大型压裂技术的推广应用
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?.. ?.. ?.. ?.. TVD(m) 0 1
义2 - 9 - 16井优化设计模拟裂缝剖面图 16 井优化设计模拟裂缝剖面图 地地地地
10 20 30 40 50 60
裂裂裂裂裂裂裂裂 (kg/m2)
70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 裂裂裂裂 (m) 裂裂裂裂 (m) 裂裂裂裂裂 (m) 裂裂裂裂裂裂裂 (m) 平平裂裂缝裂 (cm) 180 185.1 182.0 41.6 40.9 0.522 1
大型压裂技术的推广应用
目
一 二 三 四 五 六 七
录
项目概况 目前推广的大型压裂技术 技术创新点 推广应用情况 效益评价 几点认识 经费使用情况
一、项目概况
针对以往采取常规压裂效果差、 针对以往采取常规压裂效果差、稳产期 短的情况，通过对梁112 112块进行大型压裂改 短的情况，通过对梁112块进行大型压裂改 初步形成了一套针对低孔、特低渗、 造，初步形成了一套针对低孔、特低渗、多 薄层等难动用储层的压裂技术。 层、薄层等难动用储层的压裂技术。 在此基础上， 在此基础上，开展了一系列室内和现场 试验，形成了七项配套技术及四项创新技术， 试验，形成了七项配套技术及四项创新技术， 并在2009年实施的80 2009年实施的80口井的大型压裂中进行 并在2009年实施的80口井的大型压裂中进行 推广， 推广，获得了良好的增产和稳产效果 。
技术创新点
羧甲基羟丙基瓜尔胶的特性 弱 酸 性 分 散 性 延 迟 水 化 性 耐 温 性
速 溶 性
技术创新点
3.2 预注 预注CO2助排技术
储存能量 提高压裂液 的返排率
既可以防止 粘土膨胀， 粘土膨胀，又 能对地层起到 小型酸化解堵 作用
目前该技术在局重点勘探区块渤南S39义2-9-16 井实施并获得良好的效果，压前预注CO2 180t，压 后获得日产液45.03m3，日产油29.49m3的效果。
技术创新点
3.4 纤维加砂压裂Leabharlann Baidu
该技术是把人造纤维（如玻璃纤维、石棉纤维、金属纤维、 该技术 是 把人造纤维 （如玻璃纤维、 石棉纤维、 金属纤维、 聚合 物纤维等）混在携砂液中尾随注入， 物纤维等）混在携砂液中尾随注入，在井筒附近的裂缝中形成复合性 支撑剂，支撑剂是基体，纤维是增强相。 支撑剂，支撑剂是基体，纤维是增强相。 纤维加砂压裂特点： 纤维加砂压裂特点： 控制支撑剂回流、提高压裂液返排速 控制支撑剂回流、 度，改善支撑剂铺置，保持裂缝长期 改善支撑剂铺置， 导流能力。 导流能力。
4、裂缝测试技术 、
目前推广的大型压裂技术
二、目前推广的大型压裂技术
低砂比段塞转向技术
5、控缝高技术
变排量施工技术
应力剖面技术
目前推广的大型压裂技术
二、目前推广的大型压裂技术
6、组合陶粒技术
闭合压力 (MPa) 10 20 30 导流能力( m cm) 导流能力(µm2•cm) 10-20目 10-20目 264.9 233.9 207.1 20-40目 20-40目 180.9 107.4 81.7 30-60目 30-60目 60.6 52.2 39.1 100目 100目 6.5 5.3 4.5 20/40:40/70= 1:1 67.6 55.8 48.8 20/40:40/70= 2:1 81.8 67.5 58.9 20/40:40/70= 3:1 92.6 74.5 67.4
目前推广的大型压裂技术
二、目前推广的大型压裂技术
柴油降滤技术
1、综合降滤失技术
液氮降滤技术
油溶性粉陶降滤技术
目前推广的大型压裂技术
二、目前推广的大型压裂技术
柴油 + JAG 改变岩石的润湿性 保护油层
2、油层预处理保护技术
3、高砂比压裂技术
提高裂缝导流能力
目前推广的大型压裂技术
二、目前推广的大型压裂技术
目前推广的大型压裂技术
二、目前推广的大型压裂技术 大型压裂的特点
