CN111040747A - 长水平段水平井固井可固化前置液及其应用 - Google Patents

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Abstract

本发明长水平段水平井固井可固化前置液属于石油与天然气勘探领域，本发明提供的长水平段水平井固井可固化前置液包括G级水泥、闭孔玻化珍珠岩、矿渣粉、微硅、熟石膏、硫酸钠、生石灰、熟石灰、偏硅酸钠及碳酸钠，本申请引入碱性泥岩抑制剂，综合运用固相材料及相关的功能性外加剂，构建能够稳定泥岩地层，与钻井液与水泥浆具有良好的相容性，自身体系稳定，具有固化特性的可固化前置工作液。

Description

长水平段水平井固井可固化前置液及其应用
技术领域
本发明属于石油与天然气勘探领域，具体涉及长水平段水平井固井可固化前置液及其应用。
背景技术
固井施工中前置液是水泥浆与钻井泥浆之间重要的隔离保护浆段，特别在长庆水平井固中，由于产层不连续，夹杂碳质泥岩及裂缝岩段，由于泥岩遇低固相隔离液易发生溶解和蠕动，降低水平段井筒安全性，遇裂缝岩段易引发漏失。
在传统的前置液体系中加入具有潜在固化特性的固化材料，配合激活剂、调凝剂、分散剂等外加剂、外掺料，使其在具备隔离抗污染作用的前提下，同时具有较强的综合固化能力，提高水平井固井质量，但是该体系技术所调配出的密度都在1.50-2.0g/cm3之间。
发明人在实现本发明实施例的过程中，发现背景技术中至少存在以下缺陷：
现有体系技术所调配出的密度都在1.50-2.0g/cm3之间，无法运用于水泥浆密度在1.35g/cm3以下的长水平段水平井中，现有技术中缺少密度1.20g/cm3左右，且满足泥岩抑制性和防漏堵漏性能的前置液。
发明内容
本发明提供了长水平段水平井固井可固化前置液及其应用，目的在于解决上述问题，解决现有体系技术所调配出的密度都在1.50-2.0g/cm3之间，无法运用于水泥浆密度在1.35g/cm3以下的长水平段水平井中，现有技术中缺少密度1.20g/cm3左右，且满足泥岩抑制性和防漏堵漏性能的前置液的问题。
为实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：
长水平段水平井固井可固化前置液，所述长水平段水平井固井可固化前置液由以下质量份的组分组成：
G级水泥 20-30份；
闭孔玻化珍珠岩 20-30份；
矿渣粉 30-40份；
微硅 8-12份；
熟石膏 4-8份；
硫酸钠 0.6-1.5份；
生石灰 2-3份；
熟石灰 2-3份；
偏硅酸钠 2-3份；
碳酸钠 1-2份；
水 95.9份-141.8份。
还包括外加剂，所述外加剂由以下组分组成：
降失水剂 2.0-3.5份；
减阻剂 0.2—0.3份；
缓凝剂 0.15—0.4份；
消泡剂 0.1-0.3份。
所述外加剂中：
所述降失水剂具体为聚乙烯醇类油井水泥降失水剂，聚乙烯醇类油井水泥降失水剂为2.5份，所述减阻剂具体为醛酮缩合物类油井水泥减阻剂，所述醛酮缩合物类油井水泥减阻剂为0.15份，所述缓凝剂具体为淀粉类油井水泥缓凝剂，所述淀粉类油井水泥缓凝剂为0.2份，消泡剂 0.1份。
所述外加剂中：
所述降失水剂具体为聚乙烯醇类油井水泥降失水剂，聚乙烯醇类油井水泥降失水剂为2.5份，所述减阻剂具体为醛酮缩合物类油井水泥减阻剂，所述醛酮缩合物类油井水泥减阻剂为0.1份，所述缓凝剂具体为淀粉类油井水泥缓凝剂，所述淀粉类油井水泥缓凝剂为0.1份，消泡剂 0.1份。
所述外加剂中：
所述降失水剂具体为聚乙烯醇类油井水泥降失水剂，聚乙烯醇类油井水泥降失水剂为2.5份，所述减阻剂具体为醛酮缩合物类油井水泥减阻剂，所述醛酮缩合物类油井水泥减阻剂为0.15份，所述缓凝剂具体为淀粉类油井水泥缓凝剂，所述淀粉类油井水泥缓凝剂为0.3份，消泡剂 0.1份。
