漏失井打水泥塞技术浅谈
超细水泥堵漏技术
超细水泥堵漏技术LT1井在二开技术套管一级固井时发生失返性漏失, 造成上部的气层未封固好,套管鞋处承压能力达不到要求.在钻开水泥塞后有气侵气窜现象，为了确保三开施工安全顺利地进行,在三开前采用了超细水泥堵漏, 效果显著。
一、超细水泥堵漏前简况(一)前期施工情况：LT1井二开采用空气钻钻进至设计井深3403.00米，转换钻井液后井下发生垮塌,经处理钻井液后扩划眼至井深3403.00米恢复正常钻进。
钻至井深3425.94米发生溢流，在压井过程中采用逐步提高钻井液密度的方法进行压井施工。
钻井液密度从1.39g/cm3提高至1.52g/cm3(压井未压稳)时井下发生严重漏失，采用桥浆堵漏和继续提高钻井液密度方法压井，在钻井液密度提高至1. 64g/cm3，压井成功。
但因气侵严重，循环除气时钻井液密度逐步提高至 1. 74g/cm3。
井下恢复正常后使用堵漏泥浆钻至井深3543.95m二开中完。
二开中完后，进行下技术套管前的承压堵漏，因各井段地层压力梯度不同，地层承压堵漏难度大。
地层承压堵漏共13次，地层承压能力达到1.86 g/cm3，动态模拟为1.77 g/cm3，满足使用低密度水泥双级固井的需要。
（二）固井施工简况：1.下套管施工情况：下套管时，井队严格按照监督要求和固井设计要求，控制下放速度（套管内下放速度为小于0.3m/s，套管外下放速度为小于0.25m/s），每根灌泥浆，每10根灌满一次。
下套管期间专人坐岗，泥浆返出正常。
2.二开固井管串：管串结构:浮鞋×0.59m＋Φ273.05mm套管×21.80m＋浮箍×0.27m＋Φ273.05mm套管×10.58m＋浮箍×0.29m＋Φ273.05mm套管×983.23mm＋双级箍×1.08m＋Φ273.05mm套管×1827.19m＋转换短节×0.74m＋Φ273.05mm套管×683.44m＋双公短节×0.36m＋套管悬挂器×0.60m 联入:11.83m 套管下深:3542.00m。
注水泥塞施工实用技术
注水泥塞施工实用技术探讨编写人：xxx前言在修井工作中为了进行回采油层、找漏堵漏、找串封串与上部套管试压工作，用注入水泥浆在井某一段位置上形成坚固的水泥塞，这是修井中常见的工作之一。
注灰塞的方法有灰筒倒置法、泵注置换法和挤注法三种。
灰塞的种类可分两种：底部灰塞和悬空灰塞。
对于这种施工，在我们井下作业这个行当中，并不是一道很复杂的施工工序，但由于多方面的原因，造成施工失败，甚至造成水泥卡钻事故的施工也屡见不鲜。
在南翼山、南八仙与涩北地区注水泥塞施工的成功率并不高，如：南10井、南13井、涩4-8井、仙试3井等，仅这几口井水泥卡钻事故，所造成的直接经济损失近千万，加上其它注水泥塞失败所造成的经济损失，这个数字是相当惊人的。
为何这并不复杂的施工工序，给我们井下作业带来如此巨大的损失，因为这一工序有其特殊性（在极短的时间，连续完成相应的工序，不能出现任何失误，且影响因素复杂），下面就这一问题，和大家进行探讨，为今后此类井的施工，提供现场实用技术。
一2011年以来水泥卡钻统计分析1.对井下条件了解不够，特别是压力、温度对水泥浆性能的影响，南13井就是最好的例子。
2.对水泥标号、生产厂家、性能与该加何种添加剂的水泥浆配方不清楚，也不做仿井下条件的水泥浆稠化试验。
3.对井喷、井漏等井下复杂情况对水泥塞的影响欠考虑。
4.对层间距较小、水泥塞长度较短与用封隔器分层挤注水泥塞等较复杂的施工方法不太了解或缺乏对此类井施工的研究。
5.填砂后，沉砂时间不够，也不进行充分循环洗井，注水泥浆时，将砂子循环至环空，反洗井时将砂子堆至油管接箍处形成砂桥，造成卡钻（小井眼井中）。
