一種新型低密度礦渣固井液

劉 璐， 李 明， 郭小陽

（西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都610500）

一種新型低密度礦渣固井液

劉 璐， 李 明， 郭小陽

（西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都610500）

劉璐等.一種新型低密度礦渣固井液[J].鉆井液與完井液，2016，33（6）：68-72.

針對漂珠、空心玻璃微珠等減輕劑價(jià)格昂貴、使用量大、其漿體與鉆井液相容性較差等問題，借鑒鉆井液轉(zhuǎn)化為水泥漿（MTC）技術(shù)，直接以礦渣作為膠凝材料替代油井水泥配制固井液，并研究了配套的激活劑和緩凝劑。通過大量的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，初步篩選出一種堿金屬氫氧化物JHQ和一種堿金屬硅酸鹽JGY作為激活劑，并最終確定他們的摻量分別為3%和2%，此時(shí)固化體3 d的抗壓強(qiáng)度可達(dá)到12.5 MPa；體系采用的緩凝劑HNJ主要靠分子中α和β位羥基羧酸基團(tuán)能與Ca2+有很強(qiáng)的螯合作用，形成高度穩(wěn)定的五元環(huán)或六元環(huán)，部分吸附于礦渣顆粒上，阻止水化產(chǎn)物性能，以達(dá)到延長工作液稠化時(shí)間的目的，漿體稠化時(shí)間與緩凝劑HNJ摻量幾乎呈線性增長趨勢；體系選用具有提高漿體穩(wěn)定性和控制失水能力的膨潤土類懸浮劑GYW-201，并配合使用懸浮穩(wěn)定作用強(qiáng)的高聚物懸浮劑GYW-301。結(jié)果表明，礦渣固井液適用溫度為50～90 ℃，密度在1.30～1.50 g/cm3范圍可調(diào)，具有成本低、失水量低、沉降穩(wěn)定性良好、與鉆井液相容性好、稠化時(shí)間線性可調(diào)、低溫下強(qiáng)度發(fā)展迅速等優(yōu)點(diǎn)。該體系已應(yīng)用于江蘇油田現(xiàn)場作業(yè)，固井質(zhì)量良好。因此該礦渣固井液可替代低密度水泥漿，用于低壓易漏井、長封固段、欠平衡井等固井施工，降低固井成本。

礦渣；固井液；低密度；低壓易漏地層；長封固段

低密度水泥漿主要是通過大量使用漂珠或空心玻璃微珠等減輕材料來實(shí)現(xiàn)低密度。針對川西地區(qū)、塔河油田等區(qū)塊地層壓力系數(shù)低、封固段長等問題，現(xiàn)場采用低密度水泥漿技術(shù)克服了該區(qū)井壁不穩(wěn)定、井漏風(fēng)險(xiǎn)大、水泥漿返高不夠和固井質(zhì)量差的難題[1-8]?，F(xiàn)有低密度水泥漿存在以下缺點(diǎn)：①使用漂珠時(shí)，由于漂珠抗壓強(qiáng)度低，注水泥時(shí)易受壓破裂，造成水泥漿密度失真，影響固井效果；②鉆井液與低密度水泥漿易產(chǎn)生接觸污染，影響固井安全；③使用中空玻璃微珠時(shí)，微珠價(jià)格昂貴造成固井成本高；④為保證低密度水泥漿的應(yīng)用性能，需要使用大量外加劑和增強(qiáng)材料，水泥漿配方復(fù)雜。為降低固井成本，提高固井質(zhì)量，借鑒鉆井液轉(zhuǎn)化為水泥漿（MTC）技術(shù)和可固化隔離液技術(shù)[9-11]，直接利用礦渣作為膠凝材料替代油井水泥， 研究了低密度礦渣固井液， 以部分替代目前的低密度水泥漿。

1 實(shí)驗(yàn)部分

實(shí)驗(yàn)材料為礦渣、懸浮劑GYW-201、懸浮劑GYW-301、激活劑JHQ、激活劑JGY、緩凝劑HNJ、分散劑SMT、鉆井液（江蘇油田現(xiàn)場取樣）等。

