宋有勝， 鄒建龍， 趙寶輝， 劉愛萍

高石梯-磨溪區(qū)塊高壓氣井尾管固井技術(shù)

宋有勝， 鄒建龍， 趙寶輝， 劉愛萍

（中國石油集團海洋工程有限公司渤星公司×中國石油集團鉆井工程重點實驗室固井技術(shù)研究室×油氣鉆井技術(shù)國家工程實驗室固井技術(shù)研究室，天津 300451）

宋有勝，鄒建龍，趙寶輝，等.高石梯-磨溪區(qū)塊高壓氣井尾管固井技術(shù)[J].鉆井液與完井液，2017，34（2）：111-116.

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針對西南油氣田高石梯-磨溪區(qū)塊高壓氣井φ177.8 mm尾管固井遇到的氣層活躍、安全密度窗口窄、流體相容性差及高溫大溫差等問題，制定了相應的固井技術(shù)措施。開發(fā)了適合高溫大溫差固井的自愈合防竄高密度水泥漿體系，并進行了室內(nèi)研究。結(jié)果表明：該體系密度為2.0～2.8 g/cm3，現(xiàn)場一次混配可達2.6 g/cm3以上；適應溫度為常溫～180 ℃；漿體的上下密度差不大于0.05 g/cm3；失水量不大于50 mL；稠化時間與緩凝劑摻量具有良好的線性關(guān)系，稠化過渡時間不大于10 min；靜膠凝強度過渡時間不大于20 min；24 h抗壓強度大于10 MPa，水泥石頂部48 h抗壓強度大于3.5 MPa，低溫下強度發(fā)展快，形成的水泥石體積穩(wěn)定不收縮，具有類似韌性水泥的力學性能；遇油氣產(chǎn)生體積膨脹，保證了界面膠結(jié)質(zhì)量和密封完整性，降低了固井后發(fā)生氣竄的風險。該固井技術(shù)在高石X井和高石Y井中進行了應用，固井優(yōu)質(zhì)率和合格率得到較大幅度提高，水泥環(huán)后期不帶壓，獲得良好應用效果。

天然氣井；固井；自愈合防竄高密度水泥漿；氣竄；漏失；大溫差；安岳氣田

四川盆地安岳氣田高石梯-磨溪區(qū)塊是目前中國發(fā)現(xiàn)的單體規(guī)模最大的特大型海相碳酸鹽巖整裝氣藏，該氣藏儲量規(guī)模大、含氣面積大，氣井產(chǎn)量高、氣藏壓力高，平均單井測試日產(chǎn)量達到110×104m3，投產(chǎn)氣井平均日產(chǎn)量達到60×104m3，具有廣闊的勘探開發(fā)前景。高石梯-磨溪區(qū)塊φ177.8 mm尾管下深在5 000 m左右，裸眼長度超過2 000 m，其中，嘉二段、長興組、茅口組等層系存在局部異常高壓，儲層非均質(zhì)性強，由于高溫、高壓、窄密度窗口、封固段長、產(chǎn)層多等帶來的固井技術(shù)難題，嚴重影響φ177.8 mm尾管固井質(zhì)量[1-5]。自2012年以來，針對現(xiàn)場存在的技術(shù)難題，開展了大量固井工藝和水泥漿體系研究工作，形成了滿足高石梯-磨溪區(qū)塊φ177.8 mm尾管固井的固井工藝和水泥漿體系。通過大量現(xiàn)場試驗證明，該固井工藝措施及防竄高密度水泥漿體系能夠有效提高該區(qū)塊的固井質(zhì)量，該區(qū)塊平均固井質(zhì)量由2012年優(yōu)質(zhì)率為21.1%、合格率為41.3%，提升到2015年優(yōu)質(zhì)率為31.6%、合格率為66.4%。

1 主要技術(shù)難點

1）氣層活躍，極易發(fā)生氣竄。裸眼段長，油氣顯示層位多，套管鞋（嘉二段地層）油氣顯示活躍；長封固段大溫差導致尾管懸掛器處水泥早期強度發(fā)展慢；窄密度窗口，存在漏失，易引起氣竄。

2）安全密度窗口窄，漏失風險大，優(yōu)化頂替參數(shù)困難。該地區(qū)地應力狀況主要受走滑斷層控制，主力產(chǎn)層裂縫發(fā)育。這一地質(zhì)特征決定了在鉆井階段極易出現(xiàn)反復的漏失和井涌復雜，使得固井前的安全密度窗口基本消失。固井時水泥漿密度與鉆井液密度差經(jīng)常只有0.05 g/cm3左右。

