钻井液与完井液

摘要:
近年来油基钻井液广泛应用于高温深井、超深井，强水敏性页岩、盐岩地层以及对钻井液润滑性要求较高的大位移水平井、鱼骨井、分支井等复杂结构井。但油基钻井液对环境污染较为严重，且受体系成本、乳化剂等核心处理剂技术制约，使用受限。低油水比油基钻井液能够大幅降低油基钻井液成本，但体系对乳化剂等处理剂性能要求较高。近年来，国内外已开展高性能乳化剂相关技术攻关，并形成一系列低油水比油基钻井液体系。梳理了国内外低油水比油基钻井液用乳化剂技术及不同油水比油基钻井液技术情况，分析了国内外低油水比油基钻井液的研究进展与现存挑战，对未来低油水比油基钻井液技术研发具备一定的指导价值。

钻井液

破碎地层钻井液封堵效果评价方法的建立与现场应用

张明明, 李大奇, 刘金华, 李涛, 张杜杰, 崔凯潇

2026, 43(5): 584-591. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.05.002

摘要(37) HTML(14) PDF (5801KB)(4)

摘要:
顺北油气田奥陶系及川西海相碳酸盐岩地层破碎，井壁失稳事故频发，加强钻井液对破碎地层的封堵效果是保证钻井液密度对井壁支撑能力的前提，目前的钻井液封堵效果评价方法采用的滤失介质均为孔隙型试样，不能反映破碎地层的裂缝发育特征。针对破碎地层，建立了基于割缝滤纸、基于酸液刻蚀微裂缝的金属薄片及3D打印含多尺度裂缝圆盘的封堵效果评价方法，并以基于酸液刻蚀微裂缝的金属薄片的破碎地层封堵效果评价方法为基础，评价并优化了SHB83CH井抗高温聚磺混油体系对微裂缝的封堵效果。研究结果表明，酸蚀金属薄片可实现30 μm级微裂缝的批量制备，较3D打印圆盘（缝宽偏差>50%）具有显著精度优势；裂缝数量与总滤失量呈指数正相关，裂缝宽度与初滤失量符合二次函数关系，总滤失量与裂缝宽度为负的二次函数关系；随裂缝宽度的增加，初滤失量增大幅度更大，总滤失量逐渐趋于不变；可采用初滤失量评价滤饼形成速率的快慢及其对微裂缝的封堵效果，采用总滤失量评价钻井液形成滤饼的致密程度。现场应用表明，优化体系使井径扩大率小于5%，该研究建立的评价方法为破碎地层封堵材料筛选提供了可靠技术手段。

基于CFD-DEM的多尺度裂缝架桥粒径匹配规律研究

田晓清, 徐格格, 韩冬, 杨丽杰, 王兰, 谢彬强

2026, 43(5): 592-602. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.05.003

摘要(82) HTML(42) PDF (7142KB)(4)

摘要:
针对传统的颗粒粒径匹配规则难以适应多尺度裂缝性地层堵漏的问题，选取多尺度楔形裂缝为研究对象，开展了计算流体力学-离散元法（CFD-DEM）耦合模拟，并结合室内裂缝封堵模拟评价实验，分析了裂缝开度变化下的架桥颗粒粒径匹配特征；基于压差响应构建无量纲稳定系数S，并采用高斯过程回归（GPR）方法建立稳定系数S关于裂缝开度和架桥粒径比的响应关系，形成了多尺度裂缝架桥粒径比匹配图版。研究表明：在0.2～2.5 mm裂缝尺度范围内，不同裂缝尺度下颗粒堵层形态和承压响应存在明显差异，当粒径比处于适宜区间时，颗粒能够在裂缝内部形成较稳定的架桥堆积带，并表现出较高的承压能力；粒径比偏小时颗粒易发生深部运移或冲刷失稳，粒径比偏大时易在裂缝入口端形成虚堵。架桥颗粒适宜粒径比随裂缝开度增大呈现区间迁移特征，0.2～1 mm裂缝对应优选粒径比区间为0.25～0.40，1.5～2.5 mm裂缝对应优选粒径比区间为0.35～0.45。所建图版能够反映出不同裂缝尺度下适宜粒径比区间的分布及迁移规律，图版计算结果与实验数据整体趋势一致，决定系数R²为0.8674，表明该图版在研究范围内具有较好的拟合精度。传统的颗粒匹配规则在多尺度裂缝条件下存在适用性边界，稳定系数S可用于不同裂缝尺度下封堵效果的相对评价，所建图版可为裂缝性地层堵漏材料粒径优选提供参考。

