中国石化复杂地层深井超深井固井技术
复杂深井超深井非常规井身结构设计!!!
文章编号 :1004 — 5716 ( 2006) 增刊 — 0171 — 03
中图分类号 : T E256 + . 3 文献标识码 :B
目前 ,我国深井、 超深井钻井中普遍采用的常规 API 套管尺寸 系列有 5 层 ,即 508. 0 +
+ 339. 7 + 244. 5 + 339. 7 + 177. 8 + 244. 5 + 127. 0mm 。 177. 8 + 127. 0mm 。 508. 0
少数陆上超深井和海洋钻井也有采用 6 层的 ,即 762. 0 +
于地质不确定度较高的复杂深井 、 超深井来讲是非常有利的 ; ② 全井可以不采用偏心扩眼钻头 , 这有利于地层较硬的复 杂深井超深井钻井 ; ( 6) 508. 0 + 406. 4 +
177. 8 + 339. 7 + 298. 5mm + 244. 5 + 244. 5mm 之 间 增 加 一 层 339. 7mm 套 298. 5mm 套管 374. 7mm 或
这种套管程序在地质条件不太复杂的地区是很适用的 , 这 已为钻井实践所证明 。而且具有套管 、 钻头均为常规尺寸 , 采购 容易 ,井口工具不用更换 ,施工方便的优点 。但在复杂地质条件 下 ,沿用这种单一的套管 、 钻头系列便显示出其局限性 ,难以适应 复杂地质条件下深井超深井钻井的要求 , 主要存在以下几个方 面的问题 : ( 1) 套管层数少 ,不能满足封隔多套压力体系的要求 ; ( 2 ) 技 术套管层数少 ,不能满足封隔多层复杂地层的要求 ; (3) 目的层套 管(
深井及超深井固井技术应用简析
改善薄水泥环的力学性能以满足后期施工的要求。
5
有：
双层组合套管、特制套管（如特厚壁套管）。
（2）优选抗盐水泥浆体系。目前国内外在解决盐
结论
（1）在深井及超深井的固井过程中，保证良好的井
（1）防止盐膏层挤毁套管通常采用的套管柱结构
眼质量和掌握地层温度及压力梯度是固井施工的前提
目前该技术不断发展为解决压力敏感地层和窄压力窗
口条件下固井的有效技术手段。
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西部探矿工程
盐膏层固井技术应用
在深井及超深井固井施工的过程中，当进入海相
（1）采用新的井身结构或钻井工艺如钻后扩眼、随
钻扩眼等技术，增大环空间隙，改善流体流动通道；
地层以后，由于盐膏层的存在，对固井带来了一系列的
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西部探矿工程
深井及超深井固井技术应用简析
唐
炜*，
余
建，
宾国成
（中国石油川庆钻探工程公司井下作业公司，四川 成都 610052）
摘
要：近年来，随着勘探开发力度的加大，深井及超深井的数量日益增多，固井技术措施及水泥浆
体系一直是关注的重点。结合深井固井防气窜、压力敏感及窄安全密度窗口、盐膏层固井、小尺寸井
浆混配而成，不仅能增加孔隙压力，还具有微膨胀的特
同井深处的压力略高于地层压力，具体体现在施工过
性。
程中根据各类型流体在井筒内的位置和动压力的变化
2
压力敏感及窄安全密度窗口地区固井技术
深井及超深井地层条件复杂，在同一开次的井眼
条件下存在相对低压的易漏层，在固井作业注水泥过
不断调整井口压力，最终实现对地层的压稳和防漏。
探究深井超深井和复杂结构井垂直钻井技术
探究深井超深井和复杂结构井垂直钻井技术【摘要】深井超深井和复杂结构井垂直钻井技术在油气开采中具有重要意义。
本文从技术概述、特点、介绍、原理和关键技术等方面对这些钻井技术进行了探究。
深井超深井钻井工程具有高温高压、井深大、技术复杂等特点，复杂结构井更是面临地质构造复杂等挑战。
垂直钻井技术在解决这些问题中发挥着重要作用。
