昭通地区页岩气井固井技术

－1－昭通地区页岩气水平井固井技术汇报中国石油集团钻井工程技术研究院固井完井研究所2014年09月－2－汇报提纲一、固井概况二、固井开展的主要工作三、存在问题四、建议－3－一、固井概况

页岩气属于非常规气，需采用水平井技术和分段体积压裂改造技术，压裂施工压力高（90MPa以上），井筒完整性要求高，这其中包括管柱和水泥环的完整性，固井质量的好坏直接影响完井的压裂效果。昭通页岩气井水平段长，油层套管固井作业难度大，必须通过技术创新，展开对固井技术的攻关，形成适合页岩气井的配套固井技术，做好技术与质量把关，才能保障井筒的长期密封完整性。一趟管柱完井的裸眼多段压裂压裂段数越多，页岩气单井产量越高山地环境2014年1月到9月，浙江油田昭通页岩气示范区已经完成油层固井8口井（H1-1、H1-3、H1-5、H1-6、H3-1、H5-4、H6-7、H11-1井）井号完钻钻头mm完钻井深m套管尺寸mm套管下深m水平段长m固井施工复杂情况水泥浆注入排量m3/min隔离液用量冲洗m3钻井液密度g/cm3YS108H3-1Ф215.94045Ф139.740421299中原固井中石油钻井院最大上窜速度214m/h1.8-2.0402.08YS108H1-3Ф215.94347Ф139.743451500斯伦贝谢存在后效1.0142.16YS108H1-5Ф215.94203Ф139.742011343斯伦贝谢最大上窜速度69m/h1.35302.20YS108H6-7Ф215.94013Ф139.740081553斯伦贝谢最大上窜速度23m/h1.35302.18YS108H1-1Ф215.94115Ф12741131729中石化西南固井-1.8-2.0452.15一、固井概况长水平段安全下套管困难，居中度难以保证长水平段页岩储层的井壁稳定性难以保证，易坍塌，下套管困难套管在大斜度及水平段由于自重易贴边、偏心，居中度难以保证套管偏心套管偏心套管偏心

页岩气水平井为实现较大程度的储层接触，增加可动用储量，增加单井产量，水平段长度一般达到1500-2000m。固井难点一、固井概况为保证井壁的稳定性，页岩气水平井多采用油基钻井液，在固井过程中易导致：井壁及套管壁上附着油膜难以清洗，不利于水泥石的胶结；一次性上返固井作业，油层套管封固段长超过4000m，易混浆，难隔离；钻井液密度高（2.00~2.20g/cm3）、粘度高，油基钻井液难以顶替，影响固井质量，容易形成后期油气水窜流通道。固井难点高密度油基钻井液不易冲洗顶替和隔离一、固井概况固井难点体积压裂、分段压裂带来的固井难点套管柱密封完整性（管体变形、接箍不密封）高压、温度、重复加载卸载等水泥环结构完整性（水泥环压碎）体积压裂的高压、温度作用水泥环密封完整性（第一、第二界面微环隙）分段压裂的重复加、卸载交变载荷作用对套管及其密封性能要求高对水泥环胶结质量和力学性能要求高难点：一、固井概况－8－固井压稳难度大，对水泥浆防窜性能及压稳措施要求高四川省宜宾市珙县YS108H3井页岩气的油气显示情况：下志留统龙马溪组、上奥陶组五峰组灰黑色、黑色页岩段，中志留统石牛栏组泥灰岩地层，上二叠乐平组灰黑色泥岩碳质泥岩地层均可能含天然气，上二叠统峨眉山玄武岩组气孔及裂缝中以及茅口组灰岩也可能含有一定量的常规天然气固井难点地层压力系数高，存在后效一、固井概况－9

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固井一次性上返，作业量大，需保持施工连续性，保证施工安全性，对固井车辆的配备要求高；水泥浆密度的控制及均匀性是影响固井质量的重要因素为了保证套管内的预应力，采用清水顶替，管内外压差大，固井施工顶替压力高，对工具及附件性能要求高，施工风险大固井难点固井设备及套管附件性能要求高一、固井概况－10－汇报提纲一、固井概况二、固井开展的主要工作三、存在问题四、建议－11－水泥环密封完整性模型建立与工程适应性研究提高顶替效率技术韧性改造防窜水泥浆技术平衡压力固井技术施工安全保障配套技术措施

