DreamBlooms/HansPub-15000-to-45000 huggingface dataset:
system: [SYSTEM]

user: 4. 选择标定方法不正确的影响 因为各油田录井公司都有不同型号的录井设备，采集软件不同，现场标定方式也不同，选择标定方法不正确成为影响传感器准确测量的因素之一。因此需要选择最精确的标定方法。 合理选择传感器标定方法是综合录井基础工作的重要组成部分，是为科学决策提供准确资料、判断异常资料的强有力依据。目前大多数录井仪提供了当前值法、最大值法和两(多)点法共3种标定方法。 通过分析各种标定方法的优劣，以最佳标定方法来排除对参数监测的影响。 1) 当前值标定法。如图6所示，该方法是以录井现场工作电压和当前参数值为一点，电压为0 V和参数值为0时为另一点，在二维坐标上建立线性方程。为叙述方便，假设探头的测量范围为0~10 m。在图中曲线a为探头的理想化工作曲线；曲线b1或曲线b2为探头的实际工作曲线；曲线c为探头使用当前值法建立的工作曲线。从图6中可以看出，随着测量电压漂移标定电压距离的增大，测量参数的误差随着增大。 图6. 当前值标定法 2) 最大值标定法。如图7所示，该方法是以满量程工作电压5 V和满量程参数值为一点，电压为0 V和参数值为0时为另一点，在二维坐标上建立线性方程，标定工作曲线实际上就是探头的理想化工作曲线。在图7中可以看出，当探头的实际工作曲线b1或曲线b2与探头的理想化工作曲线a (标定工作曲线c)相关性较差时，测量值跟实际值的误差基本上无规律可言。 图7. 最大值标定法 3) 两(多)点标定法。如图8所示，该方法是以第1点的工作电压和第1点的参数值为一点，第2点的工作电压和第2点的参数值为一点，在二维坐标上建立线性方程。在图8中可以看出，探头的实际工作曲线b与探头的标定工作曲线c完全符合，随着测量电压的变化，测量值跟实际值完全相符 [ 3 ] 。 图8. 两(多)点标定法 从3种标定方法的原理上分析，两(多)点法是最精确的标定方法。由表2、图9分析，两(多)点法的回归曲线R 2 ≥ 0.995，符合传感器标定要求。 Table 2 The data of two (multiple) point calibratio 电压/V 高度/m 电流/mA 钻井液/m 3 5 0.00 20.00 18.0 4 0.50 16.25 13.5 3 1.00 12.17 9.0 2 1.50 8.10 4.5 1 2.00 4.01 0 表2. 两(多)点法标定数据表 图9. 两(多)点法标定工作曲线图
system: [SYSTEM]

user: 5. 钻井作业过程中的影响 钻井作业就是指钻进、起下钻、测井、射孔取心、下套管、固井等作业过程。 5.1. 起下钻未核对钻具体积与钻井液体积的影响 通过P19井、G901井、Z401井录井现场观察，在起下钻过程中发现未核对钻具体积与钻井液体积。首先了解钻井液入量与起出钻具体积之间的关系，如果灌入井内的钻井液体积小于起出钻具的排替量时，则说明由于抽汲作用造成溢流现象。另外，下钻和下套管作业时，井内排出的钻井液体积小于下入钻具体积时，则说明由于激动作用造成井漏现象。所以，录井操作员要准确计算理论钻具体积并与实际采集数据对比，及时判断是否有抽汲作用造成溢流，激动作用造成井漏，排除参数真伪。只有准确核对钻具体积与钻井液体积，平衡二者关系，才能排除钻井液体积参数监测不准确的影响，提高录井井控操作技能，为安全生产提供有力保障。 为了排除钻具体积与钻井液体积之间的关系对参数监测的影响，依据常用各种钻具的灌、返泥浆量对照表(表3)，进行录井现场校正，以人工方式进行理论计算对比来排除钻井液参数监测不准确的影响 [ 4 ] 。 表3. 常用各种钻具的灌、返泥浆量对照表 5.2. 钻井液波动的影响 钻井液搅拌器在工作状态下，影响录井数据采集。钻井液搅拌器为了混合钻井液，使钻屑、泥砂在钻井液罐中不沉淀，使钻井液的密度及性能保持稳定，因此，要求钻井液搅拌器连续工作，避免固相发生沉淀现象。因为液位传感器一般都安装在钻井液池观察窗口处，靠近搅拌器，搅拌器在工作状态下，会产生钻井液波动，给液位传感器测量造成影响。钻井液波动忽高忽低，对应采集数据忽大忽小，给录井现场判断异常带来不确定性。 如图10所示，ALS-2综合录井仪在ZH401井起下钻作业时，对1#、2#、3#池体积进行测试。从曲线图分析，1#池体积没有开启搅拌器时呈现直线状态；2#池体积开启搅拌器，离搅拌器1.5 m左右，参数变化量在0.0~0.70 m 3 之间跳动变化；3#池体积开启搅拌器，离搅拌器3.0 m左右，参数变化量在0.0~0.35 m 3 之间跳动变化。从测试曲线图分析，离搅拌器越近，影响越大，离搅拌器越远，影响越小。 图10. ZH401井传感器测试曲线图 为了排除钻井液波动对参数监测的影响，通过以下方法解决。 1) 安装传感器必须远离搅拌器，硬件不符合安装要求的，井队必须整改。 2) 严格执行《综合录井仪传感器安装技术规范》，确保采集数据精确，能准确判断参数异常。
system: [SYSTEM]

user: 6. 应用实例 6.1. WS41井传感器静态测试 ALS-2综合录井仪在WS4井，分别对1#、2#、3#、4#池体积传感器进行静态测试。如图11所示，从实时数据分析，4个池体积传感器参数变化量在0.0~0.25 m 3 之间跳动变化，与传感器测量精度±0.25%FS 图11. WS41井传感器静态测试曲线图 误差结果相符。 6.2. 钻井液池体积测量核对记录签字确认 XX井录井班组进行《钻井液池体积测量核对记录》录井与工程二方签字确认，排除钻井液池体积参数监测不准确的因素。 6.3. 传感器多点标定校验方法 打开传感器采集标定窗口，如图12所示，分别对500、1000、1500 mm进行多点标定，对于每个作业小队上井都要进行多次模拟、理论、实际对比，反复做此项工作，排除钻井液池体积标定误差的影响。 图12. 传感器多点标定校验方法
system: [SYSTEM]

user: 7. 结语 录井作业过程中，影响超声波液位传感器参数监测等诸多细节，笔者结合录井实际工作，通过分析与改进监测设备，找出解决问题的方法，排除超声波液位传感器参数监测的影响，提高了录井作业过程中参数监测的准确性，具有一定的促进和指导作用。
system: [SYSTEM]

user: 摘 要 钻井液气体同位素录井(MGIL)是一门新兴的录井技术。国内传统的同位素分析通常为离线分析，时间成本和资金成本较高；而中法渤海地质服务公司在同位素录井服务中使用的Geoisotope在线同位素录井仪虽然实现了同位素数据的在线测量，但仅能提供甲烷的同位素数据，并且尺寸较大，数据易受外界因素影响。英国CSS公司研制的Isologger钻井液同位素录井仪，采用了稳定同位素比率质谱仪(Isotope-ratio mass spectrometry，简称“IRMS”)，该设备具有体积小、测量精度高、受外界影响较小的特点；合理地引入了气相色谱分离单元，使得Isologger能够通过在线分析得出C 1 ~C 5 的同位素数据，丰富了采集的同位素数据信息。该仪器以多组分的同位素数据为基础，可在现场进行井下油气层分析、烃类成熟度分析等工作，极大地提高了录井工作的指导地位。同位素录井在深海、非常规油气层、高温高压含硫地层等区域有着很好的应用前景。 关键词 :钻井液气体同位素录井，稳定同位素比率质谱仪，同位素录井仪 Copyright © 2017 by author， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
system: [SYSTEM]

