CN111594124A - 一种浅层致密油藏渗吸压裂方法、浅层致密油藏用压裂体系、免排渗吸压裂液 - Google Patents

一种浅层致密油藏渗吸压裂方法、浅层致密油藏用压裂体系、免排渗吸压裂液 Download PDF

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Abstract

本发明属于油田开采技术领域，具体涉及一种浅层致密油藏渗吸压裂方法、浅层致密油藏用压裂体系、免排渗吸压裂液。压裂方法包括：包括以下步骤：(1)前置注入蓄能渗吸压裂液增加地层能量；所述蓄能渗吸压裂液由以下重量百分比的组分组成：渗吸促进剂0.5～1％、防膨剂1～2％，余量为水；(2)后置注入支撑剂和免排渗吸压裂液进行压裂施工；所述免排渗吸压裂液主要由以下重量百分含量的组分组成：增稠剂0.15～0.3％，交联剂0.15～0.2％，破胶剂0.04～0.08％，渗吸促进剂0.5～1％；步骤(1)、(2)中所述渗吸促进剂为降压增注用杂双子表面活性剂。本发明的压裂方法能充分发挥油水渗吸置换作用，提高采收率。

Description

一种浅层致密油藏渗吸压裂方法、浅层致密油藏用压裂体系、 免排渗吸压裂液
技术领域
本发明属于油田开采技术领域，具体涉及一种浅层致密油藏渗吸压裂方法、浅层致密油藏用压裂体系、免排渗吸压裂液。
背景技术
浅层致密油藏埋藏浅(200-1500m)、储层温度低、物性极差、渗流能力低，属于典型的低孔、低渗、低压的油藏。储层能量低，油井几乎无自然产能，压裂是使其增产、稳产的重要手段。
浅层致密油藏压裂改造施工与普通的中深层油藏相比较为复杂，主要表现在：(1)储层的渗透率非常低，现有的压裂液即便在很高的注入压力下也很难注入，压裂施工的效果不明显；(2)储层温度低，压裂液在储层中破胶困难，造成压后液体返排困难，导致对储层的二次伤害较大。
传统压裂工艺，主要采用羟丙基瓜尔胶压裂液，压裂后闷井反应4小时进行放喷、开抽返排压裂液，然后生产。对于低压低能油井，产量递减快，采收率低。例如河南渭北油田长3储层埋深300～650m，平均孔隙度12.2％，平均渗透率0.76mD，以微细喉-微喉为主；油层温度30℃左右，地层压力系数仅0.65。压裂后见油时间长，见油返排率低，水平井平均见油时间28.3天，平均见油返排率31.9％，定向井平均见油时间26.6天，平均见油返排率47.9％。压裂后投产3个月产量递减40％～50％，采出程度仅1.8％。
改进的压裂方法，如申请公布号为CN110173251A的中国发明专利申请提供一种压裂方法，使用CO2辅助蓄能，提高地层能量，促进地层中原油的溶解与流动，并且在携砂阶段滑溜水压裂液中添加高效渗吸剂改善地层润湿性，进一步提高原油采收率，但采用该压裂方法压裂施工、闷井后需要返排，返排率为16.8％，仍存在返排率低的问题。
针对浅层致密油藏，现有的压裂液无法提高低压低能油井产能并延长稳产时间，并且现有的压裂液施工后需要返排，返排率低且工艺复杂。
发明内容
本发明的目的在于提供一种浅层致密油藏渗吸压裂方法，以解决目前浅层致密油藏压裂改造施工难度大且效果差的问题，该渗吸压裂方法中所使用的压裂液不仅能够造缝携砂，而且具有驱油效果，压裂施工后无需返排。
本发明的第二个目的是提供一种浅层致密油藏用压裂体系，以解决现有压裂施工时使用CO2蓄能需要新增专门的设备、工艺复杂且压裂施工后需要返排、返排率低的问题。
本发明的第三个目的是提供一种浅层致密油藏用免排渗吸压裂液，以解决使用现有压裂液进行压裂施工后需要返排、返排率低的问题。
为实现上述目的，本发明的浅层致密油藏渗吸压裂方法的具体技术方案为：
