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。
2021 年第 6 期
3
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
2021 年第 6 期
31
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。
211066878_元深_1_井固井创中石化集团公司最深纪录
Copyright©博看网. All Rights Reserved.
元深 1 井共进行了五开次固井，其中，4740 米、 339.7 毫米套管固井，6791 米、273.1 毫米套管固井， 8866 米、139.7 毫米套管固井，均创集团公司纪录。 该公司面对各开次存在的漏失风险、井底温度高、水 泥浆密度高、环容大、顶替效率低等多项困难，提前 精心准备，通过优选水泥浆体系，优选施工设备和人 员等措施，实现了各开次的安全顺利固井施工。
针对以上固井难题，中原石油工程公司固井专家 深入西南一线，牵头成立元深 1 井固井技术攻关组， 经过近 2 个月的精心准备、反复试验，调试出流变性 能良好，抗高温且具有长期封固效果的弹韧性水泥浆 体系，满足井底高温对水泥石各项性能的要求 ；联合 钻井公司共同做好井眼畅通和清洁工作，保障套管顺 利下至预定深度 ；施工中，项目部调集大功率双机、 单机、批混撬等性能优良的水泥车设备，确保了顺利 固井施工。
能源科技 | TECHNOLOGY ENERGY
元深 1 井固井创中石化集团公司最深纪录
通讯员 下 第02期 总第398期
近日，中国石化中原石油工程公司固井公司西南 项目部圆满完成元深 1 井五开 8866 米超深尾管固井， 创中国石化集团公司最深固井纪录。
元深 1 井是中石化勘探分公司部署在四川盆地川 北低缓构造带九龙山背斜南西翼的一口预探井，设计 井深 8680 米，完钻井深 8866 米。该井井底温度高达 205℃，高温高压下对水泥浆各项性能要求高 ；油气 显示良好，五开钻遇 11 层含气层，后效活跃全烃最高 72.1%，要求水泥浆要具有良好的防气窜性能 ；环空 间隙小，施工泵压和排量受到限制，顶替效率提高困 难；超深井套管下入难度高，对固井工具附件要求极高； 高温高压水泥环薄要求水泥石具有良好的抗高温强度、 衰退性能和优良的弹韧性，以满足长期封固及后期开 采的需要。
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钻井技术是石油工程领域的重要研究课题。
本文旨在探究这些钻井技术的发展现状、工艺特点、设备创新以及工程实践案例。
通过对深井和超深井的钻井技术进行分析，可以了解到其在油气勘探中的重要性和应用价值；而对复杂结构井的垂直钻井技术研究则有助于解决在地质复杂地区开采难题。
结合工程实践案例分析，可以总结出钻井技术的发展趋势和应用前景展望。
通过本文的研究，可以为深井、超深井和复杂结构井钻井技术的进一步发展提供一定的参考和借鉴。
【关键词】深井、超深井、复杂结构井、垂直钻井、技术探究、研究目的、研究意义、钻井工艺、钻井设备、工程实践、案例分析、技术发展趋势、应用前景、总结。
1. 引言1.1 探究深井超深井和复杂结构井垂直钻井技术研究目的：深井、超深井和复杂结构井是当今石油工业开发中面临的重要挑战，钻井技术的发展将直接影响到钻井效率和成本控制。
本研究的目的在于探究深井、超深井和复杂结构井垂直钻井技术，提高钻井效率，降低钻井成本，减少钻井事故风险，促进石油工业的可持续发展。
研究意义：1.2 研究目的研究目的是为了深入探究深井、超深井和复杂结构井垂直钻井技术的原理和方法，提高钻井的效率和安全性。
通过对这些技术的研究，可以更好地了解地下岩层情况，准确预测油气资源分布，优化钻井设计方案，降低钻井风险，提高钻井成功率。
通过深入研究钻井工艺和设备创新，可以不断提升钻井技术水平，推动钻井行业的发展。
研究的目的是为了实现钻井领域的技术创新和进步，为油气勘探开发提供更可靠的技术支持和保障。