所述G级水泥为28份，所述闭孔玻化珍珠岩为30份，所述矿渣粉为38份，所述微硅为7份，所述熟石膏为6份，所述硫酸钠为1.2份，所述生石灰为3份，所述熟石灰为3份，所述偏硅酸钠为2份，所述碳酸钠为2份，所述水为128.614份。
所述G级水泥为25份，所述闭孔玻化珍珠岩为25份，所述矿渣粉为30份，所述微硅为10份，所述熟石膏为5份，所述硫酸钠为1份，所述生石灰为2份，所述熟石灰为2份，所述偏硅酸钠为3份，所述碳酸钠为1份，所述水为112.35份。
上述长水平段水平井固井可固化前置液在40℃--90℃在井口附近的低压易漏区域固井施工中的应用。
本发明的有益效果是，本发明引入碱性泥岩抑制剂，综合运用固相材料及相关的功能性外加剂，构建能够稳定泥岩地层，与钻井液与水泥浆具有良好的相容性，自身体系稳定，具有固化特性的可固化前置工作液；使用密度：1.10--1.20g/cm3， 45℃/48h的抗压强度大于3.5MPa；其密度满足：“钻井液密度＞前置液密度＜水泥浆密度”的要求，在具备冲洗、隔离作用的前提下，同时具有固化能力，为持续提高长庆水平井固井质量增加了技术手段，同时本发明采用更少的固相材料，实现抑制泥岩、防漏、堵漏以及可固化性能，满足长庆复杂长水平段井固井需求。采用更少的固相材料，实现抑制泥岩、防漏、堵漏以及可固化性能，满足长庆复杂长水平段井固井需求。
附图说明
图1为本发明长水平段水平井固井可固化前置液一实施例中的可固化性能试验数据；
图2为本发明长水平段水平井固井可固化前置液另一实施例中的可固化性能试验数据；
图3为本发明长水平段水平井固井可固化前置液一实施例中的可固化性能试验数据；
图4为本发明长水平段水平井固井可固化前置液另一实施例中的可固化性能试验数据；
图5为本发明长水平段水平井固井可固化前置液一实施例中的可固化性能试验数据；
图6为本发明长水平段水平井固井可固化前置液一实施例中的可固化性能试验数据。
具体实施方式
下述，本领域技术人员基于本发明的宗旨所做的许多修改和变化属于本发明的保护范围。
在实验室中所配置的前置液与普通前置液的配置方法一致。评价其主要性能请参考本申请中的实验数据。
实施例1
本发明长水平段水平井固井可固化前置液的一实施例，该长水平段水平井固井可固化前置液，所述长水平段水平井固井可固化前置液由以下质量份的组分组成：
G级水泥 20-30份；
闭孔玻化珍珠岩 20-30份；
矿渣粉 30-40份；
微硅 8-12份；
熟石膏 4-8份；
硫酸钠 0.6-1.5份；
生石灰 2-3份；
熟石灰 2-3份；
偏硅酸钠 2-3份；
碳酸钠 1-2份；
水 95.9份-141.8份。
上述实施例中，本前置液配方具有高固相抑制泥岩且具备一定防漏、堵漏能力，能起到良好隔离和洗井作用，其密度应与完井泥浆接近，减少压力变动，保护好水平段井筒安全；自身还具备可凝固性，能进一步提高井筒封固段长度，更好的起到支撑、保护套管作用。
本前置液配方引入碱性泥岩抑制剂，综合运用固相材料及相关的功能性外加剂，构建能够稳定泥岩地层，与钻井液与水泥浆具有良好的相容性，自身体系稳定，具有固化特性的可固化前置工作液；使用密度：1.10--1.20g/cm3， 45℃/48h的抗压强度大于3.5MPa；其密度满足：“钻井液密度＞前置液密度＜水泥浆密度”的要求，在具备冲洗、隔离作用的前提下，同时具有固化能力，为持续提高长庆水平井固井质量，增加技术手段。
本前置液配方主要运用于长庆油、气田长水平段井固井，体系工作密度：1.10-1.20g/cm3，低于完井钻井液与水泥浆密度，能够抑制泥岩，利于保护水平段井筒安全；同时在井口附近的中、低温条件下，凝结强度大于3.5MPa/45℃/48h,特别适用于低压易漏区域固井施工，既可隔离钻井液与清洁井壁，还能提高封固率，确保固井质量。
