核壳纳米粒子/表面活性剂组合体系在低渗透性储层中的协同作用机制、注入参数优化及其现场试验响应 尚官扬楠、 王静华、 唐康、 关华、 冯富腾、 白云、 王琪、 黄瑞、 袁国伟、 梁拓

《Processes》：Synergistic Mechanisms of Core–Shell Nanoparticle/Surfactant Combination Systems in Low-Permeability Reservoirs, Injection Parameter Optimization, and Field Pilot Response Yangnan Shangguan, Jinghua Wang, Kang Tang, Hua Guan, Futeng Feng, Yun Bai, Qi Wang, Rui Huang, Guowei Yuan and Tuo Liang

　　摘要 在高含水率阶段，低渗透性水库通常会遭受主要水流通道的发展、弱连通区域的冲洗效果不佳以及剩余石油移动效率低的问题。现有的剖面控制剂或石油驱替剂可以改善流动导向或微观石油驱替，但单独评估这些剂并不能完全解释冲洗扩展和剩余石油移动的耦合过程。为了解决这个问题，本研究专注于之前优化过的HK-0417/ALT-603复合系统，并探讨了其在孔隙、岩心和井组尺度上的协同作用。通过微观可视化驱替实验来识别流线重新分布和剩余石油的演变。同时进行了天然岩心实验以评估注入性能的适应性和堵塞持久性。在驱替段塞条件下，采用Box–Behnken设计来优化注入参数。最后，基于长庆油田测试井的生产数据分析了现场试验的响应。结果表明，该组合系统能够同时实现流线扩展和剩余石油的减少：注入的流体被重新分配到冲洗效果较差的区域，大的连续油体被破碎和分散，且冲洗效率和石油驱替效率都优于单一剂的效果。天然岩心实验表明，在渗透率范围为1.76至7.02 mD的岩心中，注入压力差通常是可控的，随后的水驱过程中的堵塞率达到75.47–80.54%。响应面优化得出了以下最佳参数组合：剖面控制段塞体积=0.41孔隙体积（PV），石油驱替段塞体积=0.61 PV，注入速率=0.19 mL/min，相应的预测增油率（EOR）为18.52%。在现场试验中，两个注入器的累计注入量分别为41,898公斤和61,472公斤。井组的注入压力从5.8 MPa增加到7.0 MPa，综合含水率从90.6%降低到85.3%，月下降率从0.5%减少到0.2%。所提出的系统主要通过增加流动阻力并重新导向高含水率通道中的流动来发挥作用，同时通过降低含油孔隙中的界面张力来增强石油脱离。参数优化后，现场试验显示出明显的分阶段响应和良好的应用潜力。