3）改進流體相容性難度大，不利于提高頂替效率?，F(xiàn)場高密度有機鹽鉆井液與多數(shù)高密度水泥漿之間相容性差，混合后流體的黏度將大幅度地增加、稠化時間縮短（縮短至1 h以內(nèi)），不僅給固井施工帶來安全隱患，而且井壁泥餅難以驅(qū)替干凈。

4）高溫大溫差固井條件下易發(fā)生水泥漿超緩凝現(xiàn)象。該尾管封固井段在井深2 500～5 500 m之間，封固段長達2 000 m，懸掛器和套管鞋處靜止溫差達50～60 ℃，井底循環(huán)溫度為110～130 ℃，懸掛器處靜止溫度為70～80 ℃。由于溫差過大，且水泥漿密度較高（2.2～2.5 g/cm3），極易導致懸掛器位置水泥漿長期不凝。

5）井筒內(nèi)鉆井液密度降低或繼續(xù)鉆進時產(chǎn)生微間隙。鉆井液密度降低時，沒有經(jīng)過彈塑性改造的常規(guī)水泥環(huán)釋放初始應力產(chǎn)生的膨脹量，不足以補償套管回彈量，從而使第一界面水力密封失效。當套管內(nèi)壓降低40 MPa時，套管形變量達到0.02 mm，就會引起環(huán)空氣竄[6-7]。

6）生產(chǎn)期間溫度變化導致水泥石強度衰退。生產(chǎn)期間井筒溫度升高，φ177.8 mm尾管緩凝段水泥漿、回接段下部水泥漿以及φ244.5 mm套管下部水泥封固井段溫度可能會超過110 ℃，如果水泥中沒有加入適量硅粉，則會發(fā)生強度衰退，滲透率增大，影響長期封固性能[8]。

2 提高固井質(zhì)量技術(shù)措施

2.1 總體思路

圍繞提高頂替效率和確保第一界面水力密封的質(zhì)量目標，優(yōu)選固井水泥漿體系，優(yōu)化工藝流程和施工參數(shù)，解決頂替效率低、流體相容性差、頂部水泥超緩凝和環(huán)空微間隙的問題，防止固井后發(fā)生氣竄，為繼續(xù)鉆進創(chuàng)造有利條件。

2.2 具體技術(shù)措施

1）防止氣竄技術(shù)措施。①采用自愈合防竄水泥漿體系，該體系形成的水泥石具有微膨脹、增韌和自愈合功能，能解決固井后和增產(chǎn)作業(yè)可能引起的環(huán)空帶壓問題。水泥漿兩凝界面設計在主要氣層以上200～300 m，尾漿封固裸眼段主要氣層，保證井下水泥漿快速凝固，達到以“快治氣”的目的，尾漿稠化時間設計為尾漿泵注時間附加30～60min的安全時間。②選用帶管外封隔器尾管懸掛器。尾管固井喇叭口為關(guān)鍵位置，此位置若發(fā)生氣竄直接進入套管內(nèi)，引起井口帶壓；為保證喇叭口良好密封性能，選用帶管外封隔器的尾管懸掛器，固井施工后進行脹封，進一步增加環(huán)空密封能力，防止固井后喇叭口竄氣。③采取憋壓候凝措施。在封隔器坐封之前，對套管環(huán)空憋回壓，進行壓力補償，以避免失重引起的竄槽，一般控制在2～5 MPa范圍內(nèi)。

2） 提高頂替效率技術(shù)措施。①合理安放扶正器，確保套管居中。在密度差和頂替排量較小的情況下，套管居中是提高頂替效率的主要因素，固井設計時，采用Schlumberger CemCade 固井軟件進行頂替模擬，確定扶正器安放位置、數(shù)量和類型，保證套管居中度不低于65%。②固井前進行地層承壓試驗，確認安全密度窗口。一旦固井過程中漏失，嚴重影響固井質(zhì)量，容易產(chǎn)生“因漏致竄”；通過地層承壓試驗，若安全密度窗口不能滿足固井要求，需進行固井前堵漏作業(yè)，提高地層承壓能力。③在窄安全密度窗口條件下，通過Schlumberger CemCade 固井軟件模擬，確認水泥漿的密度、流變性及排量，進行水泥漿基本性能的調(diào)整，為實現(xiàn)大排量頂替創(chuàng)造條件。④合理設計水泥漿柱結(jié)構(gòu)，如緩凝漿密度略高于快干漿或增加一段密度高點的領漿（在稠化時間和相容性允許條件下），增大領漿與鉆井液之間的密度差以提高頂替效率。⑤固井前存在井漏時，漏速小于10 m3/h時，采用一次上返正注工藝，按漏失量補充水泥漿量。漏速大于10 m3/h時采用正注反擠工藝，采用較大施工排量，以保證頂替效率。

