钻井液与完井液

摘要:
随着油气勘探逐步向深层、复杂地层以及非常规油气藏等领域迈进，钻井液在高温高压的极端井下环境中，正面临着井壁失稳与自身性能急剧恶化的双重严峻挑战。纳米二氧化硅（SiO₂）在提升钻井液性能方面展现出巨大潜力，但固有的团聚效应限制了其应用，需通过表面改性，充分发挥其纳米优势并赋予特定功能。系统综述了改性纳米SiO₂在钻井液中的作用机理与研究进展，重点剖析了其在稳定井壁中的物理封堵、化学抑制与界面调控等多重协同机制，系统梳理了改性纳米SiO₂作为核心功能组分在优化钻井液流变性、滤失控制与润滑性等方面的应用；系统评述了改性纳米SiO₂基智能响应型复合材料的前沿研究进展，揭示了其温度响应等智能行为在实现地层自适应封堵与性能调控方面的巨大潜力。尽管当前针对改性纳米SiO₂的研究已在表面改性技术、性能调控机制及多领域应用等方面取得突破性进展，展现出广阔的产业化前景，但其在材料的经济化、规模化制备与长期稳定性方面仍存在亟待突破的瓶颈，未来研究需着力解决上述问题，以推动改性纳米SiO₂在钻井液中的规模化现场应用。

钻井液

水基钻井液用抗超高温两性离子聚合物降滤失剂的合成

王佚婷, 李大奇, 杨帆, 石楠, 李轩

2026, 43(4): 445-451. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.002

摘要(47) HTML(18) PDF (3185KB)(13)

摘要:
针对当前水基钻井液聚合物降滤失剂功能基团密度不足的问题，采用以含有羟基和磺酸基的多功能基团单体A代替单功能基团单体AMPS，与AA、DMDAAC及聚醚类单体H通过自由基共聚合成四元共聚物降滤失剂，并系统考察其抗超高温、抗盐降滤失性能及配伍性。将A、AA、DMDAAC和H通过自由基共聚合成四元共聚物降滤失剂PADH，并考察PADH抗超高温、抗盐降滤失剂性能。结果表明，在240 ℃老化16 h后，2%聚合物降滤失剂对淡水浆、盐水浆、饱和盐水浆的API滤失量降低率均大于80%，其中在淡水浆中加入2%该聚合物，即使老化温度为260 ℃，仍能有效控制滤失量。与磺化褐煤（SMC）有良好的配伍性，复配后钻井液流变性易于控制，240 ℃老化16 h后API滤失量降低至1.8 mL，高温高压滤失量降低至24 mL。研究表明，该四元共聚物降滤失剂兼具优异的抗高温稳定性与抗盐污染能力，可满足超高温地层、盐膏层等复杂钻井工况需求，为超高温聚合物降滤失剂的分子设计及盐水基超高温钻井液体系构建提供了理论依据与技术支撑。

新型油基钻井液用有机土的制备与性能评价

丁璠, 石楠, 王显光, 张玉彬, 韩秀贞, 李大奇, 赵婕, 陈永强

2026, 43(4): 452-459. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.003

摘要(39) HTML(14) PDF (5195KB)(9)

摘要:
为提升油基钻井液在高温下的流变性能，以膨润土为基质，对比探究头基结构（季铵、吡啶、咪唑）与烷基链长对有机土的微观结构和高温流变性能的影响规律。FT-IR、XRD和热重结果表明，改性剂均通过头基静电吸附/尾链疏水作用插层于膨润土层间或物理吸附于表面，CTAC、OPB、CPB、OMB与CMB通过物理吸附/静电插层在膨润土上的最大负载量分别为0.37/0.56 、0.021/0.63、0.44/0.28、0.016/0.54、0.17/0.48 mmol/g。分子动力学模拟结果表明，高温下CPB的静电能绝对值由87.42增至88.17 kcal/mol，这与高温促进CPB与膨润土间静电作用有关。流变实验结果表明，从头基结构来看，杂环改性有机土展示出较好的高温流变性能，240 ℃热滚后OBen-3的表观黏度和动切力分别可达19 mPa·s和3 Pa；从烷基链长来看，有机土的流变性能随链长增加而大幅提升。在全油基钻井液体系中，240 ℃热滚后，OBen-3的表观黏度、塑性黏度和动切力分别为90 mPa·s、85 mPa·s和5 Pa，展现出良好的配伍性与高温流变性能。同时，OBen-3高温高压滤失量仅为3.2 mL，具有良好的降滤失性能。此外，OBen-3在油包水体系中也展现出良好的高温流变性能与高温高压降滤失性能。研究表明，引入长烷基链刚性结构可增强分子间以及有机土结构间界面作用，显著提升有机土的高温流变性能，为抗高温油基钻井液用有机土开发提供思路。

