国内剩余油气资源40%以上分布在深部地层，油气井钻探逐渐向深层发展，7000m以深超深井数量日益增多、井温升高、封固段增长、温差增大、固井复杂程度增加，常规水泥浆固井易出现长封固段顶部水泥浆超缓凝、层间窜流、固井质量差等问题。
鉴于此，通过水泥水化机理、外加剂分子结构设计等研究，开发了适用于大温差固井的油井水泥降失水剂、缓凝剂等系列配套外加剂，形成了抗温220℃、温差100℃以上的高温大温差水泥浆体系及成套固井技术，攻克了复杂深井超深井固井水泥浆抗温能力差、适应温差能力弱、水泥浆柱顶部水泥石强度发展慢的技术瓶颈。以顶替理论分析模型、高效前置液和平衡压力固井为核心，解决了小间隙深井超深井顶替效率低、界面胶结质量差、易漏失等难题；通过关键技术集成，形成了高温深井及长封固段大温差固井配套技术。
该技术在塔里木、川渝、华北、吉林、乌兹别克斯坦等地区应用300多井次，最高温度195℃，最大温差110℃，并创造多项固井纪录，高效支撑了深层超深层油气勘探开发，且具备井底温度230℃、8000m以上高温深井固井和台盆区7000m长封固段水泥浆一次上返能力，总体达到国际先进水平，为高温深井及长封固段井简化井身结构、节约建井成本、缩短建井周期、提高固井质量提供了有力的技术支撑。
大温差缓凝剂作用机理示意图
塔里木油田热普7008井 华北油田安探4X井