碳质泥岩的主要矿物组成是高岭土、蒙脱石，其它矿物包括绿泥石、石英、埃洛石和绢云母等，多属于硅、铝酸盐，含有大量的Al2O3、SiO2,吸水性强；根据其矿物组成，前置液固相材料选用与泥岩主组分相近的硅、铝酸盐类材料，pH值调整至大于等于钻井液值，降低渗透压力，抑制泥岩吸水膨胀和溶胀。
新配制可固化前置液以水基为基础，密度为：1.10-1.20g/cm3，低于水平井完井钻井液密度，n值大于0.60、K值小于0.5，接近牛顿流体流态，对泥饼具有良好的渗透能力，体系加有轻珠颗粒物，提升了对泥饼的冲洗作用，用六速旋转测定仪检验，对钻井液的冲洗效果大于90%，具备稀释钻井液作用；其自身的主要材料与轻珠、矿渣、粉煤灰体系类的低密度主要材料高度近似，对低密度水泥浆的稠化时间和强度影响较小。
采用多种可固化材料，体系中G级水泥、矿渣粉熟石膏和生石灰，可固化材料占体系中固相含量的56%-81%，同时矿渣、熟石膏和石灰的密度都低于水泥，在保证强度的同时兼顾降低体系密度。
采用复合激活技术，矿渣粉需在pH大于13的情况下才能更好的激活形成强度，但在强碱条件下G级水泥会快速凝固，无法提供体系作为前置液功能所需的液态时间段；为此，激活剂选用不易溶于水的高模数硅酸钠，同时加入一定比例的碳酸钠和熟石灰，通过它们的逐步反应，产生氢氧化钠和碳酸钙，在体系中经井下逐步升温，高模数硅酸钠由逐步生成的氢氧化钠激活，成为泡花碱水玻璃，对矿渣产生激活作用，既保证后期强度发展，又兼顾前期的液态时间。
采用复合控凝技术，针对水泥成分选用常规的水泥浆体系缓凝剂，对于矿渣材料采用硫酸根离子来调整凝固速度，通过加入一定量的配比为2.667：1-13：1的熟石膏和硫酸钠，通过硫酸根控制氢氧化钠的生成的速度和浓度，来实现控制体系的激活时间。
实施例2
进一步的，本发明长水平段水平井固井可固化前置液的另一实施例，还包括外加剂，所述外加剂由以下组分组成：
降失水剂 2.0-3.5份；
减阻剂 0.2—0.3份；
缓凝剂 0.15—0.4份；
消泡剂 0.1-0.3份。
上述实施例中，采用综合性的减轻稳定技术，为实现1.20 g/cm3以下的体系密度，在体系中加入了20%-25%的玻化膨胀珍珠岩，以及8%-12%的微粒硅粉，选用的固液比范围：1.05-1.20；在常温条件下体系依靠水泥、石膏、微硅粉结合水分子的作用来稳定体系，随着时间沿长，井下温度上升，依靠外加剂的化学反应所激活矿渣、水泥及石灰与水的结合力来维持体系稳定。
可固化前置液能在40--90℃的温度范围内，起到良好的隔离钻井液、保护井壁以及自身可凝固的性能；同时能够方便的控制凝固时间，保证施工安全。该体系对比常规前置液，能更好适用于长庆油田长水平段固井，该体系中的固相材料水泥、矿渣、石膏和石灰，比常规前置液中的碳酸钙和重晶石，对水泥浆性能的影响更小；体系是水基碱性液体，比传统的高分子胶体材质前置液，清洁虚泥饼效率更好；该体系自身具备凝固性，在井筒中凝固支撑套管，增加封固长度。对于易漏返高不足的水平井固井更具实用性，既可增加长封固段长度，又能提高施工安全性。
实施例3
将以下材料：
G级水泥 25份
闭孔玻化珍珠岩 25份
矿渣粉 30份
微硅 10份
熟石膏 5份
硫酸钠 1份
生石灰 2份
熟石灰 2份
偏硅酸钠 3份
碳酸钠 1份
上述固相材料采用物理方法搅拌均匀，仅需根据井温和井型的不同选择加入不同量的缓凝剂、降失水剂和减阻剂，调整体系固化的稠化时间长短；根据地层漏失当量的大小，选用范围内的不同水固比，组成不同的体系密度。建议使用水固比： 1.07，密度：1.14—1.17g/cm3。
外加剂与水固比使用范围：