6.对各种数据不进行多次计算与核实，造成管柱下深、封堵井段、替量等重要数据出现失误。
7.设备保障不到位。
如南13井在施工中提升系统或循环系统出现故障，造成施工失败。
8.在施工前，不进行技术交底，施工人员配合不当或造成失误。
9.小井眼注塞或打悬空塞有一定的难度。
以商8_74井为例浅析打水泥塞工艺_李勇_姚猛_王晓_仝可佳_方文超_王龙_姚健
（ 3 ） 下注灰管柱。下 60． 3 mm 平式油管 1 972． 31 m。 （ 4 ） 注灰。精细脱油污水 10 m3 正循环洗井降温， 清水 166 L， 75 ℃ G 级油井水泥 350 kg 配成 1． 85 g / cm3 灰浆 275 L， 正替灰浆 275 L（ 理论灰面 1 927． 31 m ） ， 正顶替清水 3． 8 m3 ， 起油管至 1 934． 26 m（ 预计灰面） ， 起油管至 反洗出残灰， 1 634． 68 m， 反打压 5 MPa， 关井。 （ 5 ） 关井候凝 24 h。 （ 6 ） 探灰面： 下 60． 3 mm 平式油管， 加压 15 kN 探灰面 深 1 779． 23 m， 灰面上移 155． 45 m， 打水泥塞失败。
压力平衡留塞法在严重漏失井注水泥作业中的应用
压力平衡留塞法在严重漏失井注水泥作业中的应用摘要：针对土库曼库图尔哲别油田三矿侧钻井漏失严重，下尾管固井后喇叭口部位留不住灰塞，需要多次封堵的难题，研究了压力平衡留塞法，现场实际应用取得了良好效果。
关键词：侧钻固井封堵压力平衡1 引言土库曼库图尔哲别油田三矿采油井，地层压力比较低，在侧钻施工过程中存在着漏失严重的现象。
特别在下尾管固井后，喇叭口部位往往留不住灰塞，需要多次封堵才能够封堵成功，为此我们采取了不少的措施，但是效果仍然不是很理想，后来通过认真的分析和研究找到了一定规律，即压力平衡留塞法，从而解决了这方面的难题，保证了封堵的一次性成功率。
2 压力平衡留塞法的原理所谓压力平衡留塞，即根据施工前和施工后的液柱压力平衡来保证漏失点以上能够留住水泥塞。
施工前（图1）漏失点压力分析p= g (h-b1),其中为原井内压井液密度，h漏失点的深度，b1为静液面深度；施工后（图2）漏失点压力分析p= 灰gh1+ gh3,其中h1为灰塞长度，灰为灰浆密度，h3为注灰后的压井液段长。
由于漏失点压力在注灰前后是不变的，所以上边俩公式应该是相等的。
如果灰塞长度确定了，h3的长度也可以相应的确定。
怎样确定h3的长度就是我们工作的关键了，只要我们确定了h3的长度，h1的长度基本就可以保证了。
而h3的长度和管柱的下入深度、顶替量、循环漏失量有关，只要我们确定了影响h3的关键因素，其余的问题就迎刃而解了。
3 现场的2种特殊情况3.1 静液面比较低，漏失比较严重，怎样循环和封堵也不能够建立循环的井针对此种类型的井，我们首先从施工过程来分析：由于不能够建立循环，所以在注灰过程，灰替入后，必定以下列方式存在：⑴部分流入管鞋上部，部分下沉；⑵全部下沉在管鞋下部。
不论哪种情况，管鞋到原来的静液面的原压井液q2始终在灰塞以上。
另一方面当替完灰浆后，我们替顶替时，这部分压井液也必定存在到灰塞的上部。
因此来说当注完灰塞后，灰塞上部的压井液有两部分组成，即顶替量q1和管鞋到原来的静液面的原压井液q2组成。
水平井打水泥塞、钻水泥塞技术探讨
在第三 次打水泥塞过程 中， 在配制水泥浆时先在清水 中
加入悬浮剂、膨胀剂 ，增加水 的粘度 以及水泥浆在井下行成 膨胀，再使用超细水泥配制水泥浆 ，从而减小水泥在重力作
用 下 的 失 水 ，在 候 凝 以后 ，探 水 泥 塞 面 还 是 出现 了水 泥 塞 面
中国西部科技
２１ ０ ２年 ０ ８月第 １ １卷第 ０ 期总 第 ２ ７期 ８ ７
３ ９