一种浅层致密油藏渗吸压裂方法，包括以下步骤：(1)前置注入蓄能渗吸压裂液增加地层能量；所述蓄能渗吸压裂液由以下重量百分比的组分组成：渗吸促进剂0.5～1％、防膨剂1～2％，余量为水；(2)后置注入支撑剂和免排渗吸压裂液进行压裂施工；所述免排渗吸压裂液主要由以下重量百分含量的组分组成：增稠剂0.15～0.3％，交联剂0.15～0.2％，破胶剂0.04～0.08％，渗吸促进剂0.5～1％；步骤(1)、(2)中所述渗吸促进剂为降压增注用杂双子表面活性剂。
本发明的渗吸压裂方法改变传统压裂工艺，使用一种由蓄能渗吸压裂液和免排渗吸压裂液组成压裂体系，蓄能渗吸压裂液的表面张力为24.0mN/m，界面张力为0.2mN/m，无残渣；免排渗吸压裂液在25～50℃、170s-1下剪切60min后粘度在40mPa·s以上，不同温度下性能均较好，破胶液粘度≤5mPa·s，残渣含量≤180mg/L，表面张力为24.16mN/m，界面张力为0.28mN/m。本发明的免排渗吸压裂液具有残渣低、张力低的优点，对岩心伤害率小于15％，与常规压裂液相比，增稠剂用量降低30％左右，残渣含量降低50％，界面张力降低60％，渗吸率提高27个百分点，特别适应于浅层致密油藏。
本发明的渗吸压裂方法的渗吸增产机理为：①压裂液扩散：在压裂体系注入及闷井期间，蓄能渗吸压裂液加快油水置换速度，激活天然裂缝；闷井时，储层处于高压状态，随着蓄能渗吸压裂液和破胶液的运移，压力向四周扩散，增大压裂液波及面积；②渗吸作用：闷井期间，压裂液不断向四周渗透，其接触的含油基质体积增加，储层含油基质与蓄能渗吸压裂液及破胶液间不断发生渗吸替换，并不断向裂缝中运移，增加原油产量。
本发明的渗吸压裂方法中渗吸促进剂的主要成分为杂双子表面活性剂，其可自由进入孔喉，深入孔隙内部，因其具有亲水和亲油基团和较低的界面张力和良好的润湿性能，可改变岩石表面润湿性，由亲油转变为亲水，通过“增溶、剥离、包裹、托举”等增效作用，大幅提升油膜剥离与油水置换效率。
本发明的压裂方法将界面张力低的蓄能渗吸压裂液注入储层，能够增加地层能量，充分发挥油水渗吸置换作用，有利于储层孔隙及裂缝空间中赋存的油从储层中产出，从而提高油气采收率。这种渗吸压裂液不仅能够满足压裂过程中造缝、携砂的性能要求，还具有驱油效果，压裂施工结束后，压裂液与地层液体随油一起产出，既解决了目前压裂液返排率低、返排难的技术问题，又实现了良好的驱油效果，具有重要的实际应用价值。
步骤(2)中所述增稠剂为羟丙基瓜尔胶GRT-11或CJ2-6中的一种，所述交联剂为有机硼交联剂，所述破胶剂为过硫酸铵，为促进压裂施工后的破胶、排液，所述免排渗吸压裂液还包括低温破胶激活剂。
进一步的，步骤(2)中所述免排渗吸压裂液还包括助排剂、防膨剂、杀菌剂，以更好地促进压裂施工后压裂液的排出。
进一步优选的，所述免排渗吸压裂液由以下重量百分比的组分组成：增稠剂0.15～ 0.3％、杀菌剂0.1～0.3％、防膨剂1～2％、低温破胶激活剂0.2～0.5％、助排剂0.2～0.3％、渗吸促进剂0.5～1％、交联剂0.15～0.2％、破胶剂0.04～0.08％，余量为水。
优选的，所述防膨剂为氯化钾，根据储层粘土含量调整添加量，粘土含量小于10％取低限，大于10％取高限。
优选的，所述增稠剂根据储层温度调整添加量，低于30℃取低限，高于30℃取高限。
优选的，所述杀菌剂为工业甲醛。
优选的，所述助排剂为压裂用助排剂，型号为TOF-1(氟碳类)或常温助排剂中的一种。
优选的，型号为CG-200A，主要成分为硼酸酯，市售品，根据储层温度调整添加量，低于30℃取低限，高于30℃取高限。
优选的，所述破胶剂根据储层温度调整添加量范围，施工时阶梯加入。