未来，技术研究将持续推动深井超深井和复杂结构井垂直钻井技术的发展，并对油气开采产生深远影响。
对这些技术进行深入研究，了解其发展趋势以及对油气产业的影响至关重要。
【关键词】深井超深井、复杂结构井、垂直钻井技术、钻井工程、技术研究、发展趋势、油气开采impact。
1. 引言1.1 深井超深井和复杂结构井垂直钻井技术的重要性深井超深井和复杂结构井垂直钻井技术在油气勘探开发中具有重要意义。
随着地表资源逐渐枯竭和人们对能源需求的不断增加，对深层油气资源的开发已成为当前的热点。
而深井超深井和复杂结构井垂直钻井技术的运用则是实现这一目标的关键。
深井超深井和复杂结构井垂直钻井技术可以有效提高油气采收率。
由于深层油气资源埋藏深度较大，常规钻井技术无法满足长距离的油气开采需求。
而深井超深井和复杂结构井垂直钻井技术在探查前景、确定井位和提高产量方面有着独特的优势，可以有效提高采收率。
深井超深井和复杂结构井垂直钻井技术可以减少工程风险。
深井钻井过程中会遇到高温高压、地层变化、井下环境等复杂情况，如果采用传统的钻井技术难以应对这些挑战。
而深井超深井和复杂结构井垂直钻井技术具有更高的适应性和可靠性，可以有效降低工程风险。
深井超深井和复杂结构井垂直钻井技术在油气勘探开发中具有重要意义，对提高采收率、减少工程风险等方面都有着积极的影响。
深井超深井和复杂结构井垂直钻井技术的研究和应用具有重要意义和广阔发展前景。
1.2 研究背景随着石油和天然气资源的逐渐枯竭，人们对深层油气资源的开发需求日益增加。
深井、超深井和复杂结构井成为当前油气勘探与开发的重要领域，但其钻井技术的复杂性和困难度也相应增加。
深井超深井钻井技术
深井超深井钻井技术第一节概述 (1)第二节地层孔隙压力评估技术 (2)第三节井身结构及套管柱优化设计 (4)第四节防斜打快理论和技术 (9)第五节地层抗钻特性评价与钻头选型技术 (14)第六节井壁稳定技术 (18)第七节钻井液技术 (23)第八节固井技术 (27)第九节深井测试和录井技术 (31)第一节概述对于油气井而言，深井是指完钻井深为4500～6000米的井；超深井是指完钻井深为6000米以上的井。
深井、超深井钻井技术，是勘探和开发深部油气等资源的必不可少的关键技术。
在我国，深井、超深井比较集中的陆上地区包括塔里木、准噶尔、四川等盆地。
实践证明，由于地质情况复杂（诸如山前构造、高陡构造、难钻地层、多压力系统及不稳定岩层等，有些地层也存在高温高压效应），我国在这些地区（或其它类似地区）的深井、超深井钻井工程遇到许多困难，表现为井下复杂与事故频繁，建井周期长，工程费用高，从而极大地阻碍了勘探开发的步伐，增加了勘探开发的直接成本。
在“八五”末期，虽然我国在3000m以内的油气井钻井方面已接近国际80年代末的技术水平，但当井深超过4000m时，我国的钻井技术与国外先进水平相比仍有较大差距。
美国5000m左右的油气井钻井周期约为90天，5500m左右约为110天，6000m左右约为140天，6500~7000m约为5~7月。
然而，我国深井平均钻井周期约为210天左右，特别是在对付复杂深井超深井工程方面的钻井能力和水平比较低，没有形成一整套与之相适应的深井超深井钻井技术。
为了尽快适应我国西部深层油气资源勘探开发工程的迫切需要，在“八五”初步研究的基础上，中国石油天然气集团公司将“复杂地层条件下深井超深井钻井技术研究”列为“九五”重大科技工程项目之一（项目编号：960024），调动全国的优势科研力量开展大规模攻关研究，试图使塔里木、准葛尔、四川等盆地的深井超深井钻井技术水平有较大提高，基本满足这些地区深部油气资源高效钻探与开采的技术需求。
28-四川地区深井超深井复杂情况下固井技术
四川地区深井超深井复杂情况下固井技术姚勇中石化石油工程西南有限公司固井分公司摘要：随着石油勘探开发深度的加大，深井超深井数量增加，井下情况更趋复杂，固井难度不断增加。