针对页岩气井水平井存在的固井技术难点，形成了5项固井关键技术：二、固井开展的主要工作建立了水泥环密封完整性弹塑性力学模型，研发了密封完整性分析软件，模拟压力加、卸载过程，实现了对第一界面微环隙及水泥环塑性变形的定量分析（1）建立了套管-水泥环-围岩组合体力学模型1、固井关键技术水泥石为理想弹塑性体水泥环塑性区位移及应力分布水泥环弹性区位移及应力分布核心思路：内压微元加载，分步迭代计算套管-水泥环-围岩组合体示意图——对YS108H3-1井进行密封完整性校核将理论成果应用于现场，校核页岩气井水力压裂过程密封完整性，提出保证密封完整性的水泥石力学性能要求，指导水泥石改性研究全井段：水泥环弹性模量小于6GPa时，压裂过程中水泥环不会发生剪切破坏井口：水泥环弹性模量小于7GPa时，压裂过程中井口无微环隙水平段：水泥环弹性模量小于6GPa时，压裂过程中水平段无微环隙水泥环密封完整性理论模型应用1、固井关键技术指导水泥环的力学性能改造以YS108H3-1井为例，校核页岩气井水力压裂过程密封完整性，提出保证密封完整性的水泥石力学性能要求，指导水泥石改性研究。二开垂深（m）套管内径（mm）套管外径（mm）水泥环外径（mm）套管外径（mm）水泥环外径（mm）157057.5169.85112.22122.25171.16参数套管水泥环围岩弹性模量（GPa）2105.733.6泊松比0.30.170.22屈服强度（MPa）-20-破坏强度（MPa）40井身结构图及计算参数：YS108H3-1井管内液柱密度（g/cm3）压裂液密度（g/cm3）地层压力系数压裂压力（MPa）1.01.02.1990三开垂深（m）套管内径（mm）套管外径（mm）水泥环外径（mm）250057.5169.85118.745①YS108H3-1井计算参数——高强低模水泥环体系研制1、固井关键技术实验室评价为实验评价温度和压力交变条件下水泥环的长期封隔性能，确定水泥环临界失效条件，研制了环空微裂缝模拟评价装置。最高试验温度：200℃（温度可调）内管外径：φ177.8mm或φ139.7mm外管内径：φ244.5mm内外管压力：0～50MPa（压力可调）外管压力：0～70MPa（压力可调）气层压力：0～12MPa（压力可调）水泥环上下层压力：0～10MPa（压力可调）拉伸、压缩力：0～10吨（力可调）全面展开试验，已申请发明专利建立一套环空微裂缝模拟评价装置1、固井关键技术力学性能评价研究三轴实验三轴力学实验仪

为精确评价水泥石本身的力学参数，研究页岩气井井下工况下的实际本构方程，加工定做了伺服液压控制水泥石三轴实验仪，并开发了配套水泥石养护模具，开展了大量的水泥石三轴力学实验。配方围压（MPa）弹性模量(GPa)抗压强度(MPa)抗拉强度(MPa)净浆水泥净浆0.19.841.52.82010.266.9—膨胀韧性体系净浆10%DRE-100S+8%DRT-100S0.15.129.22.2204.836.4—净浆5%DRE-100S+4%DRT-100S0.16.934.12.7207.340.8—防窜韧性体系净浆8%DRT-100L+4%DRE-100S0.15.733.42.3205.941.2—净浆4%DRT-100L+2%DRE-100S0.17.234.82.7206.939.9—1、固井关键技术水泥环塑性区的应力分布为：结合应力边界条件、位移连续条件，可得：外载分成微元加载，分步迭代计算重点分析思路低弹模、高强度的水泥环，恢复变形能力强，不易产生微环隙，更有利于交变外载作用下保持密封完整性。分段压裂条件下的水泥环密封完整性分析1、固井关键技术序号井号层位遇阻次数深度（m）井斜1威201-H1龙马溪21882.7488.332331.587.362威201-H3筇竹寺3294086.53333195.53300191.63宁201-H1龙马溪1349097.564长宁H3-1龙马溪1292497.565长宁H3-2龙马溪1283484.76长宁H2-1龙马溪33247.697.52789.4891.7272784.37长宁H2-3龙马溪3297496.12587.7497.8247084.688长宁H2-4龙马溪2296796.84315296.94示范区多口井在压裂施工过程中发生了遇阻复杂情况，初步分析是由套管变形引起的。长宁-威远页岩气套管变形概况1、固井关键技术在胶结质量较好的情况下，认为第一、第二界面没有窜流和压力串通，井底压裂压力为100MPa时