但在水平井段 ， 水泥浆 的重力及水泥浆 的沉 降方向与水
斜坡状 。由此判 断，在地面加压候凝时 ，水泥浆初凝前 ，在
水平井段 由于在 重力的作用下 向两侧流动 ， 造成 了水泥塞面
的斜坡状 。此次试压时压降 比前两次都有减少 ，可 是还 是没 有达到试压要求 。在地 面配制的水泥浆进行试验 时，虽然 降 低 了水泥浆 的失水，但凝结后 由于膨胀剂 的作用 ，水泥浆 固
１０ ．Ｏ 射 孔 ，对 １ １ ． ～ １ ３ ． ｍ 进 行 封 堵 。 ８ ０Ｏ ｍ ８ ０ｏ ０ ８ ０Ｏ Ｏ
１ 水平井的定义
通常把进入油气层井眼的井斜 角不低 于 ８。 ６ 的井段称为 水平段 ， 能沿油层走 向形成这种水平位 移的特殊 定向井称 为 水平井 。水平井可有效地增加油气层 的泄露面积 ，提 高采收 率 ，它是增加产油量的有效手段之一。
工程技术
水 平井打水泥塞 、钻水泥塞 技术探讨
曹燕林
（ 中国石油青海油 田井下作 业公 司作 业 ７１ 联队 ，青海 海西 ８６０ ） —７ １４０
摘 要 ：水平井技术的发展不断进步 ，但还有很 多不完善的地方，层 间出水 、干层 、水层等对水平井生产影响很 大，对 水平
井 的封堵工艺条件要求都比较严格 ，使许 多封 堵工具 的应用 范围受到 了一定限制 ，施工的一次成功率也 受到了很 大的影响。 青海 油田跃 西平 ３井在水平井段注水泥塞施 工， 青海油田第一次对水平井 注水泥塞的尝试 ， 是 经过不断地摸索 ， 取得 了成功。
填砂注水泥塞工艺特点和施工应用探究
填砂注水泥塞工艺特点和施工应用探究修井作业施工过程中，经常遇到漏失严重、套管损坏的油井，进行注水泥塞封堵井段的施工工序。
如果不对漏失井段进行预处理，而采用直接向井筒内注入水泥浆封层，其一次成功率几乎非常微小。
因为水泥浆未等凝固会直接漏入地层，在井筒内无法凝结。
这样，形成了多次注水泥塞，即污染了地层，又增加了费用，还耽误时间，增加了工作量。
标签：填砂；注水泥塞；井漏随着油田的不断开发，地层原始压力不断下降，目前采油厂部分油井，因长期生产和多次作业、注采，造成油井近井地带压力降低，随着油田开发进入晚期，井筒漏失现象越来越严重。
而注水泥塞工艺由于井筒漏失往往不能一次成功，本文将通过研究利用填砂技术来提高注塞一次成功率。
1 漏失井封堵对策研究对漏失的井段进行预处理，找出了几种应对方法：采用桥塞封堵漏层；打木塞封堵；挤暂堵剂；填砂等多项可行技术。
（1）打桥塞技术：打桥塞封堵的效果好，但因桥塞价格费用高，施工还需要多加一趟管柱，而且，对套管内的要求高，比如，套管内损坏程度、管壁清洁程度等。
再有，对今后的层位再利用，钻塞时增加了很大的难度，这些都制约了桥塞技术的应用。
（2）打木塞技术：打木塞的封堵效果差，而且木塞对套管的规范有限制，无法在组合套管或侧钻井内使用，这种技术也不是最好的办法，不是首选的技术。
（3）挤注暂堵剂技术：暂堵剂的造价昂贵，用量也大，但封堵的效果也不好，也不是好的技术。
（4）填砂技术：因砂源广，费用低，成本上非常适合，且封堵的效果很好，在今后封堵层位再利用的处理上也非常省力，对油层的污染小。
即可提高作业时率，又可节省产生的费用，是非常可行的技术方法。
2 填砂注塞原理及操作方法2.1 原理这种技术的原理是：在注灰的管柱内，泵车用清水将砂缓慢地送入井筒内，在设计的灰面10m以下部位形成砂柱，从而堵塞漏失层位，保证水泥浆在井筒内不漏失形成灰塞。
2.2 操作方法（1）所需砂量的计算方法：公式：Q = π/4 R（H1-H2-H3）式中：Q—所需的砂量，m3：R—套管内径，mm；H1—实探井底，m；H2 —设计灰面深度，m；H3—水泥塞厚度，m。
深井注水泥塞技术研究