在四川川西及川东地区深井超深井固井中，面临长封固段固井、窄安全压力窗口、固井漏失、套管下入困难、水平井侧钻井、小井眼小间隙固井、高温高压、防气窜、高含硫等固井难题。
因此加强对深井超深井技术的探讨与研究，对加快四川地区油气勘探进度和勘探效益具有重要意义。
关键词：四川深井超深井固井序言由于目前我国经济的高速发展，对石油、天然气资源产生了巨大需求和依赖，为了保证国家经济和能源安全的需要，石油勘探开发力度加大，转向埋深更深地层，深井超深井数量不断增加。
深井超深井目的层埋藏深，地质条件复杂，钻井勘探深度的加大，井下情况更趋复杂，固井难度不断增加。
四川地区主产天然气，深井超深井井眼条件复杂，深井超深井裸眼井段长，地层压力系统不统一；地层压力高，一般下技术套管和油层套管前，泥浆密度都要加重，而且许多井地层压力平衡关系敏感，泥浆稍高则发生井漏，低则发生井喷；地层裂缝多、断层多，易破碎；泥页岩水敏性强，易坍塌，井眼极不规则，井径扩大严重，大肚子井眼和糖葫芦井眼普遍存在；川东北地区深层高含H 2S及CO2，根据四川气井固井经验，各层套管水泥均要求返至地面，导致固井封固段长；地层倾角大，软硬变化多，井斜角大；油气层多且分布段长，地层压力高、气层活跃；随着油田的深一步勘探开发，钻井向深井定向井、侧钻井、水平井等发展。
因此在四川深井超深井固井中，通常面临下述固井复杂问题：1) 套管下入困难；2) 长封固段固井技术难题；3) 小井眼、小间隙固井难题；4) 窄安全压力窗口、固井漏失及防气窜问题；5) 深井超深井水平井固井难题；6) 不规则井眼条件下固井质量问题。
二十世纪八十年代以来，我们在四川进行了大量的固井工程作业，针对四川深井气井、复杂地层固井难点，完成了《川东北深井复杂条件下固井工艺研究》、《川西地区高压气井固井技术研究》、《川西中高压浅层气防气窜固井技术研究》、《提高川西深层固井质量技术研究》、《川西地区深井固井技术研究》等多项科研课题。
探究深井超深井和复杂结构井垂直钻井技术
探究深井超深井和复杂结构井垂直钻井技术深井超深井和复杂结构井是石油勘探开发领域中的难点和重点。
为了提高井深和提高钻井效率，高效、安全、可靠的垂直钻井技术显得尤为重要。
深井超深井钻井技术是指针对超过5000米或更深井深的垂直钻井而言的，在这个范围内，钻井面临的挑战有：高温高压、地层钻进难度大、极易发生事故、井底钻头易受损等。
为了解决这些问题，人们采用了下面的方法：1. 确定合适的钻井液体系结构。
钻井液的质量会对井的钻进效率起到重要的影响，特别是在深井超深井钻井时。
2. 优化钻井工艺，特别针对井口、井筒以及井底的情况进行优化，减少阻力，提高钻进效率。
3. 高效地利用井眼以及钻头的各种功能，例如：钻头可以作为测井工具、地层样品采集工具等。
4. 使用新型的测井技术。
利用高分辨率测井工具，如多频声波测井技术、多角度声波测井技术等。
复杂结构井钻井技术，是指在非垂直井管内钻孔的技术，例如斜井、水平井、方向钻井等。
这种钻井技术常常被应用于开采层状、层状粘土、页岩、煤制气等井型。
为了解决复杂结构井钻井时面临的困难，例如遇到高压、高温、高地层压力、高气水比、钻柱损坏等问题，我们可以采用下面的方法：1. 应用高压钻井液。
因为在水平井、斜井中钻井时，井眼形状复杂，液体能流阻力加大，因此需要使用高压钻井液，以弥补这种能流阻力。
2. 选择合适的防护装置。
为了防止顶部的岩石物质落入井眼，我们需要使用合适的防护装置，如套管、电缆保护管、钢丝绳内钢管等。
3. 选择合适的钻井工具。
钻井工具优化可以提高钻进速度、延长钻头使用寿命、减少钻柱损坏等问题。
4. 积极采用新型的钻井技术。
例如利用地下导向仪、方向钻井技术等。
总之，深井超深井和复杂结构井的钻井技术与传统钻井工艺有很大不同点，需要我们采用先进的钻井技术，才能充分发挥其巨大的生产潜力。