實(shí)驗(yàn)儀器為OWC-9380B高溫高壓稠化儀、OWC-9350A常壓稠化儀、OWC-9510高溫高壓失水儀、維卡儀、YA-300電子液壓式壓力實(shí)驗(yàn)機(jī)、TG/3060水泥漿恒速攪拌器等。

按API規(guī)范制備和養(yǎng)護(hù)礦渣固井液。由水、膨潤土、懸浮劑配制基漿：500 g水+10 g膨潤土+（10～12.5 g）GYW-201+（2～3 g）GYW-301。基漿配制好后添加適量的礦渣與激活劑制得礦渣固井液。礦渣固井液制模后在恒溫水浴鍋中養(yǎng)護(hù)。實(shí)驗(yàn)按照GB 19139—2012測試固井液的工程應(yīng)用性能。低密度礦渣固井液的配方見表1。

2 低密度礦渣固井液的外加劑優(yōu)選

2.1 懸浮劑的優(yōu)選

為了保證工作液具有良好的沉降穩(wěn)定性和流變性能，實(shí)驗(yàn)選用具有提高漿體穩(wěn)定性和控制失水能力的膨潤土類懸浮劑GYW-201，該劑常用作鉆井液外加劑，能夠與鉆井液化學(xué)兼容，成本低。再配合使用懸浮穩(wěn)定作用強(qiáng)的高聚物懸浮劑GYW-301。實(shí)驗(yàn)考察了2種懸浮劑加量對工作液沉降穩(wěn)定性及流變性能的影響見表2。

表1 不同密度礦渣固井液配方

表2 懸浮劑摻量對工作液沉降穩(wěn)定性和流動(dòng)性的影響（50 ℃）

由表2可知，GYW-201、GYW-301對工作液中的固相顆粒具有較好的懸浮作用。當(dāng)懸浮劑GYW-201摻量大于2%時(shí)，漿體沉降2 h后，上下密度差不大于0.01。隨著GYW-301摻量的增加，漿體變稠，其懸浮穩(wěn)定性越好，但流動(dòng)度略有下降，當(dāng)加量為0.8%時(shí)，漿體流動(dòng)度僅為16 cm，黏度過高，配漿困難。綜合漿體的流變性和穩(wěn)定性考慮，GYW-201、GYW-301的加量分別控制在2%～2.5%、0.4%～0.6%的范圍。

2.2 激活劑的優(yōu)選

激活劑是激發(fā)礦渣潛在活性的化學(xué)助劑，其作用是使礦渣玻璃體溶解和破壞，促進(jìn)礦渣進(jìn)行水化反應(yīng)，是影響礦渣水化速度及固化體強(qiáng)度的主要因素。通過大量室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，初步篩選出一種堿金屬氫氧化物JHQ和一種堿金屬硅酸鹽JGY作為該研究中礦渣活性的激活劑。JHQ加量太高，漿體的穩(wěn)定性將受到影響，且高溫下固化體易出現(xiàn)微裂紋[12]。JGY由于堿性較弱，礦渣的活性不能完全釋放，激活效果不佳，加量太高漿體觸變性太強(qiáng)。可見使用單劑激活很難達(dá)到預(yù)期效果，故實(shí)驗(yàn)采用激活劑復(fù)配的方式，對JHQ、JGY開展優(yōu)選實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見表3。

表3 復(fù)配激活劑的優(yōu)選實(shí)驗(yàn)（50 ℃）

由表3可知， 采用復(fù)配激活劑， 礦渣漿在50 ℃水浴養(yǎng)護(hù)下，固化體3 d的抗壓強(qiáng)度均能達(dá)到5.6 MPa以上，可見復(fù)配激活劑對礦渣具有較好的激活效果。隨著JHQ、 JGY摻量的增加， 礦渣固化體的抗壓強(qiáng)度增大。當(dāng)JHQ、JGY摻比分別為3%、2%時(shí)，固化體3 d的抗壓強(qiáng)度可達(dá)12.5 MPa。但JHQ摻量超過3%后，漿體出現(xiàn)少量的析水，抗壓強(qiáng)度略有下降。綜合考慮，確定JHQ、JGY摻比分別為3%、2%。