深井注水泥塞技术研究摘要：近年来，由于探井增多，出现地质条件复杂，多套压力系统并存、高温、高压，井壁稳定性较差等特点，致使钻井难度增大，深井注水泥塞也在增加，文章分析了分析了深井注水泥塞高温对水泥浆性能的影响；地层对水泥塞的影响；井深替浆量大，准确计量困难等难点，针对以上问题进行研究，并根据胜利油田深井注水泥塞现场的实践，以梁页1和盐227为例介绍了深井注水泥塞的技术措施，为以后深井注水泥塞提供依据。
关键词：深井水泥塞水泥浆固井一、背景介绍随着油田勘探开发的不断深入，深井越来越多，出现地质条件复杂，多套压力系统并存、高温、高压，井壁稳定性较差等特点，钻井完井难度很大。
有些深井由于井下施工的特殊要求，如井斜超标填井侧钻、井下落物填井侧钻、油气显示不好重新侧钻等都需要在深部注水泥塞。
深井注水泥塞风险高、难度大，施工困难，存在的问题有：水泥塞面不够、水泥塞抗压强度不够或者找不到水泥塞，甚至造成“插旗杆”事故。
因此，有必要对深井注水泥塞工作进行总结、研究，为固井工作提供技术参考。
二、主要内容1.深井注水泥塞难点分析1.1井下温度高，对水泥浆性能要求高。
水泥浆在高温下，稠化时间变短，施工风险大，如梁页1井水泥塞塞底3310m，井底温度125℃，要求水泥浆性能抗温能力强。
1.2井下高压层使水泥塞质量不好保证。
梁页1井完钻泥浆密度1.65 g/cm3，如不能有效压稳，容易导致窜槽。
1.3井眼小，注灰量少，水泥运移段长，易混浆。
施工水泥量较小，但注入位置较深，把水泥浆准确替到位，操作难度大。
如梁页1为6”钻头，井眼按10%扩大率算，为22.06L/m，水泥浆总量为3.5m3，水泥浆从井口运移到井底，易于隔离液及钻井液形成混浆，影响水泥石强度和安全。
1.4井深，替浆量大，准确计量困难。
替浆量大，钻杆容积小，微小的误差就可能替空，导致注水泥塞失败。
盐227-9HF替浆量27.1 m3，如果计量不准容易导致替空。
2.深井注水泥塞技术2.1做好水泥塞设计①做好井眼条件调研。
石油工程技术 井下作业 应用小粒径水泥修补套管泄漏技术
应用小粒径水泥修补套管泄漏技术挤压水泥堵塞漏缝是常用的套管漏失修复方法。
用这种方法虽然已成功地修复了许多套管漏缝,但套管漏失有时太受限于流体的注入,以至用常规的水泥胶结法并不能修复。
这类套管漏缝可能太小,水泥颗粒无法渗入。
在许多情况下,要修复好需要进行多次作业,更糟的是,许多这种细微漏缝是不能修复的,致使油井报废。
针对这一问题,研制了细粒水泥,这项研究所依据的前提很简单：水泥浆中水泥颗粒的变小将提高水泥浆的穿透能力。
这样,常规水泥浆原来不能进入的细微漏缝,现在使用穿透力强的细粒水泥就能修复了。
1套管泄漏套管漏失及其修复在井筒的维护中是常见的问题。
造成漏失的原因很多：内外腐蚀、套管磨损、螺纹不严密、破裂以及套管缺陷等。
不管管子注没注水泥,漏失的类型及其位置是决定怎样修复的重要因素。
在还没注水泥的层段,尤其是当出现外腐蚀的时候,合适的做法是在套管外进行大量的水泥循环。
打开地表套管阀门,如能建立起循环的话,化学清洗后就应在受影响层段建立泥浆循环,然后关闭套管阀门,尝试进行挤压处理。
如果漏隙太细微不能建立注入速度,那么可以在该层段的下面射孔,然后按上述方法用水泥浆充填。
在已注过水泥的层段,如能建立注入速度,通常可用低失水水泥浆把漏隙堵死,然而如不能建立连续注入速度,要修复成功就很目难了。
这些细微的漏隙虽然限制水泥浆的通过,但却能降低测试压力（10～20min降低300～500psi）,本技术讨论的就是如何修复这样的漏失,当把常规水泥塞钻碎并进行测试的时候,常会出现这种情况。
这种类型的漏失在生产井也许影响不大,但在注入井中却成了较大的问题。
大多数的调整措施都需要在每口注入井上进行日常机械完整性测试。
