摘要:为了进一步提高聚合物驱后油藏原油采收率，提出了井网调整与非均相复合驱相结合的提高采收率方法，并在孤岛油田中一区Ng3单元开展了先导试验。根据试验区油藏特点，将原井网调整为变流线强波及的135 m×150 m行列式井网；研制了由粘弹性颗粒驱油剂B-PPG、聚合物和表面活性剂配制而成的非均相复合驱油体系，2010年7月，试验区新钻油井投产，新水井投注，于2010年10月开始注入前置调剖段塞。矿场应用效果显著：注入井平均注入压力上升了2.6 MPa，启动压力平均上升了2.7 MPa，霍尔阻力系数达2.2；流线分布更均匀，驱替更均衡；试验区总产油量由4.5 t/d上升到81.2 t/d，油井综合含水率下降了18.5%，截至2013年2月，已累积增产原油4.3×104 t，提高采收率3.5%。

摘要:化学驱是在平台有限期内提高海上油田采收率的有效手段，相比单一聚合物驱，二元复合驱具有更为快速和更大幅度提高采收率的特点。针对埕岛油田埕北1区西部Ng4—5砂层组，设计了二元复合驱油藏工程优化方案；针对海上平台配注水水质差，离子成分复杂，研制了速溶高效抗盐二元复合驱油体系；针对平台空间狭窄，简化了二元复合驱配注流程，研制了高效小型化设备，不但提高了自动化程度，减少了平台操作，还降低了安全环保风险，形成了高效集约化海上配注工艺；针对先导试验区储层出砂严重，层间矛盾突出，研制了低剪切注聚防砂管，形成了低剪切分层防砂分层注入工艺技术，整套管柱粘度保留率高，分层配注准确，可满足海上安全环保要求；形成了海上油田大幅度提高采收率关键技术，并首次在埕北1区示范工程区开展了二元复合驱先导试验。

摘要:针对胜利油区三类油藏高温高盐的环境，采用胶束聚合法合成了一种耐温抗盐缔合聚合物HAWSP，研究了引发剂、表面活性剂、缔合单体DiC8AM物质的量分数及耐温抗盐功能单体AMPS-Na质量分数对HAWSP合成的影响，将其分子结构进行核磁共振氢谱表征，并对其溶液性能进行评价。HAWSP的最佳合成条件为：复合引发剂为Y4，表面活性剂为NS，DiC8AM物质的量分数为1.4%~1.6%，AMPS-Na质量分数为15%~17.5%。核磁共振氢谱证实HAWSP由AM，DiC8AM和AMPS-Na共聚而成。随着溶液中钙镁离子质量浓度的增加，HAWSP溶液的粘度保留率为55%~60%，而抗盐高分子质量聚合物PAM溶液的仅为30%~40%；在90 ℃高温下经120 d老化后，质量浓度为1 500 mg/L的HAWSP溶液的粘度为15 mPa?s，而相同质量浓度的PAM溶液在老化时间超过60 d后产生沉淀，HAWSP的耐温抗盐、老化稳定和驱油性能明显优于PAM，原油采收率提高幅度也明显高于PAM，可用作三次采油驱油剂。

摘要:为了保障以粘弹性颗粒驱油剂（PPG）、聚合物、表面活性剂组成的非均相复合驱的方案设计和矿场实施的顺利进行，针对现有的聚合物质量浓度测定方法无法直接、准确测定PPG质量浓度的问题，在室内分别采用超声波和离心萃取对单一PPG溶液及含原油PPG溶液进行预处理，并根据PPG中含氮元素的特性，采用化学发光定氮法对经过预处理的PPG溶液的质量浓度进行了测定，从而建立了PPG质量浓度测定新方法。实验结果表明，在超声波功率为500 W，超声时间为15 min，离心机转速为10 000 r/min，离心时间为3 min，萃取剂为甲苯的条件下，新建立的测定方法能够有效测试PPG质量浓度。测定结果与样品质量浓度的相对误差小于4.0%，最低检测界限为10 mg/L，能够满足矿场监测的需求。