为充分发挥渗吸压裂、驱油置换作用，步骤(1)中所述蓄能渗吸压裂液、步骤(2)中所述免排渗吸压裂液的体积比为0.6～1:1～0.6。
进一步的，步骤(2)中每200m3的免排渗吸压裂液对应的支撑剂的用量为40～55吨。
本发明的渗吸压裂液适用于深度小于1000m、渗透率小于1mD的浅层致密油藏。
压裂施工包括闷井，所述闷井的时间为7～30天，根据储层渗透率高低调整闷井时间，渗透率高取低限，渗透率低取高限，以充分发挥渗吸作用，使致密储层中油水置换，然后正常生产，能够提高压裂增产效果，提高开采时的采收率，可满足浅层致密油藏增产改造的要求。
本发明提供的浅层致密油藏用压裂体系的具体技术方案为：
一种浅层致密油藏用压裂体系，所述压裂体系由蓄能渗吸压裂液和免排渗吸压裂液组成，所述蓄能渗吸压裂液由以下重量百分比的组分组成：渗吸促进剂0.5～1％、防膨剂1～ 2％，余量为水；所述免排渗吸压裂液主要由以下重量百分含量的组分组成：增稠剂0.15～ 0.3％，交联剂0.15～0.2％，破胶剂0.04～0.08％，渗吸促进剂0.5～1％，所述蓄能渗吸压裂液和免排渗吸压裂液中的渗吸促进剂为降压增注用杂双子表面活性剂。
本发明的浅层致密油藏用压裂体系中，蓄能渗吸压裂液表、界面张力较低，注入地层后能够加快细孔中油水置换速度、增加地层能量，免排渗吸压裂液具有较大的波及面积，并且能够进一步促进油水渗吸置换，增加原油产量。
本发明提供的浅层致密油藏用免排渗吸压裂液的具体技术方案为：
本发明的浅层致密油藏用免排渗吸压裂液，所述免排渗吸压裂液主要由以下重量百分含量的组分组成：增稠剂0.15～0.3％，交联剂0.15～0.2％，破胶剂0.04～0.08％，渗吸促进剂0.5～1％，所述渗吸促进剂为降压增注用杂双子表面活性剂。
对于油层压力系数大于0.85，不需要增能的储层，可以单独使用上述免排渗吸压裂液作为压裂液进行压裂施工，通过油水渗吸置换作用，提高采收率。
附图说明
图1为本发明实施例1的浅层致密油藏免排渗吸压裂液在30℃时的温耐剪切性能图；
图2为本发明实施例5的浅层致密油藏免排渗吸压裂液在40℃时的温耐剪切性能图；
图3为本发明实施例1的免排渗吸压裂液与常规压裂液的室内实验对比图；
其中，图1、图2中，曲线1代表温度，曲线2代表粘度。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明的技术方案作进一步说明。
以下实施例中：
增稠剂为市售品，生产厂家为东营嘉颐化工有限公司或庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司咸阳分公司；
助排剂为市售品，生产厂家为庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司咸阳分公司或山东胜利方圆实业集团有限公司；
低温破胶激活剂为市售品，生产厂家为山东东营信德化工有限责任公司或陕西蓝鑫化工有限公司；
交联剂为市售品，生产厂家为东营嘉颐化工有限公司；
渗吸促进剂为市售的降压增注用表面活性剂，生产厂家为东营东方化学工业有限公司；
水为油田水源井水或油田当地河水。
一、本发明的浅层致密油藏渗吸压裂方法的具体实施例
实施例1
本实施例的压裂方法，对渭北油田致密油藏的需要增能的某储层的1号井进行压裂改造，该储层中部深度为382m，孔隙度为13％，渗透率为0.41mD，油层温度为30℃，压力系数为0.65，使用的压裂液由蓄能渗吸压裂液和免排渗吸压裂液组成。
蓄能渗吸压裂液由以下重量百分比的组分组成：渗吸促进剂1％、防膨剂氯化钾1％，余量为水。
