漏失及油氣水侵嚴(yán)重長封固段致密油氣井一次上返固井技術(shù)

引用格式：王福昌，談濤，高陽，秦國宏，王嘯，郗浩天，王佳成. 漏失及油氣水侵嚴(yán)重長封固段致密油氣井一次上返固井技術(shù)［J］. 石油鉆采工藝，2024，46（3）：292-297，316.

摘要：華北油田束鹿凹陷致密油氣藏儲層埋藏深，水層多，為高壓低滲地層，油氣水侵嚴(yán)重，而3 500 m 以上地層地層壓力系數(shù)低，漏失嚴(yán)重，鉆井液密度安全窗口窄，井下情況異常復(fù)雜，給固井施工帶來諸多不利因素。固井水泥封固段長、施工難度大、風(fēng)險高，固井質(zhì)量不易保證。根據(jù)致密油氣井地層特點及固井質(zhì)量影響因素，通過水泥漿體系、沖洗隔離液體系及固井工藝配套技術(shù)研究，提高固井質(zhì)量合格率，滿足大型壓裂要求。研發(fā)的大溫差低密度高強(qiáng)水泥漿體系、防氣竄韌性水泥漿體系較好地解決了漏失及油氣水侵難題；固井工藝配套技術(shù)的應(yīng)用為保證固井施工安全、提高固井質(zhì)量起到了有力支撐。形成了一套適用于漏失及油氣水侵嚴(yán)重的長封固段致密油氣井一次上返固井技術(shù)，井下復(fù)雜情況大幅度降低，固井質(zhì)量合格率由80 % 提高到98 % 以上，滿足了大型壓裂及后期開發(fā)要求。

關(guān)鍵詞：致密油氣井；固井；漏失；油氣水侵；長封固段；一次上返；氣竄

中圖分類號：TE256 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

0 引言

華北油田束鹿凹陷致密油氣井鉆遇館陶、沙河街、石炭系和奧陶系，目的層埋深3 900～5 500 m，地層壓力系統(tǒng)復(fù)雜［1］。產(chǎn)層埋藏深，水層多，大多為高壓低滲地層，油氣水侵嚴(yán)重，2 800～3 500 m 井段裂縫發(fā)育，漏失嚴(yán)重，井下情況異常復(fù)雜，井漏與壓穩(wěn)矛盾突出，固井質(zhì)量往往難以達(dá)到勘探開發(fā)要求。因地層致密，需大型壓裂進(jìn)行儲層改造才能提高產(chǎn)能，必須確保套管完整性及密封性，不允許采用雙級固井或尾管固井，要求水泥漿一次上返至地面，對固井質(zhì)量要求高［2］。束鹿凹陷致密油氣井固井難點：儲層為泥灰?guī)r、礫巖儲層，為特低滲裂縫—孔隙型儲層，易漏失；儲層水層多，高壓低滲水層出水嚴(yán)重，壓穩(wěn)難度大；鉆井周期長，井身質(zhì)量差，井下情況復(fù)雜，嚴(yán)重影響固井質(zhì)量；固井封固段長，上下溫差大，對水泥漿綜合性能要求高［3］；鉆井液密度安全窗口窄，漏失與油氣水侵共存，固井質(zhì)量不易保證；全井替清水，施工壓力高，固井施工過程中，一旦發(fā)生嚴(yán)重漏失，油氣上竄速度快，存在較大井控風(fēng)險［4］；需大型壓裂，對固井質(zhì)量要求高［5］。

初期完成的6 口井中有4 口井固井時發(fā)生漏失，固井質(zhì)量合格率不到80%。為解決致密油氣井固井質(zhì)量難題，進(jìn)行了固井液體系及固井工藝配套技術(shù)研究，通過動態(tài)平衡、靜態(tài)壓穩(wěn)［6］，較好地解決了漏失及油氣水侵難題，形成了一套適合漏失及油氣水侵嚴(yán)重的長封固段致密油氣井一次上返固井技術(shù)。后期施工的8 口井井下復(fù)雜情況明顯降低，固井質(zhì)量合格率由80% 提高到98% 以上，固井質(zhì)量合格率得到顯著提高。

1 方法過程

1.1 室內(nèi)研究

利用顆粒級配原理，加入微細(xì)材料填充劑進(jìn)行顆粒級配［7］，減少失水量，保證水泥漿沉降穩(wěn)定性、提高水泥石強(qiáng)度及韌性［8］。

1.1.1 防氣竄韌性水泥漿

實驗條件的確定：根據(jù)長封固段致密油氣井?139.7 mm 套管固井循環(huán)溫度在100～110 ℃，確定防氣竄韌性水泥漿實驗條件為105 ℃×73 MPa。