大位移水平井高性能卤水基钻井液体系

文飞, 许明标, 徐鹏, 李宗玮, 可点

2026, 43(4): 460-469. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.004

摘要(46) HTML(12) PDF (8611KB)(13)

摘要:
针对大位移井钻井过程中水基钻井液井眼清洁困难、摩阻扭矩高、井壁稳定性差的技术瓶颈，研制了一套高性能卤水基钻井液体系。该体系基于氯化钾-甲酸盐复合卤水，通过引入自主研发的星型聚胺抑制剂HIB和纳米复合减阻剂SLIP，并优化流型调节与多级封堵技术，实现了抑制、润滑、携岩及稳定性能的协同提升。与常规KCl聚合物体系及商业聚胺体系、润滑剂的全面对比表明：HIB通过“吸附-包覆-疏水”机制，其抑制性（岩屑滚动回收率为93.6%，16 h线性膨胀率为1.0%）显著优于常规聚胺抑制剂；SLIP通过“微球滚动-吸附成膜”机制，极压润滑系数（0.064）及抗磨承载能力（10 kg）优于现有润滑剂。室内评价表明，该体系经150 ℃高温老化后动塑比不小于0.5 Pa/mPa·s，API滤失量小于4 mL，砂床承压大于 MPa，抗污染能力强，岩心渗透率恢复大于86.3%。在国内多个海域区块12口大位移井的应用表明，起下钻摩阻降低30%以上，复杂事故率下降65%，为大位移井安全高效钻井提供了可靠的技术选择。

裂缝性致密砂岩储层低伤害水基钻井液技术

马哲, 刘均一

2026, 43(4): 470-478. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.005

摘要(33) HTML(12) PDF (2525KB)(7)

摘要:
胜利油田某区块致密砂岩储层致密，裂缝发育，钻井过程中易受到钻井液损害。通过储层矿物组成、孔渗特征及敏感性评价，分析了储层伤害主要原因，针对性研发了可在储层温度下自降解的暂堵剂，构建了低伤害水基钻井液体系。研究结果表明，该储层面临钻井液固相堵塞裂缝、水锁损害、水敏以及酸敏损害。研发的环氧树脂类自降解暂堵剂可在高温下通过酯键水解及酯交换反应导致网络解聚，生成可溶性低聚物。在120 ℃储层温度下，其48 h降解率为21.8%，96 h降解率达96.4%，且抗压强度远超常用的暂堵剂碳酸钙。低伤害钻井液性能评价实验表明，其具有良好的流变性、滤失性、润滑性及黏土水化抑制性能。模拟裂缝封堵实验以及岩心渗透率恢复实验表明，钻井过程中暂堵剂等固相快速在裂缝中形成封堵层；120 ℃静置48 h封堵层仍可维持良好的承压能力；静置48～72 h后，封堵层结构发生破坏，返排24 h岩心渗透率恢复值超90%，避免了储层伤害。3口井的现场试验表明，该钻井液防漏堵漏效果良好，且可通过暂堵剂的自降解有效保护储层，较邻井原油增产91.83%。

侏罗系井壁失稳机理分析及封堵防塌钻井液技术

付燈煌, 万明庆, 罗敬兵, 柯琎, 邹俊, 王波

2026, 43(4): 479-488. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.006

摘要(36) HTML(17) PDF (3485KB)(7)

