(fù)配而成的高效油井水泥高溫穩(wěn)定劑DRK-3S。高溫條件下，DRK-3S中有機(jī)物水化后與無機(jī)材料相互作用，形成具有一定空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)的懸浮體，此外，該有機(jī)物水化后也具有一定的提高黏度作用， 可彌補(bǔ)其他聚合物高溫下的稀釋和剪切稀釋作用。因此，DRK-3S可提高水泥漿的高溫穩(wěn)定性及降低其游離液。對(duì)這2種性能進(jìn)行評(píng)價(jià)， 實(shí)驗(yàn)采用以下配方。

夾江G級(jí)水泥+10%微硅+20%石英砂+15%高溫增強(qiáng)材料DRB-2S+X%DRK-3S+X%分散劑DRS-1S+3.0%緩凝劑DRH-200L+2.0%降失水劑DRF-120L+0.5%消泡劑DRX-1L+0.5%抑泡劑DRX-2L+水，密度為1.90 g/cm3。

游離液穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)方法：高溫高壓稠化儀升溫至150 ℃，養(yǎng)護(hù)20 min后降溫并拆出，恒速攪拌器低速攪拌15 s，倒入250 mL量筒內(nèi)，室溫下靜止2 h，測(cè)試量筒上部游離液量，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1。

沉降穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)方法：常壓稠化儀養(yǎng)護(hù)20 min后拆出并倒入BP管，將BP管豎立并固定于高溫高壓養(yǎng)護(hù)釜內(nèi)進(jìn)行養(yǎng)護(hù)，養(yǎng)護(hù)溫度為180 ℃，養(yǎng)護(hù)結(jié)束后，水泥石上下各切掉20 mm，中間水泥石分成上下兩部分，分別測(cè)量密度，計(jì)算密度差。

表1 水泥漿穩(wěn)定性與DRK-3S加量的關(guān)系

由表1可知，加入DRK-3S后，水泥漿游離液及水泥石上下密度差明顯改善，DRK-3S加量為0.50%時(shí)，游離液為0，上下密度差為0。

3.2 高溫增強(qiáng)材料DRB-2S

根據(jù)緊密堆積原理，篩選出了DRB-2S，通過粒徑分析儀對(duì)其粒徑分布進(jìn)行分析（見圖1）。由圖1可以看出，DRB-2S的粒徑較小，主要集中在5～20 μm之間。因此設(shè)計(jì)配方中加入DRB-2S，有利于提高水泥石密實(shí)度，增加水泥石抗壓強(qiáng)度，設(shè)計(jì)配方粉體材料為夾江G級(jí)水泥+10%微硅+20%石英砂+X%DRB-2S+0.5%DRK-3S+0.5%分散劑DRS-1S。

圖1 增強(qiáng)材料DRB-2S粒度分布圖

為確定DRB-2S的最優(yōu)加量，通過Anderson經(jīng)典累積體積分?jǐn)?shù)曲線進(jìn)行擬合（見圖2）。從圖2可以看出，當(dāng)水泥漿中加15%～20%DRB-2S后，與Anderson經(jīng)典累積體積分?jǐn)?shù)曲線擬合度較高，表明其對(duì)水泥石內(nèi)部孔隙進(jìn)行了充分填充，可有效提高水泥石致密性，因此水泥漿中高溫增強(qiáng)材料加量為15%～20%。

圖2 不同DRB-2S加量下水泥漿的粒徑分布圖

為對(duì)DRB-2S加量進(jìn)行優(yōu)化，進(jìn)行水泥石高溫抗壓強(qiáng)度實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)配方如下。

夾江G級(jí)水泥+10%微硅+20%石英砂+X%DRB-2S+0.5%DRK-3S+1.0%DRS-1S+3.0%DRH-200L+2.0%DRF-120L+0.5%DRX-1L+0.5%DRX-2L+水，密度為1.90 g/cm3

在常壓稠化儀中90 ℃養(yǎng)護(hù)20 min后，進(jìn)行高溫高壓養(yǎng)護(hù)釜養(yǎng)護(hù)（180 ℃），實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見表2。由表2可知，DRB-2S加量為15%及20%時(shí)， 水泥石抗壓強(qiáng)度提升24%～36%， 且強(qiáng)度不衰退， 加量為10%時(shí)，強(qiáng)度提升7%～12%，也反映出DRB-2S加量為15%和20%時(shí)，粒徑累積分布與Anderson經(jīng)典累積體積分?jǐn)?shù)曲線更擬合，堆積率更高。