（1） 降失水劑優(yōu)選。將降失水劑G33S 和DRF-2L在相同條件下進(jìn)行對比評價，選擇出控制失水效果好、水泥漿穩(wěn)定性強(qiáng)、對水泥石強(qiáng)度發(fā)展影響小的降失水劑。實驗方法：用不同加量降失水劑配制出水泥漿，在105 ℃ 下通過增壓養(yǎng)護(hù)后測定水泥漿的API 失水量，并在增壓105 ℃ 條件下養(yǎng)護(hù)24 h，考察降失水劑對水泥漿失水及水泥石抗壓強(qiáng)度的影響。實驗結(jié)果見表1。

從表1 可以看出，隨著高溫降失水劑DRF-2L和G33S 加量的增加，API 失水量逐漸減小。在相同加量下使用DRF-2L 降失水劑比G33S 降失水劑控制水泥漿失水效果更佳。目前對產(chǎn)層水泥漿的失水要求控制在50 mL/30 min 以下， DRF-2L 加量在4.5% 時，水泥漿失水量50 mL/30 min，達(dá)到了固井要求；而G33S 加量在4.5% 時，水泥漿失水量60mL/30 min，加量在5.0% 時水泥漿失水量才能達(dá)到固井要求。當(dāng)兩種高溫降失水劑加量大于5% 時，失水量減小均不明顯。從表1 可以看出，隨著高溫降失水劑DRF-2L 和G33S 加量增加，水泥石抗壓強(qiáng)度在增大，但抗壓強(qiáng)度增加值較小，DRF-2L 抗壓強(qiáng)度優(yōu)于G33S。綜合考慮高溫降失水劑DRF-2L 和G33S 加量對水泥漿API 失水量及抗壓強(qiáng)度的影響，優(yōu)選高溫降失水劑DRF-2L 作為防氣竄韌性水泥漿體系降失水劑，優(yōu)選DRF-2L 加量為4.5～5.0%，防氣竄韌性水泥漿API 失水在50～24 mL/30 min，24 h 抗壓強(qiáng)度在22.1～22.6 MPa，API 失水及抗壓強(qiáng)度均滿足致密油氣井固井要求。

（2） 增韌材料優(yōu)選。增韌材料DRE-3S 通過與水泥反應(yīng)產(chǎn)生膨脹作用，從而降低水泥滲透率、提高水泥環(huán)與界面膠結(jié)能力、封閉竄流通道［9］，還可以通過減少固井時水泥石收縮產(chǎn)生的微間隙［10］，提高固井質(zhì)量。增韌材料可以提高水泥石韌性，但對水泥石強(qiáng)度也會造成一定的影響，實驗結(jié)果見表2。

從表2 可以看出：增韌材料使水泥石產(chǎn)生一定的微膨脹［11］，隨著增韌材料DRE-3S 加量的增加，水泥石抗壓強(qiáng)度有所降低；增韌材料DRE-3S 加量過小水泥石韌性較差，抗沖擊破碎能力較弱，不利于大型壓裂對水泥石完整性的要求；增韌材料DRE-3S加量過大，水泥石的抗壓強(qiáng)度較低，無法滿足大型壓裂要求。綜合考慮對水泥石韌性及抗壓強(qiáng)度的影響，優(yōu)選加量范圍為3%～5%，水泥石既可以產(chǎn)生微膨脹，水泥石韌性較好，防竄能力較強(qiáng)，又可以保證較高的水泥石強(qiáng)度。

（3） 膠乳DRT-1L 的優(yōu)選。膠乳通過顆粒填充等措施降低水泥石滲透率、提高水泥環(huán)與界面膠結(jié)強(qiáng)度，改善水泥石力學(xué)性能［12］，增加水泥石的抗沖擊韌性［13］。DRT-1L 增強(qiáng)了漿體的穩(wěn)定性，利用顆粒級配原理提高了水泥石的致密性。對不同加量DRT-1L 的水泥漿稠化時間及強(qiáng)度進(jìn)行了對比，實驗結(jié)果見表3。