摘要:
潜探1井是位于柴达木盆地牛东构造的一口风险探井，在钻井过程中侏罗系地层出现井壁失稳问题，严重制约了钻井施工进度。为了解决该问题，综合运用岩心观察、扫描电镜、X射线衍射、岩石力学测试、数值模拟及现场试验等方法，系统开展了地质特征表征、失稳机理分析、封堵防塌钻井液研发及现场应用研究。结果表明：侏罗系地层井壁失稳以“高陡裂缝力学滑动+硬脆性岩石剥落”为主导机理，钻井液热稳定性差、对裂缝封堵不彻底、抑制性不足对裂缝封堵不彻底、抑制性不足是诱发井壁失稳的关键因素；基于失稳机理，研发出“抗温-封堵-抑制”协同型钻井液体系，通过优选抗温材料、复配多层级封堵剂、强化抑制体系，实现180 ℃高温高压下滤失量≤12 mL、泥饼厚度≤2 mm，岩样滚动回收率≥98%的优异性能；现场应用结果显示，该钻井液体系使潜探1井五开井段井壁垮塌发生率降低80%，机械钻速提升52%，井径扩大率控制在8%以内，显著提升了钻井施工效率与井筒质量。研究建立的高陡裂缝硬脆性地层失稳判据与防控技术，为同类复杂地层的安全高效钻井提供了重要理论依据与工程范例，具有重要现场指导价值。

高温高压CO₂持续污染特征与防治措施

李文哲, 王锐, 汪瑶, 夏连彬, 王秋彤, 黄桃

2026, 43(4): 489-497. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.007

摘要(35) HTML(10) PDF (3684KB)(7)

摘要:
为解决深部地层水基钻井液钻遇CO₂持续污染难题，基于四川盆地蓬莱气区深井水基钻井液CO₂污染事故分析，通过室内高温高压CO₂污染模拟实验，明确了高温高压CO₂持续污染特征，建立了CO₂持续污染的预防与处治措施。结果表明：CO₂气侵持续发生时，水基钻井液中污染性因子CO₃²⁻、HCO₃⁻含量上升以及pH值下降，并非是由CO₂分子在水中溶解电离所致，而是由钻井液中烧碱对CO₂的中和作用所致。水基钻井液性能维护过程中反复使用烧碱导致CO₃²⁻、HCO₃⁻含量持续上涨。CO₃²⁻/HCO₃⁻作用下膨润土片碎化成细粒，细粒之间及其与水分子之间因CO₃²⁻/HCO₃⁻介导的偶极作用与氢键作用而易于聚集，由此导致钻井液增稠。采用钙处理剂与稀释剂BK519协同使用可有效预防和处置污染程度达10000 mg/L以上的高温高压CO₂持续污染问题。所得成果为深部地层CO₂持续污染问题的深入揭示与有效防治提供了理论与技术支持。

油基钻井液组分对螺杆钻具定子橡胶的性能影响

欧阳江林, 张玲, 杨建宇

2026, 43(4): 498-505. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.008

摘要(34) HTML(10) PDF (2267KB)(5)

摘要:
在深井、超深井钻井过程中常使用油基钻井液，针对西北大区不同钻井公司、不同井位的油基钻井液中耐油耐高温螺杆钻具使用寿命不稳定、甚至出现了使用十几个小时发生掉胶问题。在不同钻井公司、不同温度、不同油基钻井液主组分等条件下，对比评价两种不同交联程度的螺杆钻具定子橡胶与油基钻井液组分浸泡后的体积变化率和硬度变化情况。实验结果表明：0^#柴油对定子橡胶影响较小，橡胶交联程度越高，抗介质膨胀能力越强；相同商业名称的油基钻井液组分，生产厂家不同，对螺杆钻具定子橡胶硬度、体积变化率的影响程度不同，X钻井公司油基钻井液主组分对定子橡胶影响较小，而Y钻井公司油基钻井液中的辅乳化剂和润湿剂对定子橡胶影响较大，橡胶B在Y钻井公司的辅乳化剂中老化后（180 ℃×48 h）体积变化率高达42.94%，硬度变化−17.2 HA；其次是在润湿剂中老化后（180 ℃×48 h）的体积变化率达27.06%，硬度变化−9 HA。油基钻井液主组分的苯胺点、热失重不能作为反映橡胶溶胀影响的技术参数。通过红外光谱、气相色谱-质谱联用技术分析，Y钻井公司的辅乳化剂和润湿剂中酰胺类成分是导致螺杆钻具定子橡胶体积膨胀变大的主要原因，避免使用后，螺杆钻具掉胶问题得到解决。

