水平井段内多裂缝压裂用暂堵剂评价报告
水平井化学堵水剂性能评价
收稿日期：2009-01-05基金项目：中国石油冀东油田分公司重大科研基金项目“边底水油藏水平井化学堵水技术研究”中的部分研究成果作者简介：孙玉龙（1983-），男，山西太原人，中国石油大学在读硕士研究生，研究方向为油气田开发、油田化学、提高采收率等。
第11卷第3期重庆科技学院学报（自然科学版）2009年6月水平井技术作为有效的增产技术[1]之一，开采产量高，其收益远大于钻井和完井费用，在重油和厚油层开采中比直井更受重视，在油田开发中得到了广泛应用。
但由于井身结构的原因，水平井在开采过程中更易出现产水过多现象，随着水平井开发时间的延长和生产压差下降等原因，水平井产水大幅度上升，部分水平井产水已达90%以上，而且水平井找水难度大，准确率低，成本高，进行机械堵水很难实现，因此需要研究包括笼统注入的化学堵水技术在内的水平井控水稳油方法，以延长水平井的稳产期，进一步提高开发效果。
化学剂技术是水平井堵水，甚至是整个油田化学领域中最活跃的技术[2]，选择一种合适的化学堵水剂对油层进行堵水处理迫在眉睫。
在堵水处理过程中要满足3个原则：确定调堵处理的安全性,不引起短期或长期的环境污染；防止伤害油层，包括化学剂进入错误层引起的直接伤害和化学剂段塞引发的间接伤害；保证溶液在进入目的层和所需深度之前不成胶，处于易流动状态。
本文对接枝聚合体系和CS 封堵体系两种堵水剂进行了性能评价和驱油效果评价，对指导这两种化学堵水剂在现场的应用具有一定的参考价值。
1实验装置与步骤1.1实验设备与材料（1）岩心流动实验装置：平流泵(2PB00C)、手动高压泵、真空泵、中间容器、流体采集器、恒温箱、水平井开采模型。
（2）实验测试系统：压力测试系统。
（3）实验材料：30cm 长人造岩心（规格4.5cm ×4.5cm ×30cm ）、3760mg/L 地层水、接枝聚合体系化学堵水剂、CS 化学堵水剂。
摘要：由于水平井作业工艺复杂，找水难度大，准确率低且成本高，机械堵水很难实现，因此找到一种生产合成方便，性能稳定，适应性强，施工工艺简单的化学堵水剂已成为一个迫切的任务。
压裂液性能评价实验报告模板
编号：2020142 实验报告
实验项目压裂液性能评价实验报告
委托单位
实验人
报告编写
报告页数 9
日期 2020年6月20日
审核人
盖章
压裂液性能评价实验报告
样品来源：盛昊瓜胶特级粉、一级粉；新乡玄泰添加剂样品
实验日期：2020/6/19-2020/6/20 分析日期：2020/6/20 实验一：瓜胶特级粉性能评价
图1 配方:2压裂液耐温耐剪切性能测试
图2 配方2压裂液流变参数测定（k=0.6783，n=0.4933）
图3 配方2压裂液60℃下破胶实验（左图为破胶前，右图为破胶后）
图4 配方3压裂液耐温耐剪切性能测试
图5 配方3压裂液流变参数测定（k=2.587，n=0.4129）
图6 配方3压裂液60℃下破胶实验（左图为破胶前，右图为破胶后）
实验二：瓜胶一级粉性能评价
图7 配方5压裂液耐温耐剪切性能测试
图8 配方5压裂液流变参数测定（k=1.572，n=0.5644）
图
9 配方5压裂液60℃下破胶实验（左图为破胶前，右图为破胶后）
4
未破胶
完全破胶
图10 配方6压裂液耐温耐剪切性能测试
图11 配方6压裂液流变参数测定（k=2.746，n=0.4397）
图12 配方6压裂液60℃下破胶实验（左图为破胶前，右图为破胶后）
实验三：低温活化剂性能评价
图13 40℃破胶实验，放入水浴前（左图为特级粉配方，右图为一级粉配方；各图中左烧杯为加入低温活化剂，右烧杯为不加低温活化剂）
