塔里木盆地超深层油气藏试油与储层改造技术进展及发展方向.docx
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塔里木盆地超深层油气藏试油与储层改造技术进展及发展方向
摘要:
近年来,中国石油塔里木油田公司(以下简称塔里木油田)在塔里木盆地超深层油气勘探陆续取得重大突破。
这与其超深层试油与储层改造技术的进步是密不可分的,随着超深井的逐渐增多,试油与储层改造技术仍需要持续升级、完善。
为此,通过总结塔里木油田试油与储层改造技术的发展历程,系统梳理了其在超深层油气藏试油与储层改造方面取得的主要技术进展,并结合新的勘探开发形势与要求,指出了塔里木盆地超深层油气藏试油与储层改造技术今后一个时期的发展方向。
研究结果表明:
①塔里木油田已形成了一系列专项技术——超深高温高压气井安全快速测试技术,超深层、高含硫、缝洞型碳酸盐岩气藏完井试油—体化技术,超深层缝洞型碳酸盐岩储层深度改造技术,以及超深层、高温高压裂缝性致密砂岩气藏储层缝网改造技术,支挥了该盆地超深层油气藏的陆续勘探突破和持续高效开发;②随着油气勘探开发深度领域迈向9000g储层地质条件更加复杂,完井试油与储层改造技术面临着新的技术难题;③今后将围绕“可乘、安全、高效■•的目标进行试油完井工具和工艺的持续升级和改进,需要不断完善储层改造地质工程一体化设计、改造工作液和材料以及耐高温高压工具和装备,以支挥精细化缝网体积改造;④新形势下,为了满足井完整性的要求,需要完善相关配套技术,同时建立套管磨损评价与地面管汇剩余寿命检测方法,以保障试油和储层改造工艺的顺利实施。
结论认为,该研究成果可以为国内外超深层油气藏的安全高效建井与提产提供借鉴。
关键词:
塔里木盆地;超深层;致密砂岩气藏;缝洞型碳酸盐岩油气藏;高温高压;试油;储层改造;井完整性
0引言
塔里木盆地是我国陆上最大的含油气盆地,也是目前国内勘探难度最大、增储上产潜力最大的盆地之一。
该盆地储层埋深介于4500〜6000m为深层,超过6000m为超深层⑴2]。
塔里木盆地:
由气藏普遍为超深层并且地质构造复杂程度高。
该盆地已探明油气资源总呈为178x1081,其中石油75xlQ8tx天然气12.9x1012m3。
截至2019年底,中国石油塔
里木油田公司(以下简称塔里木油田)矿权內的勘探程度仅为22.9%,油气勘探开发前景十分广阔。
近年来,随着中秋1井⑶、博孜9井⑷、轮探1井⑸等陆续获得重大:
甲发现,超深层油气藏勘探持续取得重大突破。
塔里木油田油气勘探开发对象已全面迈向超深层,该类油气藏将是该油田油气增储上产的重要资源保障。
塔里木盆地超深层油气藏主要分布在库车含盐前陆盆地⑹、塔北隆起和塔中隆起,根据油气储层岩石类型可以分为裂缝性致密砂岩气藏⑺和缝洞型碳酸盐岩油气藏⑹。
在库车含盐前陆盆地主要分布裂缝性致密砂岩气藏,具主要特点是埋藏深(6000~8000地层压力高(100〜136MPa\地层温度高
(150~190°C1储层厚度大(200~300基质低孔隙度(4%~8%X基质低
渗透率(0.01〜O.lOmD),并且不同程度地发育天然裂缝乳在塔北隆起和塔中隆起则以缝洞型碳酸盐岩油气藏为主,具主要特点是埋藏深(6000~8000mX地层温度高(130〜170°C\易喷易漏(压力当呈密度窗口仅0.02g/cm3\硫化氢含呈高(介于10〜100g/m3,最高达622g/m3\储集空间类型复杂(含洞穴、裂缝、基质孔隙)3这些地质工程特点给油气井测试、完井和储层改造的顺利实施带来了极大的挑战。
"十—五”以来,塔里木油田针对超深层裂缝性致密砂岩气藏和缝洞型碳酸盐岩油气藏的试油、完井和储层改造中的一系列瓶颈问题持续开展技术攻关,所取得的硏究成果支撑了塔里木盆地超深层油气藏陆续取得勘探突破并且实现高效开发。