采用大排量、大砂量在地层中造出一条长、 采用大排量、大砂量在地层中造出一条长、 高都超过常规压裂的裂缝， 宽、高都超过常规压裂的裂缝，通过加大裂缝的 几何尺寸扩大油井泄油半径并提高裂缝导流能力 达到延长稳产期的目的。 达到延长稳产期的目的。 单井超过40m3或加砂强度超过 或加砂强度超过3.5m3/m的 单井超过 的 压裂施工定义为大型压裂。 压裂施工定义为大型压裂。
日产液20.3m 日产油15.9t 15.9t， 日产液20.3m3，日产油15.9t， 油水层，且无隔层。 油水层，且无隔层。 控水效果明显。。 控水效果明显。
该井2009年 /min，0.425该井2009年7月30日施工，施工排量2.0-3.7m3/min，0.425-0.85mm 2009 30日施工，施工排量2.0日施工 2.0 FSS- 型选择性支撑剂31m 0.6-1.18mm陶粒砂 陶粒砂4m FSS-Ⅲ型选择性支撑剂31m3， 0.6-1.18mm陶粒砂4m3。
技术创新点
3.3 防水砂控水技术
技术原理
包覆层（高分子材料） 包覆层（高分子材料）
厚度：10-12μm 厚度：10-12μm
骨料： 骨料：石英砂
技术创新点
技术原理
技术创新点
特点： 特点：选择性渗透能力 常压下：透油不透水 常压下：
技术创新点
特点1：导流能力好,尤其长期导流能力强 特点1 导流能力好, 经中国石油大学检测表明，孚盛砂（FSS）支撑剂短期 导流能力略低于陶粒砂，这是由于其圆度与球度略低于陶粒 所致，但此支撑剂长期导流能力要明显优于国产陶粒。
裂缝缝缝 (cm)
0 1
1.16；地层温度145℃；有效渗透率0.038× 1.16；地层温度145℃；有效渗透率0.038×10-3μm2， 145℃ 0.038
3425
表皮系数、有效渗透率因未获得径向流而未测得。 表皮系数、有效渗透率因未获得径向流而未测得。
3450
工艺措施
变排量施工，控制裂缝高度； 变排量施工，控制裂缝高度； 预注液态CO 180t， 预注液态CO2 180t，提高压裂液的返排率 全程液伴注液氮； 全程液伴注液氮；
40
50 60 70 80 90
152.2
78.9 45.1 14.1 12.9 11.6
59.7
36.4 27.6 20.9 14.4 11.8
31.8
24.6 20.8 17.3 13.1 11.1
3.4
2.9 2.3 1.8 1.6 1.4
39.5
27.3 19.2 15.2 12.7 10.7
纤维含量（ 纤维含量（%） 导流能力（ cm） 导流能力（μm2.cm） ET 渗透率（ 渗透率（μm2） 渗透率变化率（ 渗透率变化率（%） 导流能力（ cm） 导流能力（μm2.cm） BFBF-2 渗透率（ 渗透率（μm2） 渗透率变化率（ 渗透率变化率（%）
0 40.57 133.7 0 41.49 137.8 0
技术创新点
樊深1 樊深1井
压裂井段2671.0m压裂井段2671.0m-2680.0m 2671.0m 测井资料解释： 测井资料解释：本层为油水
该井压后3mm油嘴放喷， 该井压后 同层，下部紧接着是13.2m含 3mm油嘴放喷 同层，下部紧接着是13.2m含 3mm油嘴放喷， 13.2m
地层测试资料解释： 地层测试资料解释：回收油 0.59t， 0.59t，水1.82m3
推广应用情况
四、推广应用情况
2009年全年共实施大型压裂80井次， 2009年全年共实施大型压裂80井次， 年全年共实施大型压裂80井次 施工成功率97.5% 有效率100% 97.5%， 100%。 施工成功率97.5%，有效率100%。
推广应用情况
典型井例
义2-9-16井 16井
压裂井段：3476.0-3496.0m， 21.5m/1层 压裂井段：3476.0-3496.0m，共21.5m/1层，测试产油 /d、产水0.52m 地层静压39.6MPa 39.6MPa， 0.26m3/d、产水0.52m3；地层静压39.6MPa，压力系数
47.9
32.6 23.1 18.3 15.0 13.1
54.3
38.3 27.3 23.1 17.7 15.9