固井液

遇烃自愈合材料设计制备及性能研究

田宝振, 张晔, 贾朝阳, 高飞, 任孟, 刘天乐, 刘晓文

2026, 43(4): 506-514. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.009

摘要(36) HTML(10) PDF (5158KB)(5)

摘要:
油井水泥环在长期服役过程中，受地层应力变化及井下复杂化学环境的影响，易产生微环隙与微裂缝，导致环空带压与层间封隔失效。使用遇烃自愈合材料解决这一问题是领域内的有效途径。在水泥浆环境与甲烷环境下，对自主开发的遇烃自愈合材料硼酸酯交联环糊精-丙烯酸酯复合树脂（DBC-CA）与氢化苯乙烯-丁二烯嵌段共聚物（SEBS）的吸烃膨胀比例进行了比较。通过三维断层扫描（CT）、电子显微镜（SEM）及傅里叶红外光谱（FTIR）和热重分析（TG），对2种遇烃自愈合材料的膨胀机理及热稳定性进行了探究。研究结果表明，DBC-CA在不同环境中的综合膨胀表现优于SEBS，并具有良好的热稳定性。DBC-CA在甲烷环境中最高膨胀比例达37%，且对环境响应灵敏，在水泥浆环境中的最大膨胀比例小于8%。DBC-CA掺量为10%的水泥基体在减少裂缝宽度和消除连通渗流通道方面表现最优。形貌分析表明，DBC-CA的弹性耗散特性通过刚性骨架-动态键重组-纳米空腔三重防护机制实现。DBC-CA会小幅度降低水泥石28 d抗压强度。为深部油气田井下自愈合密封材料的设计提供了新的思路。

川渝地区CCUS固井低渗透水泥浆体系研究与应用

徐卫强, 刘森, 张晓兵, 文春宇, 李海龙, 邓天安

2026, 43(4): 515-521. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.010

摘要(46) HTML(15) PDF (3997KB)(8)

摘要:
针对川渝地区固井水泥环在酸性环境下易发生腐蚀劣化及密封失效等难题，研发了一种兼具成膜吸附与微观结构调控功能的抗腐蚀材料DST，基于此构建了低渗透防腐水泥浆体系。不同于传统防腐材料，DST能够诱导腐蚀水化产物由疏松结构转变为致密的球状碳酸钙堆积，从而阻断腐蚀介质的深层渗透。基于典型井底温压条件（80 ℃/40 MPa），开展室内酸性腐蚀实验与现场应用。结果表明，水泥石在腐蚀28 d后抗压强度较未腐蚀水泥石仅降低5%，渗透率虽有轻微增长，但最终值低于4×10⁻⁵ μm²，主要孔径维持在10～90 nm的无害和少害孔范围内，微观形貌未观测到贯通孔隙和松散结构。该体系在川渝地区某CCUS井应用后，一、二界面胶结质量合格率均超94%，在后续超300 d注采作业中，井筒环空未监测到异常带压和CO₂泄露现象。该研究开发的防腐关键材料DST和构建的低渗透防腐水泥浆体系，显著提升了CCUS井筒长效密封能力，为CO₂埋存奠定了坚实的固井技术支撑。

HEDP插层水滑石型缓凝剂的制备及作用机理

刘岩, 杨增民, 任强, 刘景丽, 曹洪昌, 王菁, 杨豫杭

2026, 43(4): 522-533. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.011

摘要(25) HTML(4) PDF (9575KB)(5)