摘要:针对深层稠油油藏原油粘度高、渗流阻力大、常规水驱效果差、水井注入压力高及注入能力低等现状，以东辛油田深层稠油油藏为例，在评价表面活性剂适应性的基础上，通过低界面张力活性体系室内岩心驱替实验，研究了界面张力、渗透率、注入量和注入速度4因素对表面活性剂改善水驱效果的影响。结果表明：使用的表面活性剂与研究区块的注入流体具有很好的配伍性，表现出较好的降低油水界面张力的能力，质量分数为0.01%的表面活性剂溶液与模拟油的界面张力在70 ℃时最低可达10-2 mN/m数量级；一次水驱结束后注入表面活性剂溶液段塞，可降低注入压力，改善水驱开发效果，并且当油水界面张力越低、注入量越大、注入速度越低时，二次水驱降压效果越好，采收率提高幅度越大，降压率最高为18.0%，采收率最大可提高15.7%；在相同实验条件下，当气测渗透率由256.65×10-3 μm2降至36.16×10-3 μm2，注入0.7倍孔隙体积表面活性剂溶液后，二次水驱降压率由17.1%降至10.0%，采收率提高幅度由15.7%降至11.7%，说明当渗透率较低时，因渗流条件变差，导致表面活性剂改善水驱效果变差。

摘要:为了明确聚合物驱技术的适用性，通过对比中外10个聚合物驱技术界限及关键参数的取值，分析了影响聚合物驱效果的关键因素，主要包括油藏温度、地层水矿化度及二价阳离子质量浓度、原油粘度、油藏渗透率及非均质性等。以中国聚合物驱矿场应用油藏参数分布区域为中心，以聚合物驱技术界限中的边界值为界限，按照不同比例矿场实例所在的参数区间建立了5级技术界限参数序列。利用建立的聚合物驱技术界限对中外6个油藏进行聚合物驱方法筛选，青海E油藏筛选综合评分仅为2.125分，低于方法适用评分（3分），建议在该区不采用聚合物驱技术；其余5个油藏评分都高于3分，可采用聚合物驱技术。大庆L油藏和SZ36-1油藏的聚合物驱评分结果与矿场试验效果一致，采收率分别提高了11.88%和3.62%。因此，新建立的聚合物驱技术界限可用于评价和对比不同区块的聚合物驱适用性。

摘要:胜利油区的聚合物驱后油藏剩余储量丰富，现有的层系井网已不能满足后续开发的要求，为了更好地通过细分层系达到提高采收率和增加经济效益的目的，以孤东油田七区西二元复合驱油藏为代表，利用油藏数值模拟方法对聚合物驱后二元复合驱油藏进行层系调整研究。以化学驱投资与成本构成分析为基础，依据动态经济评价方法，建立了一套适用于聚合物驱后二元复合驱油藏开发的层系调整界限图版；应用此图版结合熵权算法计算得到的油藏各小层非均质综合指数和聚类分析确定的最优化分割方案，筛选出满足要求的最优化分割方案。依此方法对孤东油田七区西聚合物驱后二元复合驱油藏进行层系调整，调整后效果显著，采收率提高了3.45%，财务净现值增加了174.6×104元。

摘要:确定聚合物驱增油量是油田聚合物驱效果评价和经济效益分析的关键。目前常用的聚合物驱增油量评价方 法中以产量递减分析法应用最为广泛，但当聚合物驱开发过程中伴随提液措施时，该方法计算的增油量误差很大。提出了考虑提液影响的产量递减分析方法，并与数值模拟方法计算增油量结果进行了对比，考虑提液影响的产量递减分析方法计算聚合物驱增油量误差为2.99%，精度较高，证实了该方法的可靠性。北布扎奇油田聚合物驱试验井组计算实例表明，考虑提液影响的产量递减分析法相比于产量递减分析法，误差减小了24%，可以客观评价聚合物驱增油效果。

摘要:当三元复合驱体系各组分流经地下多孔性油藏时，与岩石基质长时间作用会引起各组分吸附损失，甚至使各组分脱离最佳配比，影响驱油效率。为了尽量减少吸附损失，提高驱油效率，研究了一元、二元、三元体系中各组分在苏丹油田油砂上的吸附量，比较了同一化学剂在不同体系中吸附量的差别，并分析了各组分间相互作用对吸附量的影响。结果表明：对于一元体系，石油磺酸盐和碳酸钠在砂粒表面的最大吸附量分别为4.82和1.50 mg/g；而在石油磺酸盐质量分数为0.1%的表面活性剂—聚合物二元体系中，石油磺酸盐在砂粒表面的吸附量降至3.55 mg/g；在三元体系中，碳酸钠在砂粒表面的吸附量增至1.70 mg/g，且当碱的质量分数超过1.0%后，表面活性剂和聚合物的吸附量均持续上升。在各组分之间的综合作用中，当碱的质量分数小于1.0%时，聚合物降低扩散速率居于主导地位，而大于1.0%后，聚合物的水解作用占主导地位。