图14 40℃破胶实验，水浴后（左图为特级粉配方，右图为一级粉配方；各图中左烧杯为加入低温活化剂，右烧杯为不加低温活化剂）。
暂堵压裂技术研究与现场报告
吐哈油田重复压裂技术研究报告一、立题依据与设计指导思想1、选题针对性：吐哈油田随着开发的深入，早期压裂的一类储层的水力裂缝已经失效或者产生堵塞，如鄯善油田91-93年整体压裂所形成的裂缝导流能力已从60μm2.cm降至97年的6μm2.cm，原有裂缝的渗透性能大大降低甚至失去作用。
同时，由于早期压裂改造规模不够，或者支撑裂缝短，或者裂缝导流能力低，这类井必须加大压裂规模继续延伸原有裂缝，或者提高砂比/砂量以增加裂缝导流能力，才能提高井的产能；另外，经过长时间的开采之后，早期压裂裂缝所控制的原油已基本采尽，远裂缝带的原油无法及时补充，且长时间的注水开采使得注水前沿向生产井推进，有些老裂缝已成为水的主要通道，这在很大程度上影响了生产井的产量。
因此，采取永久封堵老缝压开新裂缝的重复压裂技术：将原有裂缝堵死，重新压裂，在与原有裂缝呈一定角度方向上造新缝，这样既可堵水，又可增加采油量。
如果井的含水不高，可以采取暂时封堵老缝压开新裂缝的重复压裂技术：将原有裂缝堵死，重新压裂，在与原有裂缝呈一定角度方向上造新缝，施工结束后老裂缝堵剂自行解堵，生产时同时发挥老裂缝和重复压裂新裂缝的作用，获得更好的增产效果。
2、技术路线：该项目立项之后，根据项目计划，依据吐哈油田研究工区储层资料、压裂施工参数与压裂压力数据，确定油田开发初期地应力，考虑人工裂缝、生产过程对地应力场的影响，再结合最小水平主应力原理确定重复压裂裂缝延伸方式。
根据单井拟合分析结合正交设计原理研究不同参数对重复压裂生产动态的影响，确定重复压裂的技术界限。
第一步：进行理论研究：搞清裂缝转向的主要机理、裂缝转向的必要条件、油田就地应力参数及分布情况、压裂时机的选择等。
技术关键是裂缝转向条件、地应力参数确定及压裂时机的选择等方面的研究。
第二步：进行室内试验：主要是对暂堵剂的材质、用量、耐压强度、破碎率、突破压差、造壁性、封堵率、溶解性以及对地层的伤害性进性试验；技术关键是在室内取得暂堵剂耐压强度、突破压差及封堵率等方面的参数。
压裂用暂堵剂等相关物资的销售业绩
压裂用暂堵剂等相关物资的销售业绩报告一、概述随着页岩气和非常规油气产业的快速发展，压裂技术作为一种重要的油气开采技术，对应的压裂用暂堵剂等相关物资的销售业绩也备受关注。
本文将对压裂用暂堵剂等相关物资的销售业绩进行分析和总结，以期为相关行业提供参考和借鉴。
二、压裂用暂堵剂的市场需求1.页岩气和非常规油气产业的快速发展，使得压裂技术需求大幅增加。
2.压裂用暂堵剂作为压裂技术中的重要辅助材料，市场需求日益增长。
3.随着油气勘探领域技术的不断进步，市场对压裂用暂堵剂等相关物资的要求也不断提高，需求更加多样化。
三、压裂用暂堵剂的销售业绩分析1.市场格局：目前市场上涌现出众多压裂用暂堵剂供应商，竞争激烈。
2.产品质量：部分压裂用暂堵剂产品质量不尽如人意，导致销售业绩不稳定。
3.销售策略：一些厂家在市场推广和销售方面缺乏创新，导致销售业绩增长乏力。
4.客户需求：市场上不同层次客户对压裂用暂堵剂的需求存在一定差异，供应商需要根据不同客户需求进行定制化服务。
四、面临的挑战与机遇1.挑战：市场竞争激烈，产品同质化严重，价格战加剧。
2.挑战：技术创新和产品研发成本高，对企业的资金实力和技术实力有较高要求。
3.机遇：市场需求增长迅速，线下销售和线上销售结合可拓展销售渠道。
4.机遇：对产品进行差异化定位，开发高附加值产品，减少价格竞争。
五、发展建议1.加大产品研发投入，提高产品质量，满足市场需求。
