东胜页岩气超长水平段水平井固井关键技术

杜晓雨 王学海 贾彦龙 李鹏程 万永华

摘要：为实现“稀井高产、效益开发”的目的，实现有效动用地质储量和提高页岩气单井产量，在重慶南川东胜区先导试验超长水平段水平井，探索形成适合于非常规油气开发工程新模式。超长水平段水平井固井面临套管下入难度大、顶替效率差、水泥浆性能差异化等技术挑战。通过开展超长水平段水平井套管下入技术、长效密封水泥浆体系及配套工艺研究，形成以“套管安全高效下入及居中度控制+防漏防窜长效封固水泥浆+固井施工参数精细化设计与控制”为核心的超长水平段水平井固井关键技术系列。该技术系列在该区第一口超长水平段水平井SY9-2HF（水平段长3 583 m）成功完成应用，固井质量合格率100%，优质率95%，为该井后期压裂施工、高效开发奠定了良好工程基础。

关键词：东胜区块；页岩气；水平井；固井；超长水平段；长效密封

In order to achieve the objective of “high yield and beneficial development in scare wells of wide spacing”， effectively produce geological reserves and improve the single well production of shale gas， pilot test of well with ultralong horizontal section was conducted in the Dongsheng block， Nanchuan district， Chongqing， to explore and form a new mode suitable for unconventional oil and gas development projects.The cementing of well with ultralong horizontal section is faced with technical challenges such as difficult casing running， poor displacement efficiency， and different cement slurry performances.By means of research on the casing running technology， longterm sealing cement slurry system and supporting technology of well with ultralong horizontal section， a series of key cementing technologies for wells with ultralong horizontal sections， represented by the safe and efficient casing running and centrality control + leak resistance and channeling resistance longterm sealing cement slurry + fine design and control of cementing operation parameters， were formed.These technologies have been successfully applied in the first ultralong horizontal well SY9-2HF （horizontal section length of 3，583 m） in the block， with the cementing quality acceptability of 100% and the highquality rate of 95%， which lays a good engineering foundation for subsequent fracturing operation and efficient development of the well.

Dongsheng  Block；shale gas；horizontal well;

cementing；ultralong horizontal section；longterm seal

0 引 言

重庆南川东胜区块以常压页岩气为主，采用常规水平井开发技术，限制了页岩气资源的进一步高效开发［1］。为了实现“稀井高产、效益开发”目的，在该区先导试验实施超长水平段水平井。针对页岩气水平井固井技术难题，国内已形成水平段长1 500～2 500 m页岩气水平井固井成熟技术方案。漂珠低密度水泥浆、常规弹韧性水泥浆体系及配套工具、工艺均得到了广泛推广应用，固井质量较页岩气勘探初期得到明显改善；常规弹韧性水泥环满足了常压页岩气水平井近30段分段压裂技术需求［2］。

结合国内外页岩气水平井固井及压裂实施案例及经验，东胜区块常压页岩气超长水平段水平井固井面临套管安全快速下入、固井质量改善、高压裂载荷循环加载下水泥环完整性保障等技术要求更加苛刻的难题［3-4］。针对以上技术难题，笔者重点介绍SY9-2HF井139.7 mm生产套管固井实践中探索形成的超长水平段水平井固井技术系列，以期为东胜区块常压页岩气资源效益开发提供借鉴和指导。

1 固井技术难点分析

SY9-2HF井位于南川地区武陵褶皱带万县复向斜平桥背斜构造带，采用“导管+二开制”井身结构，导管采用406.4 mm钻头施工，339.7 mm套管下深385.63 m，固井封固上部浅表水层；一开采用311.2 mm钻头施工，中完井深2 382 m，244.5 mm技术套管下深2 379.98 m，封固浅层气层、韩家店组、小河坝组及龙马溪组上部大套泥岩易漏地层，为二开储层顺利钻进奠定良好工程基础；二开采用215.9 mm钻头施工，专攻龙马溪组目的储层，完钻井深6 455 m，139.7 mm套管下深6 450.76 m。

该井二开钻遇页岩气目的层龙马溪组因上部存在大套泥页岩地层，存在漏失、垮塌风险。实际钻进过程中6 150、6 337 m发生漏失，通井期间发生漏失最大漏速达到8.5 m3/h。产层施工具有一次性封固段长，固井液体环空运移摩阻大，固井施工替浆后期压力较高等特点，存在漏失风险。