1. 引言
当低渗透性水库进入高含水率阶段时，通常会同时出现三个问题：主要流动通道的增强、注入流体沿高渗透路径循环以及剩余石油在冲洗效果较差区域的长期停滞。传统的水驱只能继续冲洗原有的主要流动路径，既不能增加冲洗体积，也无法解决微观石油驱替不足的问题。先前的研究表明，传统水驱在低渗透性水库中的最终采收率通常低于30% [1,2]。剖面控制剂可以增加高渗透路径中的流动阻力，而石油驱替剂可以降低界面张力并调节润湿性。然而，当单独评估这两种类型的剂时，每种剂只能反映其自身的单一性能方面 [3]。近年来，深层次剖面控制和驱替技术已经从单一系统发展成为多技术协同模式 [4]。例如，“聚合物微球+剖面控制处理”的组合技术在低渗透性水库中取得了良好的增油和水控效果。对于低渗透性地层，关键问题是系统在进入孔隙介质后是否能够首先引导后续流体到未冲洗的区域，然后在其中移动剩余石油。纳米材料在石油工程中的应用为低渗透性水库的增油率（EOR）提供了新的技术途径。Jian [5] 等人系统回顾了纳米级石油驱替材料在低渗透性水库中的性能研究和优化策略，指出可以通过实验方法定量评估纳米材料的分散稳定性 [6]、界面活性和降粘效果。核壳纳米粒子由于其刚性的无机内核和功能化的聚合物外壳，在保持结构完整性的同时具备界面活性和润湿性调节能力。Li [7] 等人通过共价键合制备了两亲性核壳纳米流体。利用纳米粒子在孔隙喉部的“堵塞效应”和界面脱离的协同机制，他们将石油采收率提高了35%。近年来，纳米粒子与表面活性剂的组合也引起了广泛关注 [8,9,10]。研究表明，SiO2纳米粒子与非离子表面活性剂OP-10的组合可以将油水界面张力降低到0.005 mN/m，接触角从128°降低到42°，并将核冲洗采收率从单独使用纳米粒子时的46.8%和单独使用表面活性剂时的52.3%提高到71.5%，证实了两者之间的显著协同效应。此外，通过纳米粒子修改表面活性剂-聚合物系统还可以额外提高19.23%的采收率 [11]。在实际应用于低渗透性水库中，核壳纳米级石油驱替剂由于其小尺寸和强的耐温耐盐性，比传统表面活性剂表现出更强的水库适应性 [12]。传统的岩心冲洗实验只能获得压力和采收率等综合响应，难以区分“流线重新分布”和“界面石油驱替”的各自贡献。微观可视化驱替实验可以实时记录化学剂作用前后油水分布的变化，直接识别剩余石油形态的转变和流线的扩展 [13]。因此，它们目前是最直观的孔隙尺度机制研究工具。研究人员使用微模型蚀刻技术研究了水-气体分散系统的石油驱替机制，揭示了水驱主要冲洗主要流动通道而剩余石油分布在模型边缘和角落的基本模式 [14,15]。在研究二氧化碳在低渗透性水库中的微观驱替机制时，也使用了可视化方法分析不同压力条件下剩余石油的发生特性和迁移模式 [16]。应用微流控技术研究纳米粒子修饰的表面活性剂-聚合物系统的石油驱替效率进一步表明，纳米粒子对传统石油驱替系统的修饰可以在微观尺度上显著提高石油采收率。合理确定注入参数是另一个核心任务。尽管单因素实验或正交实验是可行的，但它们涉及大量的工作量，且往往无法捕捉多个因素之间的相互作用。响应面方法论（RSM）可以在保持准确性的同时显著减少实验次数。在石油工程中，RSM已被广泛应用于石油驱替参数的优化 [17,18,19]。Liang等人使用Box–Behnken设计研究了两亲性MoS2纳米流体的注入参数，建立了注入孔隙体积倍数、注入速率和渗透率与石油采收率之间的二次多项式回归模型 [20]。在低渗透、高盐度水库中进行的多段塞表面活性剂组合冲洗研究表明，0.1 PV的小段塞和0.2 PV的大段塞的组合可以将平均石油采收率提高14.8个百分点。在本文中，采用Box–Behnken设计，在相对较少的实验次数下建立了剖面控制段塞体积、石油驱替段塞体积、注入速率和EOR幅度之间的定量关系，平衡了效率和准确性 [21,22]。我们之前的研究完成了名为HK-0417的核壳纳米粒子和名为ALT-603的表面活性剂的配方优化，证明了该系统具有界面活性、润湿性调节能力和一定的核流动阻力效果 [23]。本文不再重复配方筛选，而是重点关注三个问题：为什么系统在不同介质环境中表现出不同的行为，如何适当匹配段塞参数，以及实验室理解是否可以在扩展到现场时产生稳定且可解释的分阶段响应。为了解决这些问题，本文采用了一种涵盖“孔隙尺度现象–岩心尺度参数–井组尺度动态”的综合方法。通过微观可视化驱替、天然岩心评估、响应面优化和现场试验分析，我们讨论了组合系统的协同机制，并为低渗透性水库高含水率阶段的参数设计提供了基础。

2. 材料与方法
整体方法遵循多尺度评估路线。首先，进行了微观可视化驱替实验以识别孔隙尺度上的流线重新分布和剩余石油的演变。其次，进行了天然岩心驱替实验以评估注入性能和堵塞性能。第三，使用响应面方法优化了剖面控制段塞体积、石油驱替段塞体积和注入速率。最后，基于测试井的生产数据分析了现场试验的响应。

2.1. 试剂与材料
作为研究对象的是我们之前研究中优化的核壳纳米粒子系统HK-0417（浓度为1.0%）和石油驱替系统ALT-603（浓度为0.3%）[23]。实验用水是来自长庆油田D区块的模拟地层水，总盐度为6587 mg/L。原油是从同一区块采集的现场油样。实验岩心包括来自长庆油田D区块相关井的天然岩心和人造砂岩岩心；它们的主要参数列在表1中。