解决深井复杂井尾管固井问题
解决深井复杂井尾管固井问题的新装备-----特殊尾管悬挂器研制新进展与发展趋势马开华马兰荣姜向东郑晓志(德州大陆架油气高科技有限公司>摘要为适应水平井、分枝井、大位移井、小井眼井以及复杂井眼条件下的尾管固井要求，近几年在尾管悬挂器研制方面取得了许多成果。
本文介绍了带封隔器的尾管悬挂器、水平井尾管悬挂系统、防腐型尾管悬挂器、新型尾管完井系统、分体－复合胶塞系统等特殊尾管悬挂器和附件的研制及应用简况，并就其发展方向提出了建议。
关键词尾管悬挂器水平井完井固井近十几年来，我国石油钻井不断向广度深度发展，钻井地域遍布海洋、滩海、沙漠、沼泽、高原，深井、超深井逐渐增多，水平井、分枝井、大位移井逐年增加。
同时，对老区块、薄油藏的挖潜也越来越普遍。
为适应钻井领域的发展需求，我国在尾管悬挂器的研制方面取得了飞速发展，不仅陆上油田，海上油田也基本实现了尾管悬挂器国产化。
一些有较高科技含金量的主导产品的主要性能达到或接近国外同类产品水平。
尤其是近几年我们加大了特殊尾管悬挂器的研发力度，成效显著。
本文就这一领域的最新研制与应用简况进行论述，并就其发展方向提出了建议。
1、尾管封隔－悬挂器及其回接装置长期以来，尾管固井后，重叠段封固质量差或根本无水泥导致地层油气水窜入套管内或井内流体侵入地层一直是困扰固井界的一个技术难题。
在重叠段下入带封隔器的悬挂器是解决这一问题的一种有效的预防措施，下入封隔器坐挂后，可以在外层套管和尾管之间形成一隔离层，从而阻止油气水运移。
我们最新研制的SYX－AF型尾管封隔－悬挂器工作原理见图1。
使用时，先将尾管下入设计位置，按正常程序坐挂、倒扣、注水泥、替浆。
碰压后上提送入工具，使其坐封机构从悬挂器中伸出，然后将其坐在回接筒顶端，当下压3～5t管柱重量时，固定销钉剪断，继续加压，胶筒在压力作用下发生挤压变形，当加压至20～25t时，在外层套管－尾管环空形成密封。
由胀封前胀封图1 尾管封隔－悬挂器工作原理于活动套筒内设计有止退卡簧，一旦胶筒胀封即实现永久封隔。
第六章 深井、超深井钻井技术
第一节 深井、超深井概述
• 第二阶段从1976年到1985年。1976年4月30日， 我国第一口超深井四川女基井（井深6011m） 完成，标志着我国钻井工作由打深井进一步发 展到打超深井。从1976年开始，我国每年都打 深井（超深井），并且数量逐步增加，由1976 年完成3口上升到1985年完成29口。在这一阶 段中，除完成100多口深井外，还完成了10口 超深井。其中2口井深超过7000m（四川关基井 7125m；新疆固2井7002m），这是我国深井、 超深井钻井的初步发展阶段。
方 案 2
钻头尺寸in （mm） 套管尺寸in （mm） 间隙（mm）
26 (660.4) 20 (508) 76.2
18 ½ (470) 16 (406.6) 31.8
14¾ (374.7) 10¾ (273.1) 50.8
9½ (241.3) 75/8 (193.7) 23.8
6½ (165.1) 5 (127) 19.1
第一节 深井、超深井概述
• 与国际深井钻井水平相比，我国的主要 差距是： • （1）设计水平较差，主要表现是地质依 据不足，针对性差，软件落后等。 • （2）钻井设备相对落后，缺少深井大功 率电动钻机以及配套顶驱、自动仪表等 辅助装备。
第一节 深井、超深井概述
• （3）随钻监测和钻头、参数优选技术跟不上。 • （4）超深井钻井液体系有待进一步提高。 • （5）缺少适用于深井的特殊钻具及防斜、减 震等井下工具。 • （6）超深井的闭环钻井技术欠缺，如防斜打 直的VDC垂直钻井系统，美国贝克休斯公司的 SDD直井钻井装置等。
第六章 深井、超深井钻井技术
第一节 深井、超深井概述
第一节 深井、超深井概述