该井为工区先导试验的首口超长水平段水平井，水平段长3 583 m，套管下入过程中水平井段套管对井壁侧压力大，增大下入摩阻；且水垂比较大，驱动力不足，导致难以保证套管安全高效下入；超长水平段套管居中度差，水泥浆紊流状态难以保证；油基钻井液导致井壁油膜、泥饼难以清除，环空清洁不充分，水泥浆对环空不能有效封固；超长水平段水平井压裂段数较常规水平井明显增加，压裂高载荷循环作用于水泥环，对水泥环的强度和弹韧性要求更高。

2 固井技术措施

2.1 套管安全高效下入及居中度控制技术

套管安全高效下入及提升套管居中度是页岩气超长水平段水平井固井成功的关键技术。针对SY9-2HF井139.7 mm生產套管下入过程控制，笔者基于套管下入模型，进行摩阻系数等关键因素分析与优、化扶正器选型和安放优化以及漂浮接箍适应性评价，形成超长水平段水平井套管安全高效下入工艺技术［5-6］。

2.1.1 套管居中度分析

为了保证139.7 mm生产套管居中度，SY9-2HF井直井段及与上层套管重叠段按照4根套管安放1只树脂旋流扶正器设计；由于套管与造斜井段井壁接触造成的摩阻较大，同时还需保证套管顺利通过，因此在造斜井段按照2根套管安放1只树脂旋流扶正器设计；为了保证套管居中度，同时保证生产套管延伸能力，降低下入摩阻，水平井段按照1根套管安放1只扶正器的方案，滚珠扶正器与整体式弹性扶正器交叉使用［7］，如表1所示。

对表1扶正器安放进行模拟计算，居中度分析结果如图1所示，其中造斜井段套管平均居中度达到67%以上，水平井段套管居中度大于80%，满足页岩气水平井固井技术要求。

2.1.2 套管下入方式优选

超长水平段水平井套管下入过程摩阻大，套管下入难度大，因此需要开展套管常规下入与漂浮下入方式优选评价。为了提高模拟分析预测精度，下套管前最后一次通井，通过记录起下钻大钩载荷，精确测算当时井况起下钻摩阻系数，作为套管下入模拟分析中的摩阻系数，设计扶正器类型及安放方案，进行套管下入过程模拟。结果如图2和图3所示。

由图2可知，通过对139.7 mm生产套管常规下入方式进行模拟分析，其中套管重叠段摩阻系数FFc为固定值0.18。当裸眼段平均下入摩阻系数FFo＞0.23时，套管下入过程中存在屈曲风险，易发生自锁，导致套管无法正常下入；当FFo≤0.23，套管下入无屈曲风险，此时模拟套管下至井底的大钩载荷≥450 kN，生产套管能够顺利下至井底。

由图3可知，通过对139.7 mm生产套管漂浮下入方式进行模拟分析，其中漂浮接箍安装在井深4 450 m处，漂浮段长2 000 m，套管重叠段摩阻系数为固定值0.18。当裸眼段平均下入摩阻系数FFo＞0.26时，套管下入过程中存在屈曲风险，导致套管无法正常下入；当FFo≤0.26时，套管下入无屈曲风险，且此时模拟套管下至井底大钩载荷≥460 kN，生产套管能够顺利下至井底。

现场下套管前最后一次通井显示，通井钻柱下入过程中，套管重叠段下入摩阻系数为0.18，裸眼段下入摩阻系数FFo为0.22。设置不同漂浮段长，进行套管下入安全性模拟分析。结果如表2和图4所示。

根据结果分析，SY9-2HF井实际井况条件下，未设置漂浮空气段，套管下入过程中，大钩载荷呈先增加后减小变化趋势，最大值691.0 kN出现在A靶点（井深2 870 m）；下至井底时，大钩载荷为480.3 kN；套管在水平段延伸过程中，大钩载荷始终大于450 kN，能够保证套管顺利下入。设置2 000 m以内漂浮段，能够减小套管悬重，套管下至井底时，大钩载荷较无漂浮方式无明显增加。设置3 000 m漂浮段，套管下至井底时，大钩载荷较无漂浮方式增加约100 kN。最终选择常规方式完成生产套管下入，全程无遇阻现象，套管下到位时，大钩载荷为435 kN，与模拟分析结果480.3 kN误差为10%，说明模拟分析对现场实际施工具有一定指导意义。