蓄能渗吸压裂液的配制方法为：将配方量的水加入50m3的配液罐中，用400型泵车循环，泵车上水管线连接到配液罐一侧下部的出水口，出水管线连接到配液罐另一侧上部的入水口，在出水管线上串联喷射泵，循环时在喷射泵吸入口产生负压，边循环边依次用喷射泵吸入配方量的防膨剂、渗吸促进剂，继续循环30分钟，即得。
免排渗吸压裂液由以下重量百分比的组分组成：增稠剂羟丙基瓜尔胶(型号为GRT-11) 0.2％、杀菌剂工业甲醛0.1％、防膨剂氯化钾1％、低温破胶激活剂(型号为LX2009，主要成分为亚硫酸钠)0.2％、压裂用助排剂(型号为TOF-1，氟碳类)0.2％、渗吸促进剂0.5％、有机硼交联剂(型号为G-200A)0.15％、破胶剂过硫酸铵0.08％，余量为水。
免排渗吸压裂液的配制方法为：
1)基液的配制：将配方量的水加入50m3的配液罐中，用400型泵车循环，泵车上水管线连接到配液罐一侧下部的出水口，出水管线连接到配液罐另一侧上部的入水口，在出水管线上串联喷射泵，循环时在喷射泵吸入口产生负压，边循环边依次用喷射泵吸入配方量的防膨剂、低温破胶激活剂、杀菌剂、增稠剂、渗吸促进剂、助排剂，继续循环50分钟，即得基液；
2)施工时在混砂车上根据施工排量向基液中加入配方量的交联剂，同时根据压裂施工时间按0.04％-0.06％-0.08％由低到高阶梯加入破胶剂，具体的加入方法可参考现有技术，不再赘述。
本实施例的浅层致密油藏渗吸压裂方法的具体过程为：
(1)将200m3的蓄能渗吸压裂液以3.5m3/min的排量前置注入；
(2)将194.2m3的免排渗吸压裂液和30.6m3的支撑剂以4m3/min的排量注入，累计加入石英砂支撑剂30.6m3，共48吨，压裂后闷井15天，放喷后换生产管柱开抽生产。
实施例2
本实施例的压裂方法，对渭北油田致密油藏的需要增能的某储层的2号井进行压裂改造，该储层中部深度为412m，孔隙度为12％，渗透率为0.43mD，油层温度为30℃，压力系数为0.6，使用的压裂液由蓄能渗吸压裂液和免排渗吸压裂液组成。
蓄能渗吸压裂液由以下重量百分比的组分组成：渗吸促进剂1％、防膨剂氯化钾2％，余量为水。
蓄能渗吸压裂液的配制方法与实施例1中的相同，不再赘述。
免排渗吸压裂液由以下重量百分比的组分组成：增稠剂羟丙基瓜尔胶(型号为GRT-11) 0.25％、杀菌剂工业甲醛0.1％、防膨剂氯化钾2％、低温破胶激活剂(型号为LX2009，主要成分为亚硫酸钠)0.2％、压裂用助排剂(型号为TOF-1，氟碳类)0.2％、渗吸促进剂0.5％、有机硼交联剂(型号为G-200A)0.2％、破胶剂过硫酸铵0.08％，余量为水。
免排渗吸压裂液的配制方法与实施例1中的相同，不再赘述。
本实施例的浅层致密油藏渗吸压裂方法的具体过程为：
(1)将240m3的蓄能渗吸压裂液以3.5m3/min的排量前置注入；
(2)将240m3的免排渗吸压裂液以4m3/min的排量注入；累计加入石英砂支撑剂33m3，共52.8吨；按压裂基本工序注入，压裂后闷井15天，放喷后换生产管柱开抽生产。
实施例3
本实施例的压裂方法，对渭北油田致密油藏的需要增能的某储层的3号井进行压裂改造，该储层中部深度为523m，孔隙度为12.3％，渗透率为0.56mD，油层温度为34℃，压力系数为0.49，使用实施例1中的蓄能渗吸压裂液和免排渗吸压裂液。
本实施例的浅层致密油藏渗吸压裂方法的具体过程为：
(1)将240m3的蓄能渗吸压裂液以3.5m3/min的排量前置注入；
(2)将220m3的免排渗吸压裂液以4m3/min的排量注入；累计加入石英砂支撑剂28.5m3，共45.6吨；按压裂基本工序注入，压裂后闷井15天，放喷后换生产管柱开抽生产。
实施例4