• 由于在钻井过程中随着井深的增 加地层变化幅度大，地层的压力 随之增大，井底温度提高，导致 了不可见因素增多，因此深井钻 井的设备、工具、材料以及工艺 都有它的特殊性。
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中国石化复杂地层深井超深井固井技术丁士东 桑来玉 周仕明（中国石化石油勘探开发研究院德州石油钻井研究所,山东德州 253005）摘要：深井超深井复杂地层固井面临着高温、高压、高含腐蚀性气体、压稳与防漏、盐膏层、顶替效率低等固井技术难题，固井难度大。
为此，采用了“封”、“堵”、“压”、“快”和“新”等综合固井技术措施，应用新型非渗透和胶乳防气窜水泥浆体系，提高了水泥浆本身抗窜能力，减低CO2和H2S对水泥石的腐蚀；采用纤维堵漏水泥浆，提高了水泥浆堵漏能力和地层承压能力，扩大了钻井液安全密度窗口；建立了动态循环承压试验方法，采用分段压稳设计模型分析固井后环空压力，实现压稳和防漏的协调统一；采用双凝双密度水泥浆设计，确保主力气层快速形成早期强度，实现“以快制气”，有效控制气层气体；采用旋转尾管固井新技术，在洗井和注水泥过程中旋转尾管，提高了洗井质量和水泥浆顶替效率。
通过上述技术措施，为解决中国石化复杂压力深井超深井固井技术难题作了有益的尝试，取得了较好的现场应用效果。
主题词： 中国石化 深井超深井 复杂压力 水泥浆体系 固井应用近年来，随着中国石化油气勘探开发的不断深入，钻井技术水平的提高，出现了越来越多的深井超深井，完钻井深大多超过了6000m，主要集中在新疆塔里木盆地、川东北地区等区域。
在钻井中过程中，经常遇到高压地层，如塔河油田秋南1井、巴楚区块，川东北地区河坝等区块；以及遇到低压易漏失地层，如塔河油田二叠系，深部奥陶系，川东北地区海相地层，这些复杂地层都增加了固井的难度。
中国石化塔河油田2008年产能建设超过600万吨，川东北盆地海相层系油气勘探也取得了很大进展，发现了目前国内最大的海相整装气田-普光气田，在其外围也相继发现了清溪、河坝等高产气田，元坝等外围区块准备进一步加快，以普光气田为主体的川气东送已列入国家“十一五” 重点工程并正式开工建设，川东北海相油气勘探开发展示了良好的前景。
塔里木盆地、川东北地区海相气井井深、温度高，地层压力高，特别是川东北地区、塔河雅克拉气田，很多气井含有酸性或腐蚀性气体H2S和CO2，给油气田安全勘探与开发带来了巨大挑战。
2006年的罗家2井泄漏出含H2S的天然气，都造成了对周围生命、财产和环境的极大破坏，分析认为这与其固井质量差有很大关系；在普光气田先期8口探井中，有6口井正是主要由于固井质量不好和没有充分考虑井下CO2和H2S气体对水泥环以及套管柱腐蚀问题，不能直接转化生产井，造成了数亿元经济损失。
1 主要固井技术难题分析深井超深井固井受到的影响因素众多（如井眼条件、钻井液性能、地层漏失和地层流体等），技术难度大，风险非常高。
(1)气层压力高，气层活跃，固井后易发生环空气窜。
由于气体可压缩，易膨胀，控制难度大，固井后如何防止环空气窜是所有气井必须要解决的技术难题。
在川东北地区的毛坝、河坝、元坝等构造，塔里木盆地巴什托等区块，其油气层压力梯度达到2MPa/100m以上，加之井深（一般大于5000m）、封固段长（一般超过2000m），计算其潜气窜因子（GFR）达到7～9，根据相关分级标准，属于固井后环空气窜高危险井，控制环空气窜和提高固井质量难度大。
(2)地层压力系统复杂，压稳和防漏矛盾突出。
塔里木盆地、川东北地区储层多为碳酸盐岩裂缝型气藏，油、气、水显示层位多，可交互出现静水压力和异常高压多个压力系统，地层纵向的压力梯度变化很大（压力系数1.2～2.30 g/cm3），在钻遇高压气层的井眼内，同时存在低压易漏甚至裂缝型的漏失层，要压稳高压气层，就有压漏低压层的危险，钻井液密度安全窗口窄，压稳和防漏矛盾十分突出。