2.2 防漏防窜长效封固水泥浆技术

页岩气水平井后期需进行大型分段压裂以实现页岩气高效开发。而超长水平段水平井后期压裂段数较常规水平井会明显增加，近50段分段压裂施工高载荷循环作用于水泥环，对水泥环密封完整性是巨大挑战。

固井水泥浆不仅要保证固井质量，同时要满足页岩气井全生命周期长效密封技术需求。由于SY9-2HF井二开水平段钻进多次发生漏失，所以水泥浆设计同时要考虑施工防漏，实现环空水泥浆理想返高，进一步保障环空密封完整性。

综合考虑防漏防窜和长效密封固井的目的，对SY9-2HF井139.7 mm生产套管固井设计机械充氮泡沫固井技术，采用“泡沫低密度+高强弹韧性防气窜”双凝双密度水泥浆体系，设计水泥浆返高至井深1 000 m，领、尾浆分界面2 500 m。开发了弹韧性水泥浆（1#）和高强弹韧性防气窜水泥浆（2#）。

1#弹韧性水泥浆：G级水泥+6%微硅+3%弹性材料+0.05%高温悬浮剂+5%降失水剂+3%液硅+0.15%缓凝剂+48%现场水，密度1.80 g/cm3。

2#高强弹韧性防气窜水泥浆：G级水泥+6%弹性材料+3.5%降失水剂+3%液硅+0.3%分散剂+0.25%早强剂+0.15%缓凝剂+42%现场水，密度1.88 g/cm3。

其中1#水泥浆作为领浆基浆，施工过程中充氮气至泡沫低密度水泥浆，封固1 000～2 500 m，实现固井防漏防窜目的；2#水泥浆作为水平段尾浆，利用其高强低弹性能，改善固井质量的同时满足后期大型压裂对水泥环力学性能需求。如表3所示。

2.2.1 泡沫低密度水泥浆体系优化与评价

针对普通发泡剂在水泥浆中发泡能力差、泡沫稳定周期短等技术难题，基于增溶与置换的界面吸附原理，研发了以阴离子/两性离子为主的水泥浆高效发泡剂［8］。该发泡剂发泡时间短于15 s，发泡倍数达到25倍以上;针对地层温度条件下泡沫聚集分层、排液速度加快的难题，基于纳米吸附与增黏稳泡作用机理，开发了耐温稳泡剂。该稳泡剂能有效阻止气泡聚合，减少液膜排液，显著增强了地层温度条件下稳泡效果［9］。泡沫低密度水泥浆体系在93 ℃高温条件下半衰期达到33.8 h以上且静切力达到12 Pa［10］，能够有效保障水泥浆流态-塑态-固态全生命周期的稳定性。

泡沫水泥浆因自身孔隙结构较多且圈闭大量可膨胀高压储能泡沫，在水泥浆胶凝阶段，高压泡沫膨胀能够有效补偿水泥浆“失重”造成的压力损失。水泥浆在流态-塑态-固态转化过程中实现压稳气层，防止环空气窜［11-12］。1#弹韧性水泥浆充氮气至密度为1.50 g/cm3泡沫低密度水泥浆，与常规漂珠低密度水泥浆（密度1.50 g/cm3）分别在试验温度55、90 ℃开展防窜性能评价对比试验，结果见表4。由表4可知，因自身储能微泡膨胀作用，泡沫水泥浆孔隙压力的变化非常缓慢，泡沫水泥浆较常规漂珠低密度水泥浆失重时间明显延长，气窜流量减小，所以泡沫水泥浆具有更好的防气窜能力。

1#弹韧性水泥浆充氮气至密度为1.50 g/cm3泡沫低密度水泥浆，在27.5 ℃、20 MPa水浴条件下养护72 h形成固化水泥石，单轴力学测试显示该水泥石抗压强度14.8 MPa，弹性模量4.5 GPa，力学性能满足页岩气水平井固井技术需求。利用COME LAB渗透仪测定密度为1.50 g/cm3泡沫低密度水泥石渗透率为0.018 mD，泡沫水泥石在井下环境中属于一种低渗透性水泥石。

