储层保护技术3.docx

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储层保护技术3

从钻井、压裂过程中常见的储层损害类型和防治措施，归纳总结国内外在这一领域内保护油（气）层技术的研究现状、存在的问题和发展趋势

储层损害是指当打开储层时，由于储层内组分或外来组分与储层组分作用发生了物理、化学变化，而导致岩石及内部液体结构的调整并引起储层绝对渗透率降低的过程。

保护技术就是保护储层不受伤害所采用的措施。

作为油气井工程的一个分支，储层损害及保护技术是一个广义概念：

不但在钻井，而且在完井、固井、增产压裂或酸化、以及生产等各个环节均存在储层损害和保护问题，其内容涉及到储层损害机理研究、模拟装置研制、评价方法和标准制订及保护技术研究等方面［1］。

1概述

国外从50年代开始储层损害的机理研究。

随后的20多年时间里，研究工作却进展缓慢，只见到一些零星的文章报道。

直到70年代，油层保护工作才真正受到重视，开始有针对性地开展保护油层研究工作。

80年代，随着新的测试技术的发展以及对储层损害机理研究的不断加深，开始针对不同储层，应用岩类学、工程学、化学及物理学等方面的知识对储层的损害机理进行定性和定量的研究，并取得很大的进展。

80年代末到90年代，开始用数学模拟方法进行机理研究并取得重大进展，其间形成的主要技术有以下两方面。

1.1钻井保护储层所需基础资料的取得技术

（l）储层孔隙压力、地应力、地层坍塌和破裂压力的预测和监测技术，可为合理的钻井液密度确定提供依据。

（2）储层岩石矿物的组成结构、储层敏感性矿物、孔喉特征参数、孔渗特性、储层流体性质等分析技术，可为保护储层的钻井液研究提供储层特性资料。

（3）常温和模拟地层条件下的储层敏感性等潜在损害评价技术，可为保护储层的钻井液研究提供敏感性资料。

1.2储层损害机理研究技术

1.2.1CT扫描、核磁共振成象、电子能谱、电子探针、冷冻干燥升华等实验分析技术

可以研究储层损害的原因、损害位置和损害带的空间分布情况。

1.2.2统计分析、物理模型、数学模型等理论方法

可用这些方法通过计算机研究储层损害规律、预测储层的损害程度。

1.2.3保证储层措施效果评价和测试技术

（1）模拟地层条件和施工情况下钻井液的静态、动态损害的室内评价技术，可用于室内评价研究工作液保护储层的效果。

（2）中途测试、完井测试、时差测井等矿场评价技术，可用于评价保护储层措施和现场效果。

（3）随钻测井技术以及随钻地震技术，前者可在储层刚打开、基本还没有受到损害时，对储层参数进行测定；后者可在钻井时随时提供地震资料。

（4）建立了室内评价标准与方法：

有API标准和美国岩心公司制订的《常规岩心分析法》和《特殊岩心分析技术》。

下面分别就主要方面进行阐述。

2储层损害机理

储层损害机理就是储层损害的原因。

目前常规公认的储层损害机理有物理的、化学的和生物的三个方面。

具体伤害方式有：

（1）微粒的运移、粘土膨胀造成的储层损害;

（2）外来流体与储层岩石、储层流体不配伍所造成的损害：

如水敏性损害、碱敏性损害和无机垢、有机垢堵塞等；（3）微生物对储层的损害。

近十几年来，常规储层损害方面的文章较多。

从解决问题的方法上，主要是引入数值模拟技术：

根据物理模拟试验所得到的数据，建立数学模型来研究储层损害问题，并越来越受到人们的重视。

代表性的人物有：

GruesbeCk、Khilar、Sharrna、Qrda、Ohen、Civan。

具有代表性的数学模型有：

GruesbeCk和Cblins模型（1982年）、Khilar和Fogler模型（1983）、Ohen和Ovan模型（1987）、Sharma和Ydrston模型（1987）、Reger和Fogler模型（1988）、Chang和Civan模型（1992）、Liu和Civan模型（1996）、H.Chen模型（1996）等。