川东北河坝1井在进入飞三段(4870m-5018m)后，多次发生井涌、井漏。
不压井时发生气侵，压井时又产生井漏，钻井液密度由2.19上升到2.35g/cm3勉强建立平衡。
压稳是固井防气窜的前提，采用密度为2.35g/cm3水泥浆固井，固井时有发生了漏失，导致不能压稳气层，固井过程中就发生了环空气窜。
塔里木盆地塔河油田二叠系地层分布不均匀，由于地层的激烈运动，与上下地层呈不整合接触，造成地层破碎，地层易跨塌，造成地层承压能力低，从而发生固井漏失；塔河油田奥陶系属于裂缝性灰岩，地层承压能力低，固井易发生漏失。
(3)防止H2S、CO2腐蚀固井技术难题塔河油田雅克拉气田、川东北地区大部分高压气层富含H2S或CO2或二者混合的有害气体，而且含量较高。
如普光气田天然气的H2S含量达到180g/m3，CO2含量达到80g/m3；位于开江的罗家寨气田天然气的H2S含量达到150g/m3，CO2含量达到100g/m3，雅克拉凝析气田部分井含有丰富的CO2。
CO2、H2S都属于腐蚀性酸性气体，国外研究表明，CO2和H2S气体在井底高温高压条件下将与水泥石中的水化产物如Ca(OH)2和CSH凝胶等发生反应，从而降低水泥石的强度并增加渗透率，为气窜提供通道。
(4)高密度钻井液顶替难度大深井超深井复杂高压地层，需要采用高密度钻井液平衡气层压力。
如：河坝1井钻飞3段时的钻井液密度为2.33 g/cm3，粘度90S，静切力12/29Pa，塑性粘度60mPa.s，动切力28Pa，造成流动摩阻大，顶替难度大，同时，由于钻井液安全密度窗口窄，无法采用相应的提高水泥浆顶替效率技术措施，水泥浆胶结质量难以保证。
秋南1井钻井液密度2.28g/cm3，CL-离子含量高达110000 mg/l，对钻井液及水泥浆性能要求严格，水泥浆顶替效率低。
（5）高密度盐层固井技术难大塔里木盆地盐膏层分布较广泛，蠕变速率可达成1～2mm/h，盐层井段易产生溶蚀，井眼不规则，顶替效率低。
如秋南1井是中石化在新疆塔里木盆地山前构造带部署的一口重点超深探井，在Φ244.5mm+φ250.8mm尾管悬挂、超长φ206.4mm尾管固井中存在膏盐层与高压，超高压地层，全井采用高密度钻井液钻进，苏维依组复合膏盐层井段，泥浆密度高（2.28 g/cm3），CL-离子含量高(110000mg/l)，对水泥浆性能要求严格；压力窗口窄，环空间隙小，施工压力高，水泥浆易窜槽。
2 主要固井技术措施2.1综合固井技术方案针对塔里木盆地、川东北地区等复杂地层深井超深井主要固井技术难题，采用了“封”、“堵”、“压”、“快”和“新”的技术措施来解决该地区固井技术难题：“封”是采用新型非渗透和胶乳防气窜水泥浆体系，将气层气体封住，提高水泥浆本身抗窜能力；利用胶乳和非渗透水泥浆凝固后水泥石低渗透的特点，减低CO 2和H 2S对水泥石的腐蚀；“堵”是在固井前强化钻井液堵漏，提高地层承压能力，扩大钻井液安全密度窗口；在固井时，采用纤维堵漏水泥浆，提高水泥浆堵漏能力；“压”是在固井前采用分段压稳设计模型，考虑固井后水泥浆失重的影响，分析固井后环空压力分布，保证压稳气层；“快”是固井水泥浆采用双凝或多凝设计，确保主力气层快速形成早期强度，实现“以快制气”，有效控制气层气体；“新”是采用旋转尾管固井新技术，在洗井和注水泥过程中旋转尾管，提高洗井质量和水泥浆顶替效率。
2.2防气窜水泥浆体系的优选针对川东北地区海相地层固井不同井深的要求，优选出了适合不同温度范围的FSAM-J 非渗透防气窜水泥浆体系和LX-200胶乳防气窜水泥浆体系。
2.2.1 FSAM-J 非渗透防气窜水泥浆体系FSAM-J 是一种新型预胶联的液态成膜防气窜降失水剂,将线型PVA 分子与引发剂通过化学反应制成的具有一定立体网状结构和较高分子量的产品。