2.2. 微观可视化驱替实验
微观可视化驱替模型和实验程序如图1所示。该模型是基于天然岩心铸件薄截面上观察到的孔隙喉部形态和连通性设计的。其外部尺寸为4 cm × 4 cm，主要喉部尺寸范围为10至30 μm。实验按以下顺序进行：原油饱和 → 初次水驱 → 化学剂注入 → 次次水驱。在微模型抽空后，用原油饱和并静置24小时。初次水驱持续进行，直到产出流体的含水率达到98%。随后分别检查HK-0417、ALT-603及其组合系统的驱替行为，当化学注入后含水率再次达到98%时实验结束。在整个驱替过程中使用显微成像系统捕获图像。

2.3. 天然岩心评估和响应面优化
选择了三个具有渗透率1.76、4.93和7.02 mD的代表性天然岩心（NC 1–NC 3）来评估剖面控制和驱替系统的注入性能和堵塞能力。实验程序包括初次水驱 → 系统注入 → 随后水驱，注入速率为0.2 mL/min。初次水驱期间的稳定压力差记录为P1，系统注入期间的压力差记录为P2，随后水驱期间的压力差记录为P3。根据这些值，计算了化学处理前后的水渗透率和堵塞率。堵塞率定义为，其中 和 分别是化学处理前后的表观水渗透率。使用渗透率范围为4.83–5.17 mD的人造砂岩岩心（AC 1–AC 17）来优化段塞参数。所有参数优化实验均采用段塞注入方式。响应值是由化学驱替引起的增油率（EOR）幅度。选择了三个因素：剖面控制段塞体积、石油驱替段塞体积和注入速率。在本研究中，PV表示岩心样本的孔隙体积。因此，表示为PV的段塞体积表示按相应岩心测量孔隙体积标准化的注入化学剂量。采用Box–Behnken设计建立了三因素、三水平的实验设计。需要注意的是，只有渗透率在1.76–7.02 mD范围内的天然岩心被用于注入性能和堵塞性能的评估。响应面模型是使用渗透率范围为4.83–5.17 mD的17个人造砂岩岩心建立的。这种设计旨在减少参数优化过程中岩心异质性的影响。因素水平列在表2中。

2.4.**现场参数设计与动态评估**
现场方案包括总注入量、段塞比、注入速率和注入压力的上限，这些参数分别对应于A井组和B井组的注入分配方案。

(1) **注入量设计**
基于实验室岩心实验和响应面优化结果，对测试井组的现场参数进行了调整。两个注入器分别被匿名指定为A井组和B井组。试验区域内的井组平均孔隙度为15.5%，平均含油饱和度为50.5%。系统总体积根据公式(1)计算得出：
$$ V = \frac{K_A \cdot \pi D^2 \cdot h \cdot \alpha \cdot \sigma}{8 \cdot N} \cdot \left(1 - \eta\right) $$
其中，$ V $ 为系统总体积；$ K_A $ 为剖面控制段塞体积；$ D $ 为井间距（1/5至1/4）；$ h $ 为目标层的净厚度；$ \alpha $ 为孔隙度；$ \sigma $ 为方向系数（取0.5）。

(2) **注入压力设计**
现场注入压力的上限是根据注入井的水驱指数曲线确定的。由于注入系统与注入水之间的密度差异会导致井筒内静水柱压力的变化，因此在工程设计过程中需要校正泵压。计算公式如下：
$$ P = P_0 + \Delta P $$
其中，$ P $ 为校正后的泵压（MPa）；$ P_0 $ 为井口注入压力（MPa）；$ \Delta P $ 为密度差引起的压差（MPa）。

现场动态评估主要关注四个指标：注入器的注入分配过程是否稳定；井组的注入压力是否呈现出可控的增长趋势；日产量、日产油量和综合含水率是否呈现出阶段性变化；以及代表性生产井的实际日产油量曲线是否始终高于处理前的下降趋势线。