2.2.2 高强弹韧性防气窜水泥浆体系优化及评价

常规水泥石具有抗压强度高、变形能力差、易脆性破坏等特征。目前主要采用低弹模材料填充水泥石来改善水泥石硬脆性，增强水泥石变形能力［13］。

弹性材料是非活性物质，不会发生水化反应，属于水泥石中的薄弱环节，在弹性材料周围存在界面过渡区，是微裂纹和微裂缝扩展的源头，所以其掺入降低了水泥石的抗压强度。针对以上技术难题，基于有机/无机杂化复合理论，对弹性材料的表面进行微结构调控，使其表面由疏水性转变为亲水性，同时形成梯度界面，在与水泥浆发生水化反应过程中产生“钉扎效应”和“嵌锁结构”。有效改善固井水泥石弹韧性的同时，使水泥石保持良好的抗压强度［14］。

为了进一步提升水泥浆体系防窜性能，构建高强弹韧性水泥浆体系中添加适量纳米液硅防气窜剂。其具有极强的表面活性，可参与水泥水化反应，迅速提高水泥浆胶凝强度，降低水泥石渗透率，增加气窜阻力；同时纳米液硅可有效束缚水泥浆中的自由水，防止形成水泥浆高边水槽；另外存在的亲水链和亲油链可改善不同界面的润湿性，改善界面胶结质量［15］。如表5所示。

2#高强弹韧性防气窜水泥浆体系在93 ℃、42 MPa水浴条件下养护48 h形成固化水泥石。单轴力学测试显示，该水泥石抗压强度28.2 MPa，测试弹性模量随加载应力变化规律，高强弹韧性水泥石弹性模量小于6 MPa，较常规水泥石弹性模量降低50%以上，见图5。进一步开展三轴循环加载力学试验（轴向压力35 MPa，围压20 MPa），测得30次循环加卸载条件下高强弹韧性水泥石的残余应变仅为0.45%，较常规水泥石降低30%～50%，能够满足后期大型压裂技术需求。

2#高强弹韧性防气窜水泥浆体系基本性能满足固井施工要求，对相应水泥环密封完整性进行测试评价。采用自研大型物理模拟评价装置，模拟90 MPa压裂载荷循环作用于水泥环，测试水泥环密封能力，模拟试验循环加载64次，未发生气窜，其密封完整性评价情况见图6。说明该体系满足页岩气超长水平段水平井现场应用需求，在历经50次以上循环加载后能够保障环空封固，实现长效密封。

2.3 超长水平段水平井冲洗工艺技术

页岩气超长水平段水平井钻进过程中岩屑返出井口周期长，若油基钻井液性能不佳导致携岩能力差，岩屑会在水平段沉降堆积，为后期固井清洁环空带来巨大挑战。针对超长水平段水平井，固井冲洗工艺技术不仅需考虑高效清洁界面油膜，同时需优化工艺以满足油基泥饼清除需求。

工区常规页岩气井固井多采用SCW洗油冲洗液体系，应用效果良好。该体系冲洗液分子从油膜表面迅速渗入，产生溶胀作用，削弱油饼的内聚力和结构力；而冲洗液中的固相颗粒则在水力机械作用下对界面泥饼产生物理冲刷，加快清除井壁污物［16］。在SCW体系的基础上创新提出“前置洗油冲洗液+加重隔离液+后置洗油冲洗液”的多级冲洗工艺，优选温敏悬浮材料以优化冲洗液体系在井下高温条件中的流体性能，并优选合适粒径加重剂以优化冲洗液物理冲刷效率，实现超长水平段水平井固井环空清洁，保障固井界面胶结质量。

2.4 固井施工关键参数精细化设计

综合考虑压稳、防漏、保障顶替效率等因素；结合上述水泥浆柱结構、多级冲洗工艺设计，模拟计算注水泥及替浆过程。重点关注井底、易漏薄弱点的压力和当量循环密度变化，关注环空顶替效率变化。通过优化施工参数，实现精细化固井，进一步提升固井质量。如表6、表7所示。