优选支撑剂比例为20-40目 40-70目为3 优选支撑剂比例为20-40目：40-70目为3：1 20 目为
目前推广的大型压裂技术
二、目前推广的大型压裂技术
7、强制闭合和全程破胶技术
目前推广的大型压裂技术
技术创新点
BF- 纤维与压裂液、支撑剂、 BF-2纤维与压裂液、支撑剂、原油混合室内试验
纤维在清水中的分散性良好
纤维在基液中与支撑剂混合
纤维在交联液中与支撑剂混合
纤维与原油不发生任何反应
技术创新点
纤维加量优化及裂缝导流能力损害试验
实验条件（52MPa，12h，清水介质） 实验条件（52MPa，12h，清水介质）
技术创新点
破碎率低
碎片不迁移
技术创新点
特点2 高悬浮、 特点2：高悬浮、低摩阻 与常规陶粒相比，具有悬浮性能好、 与常规陶粒相比，具有悬浮性能好、 下沉速度慢、摩擦阻力低、 下沉速度慢、摩擦阻力低、流动性好 等特点。 等特点。
选取同样20目的陶粒与选择性支撑剂， 选取同样20目的陶粒与选择性支撑剂，测试在清水中的自由下 20目的陶粒与选择性支撑剂 落速度： 落速度： 陶粒的下沉速度为0.2米 陶粒的下沉速度为0.2米/秒 0.2 选择性支撑剂的下沉速度为0.083米 选择性支撑剂的下沉速度为0.083米/秒 0.083
技术应用统计
名称 液氮降滤 综合降滤技术 油层预处理保护技术 高砂比技术 裂缝测试技术 柴油降滤 油溶性粉陶降滤 柴油+JAG 柴油+JAG 最高砂比70% 最高砂比70% 井温测试技术 裂缝方位测试技术 低砂比段塞转向技术 控缝高技术 组合陶粒技术 强制闭合和全程破胶技术 强制闭合 全程破胶 变排量施工技术 应力剖面技术 应用井次 15 10 27 18 20 5 48 33 54 12 33 42 80 80 全年施工井次
技术创新点
三、技术创新点 3.1 对压裂液体系进行了优化
1)酸性压裂液体系 1)酸性压裂液体系 耐温性： 耐温性：
SJ-8 1200 1000 800 600 400 200 0 0 4 8 12 16 20 24 28 32 36 40 44 48 52 56 时间,min 120度 140 120 100 80 60 40 20 0
0.5 41.63 138.7 3.7 41.75 139.4 1.2
0.7 39.6 131.5 - 1.6 40.76 135.9 - 1.4
1.2 38.3 127.5 - 4.6 40.2 133.8 - 2.9
试验表明：纤维的加入对支撑剂的导流能力和渗透率的影响基本没有影响； 试验表明：纤维的加入对支撑剂的导流能力和渗透率的影响基本没有影响； 0.5%-0.7%的纤维加量为最优比例。 0.5%-0.7%的纤维加量为最优比例。 的纤维加量为最优比例
砂页
3475
页页
3500
3525
裂裂裂裂裂 (kg/m2)
3550 0 1.4 2.8 4.2 5.6 7.0 8.4 9.8 11 13 14
采用羧甲基羟丙基压裂液体系，降低压裂液对地层的伤害； 采用羧甲基羟丙基压裂液体系，降低压裂液对地层的伤害； 前置液加入粉陶及支撑剂段塞，控制滤失， 前置液加入粉陶及支撑剂段塞，控制滤失，提高压裂液效率 ； 采取组合陶粒，有效减少支撑剂嵌入，； 采取组合陶粒，有效减少支撑剂嵌入，； 压裂前后测试井温曲线（3440.0），监测裂缝高度 监测裂缝高度； 压裂前后测试井温曲线（3440.0-3540.0m ），监测裂缝高度； 提高限压至85MPa； 提高限压至85MPa； 85MPa
粘度,mPa.s
T-t v-t
技术创新点
低伤害性
技术创新点
溶蚀性
技术创新点
2）羧甲基羟丙基瓜尔胶体系
技术指标对比： 技术指标对比：
质量指标 项目 羧甲基羟丙基瓜胶 0.125/0.09筛余量 0.125/0.09筛余量 0.071/0.05筛余量 0.071/0.05筛余量 pH值 0.6%水溶液） pH值（0.6%水溶液） 水溶液 ℃， %）， 表观粘度μ（30 ℃，170s-1，0.6 %）， mPa·s mPa s 水不溶物 ≤10 % 5.55.5-7.0 ≥108 ≤3 % ≤1 % ≤15 % 6.56.5-7.5 ≥105 ≤7.5 % GRJGRJ-11