本实施例的压裂方法，对渭北油田致密油藏的需要增能的某储层的4号井进行压裂改造，该储层中部深度为680m，孔隙度为11.8％，渗透率为0.46mD，油层温度为39℃，压力系数为0.59，使用实施例1中的免排渗吸压裂液。
本实施例的浅层致密油藏渗吸压裂方法的具体过程为：
(1)将240m3的蓄能渗吸压裂液以3.5m3/min的排量前置注入；
(2)将230m3的免排渗吸压裂液以4m3/min的排量注入；累计加入石英砂支撑剂31m3，共49.6吨；按压裂基本工序注入，压裂后闷井15天，放喷后换生产管柱开抽生产。
实施例5
本实施例的压裂方法，对渭北油田致密油藏的需要增能的某储层的5号井进行压裂改造，该储层中部深度为705m，孔隙度为12.37％，渗透率为0.77mD，油层温度为40℃，压力系数为0.86，使用实施例1中的免排渗吸压裂液。
本实施例的浅层致密油藏渗吸压裂方法的具体过程为：
将100m3的免排渗吸压裂液作为前置液以3.5m3/min的排量注入；然后将165m3的免排渗吸压裂液作为携砂液以4m3/min的排量注入，累计加入石英砂支撑剂32.2m3，共51.52吨；最后以4m3/min的排量注入3.5m3顶替液(压裂施工中常用的顶替液即可)。压裂后闷井7天，放喷后换生产管柱开抽生产。
在其他实施例中，增稠剂、杀菌剂、防膨剂、低温破胶激活剂、助排剂、交联剂、破胶剂可以采用现有技术中公开的相应成分进行替换。
在其他实施例中，蓄能渗吸压裂液、免排渗吸压裂液的制备方法均可参照实施例1-2 中的方法进行，配液罐中50m3液体一般循环30～50分钟。
二、本发明的浅层致密油藏用压裂体系的具体实施例
实施例6
本实施例的浅层致密油藏用压裂体系，由实施例1中的蓄能渗吸压裂液和免排渗吸压裂液组成，其组成和制备方法不再赘述。
实施例7
本实施例的浅层致密油藏用压裂体系，由实施例2中的蓄能渗吸压裂液和免排渗吸压裂液组成，其组成和制备方法不再赘述。
三、本发明的浅层致密油藏用免排渗吸压裂液的具体实施例
实施例8
本实施例的浅层致密油藏用免排渗吸压裂液，为实施例1中的免排渗吸压裂液组成，其组成和制备方法不再赘述。
四、实验例
对本发明实施例1中的免排渗吸压裂液在30℃条件下的温耐剪切性能进行检测，检测结果如图1所示，从图中可以看出，该免排渗吸压裂液在30℃，170s-1，剪切60min条件下的尾粘是47mPa·s，说明该免排渗吸压裂液具有较好的耐温耐剪切性能。
对本发明实施例5的免排渗吸压裂液在40℃条件下的温耐剪切性能进行检测，检测结果如图2所示，从图中可以看出，该免排渗吸压裂液在40℃，170s-1，剪切60min条件下的尾粘是61mPa·s，说明该免排渗吸压裂液也具有较好的耐温耐剪切性能。
对本发明实施例1的中的免排渗吸压裂液进行室内实验，实验过程为：首先配制免排渗吸压裂液，密闭放置于水浴锅中，30℃恒温4h使其完全破胶，取破胶液测定其表面张力、界面张力、接触角、渗吸效率。渗吸效率实验过程为：制作小岩心柱2个(在岩心上平行钻取2个
Figure BDA0002509239850000082
小岩心柱)，造缝，称重，抽真空饱和氟油再称重，计算饱和氟油量，将小岩心柱放入渗吸瓶中，充满破胶液，记录不同时间时的氟油渗吸量，从而计算出渗吸效率。实验结果表明：免排渗吸压裂液中加入0.5％的渗吸促进剂，体系的表面张力24.16mN/m、界面张力0.28mN/m，与常规压裂液(以质量百分含量计，组成为：0.35％羟丙基瓜尔胶+0.3％甲醛+1％氯化钾+0.2％压裂用助排剂+0.3％硼砂+0.06％过硫酸胺)相比，可使渭北岩心油滴接触角由30°增至132°，渗吸效率由10.2％提高到37.2％，实验结果见图3，72小时出现拐点，168小时之后基本不变，能够达到提高渗吸驱油的目的。