双苯环桥连型超高温油基钻井液乳化剂的研制与性能

王全得, 蒋官澄, 冯奇, 冯海平, 韩成福, 张榆崧

2026, 43(5): 603-612. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.05.004

摘要(40) HTML(12) PDF (3804KB)(1)

摘要:
针对超高温（>220 ℃）深井及万米特深井钻探中现有油基钻井液乳化剂热稳定性不足、油水界面膜易失效的技术难题,基于刚性骨架增强热稳定性和多位点吸附的设计思路，以月桂酸和二苯乙烷等为原料，合成了含双苯环桥连骨架、双长链烷基和双磺酸钙头基的新型超高温乳化剂（UHT-EM）。采用红外光谱和核磁共振氢谱表征了其分子结构。通过耐温性、低频振荡及微观形貌评价了该乳化剂的乳化性能与界面膜强度，并构建了基于UHT-EM的超高温油基钻井液体系。结果表明，1.0%UHT-EM的乳状液在230 ℃老化16 h后的破乳电压为1431 V，250 ℃仍保持729 V，260 ℃仅为430 V，显著优于乳化剂HTM和Span80。低频振荡测试表明其在低应变幅下储能模量G′达649 ～ 801 Pa，且G′始终显著高于G″，表现出以弹性为主导的高强度特征。微观形貌分析表明，乳状液在230 ～ 250 ℃内保持规则的球形和单峰窄粒径分布，260 ℃时因分子锚定与离子交联协同失效而发生聚并失稳。基于UHT-EM构建的超高温油基钻井液（油水比为80∶20、密度为2.0 g/cm³）在230 ℃老化16 h后破乳电压值达1226 V，FL_HTHP为28.0 mL。UHT-EM凭借双苯环桥连刚性骨架与双磺酸钙头基的分子协同，显著提高了热分解温度和界面膜强度，在250 ℃表现出优异的乳化稳定性能，可为万米特深井及超高温深井钻探用油基钻井液提供核心材料支撑。

磺化生物酚改性树脂高温环保降滤失剂合成与评价

刘皓, 杨小华, 任日坤, 张百川, 王海波, 张馨

2026, 43(5): 613-619. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.05.005

摘要(33) HTML(12) PDF (3898KB)(1)

摘要:
针对深井超深井钻井液处理剂抗高温性与环保性难以兼顾的行业痛点，该研究以造纸废液回收木质素为原料，采用碱氧降解-接枝改性耦合工艺，成功制备出一种高温环保型降滤失剂—磺化生物酚改性树脂SMBMP-1。实验结果表明，降滤失剂SMBMP-1具有优异的抗温抗盐抗钙性能，在180 ℃下热滚16 h后，可保持良好的稳定性，使钻井液的高温高压滤失量控制在14.6～15.4 mL；在饱和盐水基浆中，仍能维持较低的高温高压滤失量；在含有3%钙离子的基浆中，SMBMP - 1依然具有良好的降滤失作用，表现出较好的抗污染能力，性能远优于SMP-Ⅱ行业标准（≤35 mL）；环保性测试显示，其EC₅₀值为259 000 mg/L，BOD₅/COD_cr值为0.23，具备无毒易降解特性。此外，降滤失剂SMBMP-1低黏度效应显著，与钻井液体系配伍性良好。SMBMP-1的研发不仅为深层油气藏钻井提供了高性能储层保护材料，更实现了废弃生物质资源的高值化利用，为钻井液处理剂行业绿色化转型开辟了新路径。

钻井液用相变微胶囊DM@SiO₂室内研究

王茂仁, 梁红瑞, 史宇杰, 吴永斌

2026, 43(5): 620-630. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.05.006

摘要(39) HTML(14) PDF (10532KB)(4)