?.. ?.. ?.. ?.. TVD(m) 0 1
义2 - 9 - 16井优化设计模拟裂缝剖面图 16 井优化设计模拟裂缝剖面图 地地地地
10 20 30 40 50 60
裂裂裂裂裂裂裂裂 (kg/m2)
70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 裂裂裂裂 (m) 裂裂裂裂 (m) 裂裂裂裂裂 (m) 裂裂裂裂裂裂裂 (m) 平平裂裂缝裂 (cm) 180 185.1 182.0 41.6 40.9 0.522 1
大型压裂技术的推广应用
目
一 二 三 四 五 六 七
录
项目概况 目前推广的大型压裂技术 技术创新点 推广应用情况 效益评价 几点认识 经费使用情况
一、项目概况
针对以往采取常规压裂效果差、 针对以往采取常规压裂效果差、稳产期 短的情况，通过对梁112 112块进行大型压裂改 短的情况，通过对梁112块进行大型压裂改 初步形成了一套针对低孔、特低渗、 造，初步形成了一套针对低孔、特低渗、多 薄层等难动用储层的压裂技术。 层、薄层等难动用储层的压裂技术。 在此基础上， 在此基础上，开展了一系列室内和现场 试验，形成了七项配套技术及四项创新技术， 试验，形成了七项配套技术及四项创新技术， 并在2009年实施的80 2009年实施的80口井的大型压裂中进行 并在2009年实施的80口井的大型压裂中进行 推广， 推广，获得了良好的增产和稳产效果 。
技术创新点
羧甲基羟丙基瓜尔胶的特性 弱 酸 性 分 散 性 延 迟 水 化 性 耐 温 性
速 溶 性
技术创新点
3.2 预注 预注CO2助排技术
储存能量 提高压裂液 的返排率
既可以防止 粘土膨胀， 粘土膨胀，又 能对地层起到 小型酸化解堵 作用
目前该技术在局重点勘探区块渤南S39义2-9-16 井实施并获得良好的效果，压前预注CO2 180t，压 后获得日产液45.03m3，日产油29.49m3的效果。
技术创新点
3.4 纤维加砂压裂Leabharlann Baidu
该技术是把人造纤维（如玻璃纤维、石棉纤维、金属纤维、 该技术 是 把人造纤维 （如玻璃纤维、 石棉纤维、 金属纤维、 聚合 物纤维等）混在携砂液中尾随注入， 物纤维等）混在携砂液中尾随注入，在井筒附近的裂缝中形成复合性 支撑剂，支撑剂是基体，纤维是增强相。 支撑剂，支撑剂是基体，纤维是增强相。 纤维加砂压裂特点： 纤维加砂压裂特点： 控制支撑剂回流、提高压裂液返排速 控制支撑剂回流、 度，改善支撑剂铺置，保持裂缝长期 改善支撑剂铺置， 导流能力。 导流能力。
4、裂缝测试技术 、
目前推广的大型压裂技术
二、目前推广的大型压裂技术
低砂比段塞转向技术
5、控缝高技术
变排量施工技术
应力剖面技术
目前推广的大型压裂技术
二、目前推广的大型压裂技术
6、组合陶粒技术
闭合压力 (MPa) 10 20 30 导流能力( m cm) 导流能力(µm2•cm) 10-20目 10-20目 264.9 233.9 207.1 20-40目 20-40目 180.9 107.4 81.7 30-60目 30-60目 60.6 52.2 39.1 100目 100目 6.5 5.3 4.5 20/40:40/70= 1:1 67.6 55.8 48.8 20/40:40/70= 2:1 81.8 67.5 58.9 20/40:40/70= 3:1 92.6 74.5 67.4
目前推广的大型压裂技术
二、目前推广的大型压裂技术
柴油降滤技术
1、综合降滤失技术
液氮降滤技术
油溶性粉陶降滤技术
目前推广的大型压裂技术
二、目前推广的大型压裂技术
柴油 + JAG 改变岩石的润湿性 保护油层
2、油层预处理保护技术
3、高砂比压裂技术
提高裂缝导流能力
目前推广的大型压裂技术
二、目前推广的大型压裂技术
目前推广的大型压裂技术
二、目前推广的大型压裂技术 大型压裂的特点