降失水剂 2.0-3.5%
减阻剂 0.2—0.3%
缓凝剂 0.15—0.4%
水固比 1.05--1.20
密度 1.06—1.17 g/cm3
上述实施例中，本申请长水平段水平井固井用可固化前置液是长庆区域提高油气田水平井固井质量的重点技术，根据油藏的地质特点，依照长水平段井固井问题的解决思路，确定本次开发的新体系技术适用范围如下：
1、长水平段油井水平井固井用：
井筒下部循环耐受温度：50--65℃；
井筒上部静止养护温度：30--45℃；
2、长水平段气井水平井固井用：
井筒下部循环耐受温度：70--85℃；
井筒上部静止养护温度：30--45℃。
本发明长水平段水平井固井用可固化前置液的隔离抑制性能数据：
1、抑制粘土造浆能力
在配置好的可固化前置液、常规隔离液和清水中分次加入膨润土，测试50℃/30min常压稠化仪搅拌后的流变性能，下表列出各自的粘度值如下：
表1：抑制粘土能力实验数据表
Figure 138577DEST_PATH_IMAGE002
通过上表数据比对可以明显的看出，随着膨润土的加量逐步增加，测试体系的粘度逐步增长，其中可固化隔离液的粘度增长幅度最小，说明其对比原用隔离液体系，具备更有效的粘土水化分散抑制能力。
2、泥岩抑制性能力
在配置好的可固化前置液、常规隔离液和清水中分次加入泥岩岩屑（粒径2～4mm），经50℃/30min常压稠化仪搅拌后，过孔径为0.45mm的筛，烘干后称量，对比回收率的大小，下表列出各自的回收率数值如下：
表2：泥岩岩屑回收率实验数据表
Figure 993400DEST_PATH_IMAGE004
通过上表数据比对可以明显的看出，其中可固化隔离液的回收数据明显高于其它对比液体，说明其具有良好的泥岩溶胀抑制性能，具备更有好的泥岩段井壁保护能力。
实施例4
进一步的，请参考图1及图2，本发明长水平段水平井固井可固化前置液可固化性能试验数据：
1、1.13-1.20 g/cm3可固化前置液体系性能(气井用型70-85℃)
配 方：萌城G级25%+可固化前置液材料75%+GJ-S2.5%+USZ0.15%+GH-3 0.2%
水灰比：1.05
密 度：1.15g/cm3×Φ4000×1
1.17g/cm3×Φ4000×2
1.18g/cm3×Φ2000×3
析水量：＜0.5%
失水量：＜200ml
强 度：＞2.5/3.5MPa(45℃/24h/48h)
稠化实验条件：80℃/40MPa/40min
初 稠：22Bc
稠化时间：t40/t70=189min/201min
造浆率：1.80m3/t
流变数据
转速 3 6 100 200 300 600
上行 6 10 20 38 54 77
下行 5 9 21 38 53 77
平均 5.5 9.5 20.5 38 53.5 77
n=0.5250
污染试验
可固化前置液大样：钻井液：隔离剂=7：2：1
初始稠度：18BC 稠化时间：240min未稠
其中，可固化前置液材料具体包括的材料有，G级水泥、
闭孔玻化珍珠岩、矿渣粉、微硅、熟石膏、硫酸钠、生石灰、熟石灰、偏硅酸钠及碳酸钠，所述G级水泥为25份，所述闭孔玻化珍珠岩为25份，所述矿渣粉为30份，所述微硅为10份，所述熟石膏为5份，所述硫酸钠为1份，所述生石灰为2份，所述熟石灰为2份，所述偏硅酸钠为3份，所述碳酸钠为1份，所述水为112.35份。
萌城G级具体为：G级油井水泥（HSR）；
GJ-S具体为：聚乙烯醇类油井水泥降失水剂；
USZ具体为：醛酮缩合物类油井水泥减阻剂；
GH-3具体为：淀粉类油井水泥缓凝剂。
实施例5
进一步的，请参考图3及图4，本发明长水平段水平井固井可固化前置液可固化性能试验数据：
2、1.13-1.20 g/cm3可固化前置液体系性能(油井用型55-60℃)。