user: 1. 引言 天然气中烷烃的同位素值蕴含着丰富的科学信息 [ 1 ] 。井下气体同位素数据的测量，国内外通常是将现场的样品送至实验室分析，虽然分析数据较全面，但样品分析的时间成本和资金成本较高，并且由于是离线分析 [ 2 ] [ 3 ] ，现场地质人员难以快速、有效地完成油气藏评价、地质卡层、储层连通性评估等地质问题 [ 2 ] [ 3 ] [ 4 ] 。斯伦贝谢公司旗下Geosevices公司根据近红外光吸收原理和光腔衰荡光谱原理(cavity ring-down spectroscopy，简称“CRDS”)研发出的实时甲烷同位素录井仪，在我国中海油相关项目中得到了应用，虽然解决了同位素的在线分析问题，但该设备尺寸较大，同位素数据单一(仅提供甲烷的同位素数据)，且不能排除CO 2 及温度变化对同位素数据的影响 [ 4 ] ，所提供的同位素数据不能很好地满足现场的地质解释要求。因此，在现场钻井液气体同位素录井中，需要一款体积小、准确度高、测量气体种类多样的钻井液气体同位素录井仪。英国CSS公司研制的Isologger钻井液同位素录井仪，采用了稳定同位素比率质谱仪(Isotope-ratio mass spectrometry，简称“IRMS”)，该设备具有体积小、测量精度高、受外界影响较小的特点，且能够通过在线分析得出C 1 ~C 5 的同位素数据，丰富了采集的同位素数据信息。
system: [SYSTEM]

user: 2. Isologger的结构及原理 Isologger由GC-C组合系统(气相色谱分离单元-燃烧炉)、IRMS测量系统(稳定同位素比质谱仪)和辅助系统3部分组成(图1)。 图1. Isologger组成部分 2.1. GC-C组合系统 GC-C组合系统由气相色谱分离单元(GC)和燃烧单元(C)组成，气相色谱分离单元会在氦气流中对样品中进行分离，根据保留时间分析其组成，如C 1 、C 2 、C 3 、C 4 、C 5 和CO 2 。采取该方式，可以根据GC输出峰值将样品“排队”，导入燃烧炉中燃烧成CO 2 ，燃烧生成的CO 2 会按顺序进入同位素比质谱(IRMS)离子源中进行测量。 2.2. IRMS测量系统 IRMS测量系统为现场小尺寸质谱仪，质谱仪的核心组成部分为高灵敏度气体紧密离子源、高稳定性永磁体、三重法拉第杯收集器。离子源将样品中各组分生成的CO 2 峰转化为离子束，离子束被发射到由永磁体产生的磁场中，按照质荷比(M/e)进行分离，从而测定样品的同位素质量和相对含量。该种精确到质子级别的分离方式，提高了设备的测量精度。 2.3. 辅助系统 为了进一步提高数据的准确度，Isologger设计有校正系统，校正系统将C 1 、CO 2 、C 2 和C 3 组成的已知质量浓度和同位素值的校准样品进料到GC中，代替钻井液气体样品进行同位素数据测量，根据真实值与测量值的偏差，由计算系统自动进行校正。为了保证数据的兼容性与便利性，Isologger配套的软件系统可以对采集、校正及数据处理等各环节进行调节、监控。
system: [SYSTEM]

user: 3. 技术优势分析 3.1. GC-C组合系统 Isologger的GC-C组合系统由于应用了气相色谱分离单元，能够将样品中的各种组分“排队”燃烧，测量多种气体组分的 13 C同位素比率，Isologger测量烷烃种类可根据需求定制，最多可测量C 1 ~C 5 及CO 2 的δ 13 C值( 13 C同位素比率)。 3.2. IRMS测量系统 由于IRMS测量系统采用了高灵敏气体离子源、定制合金制成的高稳定性永磁体，Isologger测量范围可达0.02%~40%。质谱测量原理的应用，使Isologger设备本身受外界影响因素较小，测量准确度可达0.5‰~1‰，精准的同位素数据能够较为真实地反映地层信息，为后期的油藏的分析、评价提供保障。 3.3. 综合优势 Isologger的设计适用于录井现场，整体大小为17U，总重约125 kg，使其能够在录井现场在线得出同位素数据。Isologger软件系统的兼容性强，可生成WITS格式或Excel格式的数据文件，根据时间顺序导入到录井数据库中。C 1 ~C 5 和CO 2 的多组分同位素数据提供了丰富的地层信息，为气藏成因分析及类型划分 [ 5 ] [ 6 ] [ 7 ] 、气体性质研究 [ 8 ] 、成熟度评估 [ 9 ] 、真假油气显示识别 [ 10 ] 、地层导向研究 [ 11 ] 提供了可信度较高的数据支撑。由于实验室的资金成本和时间成本较高 [ 2 ] [ 12 ] [ 13 ] ，在线测得的同位素数据也为油田的降本增效提供了较大助力。此外，Isologger在测量过程不影响钻井作业，无需停钻，操作简单，规避了复杂境况下可能产生的测试风险。
system: [SYSTEM]

user: 4. 同位素数据的应用 4.1. 烃类成熟度分析 Faber图版是分析烃类成熟度的图版工具，对研究烃源岩成熟度、预测生烃潜力有重要作用。Faber图版的建立是以 13 C 1 、 13 C 2 、 13 C 3 的δ值为基础，单一的同位素数据是无法建立Faber图版的。图2为国外某井的Faber图版，根据钻井液气体的同位素数值投点位置，确定当前井下气体的镜质体反射率(R o )，进而判断烃类的成熟度。图2反映了井下气体乙烷与丙烷碳同位素组成的关系，假设生油母质是干酪根II型，通过使用Berner和Faber [ 15 ] 公式可以计算得到镜质体反射率与碳同位素的关系曲线。 图2. 国外某井的Faber图版(据文献 [ 14 ] ，有修改) 4.2. 精确分辨油气层 图3为国外某井气测及同位素录井曲线，红色曲线代表烃类干度，绿色曲线代表全烃体积分数，黑色曲线代表 13 C 1 的同位素录井曲线。由于该井为泥浆过平衡钻进，Sand1层在气测曲线上显示为干层，但同位素录井中δ值偏高，指示为含气层，后经试井确认Sand1层为含气层；Sand4层在气测曲线上显示为高产油气层，但同位素录井曲线数值较低，显示为生物成因气，不具开发价值，最终试井确认Sand4层为干层。由此可见，同位素数据相比气测数据更加精确，能够更好地预测油气层。 图3. 国外某井气测及同位素录井曲线(据文献 [ 16 ] ，有修改)
system: [SYSTEM]

user: 5. 结语 Isologger钻井液同位素录井仪实现了小型化的在线钻井液气体多组分同位素检测，由于原理特性，数据更加精准，为油气层的勘探评价提供了保障；设备本身在深海钻井、复杂井(高温高压、含硫)及页岩气甜点预测评价中已取得了较为成功的应用，同时也为降低勘探开发成本提供了可行方案。但是，现有的稳定同位素现场分析设备并非真正意义上的“实时”，气体的采集过程有一定的局限性，而且国内的现场稳定同位素解释尚未成熟，因此相应的取样方法及后期解释软件的完善是今后现场钻井液气体同位素录井设备的研究重点。
system: [SYSTEM]