此时套管外壁压应力最大为66.8MPa，小于抗外挤强度，满足要求。但套管内壁径向应力高达100MPa，超过了P110、127mm油层套管射孔后的抗内压强度78.9MPa。

因此，套管抗内压强度不足，易发生由于过大内压引起的周向拉应力过大和变形，造成屈服，进而降低套管整体强度，引发后继的挤毁变形。初步建立套管变形的受力分析软件1、固井关键技术井筒完整性之套管受力分析认识水平井造斜率较高，套管弯曲降低了套管抗内压强度，为防止套管变形，井眼轨迹应保持平滑，并适当提高套管抗内压强度应保证水泥环界面胶结质量，为套管外提供有效支撑，也会提高套管抗内压强度固井设计时，需校核水泥环受拉、受剪破坏及第一、第二界面是否会出现微环隙对水泥石进行韧性改造，降低弹性模量，可有效防止水泥石受拉、受剪破坏和微环隙产生，提升系统保持完整性的能力。在保持高强度下弹性模量越低越好。有效提高顶替效率，保证良好的界面胶结强度，可有效防止界面出现微环隙1、固井关键技术软件模拟套管居中扶正器选型、居中度与摩阻的计算研究（1）一刚一弹交替安放考虑井下流体压力与地层孔隙压力的压差引起的摩阻，计算套管居中度和摩阻（2）全刚安放（2）提高顶替效率技术1、固井关键技术－22－1、固井关键技术

针对油基钻井液，采用高密度高效油基钻井液冲洗液；大排量顶替提高环空返速；加大冲洗隔离液的用量提高接触时间等技术措施，可有效提高冲洗与顶替效率，为二界面胶结质量的提高创造了条件套管居中度（居中度不小于67%）工作液的环空流动速度（环空返速大于1m/s）紊流冲洗接触时间（接触时间不少于10min）隔离液与水泥浆的流变性能（紊流顶替）水泥浆、隔离液、钻井液的密度差（密度差至少0.05g/cm3）（2）提高顶替效率技术－23－

冲洗隔离液技术指标：冲洗隔离液密度：2.1-2.3g/cm3冲净时间：不大于5min沉降稳定性：上下密度差不大于0.03g/cm3冲洗和隔离一体化设计：

悬浮剂

表面活性剂乳化润湿反转剂

加重材料重晶石、精铁矿粉或复合加重剂Φ600Φ300Φ200Φ100Φ6Φ3182143137994133上下密度差小于0.02g/cm31、固井关键技术（2）提高顶替效率技术－24－冲洗隔离液技术冲洗效果对比——加重冲洗隔离液的冲洗效果提高5倍清水冲洗效果图冲洗隔离液冲洗效果图1、固井关键技术（2）提高顶替效率技术合理设计固井施工顶替大排量，提高套管环空返速（接近1m/s），实现流体有效层流，有效确保冲洗与顶替效率，提高固井质量固井施工采用大排量顶替钻水泥车注水泥浆排量：1.2-1.8m3/min水泥车/压裂车顶替清水排量：1.5-2.0m3/min钻井泵顶替钻井液排量：1.5-2.0m3/min1、固井关键技术（2）提高顶替效率技术针对页岩气井体积压裂后，水泥环密封完整性不易保证的难题，采用增韧材料韧性改造水泥石，实现高强度低弹性模量特性，合理设计提高膨胀韧性水泥浆在页岩气井的适应性增韧材料提高水泥石的韧性，能够均匀分散，和其他外加剂体系兼容性好超细活性材料提高水泥浆的悬浮稳定性，提高水泥石中固相量，提高强度配套外加剂水泥浆流变性好、失水量低，综合性能满足工程要求增韧材料的微筋结构常规水泥弹性水泥－26