该井二开钻进过程中在一开套管鞋位置（2 390 m）进行地破试验，钻井液密度1.45 g/cm3，承压当量密度1.75 g/cm3，地层未破。二开固井前对井底及水平段漏层薄弱点进行地层静/动态承压试验：静态承压，起钻至2 342 m，套压增加1.45 MPa，稳压20 min，压降0.05 MPa，总泵入0.92 m3水泥浆，泄压回吐0.8 m3，钻井液密度1.53 g/cm3，井底静液柱当量密度为1.584 g/cm3；动态承压，下钻至井底，以固井施工最大排量1.8 m3/min循环2周验漏，无漏失，综合考虑液柱压力及循环摩阻（循环摩阻预计为8 MPa），井底动态当量密度为1.826 g/cm3。通过优化施工参数，模拟计算注替过程中井底及漏层薄弱点当量密度（ECD）如图7所示。由图7可知，各当量密度均满足防漏防窜技术要求。

3 生产套管固井效果评价

通过对固井过程参数精细化设计，成功实现全过程平衡压力固井，实际替浆到位泵压为22 MPa，与模拟计算的21.02 MPa基本一致（见图8）。候凝72 h，下钻探塞，水泥浆返高至896 m，满足设计要求的返高至1 000 m，证实固井过程及候凝阶段未发生漏失。对固井质量进行检测，固井质量合格率100%，全井优质率达到95%。该井后期完成50段分段压裂施工后投产至今，井口无环空带压现象。该系列固井关键技术措施满足了超长水平段水平井固井技术需求，成功解决了常压页岩气超长水平段水平井固井漏失以及环空气窜问题，实现了页岩气井全生命周期长效密封目标。

该系列固井技术后期在同平台SY9-6HF井再一次成功实施，刷新页岩气超长水平段水平井固井记录（3 601 m），固井无漏失发生，全井固井质量优质率达到93.5%。后期顺利完成46段分段压裂施工后投产至今，井口无环空带压现象。超长水平段水平井生产套管固井关键技术的成功实施，为工区页岩气资源高效开发提供了坚实的技术保障。

4 结 论

（1）基于钻进过程地层摩阻开展的套管下入模拟计算，能够有效优化套管下入方式、扶正器选型及安放设计，对固井施工套管安全高效下入具有极为重要的指导意义。

（2）“泡沫低密度水泥浆+高强弹韧性防气窜水泥浆”双凝双密度水泥浆体系能够有效解决页岩气超长水平段水平井固井漏失、环空气窜等技术问题，实现页岩气水平井全生命周期长效密封目标。

（3）“前置洗油冲洗液+加重隔离液+后置洗油冲洗液”的多级冲洗工艺，满足了超长水平段水平井环空清洁技术需求，提升了固井水泥环与界面胶结质量，进一步保障了页岩气水平井环空密封效果。

（4）页岩气超长水平段水平井固井技术系列，为实现东胜区块常压页岩气资源“稀井高产、效益开发”目标奠定了良好的技术基础，具备广阔的推广应用前景。

［1］ 方志雄．中国南方常压页岩气勘探开发面临的挑战及对策［J］．油气藏评价与开发，2019，9（5）：1-13．

FANG Z X.Challenges and countermeasures for exploration and development of normal pressure shale gas in southern China［J］.Reservoir Evaluation and Development，2019，9（5）：1-13.

［2］ 王建龙，冯冠雄，刘学松，等．长宁页岩气超长水平段水平井钻井完井关键技术［J］．石油钻探技术，2020，48（5）：9-14．

WANG J L，FENG G X，LIU X S，et al.Key technology for drilling and completion of shale gas horizontal wells with ultralong horizontal sections in Changning Block［J］.Petroleum Drilling Techniques，2020，48（5）：9-14.

［3］ 伍葳，郭建華，牟乃渠，等．四川盆地长宁地区长水平段页岩气井钻井可行性分析［J］．天然气勘探与开发，2019，42（3）：133-138．

WU W，GUO J H，MOU N Q，et al.Feasibility analysis on drilling longhorizontalsection shalegas wells，Changning area in Sichuan Basin［J］.Natural Gas Exploration and Development，2019，42（3）：133-138.

［4］ 张永强，曲从锋，卞维坤，等．昭通页岩气示范区水平井生产套管固井技术［J］．钻采工艺，2019，42（5）：31-34．

ZHANG Y Q，QU C F，BIAN W K，et al.Production casing cementing technology for horizontal wells in Zhaotong shale gas demonstration area［J］.Drilling & Production Technology，2019，42（5）：31-34.