user: 摘 要 随着页岩气井勘探开发的不断深入，深层页岩气勘探开发技术成为技术人员的研究重点。深层页岩气普遍存在的高温、高密度等地质特征对现有钻完井技术尤其是固井技术无疑是个挑战。如何提高深层页岩气井的固井质量，是深层页岩气井勘探开发成功的关键。通过系统分析深层页岩气井固井过程中所面临的难题和挑战，提出了提高深层页岩气井固井质量的5项技术措施。将该技术措施与现场井况相结合，应用于深层页岩气井产层固井作业中，72 h候凝测井显示固井质量优质。 关键词 :页岩气，固井，高温高密度，韧性水泥浆 Copyright © 2017 by authors， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
system: [SYSTEM]

user: 1. 引言 近年来，页岩气勘探开发取得了重大突破，相应的开发技术已经成为研究热点。随着页岩气勘探开发的不断深入，开发技术逐步向深井方向发展，因而钻遇高温、高压地层的概率显著增大 [ 1 ] [ 2 ] [ 3 ] 。由于页岩气大多采用水平井钻井技术与体积压裂技术相结合的开采方式，对固井质量要求较高，再加上高温、高压地层固井作业的挑战，给固井带来困难，固井质量难以保证，也给固井提出了新的课题。
system: [SYSTEM]

user: 2. 高温高密度页岩气固井施工技术难点分析 2.1. 油层套管的选择 若套管刚度过小、韧性不够，在体积压裂的过程中，射孔段周围的套管易受剪切、滑移、错段等复杂的力学行为以及地应力场变化的作用，最终导致套管失效，丧失水平井密封完整性。 2.2. 长水平段油层套管下入难 页岩气长水平段固井套管下入较困难 [ 4 ] 。套管下入易遇阻，页岩储层井壁稳定性不易保证，易坍塌，沉积于井壁的掉块及未清洗净的岩屑都将增加套管下入摩阻，并可能在下套管过程逐步堆积导致无法下入。页岩气井因井壁沉积物未清洗尽、钻井液高温稳定性问题导致套管下入过程岩屑、重晶石等逐步堆积，最终导致套管无法下入，被迫起套管。 2.3. 水泥浆顶替效率低 要获得较好的固井质量，套管居中度应大于67%。在水平段由于重力作用，套管往往偏向下井壁，套管柱与井壁的间隙很小，居中度差，导致宽窄间隙处流速分布极不均匀，顶替效率不高，影响固井质量。水平段套管扶正器设计是一个难点。 2.4. 高比重油基钻井液清洗挑战 页岩气钻井使用了油基钻井液，这就造成形成井眼的滤饼表面具有一层油膜 [ 5 ] ，井壁和滤饼表面本身就是一种高能表面，水在其表面可以自动铺展，但是表面黏附一层油膜后使其变为低能表面，水与低能表面界面张力大，不能很好地被水所润湿铺展，即油膜与水泥环(亲水的)存在高的界面张力，水泥浆是极性溶液，而油是非极性溶液，不能很好地胶结在一起，严重影响界面胶结质量。基于以上原因，为保证良好的固井质量，与常规水基钻井液条件固井相比，对固井顶替效率提出了更高的要求。 2.5. 后期作业破坏水泥环完整性 固井作业结束后，环空中的水泥环需要经历、修井、压裂生产以及弃井等后续过程 [ 6 ] 。这些过程中产生的较为剧烈的压力和温度变化，会由套管传递到其后的水泥石。当套管受压受热膨胀时，对水泥环产生的应力高于水泥石强度时，会造成水泥环内微裂缝的生成，甚至大范围的水泥破碎。同时，页岩气井多数需要水平段分级压裂，若水泥环在压裂等高压环境下遭到破坏，将会影响压裂施工的有效分级，可能有层间沟通的情况发生。页岩气井后期作业会破坏水泥环完整性，引起环空带压问题。为保证井筒完整性，需要采用特殊技术和工艺。 2.6. 长水平段固井挑战 1) 水泥浆沉降稳定性要求高。由于页岩气目的层水平段较长，因此目的层固井对水泥浆的稳定性、水平段防气窜性、顶部强度发育和力学性能都有较高的要求。 2) 大温差固井对水泥石强度要求高 [ 7 ] 。对深井长封固段来说，水泥浆面临着大温差挑战。在满足长封固段施工时间的稠化性能时，难以兼顾水泥浆顶部强度的发育速度。水泥浆的配方设计难度较大，对油井水泥降失水剂、缓凝剂等提出了较大的挑战，若浆体配方体系的设计不合理，可能导致水泥浆顶部强度发展缓慢，严重影响固井质量，耽误作业周期。 3) 高压气井防气窜挑战。页岩气水平井目的层固井时，有上千米甚至超过两千米水平段需要有效封固，在理想的钻遇率情况下，固井过程中及候凝、水泥硬化后发生气窜的风险都很高。
system: [SYSTEM]