随看深度8000~9000m超深井的逐渐增多,储层地质条件更加复杂,试油与储层改造技术仍需要持续升级、完善。
为此,笔者通过总结塔里木油田在超深层油气藏试油与储层改造技术的发展历程,系统梳理了已形成的耐高温高密度试油工作液、APR测试管柱配置、管柱力学精细校核、完井试油一体化工艺等超深井试油技术,以及储层改造工艺优选方法、耐高温加重压裂液、裂缝性砂岩纤维暂堵压裂工艺、缝洞型碳酸盐岩深度酸压工艺等超深井储层改造技术,结合新的勘探开发形势与要求,厘清了下一步需要硏究攻关的技术难题,逬而指出该盆地超深层油气藏试油与储层改造技术今后一个时期的发展方向,以期为国内外超深层油气藏的安全高效建井与提产提供借鉴。
1技术发展历程
自1989年塔里木石油会战以来,塔里木油田的勘探经历了从深层到超深层,从常温常压到高温高压、再到超高温超高压,从均质储层至归E均质储层的转变,相应的试油与储层改造技术也在不断发展和升级。
1.1试油技术
塔里木油田试油技术的发展为地质认识和勘探发现取得突换供了有效动力,自1989年以来主要经历了4个阶段。
1.1.1钻秆中途测试(DST)技术发展与完善阶段(1989-1996年)
该阶段以轮南油田为代表试油井段深度介于3500~6000m、压力介于50〜70MPa、温度介于110〜120°C[巩形成了以裸眼中途测试技术、射孔一测试联作技术、跨隔测试技术和小井眼测试技术为主的测试技术系列,特别是由于中途测试技术的应用,可以在第—时间内对5由气显示层进行测试,实现了油气勘探的提前发现,加快了勘探进程。
1.1.2以高压油气井测试技术为主的发展阶段(1997-2000年)
该阶段以克拉2气田为代表MM,试;册段深度介于4000〜6500m、压力介于60~
90MPa、温度介于100~130°C。
为了应对升高的地层压力,通过引进APR测试工具,并且对管柱进笛尤化酉3置,形成了"气密封油管+全通径测试工具十RTTS封隔器十射孔枪"的射孔一测试联作技术;配套了105MPa采气井口和形成了包括高压管汇、地面安全阀、除砂器、高压油嘴管汇、加热器、三相分离器、数据自动采集系统的高压地面测试流程。
1.1.3高温高压油气井试油技术完善阶段(2001—2007年)该阶段以迪那2气田为代表g,试油井段深度介于5000〜7000m、压力介于90~
110MPa、温度介于130~150°C。
通过开展试油工作液体系优选、井筒安全刚介、管柱力学分析与校核、配套地面测试流程优化、测试资料处理解释等一系列技术攻关,为库车前陆盆地迪那2凝析气田、大北气田的发现、评价以及克深构造带获得勘探突破提供了支撑。
1.1.4超高温超高压油气井试油技术发展与完善阶段(2008年至今)
该阶段以克深2、克深9冋、克深13气田为代表,试油井段深度介于6000-7930m、压力介于110~136MPa、温度介于150~186°C。
在硏发超高温超高压射孔器的基础上,优化形成了超深井APR测试工艺,提高了测试施工一次成功率(由2009年的70%提升至2018年的90%),实现了对克深气田的评价及获得博孜9井、轮探1井等勘探突破,夯实了塔里木油田建设3000x104t的资源基础。
1.2储层改造技术
塔里木油田超深层储层改造技术与钻完井技术同步发展。
1995年东河油田DH1-4-6井(注水井)在井深5894.5~5910.0m加砂压裂取得成功,标志看塔里木盆地6000m以深储层改造技术硏究与应用进入新阶段。
至2020年1月,塔里木油田改造井最深达8882m(轮探1井L塔里木油田储层改造技术的发展主要经历了3个阶段。
1.2.1早期探索阶段(2000年前)
该阶段受制于设备、工具及改造液材料耐高温高压性能的不足,以直井进行笼统改造为主,实现了深层压裂技术从无到有。