3）改善流體相容性技術(shù)措施。①采用抗污染水泥漿。優(yōu)選BXF-200L（AF）抗污染外加劑體系，保證水泥漿有較好的流變性能，初始稠度20 Bc左右，提高水泥漿抗污染能力。②采用抗污染前置液。配制20～30 m3隔離液，有效隔離鉆井液和水泥漿。如水泥漿抗污染能力差，可在隔離液中加入適量緩凝劑和降失水劑；隔離液前后可設計適量的沖洗液。③處理鉆井液。如果條件允許，可處理一罐鉆井液用作先導漿，降低先導漿的切力和黏度，這樣可以一定程度降低污染水泥漿的風險，同時有利于提高頂替效率[9-10]。

4）防止頂部水泥超緩凝技術(shù)措施。①采用寬溫帶緩凝劑，通過緊密堆積原理設計水泥漿配方，提高固相中水泥含量，保證頂部水泥漿48 h強度大于3.5 MPa。②當水泥漿密度過高或溫差過大時，也可考慮選用密度更高的加重材料（如6.0甚至7.0 g/cm3以上），以提高固相中水泥含量，有利于強度發(fā)展。③選取更為合理的溫度系數(shù)。對深井尾管固井而言， 高溫下水泥水化過程對溫度十分敏感，試驗溫度誤差5 ℃，稠化時間可能相差100 min以上。過高估計循環(huán)溫度將延長候凝時間甚至導致超緩凝。以往選擇的溫度系數(shù)為0.85，經(jīng)過大量現(xiàn)場試驗驗證，選用溫度系數(shù)為0.80時，既可以保證施工安全，又有利于頂部水泥石強度發(fā)展。

5）防止微間隙的產(chǎn)生。①采用環(huán)空加壓候凝，控制在2～5 MPa范圍內(nèi)，增加水泥環(huán)初始應力，增大水泥石應力膨脹量，減小套管收縮量。②利用水泥環(huán)失效分析技術(shù)，對增產(chǎn)作業(yè)或繼續(xù)鉆井時井下套管內(nèi)壓變化情況進行軟件模擬，對水泥環(huán)密封失效情況進行預判，確定水泥環(huán)力學性能指標要求，優(yōu)化水泥石力學性能，增大水泥石應力膨脹量，進行水泥石力學性能設計。

6）防止水泥石在生產(chǎn)期間強度衰退?？紤]生產(chǎn)期間井筒的溫度分布情況及高溫對水泥石性能的影響，φ177.8 mm尾管緩凝段水泥、回接段下部水泥以及φ244.5 mm套管下部水泥封固井段，如果溫度超過110 ℃，應加入至少20%（占水泥重）硅粉，保證水泥環(huán)長期強度穩(wěn)定。

3 自愈合高密度防竄水泥漿體系

3.1 水泥漿設計

高石梯-磨溪區(qū)塊為高壓天然氣井，φ177.8 mm尾管均采用高密度水泥漿固井，為了保證施工安全和固井質(zhì)量，水泥漿體系設計必須考慮水泥漿流變性、高溫漿體穩(wěn)定性、頂部強度發(fā)展、長期高溫強度穩(wěn)定性及防竄性能；水泥漿體系配方組成按照剛性體的緊密堆積模型來設計[2]。

高石梯-磨溪區(qū)塊井底靜止溫度一般在120～155 ℃，為了保證水泥石高溫條件下的長期穩(wěn)定性，設計時加入高溫強度穩(wěn)定劑硅粉，摻量為水泥量的30%～35%。