摘要:
为解决现有缓凝剂在大温差条件下顶部强度发展缓慢的问题，通过离子交换法将羟基乙叉二磷酸（HEDP）插入水滑石层间，制备了羟基乙叉二磷酸插层水滑石Mg/Al-HEDP-LDH，并将其作为大温差缓凝剂，在水泥浆体系中进行了性能测试。研究结果表明，Mg/Al-HEDP-LDH的最佳制备工艺为pH值为4.5，晶化温度为150 ℃，晶化时间为6 h。Mg/Al-HEDP-LDH层间的HEDP会在水泥颗粒的水化过程中被释放出来起到缓凝的作用，加量在0.3%～0.7%的范围内均能呈现稳定的缓凝效果，且随着Mg/Al-HEDP-LDH加量的增加，稠化时间整体出现增加的现象。 Mg/Al-HEDP-LDH能提高水泥的早期强度，掺量为0.3%、0.5%、0.7%时，水泥石1、3、7、14 d的强度均高于纯水泥，尤其是其1～3 d强度提升明显，3 d强度达到最大值，相对于纯水泥提高了92.9%～103.6%。新型插层水滑石材料Mg/Al-HEDP-LDH在水泥浆体系中具有缓凝效果，能够促进水泥石的早期强度发展。

适用于中低温条件的泥饼冲洗剂

涂思琦, 孙富全, 邹双, 谢飞燕, 沙林浩, 赵红静, 邵光辉

2026, 43(4): 534-540. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.012

摘要(28) HTML(7) PDF (3552KB)(7)

摘要:
中低温油气井固井作业中，高黏度切力强吸附性水基钻井液形成的泥饼结构致密、附着力强，现有冲洗剂普遍存在渗透能力不足、冲洗效率低、低温适应性差等问题，易导致二界面胶结质量不合格，引发环空窜流等工程隐患。针对这一问题，研究基于冲洗剂的渗透、螯合、解絮凝、润湿及劈楔核心原理，通过配方优化，构建了FC-1、PA-2、二乙二醇丁醚与磷酸盐的多元协同体系，研制出一种可在中低温条件下快速清除泥饼、冲洗效率高的冲洗剂S-2。通过室内性能评价与现场试验对S-2的综合性能进行了系统表征，结果表明：①冲洗剂S-2适配性良好，可满足聚合物钻井液、聚磺钻井液、钾基钻井液等不同类型水基钻井液的作业需求；②在常温～80 ℃中低温区间内，S-2可在5～10 min内实现90%以上的泥饼清除率，相较于市售冲洗剂，冲洗效率提升190%以上，对高黏度切力强吸附性泥饼具备优异的快速剥离能力；③S-2倾点低至−18 ℃，在−10 ℃低温环境下仍保持良好流动性，满足低温环境下运输与储存要求；④S-2与钻井液、水泥浆相容性优异，可改善固井二界面胶结质量。目前该冲洗剂已成功应用于渤海油田xxx井Φ244.5 mm油层套管固井作业，固井质量评定为优，展现出良好的应用效果，为中低温油气井优质固井提供了新的技术支撑。

高强弹韧性水泥浆的研发及在煤层气井中的应用

侯攀, 李新, 温丽娟, 唐受裕, 张梁宏, 宿静怡, 姚志寅

2026, 43(4): 541-548. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.013

摘要(94) HTML(35) PDF (7065KB)(15)

摘要:
煤层气水平井固井对水泥石的强度和弹韧性要求较高。通过合成一种外刚内弹的核壳结构聚合物微球材料TRF作为弹韧性外加剂，研发了一套高强弹韧性水泥浆体系。研究表明，该水泥浆体系48 h抗折强度提高75%，抗压强度下降8.8%，弹性模量降低38%；抗冲击性能对比其他增韧剂体系表现良好，14 d静载抗压强度、动态强度、吸收能分别提高96.12%、115.16%、355.87%；胶结性能好，I界面的胶结强度提升29.4%，Ⅱ界面强度提升43.1%；防窜性能出色，孔隙压力曲线下降平滑，无回弹，静胶凝曲线过渡时间短，只有5.5 min，缩短了82%。该水泥浆体系在拜城煤层气区块的拜Z15-L1井现场成功应用，水平井段固井质量优异，对比邻井的一二界面胶结质量提升明显。该高强弹韧性水泥浆体系能满足煤层气水平井固井要求。

压裂液与酸化液

页岩油储层前置CO₂压裂裂缝扩展规律

田港华, 夏琦, 王海柱, 程旭, 王斌

2026, 43(4): 549-561. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.014

摘要(54) HTML(17) PDF (10359KB)(6)