摘要:
为探究相变微胶囊（PCMs）在超深井筒中温度调控的潜力，室内采用溶胶-凝胶法制备了以D-甘露醇（DM）为芯材、SiO₂包覆的无机壳层PCMs（DM@SiO₂），通过扫描电镜、傅里叶变换红外光谱、X射线衍射及同步热分析等表征手段，系统分析了DM@SiO₂的形貌、化学结构、晶型、储热性能、热稳定性，并开展了井筒传热的数值模拟。表征与性能评价结果表明，该DM@SiO₂颗粒完整，核壳结构清晰；相变潜热可达224.59 J/g，包封率为76.76%；DM@SiO₂在白油钻井液体系中可使升温速率明显延缓，并在相变温度区间形成恒温平台，当加量为10%和15%时，升温速率曲线在相变区间呈现宽阔“凹陷带”，维持时间分别达6 min和10 min；同时表现出良好的热稳定性、抗剪切性、耐碱性及与油基钻井液的配伍性；结果显示，DM@SiO₂可在9000 m和10 000 m井深井筒中形成167  ℃的相变恒温带，其中9000 m井的恒温带可延伸至井底，10 000 m井在15%加量时最大可达2869 m，并能显著降低高温段流体温度。综上，DM@SiO₂在钻井液循环中用于降低井筒温度方面展现出良好的应用前景。

高阳离子度两性共聚物包覆碳纳米管低黏降滤失剂

王国帅, 孙俊, 冯勇, 周楚翔, 邓正强

2026, 43(5): 631-639. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.05.007

摘要(30) HTML(10) PDF (3403KB)(1)

摘要:
针对高密度饱和盐水钻井液在220 ℃超高温条件下流变性、滤失性能及稳定性难调控问题，以碳纳米管（CNT）为刚性载体，基于含氮阳离子和芳香环与CNT之间的阳离子-π与π-π堆积相互作用，研发了一种高阳离子度两性共聚物包覆CNT低黏降滤失剂CNT/ZPE，并以其作为唯一共聚物降滤失剂，配伍现场常用材料，构建出了一套抗温220 ℃高密度饱和盐水钻井液体系。红外光谱与透射电镜分析结果显示，CNT/ZPE分子结构中含有设计的季铵阳离子、苯环以及磺酸基等结构，高阳离子度两性共聚物成功包覆在了CNT表面。在饱和盐基浆（36%NaCl）与含钙基浆（2%CaCl₂）中添加3%CNT/ZPE，220 ℃老化后中压滤失量分别仅为5.4 mL与6.0 mL。1%CNT/ZPE水溶液表观黏度仅5 mPa·s，低于DSP-1、PSP、SO-1等高温深井常用低黏共聚物降滤失剂。构建的饱和盐水钻井液体系的密度在2.0～2.3 g/cm³范围内，经过220 ℃老化16 h、48 h后，各项流变参数合理，高温高压滤失量可控，可抗0.7%CaCl₂污染，能满足实际钻井工程需求。该研究还为研发钻井液用碳纳米管基聚合物复合材料提供了新策略。

超深井钻井液协同控温参数影响机制研究

王浩, 李敬彬, 李培森, 王天舒, 李欢, 郭晨睿

2026, 43(5): 640-648. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.05.008

摘要(31) HTML(11) PDF (7930KB)(2)

摘要:
随着浅层油气资源日益枯竭，深层和超深层油气勘探开发逐步成为主战场，井底高温已成为制约超深井安全高效钻井的关键瓶颈。提出“地面冰粒冷却+井下隔热”的钻井液协同控温方法，以塔里木盆地一口8543 m超深井为实例，结合井筒瞬态传热模型，系统分析了多因素协同作用对井底循环温度的影响规律，进而提出井筒控温优化方案。研究结果表明：钻杆隔热可有效降低井底温度，且隔热性能随涂层导热系数降低而提升；钻井液流量是影响井底温度最显著的因素，温度随流量增大而降低；物性参数中，热容与密度对井底温度影响较大，而导热系数与黏度影响相对较小，主要通过改变努塞尔数调控对流换热过程。此外，隔热措施能显著增强其他参数的控温效果，尤其对入口温度的影响最为明显：无隔热时入口温度从80 ℃降至0 ℃仅影响浅层温度，井底温度基本不变；而有隔热时相同入口温降可使井底温度下降约28 ℃。因此，超深井井筒温度控制需注重多种技术协同，以提升整体控温效果。研究结果为深井钻井液井筒温度场控制提供理论指导。