1.3 研究意义深井超深井和复杂结构井垂直钻井技术的研究意义主要体现在以下几个方面：深井和超深井钻井技术的研究可以帮助我们更好地开发地下资源，满足能源需求。
随着地表资源的逐渐枯竭，地下资源的开采将成为未来发展的重要方向，而深井和超深井钻井技术的提升可以有效增加勘探开发成功率，提高资源利用率。
超深井钻井技术研究及工业化应用
超深井钻井技术研究及工业化应用张金成;牛新明;张进双【摘要】陆上油气勘探开发正向着超深层领域发展,中国石化钻遇的超深井普遍存在着压力系统复杂、地层岩性复杂、储层流体复杂、工程力学复杂等工程地质特征.钻井工程面临着设计优化难、施工风险大、钻井速度慢、工程质量控制难度大等技术问题.在钻井施工中表现为钻井周期长、复杂情况和故障多、工程投资大,甚至有些井难以钻达目的层.2005年以来,中国石化石油工程技术研究院联合石油高校、油田企业组成“产-学-研”攻关团队,以川东北、塔里木盆地超深层油气勘探开发为依托,紧密围绕“优质、安全、高效”攻关目标,强化室内模拟和理论分析,加强以新型工具和新材料为载体的技术攻关,强化技术集成应用,研究形成了多信息综合反演钻井地质环境因素精细描述技术、基于钻井工程风险评价的井身结构优化设计方法、大尺寸井眼气体钻井及流体安全转换技术、高效破岩工具及配套技术、基于常规导向的超深水平井井眼轨迹控制技术、超高温及超高密度钻井液技术、高酸性气田胶乳防气窜水泥浆固井技术等7项技术创新成果,并开展了现场试验及工业化应用,形成了超深井钻井配套技术,使我国超深井钻井技术跨入了世界先进行列.【期刊名称】《探矿工程-岩土钻掘工程》【年(卷),期】2015(042)001【总页数】9页(P3-11)【关键词】超深井;钻井;高温高压;工业化【作者】张金成;牛新明;张进双【作者单位】中国石化石油工程技术研究院,北京 100101;中国石化石油工程技术研究院,北京 100101;中国石化石油工程技术研究院,北京 100101【正文语种】中文【中图分类】TE243;P634.51 超深井钻井钻遇的主要难题近几年来，随着我国向深层油气资源勘探开发步伐的加快，尤其是中国石化加快对四川盆地、塔里木盆地超深层油气勘探开发的步伐，对超深井钻井技术的需要越来越迫切，对超深井钻井技术提出了更高的要求。
然而超深井钻井工程地质环境极为复杂，钻遇了诸多世界级钻井技术难题，给“优质、安全、高效”钻井带来了很大挑战，主要表现在以下几个方面。
复杂地质条件下深井超深井固井技术探索
工 程 技 术在深井、超深井完井固井中,由于受到超高温、超高压、盐膏层、复杂地层等诸多因素的影响,固井质量一直不尽人意,影响了新区或深层油气的发现和油藏的评价。
开发超深层、超高压、高含硫、低渗致密等复杂油气藏,目前还没有成熟配套的技术,有些甚至属于世界级难题。
而井越深,井下越复杂,固井完井的难度也越大。
1 深井复杂地层固井难点1.1地层情况复杂超深井固井地层情况复杂,多套压力体系地层并存,存在固井防漏和防喷的难题。
同一个井眼存在上涌下漏、地层易破碎、易垮塌等问题。
部分地区高含硫化氢,存在固井防腐问题。
1.2井底温度高井底温度高对水泥浆抗高温稳定性能提出更高的要求。
水泥浆的流变性能与顶替排量等发生稍微的变化,就会导致环空窄间隙内钻井液的顶替效率发生很大的变化,难以实现紊流顶替,水泥环薄弱,抗冲击力差。
1.3多压力层、窄间隙固井由于井身结构的限制,有许多井采用“非常规”的井身结构。
这将带来以下几个问题:(1)非常规尺寸,工具配套难度大;(2)下套管风险加大,容易引起粘卡和漏失,套管不易居中;(3)水泥石强度降低,保证不了封隔效果。
1.4间隙小难题井眼环空间隙小,泥浆比重高,循环摩阻大,造成施工泵压高,固井或替浆过程中,因泵压过高而无法正常施工。
1.5长封固段固井,注水泥量大长封固段固井,水泥量大。
易发生泥浆连续窜槽、砂堵蹩泵、易压漏地层等问题。