近几年，人们还采用各种方法来预测储层损害。

比较突出的是灰色理论和神经网络等专家系统的应用。

人们对储层损害问题已经进行了大量的研究工作，但应该指出的是，人们取得的成果很多时候是针对油层而不是气层的。

气层与油层相比，有很多不同之处。

自然界中存在的气藏大多数是低渗气藏，储层普遍具有低孔、低渗、强亲水、大比表面积、高含束缚水饱和度、高毛细管力和低储层压力特点。

这些特点决定了气层易受到损害，并且一旦损害，解除比较困难。

因此研究气层损害机理也是十分重要的。

与油层损害相比，对气层损害的研究深度远远不够。

从历史上看，国内外长期有“重油不重气”的倾向，所以低渗气藏的研究得不到重视；另一方面从渗流力学的观点分析，气体本身具有可压缩性，在储层中渗流时，因滑脱效应而表现出与液体不同的渗流行为，特别是在低渗储层中，有些学者认为，气体渗流具有非达西特性，这些均增加了渗流行为的复杂性。

另外，气层表面绝大多数是水湿的，亲水现象严重，增加了渗流行为的不定性。

这些都增加了气层研究的难度。

从储层损害的角度看，气层损害的研究内容与油层类似，但至今仅停留在对损害机理的定性研究上。

近几年来，D.Bennion等人对气层损害机理进行了比较系统的概括性总结，对钻井过程中的气层损害机理总结为：

（1）储层本身质量问题；

（2）水锁效应；（3）欠平衡钻井中的反向自吸；（4）钻井液固相侵人；（5）钻具在孔壁的磨光和压碎现象；（6）岩石一流体间相互作用；（7）流体一流体间相互作用等。

至今没有发现引入数字模拟技术进行气层研究的资料，说明气层损害研究尚未进入定量研究阶段。

3钻井过程中储层损害的机理和相应的保护措施

3.1钻井液与屏蔽暂堵技术

3.1.1保护储层钻井液

现比较成熟的保护储层钻井液已形成：

水基钻井完井液、油基钻井完井液、气体型钻井完井液和合成基钻井完井液等几种类型。

各种钻井液均有其优缺点，国内有关此方面的综述性文章较多，在此不作详述。

有的研究者认为，综合了水基和油基而发展起来的合成基钻井液，具有保护储层效果好、环保性能好、热稳定性好和成本适中等优点，很可能成为未来钻井液的主流。

3.1.2屏蔽暂堵技术

在常规钻井液基础上改造的屏蔽暂堵技术，是保护储层的一项简单易行而效果显著的好方法，近年来得到广泛应用。

它是利用了一定尺寸固相颗粒会堵死孔道的特点，使钻井液中的固相颗粒在打开储层后的较短时间堵死储层，防止固相液相向储层深部渗透。

所以，实施该项技术的关键，在于储层孔隙与钻井液中暂堵剂颗粒在尺寸大小和分布上的合理匹配，即根据储层孔隙特性优选暂堵剂。

暂堵剂优选，起初主要是凭经验决定颗粒尺寸大小，然后通过多次岩心驱替试验进行选择。

后来，Abrarns等人通过研究表明，如果钻井液中含有足够量粒径大于1/3储层孔隙平均直径颗粒时，这些颗粒便会通过架桥作用在岩石表面附近形成滤饼，阻止钻井液渗人储层深部。

这一结论被称为“三分之一粒径架桥规则”。

国内学者在此基础上进一步研究表明，暂堵颗粒应由起桥堵效果的刚性颗粒和起充填作用的充填粒子及软化粒子组成，当刚性颗粒直径等于储层孔隙平均直径的2/3时，桥堵效果最佳、最稳定，软化粒子和充填粒子的粒径应等于储层孔隙平均直径的1/3到1/4。

实际施工中，可按“3%的刚性粒子+1.5%的充填粒子十1%-2%软化粒子”的规则，来确定各暂堵剂的比例。

这一理论初步给出了选择暂堵剂的原则，但储层平均孔隙直径多不能反映储层孔隙尺寸和暂堵剂颗粒尺寸空间的分布情况。

Meiwenrong等人把储层砂岩视为一种具有规则的，且互相连通网络的多孔介质来描述，采用Monte-Carlo法进行模拟试验，并以被堵塞喉道数目和堵塞深度来选择暂堵剂，收到了较好的效果。