表2 水泥石高溫抗壓強(qiáng)度與DRB-2S加量關(guān)系

3.3 水泥漿配方及性能

針對(duì)安探1X井φ127 mm尾管固井水泥漿技術(shù)要求，優(yōu)選抗高溫降失水劑DRF-120L以及抗高溫緩凝劑DRH-200L為主劑，降低水泥漿失水量，調(diào)整水泥漿稠化時(shí)間滿足施工要求；以高溫穩(wěn)定劑DRK-3S保持水泥漿高溫穩(wěn)定性；采用DRB-2S提高水泥石致密性，保證水泥石抗壓強(qiáng)度，防止強(qiáng)度衰退；優(yōu)選膠乳防竄劑DRT-100L和增韌材料DRE-300S增加水泥漿防竄能力和水泥石彈塑性能，同時(shí)配合其他水泥漿配套外加劑，最終形成抗高溫防竄水泥漿體系。

3.3.1 水泥漿配方及基礎(chǔ)性能

通過水泥漿外加劑及外摻料優(yōu)選，形成抗高溫防竄水泥漿體系，并對(duì)其基礎(chǔ)性能進(jìn)行評(píng)價(jià)，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見表3。由表3可知，抗高溫防竄水泥漿體系失水量低，流動(dòng)性及穩(wěn)定性良好，稠化時(shí)間、抗壓強(qiáng)度滿足現(xiàn)場(chǎng)施工要求，同時(shí)具有良好的防竄性能，滿足華北油田深井小間隙固井水泥漿技術(shù)要求。

領(lǐng)漿 夾江G級(jí)水泥+10%微硅+21%石英砂+15%DRB-2S+8%DRE-300S+0.5%高溫懸浮劑DRY-S2+0.5%穩(wěn)定劑DRK-3S+1.0%DRS-1S+8%膠乳DRT-100L+1.2%膠乳調(diào)節(jié)劑DRT-100LT+3.0%DRH-200L+2.0%DRF-120L+0.5%DRX-1L+0.5%DRX-2L+45.5%水

尾漿 夾江G級(jí)水泥+10%微硅+21%石英砂+15%DRB-2S+8.0%DRE-300S+0.5%DRY-S2+0.5%DRK-3S+1.0%分散劑DRS-1S+8%膠乳DRT-100L+1.2%膠乳調(diào)節(jié)劑DRT-100LT+2.0%DRH-200L+2.0%DRF-120L+0.5%DRX-1L+0.5%DRX-2L+46%水

表3 抗高溫防竄水泥漿體系基礎(chǔ)性能

3.3.2 水泥石力學(xué)性能

增韌材料DRE-300S是一種密度為2.80 g/cm3的黃白色粉末，自身具有較高的親水性和彈性，配合膠乳防竄劑DRT-100L的膠乳粒子的低彈性模量特性，將其填充到水泥石中，可在水泥石內(nèi)部形成橋接結(jié)構(gòu)，抑制了縫隙的發(fā)展，有效降低了彈性模量。同時(shí)膠乳粒子粒徑小到納米級(jí)，易于填充在水泥石空隙內(nèi)，提升水泥石的密實(shí)度，提高水泥石抗壓強(qiáng)度的同時(shí)，降低了水泥石的滲透率，較高的抗壓強(qiáng)度可防止外作用力對(duì)水泥石本體造成破壞，而低彈性模量降低了外作用力的傳遞系數(shù)，實(shí)現(xiàn)了對(duì)水泥石的韌性改造[4]。因此對(duì)水泥石三軸力學(xué)性能進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4。

表4 抗高溫防竄水泥石（177 ℃×7 d）力學(xué)性能

常規(guī)水泥石彈性模量約10 GPa，而通過表4可知，加入8%增韌材料DRE-300S后，水泥石彈性模量較常規(guī)水泥石降低超過20%，有利于提高壓裂施工過程中的水泥環(huán)密封完整性。

4 高效抗污染沖洗隔離液體系

安探1X井四開采用低固相鉆井液體系，完鉆密度為1.14 g/cm3，為保證鉆井液與水泥漿有效隔離，優(yōu)選懸浮劑DRY-S1、DRY-S2、油基鉆井液沖洗液DRY-100L、棱形加重材料DRW-2S、抗污染劑DRP-1L，設(shè)計(jì)具有沖洗、隔離一體化的高效抗污染隔離液體系。配方為：水+2.0%懸浮劑DRY-S1+2.5%高溫懸浮劑DRY-S2+10.0%油基鉆井液沖洗液DRY-100L+26%棱形材料DRW-2S+0.5%消泡劑DRX-1L+6%抗污染劑DRP-1L，密度為1.14 g/cm3，漏斗黏度為46 s，180 ℃沉降穩(wěn)定性為0.02 g/cm3。