①配方：萌城G级25%+可固化减轻添加材料75%+GJ-S2.5%+USZ0.15%+GH-3 0.2%
水灰比：1.05
密度：1.13g/cm3×Φ4000×1
1.15g/cm3×Φ4000×2
1.17g/cm3×Φ2000×3
析水量：＜0.5%
失水量：＜200ml
强 度：＞2.0/3.5MPa(45℃/24h/48h)
稠化实验条件：55℃/25MPa/25min
初 稠：12Bc
稠化时间：t40/t70=350min/383min
造浆率：1.80m3/t
流变数据
转速 3 6 100 200 300 600
上行 6 9 22 44 63 77
下行 5 8 21 42 61 77
平均 5.5 8.5 21.5 43 62 77
污染试验
可固化前置液大样：钻井液：隔离剂=7：2：1
初始稠度：22BC 稠化时间：240min未稠
可固化液以不同比例与水平井完井钻井液体系混合,充分搅拌后,测量混合液的流变参数。
Figure 633458DEST_PATH_IMAGE006
可固化隔离液以不同的比例与钻井液混合后,均不产生絮凝增稠现象。
其中，可固化前置液材料具体包括的材料有，G级水泥、
闭孔玻化珍珠岩、矿渣粉、微硅、熟石膏、硫酸钠、生石灰、熟石灰、偏硅酸钠及碳酸钠，所述G级水泥为25份，所述闭孔玻化珍珠岩为25份，所述矿渣粉为30份，所述微硅为10份，所述熟石膏为5份，所述硫酸钠为1份，所述生石灰为2份，所述熟石灰为2份，所述偏硅酸钠为3份，所述碳酸钠为1份，所述水为112.35份。
萌城G级具体为：G级油井水泥（HSR）；
GJ-S具体为：聚乙烯醇类油井水泥降失水剂；
USZ具体为：醛酮缩合物类油井水泥减阻剂；
GH-3具体为：淀粉类油井水泥缓凝剂。
实施例6
进一步的，请参考图5及图6，本发明长水平段水平井固井可固化前置液可固化性能试验数据：
②配方：萌城G级25%+可固化减轻添加材料75%+GJ-S2.5%+USZ0.10%+GH-3 0.1%；请参考图5；
水灰比：1.05
密度：1.13g/cm3×Φ4000×1
1.15g/cm3×Φ4000×2
1.17g/cm3×Φ2000×3
析水量：＜0.5%
失水量：＜200ml
强度：＞2.2/3.5MPa(45℃/24h/48h)
稠化实验条件：55℃/25MPa/25min
初稠：15Bc
稠化时间：t40/t70=172min/196min
造浆率：1.80m3/t
③配方：萌城G级25%+可固化减轻添加材料75%+GJ-S2.5%+USZ0.15%+GH-3 0.2%；请参考图6；
水灰比：1.05
密度：1.17g/cm3×Φ4000×1
1.19g/cm3×Φ4000×2
1.19g/cm3×Φ2000×3
析水量：＜0.5%
失水量：＜200ml
强度：＞2.4/3.8MPa(45℃/24h/48h)
稠化实验条件：55℃/25MPa/25min
初稠：22Bc
稠化时间：t40/t70=248min/286min
造浆率：1.80m3/t
其中，可固化前置液材料具体包括的材料有，G级水泥、
闭孔玻化珍珠岩、矿渣粉、微硅、熟石膏、硫酸钠、生石灰、熟石灰、偏硅酸钠及碳酸钠，所述G级水泥为25份，所述闭孔玻化珍珠岩为25份，所述矿渣粉为30份，所述微硅为10份，所述熟石膏为5份，所述硫酸钠为1份，所述生石灰为2份，所述熟石灰为2份，所述偏硅酸钠为3份，所述碳酸钠为1份，所述水为112.35份。
萌城G级具体为：G级油井水泥（HSR）；
GJ-S具体为：聚乙烯醇类油井水泥降失水剂；
USZ具体为：醛酮缩合物类油井水泥减阻剂；
GH-3具体为：淀粉类油井水泥缓凝剂。
实施例7
本发明长水平段水平井固井可固化前置液的制备方法，所述方法包括：