但实际上，经过复杂的地质作用形成的天烈砂岩储层通常没有规则的拓扑学结构，采用符合欧式几何的模型描述其孔隙分布往往和实际相差较远。

所以有必要进一步探索更符合储层及颗粒实际情况的暂堵理论。

3.2储层损害保护工艺—低压钻井技术

低压钻井技术最早以空气钻井的出现为标志，开始于20世纪50年代。

经过一段时间孕育和理解，在60年代达到第一个发展高峰，当时这种钻井方法避免、不提倡钻开储层，主要考虑安全问题。

这种状态一直持续到90年代初。

之后又经过若干次的起伏波折，最终在1989年和1990年跌到最低点。

只是在近几年出于开发低渗油气藏称保护储层的需要，以及低压设备的配套完善，人们开始又重视此技术。

近年来的实践证明，低压钻井技术是解放储层，有效保护储层的手段。

低压钻井和储层损害的理论研究国外亦是刚刚起步，值得注意的是，国外现已着手通过室内流动试验来研究低压钻井对储层的损害问题。

4压裂过程中储层损害的机理和相应的保护措施

4.1常见的损害类型［2］

4.1.1液体损害

在压裂施工中，压裂液在足够高的压力下被挤入地层，滤液进入地层孔隙介质内与储层流体和粘土矿物发生物理和化学反应，导致地层损害。

（1）粘土水化膨胀、分散运移

几乎所有产油砂岩颗粒或粒间均含有某些粘土矿物，其含量在1%~20%。

压裂液与地层粘土矿物的作用，包括地层粘土水化膨胀和地层细微颖粒分散、运移，堵塞地层，降低地层渗透率。

稳定粘土矿物的作用机理主要是无机盐抑制粘土水化，以及利用高分子材料的长链对粘土颗粒表面的“包被”作用，阻止水分子进入，使粘土的完整性不受到破坏。

在压裂施工前，根据地层粘土矿物的成分及含量选用不同类型的粘土稳定剂。

压裂液通常在碱性条件下，pH值为8~10.5时发生交联反应。

提高溶液pH值可以改善压裂液的热稳定性能和延迟交联时间，特别适用于高温深井压裂施工。

由此引起的地层损害可以通过在压裂液中加入氯化钾（l%~2%）消除。

氯化钾廉价易得，而且其岩心流动试验渗透率损害率低于某些阳离子聚合物。

因此在水基压裂液中，推荐使用氯化钾作为粘土稳定剂，同时也可使用低分子量的阳离子聚合物稳定粘土。

（2）水锁

相对渗透率是指二相或二相以上的流体共存时每一相的有效渗透率与其绝对渗透率的比值，它反映了该相流体通过岩石能力的大小。

从油水两相体系典型相对渗透率曲线可知，水相饱和度稍有增大，油相的相对渗透率就迅速下降［3］。

在压裂施工过程中，侵入区滤液以“指进”替换地层流体而使水的饱和度增加。

施工结束后开井返排，由于地层低渗透性和孔隙性差，毛管力作用使部分水被束缚在储层中，排液困难，导致地层损害。

损害程度受地层压力降、粘滞力和毛细管力影响，地层压力降越慢，排液压差越大，损害越小；粘滞力与地层孔隙大小、压裂液粘度和流速有关。

在致密低渗油气层压裂改造施工中，毛管阻力较高，可达1.4MPa。

排液困难，可能造成永久性堵塞，严重损害地层。

为了减少水锁对地层的损害，可采取以下措施：

①在水基压裂液中加入表面活性剂即助排剂，降低油水界面张力，增大接触角，减少毛细管力。

②改善压裂液破胶性能，实现压裂液在地层中的彻底水化破胶，减小压裂液在地层介质中流动的粘滞阻力。

③压裂液快速破胶，并在压裂结束后采用小油嘴，利用余压强制裂缝排液，减少压裂液在地层的滞留时间。

④使用液氮、CO2助排等。

（3）乳化

地层中固有的油和水极少会产生乳化液堵塞，但当注入地层的水（或油）基压裂液与地层油（或水）发生乳化时，将堵塞地层。

这种堵塞作用是乳化液中的分散相在流经地层毛管喉道时产生的贾敏.效应叠加而成，由此引起的地层损害程度取决于乳状液粘度和稳定性。