90年代中期,塔里木东河油田成功实施了6000m注水井的加砂压裂,突破了超深井加砂技术瓶颈,实现了塔里木油田超深层油气藏的高效增产增注【17-叭
1.2.2快速发展阶段(2000-2010年)该阶段以塔里木库车前陆冲断带超深层砂岩储层直井加砂压裂及台盆区碳酸盐岩超深水平井分段酸压为代表,超深层储层改造理论、工艺技术、改造液材料等均得到快速发展。
以大北301井为代表,压裂井段深度介于6930-6988m,实现了7000m高温高压气井的加砂压裂;以塔中82井为代表,采用变黏酸十胶凝酸多级注入酸压,实现了超深层碳酸盐岩储层"多元化"深度酸压[⑼。
储层改造技术的快速发展有力推动了塔里木油田快速勘探发现与建产。
1.23理念突破与技术定型阶段(2010年至今)
"十二五"以来,以"缝网体积改造"理念为指导〔20-22],塔里木油田超深层储层改造技术得到了快速、充分发展。
直井在7000m以深高应力砂岩储层实现了"机械分层+纟千维暂堵分层"复合分层缝网体积改造,在8000m以深实现了"纵向转层、层内转向"纟千维暂堵缝网酸压改造,走型了缝网体积压裂与缝网体积酸压两套工艺技术(23-24]。
超深层缝洞型碳酸盐岩储层实现了水平井分段体积酸压,探索了水力喷射、裸眼封隔器十滑套、全通径分段等多种分段酸压工具W工艺0-27】。
随着8000~9000m探井和评价井越来越多(博孜9井、克深21井、轮探1井等),储层地质条件更加复杂,高应力区大斜度井/水平井也在陆续开钻(克深1002井、迪探2井等),储层改造技术仍需要持续升级、完善,从而为更深更复杂油气藏的高效勘探开发提供技术支撑。
2主要技术进展
2.1超深高温高压气井安全快速测试技术
超深高温高压气井的测试主要面临以下4个方面的难点问题:
①产层套管一般采用127.0mm或139.7mm套管完井,由于井眼尺寸小,导致封隔器选择困难,对试油工作液的传压性能要求高,一旦发生事故则处理难度大;②由于地层压力系数高,要求试油工作液密度足够高,同时对井下工具、地面控制设备及储层改造装备的承压能力要求高;③由于地层温度高,对井下工具、仪器和地面设备的耐温性能以及试油工作液的抗高温稳走性要求高;④测试期间压力、温度变化大,测试管柱受力复杂,对整个测试管柱的安全性提出了更高的要求。
2.1.1耐高温、高密度试油工作液
与钻井作业不同,进行试油作业时试油工作液长时间静置而无法实时循环调整,因此,对工作液性能提出了更高的要求。
在迪那、克拉、大北等气田,密度介于1.80~2.30g/cnV的水基磺化试油工作液在地层温度低于160°C的高压气井应用时取得了很好的效果。
但温度超过160°C时,水基磺化试油工作液容易出现高温增稠、硬质沉淀。
针对克深、大北等气田地层温度超过160°C的井,目前主要采用超微重晶石和抗高温、高密度的油基、有机盐三套试油工作液体系。
2.1.1.1超微重晶石试油工作液体系
该试油工作液体系弓I入超微重晶石以提高自悬浮能力,耐温200°C、密度为2.40g/cnV,200°C静置15d仍具有良好的悬浮稳走性和流变性,并且可重复利用[2®。
该体系基本配方包括水、超微粉体重晶石加重列(表面改性\分散列、稳走列、双电层激发列和黏切控制齐|」。
2.1.1.2抗高温、高密度油基试油工作液体系
在钻井液基础上,通过调整主/辅乳化列、润湿列用星,提升工作液体系的稳走性。
研究形成耐温190°C、密度为2.00g/cn^的试油工作液体系,其配方包括柴油、盐水、主/辅乳化列、增黏列、降滤失列、润湿列、加重列(重晶石)和pH调节卿,室内评价试验显示在190工高温条件下静置15d,不沉降,具有良好的稳定性。
2.1.13抗高温、高密度试油工作液体系通过对基荥和添加卿成分的硏究及反复试验,优选出具有良好抗高温性能的有机盐体系。
该体系耐温200°C、密度为2.39g/cm3,配方包括水、纯碱、提切列、抗温抗盐降滤失列、