采用大排量、大砂量在地层中造出一条长、 采用大排量、大砂量在地层中造出一条长、 高都超过常规压裂的裂缝， 宽、高都超过常规压裂的裂缝，通过加大裂缝的 几何尺寸扩大油井泄油半径并提高裂缝导流能力 达到延长稳产期的目的。 达到延长稳产期的目的。 单井超过40m3或加砂强度超过 或加砂强度超过3.5m3/m的 单井超过 的 压裂施工定义为大型压裂。 压裂施工定义为大型压裂。
日产液20.3m 日产油15.9t 15.9t， 日产液20.3m3，日产油15.9t， 油水层，且无隔层。 油水层，且无隔层。 控水效果明显。。 控水效果明显。
该井2009年 /min，0.425该井2009年7月30日施工，施工排量2.0-3.7m3/min，0.425-0.85mm 2009 30日施工，施工排量2.0日施工 2.0 FSS- 型选择性支撑剂31m 0.6-1.18mm陶粒砂 陶粒砂4m FSS-Ⅲ型选择性支撑剂31m3， 0.6-1.18mm陶粒砂4m3。
技术创新点
3.3 防水砂控水技术
技术原理
包覆层（高分子材料） 包覆层（高分子材料）
厚度：10-12μm 厚度：10-12μm
骨料： 骨料：石英砂
技术创新点
技术原理
技术创新点
特点： 特点：选择性渗透能力 常压下：透油不透水 常压下：
技术创新点
特点1：导流能力好,尤其长期导流能力强 特点1 导流能力好, 经中国石油大学检测表明，孚盛砂（FSS）支撑剂短期 导流能力略低于陶粒砂，这是由于其圆度与球度略低于陶粒 所致，但此支撑剂长期导流能力要明显优于国产陶粒。
裂缝缝缝 (cm)
0 1
1.16；地层温度145℃；有效渗透率0.038× 1.16；地层温度145℃；有效渗透率0.038×10-3μm2， 145℃ 0.038
3425
表皮系数、有效渗透率因未获得径向流而未测得。 表皮系数、有效渗透率因未获得径向流而未测得。
3450
工艺措施
变排量施工，控制裂缝高度； 变排量施工，控制裂缝高度； 预注液态CO 180t， 预注液态CO2 180t，提高压裂液的返排率 全程液伴注液氮； 全程液伴注液氮；
40
50 60 70 80 90
152.2
78.9 45.1 14.1 12.9 11.6
59.7
36.4 27.6 20.9 14.4 11.8
31.8
24.6 20.8 17.3 13.1 11.1
3.4
2.9 2.3 1.8 1.6 1.4
39.5
27.3 19.2 15.2 12.7 10.7
纤维含量（ 纤维含量（%） 导流能力（ cm） 导流能力（μm2.cm） ET 渗透率（ 渗透率（μm2） 渗透率变化率（ 渗透率变化率（%） 导流能力（ cm） 导流能力（μm2.cm） BFBF-2 渗透率（ 渗透率（μm2） 渗透率变化率（ 渗透率变化率（%）
0 40.57 133.7 0 41.49 137.8 0
技术创新点
樊深1 樊深1井
压裂井段2671.0m压裂井段2671.0m-2680.0m 2671.0m 测井资料解释： 测井资料解释：本层为油水
该井压后3mm油嘴放喷， 该井压后 同层，下部紧接着是13.2m含 3mm油嘴放喷 同层，下部紧接着是13.2m含 3mm油嘴放喷， 13.2m
地层测试资料解释： 地层测试资料解释：回收油 0.59t， 0.59t，水1.82m3
推广应用情况
四、推广应用情况
2009年全年共实施大型压裂80井次， 2009年全年共实施大型压裂80井次， 年全年共实施大型压裂80井次 施工成功率97.5% 有效率100% 97.5%， 100%。 施工成功率97.5%，有效率100%。
推广应用情况
典型井例
义2-9-16井 16井
压裂井段：3476.0-3496.0m， 21.5m/1层 压裂井段：3476.0-3496.0m，共21.5m/1层，测试产油 /d、产水0.52m 地层静压39.6MPa 39.6MPa， 0.26m3/d、产水0.52m3；地层静压39.6MPa，压力系数
47.9
32.6 23.1 18.3 15.0 13.1
54.3
38.3 27.3 23.1 17.7 15.9
优选支撑剂比例为20-40目 40-70目为3 优选支撑剂比例为20-40目：40-70目为3：1 20 目为