2.深度挖掘客户需求，提供个性化服务，增强客户黏性。
3.拓展销售渠道，加强线上线下联动，提高市场覆盖率。
4.加强行业协会合作，提高行业规范化水平，共同推动行业可持续发展。
六、结论通过对压裂用暂堵剂等相关物资的销售业绩分析，我们可以看到，压裂用暂堵剂市场充满机遇和挑战。
只有不断创新，提高产品质量，深度挖掘客户需求，才能在激烈的市场竞争中脱颖而出，取得更好的业绩表现。
希望本文能为相关行业提供一定的参考价值，共同推动油气产业的可持续发展。
试论油田压裂用暂堵剂技术
试论油田压裂用暂堵剂技术随着对高含水低渗透油田开发力度的不断加大，油层压裂技术的要求逐渐提高，施工难度增加。
作为油田生产的处理技术之一，暂堵剂技术具有减小压裂施工难度、降低分段工具的使用次数、提升单元井段的使用效率等特点，因此得到广泛应用。
本文讨论了目前国内外油田压裂暂堵剂技术，总结各种暂堵剂的优缺点及其适用条件，并对暂堵剂的研究和应用提出发展建议。
标签：油田；暂堵剂；压裂酸化；可降解；自清洁我国低渗透油田拥有丰富石油地质储量，约占全国石油资源总量30%。
探明储量中，低渗透油藏比例占国家储量2/3以上，发展潜力巨大。
压裂改造后大多数低渗透油藏产量显著增加，但产量仍有限。
近年各主要油田在压裂施工中多采用多裂缝技术或裂缝转向技术，提高低渗透油藏的转化率，最大限度地提高油藏产量。
这项技术起决定性作用的即为暂堵剂，广泛用于油田生产，技术已相对成熟。
国内外针对暂堵剂研究和应用有数十年历史，1936年哈里博顿提出一种暂堵剂，主要成分为CaCl2盐。
随着堵水技术广泛应用，暂堵剂技术快速发展，聚合物和堵塞球应用最广泛，各自有其优点和缺点，适用不同情况。
1 新型暂堵剂类型1.1 压裂酸化暂堵剂压裂酸化措施可有效提高低渗透油田勘探的开发水平。
目前，压裂酸化目标层变得越来越复杂，因此对使用暂堵剂的要求更加严格。
用于压裂酸化施工的暂堵剂不仅抗压强度和韧性要好，而且同时还需要具备酸溶性和水溶性，以便最终可排回地层。
目前，国内通过研究已提出多种压裂酸化暂堵剂的试制方法，如由骨胶、磺化沥青、胍胶等组成的水溶性压裂酸化暂堵剂，当油水混合液体中油的含量低于50%，暂堵剂溶解度达到90%以上，承受压力高达22MPa；另外，由树脂、地蜡、碳酸钙等组成的新型酸化压裂暂堵剂，可用于油田深井中井段较长、跨度较大的压裂和酸化施工中。
此外，在沸腾造粒干燥器中，通过雾化喷雾制备微胶囊状细固体颗粒，外包装材料是石油树脂和地蜡的复合物，内部材料是碳酸钙和无机盐组成的固体颗粒，可在深井、长井段、高温中使用。
暂堵压裂工艺适用性分析及效果评价
暂堵压裂工艺适用性分析及效果评价作者：葛婧楠李然舒东楚李涛张科潘丹丹来源：《当代化工》2020年第09期摘要：目前页岩气开采规模日渐扩大，由于页岩储层岩性致密、非均质性强、缝网系统复杂、断层遮挡众多，压裂施工中套变等井下事故频发，常规压裂工艺面临重大挑战。
在井筒变形、工具入井困难的情况下，常规的分段压裂改造技术无法实施，应用暂堵分段和暂堵转向压裂技术，通过不同粒径暂堵剂的组合使用，实现堵塞井筒炮眼，在近井缝口或远场缝端产生致密的暂堵剂封堵带，迫使流体转向，产生新裂缝或分支缝，同时增加裂缝复杂程度，提高储层动用程度。