從表3 可以看出，隨著膠乳DRT-1L 加量的增加，稠化時間有所延長，抗壓強(qiáng)度有一定降低，但抗壓強(qiáng)度值變化不大。根據(jù)致密油氣井儲層段長度、防氣竄韌性水泥漿的用量以及施工參數(shù)的要求，綜合考慮防氣竄韌性水泥漿體系的稠化時間在90～100 min 比較合適，優(yōu)選膠乳DRT-1L 加量范圍在10%～13%，稠化時間90～98 min，24 h 抗壓強(qiáng)度30.5～31.2 MPa，均能滿足致密油氣井固井需要。

（4） 防氣竄韌性水泥漿性能評價。根據(jù)防氣竄韌性水泥漿體系外加劑優(yōu)選結(jié)果，確定防氣竄韌性水泥漿體系配方為：600 g 華油G 級水泥+25% 高溫增強(qiáng)材料DRB-2S+5% 增韌材料DRE-3S+1% 微硅+0.6% 早強(qiáng)劑DRA-1S+1% 分散劑DRS-1S+0.3% 高溫穩(wěn)定劑DRK-3S+5% 降失水劑DRF-2L+12% 膠乳DRT-1L+41% 水+0.5% 抑泡劑DRX-2L+0.5% 消泡劑DRX-1L+0.4%DRH-2L。按照水泥漿各性能評價方法的要求進(jìn)行評價，水泥漿密度為1.86 g/cm3；流變參數(shù)測量條件：105 ℃、20 min，?600、?300、?200、?100、?6、?3 讀數(shù)分別為295、256、188、100、12、10；105 ℃、6.9 MPa 條件下失水量為120 mL，API（30 min） 失水量為30 mL；稠化時間為112 min；24 h 抗壓強(qiáng)度為25.8 MPa。

對降失水劑DRF-2L 加量對水泥漿失水量影響進(jìn)行了測試，在水泥漿加量為1.5%、3.0%、5.0%、5.5%、6.0% 時，105 ℃ 失水量分別為90、64、36、18、10 mL。從實驗結(jié)果可以看出，水泥漿流變性能好，防竄能力強(qiáng)，韌性好，各項指標(biāo)均滿足致密油氣井固井要求，有效防止油氣水侵，確保施工安全，提高固井質(zhì)量。

1.1.2 大溫差低密度水泥漿

（1） 減輕劑的優(yōu)選。根據(jù)地層破裂壓力，水泥漿密度1.45～1.65 g/cm3 之間，采用粉煤灰及膨潤土水泥漿密度偏高，水泥漿性能不能滿足長封固段致密油氣井固井要求，選用玻璃微珠作為減輕材料，在高溫高壓養(yǎng)護(hù)后漿體密度保持不變，玻璃微珠無破裂［14］。

（2） 降失水劑DRF-2L 加量確定。大溫差低密度水泥漿評價實驗選用DRF-2L 作為降失水劑，主要對比了不同加量DRF-2L 對低密度水泥漿失水量的影響?？梢钥闯觯S著降失水劑DRF-2L 加量的增加，API 失水量逐漸減小，當(dāng)加量5% 時，失水量小于50 mL，滿足致密油氣井固井要求。

致密油氣井由于儲層埋藏深，水泥封固段長，低壓層漏失嚴(yán)重，通過大量使用低密度水泥漿降低環(huán)空液柱壓力，降低漏失風(fēng)險。低密度水泥漿封固井段長，上下溫差大，頂部強(qiáng)度發(fā)展慢，易出現(xiàn)超緩凝，導(dǎo)致固井質(zhì)量不合格，水泥漿性能不易控制。通過不同水泥外加劑、外摻料對大溫差低密高強(qiáng)水泥漿體系各項性能的綜合考慮，使水泥漿性能滿足致密油氣井固井要求。

（3） 大溫差低密度水泥漿性能評價。根據(jù)大溫差低密度水泥漿體系外加劑優(yōu)選結(jié)果，確定水泥漿體系配方為：300 g 華油G 級水泥+30% 減輕劑+10%玻璃微珠Y12000+20% 微硅+20% 增強(qiáng)材料DRB-1S+7% 增韌材料DRE-3S+2.5% 早強(qiáng)劑DRA-1S+0.8%分散劑DRS-1S+1.0% 高溫穩(wěn)定劑DRK-3S+5% 降失水劑DRF-2L+2.5% 緩凝劑DRH-2L+115% 水+0.5%抑泡劑DRX-2L+0.5% 消泡劑DRX-1L，大溫差低密度水泥漿在105 ℃ 條件下48 h 底部強(qiáng)度可以達(dá)到16.4 MPa，頂部強(qiáng)度達(dá)到6.9 MPa，頂部強(qiáng)度發(fā)展快，各項指標(biāo)滿足致密油氣井固井要求。