高密度水泥漿加重材料從性價比方面考慮常用鐵礦粉，其密度為5.05 g/cm3，表面不規(guī)則，造成水泥漿流變性較差。為提高水泥漿的流變性和穩(wěn)定性，設計時可選用特種球形加重劑BCW-500S，其密度為4.90 g/cm3，可改善水泥漿體系流變性能；另外，該加重劑為超細材料，粒徑為1～10 μm，具有懸浮穩(wěn)定作用，可密實地填充在其他水泥漿顆?？p隙中，提高水泥石的強度，改善水泥漿體的穩(wěn)定性?，F(xiàn)場實施時，通常選用鐵礦粉與BCW-500S按照3∶1或4∶1進行復配使用，以達到較高的性價比，滿足固井施工要求。

外加劑主要包括抗鹽耐溫降失水劑BXF-200L（AF）、高溫大溫差緩凝劑BCR-260L、自愈合劑BCY-200S等。BXF-200L（AF）具有良好的抗高價陽離子污染能力，兼有控制水泥漿失水和防污染的功能，提高水泥漿與現(xiàn)場高密度鉆井液相容性。緩凝劑選用BCR-260L[3-4]，可加快長封固段頂部水泥強度的發(fā)展。為預防固井后氣竄或環(huán)空帶壓選用自愈合劑BCY-200S[5-6]，其具有愈合油氣竄流通道、提高水泥韌性等多種功能，可防止或減緩水泥環(huán)后期發(fā)生氣竄的風險。

3.2 水泥漿基本性能

研制的自愈合防竄高密度水泥漿體系達到如下技術(shù)指標。①密度為2.0～2.8 g/cm3（現(xiàn)場一次混配可達2.6 g/cm3以上）；②適用溫度為常溫～180℃；③初始稠度不大于25 Bc；④漿體的上下密度差不大于0.05 g/cm3；⑤失水量不大于50 mL；⑥稠化時間與緩凝劑摻量具有良好的線性關(guān)系；⑦稠化過渡時間不大于10 min；⑧靜膠凝強度過渡時間不大于20 min；⑨24 h抗壓強度大于10 MPa；⑩水泥頂部48 h抗壓強度大于3.5 MPa。

自愈合防竄高密度水泥漿體系具有流變性好、漿體穩(wěn)定、失水量小、稠化和靜膠凝過渡時間短等特點，可防止固井過程中發(fā)生氣竄。水泥石不收縮，具有類似韌性水泥的力學性能，并且遇油氣產(chǎn)生體積膨脹，保證了界面膠結(jié)質(zhì)量和密封完整性，降低了固井后發(fā)生氣竄的風險，有利于后續(xù)的鉆完井作業(yè)和增產(chǎn)措施。

4 現(xiàn)場應用

4.1 高石X井φ177.8 mm尾管固井

高石X井四開使用φ215.9 mm鉆頭鉆至井深為5 174.60 m，中途完鉆，下入φ177.8 mm尾管固井，懸掛器位置在井深2 600 m，上層套管鞋位置在井深2 862.18 m。采用一次上返正注施工工藝。

1）固井遇到的主要問題。①安全密度窗口窄，漏失風險大。茅一段和棲二段鉆進期間發(fā)生過漏失。在茅一段井深3 997.86 m處，鉆井液密度由2.30加重至2.33 g/cm3時發(fā)現(xiàn)井漏，漏失壓力系數(shù)為2.32，漏失20.3 m3鉆井液，平均漏速為5.0 m3/ h。在棲二段井深4 050 m處漏失45.4 m3鉆井液，漏速為1.7～5.0 m3/h，漏失壓力系數(shù)為2.30。此外，由于卡層失誤導致少量進入下部低壓地層，井底漏失風險增加。固井前開泵即漏，當排量在0.5～0.8 m3/min時，漏速為3～6 m3/h。②氣層活躍，固井后氣竄風險大。在嘉二地層井深3 687.4 m處發(fā)生氣侵，鉆井液出口密度由2.17下降到2.13 g/cm3，黏度由51 s上升到59 s，全烴值由15.31%上升到75.97%。循環(huán)加重至2.17 g/cm3，氣測恢復正常。茅一段、棲二段、龍王廟組（井深4 830.9 m）地層鉆進期間均有錄井顯示。其中龍王廟組經(jīng)液氣分離后氣體點燃，火焰持續(xù)燃燒，焰高為0.3～2.0 m。③高溫大溫差固井條件下易發(fā)生水泥漿超緩凝現(xiàn)象。井底靜止溫度為143 ℃，尾管頂部靜止溫度為82 ℃，溫差達到61 ℃，要求高密度水泥漿在滿足固井施工要求的情況下，避免出現(xiàn)超緩凝現(xiàn)象。④采用有機鹽鉆井液，其與多數(shù)高密度水泥漿之間相容性差，2者混合后流體黏度將大幅度增加、稠化時間縮短。