机械完整性测试要求在一定时间内,在一定压力下套管没有漏失或有很小漏失,如不能经济地修复这样的漏失,可能会使井报废。
2修复方法修复细微漏隙的方法有好几种,通常是注酸或加压使裂缝扩大,从而提高注入速度。
在许多情况下,套管的修复会变成重复循环：常规挤注、钻碎水泥塞、测试、用酸扩隙；再常规挤注、再钻碎、再测试,结果漏失依然严重。
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漏失井打水泥塞技术浅谈
【摘要】西北油田老区经过较长时间的开发生产，陆续有部分油水井已不能维持正常生产，产量逐年下降，严重威胁到油田的正常生产。
侧钻技术主要是利用老井井眼对油藏进行再开发挖潜，提高老井原油产量。
因老井地层能量亏空，大部分井处于漏失状态；或经酸压改造，井眼尺寸不规则；另少部分井存定容特征，通井循环时出现开泵漏失，停泵返吐的现象，导致悬空打水泥塞一次成功率较低，严重影响井筒作业时效。
关键词：侧钻井、漏失、打水泥塞
1 平衡法打水泥塞
平衡法打水泥塞[1]是一种常规的打塞方式。
针对于漏速小于5m3/h的漏失井，可采用平衡法，但侧钻井要考虑储层酸压改造对井眼尺寸的影响（井径扩大率），要合理计算打水泥塞的量。
1.1 SHB53-2CH井打水泥塞情况
1.1.1基本情况
SHB53-2H井是一口一开制裸眼侧钻水平井，老井经过两次酸压作业。
193.7mm套管下深7753.5m，采用密度1.17g/cm³，循环不漏不溢，井筒稳定，采用平衡法打水泥塞。
设计侧钻点7770m。
1.1.2施工情况
（1）第一次打水泥塞
下光钻杆至井深7927m，循环至进出口密度一致；泵入前置液8.3m³（按井径扩大率5%计算，水泥浆7m³，后置液2m³，替井浆32m³，整个施工过程反计量无漏失；探塞至7857m遇实塞，不满足侧钻要求。
（2）第二次打水泥塞
下光钻杆至7800m，注前置液8.3m³，密度1.88水泥浆7m³，后置液2m³，水眼内容积35.6 m³，大泵替浆31.6m³，反计量正常，无漏失；探塞面位置：7500m，打塞成功满足侧钻要求。
1.1.3原因分析
第一次打水泥塞失败主要是水泥量按井径扩大率5% 计算，未考虑老井酸压改造后对井眼的影响，导致附加量过少塞面过低。
2 高注高挤法打水泥塞
2.1 顺西5X井打水泥塞情况
2.1.1基本情况
顺西5X井177.8mm套管下深6810m，设计侧钻点6498m，环空灌1.01g/cm³的清水和1.05g/cm³胶液使液面稳定在井口，期间检测水眼液面稳定106m左右。
循环漏速为16.32m³/h。
2.1.2 施工情况
（1）光钻杆下钻至井深5484m，关井挤入110m³凝胶，停泵回压13.5MPa，套压4MPa；
（2）泵入前置液1m³，密度为 1.92g/cm³的水泥浆25m³，立压逐渐降至0MPa，套压涨至5.9MPa；正挤后置液5m³，清水32m³，停泵立压3MPa，环空倒吸；反挤清水15m³，停泵立压6.5MPa，套压1.6↓0.3MPa；
（3）侯凝期间立压逐渐由 6.5↑16.55MPa，套压由0.3↑10.54MPa，候凝24h后泄压，泄压返吐2.9m³。
（4）探塞情况：下钻探实塞6540m，与理论塞面6566m基本一致。
3 高注高起法打水泥塞
3.1 T756CX2井打水泥塞情况
3.1.1基本情况
T756CX2井177.8mm套管下深5817.3m，设计侧钻点5880m；于2022年1月14日使用密度1.16g/cm³油田水通井划眼至5980m，测得液面1007m，起钻更换光钻杆钻具组合，采用高注高起打水泥塞。
3.1.2 施工情况
（1）第一次打水泥塞