2 复杂地质条件下深井超深井固井的关键技术2.1解决低压易漏长封固段问题的关健技术解决低压易漏长封固段固井问题,目前主要有两种方式:一是利用低密度水泥浆降低环空液柱压力的原理,确保施工中不压漏地层的低密度水泥浆固井技术,但水泥石的强度必须满足工程要求;二是双级或多级注水泥技术,在用低密度水泥浆无法满足工程要求的强度的情况下,采用双级或多级注水泥技术。
(1)微珠低密度水泥浆固井技术这项技术水泥浆的密度可在1.20～1.50g/cm'范围任意调整,形成的水泥浆不分层、不沉降、体系稳定,24h强度大于13MPa,体系有很好的触变性和堵漏能力,体系收缩小;同时配合相配套的固井工艺技术,可适用3000～4000m深的井段固井。
科技成果——精细控压压力平衡法固井技术
科技成果——精细控压压力平衡法固井技术
技术开发单位
中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司
适用范围
复杂超深井窄安全密度窗口地层固井
成果简介
在注水泥设计时，将环空流体的静液柱压力设计为略低于地层孔隙压力，然后借用MPD技术装置，通过节流产生的井口回压或直接在井口施加补偿压力，使固井过程中通过井口压力和环空流动摩阻实现平衡孔隙压力，避免循环流动阻力过大而压漏地层。
注水泥结束后环空继续施加补偿压力，防止水泥浆失重造成候凝期间环空窜流。
工艺技术及装备
1、固井浆柱结构优化设计技术；
2、压稳防漏施工参数设计技术；
3、全过程井口压力实时控制技术；
4、旋转控制头、回压补偿泵等精细控压钻井装备与精细控压压力平衡法固井模拟分析与设计软件。
市场前景
该技术有效解决了复杂超深井窄安全密度窗口地层固井难题，提高顶替效率，保障施工安全，提高固井质量，在川渝地区获得规模应用，成效显著，已逐步推广应用于塔里木油田山前构造等国内深井、超深井固井，具有广阔应用前景。
深井和超深井钻井技术全套
深井和超深井钻井技术全套深井、超深井钻井技术问题主要包括：复杂深井井身结构及套管柱优化设计，深井高效破岩及钻井参数优选技术，深井用系列高效钻头，深井钻井装备以及其他配套技术在深井中的应用等问题。
一、复杂深井井身结构及套管柱优化设计1.井身结构设计传统的井身结构设计方法对生产井和探井没有区分，都是自下而上进行设计，这种设计可以使所设计的套管层次最少，每层套管下入的深度最浅，节省成本。
对于深井钻井，尤其是深探井钻井来说，一般对所钻地区的情况掌握不清，要切实保证钻达目的层、提高深井钻井的成功率，就必须有足够的套管层次储备，以便一旦钻遇未预料到的复杂层位时能够及时封隔，并继续钻进。
但目前的套管、钻头系列有限，只能有2~3层技术套管，只能封隔钻井过程中的2~3个复杂层位。
因而，希望每一层套管都能尽量发挥其作用，希望上部裸眼尽量长些，上部大尺寸套管尽量下得深一些，以便在下部地层钻进时有一定的套管层次储备和避免小井眼完井。
自上而下的设计方法能很好地体现上述想法，可以使设计的套管层次最少，每层套管下入的深度最深，从而有利于保证实现钻探目的，顺利钻达目的层位。
自上而下的设计方法的基本过程是：根据裸眼井段必须满足的约束条件，首先从地表开始向下确定表层套管的下入深度，然后向下逐层设计每一层技术套管的下入深度，直至目的层位裸眼井段必须满足的约束条件均为式中i一—计算点序号，在设计程序中每米取一个计算点；Pmmax ------ 裸眼井段的最大钻井液密度，g/crrP; Ppmax——裸眼井段钻遇的最大地层孔隙压力系数，g/cm3；Sb——抽吸压力系数，g/cm3；Pcmax一—裸眼井段的最大井壁稳定压力系数，g/cm3；Ppi——计算点处的地层孔隙压力系数，g∕cm3;Hi——计算点处的深度，m;△P——压差卡钻允值，MPa;Sg——激动压力系数，g/cm3；Sf——地层破裂压力安全增值系数，g/cm3；Pfi——计算点处的地层破裂压力系数，g∕cm3;Hmax ----- 裸眼井段的最大井深，m;Sk一一井涌允量系数，g/cm3。
深井超深井钻井液及固井技术