关键词：暂堵分段;暂堵转向;效果分析中图分类号：TE357.1+4 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2020）09-2028-05Abstract： At present， the scale of shale gas recovery is expanding day by day. Due to tight lithology， strong heterogeneity， complex fracture network system， and many faults in shale reservoirs， downhole accidents frequently happen，such as casing changes during fracturing construction and so on， the conventional fracturing process faces major challenges. When the wellbore is deformed and the tool is difficult to enter the well， the conventional staged fracturing technology cannot be implemented.The application of temporary block segmentation and temporary blockage steering fracturing technology can block the wellbore blasthole， and produce a dense temporary plugging agent sealing band at the near well or the far field seam end， forcing the fluid to turn， creating new cracks or branch joints to simultaneously increase the complexity of cracks and increase the degree of reservoir utilization through the combination of different particle size temporary blocking agents.Key words： Temporary blocking segment; Temporary blocking steering; Effectiveness analysis选取某页岩气示范区全水平段暂堵的A井结合微地震分析，说明遇阻后实施暂堵分段工艺的可行性;选取B平台说明压裂中主动实施暂堵转向工艺是对常规压裂工艺的重要补充。
致密砂岩气藏水平井段内多缝体积压裂技术的应用及其效果分析
通 常情况 下 ， 如 果 沿水 平 井 段 压 开 的多 条 裂 缝
间距 太 小 ， 不 仅不 能 增 产 ， 还 会 导致 压 裂 施 工 失效 。
根据局部效应原理 ， 作用在物体上的 自相平衡的外
力只在本力系作用 区域产生显著 的应力 、 应变和位
移； 而在远 离 该 力 系作 用 区 域 的地 方 ， 可 以略 去 它 的效应 。利 用 Ａ Ｂ Ａ Ｑ Ｕ Ｓ大 型有 限元 分 析 软件 ， 来 模 拟 分 析多 条 横 向裂 缝 问 间距 对 裂 缝 形 态 和 压 后 生 产 动态 的影 响 ， 从 而 确 定 合 理 的裂 缝 间距 ， 以发 挥 水 平井 最大 产能 。 数 值模 拟 表 明 ： 对 两 条 横 向裂 缝 ， 当裂 缝 间 距 （ ｄ Ｘ） 大于缝 高 日 的 ２倍 ， 对 缝 宽和流 动 阻力 影 响最 小 。而对 于 多条 横 向缝 （ 图１ ） ， 当 缝 间距 大 于 ２倍