光钻杆下深5000m；做地层吸水实验，测环空液面高度850m；注前置液3m³；环空液面高度650m；注密度1.88g/cm³纤维水泥浆19m³；注后置液1m³；正替清水18m³；监测环空液面高度1259m，推算水泥塞段5600m-6600m。
后续起钻按照钻具排代体积进行灌浆。
探塞情况：11日23:00下钻探实塞5558m；扫塞至5720m放空无塞，开泵下探至5880.43m发生失返漏失，逐步降排量，漏速逐步减小，后续循环无漏失。
（2）第二次打水泥塞
使用密度 1.19g/cm³油田水无固相钻井液冲划至井深5940m，液面稳定；注水泥浆前注稠井浆10m³，后注密度1.03g/cm³前置液3.8m³；注密度1.88g/cm³水泥浆6m；注密度1.03g/cm³后置液1.2m³替密度1.19g/cm³井浆22m³。
探塞情况：下钻探的实际上塞面5630m，打塞成功。
3.1.3 原因分析
油田水结构低，对水泥浆无承托作用，在固井注替完后，与水泥浆发生重力置换，上部为实塞，下步为互窜混浆，不满足侧钻要求，但堵漏成功，确保了二次打塞成功率。
4打水泥塞施工措施
4.1 改善优化井筒环境
（1）钻井液：打水泥塞前清楚确保全井筒泥浆密度尽可能均匀，计算准不同密度泥浆段分布情况；
（2）堵漏稠浆：注前置液前，依据实际漏失井况泵入一定浓度的堵漏稠浆、起到防窜、隔离的作用；
（3）化学凝胶：若漏失量过大，堵漏浆无法满足施工条件可以使用凝胶+水泥；
通过以上优化措施进一步改善井筒环境，提高地层承压能力，确保“托得住”水泥浆，提高打水泥塞成功率。
4.2 精细控制井筒压力
全井保证钻井液密度均匀，实时监测水眼环空液面，掌握井筒压力分布，确保水泥浆“站得住”，为后续计算井筒压力情况提供依据。
（1）打塞前井筒钻井液密度确保均一性
全井尽可能使用同一种密度钻井液压井，便于井筒压力计算。
（2）计算井底压力及地层当量密度
打塞前依据液面监测情况及钻井液密度，折算地层当量密度；若与钻井液密度差较大可适当调整钻井液密度，进一步提高打塞成功率。
（3）选择合适的打塞位置
①依据井浆密度ρ、水泥浆密度ρ水泥、初始液面H初、垂深H、预留塞面H塞，计算打完水泥浆井筒平衡液面H终；
②依据水眼H终内容积、环空（H终-H初）容积、H塞、套管内容，计算打塞位置H钻具；
③选择的打塞位置尽量高于理论位置H钻具，后续可以根据液面进行补液，确保塞面位置适当。
（4）实时液面监测
①监测打塞前水眼、环空液面；
②监测替浆完水眼、环空液面；
③依据监测的水眼环空液面推算理论塞面；
④起钻时合理调整灌浆量及憋挤量，并实时监测液面，防止塞面过低或过高。
4.3 提高固井胶结质量
（1）加大水泥浆量
经过酸压、酸化的侧钻井，井眼相对不稳定，且井径不规则，建议通井至侧钻点以下50m。
以钻具下深H钻具至侧钻点的内容积作为注入的水泥浆量。
（2）提高顶替排量
①测吸水：打塞前关井，监测环空液面，开泵正挤，逐渐提高排量，记录环空液面开始上涨时的排量，确保吃入量。
②防窜：替浆时控制排量0.5-0.8m³/min，确保顶替效率，防止水泥浆窜槽导致胶结性差。
（3）缩短稠化时间
从打塞准备至替浆完一般施工时间1.5-2h，保证稠化时间5h左右即可，避免因漏速过大时，水泥浆稠化时间过长“站不住”。
5 总结及建议
（1）实测漏失井的漏速，并依据漏速选择合适的打塞方式；若漏失量过大且液面过低，则建议下桥塞封堵，再进行打水泥塞作业，套管开窗；
（2）采用高注高挤或高注高起方式打水泥塞，必须测吸水，选择合适的排量；
（3）依据理论计算的地层压力、打塞位置等数据，选择合适的水泥浆量，同时结合实测的液面数据，精确把控灌浆量，提高打水泥塞成功率。
参考文献
[1]万亚军、唐剑、何虹.平衡法注水泥塞现场应用技术.基层建设，2019（4）.。