步骤1，将G级水泥20-30份、闭孔玻化珍珠岩20-30份、矿渣30-40份、微硅8-12份、熟石膏4-8份、硫酸钠0.6-1.5份、生石灰2-3份、熟石灰2-3份、偏硅酸钠2-3份和碳酸钠1-2份混合均匀；
步骤2，将降失水剂2.0-3.5份、减阻剂0.2—0.3份、缓凝剂 0.15—0.4份和消泡剂0.1-0.3份加入步骤1中加入水 95.9份-141.8份混合均匀得到长水平段水平井固井可固化前置液。
上述实施例中，微硅为粉状，方便溶解；降失水剂可采用卫辉市化工有限公司生产的G31S油井水泥降失水剂、G32S油井水泥降失水剂或G30S油井水泥速溶降失水剂，减阻剂可采用阴离子聚丙烯酰胺减阻剂，缓凝剂可采用德旺品牌的葡萄糖酸钠缓凝剂，消泡剂可采用HS品牌的有机硅消泡剂。

Claims (8)

1.长水平段水平井固井可固化前置液，其特征在于，所述长水平段水平井固井可固化前置液由以下质量份的组分组成：
G级水泥 20-30份；
闭孔玻化珍珠岩 20-30份；
矿渣粉 30-40份；
微硅 8-12份；
熟石膏 4-8份；
硫酸钠 0.6-1.5份；
生石灰 2-3份；
熟石灰 2-3份；
偏硅酸钠 2-3份；
碳酸钠 1-2份；
水 95.9份-141.8份。
2.如权利要求1所述长水平段水平井固井可固化前置液，其特征在于，还包括外加剂，所述外加剂由以下组分组成：
降失水剂 2.0-3.5份；
减阻剂 0.2—0.3份；
缓凝剂 0.15—0.4份；
消泡剂 0.1-0.3份。
3.如权利要求2所述长水平段水平井固井可固化前置液，其特征在于，所述外加剂中：
所述降失水剂具体为聚乙烯醇类油井水泥降失水剂，聚乙烯醇类油井水泥降失水剂为2.5份，所述减阻剂具体为醛酮缩合物类油井水泥减阻剂，所述醛酮缩合物类油井水泥减阻剂为0.15份，所述缓凝剂具体为淀粉类油井水泥缓凝剂，所述淀粉类油井水泥缓凝剂为0.2份，消泡剂 0.1份。
4.如权利要求2所述长水平段水平井固井可固化前置液，其特征在于，所述外加剂中：
所述降失水剂具体为聚乙烯醇类油井水泥降失水剂，聚乙烯醇类油井水泥降失水剂为2.5份，所述减阻剂具体为醛酮缩合物类油井水泥减阻剂，所述醛酮缩合物类油井水泥减阻剂为0.1份，所述缓凝剂具体为淀粉类油井水泥缓凝剂，所述淀粉类油井水泥缓凝剂为0.1份，消泡剂 0.1份。
5.如权利要求2所述长水平段水平井固井可固化前置液，其特征在于，所述外加剂中：
所述降失水剂具体为聚乙烯醇类油井水泥降失水剂，聚乙烯醇类油井水泥降失水剂为2.5份，所述减阻剂具体为醛酮缩合物类油井水泥减阻剂，所述醛酮缩合物类油井水泥减阻剂为0.15份，所述缓凝剂具体为淀粉类油井水泥缓凝剂，所述淀粉类油井水泥缓凝剂为0.3份，消泡剂 0.1份。
6.如权利要求3-5任意一项所述长水平段水平井固井可固化前置液，其特征在于，所述G级水泥为28份，所述闭孔玻化珍珠岩为30份，所述矿渣粉为38份，所述微硅为7份，所述熟石膏为6份，所述硫酸钠为1.2份，所述生石灰为3份，所述熟石灰为3份，所述偏硅酸钠为2份，所述碳酸钠为2份，所述水为128.614份。
7.如权利要求3-5任意一项所述长水平段水平井固井可固化前置液，其特征在于，所述G级水泥为25份，所述闭孔玻化珍珠岩为25份，所述矿渣粉为30份，所述微硅为10份，所述熟石膏为5份，所述硫酸钠为1份，所述生石灰为2份，所述熟石灰为2份，所述偏硅酸钠为3份，所述碳酸钠为1份，所述水为112.35份。
8.如权利要求1-7中任意一项所述长水平段水平井固井可固化前置液在40℃--90℃在井口附近的低压易漏区域固井施工中的应用。
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