极差 ， 岩性致密 储层厚度小 ， 有效砂体展布 ， 一般 单井气层厚度不足 １ ０ ． ０ ｍ， 单层厚度小于 ５ ． ０ ｍ， 单 个砂体延伸长度小于 １ ０ ０ ０ ｍ。直井单井控制储量 有限 ， 单井产量 低。储层 不进行压裂 改造 ， 很难 有
初期 产 能 ， 更 难 以实现长 期稳产， 压 裂 方 式 很 多 Ｊ ， 不 同储层 压 裂方式 的适 应 性不 同 ， 苏里 格 气
田水平井采用 的段 内效 果 。
缝高 日， 流动阻力影响最小 ； 当缝 问距大于 １ ． ５ 倍缝
１ 段 内多缝体积压裂储层改 造过 程
段 内多缝 压 裂 是 在 水 平 井 中机 械 卡 封 段 内
高 日， 对 缝 宽影 响最小 。 同时依据 断裂 力 学 理 论 ， 水 力 裂缝 总是 从 物 性
水平井分段压裂技术总结_焊工个人技术总结
水平井分段压裂技术总结_焊工个人技术总结水平井分段压裂技术是一种通过在水平井井段上进行多段压裂操作，改善油气藏耐流性能，提高产能的方法。
在实际作业中，我对水平井分段压裂技术进行了总结和总结。
水平井分段压裂技术的优点是能够增大有效压裂面积，提高油气生产能力。
通过对井段进行多次压裂操作，可以将多个井段连接起来，形成一个更大的生产面积，从而提高油气产量和产能。
水平井分段压裂技术可以更好地控制压裂位置和压裂厚度。
通过对井段进行分段压裂，可以根据地下油气藏的特征和井段的情况，进行有针对性的压裂操作，从而更好地控制油气的产生和流动，提高开采效果。
水平井分段压裂技术可以降低压裂风险和成本。
通过对井段进行多次压裂操作，可以充分利用现有的井眼和压裂设备，减少额外的钻井和压裂作业，从而降低了成本和风险。
水平井分段压裂技术也存在一些挑战和问题。
水平井分段压裂技术需要对井段进行多次操作，对现有的压裂设备和作业人员的要求较高。
水平井分段压裂技术需要精确计算和调整井眼参数、压裂剂浓度等参数，对作业人员的技术和经验要求较高。
水平井分段压裂技术需要研发和使用更先进的工具和技术，以适应复杂的地质条件和井眼要求。
针对以上问题，我个人总结了一些经验和技巧。
在选择水平井分段压裂技术之前，要充分了解油气藏地质特征和井段情况，评估技术可行性和效果。
要合理设计井眼参数和压裂剂浓度，根据地下油气藏的特征和井段的情况，进行精确计算和调整，保证压裂效果。
要做好作业计划和安全措施，确保作业过程安全和顺利。
在作业过程中，要密切监控井段的压力和产能，及时调整作业参数和方法，以获得最佳的压裂效果。
水平井分段压裂技术是一种先进的油气开采技术，在实际应用中已经取得了很好的效果。
通过总结经验和技巧，可以更好地应用和推广水平井分段压裂技术，提高油气产能，实现经济效益和社会效益的双赢。
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企业简介
东方宝麟科技发展（北京）有限公司，是国内独资石油专业技术服务公司， 主要从事石油技术研发、现场服务与咨询业务，特色业务包括油藏增产措施、水 平井建井优化、油气田开发经济评价及开发决策。
著名压裂大师
Michael J.
Economides 和美国两院院士 Christine A.Ehlig-Economides 为公司董事及高级技 术顾问，并与美国A&M 大学和休斯顿大学是战略合作伙伴关系。
公司拥有裂缝性储层缝网压裂技术、非常规气藏（致密气、页岩气）体积压
裂技术、低伤害胶塞控制压裂技术、C02清洁压裂液技术、可降解纤维压裂液技 术、超高温清洁压裂液技术、水平井段内多裂缝体积压裂技术、多井同步压裂技 术等多项特色技术，公司还承担或参与体积压裂改造技术的理论研究、软件开发、 压裂液体系研发、工艺创新等国内前沿先进压裂成套技术的科研工作。
目前公司