3 低密度礦渣固井液的應(yīng)用性能

3.1 常規(guī)性能

實(shí)驗(yàn)測得低密度礦渣固井液的常規(guī)性能見表4。

表4 低密度礦渣固井液常規(guī)性能

由表4可知，礦渣固井液在50 ℃下，流動(dòng)性及沉降穩(wěn)定性良好，API失水量小于50 mL，滿足低壓易漏地層的固井要求。

3.2 力學(xué)性能

礦渣固井液在50 ℃水浴條件下養(yǎng)護(hù)1～14 d的抗壓強(qiáng)度測試結(jié)果見圖1。由圖1所示結(jié)果可知，礦渣固化體養(yǎng)護(hù)1 d的抗壓強(qiáng)度在4.8～6.2 MPa范圍， 早期強(qiáng)度較高， 能夠保證壓穩(wěn)地層；該體系隨著固井液密度及養(yǎng)護(hù)時(shí)間的增加，固化體的抗壓強(qiáng)度呈增長的趨勢。這是由于隨著密度的升高，固井液中礦渣摻量增加， 可固化成分增多，礦渣在堿性水溶液中， 玻璃體表面的Ca2+、 Mg2+與OH-作用， 生成Ca（OH）2和Mg（OH）2，玻璃體表面被破壞，促使礦渣的進(jìn)一步水化。激活劑中的陽離子M+替換Ca2+，Mg2+，連接在Si—O鍵或Al—O鍵上，導(dǎo)致玻璃體網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)的破壞、分解和溶解。隨著水化的進(jìn)行，富鈣相的水化和解體導(dǎo)致礦渣玻璃體解體，Ca（OH）2晶體不斷溶解，C—S—H凝膠不斷沉積[13-14]，宏觀上表現(xiàn)為固化體的抗壓強(qiáng)度增加。養(yǎng)護(hù)時(shí)間的延長，使得礦渣水化更充分，形成更加致密的膠凝網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)?？梢?，該體系固井液具有良好的自身固化性能，能夠?qū)Ψ悄康膶舆M(jìn)行有效填充、封固。

圖1 礦渣固井液50 ℃水浴養(yǎng)護(hù)1～14 d抗壓強(qiáng)度

3.3 初終凝時(shí)間及稠化時(shí)間

實(shí)驗(yàn)測得礦渣固井液的初終凝時(shí)間及稠化時(shí)間見表5。由表5可知，礦渣固井液初凝時(shí)間約6～7 h，隨著固井液密度的增大，初終凝時(shí)間縮短。該體系初終凝時(shí)間差小，均在35～50 min內(nèi)，有利于安全注水泥。另外，考察了可固化工作液的安全可泵時(shí)間。在50 ℃、25 MPa下，測得1.3 g/cm3的固井液稠化時(shí)間為214 min。隨著固井液密度的增加，液固比減小，稠化時(shí)間縮短，1.5 g/cm3的固井液稠化時(shí)間為176 min，均能夠保證安全泵送。

表5 礦渣固井液凝結(jié)時(shí)間和稠化時(shí)間（50 ℃）

為了使礦渣固井液更好地滿足不同井況的現(xiàn)場施工要求，稠化時(shí)間需可調(diào)可控。該研究中采用的緩凝劑HNJ主要靠分子中α和β位羥基羧酸基團(tuán)與Ca2+有很強(qiáng)的螯合作用，形成高度穩(wěn)定的五元環(huán)或六元環(huán)，部分吸附于礦渣顆粒上，阻止水化產(chǎn)物性能，以達(dá)到延長工作液稠化時(shí)間的目的。實(shí)驗(yàn)考察了HNJ對密度為1.5 g/cm3工作液稠化時(shí)間的影響，測得HNJ加量為0、0.5%、1%、1.5%、2%時(shí)的稠化時(shí)間分別為176、227、253、291、318 min。由此可知，隨著HNJ摻量增加，漿體稠化時(shí)間延長，幾乎成線性增長趨勢?？筛鶕?jù)現(xiàn)場安全施工要求，摻入適量緩凝劑HNJ調(diào)整工作液的安全可泵時(shí)間。