**3. 结果与讨论**
**3.1. 微观排驱特征与剩余油演化**
为了区分剖面控制剂、油驱剂和组合系统在孔隙喉道行为上的差异，对比了初次水驱、单一剂注入和组合系统注入后的微观剩余油分布情况。相应图像和定量识别结果分别见图2、图3、图4和图5。
- **图2**：初次水驱后的微观剩余油分布：(a) 微观图像；(b) 分布示意图。
- **图3**：HK-0417处理前后的微观剩余油分布：(a) HK-0417处理后的微观图像；(b) HK-0417处理后的分布示意图；(c) 随后水驱后的微观图像；(d) 随后水驱后的分布示意图。
- **图4**：ALT-603处理前后的微观剩余油分布：(a) 初次水驱后的微观图像；(b) 初次水驱后的分布示意图；(c) ALT-603处理后的微观图像；(d) ALT-603处理后的分布示意图。
- **图5**：组合系统处理前后的微观剩余油分布：(a) 初次水驱后的微观图像；(b) 初次水驱后的分布示意图；(c) 组合系统处理后的微观图像；(d) 组合系统处理后的分布示意图。

初次水驱后，模型中央部分已形成相对连续的主流路径。注入水沿着现有通道反复流动，而主流动路径两侧和底部仍存在大量未扫过区域。在扫过区域，剩余油主要以团块、柱状和局部条纹形式存在；在未扫过区域，则保持了连续的油体。初次水驱优先移动了连通性良好的原油，但同时加剧了“通道内相对移动、通道外广泛滞留”的分布模式。

在此基础上，**图3**展示了HK-0417注入后随后的水驱过程中的微观变化。HK-0417进入模型后，主流通道的流动性发生了变化，原有主通道的流动优势减弱，新的扫过痕迹出现在横向和下方区域。随后的水驱过程中，更多流线进入原本扫动不足的区域，大块连续油体被切割成团块状和岛屿状的剩余油。此时，连通性良好且饱和度高的连续油体被优先移动。最终，剩余油主要为小规模的残余油，被困在孔隙喉道狭窄处和局部死端。这表明HK-0417的主要作用是增加主流通道的阻力，将后续流体重新导向未扫过的区域。

单独使用的油驱剂在已扫过区域中的作用更为显著（见图4）。ALT-603并未显著改变流线分布；变化主要集中在已水驱过的区域，油附着在孔壁上的量减少，部分连续或半连续的油相被切割成较小的离散油滴。ALT-603主要通过削弱界面约束和孔壁粘附作用，在原有扫过区域内促进剩余油的脱附和迁移。

组合系统将流体改道和油驱两个过程结合在一个序列中。**图5**展示了组合系统处理后的剩余油分布。组合系统进入模型后，后续流体不再局限于原有主通道，而是向两侧和下方区域扩展。原本集中在主流通道附近及扫动不足区域的大块剩余油重新被接触，连续油体逐渐缩小并转变为团块状、岛屿状和局部条纹状的剩余油。与单独使用HK-0417相比，组合系统不仅改变了流线分布；与单独使用ALT-603相比，它不仅在已扫过区域内驱油，还表现出扩大扫动范围和持续减少剩余油的协同效应。

本研究中的微观可视化结果主要为流线重新分布和剩余油形态演化提供了定性证据。未来工作将使用图像处理方法进一步评估剩余油面积比、扫驱效率、排驱效率和流线扩展范围等定量指标。

**3.2. 自然岩心中的注水能力与堵塞持久性**
微观和模拟结果表明了系统的作用方向；然而，系统是否能在实际低渗透介质中持续建立流动阻力，仍取决于自然岩心中的压力响应。不同渗透率岩心的堵塞参数和压力差变化分别见表3和图6。
- **表3**：不同渗透率自然岩心的注水能力和堵塞性能评估结果。
- **图6**：不同渗透率岩心排驱过程中的压力差变化曲线。三个代表性自然岩心在初次水驱阶段的稳定压力差分别为1.16 MPa、0.89 MPa和0.65 MPa；系统注入阶段的压力差分别增加到1.98 MPa、1.23 MPa和1.15 MPa。整个过程中未出现异常峰值或持续失控的升高，表明组合系统可持续作用于渗透率范围为1.76至7.02 mD的岩心。

在随后的水驱阶段出现了更显著的变化。三个岩心的P3值分别达到5.96 MPa、4.23 MPa和2.65 MPa，均显著高于相应的P1值。化学处理前的水渗透率分别为0.30 mD、0.39 mD和0.62 mD，处理后降低至0.06 mD、0.08 mD和0.15 mD，堵塞率分别为80.54%、78.96%和75.47%。压力增加不是瞬态现象，而是在系统作用后持续存在的阻力响应，为后续扫驱提供了基础。尽管自然岩心实验确认了系统在测试渗透率范围内的注水能力和堵塞响应，但在更广泛的现场应用前，仍需进一步评估其长期抗蚀性、热稳定性和耐盐性以及持续的堵塞能力。