在国内的主要客户有中国石油、中国石化、中海油、延长石油所属的各大油气田。
塔里木油田
华北袖to ;冀东抽田
「一辽河袖田
丸大爲油田
・ 胜和油田
普吃％田
滇黠蛙沽田
技术原理
裸眼水平井段内多裂缝控制技术是应用专用水溶性暂堵剂在压裂中暂堵前 次缝或已加砂缝，从而造出新的裂缝。
控制技术的实施方法是在施工过程中实时地向地层中加入控制剂， 该剂为粘 弹性的固体小颗粒， 遵循流体向阻力最小方向流动的原则， 控制剂颗粒进入地层 中的裂缝或高渗透层， 在高渗透带产生滤饼桥堵， 可以形成高于裂缝破裂压力的 压差值 ,使后续工作液不能向裂缝和高渗透带进入，从而压裂液进入高应力区或 新裂缝层， 促使新缝的产生和支撑剂的铺置变化。
产生桥堵的控制剂在施工完成 后溶于地层水或压裂液，不对地层产生污染。
针对不同储层特性、 不同封堵控制的作用， 经过拟合计算确定不同的有效用 量。
通过特殊工艺技术 ,可实现支撑剂均匀分布在裂缝中、控制裂缝延伸有效长 度、实现多裂缝的形成、实现裂缝转向等。
在一定的用量范围内 （相对小剂量 ）, 可以使支撑剂均匀分布在裂缝中； 在一定的用量范围内 （相对中剂量 ）, 可以控制裂缝的有效缝长；
（相对大剂量 ）, 在加砂中或二次加砂前 ,可以形成多裂
缝；
（相对大剂量 ）, 可以形成新的裂缝 ,在地应力决定条件下
可以使裂缝方向发生变化。
技术特点
强度高：具有很高的承压能力； 形成滤饼：在地层可以形成滤饼，封堵率高，封堵效果好； 可溶性好：在压裂液中可以完全溶解，不造成新的伤害； 有利于返排：内含F 表面活性剂，有利于助排； 方法操作简单：投入方法简单，不会给压裂设备带来新的负担； 时间可控：所需的压力和封堵时间，可以通过应用量剂大小、成分组成、颗 粒大小控制。
在一定的用量范围内 在一定的用量范围内
控制剂主要性能
承受压差：A型:>50MPa （直井用）B型：>80MPa （水平井用）
该控制剂，在地面高温高压下通过交联反应以及物理法的势能活化得到的颗粒型堵剂，是化学反应与物理势能相互催化的复合体。
一次交联是在生产时完成物化反应，形成颗粒，在应用时，颗粒随液体进入炮眼和裂缝后，在压力差下获得势能后继续反应交联，形成高强度的滤饼。
从而具备颗粒性的高强度，又具备了交联型堵剂的好封堵率。
具备了用量少，形成压差大，压后完全溶解无污染的特点。
控制剂的适应范围
压裂过程中实时加入裂缝延伸控制剂，可启动新层、改善支撑剂的有效分布、拓展分层压裂的应用领域。
施工过程中加入控制剂，通过破裂压力、裂缝延伸压力的变化可实现：纵向上启动新层，改善储层产出剖面；平面上裂缝转向，沟通新的泄油区；控制有效缝长，改善裂缝内支撑剂的有效分布；在水平井段内压裂多条裂缝；
在套变井落物井上实现分层压裂。
现场试验应用实例
利用该控制剂在苏53区块裸眼水平井成功实现4口井段内多裂缝体积压裂，均取得极好的增产效果。
附录1:多裂缝暂堵剂溶解曲线
图1 60 C 溶解曲线
图2 80 C 溶解曲线
* 清水 ■ 盐水
5%碱
压裂液
5
山
{度解溶
•清水 盐水 丄5%碱 —w — 5%酸 * 压裂液
5
力 <
度解溶
图3 100 C 溶解曲线
图4 120
溶解曲线
附录2 :
水平井段内多缝压裂用水溶性暂堵剂强度测试评价报告
一、 测试目的
水平井压裂过程中使用的水溶性暂堵剂在压裂过程中起着关键的作用，
它关
系着压裂施工的成败，暂堵剂的强度是关键，本测试评价报告主要是通过测试其 突破压力来确定暂堵剂的强度，达到评价暂堵剂的目的。
二、 实验方法
试验是采用流动实验仪测定其突破压力，来确定暂堵剂的强度的方法。
三、 所用仪器设备和工艺流程
1、
试验仪器
流动实验仪
2、工艺流程