摘要:聚合物驱已成为老油田提高采收率的重要手段之一，驱油用聚丙烯酰胺相对分子质量约为2 000×104，就相同结构和组成的聚合物而言，相对分子质量越大，增粘性能越好，驱油效率越高。利用精制丙烯酰胺单体、碳酸钠和水为主要原料，采用水溶液均相聚合法，分析了起始反应温度、螯合剂EDTA-2Na的物质的量浓度、水解时间等对聚丙烯酰胺相对分子质量的影响，确定了较高相对分子质量聚丙烯酰胺的合成条件。结果表明，在起始反应温度为10 ℃，螯合剂EDTA-2Na的物质的量浓度为0.168 mmol/L，水解时间为5 h时，聚丙烯酰胺相对分子质量最大。

摘要:宝浪油田宝北区块储层渗透率低，Ⅰ—Ⅱ油组当前注采井距为260 m，难以建立有效驱动体系。应用启动压力梯度法、低渗透油藏经验公式法和压力恢复测试法，对研究区技术极限合理注采井距进行了研究，3种方法计算的合理注采井距分别为174，170和168 m。分析宝北区块Ⅰ—Ⅱ油组调整井新井投产或老井上返补孔初期产油量统计结果可知，平均单井初期产油量约为6 t/d，现有井网条件下单井控制石油地质储量为0.93×104 t，利用经济井网密度对研究区的合理注采井距进行了研究，在油价为70美元/bbl时，经济极限井网密度为35口/km2，合理注采井距为169 m。

摘要:水平井多元热流体吞吐高效开采技术是一项综合利用水平井、二氧化碳、氮气和蒸汽进行稠油开发的提高采收率新技术。根据稠油油藏的特点，对其进行了水平井多元热流体吞吐实验及数值模拟研究，揭示了其提高采收率机理。与常规蒸汽吞吐相比，水平井多元热流体吞吐高效开采技术具有3大优势：水平井可以提高注入能力与生产能力，且吞吐有效期长；二氧化碳能有效降低稠油粘度和残余油饱和度，提高驱油效率；氮气可以扩大注入蒸汽波及范围，降低注入蒸汽热损失。现场应用证实，该技术可有效提高蒸汽的利用效率，降低注入压力，提高油井产能，延长吞吐有效期，能够大幅度提高海上稠油产量。

摘要:为了预测射孔水平井的产能，在Joshi推导水平井产能公式所用模型的基础上，引入了三径向流模型，采用等值渗流阻力法，建立了孔眼未射穿污染带和孔眼射穿污染带2种情况下射孔水平井产能预测模型，考虑了孔深、孔密、孔径、相位、污染带的半径与污染程度、压实带的厚度与压实损害程度、水平井水平段长度等因素对产能的影响，流动机理更加符合油藏实际。利用所建立的产能预测模型进行参数敏感性分析，结果表明，射孔水平井产能随着孔深、孔径、孔密、相位、水平井水平段长度等参数的增大而增大，随着压实带厚度和压实损害程度的增大而减小，对水平井水平段长度、孔深、孔密、压实损害程度的敏感性较大，对相位、孔径、压实带厚度的敏感性较小；孔眼射穿污染带时产能指数对射孔参数的敏感性比孔眼未射穿污染带时低。工程设计时，应尽量增加水平井水平段长度、孔深、孔密，避免过高的压实损害程度。

摘要:在库车坳陷山前多期推覆叠瓦构造背景下，大北气田普遍发育裂缝。利用野外露头、岩心、成像测井和试井等资料，对大北气田巴什基奇克组砂岩气层裂缝特征、分布规律及其对产能的影响进行研究。研究区裂缝类型包括构造裂缝和非构造裂缝，其中构造裂缝占95%，以高角度单一裂缝和网状裂缝为主，低角度构造裂缝较少；近南北向裂缝最为发育，其次为近东西向，裂缝主体走向与现今主应力方向基本一致，总体具有密度大、张开度小、充填程度高等特征。垂向上，巴二段比巴三段裂缝更发育，储层渗透性能更好；平面上，裂缝主要分布于背斜翼部及断层附近等应力集中区，核部相对不发育。裂缝对单井产能的影响主要表现为对渗透率的改善，裂缝对渗透率的提升可达2~4个数量级，其中裂缝面缝率和裂缝密度与产能的相关性较好，裂缝张开度为产能的必要非充分条件。