大吉区块深层煤岩-夹矸地层岩液作用机理研究与钻井液对策

王维, 金家锋, 亓宗凯, 苗强, 王赠龙, 杨干, 徐杰

2026, 43(5): 649-660. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.05.009

摘要(32) HTML(11) PDF (10209KB)(0)

摘要:
针对鄂尔多斯盆地东缘大吉区块深层煤岩水平井井壁失稳难题，从岩心矿物组分、宏微观结构特征、理化性能与力学性质多维度开展系统分析，最终揭示了该区块深层煤岩-夹矸地层的岩-液作用机理。结果表明，煤岩原生割理-裂缝结构的水化强度弱化效应，与深灰色泥质夹矸的微裂缝水化扩张、次生裂缝衍生及黏土矿物水化膨胀效应协同作用，所导致的煤岩-夹矸复合层力学强度衰减，是煤层气水平井水平段井壁失稳的主控因素。基于上述岩-液作用机理的揭示成果，提出“多级封堵-疏水抑制-密度适配-精细管控”协同的井壁稳定技术思路，以“成膜+疏水”核心功能处理剂为技术核心，构建出兼具强封堵、强抑制、强支撑特性的“三强”钻井液体系。室内性能评价结果表明，各项指标均满足工程要求。现场应用表明，该套钻井液体系成功支撑JS6-3P02井顺利完井：该井水平段长度达2062 m，煤层靶体钻遇率100%，水平段钻井周期仅7 d，实现水平段单趟钻完钻且全程无井下复杂事故，是大吉区块首口完钻的2000 m以上深层煤层气长水平段水平井。该套体系成果应用能够满足现场煤层气长水平井钻井的需要，具有较好的推广应用前景。

尼泊尔代莱克地区首口参数井钻完井关键技术及应用

王敬朋, 李军, 连威, 杨吉祥, 王治国, 郑涛, 张学家

2026, 43(5): 661-669. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.05.010

摘要(26) HTML(12) PDF (2943KB)(0)

摘要:
尼代参1井是尼泊尔代莱克地区首口油气参数井，通过综合应用地质录井技术，实现了地层岩性精细识别、随钻压力评价、储层物性描述及油气水层解释评价，证实了该地区的油气勘探潜力。针对具有高硬度、强研磨性的高硅变质石英砂岩的破岩难题，采用"MWD+单弯螺杆+涡轮钻具"组合优化井眼轨迹控制，配合钻头材料与结构强化策略，机械钻速提升不小于50%，单只钻头进尺突破300 m。创新应用钾钙基聚合物钻井液体系，解决了推覆带井壁失稳问题，井径扩大率仅为6.1%；通过抗侵防漏水泥浆与刚-弹性扶正器组合固井技术，保障了4011 m套管的安全下入。形成的地质评价-钻井工程一体化技术体系，包括：①逆冲推覆带"防斜打快"钻具组合与参数优化方法；②强抑制高封堵钻井液配方；③复杂构造带固井工艺标准。该成果不仅填补了尼泊尔深层油气钻探技术空白，对推动喜马拉雅周缘能源合作具有重要实践意义。

固井液

固井水泥环微裂缝二次水化自愈合性能

柳华杰, 张宇迪, 朱睿, Syed, 张桦楠, 李召朋, Sergey Chernyshov

2026, 43(5): 670-679. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.05.011

摘要(22) HTML(8) PDF (2174KB)(2)

摘要:
固井水泥环密封完整性直接关系到油气井服役安全与寿命，复杂工况易引发微裂缝，早期未修复将导致腐蚀性流体侵入、套管劣化等风险，现有研究忽视短期修复与流变性能。以G级高抗油井水泥为基体，选取6种浅活性材料为二次水化型自愈合剂，经单掺筛选与复合体系构建，从流变性能、抗压强度及渗透率3个方面探究短期3 d、7 d的自愈合效果。结果表明，单掺体系中10%硅粉与1%硅酸钠修复性能最优，养护7 d强度恢复率分别达70.6%和78.5%；复合体系呈显著协同作用，20%粉煤灰+1%硅酸钠综合性能最佳，养护7 d强度恢复率为72.37%、渗透率降低率为60.69%，成本更低且施工稳定。研发的自愈合剂破解了传统材料“反应慢、成本高”的瓶颈，为油气井早期井筒修复提供支撑，对保障井筒完整性、降本增效具有重要工程意义。