实验采用的流动试验仪器是目前国内最先进的自动化仪器，数据处理采用先
进的计算机软件处理技术。
四、试验步骤及结果
突破压力试验，是采用通过人造充填岩心的方法，使用岩心流动试验仪来评价的。
岩心使用压裂砂充填而成。
充填后的岩心基本参数见表1。
1、分散态突破压力测试
实验分别测试模拟压实后为5cm、1cm、0.5cm、0.7cm厚度的突破压力样品的使用量采用计算体积的方法使用排开体积来计量的，用温度为80度压裂液浸泡3-5分钟后开始测试。
实验使用01、02、03、04号岩心分别测定5cm、1cm、0.5cm、0.7cm厚度的突破压力。
实验结果见表2。
表分散态突破压力测试结果
从以上的实验结果可以看出，模拟压实后滤饼厚度1cm以上，其分散态药剂可以通过二次交联形成封堵滤饼，其突破压力23MPa。
模拟压实后滤饼厚度小于1cm，其分散态药剂不能有效形成封堵滤饼，并随着驱替不断溶解而流出
2、预制胶结态突破压力的测试
从表2的实验结果可以看出，分散态的药剂由于其本身的颗粒性质在小于
1cm的情况下不能够形成有效封堵，因此我们采用溶解后风干的方法，制成厚度为
0.9cm和0.5cm厚度的滤饼，并分别使用05、06号岩心进行了突破压力的测试，其结果见下表。
从以上的实验数据可以看出，该药剂一旦形成滤饼后，突破压力就很高，滤饼厚度达到或超过0.9c m就很难突破。
五、结论
1、暂堵剂在分散态情况下，其压实厚度大于或等于1cm时23MPa不能突破, 压实厚度小于0.7cm时不能形成有效圭寸堵，没有突破压力，只是随着液体流出。
2、暂堵剂在胶结态情况下，其厚度大于或等于0.9cm时23MPa不能突破，
厚度在0.5cm时其突破压力为12.3MPa,突破压力梯度为大于2.175MPa /mm。
3如滤饼厚度增加则突破压力提高，本次最高突破压力为44MPa,如要获得高突破压力可以应用增加滤饼厚度的方法。
图1 :实验工艺流程图
附录3:
水溶性暂堵剂微观性能评测结果
1、暂堵剂成胶状态测定
室内应用电镜，对人造岩心封堵状况进行观测。
从结果可明显看出所有孔隙都被暂堵剂粘附、堵塞，且在放大1500倍时未见有未堵塞孔隙，证明暂堵剂具有良好的封堵能力。
图1 人造岩芯暂堵剂封堵电镜扫描图片
2、承压状态下暂堵剂与壁面粘附性能测定
备注：c g自身抗拉强度，cg胶体-壁面间的粘附强度
在4MPa的环压条件下，经过30min 后,用掉片的方法测得GX-100暂堵剂与
裂缝壁面分离的压力为3.4N。
3、承压状态下暂堵剂变形伸长能力测定
暂堵剂最大伸长率为，承压伸长性能较好，韧性较好。
4、水不溶物测定
量取80 C的蒸馏水497.5mL置于混调器中，低速度搅拌，缓缓加入2.5g (精确到O.OOIg ）暂堵剂。
高速搅拌40min，再低速搅拌25min，将获得的溶液倒入烧怀中，然后将烧怀放入60 °C的水浴中，盖上表面皿，恒温溶解3h。
将溶好的溶液倒入混调器中，低速搅拌15min。
准确称取溶液50g （精确至
O.OOIg ），放入按5-5恒量的离心管中，在3000r/min的转速下离心30min。
用移液管小心吸去上层清液，移液管下入的深度不得超过上层清液的二分之一处。
加蒸馏水至50mL，洗涤、搅拌、离心15min，吸去上层清液，再重复洗涤两次，按5-5恒量。
暂堵剂水不溶物按下式计算：
S= (m2 —m3 ) / 0.25 (1 —W) X 100%
式
中：S为压裂暂堵剂水不溶物含量％m2
为水不溶物和离心管总质量g m3为离
心管质量g
0.25为50g溶液中暂堵剂的质量g
在同一实验条件下，做平行实验，测定结果之差不大于0.5%时，取算术平均值作为最终结果（表1 ）。
表1水不溶物测定。