user: 3. 固井技术研究及对策 3.1. 水平井油层套管的选择 基于页岩气水平井的下套管作业难度和后期体积压裂对油层套管的刚度要求，需对套管合理的钢级和规格进行选择，以达到固井下套作业的顺利进行和保障后期水平井井筒完整性的目的，为此需对所选的两种套管进行严格的强度校核检验。 油层套管以钢级划分大体有以下两种：①钢级较高，壁厚较小，能有效保证套管内通径；②钢级较低，壁厚较大，在满足性能要求的基础上，大幅降低勘探开发的成本。 3.2. 长水平段套管下入措施 1) 通井措施。通井的主要目的是扩划井壁、破除台肩、消除井壁阻点。通井钻具结构应充分考虑所钻井井眼轨迹和入井管柱的特殊性，通过计算下部钻柱和入井无接箍套管的刚性，对比分析其尺寸、刚性和长度因素，综合考虑该井与其他井的井眼准备情况，设计通井钻具结构进行通井作业。 2) 旋转浮鞋。针对长水平段下套管的难点，可选用旋转浮鞋，使得即使遇到较大狗腿度井段也能顺利通过。 3) 漂浮下套管。漂浮下套管适用于摩阻力大，下放大钩载荷呈现负载荷现象的情况。该技术通过在套管串结构中加入漂浮接箍，利用漂浮接箍与套管鞋中间套管内封闭的空气或低密度钻井液的浮力作用，来减小套管下入过程中井壁对套管的摩阻，以达到套管安全下入的目的。 3.3. 水平井固井顶替技术 1) 液体纤维井眼清洁技术。液体纤维携砂井眼清洁技术是一种通过向前置液里加入一定量液体纤维，增加前置液机械携带能力而不影响前置液性能的有效清洁井眼的创新模式。其较强的携岩能力、简便的配制工艺对维护井眼清洁、提高生产时效、确保钻完井作业安全具有十分重要的意义。 2) 固井前钻井液性能调整。固井前的钻井液性能调整主要为下套管和有效的泥浆驱替服务。下套管前的钻井液性能需具备在静止条件下良好的井眼稳定性保持能力。下套管前可做钻井液老化试验，测试静止一个下套管时间长度后的钻井液的性能变化，比如稳定性、黏切数值等等。 3) 优选扶正器提高套管居中度。页岩气水平井常用滚轮扶正器、整体式弹性扶正器改善套管居中度，在进行水平井扶正器设计时应结合使用。滚轮扶正器能降低套管下放摩阻，同时能改善套管居中度，能使套管顺利入井。整体式弹性扶正器能对套管提供足够的支撑力，提高套管居中度，同时结构坚固，强度高，无应力薄弱点，可靠性高。 3.4. 驱油型清洗前置液体系 针对油基钻井液界面冲刷问题，使用高密度洗油型冲洗隔离液改善界面胶结质量。 油基泥浆清洗液体系中加入了表面活性剂。表面活性剂的亲油基团与界面上的油基钻井液中的油类成分吸附，表面活性剂的亲水基团延伸向清洗液中的水相 [ 7 ] 。由于隔离液中的表面活性剂与油基钻井液中的油类物质形成了分子间作用力，使得界面上部分油膜及油浆在驱替过程中被冲洗隔离液带走，同时，冲洗隔离液体系中的部分表面活性剂会吸附在界面上，从而使亲油性界面由于表面活性物质的吸附改变成了亲水界面。 室内实验考察了密度为2.1 g/cm 3 的清洗液在不同温度养护后的冲洗效率。清洗液配方：水+0.3%悬浮剂+300%加重剂+20%清洗液(配方中的百分数为质量分数)，冲洗时间为5 min。冲洗效果见图1，从图中观察经清洗液清洗后油膜明显脱离，粗糙砂纸表面基本恢复到原来的面貌。为了保证壁面冲洗效果，后续继续使用冲洗液冲洗10 s，获得粗糙砂纸表面油膜的冲洗效率。实验结果如表1所示。 Table 1 The evaluation of the anti-temperature performance of the flushing flui 温度/℃ 冲洗效率/% 冲洗效果 常温 90.1 冲洗效果好，表面为水润湿 50 95.4 冲洗效果好，表面为水润湿 80 94.9 冲洗效果好，表面为水润湿 100 93.0 冲洗效果好，表面为水润湿 120 94.6 冲洗效果好，表面为水润湿 表1. 冲洗隔离液抗温性能评价 图1. 清洗液冲洗后效果图 3.5. 弹塑性水泥浆体系 页岩气水平井油层套管固井后，要进行试压、分段压裂等后续作业，易造成水泥环密封失效，对水泥石力学性能要求高，需要水泥石具备较低的弹性模量以防止破坏失效。弹塑性水泥具有较低的弹性模量，既可以抵御压裂、射孔等作业中对附近水泥环的压力冲击，又可通过其膨胀特性规避完井、替液等作业中的微环空风险。 针对后期压裂作用造成水泥环损坏，引起环空带压问题，室内研制一种弹塑性水泥浆体系。井底至造斜点附近使用常规密度弹塑性水泥浆体系保证水泥环密封完整性，造斜点至井口使用高密度弹塑性水泥浆体系。领浆使用高密度水泥浆体系封固造斜点至井口。室内对使用的弹塑性水泥浆体系性能进行研究，结果如表2。可以看出，常规密度和高密度弹塑性水泥浆体系抗温性能都较高，弹塑性较高，综合性能都能满足施工要求，适合用作高温高密度固井技术水泥浆体系。 Table 2 The property of elastoplastic cement slurr 密度/(g·cm − 3 ) 稠化时间/min 失水量/mL 抗压强度/MPa 模量/GPa 泊松比/1 渗透率/mD 1.88 206 48 24.1 4.03 0.22 0.0086 2.32 309 22 25.3 4.91 0.19 0.0073 表2. 弹塑性水泥浆性能 注：稠化实验条件为120℃ × 50 MPa；失水实验条件为93℃ × 7 MPa × 30 min；水泥石养护条件为120℃ × 24 h。
system: [SYSTEM]

user: 4. 现场应用情况 4.1. 工程概况 某页岩气井是一口评价井，钻探目的层埋深4200 m，试验深层水平井压裂工艺。井深结构设计如表3所示。目的层实测压力因数1.98，破裂压力因数2.67。该井储层页岩脆性指数约70%，水平段采用高性能油基钻井液，钻井液密度范围设计2.05~2.40 g/cm 3 。同时，4200 m处实测温度120℃，该井设计井 Table 3 The structure of the wellbor 开钻次序 井段/m 钻头尺寸/mm 套管尺寸/mm 套管下入深度/m 一开 300 660.4 580.0 0~298 二开 2610 311.2 339.7 0~2600 三开 5466 215.9 244.5 0~5856 表3. 井身结构 深5466 m，预测该井井底温度约为130℃。 4.2. 技术应用 该页岩气井油层套管固井面临着水平段长套管下入困难，套管居中度不高影响顶替效率，高密度油基钻井液清除困难，后期作业水泥环破坏可能出现环空带压，长封固大温差及气窜风险对水泥浆综合性能要求高等难点。针对技术难点，采取以下技术措施。 1) 下套管技术。根据井身结构及水平段长度，下套管前严格执行双扶通井技术措施，并根据软件计算套管下入阻力，推荐使用旋转下套管技术，帮助套管顺利下入。考虑漂浮下套管技术并未在川渝主要页岩气区块中应用，且该井水平段长度仅为1500 m，水垂比不高，可不采用漂浮下套管技术。 2) 固井工具附件。为提高套管居中度，需要合理设计扶正器安放。重合段5根套管安放1只外径210 mm刚性扶正器。裸眼段扶正器安放：如果井眼条件良好，可采用外径205 mm旋流刚扶和外径216 mm整体式弹性扶正器间隔相加，使用设计软件调整扶正器间距，使套管居中度达到67%以上；如果井眼条件不好，井眼清洁不良或井壁稳定性较差，则使用外径205 mm旋流刚扶和外径205 mm滚轮扶正器间隔相加，减少套管下入阻力。 3) 固井工艺。采用一次性正注固井施工，水泥浆返至地面，采用清水替浆，施工参数采用固井工程设计软件计算，前期替浆排量1.2~1.5 m 3 /min，后期泵压高后，单独使用压裂车替浆，排量降低为1 m 3 /min。为保证水平段固井质量，使用高密度驱油型清洗前置液体系，采用两凝水泥浆体系，尾浆使用常规密度弹塑性水泥浆体系封固井底至造斜点，领浆使用高密度水泥浆体系封固造斜点至井口。固井地面施工需要2~3台双机泵水泥车、1台压裂车、1台仪表车、配套高压管线、额定工作压力70 MPa以上水泥头等。 4.3. 应用结果 在通井、扶正器安放设计、前置液水泥浆体系以及注替工艺等方面都进行了针对性设计，现场施工严格按照设计进行，现场施工顺利，未发生水泥浆漏失，候凝72 h，经声幅变密度测井固井质量检测，总长为1500 m的水平段固井质量全优质。
system: [SYSTEM]

user: 5. 结论 1) 在页岩气固井中，在合理控制油层套管使用成本的前提下，选材既要考虑下套管作业的可行性，同时也需满足后期体积压裂对套管刚度、形变能力的要求，保证页岩气水平井良好的井筒密封完整性。 2) 要保证高温高密度页岩气固井质量，必须做好固井计算机软件模拟计算，施工过程中下套管前进行通井，并使用旋转下套管或漂浮下套管技术。 3) 在下套管时将滚轮扶正器、整体式弹性扶正器结合使用，可改善套管居中度，同时无应力薄弱点，可靠性高。 4) 页岩气固井油基泥浆清洗的技术关键在于前置液的设计，应用有针对性的高效前置液体系，能有效清洗和冲刷掉油基泥饼和油膜，实现润湿反转，提高固井水泥浆的顶替效率及胶结质量。 5) 高温固井应用弹塑性双凝水泥浆体系，领浆使用高密度弹塑性水泥浆体系，尾浆采用常规密度弹塑性水泥浆体系，能够有效增加水泥浆防气窜性能，提高水泥浆的稳定性及弹韧强度，是高温页岩气水泥浆体系的最佳选择。
system: [SYSTEM]