［5］ 江乐，梅明佳，段宏超，等．华H50-7井超4000 m水平段套管下入研究与应用［J］．石油机械，2021，49（8）：30-38．

JIANG L，MEI M J，DUAN H C，et al.Investigation into casing running in over 4，000 m long horizontalsection of well Hua H50-7［J］.China Petroleum Machinery，2021，49（8）：30-38.

［6］ 杨广国，陶谦，刘伟，等．页岩气井固井套管居中与下入能力研究［J］．石油机械，2012，40（10）：26-30．

YANG G G，TAO Q，LIU W，et al.Research on the running and centralization of casing in shale gas well［J］.China Petroleum Machinery，2012，40（10）：26-30.

［7］ 郑睿，江乐，杨晨，等．扶正器安放设计与套管居中度分析［J］．石油机械，2021，49（1）：35-40．

ZHENG R，JIANG L，YANG C，et al.Installation design of centralizers and analysis of casing central degree［J］.China Petroleum Machinery，2021，49（1）：35-40.

［8］ 肖京男，刘建，桑来玉，等．充气泡沫水泥浆固井技术在焦页9井的应用［J］．断块油气田，2016，23（6）：835-837．

XIAO J N，LIU J，SANG L Y，et al.Application of foamed cement slurry to Jiaoye-9 well［J］.FaultBlock Oil & Gas Field，2016，23（6）：835-837.

［9］ 刘伟．利用背散射光技术评价水泥发泡剂的稳定性［J］．科技创新导报，2013（9）：66-67．

LIU W.Backscattering light technique was used to evaluate the stability of cement foaming agent［J］.Science and Technology Innovation Herald，2013（9）：66-67.

［10］ 匡立新，陶谦．渝东地区常压页岩气水平井充氮泡沫水泥浆固井技术［J］．石油钻探技术，2022，50（3）：39-45．

KUANG L X，TAO Q.Cementing technology using a nitrogenfilled foamed cement slurry for horizontal shale gas wells in the eastern Chongqing area［J］.Petroleum Drilling Techniques，2022，50（3）：39-45.

［11］ 匡立新，刘奎，丁士东，等．机械充氮泡沫水泥浆固井技术在页岩气井的应用［J］．石油机械，2022，50（7）：26-33．

KUANG L X，LIU K，DING S D，et al.Application of mechanical nitrogen filling foam cementing technique in shale gas wells［J］.China Petroleum Machinery，2022，50（7）：26-33.

［12］ 王建云，张红卫，邹书强，等．顺北油气田低压易漏层泡沫水泥浆固井技术［J］．石油钻探技术，2022，50（4）：25-30．

WANG J Y，ZHANG H W，ZOU S Q，et al.Foamed cement slurry cementing technology for lowpressure and leakageprone layers of the Shunbei oil & gas field［J］.Petroleum Drilling Techniques，2022，50（4）：25-30.

［13］ 李早元，郭小阳，罗发强，等．油井水泥环降脆增韧作用机理研究［J］．石油学报，2008，29（3）：438-441．

LI Z Y，GUO X Y，LUO F Q，et al.Research on mechanism of increasing flexibility and decreasing brittleness of cement sheath in oil well［J］.Acta Petrolei Sinica，2008，29（3）：438-441.

［14］ DU X Y，TAO Q，ZHOU S M，et al.Construction and application of highstrength flexible cement sheath for deep and ultradeep shale gas cementing［J］.IOP Conference Series：Earth and Environmental Science，2021，861：062059.

［15］ 楊红歧，魏浩光．纳米SiO2防气窜乳液制备及分散稳定性研究［J］．石油化工应用，2020，39（5）：109-113．

YANG H Q，WEI H G.Preparation and dispersion stability of nanoSiO2 antimigration emulsion［J］.Petrochemical Industry Application，2020，39（5）：109-113.

［16］ 陶谦，丁士东，刘伟，等．页岩气井固井水泥浆体系研究［J］．石油机械，2011，39（增刊1）：17-19．

TAO Q，DING S D，LIU W，et al.Study on cementing slurry of shale gas well［J］.China Petroleum Machinery，2011，39（S1）：17-19.

第一杜晓雨，助理研究员，生于1990年，2016年毕业于中国石油大学（北京）油气井工程专业，获硕士学位，现从事页岩气固井水泥环完整性及固井工艺研究工作。地址：（102206）北京市昌平区。电话：（010）56606219。Email：dxyshiyou@163.com。2022-10-08