摘要:柴达木盆地石炭系油气勘探长期以来一直未取得大的突破。在对研究区石炭系构造特征、沉积特征、烃源岩地球化学特征、油气源对比等综合分析的基础上，对其油气勘探前景进行评价。研究结果表明，柴达木盆地石炭系烃源岩类型主要包括泥岩、炭质泥岩、煤和灰岩；北缘烃源岩最具勘探潜力，有机质丰度高，有机质类型以Ⅱ型和Ⅲ型为主，处于成熟—高成熟阶段，具备良好的生烃潜力；多期构造运动控制了油气形成期次及其后期分布范围；露头区油气显示及油源对比结果进一步证实，石炭系烃源岩经历了生、排烃过程，油气成藏受构造控制作用明显，北缘石炭系具有早期生烃、断裂输导、调整成藏的成藏模式。

摘要:琼东南盆地北部构造变换带构造特征复杂，与油气的关系不明确。在地震解释及地质研究分析构造变换带 类型及发育特征的基础上，结合储集岩、烃源岩、圈闭及运移条件，总结了构造变换带的油气地质意义。研究结果表明，琼东南盆地北部发育相向倾斜接力式构造变换带，主要是通过主干断裂分支次级断裂、扭转断层走向和改变断裂活动速率来实现位移和应变平衡。在断陷早期形成了构造变换带与物源剥蚀区、沉积中心相间分布的古地理格局，这一古地理格局控制着构造变换带优质储集岩、烃源岩、构造或构造-岩性圈闭发育和油气运移过程，使得构造变换带具有良好的油气成藏条件。位于构造变换带内的构造圈闭或构造-岩性圈闭是油气富集的有利部位。

摘要:利用天然气成因判别Whiticar图版研究准噶尔盆地南缘独87井、南安1井和齐34井天然气成因类型，结论与乙烷和丙烷碳同位素判识结果相矛盾。在分析研究区南安1井八道湾组、齐34井中、下侏罗统和独87井中新统储层天然气组分和碳同位素组成特征的基础上，对异常天然气成因进行分析。南安1井甲烷含量为84.58%，齐34井甲烷含量为97.38%，两者均为干气；独87井甲烷含量仅为77.09%，为湿气。独87井碳同位素变化比较复杂，出现δ13C1>δ13C2，δ13C2<δ13C3且δ13C3>δ13C4局部碳同位素倒转现象；齐34井天然气为δ13C2>δ13C3>δ13C4的局部碳同位素倒转；南安1井没有出现碳同位素倒转，为正碳同位素特征。南安1井和齐34井天然气因受到细菌降解作用，其组分含量和碳同位素发生变化；独87井天然气δ13C1变重是上覆盖层封盖能力较差、甲烷发生漏失所致。据此对Whiticar图版进行了必要的补充修正，可以对细菌降解和甲烷漏失次生作用进行有效识别，避免对天然气母质类型认识上的误差。

摘要:通过对白云深水凹陷原油地球化学特征的系统研究，结合断裂展布、沉积和构造等地质要素，以成藏体系划分原则为理论依据，将研究区划分为北部番禺低隆起带成藏体系和东部流花—荔湾带成藏体系2大类，其中，北部番禺低隆起带成藏体系可进一步分为N1，N2，N3和N4共4小类，东部流花—荔湾带成藏体系可进一步分为E1，E2和E3共3小类。根据沉积环境、油源、原油成熟度、油气运聚主导因素等，总结出白云深水凹陷各成藏体系特征，并提出3种具有代表性的成藏模式，即开放式、封闭式和复式成藏模式。其中，开放式成藏模式的断裂非常发育，对油气运移和聚集具有重要作用；封闭式成藏模式的油气演化达到高成熟阶段，已热裂解成天然气，断裂、构造脊和砂体是其油气运移输导通道；复式成藏模式为晚期断裂、底辟带和构造脊共同控制油气成藏，其油气演化程度较高，已热裂解成天然气。北部番禺低隆起带N2，N3，N4成藏体系和东部流花—荔湾带E2，E3成藏体系均为有利油气运聚区。