user: 摘 要 激光的使用贯穿于现代泌尿外科始终，激光设备的使用也愈发普遍。随着科学技术的发展，人们一直在探索激光的更多应用。在众多设备中，钬激光、半导体激光和铥激光是目前使用最多的工具。根据激光的波长、水吸收度、血红蛋白吸收度和穿透深度不同，激光可以用来凝固、汽化和剜除。在许多医疗中心，经过众多药物治疗无效的良性前列腺增生，激光常常被用作它的主要治疗手段。并且和传统开放手术、经尿道电切手术相比，激光具有更好的治疗效果。激光在泌尿系结石、尿道(输尿管)狭窄和膀胱肿瘤中的应用，让伴有基础疾病的高龄患者的手术方案变得更加安全，同时减少抗凝药治疗方案改变的烦恼。激光手术更加微创化，缩短住院时长、减少保留尿管时间，有时甚至可以完全避免尿管的置入。而且，在术后并发症和二次手术率方面，激光也具有明显改善。总之，随着激光设备间竞争的激烈化，设备花费和维修费用的下降，手术安全性能的提高，激光将会成为泌尿外科领域不可或缺的设备。 关键词 :激光，泌尿外科，前列腺增生，结石 Copyright © 2017 by authors and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/ 自从1960年激光发明以来，50多种激光曾在临床应用，多数因为安全因素已经弃用，不过仍然有10种(波长)左右的激光在临床工作中使用。目前，得益于设备改良、临床需求合理化和术者经验的累计，加之其学习曲线短、疗效可靠，激光治疗已在临床疾病治疗中发挥重要作用。例如：在伴有心血管疾病并且需要抗凝药物的高龄患者的治疗过程中，接受激光治疗的患者拥有更长的存活期 [ 1 ] 。可见对于此类患者，激光技术比传统手术具有更高的安全性。与传统手术相比，激光治疗具有以下优点。第一，精确度和准确度更高。第二，创伤更小，对于血管损伤拥有极好的热凝效果，因此出血量、水肿、疼痛、瘢痕明显改善。第三，适用于伴有严重并发症的患者。此外，激光技术住院时间短，许多操作可在门诊完成。在泌尿外科领域，激光在碎石术、前列腺汽化剜除术、肾脏肿瘤部分切除术、尿路上皮肿物切除术、盆底筋膜切开、尿道和输尿管狭窄处理等方面已逐渐广泛应用 [ 2 ] 。EAU指南显示尽管经尿道前列腺电切术是中–小体积良性前列腺梗阻的金指标，但前列腺激光汽化、切除、剜除术可作为替代治疗手段，并且激光技术是粉碎泌尿系结石的最佳治疗方案。现就激光在泌尿外科中的应用现状及发展前景综述如下。 激光(Laser)来自“Light Amplification by Stimulated Emission of Radiation”首字母的缩合。激光光源可能来自于气体、晶体、半导体或者染料等。激光束和组织间的相互作用依靠反射、散射和吸收等物理现象 [ 3 ] 。从医学视角来看，最重要的现象是激光束经发色团吸收后转化为热能。人体组织中，光束被血红蛋白、水和黑色素所吸收，激光能量转化为高温灼烧，甚至凝固、汽化人体组织(见图1) [ 4 ] 。组织对于激光吸收系数越低，穿透深度越深；相反吸收系数越高，穿透深度越浅。此外，激光发射的波长越短，转化为热能的比例越高。总之，激光治疗疗效由吸收介质与激光波长两方面决定。
system: [SYSTEM]

user: 1. 激光种类 多种激光技术曾运用于泌尿外科领域，由于存在严重并发症的原因，许多激光渐渐弃用 [ 5 ] 。目前， 图1. 不同波长激光对黑色素、血红蛋白、水的吸收光谱 在泌尿外科领域使用最多的激光主要有：钬激光(Holmium:YAG laser)、绿激光(KTP:YAG)、半导体激光(Diode lasers)和铥激光(thulium lasers)。 1.1. 钕(Nd:YAG)激光 钕激光是过去应用最广泛，同时也是学习最多的一种激光。其波长1064 nm，组织穿透深度达1 cm，常引起深层组织凝固性坏死和周围组织的热损伤。Nd:YAG激光可以通过非接触式作用在视觉上达到激光对前列腺组织的烧蚀(VLAP)，也可以通过接触式烧灼或者间质组织激光烧灼(ILC)。术后常引起水肿导致刺激性下尿路症状(LUTS)和尿潴留，常常延长保留尿管时间。 1.2. 钬激光 钬激光原理是通过激发连接于钇–铝–石榴石晶体上的稀有元素钬产生波长为2100 nm的脉冲激光及其瞬间释放的强大能量，达到组织切割凝固作用，同时由于其水吸收的特征，能量主要为表浅组织吸收并达到较高温度而产生汽化作用，而其热损伤深度仅为0.4 mm。钬激光是目前泌尿外科手术中应用最广的激光，可用于精确的外科止血和切割，并且具有高能脉冲波的特性，可用于治疗结石、尿路上皮肿瘤等。 1.3. 绿激光 绿激光原理是当Nd:YAG (钕激光)穿过碳酸钛氧钾(KTP)晶体时产生波长为532 nm (位于可见光谱绿光区域)的脉冲激光，故称绿激光。其能量优先被氧合血红蛋白所吸收，因此有利于血管的凝固和组织的汽化，热损伤深度为1~2 mm。当然PVP也存在一些缺陷，由于组织汽化术后无法对组织进行病理诊断，所以术前必须严格完善前列腺癌的鉴别诊断。梅奥(Mayo)医学中心的临床研究，通过对PVP术后5年的随访显示绿激光治疗长期效果确切可靠 [ 6 ] 。 1.4. 半导体二极管激光 二极管半导体激光波长从980 nm到1470 nm，能量可被水和血红蛋白吸收，因此具有良好的止血能力和汽化效果。虽然不同文献报道其穿透深度大不相同，但两种激光在前列腺汽化中的应用均得到印证 [ 7 ] [ 8 ] 。然而，半导体激光同时伴有较高的术后并发症发生率，如：膀胱刺激性症状和附睾炎等。 1.5. 铥激光(2 um激光) 铥激光是微量元素钇–铝–石榴石晶体激发产生的连续激光，包括有波长1.92 um与2.01 um，因此常统称为2 um激光。由于其波长接近于水的能量吸收峰值，因而能发挥有效的组织汽化、切割和凝固作用。研究表明，经尿道前列腺铥激光切除术中出血量明显减少，术后疗效(最大尿流率、术后IPSS评分的改善)与TURP相似，但远期疗效仍有待循证医学证据支持 [ 9 ] 。
system: [SYSTEM]