为消除压裂过程中造成的乳化堵塞，主要采取以下措施：

①慎用表面活性剂，特别是阳离子表面活性剂，因为它能油湿粘土，并易于形成稳定的油包水乳化液。

②使用优质压裂液，彻底破胶，减少压裂液残渣，降低破胶液粘度以及防止地层“微粒”生成，消除油水界面膜稳定因素。

③在压裂液中使用优质破乳剂，消除压裂液进入地层后潜在的乳化堵塞。

（4）润湿性

润湿性是指岩石或金属表面具有被一层油膜或水膜选择性覆盖的能力。

对于压裂施工的砂岩油藏，岩石表面一般为亲水性，即优先被水润湿。

如果由于表面活性剂使用不当，使润湿性发生反转，即将亲水性转为亲油性。

有文献报道，正常是水湿的地层变成油湿后，一般会降低油相渗透率40%。

4.1.2.压裂液残渣引起的地层损害

压裂液残渣是压裂液破胶后不溶于水的固体微粒，其来源主要是植物胶稠化剂的水不溶物和其它添加剂的杂质。

残渣对压裂效果的影响存在双重性:

一是形成滤饼，阻碍压裂液侵，地层深处，提高了压裂液效率，减轻了地层损害；另一方面是堵塞地层及裂缝内孔隙和喉道，增强了乳化液的界面膜厚度，难于破乳，降低地层和裂缝渗透率，损害地层。

压裂液残渣含量及性质与压裂液添加剂及配方、温度和时间等因素有关。

对于低水不溶物的稠化剂，且在破胶体系（破胶剂及用量）较好时，压裂液残渣含量较低，一般小于5.0%;而对于高水不溶物（大于20%）的稠化剂，若破胶体系选择不当，压裂液残渣含量可大于20.0%。

易破胶的硼交联压裂液体系残渣明显低于较难破胶的有机金属（如钛、锆）交联压裂液〔4〕。

残渣对地层与裂缝的损害程度，还与其在破胶液分散体系中的粒径大小及分布规律有关［5］。

使用激光粒度分析仪可测量残渣破胶液中粒径的分布。

当固体颗粒直径小于地层孔喉直径的1/3时，则不能进入油层造成损害。

而一般不同渗透性油气藏，岩心孔隙最大孔径均小于20μm，平均孔径小于10μm。

因此，压裂液能进入岩心中起损害作用的残渣颗粒是很少的。

压裂液对低渗透地层基质损害主要是滤液引起的损害。

压裂液破胶液残渣对支撑裂缝存在一定的损害。

破胶水化液表观粘度小于10mPa·s，这表明压裂液破胶后的产物中仍有短链分子或支状分子存在，并吸附于支撑剂和岩石表面，从而降低裂缝导流能力;残渣损害主要是由于残渣颗粒堵塞了裂缝中部分孔隙喉道，导致流动能力的降低。

对支撑裂缝导流能力的损害是破胶液和残渣叠加作用的结果。

残渣含量越大，损害越严重。

另外，不溶性的降滤失剂和支撑剂中的破碎、化学反应沉淀以及地层原油中蜡和沥青的析出等因素均能造成对地层的损害。

因此，除了在压裂施工中，加强现场质量控制外，首先还要选用低水不溶物稠化剂和易降解破胶的交联剂；其次要优选破胶体系，实现压裂液彻底破胶、水化，减少压裂液残渣对基质和导流裂缝渗流能力的损害。

4.1.3.压裂液滤饼和浓缩对地层的损害

压裂液在裂缝的表面形成具有一定弹性的薄膜即滤饼。

滤饼的形成受许多因素的控制，包括压裂液组分、流速、压差以及储层特性。

由于滤饼的渗透率比地层渗透率小得多，因此在生产中滤饼阻碍了地层流体向裂缝的流动，同时由于裂缝闭合，支撑剂嵌入，滤饼占据了部分以至整个支撑剂之间的间隙，导致裂缝导流能力大大降低，阻碍压裂液的返排和原油的产出。

在压裂施工中动态滤失和裂缝闭合造成的最终支撑裂缝宽度的差异，导致了交联聚合物在支撑裂缝内浓度的提高即浓缩。

CookeC.E.在1973年研究了压裂液对裂缝导流能力的影响，提出了聚合物浓缩因子与支撑裂缝的关系。

式中:

Vpk为聚合物浓缩因子，无因次;

为支撑剂浓度，磅/加仑（l磅/加仑=0.1g/cm3）;

Cs为在液体中支撑剂浓度，磅/加仑，

为支撑裂缝孔隙度，%.