采用实施例1-5中的浅层致密油藏渗吸压裂方法分别对渭北油田致密油藏的1-5号井井进行压裂施工改造，压裂改造前后生产情况对比见表1。
表1浅层致密油藏渗吸压裂方法压裂改造前后生产情况对比
Figure BDA0002509239850000081
注：表1中“/”表示不进行闷井操作；动液面为液面距井口的距离。
由上表可以看出，使用本发明的浅层致密油藏渗吸压裂方法对渭北油田致密油藏的5 口井进行压裂施工改造后，均取得了较好的改造效果，增产倍数均超过2倍，日产液量、日产油量均有较大幅度增加，动液面上升，说明储层中流体的流动性得到了改善，本发明的渗吸压裂方法具有较好的增产效果。

Claims (10)

1.一种浅层致密油藏渗吸压裂方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)前置注入蓄能渗吸压裂液增加地层能量；所述蓄能渗吸压裂液由以下重量百分比的组分组成：渗吸促进剂0.5～1％、防膨剂1～2％，余量为水；
(2)后置注入支撑剂和免排渗吸压裂液进行压裂施工；所述免排渗吸压裂液主要由以下重量百分含量的组分组成：增稠剂0.15～0.3％，交联剂0.15～0.2％，破胶剂0.04～0.08％，渗吸促进剂0.5～1％；
步骤(1)、(2)中所述渗吸促进剂为降压增注用杂双子表面活性剂。
2.根据权利要求1所述的浅层致密油藏渗吸压裂方法，其特征在于，步骤(2)中所述增稠剂为羟丙基瓜尔胶GRT-11或CJ2-6中的一种，所述交联剂为有机硼交联剂，所述破胶剂为过硫酸铵，所述免排渗吸压裂液还包括低温破胶激活剂。
3.根据权利要求1所述的浅层致密油藏渗吸压裂方法，其特征在于，步骤(2)中所述免排渗吸压裂液还包括助排剂、防膨剂、杀菌剂。
4.根据权利要求1所述的浅层致密油藏渗吸压裂方法，其特征在于，步骤(2)中所述免排渗吸压裂液由以下重量百分比的组分组成：增稠剂0.15～0.3％、杀菌剂0.1～0.3％、防膨剂1～2％、低温破胶激活剂0.2～0.5％、助排剂0.2～0.3％、渗吸促进剂0.5～1％、交联剂0.15～0.2％、破胶剂0.04～0.08％，余量为水。
5.根据权利要求1所述的浅层致密油藏渗吸压裂方法，其特征在于，步骤(1)中所述蓄能渗吸压裂液、步骤(2)中所述免排渗吸压裂液的体积比为0.6～1:1～0.6。
6.根据权利要求1所述的浅层致密油藏渗吸压裂方法，其特征在于，步骤(2)中每200m3的免排渗吸压裂液对应的支撑剂的用量为40～55吨。
7.根据权利要求1-6中任一项所述的浅层致密油藏渗吸压裂方法，其特征在于，所述浅层致密油藏的深度小于1000m，渗透率小于1mD。
8.根据权利要求1-6中任一项所述的浅层致密油藏渗吸压裂方法，其特征在于，所述压裂施工包括闷井，所述闷井的时间为7～30天。
9.一种浅层致密油藏用压裂体系，其特征在于，所述压裂体系由蓄能渗吸压裂液和免排渗吸压裂液组成，所述蓄能渗吸压裂液由以下重量百分比的组分组成：渗吸促进剂0.5～1％、防膨剂1～2％，余量为水；所述免排渗吸压裂液主要由以下重量百分含量的组分组成：增稠剂0.15～0.3％，交联剂0.15～0.2％，破胶剂0.04～0.08％，渗吸促进剂0.5～1％，所述蓄能渗吸压裂液和免排渗吸压裂液中的渗吸促进剂为降压增注用杂双子表面活性剂。
10.一种浅层致密油藏用免排渗吸压裂液，其特征在于，所述免排渗吸压裂液主要由以下重量百分含量的组分组成：增稠剂0.15～0.3％，交联剂0.15～0.2％，破胶剂0.04～0.08％，渗吸促进剂0.5～1％，所述渗吸促进剂为降压增注用杂双子表面活性剂。
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