1.1.3 沖洗隔離液

（1） 懸浮劑DRY-S1 的優(yōu)選。DRY-S1 為灰白色粉末，易溶于水，配制的基液具有優(yōu)良的懸浮性和剪切稀釋性，可提高對泥漿的頂替效率。將加量為0.8%～2.0% 懸浮劑DRY-S1 配制出前置液基液，在105 ℃ 下通過養(yǎng)護(hù)后測得其流變值，結(jié)果見表4。

從表4 可以看出，當(dāng)DRY-S1 加量在0.8～1.0%時，PV/YP 值較小，加重后前置隔離液的穩(wěn)定性不好，有沉淀現(xiàn)象，且加重隔離液密度越高，沉淀現(xiàn)象越嚴(yán)重，一是易造成批混車出水口堵塞，二是注入井內(nèi)易造成隔離液分層，影響施工安全，同時影響頂替效率；當(dāng)懸浮劑DRY-S1 加量在1.5% 時，基液的PV/YP 值均較好，前置隔離液漿體及性能穩(wěn)定有利于前置液穩(wěn)定性的保持［15］，根據(jù)實驗結(jié)果，優(yōu)選懸浮劑DRY-S1 加量在1.5%，前置隔離液性能滿足致密油氣井固井要求。

（2） 沖洗劑DRY-1L 加量的確定。通過加入沖洗劑DRY-1L 可提高前置液的沖洗效果［16］，但加量過大也會影響前置液的性能，實驗對比了不同DRY-1L 加量下的前置液基液流變性。

測試結(jié)果表明，當(dāng)沖洗液DRY-1L 加量為3%、5%、8%、10% 時，沖洗效率分別為86.2%、93.4%、100%、100%。從實驗結(jié)果可以看出，沖洗液的沖洗效率隨著沖洗劑DRY-1L 加量的增加而增加，當(dāng)加量達(dá)到8% 時沖洗效率已經(jīng)達(dá)到100%。致密油氣井儲層埋藏深，鉆井周期長，鉆井液性能差，鉆井液中加入具有潤滑作用的油性材料，造成套管表面及井壁沾附有大量油膜和虛假濾餅，導(dǎo)致一二界面膠結(jié)質(zhì)量差，影響固井質(zhì)量。性能優(yōu)良的沖洗液，可有效清除套管表面及井壁上的油膜和虛假濾餅，提高一二界面膠結(jié)質(zhì)量。

（3） 綜上， 得到隔離液配方： 水+1.5% 懸浮劑DRY-S1+1.5% 懸浮劑DRY-S3+4% 緩凝劑DRH-2L+108% 加重材料+DRW-2S+8% 沖洗液DRY-1L+4%沖洗液DRY-2L+10% 抗污染劑DRP-1L。通過加入加重劑（重晶石、硅粉、鐵礦粉） 可以配置出密度范圍為1.10～1.70 g/cm3 的前置液。隔離液密度為1.45g/cm3，30 minAPI 失水為42 mL，自由液為0，流動度為23 cm，沖洗效率為100%，105 ℃ 養(yǎng)護(hù)20 min 后靜置2 h，測量隔離液上、中、下密度均為1.45 g/cm3。

可以看出，優(yōu)化后的沖洗隔離液穩(wěn)定性好，沖洗效率高，抗污染能力強(qiáng)。沖洗型隔離液密度1.45g/cm3 時，流變性能好，易于泵送；105 ℃ 養(yǎng)護(hù)20 min后靜置2 h，上部、中部、下部沖洗隔離液密度均為1.45 g/cm3，漿體穩(wěn)定性能好，沒有分層現(xiàn)象；沖洗能力強(qiáng)，沖洗效率達(dá)到100%。污染實驗結(jié)果：V水泥漿∶V鉆井液為1∶1 時，30 min 水泥漿變稠，失去泵送能力；V水泥漿∶V鉆井液∶V沖洗隔離液為7∶2∶1 時，400 min 未稠，說明沖洗型隔離液隔離效果好，抗污染能力強(qiáng)，滿足致密油氣井固井需要。

1.2 現(xiàn)場試驗

1.2.1 束頁302X 井概況

束頁302X 井是冀中坳陷束鹿凹陷中洼槽束探3 井區(qū)的一口重點風(fēng)險評價井，鉆井過程中井下情況異常復(fù)雜，多次發(fā)生漏失，累計漏失鉆井液130.2m3，每次起下鉆均有嚴(yán)重后效。完鉆井深5 391 m，?139.7 mm 套管下深5 366.70 m，要求水泥漿一次上返至地面。該井為華北油田首次引進(jìn)無限極滑套壓裂新工藝，共下入45 個滑套，對固井施工提出了挑戰(zhàn)。固井工作量大、風(fēng)險高，固井質(zhì)量不易保證。