**3.3. 段塞参数的响应面优化**
Box–Behnken实验结果和回归模型的方差分析（ANOVA）分别见表4和表5。
- **表4**：Box–Behnken设计与提高采收率（EOR）的结果。
- **表5**：响应面回归模型的ANOVA结果。在基于编码因子的二次回归模型中，A、B和C分别代表剖面控制段塞体积、油驱段塞体积和注入速率的编码值。ANOVA结果显示整体模型高度显著（p < 0.0001），拟合不足不显著（p = 0.0790）。R2、调整后R2和预测R2分别为0.9961、0.9911和0.9498，表明模型具有良好的拟合精度和预测能力。在线性项中，油驱段塞体积和注入速率达到显著水平；在二次项中，A2、B2和C2均显著，其中B2和C2对响应值的影响最大。本研究未使用单独的外部验证岩心集，因此通过Box–Behnken设计的内部统计诊断方法（包括重复中心点试验、ANOVA、拟合不足检验、R2、调整后R2和预测R2）评估了响应面模型的可靠性。

因子交互作用对EOR大小的影响见**图7**。三维响应面表明，三个因子都有适宜的取值范围，但数值过大并不一定带来更好的性能。当剖面控制段塞体积过小时，主流通道的抑制效果不足；过大时，近井筒区域的滞留增加，阻碍后续油驱段塞向更深区域的渗透。当油驱段塞体积过小时，新扫过区域的洗油效果不佳；随着段塞体积的增大，增量油的贡献趋于平稳。若注入速率过低，系统推进不足；过高时，流体容易沿原有高渗透性路径快速移动，削弱流体改道和扫驱效果。在三个因素的综合作用下，响应值在调查范围内的中心区域呈较高值，在边缘区域呈较低值。

从模型得到的最佳参数组合为：剖面控制段塞体积=0.41 PV，油驱段塞体积=0.61 PV，注入速率=0.19 mL/min。在此条件下，模型预测的提高采收率（EOR）为18.52%，综合优选度为0.942。这种组合没有将任何单一因素推向极端，而是平衡了剖面控制规模、油驱规模和推进速度。五次重复中心点试验的EOR增量分别为18.29%、18.91%、18.42%、18.45%和18.27%，平均值为18.47%，标准差约为0.26个百分点。中心点平均值的95%置信区间约为18.14–18.80%。模型预测的最佳值18.52%位于该区间内，接近实验观察到的中心点平均值。

响应面在优化参数空间的中心区域相对平坦，表明偏离优化组合的程度不会导致EOR的急剧下降。然而，当参数接近设计空间边界时，尤其是油驱段塞体积和注入速率时，EOR会下降，这反映在显著的二次项B2和C2上。**现场实施和阶段响应：井参数设计**

A井组的净油层厚度为6.5米，设计总注入量为4200立方米；B井组的净油层厚度为10米，设计总注入量为6500立方米。剖面控制系统和石油驱替系统分阶段注入，体积比根据实验室优化结果（0.41 PV:0.61 PV）调整为大约4:6。实验室基于PV的结果并未直接应用于整个水库孔隙体积，而是使用优化的PV比率来确定现场设计中剖面控制剂和石油驱替剂的相对比例。绝对的现场注入量是根据注入器周围的有效处理孔隙体积估算的，考虑了设计处理半径、有效油层厚度、平均孔隙度和方向连通性系数。累计注入量以质量为单位报告，因为这是现场操作的标准计量单位，并且可以通过注入水系统的密度转换为体积。对于A井组，剖面控制剂体积为1500立方米，石油驱替剂体积为2700立方米；对于B井组，剖面控制剂体积为2400立方米，石油驱替剂体积为4100立方米。设计注入周期为120天。剖面控制剂的最高操作压力为10 MPa，石油驱替剂的最高操作压力为11 MPa。考虑到井组控制范围、注入能力和操作条件，实验室优化结果（0.2 mL/min）被调整为现场注入速率40–50立方米/天。