复合盐、抑制防塌列、润滑剂、加重列(有机盐、重晶石)和pH值调节列,室内评价试验显示在200°C高温条件下静置15d,不沉降,稳走性较好。
2.1.2测试工艺选择及管柱配置技术
针对仅录取温度压力资料,不需要求得准确产能的井,采用"短、平、快"的中途测试工艺。
其主要管柱结构包含RDS安全循环阀+RD循坏阀十液压循环阀(RD循坏阀失效时的备用阀)+RTTS封隔器十电子压力计托筒(2只),如图1-a所示。
其中,RDS安全循坏阀用于井下关井测压及关井后提供循坏压井通道。
测压结束后,打开RD循坏阀,用于平衡封隔器上下压力及提供压井通道。
液压循环阀作为RD循环阀的备用工具,当RD循环阀不能开启时,可以通过上提管柱打开液压循环阀。
该工艺具有结构简单、施工周期短、费用低的特点。
针对需要求得准确产能的井,或需要进行储层改造的井,则采用APR测试工艺【29-30】。
其主要管柱结构包含RDS安全循坏阀(备用)十RDS安全循环阀十RD循环阀十液压循环阀(RD循环阀失效时的备用阀)十E型阀(常开)十RTTS封隔器十电子压力计托筒(2只),如图1-b所示。
其中E型阀在封隔器坐封、换装井口后为替入低密度环空保护液提供循坏通道,下井过程中为常开状态,替液结束后,投球关闭;两个RDS安全循环阀"一用一备”,以提升测试成功率。
RDS安全循环阀(备用)
图1中途测试管柱和APR测试管柱结构示奩图
2.1.3试油管柱力学校核技术
管柱力学校核技术是保障高温高压气井安全试油作业安全的重要手段。
基于国际高温高压井协会的建议和推荐做法,塔里木油田于1995年开始逬行复杂工况试油管柱力学分析与校核技术硏究,进而开展现场实践。
多年来通过优选管柱载荷、应变等计算模型,优化井筒温度、压力场计算模型,综合考虑管柱屈曲、鼓胀、温度和活塞效应的影响,开发高温高压管柱力学校核软件,同时借鉴国内外先进的管柱力学校核方法,形成了"工况+部件"全覆盖的管柱力学校核技术,制订了相应的校核标准化流程㈤】。
通过该项技术的应用,计算得到各工况下管柱的轴向变形、载荷及三轴应力强度安全系数(表1),进而优化管柱配置、油套管压力等参数。
目前,库车前陆盆地高温高压气井的试油管柱力学校核已全部采用该项技术,从未出现试油期间管柱断脱、落井等事故。
表1试油管柱力学校核工况及安全系数取值统计表
安全系数
匚况
注愈嘟须
低产
油穌内仅气壮圧力・别隔京1:
榔油代足伸2枝挤圾、"阴器卜祁我艸启會会被挤毀
外挤
1.40
环空压力1.升
ilU环空益大帶压值•«1止油骨被挤毁
时A坏空进行爪力测试
il刃•油省半衡压力大小.助止型成H隔211:
滦油计被挤毁
汕管溃漏
加人危碗丸为刃隔卅1:
梯汕粋
施加的丿k力足否会超过油评抗内JkSM
為关井
是否会超过油管抗内用铁度
内压
1.25
注入(攻适.爪井$)
油金仗E足舎仝趙过油汗抗内
初次舲爪丿1
初次亲注爪丿卜液.地血爪力変人j咲井压力•師绒対何彳川右ilUW低耳空半衡爪力
汕耸传输竝孔枪点火
射孔副停会超过汕件机服的文
1.60(空气屮)
上提解k
上捉取荷足希合的过抗拉总哎
轴向
冷液体注入〈试惊改造・
冷減体导致的油倂般缩足否会他封IM25解刃
三輪应力
1.50
包件以上所们.况
超深层.高含硫.缝洞型碳酸盐岩油气藏完井试油一体化技术
塔里木盆地超深层碳酸盐岩储层多为缝洞型储层,油气井压力窗口窄,容易发生井喷和漏失;
同时,产出的天然气硫化氢含量高。
该类储层完井和试油的主要难题是井控风险高。
自2005
年塔中823井井喷事故以来,通过不断优化完井试油工艺技术,塔里木油田目前已形成适用于超深层高含硫碳酸盐岩储层的完井试油一体化技术r其中包含3套完井试油一体化管柱、4套试油专用井控工具和1项地面安全控制与计呈技术。
2.2.1完井试油一体化管柱配置技术