user: 2. 激光在膀胱出口梗阻(BOO)病人中的应用 膀胱出口梗阻是尿流动力学上的概念。良性前列腺增生(BPH)是引起中老年男性排尿障碍最常见的一种良性疾病，主要表现是组织学上的前列腺间质和腺体成分的增生、解剖学上的前列腺增大、尿流动力学上的膀胱出口梗阻和以下尿路症状(LUTS)为主的临床症状。BPH的发病率随着年龄的增长而增加，目前已成为泌尿外科最常见的疾病之一。尽管TURP手术仍是BPH治疗的“金标准”，但激光凭借良好的凝固止血效果和非导电特性，经尿道前列腺激光手术已成为BPH重要的治疗方式。经尿道前列腺激光手术是通过激光对组织的汽化、切割及切除或组织的凝固、坏死及迟发组织脱落，达到解除梗阻的目的。 据美国国家医保数据统计，截止到2008年为止，经尿道前列腺激光汽化术已成为仅次于TURP的首选外科治疗方案 [ 10 ] 。James A.Thomas等人比较接受PVP和TURP患者发现PVP和TURP具有相似的安全性和疗效。一项80W和120W PVP的随访调查显示：术后4年最大尿流率增加82.5%，平均IPSS评分、PSA值、前列腺体积分别下降79.1%、43.8%、22.9%，PVP展示出稳定疗效、对继发于BPO的LUTS症状具有明显改善作用 [ 11 ] 。由于绿激光氧化血红蛋白吸收的特性，故PVP具有良好的止血效果。Kumar A对接受TURP和PVP的BPH患者进行随机研究显示，PVP组患者具有相对较少的失血量、较低的输血率及更短的尿管保留时间 [ 12 ] 。此外，侧出束绿激光操作中镜鞘摆动幅度更小，有效较少术中对尿道外括约肌的损伤，降低术后尿失禁的发生率。但PVP将病理组织完全汽化，无法获得病理检查结果。 另一个经常使用的激光是钬激光，其手术途径主要包括前列腺凝结(HoLAP)、剜除术(HoLEP)、切除术(HoLRP)。而钬激光剜除术对于膀胱出口梗阻的疗效得到广泛认可，同时具有微创手术的诸多好处：并发症少，保留尿管时间短，住院时间缩减 [ 13 ] [ 14 ] [ 15 ] 。Elshal AM研究HoLEP与PVP治疗小体积前列腺(<40 ml)LUTS患者，结果显示二者疗效与安全性相似，并且可适用于前列腺增生的高危患者 [ 16 ] 。前列腺剜除术HoLEP在解剖上达到完全剜除腺体的效果，等同于内镜化的开放手术，是目前BPH外科治疗中研究最多的手术方式 [ 17 ] [ 18 ] [ 19 ] 。Meta分析显示HoLEP较TURP患者显著减少术后尿管保留时间与住院时间，并显著降低围手术期并发症发生率 [ 20 ] 。 半导体激光的波长从980 nm到1470 nm，能量可被水和血红蛋白吸收，因此具有良好的止血能力和汽化效果。Cetinkaya M比较了980 nm激光前列腺汽化术和TURP术，证实半导体激光前列腺汽化术治疗前列腺增生疗效确切，同时还具有住院时间短、保留尿管时间短(1.45 ± 0.75 VS 2.63 ± 0.49)的优点 [ 1 ] 。起初，半导体激光主要用于前列腺汽化术，大量研究表明汽化术具有较高的并发症发生，有文献报道其二次手术率高达35% (文献)。一项对比200 W的980 nm半导体激光和120 W的KTP激光治疗BPH的RCT研究显示：两者的症状改善近乎相同，而半导体激光止血效果更佳。但半导体激光更易出现脱落组织导致的排尿困难、附睾炎和刺激症状 [ 21 ] 。目前，已有关于半导体激光前列腺剜除术(DiLEP)的相关研究，但由于激光种类繁多严重阻碍了对比研究。影响半导体激光推广使用的主要副作用是刺激症状和逆行射精，其他文献报道的并发症还有输血要求、穿孔和尿失禁等 [ 22 ] [ 23 ] [ 24 ] 。 铥激光可应用于BPH和膀胱颈挛缩的患者。铥激光穿透深度0.2 mm，可以迅速汽化组织，因此可以采用汽化术(THuVAP)、汽切术(THuVARP)、汽化剜除术(THuVEP)和剜除术(THuLEP)，文献分析钬激光相关文章显示其安全性、疗效得到有效证明 [ 25 ] 。此外术后一月随访结果显示，铥激光组患者PSA明显下降、Qmax术后并发症发生率两者相似，但铥激光组尿失禁发生率高于TURP组(20.9% VS 4.7%) [ 26 ] 。另一项对比THuVAP和HoLEP研究显示，120 W铥激光剜除组剜除时间明显短于HoLEP组(58.3 ± 12.8 min vs. 70.5 ± 22.3 min， P = 0.003)，两组围手术期血红蛋白下降量相似(17.1 ± 12.0 g/L vs. 15.2 ± 10.1 g/L， P = 0.415)，术后1个月、6个月和12个月的随访结果显示，两组患者的IPSS、QoL评分、Qmax无明显差异 [ 27 ] 。 激光是治疗BOO的一种工具，切割术、汽化术、汽切术、剜除术是众多的手术方式选择。具体激光种类和手术方式选择取决于患者基础疾病、术者对不同术式的研究和激光设备的获取。简而言之，PVP对有高危出血风险的患者疗效显著，尤其适用于前列腺体积小于100 ml。激光剜除术围手术期并发症少，具有良好的远期疗效，但学习曲线较陡峭。就目前而言，HoLEP手术具有最高的1级的研究数据支持，并且随访时间最长 [ 28 ] 。
system: [SYSTEM]

user: 3. 激光在泌尿系结石治疗中的应用 目前腔内碎石的主要方法包括超声碎石、气压弹道碎石和激光碎石。随着输尿管镜和激光技术的发展，输尿管软镜配合钬激光治疗肾结石(小于2 cm)和肾盏憩室结石取得良好效果。钬激光方向性好，95%能量被周围5 mm的介质水吸收，安全、结石粉末化效果好，且不易引起输尿管、膀胱穿孔。由于该技术利用泌尿道的自然腔道，无需建立其他创伤性通道，创伤小、恢复快、疗效好(优于SWL)，临床应用前景广阔。 对于特殊体质结石患者，如肥胖、儿童结石、凝血功能障碍患者，钬激光碎石也是安全、有效的治疗方案 [ 29 ] 。Elsheemy MS等人研究104儿童结石患者的钬激光碎石疗效，患者平均年龄4.7岁，结石平均大小为11 mm，碎石成功率为81.25% [ 30 ] 。Aboumarzouk OM等人回顾性分析输尿管镜钬激光碎石术治疗伴有出血疾病泌尿系结石患者，结果显示87.7%的患者结石完全排除，仅4%的病人存在少量出血。
system: [SYSTEM]

user: 4. 激光在膀胱癌和尿道狭窄治疗中的应用 研究显示，激光技术可用于治疗膀胱恶性肿瘤。Muraro等人对钬激光和电切术治疗表浅型膀胱癌效果研究，数据显示钬激光治疗组病人围手术期并发症低于经尿道电切膀胱肿瘤电切术(TUR-BT)组，钬激光组54%的患者术后24小时内拔出尿管，76%术后24~48小时内出院；而TUR-BT组仅4%患者术后24内拔出尿管，6%术后24~48小时出院 [ 31 ] 。He D等人应用新型直出束绿激光剜除治疗非肌层浸润性膀胱癌，研究显示入组患者瘤体直径从0.3~3.0 cm不等(平均1.8 cm)，平均手术时间和剜除时间分别是21(12~38) min和12(4~23) min，术后平均住院时间为2.5(1.5~4.0)天，未出现膀胱出血、穿孔和闭孔反射等并发症，术后随访6月未发现肿瘤复发 [ 32 ] 。多项研究显示激光为传统电切手术提供有力的补充，更加符合肿瘤的外科治疗原则并且为术后病理检查提供完善的标本，但需要分类化系统评估和大规模随机对照试验来补充研究。 开放或经验性尿道切开术是泌尿道狭窄的“金指标”，但激光技术已逐渐应用于该疾病的治疗中。研究显示：内镜激光尿道切开术创伤小，手术时间更短，安全性好，疗效优于传统方法 [ 33 ] [ 34 ] [ 35 ] 。激光通过汽化作用有效移除切割组织，减少对周围组织的热损伤。而对大于1.5 cm的较长狭窄段，激光内镜尿道切开术疗效欠佳。尽管激光在尿道狭窄治疗中的作用还没有获得公认，但对于不适合开放手术或伴有基础疾病的高龄患者而言是一个极好的选择。
system: [SYSTEM]