－（3）韧性改造防窜水泥浆技术1、固井关键技术胶乳增韧水泥石机理胶乳颗粒使羟钙石生成的形貌发生了变化胶乳颗粒使结晶体层内分子间共价键的键合作用受到影响弱化共价键的键合作用，降低水泥石的脆性胶乳类微粒参与C-S-H凝胶连生—聚并—交叉—成网过程弱化C-S-H凝胶相共价键键合作用，降脆增韧胶粉增韧水泥石机理受冲击作用时，力由骨架结构传递到充填于其间的弹性体橡胶颗粒弹性体橡胶产生力的缓冲作用，吸收部分能量，提高水泥石的抗冲击性能纤维增韧水泥石机理纤维以“拉筋、搭桥”作用改善水泥石力学形变能力纤维传递负荷，水泥石内部缺陷的应力集中减小这三种水泥浆体系在昭通地区页岩气上均得到了应用。（3）韧性改造防窜水泥浆技术1、固井关键技术配方密度g/cm3120℃抗压强度（72h）MPa弹性模量GPa1#2.2025.68.22#2.2022.65.53#2.3022.35.84#2.4023.05.8三轴应力-应变曲线三轴应力-应变曲线高密度韧性水泥石力学性能

经韧性改造后的高密度韧性水泥石（配方2#）与未经韧性改造的水泥石（配方1#）相比，水泥石抗压强度降低了11.7%，而水泥石弹性模量降低了32.9%，高密度水泥石韧性改造效果良好，有利于保证水泥石在分段压裂过程中的力学完整性1、固井关键技术－29－

针对页岩易垮塌、后效严重等复杂地层，采用固井前、固井中、固井后的三压稳技术措施，确保固井质量和施工安全压裂车37MPa（4）平衡压力固井技术1、固井关键技术平衡压力固井技术固井前承压堵漏，提高地层承压控制油气上窜速度不大于10m/h，降低窜流风险增加隔离液用量，提高隔离液密度，增加压稳系数双凝双密度水泥浆，领浆提高压稳系数，尾浆封固产层环空加压，增加压稳系数－30－（5）施工安全保障配套技术措施1、固井关键技术优化套管附件组合，提高承压能力

在固井顶替过程中，采用清水顶替，按照昭通地区的普遍井深（垂深2500m左右），碰压前顶替压力可达到40MPa以上，这就要求套管浮箍、浮鞋反向承压能力达到50MPa以上，水泥头的承压能力也要达到70MPa以上。为了保障水泥浆的密度均匀性，油层固井时，采用批混车混配尾浆水泥浆；为了保证排量及承受施工压力，保证施工的安全性，设计压裂车现场施工。组织特殊车辆作业，提高混配施工能力－31－1、固井关键技术灰样混配工艺优化

加重材料精铁矿粉密度高，在运输过程中灰样易分层，严重影响水泥浆综合性能，采用灰罐车、立式灰罐、压风机，在灰罐车、立式灰罐之间至少互倒灰2次，有效保证灰样的均匀性供气互倒灰倒灰作业图灰罐车立式灰罐压风机（5）施工安全保障配套技术措施井眼准备套管串强度校核与下入技术套管居中度设计应用高密度冲洗隔离液采用韧性水泥浆技术平衡压力固井技术优化固井顶替设计保证固井工具及附件性能安全施工设备准备固井前混配液的准备工作水泥外加剂监督检验围绕着页岩气井的关键技术，主要开展了以下11个方面的工作：2、开展的主要工作技术措施井筒准备上，要控制井径扩大率，井眼轨迹平滑。调整钻井液性能，适当降低密度和粘度；地层承压满足固井要求套管与井眼环空间隙不小于19mm通井钻具组合的最大外径和刚度应不小于下入套管的外径和刚度，提高井眼的规则度，确保套管顺利下入通井到底后充分循环，确保井眼干净，达到底边干净无沉砂、起下钻摩阻正常、不涌不漏后才能进入下套管作业（1）井眼准备提供良好的井身质量，充分通井携沙，确保套管顺利和井眼干净，提高固井质量2、开展的主要工作技术措施、生产套管采用气密性套管套管串强度校核：抗外挤抗内压、抗拉等软件模拟分析套管下入，严格控制下放速度，上层套管内下放时间不少于30s/根，出上层套管鞋下放时间不少于50s/根，下部井段下放时间控制在30s-60s/根下完套管后小排量顶通，逐渐加大至正常钻进排量循环，按要求调整钻井液性能，循环至少2周套管串强度校核（2）套管串强度校核与下入技术大钩载荷分析套管串强度校核及软件模拟下入，保证了套管串的密封完整性，确保套管顺利下入2、开展的主要工作技术措施井底最后1根套管：刚性扶正器1只30°～水平段：1只扶正器/1根套管，刚性/弹性扶正器交替安放造斜点～30°：1只扶正器/2根套管，刚性扶正器第2根套管～造斜点：1只扶正器/5根套管，刚性/弹性扶正器交替安放井口第1根套管：1只刚性扶正器套管居中度分析弹性扶正器刚性扶正器（3）套管居中度设计合理设计套管居中度不小于67%，有利于提高冲洗顶替效率及保证水平段窄边隙水泥环厚度2、开展的主要工作冲洗隔离液配方清水+3%悬浮剂DRY-S1+3%高温悬浮剂DRY-S2+2%冲洗剂DRY-100L+8%冲洗剂DRY-100L+精铁矿粉/重晶石+1.0%消泡剂DRX-1L+2%缓凝剂DRH-100L性能要求密度，g/cm32.00-2.30上下密度差，g/cm3≤0.03冲净时间，min≤5－36