针对碳酸盐岩储层特点,根据不同油气井完井试油目的和要求,通过硏发关键工具,配套形成了测试一改造一投产、封堵一改造T殳产、改造一封堵一回采3套完井述由一体化管柱,在超深层碳酸盐岩储层已应用250余井次,并且实现了安全和高效。
2.2.1.1测试一改造一投产管柱
该管柱适用于油气显示一般,需要进行储层改造且能够正常起下钻的井,核心工具是可回收式完井封隔器。
管柱结构自上而下依次为油管十伸缩管十常闭阀十可回收式完井封隔器十油管十座封接头+油管鞋。
该管柱一趟钻可完成测试、储层改造、投产等多项工序。
若测试获得油气,可以作为完井管柱直接投产;若未获得油气,就可以解封封隔器,然后起出管柱。
2.2.1.2封堵一改造T产管柱
该管柱适用于直接钻遇缝洞系统并且要求长期完井的油气井,核心工具是POP阀和二次封堵阀。
管柱结构自上而下依次为油管+井下安全阀十油管+棘齿锁走密封十可脱手、回插的永久式完井封隔器+磨铢延仲筒十POP阀(二次封堵阀)+筛管+圆头盲堵。
与常规管柱相比,该管柱能有效解决易喷易漏井管柱的防喷问题,实现了下钻过程的井控安全。
2.2.13改造一封堵一回采管柱
该管柱适用于需要进行多层试油、并根据试油结果逬行选择性回采的易漏易喷井,核心工具是SHP封隔器和CMQ-22开关滑套。
该管柱分为内外两部分,外部管柱自上而下包含油管十伸缩管+常闭阀十锚走密封十HP-1AH封隔器十磨铢延伸筒十密封延伸筒+CMQ-22滑套十油管+丝堵;内部管柱接在锚走密封之下,其结构自上而下依次为筛管十油管密封十CMQ-22滑套操作杆。
该管柱可以一趟钻完成测试、改造、求产、封堵、回采等多项作业,施工工序简单并且周期短。
在将管柱与封隔器脱开后,可将产层完全隔绝,以避免产层被二次污染。
2.2.2完井试油井控技术
硏发了油管內堵塞阀、新型试油井口、多功能四通和井下液面监测仪等完井试油井控工具阳,为超深层、易喷易漏碳酸盐岩储层安全高效试油提供了技术保障。
2.2.2.1油管内堵塞阀和新型试油井口
针对直接钻遇缝洞系统并且需要逬行多层试油的井,通过研发油管内堵塞阀和新型试油井口,配套形成了完井试油井控装备,解决了换装井口时处于无控状态的问题,其中油管内堵塞阀的应用已成为超深层碳酸盐岩储层换装井口期间的必备动作。
2.2.2.2多功能四通
若钻遇大的缝洞系统,钻井转试油换装采油四通时的井控风险较大,为此,研发了多功能四通,将钻井四通和采油四通一体化,实现了"一通两用",保障了换装井口期间的作业安全。
2.2.23井下液面监测仪
为了及时掌握失返性漏失井的液面动态,对井下液面监测仪的应用进行了全面推广,实现了作业期间液面的连续、实时监测,逬而为吊灌起下钻、换装井口灌入试油工作液呈的确走提供科学依据。
该设备通过氮气发岀声吶脉冲波,通过环空传送至井下液面,然后在地面接收脉冲波信号,计算液面深度,从而实现对液面的实时监控。
另外,还具有液面异常变化预警功能,为起下钻、电测等作业吊灌臺提供J旨示。
2.23地面安全控制与计量技术
针对产岀天然气高含H2S的问题,配套了密闭罐、二级分离、原油脱硫和油水自动计呈等装置,形成了集压力控制、分离与计星(含油水自动分离计星1原油脱硫、数据自动采集、H2S和C02气相在线监测、现场实时传输、视频监控共7项功能的多功能地面安全控制与计呈技术。
2.3超深层缝洞型碳酸盐岩储层深度改造技术
超深层缝洞型碳酸盐岩储层改造面临以下两个方面的难点问题:
①由于改造段位置深、地层温度高,对改造工作液性能的要求高;②缝洞体展布及油水分布关系复杂,对储层评估技术和酸压改造工艺要求高。
通过在储层压前综合地质评估与设计优化、储层深度改造工作液体系研发、深度改造工艺优化三个方面开展了研究^优化,取得了重要成果。
2.3.1压前储层综合地质评估与压裂工艺优选