高温低密度大温差水泥浆体系构建及评价

杨吕超, 孟仁洲, 张小林, 翟显治, 张驰, 叶素桃

2026, 43(5): 680-687. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.05.012

摘要(19) HTML(9) PDF (4285KB)(2)

摘要:
深井超深井固井普遍存在超深、长封固段，部分井段存在低压易漏等复杂工况，水泥浆面临高温、大温差、低密度水泥石强度低发展慢等技术难题，浆体调凝、稳定性、水泥石强度等性能难兼顾。通过研发抗高温悬浮稳定剂、大温差调凝剂等，结合紧密堆积理论优化颗粒级配，构建了密度为1.20～1.55 g/cm³的高温低密度大温差水泥浆体系。实验表明，抗高温悬浮稳定剂疏水缔合作用可在70～160 ℃内减缓溶液黏度的降低；大温差调凝剂通过温敏官能团释放，实现了“顶部弱缓凝、底部强缓凝”；构建的水泥浆体系高温200 ℃养护后，水泥浆游离液为0，沉降稳定性在0.05 g/cm³以内；大温差条件下水泥石顶部低温段48 h强度达3.6 MPa，能够满足套管支撑和确保持续钻进的要求；120～180 ℃下水泥石14 d强度在13 MPa以上，且28 d强度无显著衰退。高温低密度大温差水泥浆体系为解决高温失稳、调凝及低密度水泥浆强度低等问题提供了技术思路，也为低压易漏失深井超深井安全、高质量固井助力。

基于纤维接枝可膨胀树脂的堵漏前置液

马春旭, 孙超, 邹亦玮, 植才富, 董喜亮, 王成文

2026, 43(5): 688-694. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.05.013

摘要(15) HTML(6) PDF (3226KB)(1)

摘要:
随着油气勘探向深部复杂地层拓展，裂缝漏失已成为影响固井质量的复杂难题。现有堵漏前置液体系在裂缝及高温地层适应性较差，难以保障固井安全和水泥浆返高。为此，提出了一种基于纤维接枝可膨胀树脂与刚性方解石、海泡石纤维复合架桥的新型堵漏前置液体系。采用红外光谱对纤维接枝树脂进行结构表征，并评价了该堵漏前置液体系的流变性、封堵性、相容性及酸溶规律。结果表明，该堵漏前置液体系可封堵1～4 mm裂缝，承压能力达5.0 MPa以上，具备良好的自适应填充性，能显著提升裂缝性地层的封堵效果；该前置液流变性能稳定，高压下滤失量低于30 mL，可阻止固相颗粒侵入裂缝；与固井水泥浆相容性良好，基本不影响水泥浆抗压强度发展；针对裂缝性储层，后期可通过低浓度盐酸解堵，5%盐酸下封堵层溶解率达92.97%。该堵漏前置液体系能显著降低漏失风险并减轻对裂缝性储层的伤害，为裂缝性地层固井堵漏提供了新的技术方法。

伊拉克鲁迈拉油田高触变堵漏水泥浆技术

翟翔宇

2026, 43(5): 695-701. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.05.014

摘要(17) HTML(9) PDF (3390KB)(2)