－（4）应用高密度冲洗隔离液针对高密度油基钻井液冲洗效果差等难题，通过配方体系的优化设计，实现短时间内的润湿反转、冲洗顶替功能，昭通地区的油层套管固井，均采用高密度、大用量（30方以上），有效提高了冲洗效率和隔离效果现场应用技术要求密度和屈服值介于钻井液和水泥浆之间冲洗效果好，现场用量必须保证接触时间至少大于10min沉降稳定性上下密度差不大于0.03g/cm3与钻井液、水泥浆的相容性好现场高密度冲洗隔离液2.10g/cm32、开展的主要工作非驱油冲洗隔离液——3分钟，冲洗效果差①油基泥浆浸泡后的粘度计外筒②用非驱油隔离液冲洗2分钟③再用清水冲洗3分钟后，基本冲不掉①油基泥浆浸泡后的粘度计外筒②用驱油隔离液冲洗2分钟③再用清水冲洗1分钟后，冲洗干净驱油冲洗隔离液——3分钟，冲洗干净（4）应用高密度冲洗隔离液2、开展的主要工作转速隔离液：水泥浆Φ600Φ300Φ200Φ100Φ6Φ3100：0332216114375：2511274543612950：5011777604111825：751741057847750：100271155112661310水泥浆与钻井液水泥浆与隔离液水泥浆、隔离液及钻井液转

速隔离液：钻井液Φ600Φ300Φ200Φ100Φ6Φ3100：0332216114375：25644031228750：50855038248625：75125735231640：100>3002161671034834－38

－相容性评价:与钻井液、水泥浆具有良好的相容性（4）应用高密度冲洗隔离液2、开展的主要工作－39－

利用水泥环密封完整性理论模型计算结果，设计韧性水泥浆体系配方，采用上部高密度缓凝段、下部（水平段）常规密度速凝段的浆体结构设计，成分上有：胶乳防窜剂、弹性或增韧材料、降失水剂等项目性能项目性能温度范围30-180℃API失水量≤50mL密度范围1.88-2.30g/cm348h抗压强度≥20抗压强度28-40MPa/7d稠化时间180-400min弹性模量5-6GPa游离液0（5）采用韧性改造防窜水泥浆技术2、开展的主要工作

针对页岩气井有漏失、后效严重等复杂地层，采用增加隔离液用量、提高隔离液密度、双凝双密度水泥浆、环空加压等技术措施；实现固井前、固井中、固井后的“三压稳”，确保固井质量和施工安全（6）平衡压力固井技术二、开展的主要工作平衡压力固井技术措施下套管前有效堵漏，提高地层承压增加隔离液密度和用量合理设计浆柱结构：双凝双密度水泥浆技术（领浆2.15~2.30g/cm3，尾浆1.88g/cm3）环空加压，保证候凝过程中压稳设计大排量固井施工，保证套管环空返速达到有效层流，确保冲洗与顶替效率。黄金坝地区固井顶替排量均设计在1.8m3/min以上采用清水顶替，利用管内外压差，实现预应力固井，提高固井质量（7）优化固井顶替设计二、开展的主要工作

清水顶替，管内外压差大，对工具及设备要求高，采用压裂车顶替及反向承压能力达到50MPa以上的浮箍浮鞋、承压70MPa以上的水泥头。有效保证了固井施工安全提前做好固井相关工具附件的准备工作，保证下套管后及时固井，避免循环时间过长造成浮箍浮鞋的失效，从而影响固井质量（8）保证固井工具及附件性能安全性能参数要求浮箍浮鞋反向承压至少50MPa水泥头及地面施工管线承压至少70MPa施工管线的接头承压至少70MPa二、开展的主要工作施工压力高