3.4 相容性

按API規(guī)范將礦渣固井液純漿與混漿以不同比例摻混，測得其稠化時(shí)間和抗壓強(qiáng)度，見表6。

表6 礦渣固井液與鉆井液相容性測試

礦渣固井液與鉆井液摻混后，漿體無絮凝、變稠現(xiàn)象出現(xiàn)。由表6可知， 在50 ℃下混漿流動(dòng)性良好。當(dāng)?shù)V渣固井液與鉆井液以95∶5摻混時(shí)，混漿稠度降低、流動(dòng)度增大；當(dāng)鉆井液增加至25%時(shí)，對混漿流動(dòng)度影響不大。可見，隨著鉆井液摻量的增加，混漿的流動(dòng)度增加，稠化時(shí)間延長。相較于常規(guī)固井水泥漿，礦渣固井液的成分簡單，且GYW-201、JHQ、JGY均為鉆井液常用外加劑，與鉆井液中的化學(xué)成分相容性良好。當(dāng)混漿中鉆井液摻混比例小于25%時(shí)，固井液中的激活劑能激活鉆井液中的固相成分，使混漿具有較強(qiáng)的固化能力，達(dá)到壓穩(wěn)地層和層間封固的作用，無需再使用隔離液，也能達(dá)到提高頂替效率、層間封固的目的，保證安全泵送。

4 適用范圍及使用工藝

4.1 適用范圍

低密度礦渣固井液是一種以礦渣為膠凝材料的工作液體系，密度在1.30～1.50 g/cm3范圍可調(diào)。由于礦渣固化體在高溫（大于90 ℃）下易出現(xiàn)強(qiáng)度衰減甚至開裂的現(xiàn)象，故其適用溫度范圍為50～90 ℃，適用于低壓易漏地層、長封固段、簡化井身結(jié)構(gòu)、自由套管等非目的層的固井作業(yè)。

4.2 配制工藝

低密度礦渣固井液的現(xiàn)場配制程序分為2步：①基漿配制，首先清洗配漿罐，防止罐內(nèi)殘留的水泥漿、鉆井液及其處理劑對工作液造成不良的影響。然后向配漿罐注入設(shè)計(jì)用水量，再通過水泥車緩慢、勻速加入膨潤土、懸浮劑，同時(shí)循環(huán)攪拌，保證配料充分溶解；②密度調(diào)整，用水泥車緩慢、勻速地泵入礦渣，循環(huán)攪拌，保證工作液性能均勻一致?，F(xiàn)場測試配制好的固井液流變參數(shù)及密度，以保證安全泵送。也可采用水泥車即配即打的方式，即配制礦渣固井液的同時(shí)往井內(nèi)開始泵注。

5 現(xiàn)場應(yīng)用

真XXX井是江蘇油田位于高郵凹陷真武構(gòu)造的一口定向井，井深為2 510.97 m，設(shè)計(jì)垂深為2 420.00 m，靶點(diǎn)垂深為2 313.00 m。三開井段510～2 510.97 m采用φ139.7 mm尾管固井。該區(qū)塊地層壓力系數(shù)低，2 120～2 150 m井段地層以玄武巖為主，為了防止井漏，使用鉆井液密度為1.43 g/cm3。針對該區(qū)塊的固井問題，結(jié)合現(xiàn)場井況，采用先導(dǎo)漿+低密度礦渣固井液+水泥漿的漿柱結(jié)構(gòu)，在先導(dǎo)漿與水泥漿之間注入一段密度為1.5 g/cm3的低密度礦渣固井液。測井聲幅曲線顯示，低密度礦渣固井液返高至460 m井段，層內(nèi)封固良好。其中460～872 m井段，CBL測井曲線聲幅值小于20%、1 000～2 470 m井段聲幅值均小于10%。二界面膠結(jié)質(zhì)量得到了明顯改善，優(yōu)質(zhì)率達(dá)85%以上。解決了水泥漿與鉆井液接觸污染，鉆井液驅(qū)替難、窩存不固化等問題，為江蘇油田的開發(fā)提供了技術(shù)支持，具有可觀的推廣應(yīng)用價(jià)值。

6 結(jié)論

1.形成了一套以礦渣為凝膠材料的低密度礦渣固井液，密度在1.30～1.50 g/cm3范圍內(nèi)可調(diào)。漿體流變性好、失水量低、沉降穩(wěn)定性優(yōu)良、稠化時(shí)間可控、低溫下強(qiáng)度發(fā)展快、后期強(qiáng)度高。適合于低壓易漏地層、長封固段等非目的層的填充、封固作業(yè)。