现场实施统计数据见表6，阶段注入性能见图8。

自2025年8月28日起，两台注入器分批注入。A注入器的累计注入量为41,898千克，其中剖面控制系统16,380千克，石油驱替系统25,518千克；B注入器的累计注入量为61,472千克，其中剖面控制系统25,220千克，石油驱替系统36,252千克。两口井的注入压力分别保持在5.0–8.8 MPa和4.2–6.7 MPa范围内，总体上没有异常波动，表明系统满足现场注入分配条件。

A井组生产井的动态变化见图9。注入A注入器后的生产井生产性能曲线显示：(a) A-1井；(b) A-2井。注入A注入器后，水注入能力指数曲线整体上升，压力下降曲线保持在较高水平。相应的生产井A-1的日实际石油产量曲线始终高于处理前的下降趋势线，而A-2井在日液体产量恢复后也保持了高水平。A井组已经出现了从注入端到生产端的阶段响应。

B井组生产井的动态变化见图10。注入B注入器后的生产井生产性能曲线显示：(a) B-1生产井；(b) B-2生产井。B-1和B-2生产井的日石油产量曲线也高于原始下降趋势线。尽管含水率仍然较高，但并未继续显著上升。B井组的响应幅度不如A井组集中，但处理后的生产趋势已经偏离了原始下降轨迹。

从整个井组指标来看，处理后井组的注入压力从5.8 MPa升至7.0 MPa，日液体产量从86立方米/天增加到105立方米/天，日石油产量从6.6吨/天增加到7.0吨/天，综合含水率从90.6%降至85.3%，月下降率从0.5%降至0.2%。这些变化表明系统进入地层后，原始通道的流体导电性被抑制，注入流体的分布和生产响应得到了调整。

当前结果表明，该系统具有良好的注入能力和广阔的现场应用潜力。然而，仍需要更长期的动态数据、注入剖面信息和井间连通特性来进一步评估其放大边界和可持续性。由于没有未处理的对照井组，不能完全排除水库异质性、操作调整以及先前水驱效果的延迟影响。

**结论**

(1) 在初次水驱之后，主导通道得以显现，剩余石油主要以团块、柱状和连续油体的形式存在于孔隙喉部狭窄处、死胡同和未扫过区域。HK-0417降低了高渗透率路径的流体导电性优势，导致流线发生偏转；在弱扫过区域中的连续油体被破碎成团块和孤立岛屿，从而扩大了扫过范围。ALT-603仅减少了附着在孔壁上的石油和困在已经扫过区域内的孔隙喉部中的石油，而未扫过区域基本保持不变。组合系统同时实现了流线扩展和剩余石油减少：注入流体重新分配到弱扫过区域，大块连续油体被破碎和分散，扫过效率和石油驱替效率均优于单独的剂。本研究中讨论的协同机制主要由微观位移行为、压力响应特性、堵塞率和单一剂与组合系统之间的比较性能支持。应进一步整合更多定量指标，如界面张力、润湿性变化、阻力因素和残余阻力因素，以加强机制解释。

(2) 组合系统在天然低渗透率岩心中表现出良好的注入能力，并获得了一组优化注入参数。在天然岩心驱替实验中，系统的注入压力差在渗透率范围为1.76至7.02 mD的岩心中通常是可控的，随后的水驱过程中的堵塞率达到75.47–80.54%，表明其具有良好的注入能力和持续的流动阻力。通过响应面优化，确定了最佳参数组合：剖面控制剂体积 = 0.41 PV，石油驱替剂体积 = 0.61 PV，注入速率 = 0.19 mL/min。该模型预测在这种条件下化学驱替的提高石油采收率（EOR）为18.52%。

(3) 现场试验中观察到了明显的阶段响应。两台注入器的累计注入量分别为41,898千克和61,472千克，注入压力分别保持在5.0–8.8 MPa和4.2–6.7 MPa范围内，表明现场注入分配总体稳定。处理后，井组注入压力从5.8 MPa升至7.0 MPa，日液体产量从86立方米/天增加到105立方米/天，日石油产量从6.6吨/天增加到7.0吨/天，含水率从90.6%降至85.3%，月下降率从0.5%降至0.2%。相应生产井的实际日石油产量曲线始终高于处理前的下降趋势线，日液体产量得到恢复并保持稳定。这种技术方法在测试井组中展示了明显的阶段响应和广阔的应用潜力。