油基鉆井液沖洗液DRY-100L對(duì)二界面上的油性物質(zhì)潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)作用，提高了界面的親水性和沖洗頂替效率，沖洗效率較清水提高50%，增強(qiáng)了二界面與水泥石基體的膠結(jié)作用力，促進(jìn)了固井質(zhì)量的提高。而抗污染劑DRP-1L是通過螯合、同種電荷排斥等作用降低了絮凝結(jié)構(gòu)內(nèi)聚力，提高了污染漿體的流動(dòng)性，為固井施工安全提供了可靠的技術(shù)保障[5-8]。后期現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，采用高效抗污染沖洗隔離液，解決了鉆井液與水泥漿的污染問題。

5 配套固井工藝措施

5.1 平衡壓力固井

通過優(yōu)化漿柱結(jié)構(gòu)，采用雙凝水泥漿技術(shù)等，領(lǐng)漿返深為4 435 m，垂深為4 774 m，尾漿返深為4 900 m，垂深為5 220 m。替漿過程中替入6 m3加重鉆井液，進(jìn)一步縮小管內(nèi)外靜液柱壓力，防止浮箍浮鞋失效造成的水泥塞留塞過長(zhǎng)。具體數(shù)據(jù)見表7。

施工結(jié)束時(shí)，井底管外壓力為64.07 MPa，管內(nèi)壓力為59.28 MPa，壓差為4.79 MPa，滿足浮箍、浮鞋承壓能力；井底管外當(dāng)量密度為1.219 g/cm3，大于鉆井液密度1.14 g/cm3，可以滿足壓穩(wěn)條件。

拔出中心管后，鉆桿外壓力為51.29 MPa，鉆桿內(nèi)壓力為49.82 MPa，鉆桿外壓力大于鉆桿內(nèi)壓力，可有效防止由于鉆井液與水泥漿污染造成的插旗桿事故，同時(shí)也可保證懸掛器處水泥塞的質(zhì)量。

表5 平衡壓力固井計(jì)算

開泵循環(huán)結(jié)束后， 管外井底壓力為64.86 MPa，當(dāng)量密度為1.268 g/cm3， 尾漿失重后， 管外井底當(dāng)量密度為1.172 g/cm3， 均大于鉆井液密度（1.14 g/cm3）， 同樣可有效壓穩(wěn)地層， 防止油氣竄發(fā)生。

5.2 批混批注

安探1X井φ127 mm尾管下深5 494 m，井眼擴(kuò)大率3.40%，單位環(huán)空容積為6.84 L/m，懸掛器位于井深4 600 m，水泥漿返高4 900 m，封固段長(zhǎng)894 m，領(lǐng)漿及尾漿理論注入量為6.1 m3，附加25%，注水泥量共8 m3，其中領(lǐng)漿4 m3，尾漿4 m3，分別采用批混撬進(jìn)行批混批注，提高注水泥過程密度穩(wěn)定性。

5.3 優(yōu)化排量控制

針對(duì)小間隙固井注替排量進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，控制環(huán)空返速0.8～1.2 m/s，防止地層漏失的同時(shí)，提高環(huán)空沖洗頂替效果。

6 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

針對(duì)安探1X井φ127 mm尾管固井存在的難點(diǎn)，優(yōu)選了抗高溫防竄水泥漿體系和高效抗污染沖洗隔離液體系，優(yōu)化了配套固井工藝措施，完成了安探1X井φ127 mm尾管固井施工，碰壓失敗。

6.1 固井質(zhì)量

八扇區(qū)固井質(zhì)量測(cè)井圖見圖3。4 605.0～4 876.3 m雙層套管段固井質(zhì)量好；4 876.3～5 073.5 m井段，一、二界面膠結(jié)好，部分井段膠結(jié)中等；5 073.5～5 461.0 m井段，第一界面膠結(jié)差，第二界面不評(píng)價(jià)。

6.2 固井結(jié)果分析

圖3 八扇區(qū)固井質(zhì)量測(cè)井圖

①4 605.0～5 073.5 m井段膠結(jié)好，對(duì)上部地層進(jìn)行了有效封隔，最終連續(xù)酸壓6 h，累計(jì)注壓裂液 1 634.32 m3、注酸 1 448.69 m3，加砂 21.45 m3，施工順利。②施工結(jié)束后，拔出中心管，發(fā)現(xiàn)套管膠塞未剪切掉，同時(shí)在φ127 mm鉆具內(nèi)發(fā)現(xiàn)鉆桿膠塞，僅下行了239 m，失去隔離水泥漿與后置液的作用，造成管內(nèi)高密度鉆井液、后置液及水泥漿混竄，影響了水泥石膠結(jié)質(zhì)量。③目前固井用流體流量計(jì)精度較低，誤差通常為3%以上，但受現(xiàn)場(chǎng)施工震動(dòng)較大、壓力較高、流量不穩(wěn)定等因素影響，以及受現(xiàn)場(chǎng)水泥漿中雜物卡堵、軸承保養(yǎng)不到位等因素影響，其計(jì)量誤差遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于3%[9]。而安探1X井φ127 mm尾管固井井深5 494 m，單位環(huán)空容積約6.50 L/m，鉆桿膠塞未下行，碰壓失敗，替漿過程中造成多替。5 073.5～5 461.0 m井段環(huán)空容積僅為2.5 m3，占總替漿量（40.7 m3）的6.1%。