由于固井工作液密度高、浆量大、压力高等对入井水泥浆的均匀性、高密度隔离液的配制、水泥车等提出了高要求，因此采用批混车批混水泥浆，配制搅拌器的配液罐配制隔离液、压裂车顶替等，保证了固井工作液的综合性能，保障了固井质量（9）施工设备准备施工设备批混车：入井水泥浆的均匀性压裂车：连续高压作业水泥车：双车注，保证施工排量灰罐、水罐等二、开展的主要工作压裂车顶替清水固井工作液的良好性能，是保证固井质量的关键因素之一（10）固井前混配液的准备工作固井用水泥、外加剂及外掺料的取样检测保证水泥浆大样灰、大样水的均匀性冲洗隔离液的沉降稳定性水泥浆、隔离液的性能检测污染实验等二、开展的主要工作互倒灰倒灰图供气建立固井实验室－45

－（11）水泥外加剂监督检验二、开展的主要工作－46－

上述几项固井关键技术，应用在昭通地区页岩气井上，如YS108H3-1井、YS108H1-1井、上1井等，固井施工顺利，该配套技术为页岩气井的勘探开发提供了前提技术保障现场应用－47－井型：水平井完钻钻头尺寸：Φ215.9mm完钻井深：（斜深）4045m，（垂深）2542m套管下深：4042m完钻钻井液：2.08g/cm3固井方法：Φ139.7mm套管固井（单级）完井方法：Φ139.7mm套管完井YS108H3-1井YS108H3-1井现场实例井深4045m水泥浆返地面井的基本情况－48－YS108H3-1井现场应用固井技术难点水平段长1299m，狗腿度大28.9°，套管下入困难、下入后提高居中度难度大，提高冲洗与顶替效率困难高密度油基钻井液，冲洗效率难以保证一次性上返固井作业，封固段长4042m，易混浆地层孔隙压力系数高2.0g/cm3，后效严重214m/h，压稳难度大，对水泥浆性能要求高体积压裂，要求水泥石具有良好的韧性清水顶替，管内外压差大，对工具及附件性能要求高高密度水泥浆灰样，运输过程中易分层－49－YS108H3-1井现场应用固井技术对策单扶、双扶通井，软件模拟套管下入与套管居中度设计，保证套管顺利下入，确保居中度大于67%高效冲洗隔离液体系，有效冲洗滞留在二界面上的油基钻井液，提高冲洗效率高达清水5倍设计水泥浆返出地面10m3，有效确保纯水泥浆充填采用膨胀韧性防窜双凝双密度水泥浆体系，直井段为领浆密度2.25g/cm3，水平段为尾浆密度1.92g/cm3，尾浆失重后，可有效压稳地层，防止地层流体窜流浮箍浮鞋反向承压不小于50MPa，地面施工管线、设备的承压能力不小于70MPa采用灰罐车、立式灰罐、压风机，互倒灰样至少2次，确保灰样的均匀性浮箍反向承压50MPa软管线承压60MPa－50－YS108H3-1井现场应用领浆配方：嘉华G级水泥+5.5%微硅+78%精铁矿粉+1%降失水剂DRF-100S+0.8%分散剂DRS-1S+0.9%缓凝剂DRH-100L+8%胶乳防窜剂DRT-100L+1.2%胶乳防窜调节剂DRT-100LT+0.8%稳定剂DRK-3S+0.5%消泡剂DRX-1L+52%水+0.5%抑泡剂DRX-2L性能密度（g/cm3）2.25API失水mL44稠化时间（min/40Bc）284抗压强度（MPa/48h/30℃）17.3抗压强度（MPa/24h/100℃）24.7抗压强度（MPa/48h/100℃）26.6弹性模量（GPa/48h/100℃）7.84游离液量（%）0尾浆配方：嘉华G级水泥+3%微硅+1%降失水剂DRF-100S+4%增韧材料DRT-100S+0.9%分散剂DRS-1S+0.1%缓凝剂DRH-100L+8%胶乳防窜剂DRT-100L+1.2%胶乳防窜调节剂DRT-100LT+0.3%稳定剂DRK-3S+0.5%消泡剂DRX-1L+34%水+0.5%抑泡剂DRX-2L