摘要:
CO₂作为压裂液可提高储层改造效果，并实现碳封存。前置CO₂压裂技术兼具CO₂压裂和水基压裂的优势，是提升页岩储层压裂效果的重要途径。建立了热-流-固-损伤（THMD）耦合的前置CO₂压裂裂缝扩展模型，通过数值模拟，分析前置CO₂压裂过程中应力、温度、流体压力及损伤的演化规律，探究CO₂注入方式、注入量和排量对裂缝扩展的影响。结果表明，热应力与流体压力共同驱动裂缝扩展，其中热应力的影响主要局限于井筒附近约5 m范围内，但其作用不可忽略。先注入CO₂后注入滑溜水的注入模式更有利于促进裂缝扩展。CO₂注入量与储层改造效果呈非单调关系，过量注入CO₂可能抑制损伤演化。当CO₂注入量为500 m³时，改造效果最优，损伤面积为 629.91 m²，较常规水力压裂增加41.82 m²。此外，随CO₂排量增大，损伤面积和压裂效率均有所增加。研究结果可为页岩储层前置CO₂压裂参数优化及CO₂高效利用与地质封存提供理论依据。

超深高压储层改造用超高温氯化钙加重压裂液技术

王丽伟, 高莹, 石阳, 杨战伟, 彭建新, 刘举

2026, 43(4): 562-568. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.015

摘要(18) HTML(7) PDF (3823KB)(3)

摘要:
随着深层、超深层、超高压储层勘探的持续突破，对加重压裂液提出更高要求。由于氯化钾加重压裂液密度有限，溴盐加重压裂液密度较高，但价格昂贵，且胍胶类加重压裂液和清洁表活剂类加重压裂液耐温有限，难以适应万米深层的改造需求。针对这一难题开展了超高温氯化钙加重压裂液技术研究。通过加重盐的选择、耐高温耐高盐聚合物的合成、延迟可控交联剂的研制等关键技术的攻克，形成了耐超高温220 ℃的低成本氯化钙加重压裂液技术，并进行了全面的性能评价。密度范围涵盖1.15～1.35 g/cm³，各配方在经过180～220 ℃、2 h剪切后黏度大于50 mPa·s，交联时间可控，180 ℃携砂2 h无沉降，降阻率50%以上。塔科1井井温205 ℃，经多轮次检测，压裂液性能稳定，成功应用308 m³。氯化钙加重压裂液技术的成功应用，为超深层超高压储层改造提供了宝贵经验。

页岩油压裂用高效耐盐乳液型减阻剂的研制与性能评价

李建申, 黄秋实, 燕松兵, 刘青, 王茂功, 董景锋, 郑苗

2026, 43(4): 569-576. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2026.04.016

摘要(18) HTML(8) PDF (4931KB)(3)

摘要:
常规页岩压裂液以高矿化度的返排水配制，而目前常规聚丙烯酰胺乳液减阻剂因耐盐差难以满足现场需求。针对常规聚丙烯酰胺乳液减阻剂耐盐性差的问题，文章将含有嵌段结构的疏水功能单体P-400，与丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）为共聚单体进行反相乳液聚合。通过对固含量、油水比、疏水功能单体浓度、AM浓度、AMPS浓度等合成条件进行优化，得到高效的耐盐乳液型减阻剂RP-400。研究表明，当固相含量为35%，油水比为3∶7，疏水功能单体浓度为0.1%，AM的浓度为58.8%，AMPS浓度为15%时，合成的耐盐乳液型减阻剂性能最佳。该减阻剂浓度为0.05%时，在清水中降阻率达到78%，在10%NaCl盐水与标准盐水中，降租率分别保持在72%和70%。通过分子动力学模拟从微观尺度证实了嵌段功能单体的引入对减阻剂减阻性能与抗盐性能的增效效果与机理。另外，流变性测试表明该减阻剂是典型的假塑性流体，具备优异的黏弹性与耐剪切性，可作为页岩油压裂用的高效乳液型减阻剂，因此，该耐盐乳液型减阻剂在页岩油气的开采中具有潜在的价值。