7 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1.抗高溫防竄水泥漿體系具有綜合性能，強(qiáng)度不衰退，防竄性能強(qiáng)等特點(diǎn)，可滿足177 ℃下固井技術(shù)要求。

2.抗污染沖洗隔離液體系具有沖洗與抗污染隔離雙重作用，解決了水泥漿與鉆井液的污染增稠問題，沖洗效率較清水提高近1倍，保證了施工安全，促進(jìn)了固井質(zhì)量的提高。

3.鉆桿膠塞未下行，因而導(dǎo)致管內(nèi)混竄，造成5 073.5～5 461.0 m井段固井質(zhì)量較差，但抗高溫防竄水泥漿體系仍對(duì)上部地層進(jìn)行了有效封隔，最終酸壓施工順利。

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Cementing High Temperature Deep Well Antan-1X with Narrow Annular Spaces

LIU Zishuai1, LI Yongjun2, TANG Shouyong3, WANG Dongming2, JIANG Shiwei4, ZHOU Chongfeng1
(1. CNPC Drilling Research Institute, Beijing 102206;2. Exploration Division of PetroChina Huabei Oilfield Company,Renqiu, Hebei 062550;3. PetroChina Zhejiang Oilfield Company, Hangzhou, Zhejiang 310023;4. The First Cementing Branch of CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited, Renqiu, Hebei 062550)

The Langgu sag, one of the three sags rich in oil in the Jizhong Depression, north China, is the main oil producing area of Huabei Oilfield. The reservoirs are deeply buried and the formation temperatures are high. The well Antan-1x is an exploratory well drilled in this area. This well had complex well profile, and the φ127 mm liner (in 4th interval) was run to 5,494 m, at which the formation temperature is 177 ℃. Gas zones at the completion depth are very active and are difficult to control with high density drilling fluids. Narrow annular spaces and hence thin cement sheaths impose challenges to the high temperature stability and anti-channeling ability of cement slurry, and the compressive strength of set cement. A high temperature anti-channeling cement slurry was formulated for use in the well Antan-1x. This cement slurry has good anti-settling performance and ability in minimizing the amount of free water.Its thickening time is adjustable. The compressive strength of the set cement under 180 ℃ does not retrograde. A flushing spacer was formulated with high temperature suspension stabilizer, and the settling rate of the spacer under 180 ℃ was less than 0.03 g/cm3. In cementing the φ127 mm liner string of the well Antan-1x, high quality cementing job was done with the high temperature cement slurry and the spacer, laying a good foundation for the later exploration and development of the Jizhong depression in north China.

Deep well; High temperature; Cement well with narrow annular space; Anti-channeling; High temperature anti-channeling cement slurry; Pollution-resistant flushing spacer; Langgu sag

劉子帥，李擁軍，唐守勇，等.安探1X高溫深探井小間隙固井技術(shù)[J].鉆井液與完井液，2017，34（4）：90-95.

LIU Zishuai，LI Yongjun，TANG Shouyong，et al.Cementing high temperature deep well Antan-1X with narrow annular spaces[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（4）：90-95.

TE257.6

A

1001-5620（2017）04-0090-06

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.04.017

華北油田分公司項(xiàng)目“復(fù)雜探井固井技術(shù)研究與應(yīng)用”（HBYT-2015-JS-402）；國(guó)家重大專項(xiàng)課題課題四“復(fù)雜地質(zhì)條件下深井鉆井液與高溫高壓固井技術(shù)研究”（2011ZX05021004）；國(guó)家重點(diǎn)研發(fā)項(xiàng)目“固井工程用高耐蝕高韌性水泥基關(guān)鍵材料與技術(shù)”（2016YFB0303602）。

劉子帥，1988年生，2010年畢業(yè)于西南石油大學(xué)石油工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事固井水泥漿及工藝技術(shù)研究。電話 18611151357；E-mail：liuzishuaidri@cnpc.com.cn。

2017-4-9；HGF=1702F6；編輯 付玥穎）