摘要:目前储层构型研究尚处于发展阶段，其对测井资料的依赖程度较高，特别是井斜轨迹对储层构型研究的影响较大。在井斜轨迹推算的基础上，推导出储层构型单元真厚度的计算公式，同时选取Miall关于储层构型分类方案中的四级（或五级）储层构型单元作为研究对象，探讨井斜轨迹对储层构型及其油水分布研究的影响。结果表明，井斜轨迹易混淆对储层构型单元顶、底界面的识别；影响储层构型单元真厚度的测算结果，其模式可分为储层构型单元水平、储层构型单元水平且井斜轨迹穿过断层、储层构型单元倾斜且倾向与井斜轨迹倾向相同、储层构型单元倾斜且倾向与井斜轨迹倾向相反共4种，进而造成储层构型单元有效厚度解释偏差或油水分布关系认识不准确等情况。为了准确进行不同层次的储层构型研究，须考虑井斜轨迹的影响，由粗入细、逐步分析，最终确定各级储层构型单元的油水分布规律。

摘要:为重新认识侯镇凹陷勘探潜力，对其开展了构造、古地理环境、烃源岩地球化学参数及生烃条件研究。结果表明，侯镇凹陷具有与邻区潍北凹陷相近的构造背景，孔二段沉积时期主要发育扇三角洲、滨浅湖和半深湖3种沉积相。滨浅湖相控制了研究区的大部分区域，扇三角洲相主要发育于研究区的北部和南部边缘，半深湖相主要分布于寿光凸起东部、侯2井南部以及紧邻圩河断层一带，是烃源岩发育的有利相带。孔二段有机质评价为差—中等烃源岩，热演化达到了大量生烃阶段。钻井与地震资料预测结果表明，孔二段暗色泥岩大于100 m的区域面积为530 km2。采用蒙特卡罗法对侯镇凹陷孔二段资源量进行了计算，在风险程度中等即累积概率为50%时，资源量为0.238×108 t。

摘要:明确三角洲前缘河口坝和水下分流河道的组合关系及发育模式对河控三角洲前缘砂体内部剩余油分布规律 研究至关重要。以现代三角洲研究和沉积模式为指导，利用永安镇油田永3-1断块区岩心、录井、测井、生产动态资料，系统分析了研究区沙二段5—6砂层组河控三角洲沉积特征和沉积模式，根据各井所处位置不同和测井曲线形态差异，将三角洲前缘水下分流河道与河口坝垂向沉积模式划分为单一水下分流河道、上河下坝、上坝下河、孤立式河口坝和叠加式河口坝5种类型。在此基础上，以沉积模式为指导，对研究区沙二段5砂层组2小层进行了精细沉积微相构成研究，结果表明，研究区东部主要发育单一水下分流河道沉积，中部以上河下坝为主，西部为河口坝发育区。

摘要:不同的地震反演方法具有不同的适用范围，叠前和叠后反演成果在单独应用时存在一定的局限性。针对东 营凹陷永安镇油田永3井区地质情况复杂，油气藏精细描述过程中的储层发育特征难以识别的问题，在岩石物理特征分析、约束模型和算法应用、叠前及叠后成果综合解释分析的基础上，根据叠前及叠后反演在储层预测和流体描述方面的不同侧重点，选用统一的地质约束模型和反演算法控制2种反演方法的关联性，加强了叠前及叠后反演处理成果的一致性和可对比性。开展叠前叠后联合反演技术的研究，实现了油气藏储层特征及流体特性的精细描述。在永3井区沙二段复杂断块油气藏精细描术实际应用中取得了良好的效果，沙二段5砂层组的油层预测准确率达到80%以上。

摘要:济阳坳陷东营凹陷北部陡坡带深层发育巨厚致密砂砾岩体，其低孔低渗透储层存在地球物理响应特征存在 难以识别的问题。通过对东营凹陷北部陡坡带10口取心井的104块样品的选取、测定以及实验数据的分析，确定了研究区砂砾岩体储层的物性特征，认为影响致密砂砾岩体纵、横波速度等弹性波速的主要因素为孔隙度和岩性，其次为胶结物含量；砂砾岩体储层中微裂缝的存在对地震波速度的影响不明显；不同性质流体会引起纵波速度的变化，而对横波速度影响较小，因此在理想状态下可以利用纵、横波速度比来识别流体性质；当砂砾岩体中孔隙度大于5%时，岩石的地震波传播速度与密度的相关性相对较好，而当孔隙度小于5%时，岩石的地震波传播速度与密度的相关性相对较差。