2.低密度礦渣固井液與鉆井液有良好的相容性，該體系配制及施工工藝簡單；選用礦渣作為膠凝材料，省去大量配套外加劑，降低了固井成本。

3.該固井液在江蘇油田現(xiàn)場應(yīng)用表明，其能夠?qū)Φ貙舆M(jìn)行有效封固，提高層間封固質(zhì)量，尤其是二界面膠結(jié)質(zhì)量。驗(yàn)證了該低密度礦渣固井液體系及其配套的施工工藝具有可觀的推廣和應(yīng)用價(jià)值。

[1]劉學(xué)鵬， 張明昌， 馮明慧， 等.復(fù)合空心微珠低密度水泥漿的研究與應(yīng)用[J]. 石油鉆采工藝，2014，36（6）：39-41. LIU Xuepeng， ZHANG Mingchang， FENG Minghui，et al. The research and application of low density cement slurry of composite hollow microsphere[J].Oil Drilling & Production Technology， 2014，36（6）：39-41.

[2]馬春旭， 段志偉， 劉富芳， 等. 人造微珠低密度水泥漿的研究與應(yīng)用[J]. 鉆井液與完井液， 2014， 31（2）：62-64. MA Chunxu， DUAN Zhiwei， LIU Fufang， et al. The research and appliction of low density cement slurry of Synthetic beads[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2014， 31（2）：62-64.

[3]文湘杰， 袁建強(qiáng)， 宋艷霞， 等. 漂珠低密度水泥漿在安棚堿井的應(yīng)用[J]. 鉆井液與完井液， 2003， 20（2）：58-59. WEN Xiangjie， YUAN Jianqiang， SONG Yanxia， et al. Drift beads low density cement slurry in the application of Ann tent alkali Wells[J].Drilling Fluid & Completion Fluid， 2003， 20（2）：58-59.

[4]王成文. 復(fù)雜井固井低密度水泥漿體系研究[D]. 西南石油學(xué)院， 2004. WANG Chengwen. The research of low density cement slurry system in complex well cementing[D]. Chengdu：Southwest petroleum university， 2004.

[5]李明， 齊奉忠， 靳建洲， 等. 適合煤層氣井固井的低密度水泥漿體系[J]. 天然氣工業(yè)， 2011， 31（7）：63-66. LI Ming， QI Fengzhong， JIN Jianzhou， et al. The low density cement slurry system suitabled for CBM well cementing[J].Natural Gas Industry， 2011， 31（7）：63-66.

[6]張偉， 魏瑞華， 楊洪， 等. 超低密度水泥漿固井技術(shù)的應(yīng)用——以百泉1井為例[J]. 天然氣工業(yè)， 2012， 32（4）：69-71. ZHANG Wei， WEI Ruihua， YANG Hong， et al. The application of ultra low density cement slurry cementing technology- in BaiQuan 1 Well[J]. Natural Gas Industry，2012， 32（4）：69-71.

[7]莊成宏， 王良才. 粉煤灰低密度水泥漿在塔河油田簡化井身結(jié)構(gòu)井中的應(yīng)用[J]. 天然氣勘探與開發(fā)， 2011， 34（3）：76-79. ZHUANG Chenghong， WANG Liangcai. The application of fly ash low density cement slurry to the simplified structure of well bore Wells in Tahe Oilfield[J].Natural Gas Exploration and Development， 2011， 34（3）：76-79.

[8]周劍， 高德偉， 嚴(yán)海兵. 早強(qiáng)低密度水泥漿體系提高低壓易漏井固井質(zhì)量[J]. 天然氣工業(yè)， 2012， 32（4）：72-74. ZHOU Jian， GAO Dewei， YAN Haibing. The low density cement slurry system improved the low-voltage leakage well cementing quality[J]. Natural Gas Industry，2012， 32（4）：72-74.

[9]張林海， 郭小陽， 李早元， 等. 一種提高注水泥質(zhì)量的可固化工作液體系研究[J]. 西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)， 2007（S2）：85-88. ZHANG Linhai， GUO Xiaoyang， LI Zaoyuan，et al. A research of curing fluid system to improve the cementing quality[J].Journal of southwest petroleum university，2007（S2）：85-88.