基于缝洞型储层特征,结合地质研究、三维地震及垂向地震剖面、钻录井显示、常规测井及远探测声波测井解释、测试资料,形成"五位一体"、动静结合的压前综合地质评估技术,对缝洞的探测精度提高到iom级,实现了对井筒及井周缝洞空间展布的有效预测。
储层
压前综合地质评估结果能够有效指导储层改造选井选层和改造工艺优选。
通常,储层压前综合地质评估结果及适合采用的储层改造工艺为:
①储层呈强"串珠"状反射,实钻井眼位于缝洞体顶部,目的层钻进过程中有一走漏失,测录井结果显示储层品质好,可以采用小规模酸压(化)改造,疏通近井缝洞系统,对酸液的缓速性能要求低:
②储层呈"串珠"状反射,实钻井冃艮偏离"串珠"中心,井周30m范围内发育异常反射体,并且主应力与串珠展布方位、天然裂缝发育方位相匹配,钻井无放空漏失,测录井解释结果显示储层品质较差,可以采用中等规模酸压改造,沟通井周缝洞储集体,因此,要求压裂液体系具有较强造缝能力,以及酸液体系具有一定的缓速性能;釧者层呈"串珠"状反射,实钻井冃艮偏离"串珠"中心,井周30m范围内无异常反射体,并且主应力与串珠展布方位、天然裂缝发育方位相匹配,钻井无放空漏失,测录井解释结果显示储层品质较差,需要采用大规模深穿透酸压逬行改造,沟通井周缝洞储集体,因此,要求压裂液体系具有较强造缝能力,以及酸液体系具有良好缓速性能:
④储层呈"串珠"状反射,实钻井目賑离"串珠"中心,而主应力与串珠展布方位、天然裂缝发育方位不匹配,钻井无放空漏失,测录井解释结果显示储层品质较差,需要采用暂堵转向酸压工艺,强制裂缝转向沟通井周缝洞储集体,因此,要求压裂液体系具有较强的造缝能力,酸液体系需要具有一定的缓速性能,以及暂堵转向材料具有一定的承压能力;⑤储层呈”片状”或者”杂乱"反射,钻井无放空漏失,测录井解释结果显示储层品质一般,需要采用加砂压裂或者酸携砂改造工艺,造高导流能力的长支撑裂缝增大井周的泄流面积。
2.3.2超深层缝洞型碳酸盐岩储层深度改造工作液体系为了实现不同类型储层的有效沟通,硏发了6套改造工作液体系,其中包括4套酸液体系(胶凝酸、温控变黏酸、交联酸、清洁自转向酸)和2套压裂液体系(低伤害交联恥胶压裂液、改性黄原胶非交联压裂液)(表
表2塔里木盆地超深层缝洞型碗酸盐岩储层深康改造工作液性能指标与适用条件统计表
达用条件
竹能指初;
20.^oHCI+0.8%IK附歸120〜150C•紬反J5〜56mPnf在120C条(1卜.适川亍中髙温铝戻的深穿透凝剂+轴助誑剂170s"1敢切60min肩科咙火F20mPa•*嗣I
120-140r・堆液鈿厦27〜33mPar・幻庆肘
间20〜270s可控.交联坊冻胶私ZkV800mPa•s.适川于薛洛締足的深穿透酸
(W120C条f||'\170st劈切60minfi8rt[JkJ•200用或酸携砂乐喪
mPa•s.破胶Jn和文为6mPa•s
20.0%HCI+8%〜耐溫90〜15O1C.反W过程中秋度增人•可达400~800缝洞方位不金皿人主应力方
消洁自转向酸10%浦洁山转向刑+mPa*M遇地层中煙类易破胶.耳犬星地层水接葱麻鼎向上.采川该檢液休系进彳」辅助址剂度增加转向俶饭
低伤害公联0.30%〜0.45%m硼120-1809・if,1809条fl卜・170L斫切120作为前覆液匆&或參级交移呱胶”、逻液+公联剂+純助瞅刊mm麻黏发为150mPa-s圧仏储戻伤宙率小J20%江入腳h时(彷询汽液
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・浓度为0.6%改性渡原胶II;交联JR裂液在120C条件卜.170s1刃切120min后新废人f40mPa*s;jwfrftmttw•町以用井
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