深井超深井钻井液及固井技术目录第一节深井超深井钻井液技术 (3)一、我国深井超深井钻井液技术概述 (4)二、国外深井超深井钻井液技术概述 (5)三、油基钻井液在深井超深井中的应用情况 (11)四、水基钻井液在深井超深井中的应用情况 (13)五、新型耐高温水基钻井液 (26)六、抗高温处理剂 (39)第二节国内外深井超深井固井完井技术 (45)一、国内固井基础理论研究 (46)二、国内常规固井技术 (46)三、国内深井固井技术 (47)四、国内深井固井实例 (49)五、国内深井完井技术 (53)六、深井固井完井问题原因探讨 (56)七、深井固井完井技术措施探讨 (57)八、国外深井超深井固井技术 (59)九、国外超深井完井技术 (69)第一节深井超深井钻井液技术由于普通泥浆高温高压下会发生降解而失效,因此,钻深井超深井必须使用专门的泥浆，这种泥浆必须具有：高温稳定性、良好的润滑性和剪切稀释特性，固相含量低、高压失水量低、抗各种可溶性盐类和酸性气体的污染,有利于处理、配置、维护和减轻地层污染。
现已研制出各种适合于钻深井超深井的泥浆，新的泥浆也在不断出现。
深井超深井钻井液技术的特点:①井愈深,井下温度压力愈高，钻井中泥浆在井下停留和循环的时间愈长，使深井超深井泥浆的性能变化和稳定性成为一个突出的问题,而且井愈深,井下温度愈高,问题就愈突出。
②深井钻井裸眼长,地层压力系统复杂，泥浆密度的合理确定和控制则更为困难，且使用重泥浆时，压差大因而经常出现井漏、井喷、井塌、压差卡钻以及由此而带来的井下复杂问题,从而成为深井超深井泥浆工艺技术的难点之一。
③深井钻遇地层多而杂，地层中的油、气、水、盐、粘土等的污染可能性增大,且会因高温作用对泥浆体系的影响而加剧,从而增加了泥浆体系抗污染的技术难度。
④泥浆对深部油层的损害，因高温而加剧, 从而对打开油层钻井完井液的技术要求更加严格。
⑤浅井已取得成效的各种先进钻井工艺技术及先进工具,在深井井段应用受到很大的限制。
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引言：随着能源需求的不断增长，石油和天然气资源的开发已经成为国民经济发展的重要基础。
而为了开采地下石油和天然气，垂直钻井技术成为了不可或缺的一环。
在石油和天然气勘探开发中，深井、超深井和复杂结构井的垂直钻井技术成为了研究的热点问题。
本文将探究深井超深井和复杂结构井垂直钻井技术，并对其发展历程和技术特点进行梳理，为石油和天然气勘探开发提供技术支持。
一、深井、超深井和复杂结构井的定义和特点1. 深井、超深井的定义深井一般指井深大于3000米的油气钻井，而超深井则一般指井深超过6000米的油气钻井。
深井、超深井的特点主要包括井深巨大、井斜大、井径小、地温高、地压大、钻井液性能要求高、工作环境恶劣等。
2. 复杂结构井的定义复杂结构井主要指出现在外部地质力学条件变化、岩石破裂带、砂岩、泥岩层位变化等情况下，井眼扭曲、扭曲、偏差、位移、塌陷等所引发的技术难题。
复杂结构井的特点主要包括井眼不规则、井斜变化大、接近水平、局部陷落、分层不均匀、局部储量高、泥浆循环困难等。
20世纪50年代，随着石油工业的飞速发展，对于大井深、大井斜和大井径的需求不断增加，深井超深井钻井技术开始得到重视和发展。
1980年代以来，国内外在深井、超深井和复杂结构井钻井技术方面都取得了良好的进展。
深井超深井和复杂结构井垂直钻井技术的发展历程主要经历了以下几个阶段：1. 初级阶段在初级阶段，主要是通过技术改进提高井深，尤其在钻头材料、液相、地层处理、工程设计等方面开始有新的突破。
2. 内世代阶段内世代阶段主要是通过技术先进化、技术系统的整合和科技进步的应用来推动井深不断提高和技术发展。
1. 钻井液的优化深井超深井和复杂结构井垂直钻井所面临的地质条件复杂，工程处理难度大。
而优化钻井液是一个重要手段。
钻井液的优化可以改进井内条件，减小对地层的影响。
优化钻井液，是一种提高深井超深井和复杂结构井垂直钻井技术成功率的重要措施。
超深井固井关键技术进展及实践
超深井固井关键技术进展及实践摘要：我国陆上39%剩余石油和57%剩余天然气分布在深层，塔里木盆地克深、大北、博孜、顺北等，四川盆地川西北、川中、川东等，准噶尔盆地南缘等一批深层、超深层大油气田相继被发现，深层、超深层储层已成为油气增储上产的重要战略接替领域，也是未来若干年增储上产的重点。