2）采取的主要技術(shù)措施。①根據(jù)漏速附加水泥漿量，保證水泥漿返高。固井施工前鉆井液密度為2.29 g/cm3，排量在0.5～0.8 m3/min時，漏速為3～6 m3/h。根據(jù)漏速情況，采用一次上返工藝，附加10 m3水泥漿補償漏失量，并適當降低頂替排量，以保證水泥漿返至尾管懸掛器之上。②采用兩凝自愈合水泥漿，改善防氣竄效果。水泥漿密度為2.35 g/cm3，速凝水泥漿設計封至井深3 800 m，封固裸眼段主要含氣高壓層段。利用自愈合水泥漿的彈性和高溫微膨脹性能，應對繼續(xù)鉆進時鉆井液密度大幅度降低，而導致水泥膠結(jié)界面微間隙及其誘發(fā)的固井后氣竄問題。③采用頂部帶有封隔器的懸掛器，防止固井后尾管頂部氣竄。④優(yōu)化漿體性能，改善頂替效果，并防止頂部水泥漿超緩凝。采用高溫大溫差緩凝劑，解決頂部水泥超緩凝問題，采用抗污染水泥漿和隔離液，解決相容性問題，實現(xiàn)污染后稠化時間超過施工時間，有利于改善頂替效果并保證固井施工安全。

3）自愈合防竄高密度水泥漿性能。設計的水泥漿性能如表1所示，水泥漿流變性及抗污染性能好，頂部強度發(fā)展快，有利于防止氣竄。

表1 X井φ177.8 mm尾管固井水泥漿性能

4）固井施工情況及結(jié)果。固井前循環(huán)及施工過程中均發(fā)生漏失，水泥漿漏失約10 m3。鉆井液密度為2.29 g/cm3，隔離液密度為2.31 g/cm3，水泥漿密度為2.35 g/cm3。水泥漿注入排量為0.8 m3/ min，鉆井液頂替排量為0.8～0.6 m3/min。電測固井質(zhì)量：優(yōu)質(zhì)率為36.8%，合格率為71.1%，喇叭口下重合段膠結(jié)優(yōu)質(zhì)。整體固井優(yōu)質(zhì)率和合格率均得到較大幅度地提高。

4.2 高石Y井φ177.8 mm尾管固井

高石Y井是一口大斜度井，四開使用φ215.9 mm鉆頭鉆至井深5 356.00 m，中途完鉆，下入φ177.8 mm尾管固井，懸掛器位置在井深2 690 m，上層套管鞋位置為井深3 092.12 m。采用正注反擠固井施工工藝。

1）固井遇到的主要問題。①漏失條件下難以保證固井封固質(zhì)量。用127 mm鉆桿下送φ177.8 mm套管至井底，以3 L/s的排量頂通套管，逐漸提排量至20 L/s，出口突然失返；變排量測漏速，排量為7～9 L/s時漏速為8 m3/h。茅二段儲層（4 230 m）電成像資料提示發(fā)育3條裂縫，是可能的漏失層位。②氣層活躍，固井后氣竄風險大。從嘉二段到龍王廟組有9個氣層顯示；在茅一段地層（4 218.50～4 219.00 m）鉆進時發(fā)生氣侵。③大斜度井段套管居中困難，不利于提高頂替效率。井斜最大達72.262°，套管居中困難。

2）采取的主要技術(shù)措施。①合理安放扶正器，為提高頂替效率創(chuàng)造條件。重合段采用3根套管下1個扶正器；井斜為0°～30°時，3根套管下1個扶正器；井斜為30°～60°時2根套管下1個扶正器，井斜在60°以上時1根套管下1個扶正器。②根據(jù)漏速情況，采用正注反擠工藝。由于固井前漏速大于10 m3/h，決定采用正注反擠工藝，注替排量為1.0～1.2 m3/min，保證頂替效率。③正注采用自愈合防竄水泥漿，保證裸眼段主要氣層封固質(zhì)量；反擠采用不滲透水泥漿。