摘要:近年来浊积岩油藏预测的成功率和勘探效益有所降低，灰质成分的存在是影响浊积岩储层预测精度的主要因素。从岩性组合、振幅、速度、波阻抗等特征入手，明确了东营凹陷董集洼陷含灰质成分岩石的地球物理响应特征，确定了灰质背景下浊积岩储层地震识别方法。利用子波分解技术优选适用子波重构新的地震道来消除灰质背景，以提高地震资料的分辨率；通过基于振幅和频率特征的多属性联合分析技术获得的幅频比能够有效压制灰质能量，放大浊积岩储层的信息并确定其边界；利用叠前反演技术获取纵、横波速度比和纵波阻抗来剔除灰质影响，进而确定浊积岩储层分布规模及与邻区储层的展布关系。

摘要:准噶尔盆地高闭合应力致密储层是指井深大于3 500 m，闭合应力梯度大于0.02 MPa/m，且由于储层物性差、杨氏模量高、泊松比高，导致地层破裂压力高而难以压开的储层，主要包括西北缘二叠系、车排子凸起侏罗系和白垩系及部分高温超深风险探井钻遇的储层。目前对此类储层改造的重点与难点主要体现在5个方面：①施工风险大、技术选择余地小；②施工易砂堵；③对压裂材料的性能要求高；④微裂缝发育，压裂液滤失严重；⑤设备故障率较高。通过现场实践与研究，形成了以降低井口施工压力技术为核心，支撑剂组合优化技术与施工参数优化技术相结合的高闭合应力致密储层改造技术体系，加重压裂液密度最高达1.365 g/m3，突破了技术瓶颈，使高闭合应力致密储层探井压裂成功率由常规方法的50%提高至100%。

摘要:针对页岩气藏清水压裂时由于施工排量大，导致液体所受剪切速率较高的现状，利用大型摩阻测定仪，对4种阴离子型减阻剂进行室内评价。结果表明，4种减阻剂的降阻效果均随着剪切速率的增大而趋于变好，其中XT-65B的降阻效果最好。通过分析剪切速率、剪切时间和剪切路径等对减阻剂降阻效果的影响可知：随着剪切速率的增加，减阻剂降阻率呈下降趋势；在低速剪切（500 s-1）条件下，减阻剂降阻率对剪切时间不敏感，而在高速剪切（5 000 s-1）时，减阻剂降阻率随剪切时间的增加而急剧下降；不同剪切路径对减阻剂降阻效果影响显著，较高的剪切速率会对减阻剂分子结构造成不可恢复的伤害。由电子显微镜对XT-65B减阻剂剪切前后的分子结构微观观测结果可见：当剪切速率较低（500 s-1）时，分子结构被轻微破坏；当剪切速率较高（5 000 s-1）时，分子结构破坏较为严重。

摘要:在延长油田低渗透油藏的完井过程中，由于外来流体的侵入，使储层孔隙被堵塞，导致油层伤害。为了降低外来流体对储层的伤害，研制了保护储层的射孔液。通过微波法对黄原胶进行改性，改性后黄原胶的表观粘度提高达80%以上，在质量分数为4%的盐水中动切力达27 Pa以上，同时耐温性和抗盐性均好于黄原胶，将其作为增粘剂，并与暂堵剂、稳定剂和表面活性剂等进行优选和组合复配。研制的射孔液由清水、质量分数为0.8%的改性黄原胶、质量分数为5%的暂堵剂HFY、质量分数为0.2%的分散剂HEC、质量分数为1%～2%的粘土稳定剂HCS-G、质量分数为0.3%的4号表面活性剂和质量分数为2%～5%的KCl复配而成。性能评价结果表明，研制的无固相射孔液API滤失量控制在8.2 mL，岩屑回收率为91.2%，具有良好的流变性、抗污染性和抗乳化性且易被生物降解等特点。动态伤害模拟实验结果表明，该射孔液对岩心的渗透率恢复率为88.5%～95.3%。截至2012年11月27日，新研制的射孔液在延长油田13口井成功应用，与周围邻井相比，新投产油井平均产油量提高了0.3～2.8倍，既有效保护了油气层，又易被生物降解。