user: 5. 激光在辅助保肾手术中的应用 迄今为止，开放性肾部分切除术目前仍是肾部分切除术的标准治疗技术，而腹腔镜或者机器人辅助肾部分切除术是除开放性肾部分切除术之外可选择的治疗手段之一。传统肾肿瘤部分切除术必须短暂夹闭肾血管，出血量较大。激光有效减少肿瘤切除的术中出血，安全显示瘤体和周围组织的轮廓，为外生性肾肿瘤的切除提供更好的辅助选择。Loertzer H等人报道对于外生性肾肿瘤采用激光辅助部分切除术可不夹闭肾血管，同样安全、有效 [ 36 ] 。Sciarra A等人分析铥激光在肾细胞癌病人行NSS术的可行性，结果显示从激光辅助切除瘤体到创面确切止血的中位数时间是15 min (12~20 min)，激光辅助肿瘤切除过程没有明显出血(<40 ml)，术后均证实为肾细胞癌且无瘤体残余 [ 37 ] 。 不过目前关于激光辅助肾部分切除的相关文献仍然较少，大部分可检索文献多为小样本数据，无法提供高级别证据。即使如此，目前的激光形态已显示出光明前景 [ 38 ] 。随着激光辅助肾部分切除的手术经验累积和泌尿外科医师对激光技术的熟悉，激光辅助技术在肾部分切除中的使用值得期待。
system: [SYSTEM]

user: 6. 结论 激光凭借自身特点和优势，在泌尿外科得到迅速推广，尤其是在结石、前列腺疾病患者中的应用。当前激光推广的主要限制是光纤价格昂贵、日常维护程序复杂。随着技术进步、泌尿外科医生经验累积，激光的应用一定会变得更加精彩。
system: [SYSTEM]

user: 摘 要 涪陵焦石页岩气田是我国第一个投入商业化开发的国家级页岩气示范区。涪陵页岩气井地质构造特殊，普遍采用大型体积压裂技术完井，水泥环的完整性极易在压裂施工中受到破坏。井口带压问题不仅影响着后期的施工作业，也增大了完井风险。因此，提高水泥环的整体密封性，防止环空气窜是改善页岩气井井口带压问题的关键。笔者通过对水泥环密封失效的原因分析，提出了膨胀弹性自密封水泥浆体系的设计原理和思路，通过实验评价和现场应用发现，膨胀弹性自密封水泥浆在气井中具有明显的封固和密封作用。 关键词 :页岩气，井口带压，自密封，膨胀弹性，水泥浆 Copyright © 2017 by authors， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
system: [SYSTEM]

user: 1. 引言 涪陵页岩气井压裂前各层套管固井质量均较好，经过数次全井筒压裂(>100 MPa)后，大部分井出现井口带压现象，分析原因可能是固井I、II界面胶结面，在经历数次井筒加压/放压过程后形成微环隙、微裂隙而造成密封性能失效；对于储气库井，需要经过反复的储气增压/放压过程 [ 1 ] ，同样会产生环空气窜通道问题。同时，气井井口带压不仅不利于气井的开采同时也对井口安全造成威胁。因此，提高水泥环的整体密封性，防止环空气窜是页岩气井以及储气库井固井工程必须要解决的问题。膨胀弹性自密封水泥浆由于具有良好的封堵效果，能够很好满足环空密封性能要求。
system: [SYSTEM]

user: 2. 气窜原理分析 2.1. 微裂隙的产生原因分析 水泥环的完整性遭到破坏，水泥石基体出现裂缝，形成气窜通道。水泥石本身为塑性材料 [ 2 ] ，当超过承压极限，相应的屈服值降低，水泥石就会破碎，出现微裂缝，形成气窜通道。 2.2. 微环隙的产生原因分析 水泥环受施工作业的影响，在水泥环内部产生微裂隙，在水泥浆与套管的胶结面上也形成了微环隙，这些微环隙为气体上窜形成了通道 [ 3 ] [ 4 ] 。 微环隙产生的原因主要包括3个方面：①水泥浆在形成水泥石的过程中体积收缩产生微环隙，形成气窜通道；②水泥石与套管、井壁胶结质量差，容易产生微环隙，形成气窜通道；③加压–放压过程套管产生一定的形变，本身为塑性材料的水泥环与套管形变不一致，胶结面产生微环隙，形成气窜通道。
system: [SYSTEM]

user: 3. 自密封水泥浆体系研究 3.1. 如何改善水泥环的密封性能 为了改善水泥环的密封性能，主要有3个途径：①提高水泥石径向周向形变能力(弹性)。在地层围压的环境下，水泥石可与套管同步形变不破裂 [ 5 ] ，避免了微裂缝、微环隙的出现；②提高胶结质量，使胶结面不易产生微环隙；③提高自我封堵能力，不易形成连续的通道。 3.2. 膨胀弹性自密封水泥浆体系设计 3.2.1. 提高水泥石强度 物体的塑性和弹性是个矛盾关系，在基础值不变的情况下提高弹性就会损失部分塑性(抗压强度)。塑性剂ZS-6含增强剂，可提高水泥石的塑性；特殊纤维，该纤维表面经过特殊处理，亲和性强，分散性好，不易结团，提高了与水泥石的黏结力，可显著提高水泥石的韧性。 3.2.2. 改善水泥石的弹性 自密封材料TX-2是经过特殊工艺加工的弹性颗粒，均匀分散于水泥颗粒间，显著提高了水泥石的弹性，在遇到天然气或石油气体能够产生10%~50%的体积膨胀，增加了水泥环径向周向形变能力。在原浆水泥石中加入TX-2后，水泥石力学性能如表1所示。水泥环在压裂时不易破碎，与套管同步形变，避免了微裂缝、微环隙。弹性封堵剂TX-2均匀分散于水泥石颗粒间，自密封材料封堵水泥环裂缝示意图如图1所示。正常水泥环中的弹性封堵剂TX-2是均匀分散于水泥石颗粒间(其平均粒径为0.4 μm)，一旦水泥环产生裂缝，有气体进入，TX-2的体积会发生体积膨胀，7 d体积膨胀率最高可达300%。利用其体积膨胀性将裂隙封闭，起到封堵作用。 室内首先测试了加自密封材料前后原始岩心和加自密封材料前后预制裂纹岩心，这4种岩心的渗透率结果如表2所示；然后将预制裂纹后的水泥石岩心在甲烷气体介质中分别养护2、4、6、8、10 h；最后测试预制裂纹的水泥石岩心在养护前后的渗透率，结果如表3所示。 Table 1 The mechanical data of set cemen 试样 抗压强度/MPa 抗折强度/MPa 弹性模量/GPa 泊松比/1 原浆水泥石 27.0 4.5 8.1 0.18 原浆 + 5% TX-2水泥石 25.9 4.6 4.5 0.25 表1. 水泥石力学性能数据表 注：水泥石试样密度为1.90 g/cm 3 ；实验条件为常温 × 常压 × 48 h。 图1. 自密封材料封堵水泥环裂缝示意图 Table 2 The permeability of 4 kinds of rock core 岩心 长度 /cm 直径 /cm 入口压力/MPa 出口压力/MPa 围压 /MPa 气体流量/(mL∙min −1 ) 渗透率 /mD 加自密封材料原始岩心 4.62 2.47 0.7 0.1 3 49 0.51 加自密封材料预制裂纹岩心 4.62 2.47 0.4 0.1 3 72 1.73 未加自密封材料原始岩心 4.04 2.47 0.64 0.1 3 51 0.62 未加自密封材料预制裂纹岩心 4.04 2.47 0.38 0.1 3 62 1.84 表2. 4种岩心渗透率 表3. 水泥石渗透率恢复性能 可以看出，当水泥石中未加入自密封材料时，水泥石岩心渗透率几乎没有变化。在加入自密封材料的水泥石中，随着水泥石岩心在甲烷气体介质中养护时间的增加，岩心渗透率下降明显，渗透率恢复率升高。从第4 h开始，渗透率下降明显增大，说明岩心在甲烷气体养护过程中，从第4 h开始自密封材料被激活，10 h内渗透率恢复率大于70%，表现出良好的自密封性能，能有效防止气体在微裂缝间窜流。 3.2.3. 提高胶结质量 表面活性剂BX86L可使界面更亲水，改善了胶结环境。膨胀剂BOND可使水泥石体积微膨胀，产生径向预应力，提高了胶结强度。
system: [SYSTEM]