1.2.2 固井技術(shù)措施

（1） 固井工藝優(yōu)選。束頁302X 井首次引進(jìn)無限極滑套壓裂新工藝，固井質(zhì)量必須達(dá)到良好以上。采用常規(guī)正注固井工藝，采用平衡壓力固井技術(shù)，固井施工前、注水泥過程和水泥漿候凝階段要求環(huán)空液柱壓力始終大于地層壓力，即處于壓穩(wěn)狀態(tài)，有效阻止油、氣、水竄入環(huán)空，保證水泥與地層和套管兩者間的膠結(jié)質(zhì)量。

（2） 工具附件優(yōu)選。使用水力旋轉(zhuǎn)引鞋和剛性滾珠扶正器，降低下套管過程中的摩阻，確保套管順利下至設(shè)計位置。

（3） 扶正器加放設(shè)計。利用固井模擬軟件合理設(shè)計套管扶正器，確保套管居中度不小于67%，以利于保證頂替效率，提高固井質(zhì)量。

（4） 優(yōu)化漿體性能。先導(dǎo)漿及全部水泥漿中加入纖維堵漏劑，提高先導(dǎo)漿及水泥漿堵漏能力。

（5） 加強(qiáng)設(shè)備保障。選用性能優(yōu)良的固井施工設(shè)備，加強(qiáng)設(shè)備檢查與保養(yǎng)，確保施工連續(xù)，避免施工過程中設(shè)備出現(xiàn)故障造成施工中斷；使用大功率壓裂車進(jìn)行替水作業(yè)，防止壓力過高導(dǎo)致不能正常碰壓。

（6） 井筒準(zhǔn)備工作。通井時加強(qiáng)堵漏，做好承壓試驗，提高漏失層承壓能力；下完套管循環(huán)正常后，采用高黏切重稠漿進(jìn)行攜砂，有效清潔井筒，防止固井施工過程中發(fā)生憋堵；注水泥前，注入30 m3 密度1.45 g/cm3 先導(dǎo)漿，稀釋井內(nèi)黏稠鉆井液，降低流動阻力，降低漏失風(fēng)險。

（7） 細(xì)化施工流程。接好井口工具后，循環(huán)一個遲到時間進(jìn)行固井施工，消除井控險情風(fēng)險；加強(qiáng)固井施工過程控制，操作平穩(wěn)，防止激動壓力過高導(dǎo)致的井下漏失；通過量水灌、記泵沖、壓裂車計量、井口流量計計量等多種方式比對考量，確保替量準(zhǔn)確，嚴(yán)防留塞和替空。

（8） 憋壓候凝。固井碰壓坐封后，關(guān)閉井口封井器，環(huán)空憋壓2 MPa 候凝，防止下部水泥漿候凝“失重”時發(fā)生油氣水侵。

1.2.3 固井質(zhì)量

束頁302X 井經(jīng)聲幅測井，固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)。束頁302X 井實際水泥返高23 m，第一界面、第二界面膠結(jié)良好，固井質(zhì)量整體評價合格率100%，優(yōu)質(zhì)率98% 以上，固井質(zhì)量達(dá)到設(shè)計要求，滿足大型壓裂及后期開發(fā)要求。