[10]LEIMKUHLER J M， RAINBOW F H K， WARREN P B， et al. Downhole performance evaluation of blast furnace slag-based cements： onshore and offshore field applications[C]//SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers， 1994.

[11]彭志剛， 何育榮， 劉崇建， 等. 礦渣MTC固化體開裂的本質(zhì)原因分析[J]. 天然氣工業(yè)， 2005，25（5）：72-74. PENG Zhigang， HE Yurong， LIU Chongjian， et al. Analysis of the reason that slag MTC solidified body cracked[J].Natural Gas Industry， 2005，25（5）：72-74.

[12]路寧. 用多功能鉆井液設(shè)計(jì)超低密度礦渣水泥漿[J].鉆采工藝， 1998（6）：63-66. LU Ning. Ultra low density slag cement designed by multifunctional drilling fluid[J]. Drilling & ProductionTechnology， 1998（6）：63-66.

[13]吳達(dá)華， 吳永革. 高爐水淬礦渣結(jié)構(gòu)特性及水化機(jī)理[J]. 石油鉆探技術(shù)， 1997，14（1）：31-33. WU Dahua， WU Yongge. The structure characteristics and hydration mechanism of blast furnace water quenched slag[J].Petroleum Drilling Techniques， 1997，14（1）：31-33.

A New Low Density Slag Cementing Slurry

LIU Lu, LI Ming, GUO Xiaoyang
(State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan610500)

Floating beads and hollow glass beads are commonly used lightweight additives in cement slurries. These lightweight additives are expensive, and generally large amount of them are needed in formulating cement slurries of required density. Cement slurries treated with floating beads and hollow glass beads have poor compatibility with drilling fluids. A clue borrowed from MTC technology can be used to solve these problems, that is, using slag as a gelling material to replace oil well cement in formulating cementing slurries. Activators and retarders as assorted agents in this new technology have been studied. An alkaline metal hydroxide JHQ and an alkaline metal salt of silicate JGY were preliminarily screened out as the activators through large amount of laboratory experiments, and the concentration of the activators were determined to be 3% and 2%, respectively. At these concentrations of activators, the set cementing slurry had compressive strength of 12.5 MPa. The retarder selected, HNJ, has hydroxycarboxylic acid groups on the α and β carbon atoms that have strong chelating capacity to calcium ions. The result of the chelating was the formation of highly stable pentacyclic or hexacyclic structures. HNJ was adsorbed on the surface of slag particles to retard the hydration process and prolong the thickening time. The thickening time was almost in a positive linear relationship with the concentration of HNJ. A bentonitic suspending agent, GYW-201, was selected to enhance the stability of the cementing slurry and to control filter loss. GYW-301, a high polymer suspending agent, was used in combination with GYW-201. The slag cementing slurry is suitable for use at 50-90 ℃, and has density adjustable between 1.30 g/cm3and 1.50 g/cm3. Low cost, low filter loss, good sedimentation stability, good compatibility with drilling fluids, linearly adjustable thickening time, fast-developing low temperature strength were the advantagesof the cementing slurry. Good cementing job quality has been obtained in the Jiangsu oilfield. As a low cost technology, this new slag cementing slurry has the potential to replace low density cement slurry in cementing low pressure wells liable to lost circulation, wells with long cementing section, and under-balanced wells.

Slag; Well cementing; Low density; Low pressure formation liable to lost circulation; Long cementing section

TE256.6

A

1001-5620（2016）06-0068-05

2016-9-5；HGF=1605M5；編輯 馬倩蕓）

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.06.012

中國石油集團(tuán)科技項(xiàng)目“井筒工作液新材料新體系基礎(chǔ)研究”（2014A-4212），國家科技重大專項(xiàng)“深井超深井優(yōu)質(zhì)工作液與固井完井技術(shù)研究”（2016ZX05020004-008）。

劉璐，1991年生，碩士研究生，2014年畢業(yè)于西南石油大學(xué)材料科學(xué)與工程專業(yè)，現(xiàn)從事固井材料及技術(shù)研究工作。電話18782973703；E-mail：519626160@qq.com/guoxiaoyangswpi@qq.com/swpulm@126.com。