目前推广的大型压裂技术
二、目前推广的大型压裂技术
7、强制闭合和全程破胶技术
目前推广的大型压裂技术
技术创新点
BF- 纤维与压裂液、支撑剂、 BF-2纤维与压裂液、支撑剂、原油混合室内试验
纤维在清水中的分散性良好
纤维在基液中与支撑剂混合
纤维在交联液中与支撑剂混合
纤维与原油不发生任何反应
技术创新点
纤维加量优化及裂缝导流能力损害试验
实验条件（52MPa，12h，清水介质） 实验条件（52MPa，12h，清水介质）
技术创新点
破碎率低
碎片不迁移
技术创新点
特点2 高悬浮、 特点2：高悬浮、低摩阻 与常规陶粒相比，具有悬浮性能好、 与常规陶粒相比，具有悬浮性能好、 下沉速度慢、摩擦阻力低、 下沉速度慢、摩擦阻力低、流动性好 等特点。 等特点。
选取同样20目的陶粒与选择性支撑剂， 选取同样20目的陶粒与选择性支撑剂，测试在清水中的自由下 20目的陶粒与选择性支撑剂 落速度： 落速度： 陶粒的下沉速度为0.2米 陶粒的下沉速度为0.2米/秒 0.2 选择性支撑剂的下沉速度为0.083米 选择性支撑剂的下沉速度为0.083米/秒 0.083
技术应用统计
名称 液氮降滤 综合降滤技术 油层预处理保护技术 高砂比技术 裂缝测试技术 柴油降滤 油溶性粉陶降滤 柴油+JAG 柴油+JAG 最高砂比70% 最高砂比70% 井温测试技术 裂缝方位测试技术 低砂比段塞转向技术 控缝高技术 组合陶粒技术 强制闭合和全程破胶技术 强制闭合 全程破胶 变排量施工技术 应力剖面技术 应用井次 15 10 27 18 20 5 48 33 54 12 33 42 80 80 全年施工井次
技术创新点
三、技术创新点 3.1 对压裂液体系进行了优化
1)酸性压裂液体系 1)酸性压裂液体系 耐温性： 耐温性：
SJ-8 1200 1000 800 600 400 200 0 0 4 8 12 16 20 24 28 32 36 40 44 48 52 56 时间,min 120度 140 120 100 80 60 40 20 0
0.5 41.63 138.7 3.7 41.75 139.4 1.2
0.7 39.6 131.5 - 1.6 40.76 135.9 - 1.4
1.2 38.3 127.5 - 4.6 40.2 133.8 - 2.9
试验表明：纤维的加入对支撑剂的导流能力和渗透率的影响基本没有影响； 试验表明：纤维的加入对支撑剂的导流能力和渗透率的影响基本没有影响； 0.5%-0.7%的纤维加量为最优比例。 0.5%-0.7%的纤维加量为最优比例。 的纤维加量为最优比例
砂页
3475
页页
3500
3525
裂裂裂裂裂 (kg/m2)
3550 0 1.4 2.8 4.2 5.6 7.0 8.4 9.8 11 13 14
采用羧甲基羟丙基压裂液体系，降低压裂液对地层的伤害； 采用羧甲基羟丙基压裂液体系，降低压裂液对地层的伤害； 前置液加入粉陶及支撑剂段塞，控制滤失， 前置液加入粉陶及支撑剂段塞，控制滤失，提高压裂液效率 ； 采取组合陶粒，有效减少支撑剂嵌入，； 采取组合陶粒，有效减少支撑剂嵌入，； 压裂前后测试井温曲线（3440.0），监测裂缝高度 监测裂缝高度； 压裂前后测试井温曲线（3440.0-3540.0m ），监测裂缝高度； 提高限压至85MPa； 提高限压至85MPa； 85MPa
粘度,mPa.s
T-t v-t
技术创新点
低伤害性
技术创新点
溶蚀性
技术创新点
2）羧甲基羟丙基瓜尔胶体系
技术指标对比： 技术指标对比：
质量指标 项目 羧甲基羟丙基瓜胶 0.125/0.09筛余量 0.125/0.09筛余量 0.071/0.05筛余量 0.071/0.05筛余量 pH值 0.6%水溶液） pH值（0.6%水溶液） 水溶液 ℃， %）， 表观粘度μ（30 ℃，170s-1，0.6 %）， mPa·s mPa s 水不溶物 ≤10 % 5.55.5-7.0 ≥108 ≤3 % ≤1 % ≤15 % 6.56.5-7.5 ≥105 ≤7.5 % GRJGRJ-11