3）固井施工情況及結(jié)果。正注作業(yè)：鉆井液密度為2.32 g/cm3，隔離液密度為2.33 g/cm3，水泥漿密度為2.36 g/cm3。注入24 m3緩凝漿、26 m3速凝漿，注替排量1.0～1.2 m3/min。本次井漏累計漏失165.1 m3鉆井液、33.4 m3水泥漿。反擠作業(yè)：注入49 m3密度為2.35 g/cm3的水泥漿，注替排量為0.8～1.0 m3/min。電測固井質(zhì)量：優(yōu)質(zhì)率為33.5%，合格率為60.7%，懸掛器下重合段及套管鞋以上膠結(jié)優(yōu)質(zhì)，漏層以上數(shù)百米封固較差。整體固井優(yōu)質(zhì)率和合格率仍達到該區(qū)塊較好水平。

5 結(jié)論

1.針對高石梯-磨溪區(qū)塊高壓氣井φ177.8 mm尾管固井存在的固井難點，從防止氣竄、提高頂替效率、改善流體相容性、防止頂部水泥漿超緩凝等方面制定了相應的固井技術(shù)措施。

2.通過優(yōu)選高溫外加劑和外摻料，開發(fā)出適合高溫大溫差固井的自愈合防竄高密度水泥漿體系，該水泥漿適應溫度、密度范圍寬，綜合性能良好，可滿足高石梯-磨溪區(qū)塊復雜深井固井要求。

3.該項固井技術(shù)在高石X井和高石Y井中得到成功示范應用，固井優(yōu)質(zhì)率和合格率得到較大幅度提高，環(huán)空后期不帶壓，具有良好的應用前景。

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Liner Cementing the high pressure gas wells in the Block Gaoshiti-Moxi

SONG Yousheng, ZOU Jianlong, ZHAO Baohui, LIU Aiping
(Boxing Subsediary of CNPC Offshore Engineering Company Limited×Research Center of Well Cementing Technology, CNPC Key Laboratory of Drilling Engineering×Research Center of Well Cementing Technology, National Engineering Laboratory of Oil & Gas Drilling Technology, Tianjin 300451)

In cementing the φ177.8 mm liner string in high pressure gas wells in the Block Gaoshiti-Moxi of southwest oilfeld, problems such as active gas zones, narrow drilling windows, poor compatibility of fuids and large temperature difference at high temperatures, were encountered. Technical measures were prepared to deal with these problems, and a self-healing anti-channeling high density cement slurry was developed for cementing wells with large temperature difference at high temperatures. Laboratory study of the cement slurry showed that the cement slurry had density between 2.0 g/cm3and 2.8 g/cm3, and in feld application, the cement slurry can be prepared to have a density of 2.6 g/cm3in one mixing circulation. This cement slurry functioned at temperatures between room temperature and 180 ℃. Differences between the density of the top and bottom of cement slurry column was less than or equal to 0.05 g/cm3. The fuid loss of the cement slurry was less than or equal to 50 mL. The thickening time had good linear relationship with the concentration of retarders, and the transit time for the thickening of the cement slurry was not longer than 10 min. The maximum transit time of the gel strengths of the cement slurry was 20 min. The 24-hour compressive strength of the set cement was greater than 10 MPa, and the 48-hour compressive strength of the cement top was greater than 3.5 MPa. The strength of the cement slurry developed fast at low temperatures. The set cement formed had stable non-shrinking volume, possessing a mechanical performance that is similar to that of tough cement. The cement slurry expanded when in contact with oil and gas, ensuring the quality of bonding betweencement sheath with casing string and borehole wall, and the integrity of sealing, which in turn mitigating the risk of gas channeling after cementing job. High quality of cementing job with this cement slurry was obtained in cementing the well Gaoshi-X and the well Gaoshi-Y, with no pressure developed in the annular space after cementing.

Gas well; Well cementing; Self-healing anti-channeling high density cement slurry; Gas channeling; Lost circulation; Large temperature difference; Block gaoshiti-moxi; Anyue gas feld

TE256.3

A

1001-5620（2017）02-0111-06

2016-11-25；HGF=1701C8；編輯 王超）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.020

國家科技重大專項課題“深井超深井優(yōu)質(zhì)鉆井液與固井完井技術(shù)研究”（2016ZX05020-004）和中國石油天然氣集團公司課題“復雜工況條件下固井密封力學機理及控制技術(shù)研究”（2016A-3904）。

宋有勝，高級工程師，1966年生，畢業(yè)于天津大學應用化學系，現(xiàn)在從事固井技術(shù)研究和應用工作。電話 （022）66310307/13920263721;E-mail：songys@cnpc.com.cn。