user: 4. 膨胀弹性自密封水泥浆现场应用情况 4.1. 现场水泥浆配方及物理性能 配方：嘉华G级水泥 + 45%淡水 + 2%表面活性剂BX86L + 0.4%缓凝剂RET-M + 1%分散剂DISP-S + 2%降失水剂FLO-S + 1%膨胀剂BOND + 5%自密封材料TX-2 + 0.5%消泡剂DESIL + 3%增塑剂ZS-6 (密度为1.90 g/cm 3 ；配方中的百分数为质量分数)。 室内对膨胀弹性自密封水泥浆体系的性能进行了测试，结果见表4，水泥浆具有良好的物理性能，其强度、稳定性以及稠化时间均能满足现场作业需要。 Table 4 The basic physical property of cement slurr 40℃初始稠度 /Bc 100Bc稠化时间/min 25℃流动度 /cm 游离液含量 /% 40℃沉降密度差/(g∙cm −3 ) 抗压强度 /MPa 10 192 21 0 0 14.1 表4. 水泥浆基本物理性能 4.2. 现场应用概况 在重庆焦页67井的表层套管固井施工中，返挤时使用了膨胀弹性自密封水泥浆，很好地封固上部的地层，使浅层气无法上窜至井口，解决了井口带压的问题。同时，在该井的技术套管施工时，同样返挤时将膨胀弹性自密封水泥浆最后打入环空，抑制了气体的上窜，固井后测试井口无带压。
system: [SYSTEM]

user: 5. 结论 1) 水泥环密封失效形成窜流通道主要是在水泥环内部或水泥环一、二界面上，提高水泥石韧性、改善水泥环胶结性和自密封效果是解决环空带压问题的关键技术。 2) 自密封材料TX-2能够显著改善水泥环的韧性，在甲烷气体中养护4 h后，加入TX-2的水泥环的渗透率恢复程度显著，在养护10 h后，水泥石的渗透率最高恢复值可达70%，表现出优良的自密封效果。 3) 膨胀弹性自密封水泥浆体系应用于现场固井作业中，施工顺利，井口未有明显带压现象出现，说明该水泥浆体系具有良好的推广应用价值和空间。
system: [SYSTEM]

user: 摘 要 目的：探讨癌症患者心理弹性水平与社会支持关系及其影响因素。方法：采用心理弹性量表(CD-RISC)、一般资料调查问卷、社会支持评定量表(SSRS)对陕西省某市三甲医院170癌症患者进行横断面调查。结果：患者心理弹性评分(55.08 ± 17.96)，社会支持总分(39.38 ± 8.57)。二者之间呈正相关(p < 0.01)，其中主观支持度可以作为癌症患者心理弹性的预测因子，其解释总变异的30.4%。心理弹性在不同层次的年龄、信仰、经济水平，以及不同水平的社会支持度方面有着显著的差异(p < 0.05)。结论：癌症患者心理力水平相较于正常较低，与社会支持尤其是主观支持维度相关。提示临床治疗当中可针对不同情况予以治疗和干预。 关键词 :心理弹性，社会支持，癌症患者 Copyright © 2017 by authors and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
system: [SYSTEM]

user: 1. 引言 癌症以其高死亡率和治疗难度一直以来都作为全世界医学工作者所努力研究的对象。在如今以延长癌症患者生存期，提高患者生命质量为治疗目的的导向中，世界学者对癌症的关注范围也逐渐地由生理层面扩展至了心理层面。而随着心理学的发展，心理弹性概念的提出也使得临床对癌症患者的心理研究重点转向了应对和适应能力的方面，这也与之前的治疗导向不谋而合。心理弹性是一种应对压力、挫折和创伤等消极生活事件的一种动态的过程和非特质的能力，它的两个基本操作性定义为个体遭遇逆境和成功应对(马伟娜，桑标，洪灵敏，2008)。因此，心理弹性和对其的积极影响因素对于癌症患者的健康和生活质量有着重要的作用。此外，众多研究显示身心健康与社会支持的程度有着显著地相关(杨艳杰，邱晓惠，彭涛，2005)。目前，国内众多学者在心理弹性和社会支持方面多有研究，但对于癌症患者的治疗干预与其二者之间关系的论述却很少，因此本研究通过探讨癌症患者的心理弹性水平与社会支持之间的关系及其影响因素，以期为临床癌症患者在心理方面的治疗提供实证依据。
system: [SYSTEM]

user: 2. 对象与方法 2.1. 研究对象 选取170例住院癌症患者，共发放问卷170份，最终回收有效问卷156份。有效回收率91.7%。年龄18~89 (61.4 ± 12.8)岁。男性73例，女性83例，均为神志清醒，无精神类疾病且自愿参加本调查。职业：无业7例，工人68例，农民64例，干部7例，学生1例，教师及文员7例，退休2例。 2.2. 方法 2.2.1. 调查工具 心理弹性量表(Connor and Davidson resilience scale， CD-RISC) (Connor & Davidson， 2003)。本研究使用由张建新，余肖楠翻译并修订的中文版CD-RISC心理弹性量表(Yu & Zhang， 2007)，共25个条目，3个维度分别为坚韧，自强和乐观。采用Likert5级评分，分数范围0~100。中文版Cronbach’s α系数为0.91。 自编一般资料调查问卷包括社会人口学信息，如性别、年龄、经济水平、信仰。疾病相关信息，如癌症种类、治疗阶段等。 社会支持评定量表(SSRS)由肖水源等人编制(肖水源，1993)，该量表共10题，三个维度分别是客观支持分、主观支持和支持的利用度。分值越高代表社会支持水平越高。 2.2.2. 统计学方法 采用spss19.0软件处理数据。计量资料以( ± s)表示，比较采用t检验，单因素方差分析。心理弹性的影响因素采用多元线性回归分析。以p < 0.05表示差异有统计学意义。