固井是保障“井资产”全生命周期安全生产和实现效益开发的关键工程技术，但固井过程中的深（埋藏深、超深）、高（超高温、高压）、窄（压力窗口窄、环空间隙小）、难（复杂多压力系统、钻井液污染大、顶替效率低）等工程难题，对深井、超深井固井关键技术提出严峻挑战。
关键词：超深井；固井；关键技术；引言随着油田开发不断深入，为了更大限度挖潜地下的石油资源，就需要在原来的开发基础上进行不断加密钻井，以此来获得更高的石油产量。
油田开发，会受到注水采油、聚合物驱油等多个方面的影响，地下的地质情况和压力系统已经发生了根本的改变，因此导致固井后声检质量不合格，影响了油井的寿命，给油田开发造成了巨大的损失。
1、超深井固井关键技术的特点超深井固井是指在地下超过5000米的深度进行的油气井固井作业。
由于其深度和工况的特殊性，超深井固井存在许多挑战和难题。
因此，针对超深井固井，发展了一系列关键技术来应对这些挑战。
以下是超深井固井关键技术的主要特点：1. 高温高压环境适应能力：在超深井的施工过程中，井口的温度和压力往往会远高于常规井。
因此，超深井固井技术需要具备适应高温高压环境的能力。
这包括使用高温高压耐受的固井材料和配方、合理设计固井液体系以及适当的固井工艺和操作方法。
2. 深井水泥浆设计与调整：超深井固井中，水泥浆的设计和调整至关重要。
水泥浆要能够在高温高压条件下保持稳定性，并具备足够的流变性能来保证其能够填充完整井眼并形成良好的封隔效果。
此外，要注意水泥浆的循环搅拌、排水和加压降温等因素，以确保固井效果。
3. 高效施工工艺与装备：超深井固井的施工时间通常较长，因此需要高效的施工工艺和先进的固井装备来提高施工效率。
深井、超深井钻井技术研究
深井、超深井钻井技术研究胜利油田勘探监督中心孙晓东摘要由于在钻井过程中随着井深的增加底层变化幅度大，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，因此深井钻井的工艺有它的特殊性。
深井、超深井钻井技术是勘探和开发深部油气等资源必不可少的关键技术，并且已经成为代表钻井工程技术发展水平的标志。
关键词深井超深井钻井技术一、深井、超深井的概念对深井、超深井的界定，在国内外不同教科书上有不同的概念。
在我国一般把井深超过4500-6000m的井定义为深井，井深超过6000m的定义为超深井。
二、国内深井、超深井钻井技术发展状况我国的深井钻井发展较晚，整个发展过程可分为3个阶段。
第一阶段从1966年到1975年。
1966年7月8日我国第一口深井大庆松基6井（井深4719m）完成，标志着我国钻井工作由打浅井和中深井发展到打深井的阶段。
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超深井第三阶段从1986年到现在。
1989年4月，随着塔里木大规模勘探序幕的拉开，塔里木石油勘探开发指挥部的正式成立，塔里木会战从此开始，90年代前期川东气区的勘探开发也进入了高潮，使我国深井、超深井钻井工作进入规模性应用阶段。
三、深井、超深井钻井施工中的几个问题（一）井身结构的设计原则（1）套管层数要满足分隔不同压力系统的地层以及加深要求，以利于安全钻井。
（2）套管与井眼的间隙要有利于套管顺利下入和提高固井质量，有效分隔目的层。
（3）套管和钻头基本符合API标准，并向国内常用产品系列靠拢，以减少改进设备及工具的工作量。
（4）目的层套管尺寸要满足试油、开发及井下作业的要求。
（5）要有利于提高钻井速度，缩短建井周期，降低钻井成本。
（二）提高深井钻速的技术随着我国石油勘探开发不断向新探区和深部发展，为了勘探开发深部油气藏、获取地质资料，钻井深度越来越深，深井钻井的数量也越来越多。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
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。