2 結(jié)果現(xiàn)象討論

2.1 水泥封固段長度討論

研究前束鹿凹陷致密油氣井固6 井次，水泥封固段長度平均3 998 m，研究后致密油氣井固8 井次，水泥封固段長度平均5 283 m，研究后水泥封固段長度增加1 285 m，增加了31.34%，大溫差低密度水泥漿的使用，有效解決長封固段低壓層漏失難題。固井工藝配套技術(shù)的應(yīng)用為解決全井封固一次上返漏失及油氣水侵嚴(yán)重的長封固段致密油氣井水泥封固段有效長度提供了有力保障。如束頁302X井，完鉆井深5 391 m，?139.7 mm 套管下深5 366.7m，水泥返高地面，鉆井過程中鉆至2 800 m 后井下多次發(fā)生漏失，共漏失鉆井液130.2 m3，經(jīng)堵漏，井下情況正常。下套管前通井時，采用稠漿攜砂，有效清潔井內(nèi)沉砂，有效避免固井施工過程中發(fā)生環(huán)空憋堵；用重泥漿加井口憋壓，做好承壓實驗，提高地層承壓能力，使用性能優(yōu)良的高效沖洗隔離液30m3，降低流動摩阻，提高頂替效率；使用大溫差低密高強(qiáng)水泥漿130 m3 封固中上部井段，有效降低環(huán)空液柱壓力，預(yù)防井漏發(fā)生；使用防氣竄韌性水泥漿58 m3 封固下部高壓低滲地層；根據(jù)施工壓力變化合理控制施工排量，做到動態(tài)平衡、靜態(tài)壓穩(wěn)等措施，固井施工正常，未發(fā)生漏失及油氣水侵，固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)，實際水泥返高23 m，水泥封固段長度5 343.7m。從研究前、后水泥封固段長度可以看出，致密油氣井開發(fā)初期，開發(fā)的層位較淺，再加上井下復(fù)雜情況多，為避免固井施工過程中發(fā)生漏失導(dǎo)致井控險情，水泥返高定的較低，水泥封固段相對較短，水泥封固段長度大多在4 100 m 以內(nèi)，漏失現(xiàn)象仍較嚴(yán)重，水泥封固段大多達(dá)不到設(shè)計要求。隨著勘探開發(fā)的不斷發(fā)展，開采層位逐漸加深，對固井質(zhì)量要求越來越嚴(yán)格，要求水泥漿必須返至地面，固井質(zhì)量必須滿足大型壓裂要求。通過技術(shù)研究，形成了一套適合漏失及油氣水侵嚴(yán)重的長封固段致密油氣井一次上返固井技術(shù)，水泥封固段長度增加了31.34%，各項指標(biāo)均滿足長封固段致密油氣井固井要求。

2.2 固井質(zhì)量合格率討論

研究前固井質(zhì)量合格率不足80%，研究后固井質(zhì)量合格率達(dá)到了98% 以上，固井質(zhì)量合格率提高了22.50%。

開發(fā)初期，因?qū)Φ貙诱J(rèn)識不到位，固井質(zhì)量合格率較低，通過固井技術(shù)研究固井質(zhì)量合格率得到顯著提高。如束頁302X 井，實際水泥返高23 m，封固段長5 343.7 m，第一界面膠結(jié)優(yōu)質(zhì)井段5 275 m，占98.29%，膠結(jié)中等井段71.7 m，占1.34%，膠結(jié)差的井段20 m，占0.37%；第二界面膠結(jié)優(yōu)質(zhì)井段5 260m，占98.01%，膠結(jié)中等井段83.7 m，占1.56%，膠結(jié)差的井段23 m，占0.43%，固井質(zhì)量整體評價合格率100%，優(yōu)質(zhì)率98% 以上。研究后固井質(zhì)量得到顯著提高，滿足大型壓裂及后期開發(fā)要求，為提高產(chǎn)能，延長油氣井使用壽命打下了堅實基礎(chǔ)。

3 結(jié)論與認(rèn)識

（1） 針對儲層埋藏深、漏失及油氣水侵嚴(yán)重，大溫差低密高強(qiáng)水泥漿體系為防止漏失起到了較好效果，頂部強(qiáng)度發(fā)展快，在保證封固質(zhì)量降低漏失風(fēng)險的同時，可縮短測聲幅時間，提高生產(chǎn)時效。防氣竄韌性水泥漿為有效壓穩(wěn)高壓低滲透地層，避免油氣水侵起到了關(guān)鍵作用。

（2） 施工過程中動當(dāng)量密度始終小于地層破裂當(dāng)量密度，候凝過程中靜當(dāng)量密度略大于地層當(dāng)量密度，動態(tài)平衡、靜態(tài)壓穩(wěn)較好的解決了井漏與壓穩(wěn)的矛盾，固井質(zhì)量得到有效保證。

（3） 固井工藝配套技術(shù)的應(yīng)用為解決全井封固一次上返漏失及油氣水侵嚴(yán)重的長封固段致密油氣井固井施工安全，降低事故復(fù)雜提供了有力保障，固井質(zhì)量滿足大型壓裂要求，為提高產(chǎn)能，延長致密油氣井使用壽命，提高采收率打下了堅實基礎(chǔ)。

致謝

誠摯地感謝中石油渤海鉆探第二鉆井公司技術(shù)部門對固井技術(shù)措施實施以及渤海鉆探第一固井分公司賈智博對論文修改所提供了大量幫助。