这种预胶联防气窜剂通过初期瞬间滤失，使聚合物浓度急剧升高，并通过交联作用在滤饼下面滤失层表面形成一层有一定韧性的完整致密聚合物膜,这种膜对液体和气体的渗透率非常小，不仅具有优异的降滤失作用，而且可以有效阻止气窜。
FSAM-J 具有较好的抗高温能力，滤失膜在120℃时仍稳定,滤失量不显著增大，优选出的FSAM-J 防气窜水泥浆体系典型配方及性能见表1：表1 FSAM-J 高密度防气窜水泥浆综合性能流变性能序号 密度 g/cm3温度 ℃ 剪切读数 n K API 失水 稠化时间(min) 过渡时间 min 防窜性能系数 强度 MPa 1 2.25 115 226/150/75/7/5 0.78 0.7521ml 166 7 1.05 17.912 2.25 115 216/148/77/11/8 0.77 0.8319ml 266 10 1.07 20.023 2.3 115 151/102/53/6/4 0.93 0.2316ml 240 15 1.44 18.024 2.4 120 181/112/60/9/7 0.91 0.2915ml 302 15 1.20 21.2 52.5115244/165/83/12/70.820.5418ml244181.9322注：表中配方为：1：JHG+稳定剂＋加重剂＋8％FSAM-J＋0.7％USZ＋2％DZP-2＋0.8％DZH-2+29%水固比2：JHG+稳定剂＋加重剂＋8％FSAM-J＋0.7％USZ＋2％DZP-2＋2.0％DZH-2+29%水固比 3：JHG+稳定剂＋加重剂＋8％FSAM-J＋0.7％USZ＋2％DZP-2＋1.2％DZH-2+29%水固比 4：JHG+稳定剂＋加重剂＋8％FSAM-J＋0.7％USZ＋2％DZP-2＋0.8％DZH-2+29%水固比 5：JHG+稳定剂＋加重剂＋8％FSAM-J＋0.7％USZ＋2％DZP-2＋0.6％DZH-2+29%水固比从表1可以看出，FSAM-J 非渗透防气窜水泥浆综合性能指标达到：流型指数n 值大于0.7；API 失水小于30ml/6.9MPa.30min；24小时高温抗压强度大于14MPa，稠化时间在240min～360min 间可调；水泥浆性能系数（SPN）均小于3，具有较强的防气窜能力。
2.2.2 LX-200乳胶防气窜水泥浆体系LX-200乳胶防气窜水泥中胶乳粒径为200～500nm，比水泥颗粒粒径（一般约在20～50µm）小得多，胶粒具有弹性，水泥浆形成滤饼时一部分胶粒挤塞、填充于水泥颗粒间的空隙中使滤饼的渗透率降低，另一方面，胶粒在压差的作用下在水泥颗粒间聚集成膜，这层覆盖在滤饼表面的膜，阻止气体窜入水泥浆。
胶乳体系水泥浆在较宽的温度范围内（40～170℃）都有良好的失水控制能力（可控制低于20ml），因此具有“成膜”防窜和“颗粒”防窜双重功能。
LX-200乳胶具有很好的抗高温能力，可满足200℃固井技术要求。
优选出的LX-200乳胶防气窜水泥浆体系典型配方及性能见表2：表2 LX-200乳胶防气窜水泥浆综合性能流变性能序号密度 g/cm 3温度 ℃剪切读数 n KAPI失水 稠化时间(min) 过渡时间 min 防窜性能系数强度 MPa1 1.94 130 285/150/101/49/5/3 0.89 0.9423ml 242 8 1.20 20.1 2 2.30 140 225/128/89/49/18/10 0.78 0.8920ml26691.10 17.9注：表中配方为：1：JHG+硅粉+15%LX-200+2%SUP602S+0.8%SF-100+0.9%RPM-L+1.25%HTR100+22.5%水固比 2：JHG+加重剂+硅粉＋18%LX-200+2%SUP602S+1.0%SF-100+1.2%RPM-L+1.45%HTR100+29%水固比从表2可以看出，LX-200乳胶防气窜水泥浆体系具有抗高温、低失水、稠化时间过渡时间短，防气窜能力强的特点。