4.2低损害压裂液发展方向

4.2.1新的硼酸盐压裂液体系改善了裂缝导流能力

在80年代后期，许多研究者发现有机金属离子交联压裂液（如钛、锆）存在破胶困难，严重损害支撑裂缝的导流能力，压后返排能力比硼冻胶压裂液低。

在90年代初国内外相继研制和开发了新型的有机硼交联剂，它不仅克服了无机硼交联剂瞬时交联、摩阻高、耐温性能差的不足，实现了可控的延迟交联作用、低摩阻、耐温能力达150℃，而且有机硼络合交联剂氧化所产生的降解作用生成一种有机酸，使其不必借助于外加破胶剂即可使支撑裂缝具有较高渗透率和保持率。

通过对压裂液滤饼的形成和溶解发现，硼交联压裂液形成的滤饼较松软，易于溶解，粘度小于2.0mPa·s；而有机钛、锆交联压裂液形成滤饼较致密，较难溶解，粘度大于4.0mPa·s，并且有小团状或细丝状残胶存在。

这也表明了硼冻胶压裂液比有机金属交联压裂液具有易破胶、低损害的特点。

低损害有机硼交联压裂液在国外现场应用中取得了良好的效果，增产量是有机金属交联压裂液体系的2-4倍，表现出了其优良的破胶返排性能；在国内现场应用中也获得了成功。

压裂酸化技术服务中心研制的BCL-61有机硼交联剂相继在辽河、吉林、胜利油田进行了12口井的现场应用。

在胜利油田井温130℃、井深3400m施工中，该有机硼压裂液具有明显的延迟交联作用，施工摩阻仅为清水的27%-35%，携带高密度陶粒，平均砂液比达30%，加砂量达37.5m3，加砂强度达3~4.0m3/m，压后破胶水化彻底，返排液粘度小于3.0mPa·s，增产效果明显，平均单井日增产原油17.6t。

新型的硼交联压裂液体系具有良好的综合性能，是压裂液的主要发展方向之一。

4.2.2胶囊破胶剂改善压裂液破胶性能

目前广泛使用的破胶剂有两大类：

一类是酶破胶剂，只能用于低于60℃的地层，溶液介质pH值小于8.0；另一类是过硫酸盐氧化剂，适用于60℃~130℃的地层。

实验室研究结果表明，提高破胶剂浓度将明显改善压裂液破胶性能，能减少支撑裂缝损害，但高破胶剂浓度将使压裂液流变性变差，丧失携砂能力，严重影响压裂施工。

90年代初研究和开发的缓释型胶囊破胶剂是破胶剂的最大发展，在不严重影响压裂液流变性能的同时可提高破胶剂用量成为可能。

它是利用特殊工艺将常用的酶或过硫酸盐破胶剂包裹起来，形成0.90mm-0.45mm的胶囊颖粒，并利用膜的渗透作用和裂缝闭合的挤压作用释放破胶活性物质。

与常规破胶剂相比，其特点是能缓慢释放破胶剂，缓释时间可控，能将破胶剂浓度提高到常规破胶剂的5-10倍，对压裂液流变性能影响很小；破胶完全、彻底，消除了压裂液浓缩及滤饼引起的压裂液的损害。

室内试验及现场应用均表明缓释型胶囊破胶剂在改善压裂液破胶性能、减少压裂液损害方面是十分有效的［6］。

通过在50多口井采用胶囊破胶剂的气井压裂处理作业证实，采用常规破胶剂的压裂井，在重新投产之前，要进行抽汲诱喷，而用胶囊破胶剂压裂的50口井中，90%以上的井不需要抽汲诱喷，且累计产气量提高了177%。

压裂酸化技术服务中心在国内首先研制开发了氧化型胶囊破胶剂NBA-101，通过耐水性能、电镜扫描分析、耐温性能和破胶性能分析，该胶囊破胶剂达到了国外同类产品先进水平，并在长庆、辽河、吉林、胜利等油田现场试验获得了成功。

4.2.3使用优质植物胶稠化剂，降低压裂液残渣

目前国内外使用的压裂液稠化剂包括天然植物胶及其改性产品、纤维素衍生物和合成聚合物。

国外油田使用的稠化剂以植物胶及其改性产品即瓜胶及轻丙基瓜胶为主，约占90%。

国外加工的羟丙基瓜胶水不溶物低（小于5%），增粘能力强（l%溶液粘度大于280mPa·s），用量小（一般为0.48%），大大降低了压裂液体系中因稠化剂造成的残渣。