摘要:
针对伊拉克鲁迈拉油田缝洞发育地层严重漏失、常规堵漏水泥浆成塞困难的技术难题，基于触变机理分析，通过触变剂研选、减轻材料优化与早强性能调控，研发出密度为1.30 g/cm³的全干混低密度低强度触变水泥浆体系。通过室内筛选对比，系统测试了不同类型触变剂的作用效果，重点针对生物胶类触变剂开展系统性能评价，采用静切力差值法与稠度增值法结合的方式建立触变性评价体系，更精准量化水泥浆触变性能，深入研究不同加量下生物胶类触变剂对水泥浆流变性、触变性能的影响规律。结果表明，生物胶BDJ触变剂加量0.1%时，低密度水泥浆体系30 min稠度增值达39 Bc、30 min胶凝值为170 Pa，触变性能表现优异；同时该体系凝结时间可缩短至5.0 h，24 h抗压强度达到5.3 MPa，既能够满足快速成塞封堵漏失的需求，又避免了早期强度过高导致后续钻进困难问题，完美实现“节约堵漏时间、防钻出新井眼”的双重核心目标。与国内外同类技术产品进行对比分析，该体系在密度、触变性、早强性方面优势显著。现场应用结果表明：采用该触变水泥浆体系进行堵漏作业，单井堵漏作业非生产时间较鲁迈拉油田同区块常规堵漏井缩短30%以上，为低压易漏、缝洞发育地层的井漏堵漏工程提供了成熟可靠的新技术方案。

压裂液与酸化液

一种耐高温长效自生酸酸液体系的制备与性能研究

李明轩, 姚奕明, 陈晨, 李大奇, 吴雄军

2026, 43(5): 702-710. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.05.015

摘要(17) HTML(9) PDF (2402KB)(0)

摘要:
针对深层高温碳酸盐岩储层酸化改造中，常规酸液反应过快而现有自生酸生酸强度低、耐温性不足的问题，研发了一种新型耐高温生酸剂SFACA，并据此构建了耐高温长效自生酸酸液体系。实验结果表明，SFACA基于“活化-水解-解离-循环催化”的高效生酸机制，可在60 ℃～180 ℃温度范围内持续释放离子，并在140 ℃以上激发高效生酸活性，有效氢离子浓度可达7.8 mol·kg⁻¹，且通过优化剂/水质量比可实现酸浓度的灵活调控。基于SFACA所构建的自生酸酸液体系配伍性良好，对碳酸盐岩主矿物CaCO₃表现出高效溶蚀能力，在160 ℃和180 ℃下的酸岩有效作用时间分别达7 h和4 h，酸岩反应速率分别为1.45×10⁻⁷ mol·cm⁻²·s⁻¹和2.46×10⁻⁷ mol·cm⁻²·s⁻¹，具备长效作用特性。此外，该酸液在160 ℃和180 ℃下对N80钢片的动态腐蚀速率分别为56.3 g·m⁻²·h⁻¹和67.8 g·m⁻²·h⁻¹，具有良好的缓蚀性能。该自生酸酸液体系实现了高温条件下的高酸度、长效缓释与高效溶蚀，能够为160 ℃～180 ℃深层高温碳酸盐岩储层的高效改造提供可靠的技术支撑。

完井液

海上油田生物基防水锁修井液开发及作用机理

李志臻, 杨凯, 史斌, 苏延辉, 耿学礼, 郑晓斌

2026, 43(5): 711-718. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.05.016

摘要(19) HTML(7) PDF (3846KB)(1)

摘要:
针对海上中低渗油田在修井过程中因外来流体侵入易引发严重水锁伤害的问题，研制了一种基于改性鼠李糖脂的生物基防水锁修井液体系。该体系以缩水甘油基三甲基氯化铵（GTMAC）对鼠李糖脂进行阳离子改性，合成出具有低界面张力与润湿调控功能的防水锁剂，该防水锁剂解决了传统鼠李糖脂遇钙镁等二价阳离子沉淀的问题，将其与防膨剂、螯合剂等复配形成完整修井液体系。通过水相接触角、界面张力、岩心驱替、低场核磁共振、X射线光电子能谱及原子力显微镜等实验，系统评价了该体系的性能并阐明了其作用机理。结果表明，该修井液可使岩心表面水相接触角增大至104.7°，实现润湿性向疏水/中性反转；油水界面张力可降至10⁻² mN/m量级；岩心驱替实验显示其渗透率恢复率达109.79%，显著高于空白样（56.74%）。机理分析表明，阳离子改性鼠李糖脂通过季铵基团强静电吸附于岩石表面，疏水尾链自组装形成低表面能分子膜，协同超低界面张力作用，有效降低毛细管阻力，促使滞留水相排出，从而预防与解除水锁伤害，展现出良好的应用潜力。