国内在80年代广泛使用田箐胶及其改性产品（经乙基、羟丙基田箐），但在现场使用中由于性能不稳定、质量差、水不溶物高（改性产品水不溶物仍高达15%~20%）、增粘能力差（l%溶液粘度仅为80~170mPa·s）、用量大（现场部分井使用浓度达1.0%），大大增加了压裂液体系中的残渣含量，造成地层的严重损害。

在90年代初各油田很少使用该产品，取而代之的是国外种植、国内加工改性的羟丙基瓜胶和国产的香豆胶原粉。

国内加工的羟丙基瓜胶与国外产品相比质量差、水不溶物较高（一般为8%-14%），粘度低（l.0%溶胶粘度仅为150~260mPa·s），使用浓度较高（一般为0.55%一0.7%）。

另一个重要特点是瓜胶原粉通过羟丙基化改性后，其耐温性能、溶解性能应提高，但国内加工的羟丙基瓜胶的耐温性能还不如瓜胶原粉，在压裂液配方试验中，只有通过增加稠化剂和交联剂的浓度、减少破胶剂用量等措施来弥补其耐温性能的不足。

但这将严重影响压裂液破胶性能和残渣含量，导致较大的地层损害。

因此，国内加工的改性瓜胶必须改进加工工艺，降低其水不溶物，提高增粘能力和耐温性能，从而降低稠化剂用量，减少压裂液残渣，这也是稠化剂的发展方向。

4.2.4助排破乳多效剂

减小毛管阻力，加快压裂液返排，防乳破乳是减少压裂液对地层损害的重要措施。

目前国内较多的压裂液添加剂性能单一、效果较差、现场应用较繁琐。

“一剂多效”是压裂液添加剂发展方向之一。

在压裂液添加剂“一剂多效”方面，美国HALLIBURTON公司研制的Lourf-300是具有助排、破乳性能的添加剂。

国内压裂酸化技术服务中心研制的DL-6助排破乳剂具有低的界面张力（小于1.0mN/m），可改善油藏的润湿性，减小毛管阻力，消除水锁，同时还具有良好的破乳性能（在70℃、20min内破乳率达100%）。

在辽河、吉林、胜利等油田应用中证实了其可操作性，压后返排液界面张力低，清水界面清晰，增产明显。

5结论

国外从50年代开始储层损害的机理研究。

随后的20多年时间里，研究工作却进展缓慢，只见到一些零星的文章报道。

直到70年代，油层保护工作才真正受到重视，开始有针对性地开展保护油层研究工作。

80年代，随着新的测试技术的发展以及对储层损害机理研究的不断加深，开始针对不同储层，应用岩类学、工程学、化学及物理学等方面的知识对储层的损害机理进行定性和定量的研究，并取得很大的进展。

80年代末到90年代，开始用数学模拟方法进行机理研究并取得重大进展。

国内在80年代广泛使用田箐胶及其改性产品，但在现场使用中由于性能不稳定、质量差、水不溶物高、增粘能力差、用量大，大大增加了压裂液体系中的残渣含量，造成地层的严重损害。

在90年代初各油田很少使用该产品，取而代之的是国外种植、国内加工改性的羟丙基瓜胶和国产的香豆胶原粉。

国内加工的羟丙基瓜胶与国外产品相比质量差、水不溶物较高，粘度低，使用浓度较高。

另一个重要特点是瓜胶原粉通过羟丙基化改性后，其耐温性能、溶解性能应提高，但国内加工的羟丙基瓜胶的耐温性能还不如瓜胶原粉，在压裂液配方试验中，只有通过增加稠化剂和交联剂的浓度、减少破胶剂用量等措施来弥补其耐温性能的不足。

但这将严重影响压裂液破胶性能和残渣含量，导致较大的地层损害。

参考文献：

［1］崔迎春、张琰.储层损害和保护技术的研究现状和发展趋势，探矿工程，1999年增刊。

［2］卢拥军.压裂液对储层的损害及其保护技术，钻井液与完井液，1995：

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［4］卢拥军，杜长虹.压裂液用有机硼络合交联剂.钻井液与完井液.1995，12

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［5］谢朝阳等.田箐胶压裂液残渣对低渗地层及填砂裂缝损害程度的研究.1992年全国天然气酸化压裂研讨会论文

［6］Thompsonjohn等.利用破胶剂技术优化裂缝导流能力.油气田开发工程译丛.1991（l）:

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