预交联凝胶储层保护液抗温（150℃）、抗压（29.4MPa）、抗盐（30×104mg/L），具有保质期长、泵注性能好、完井解堵快等优点，可直接用消防水或油田水配制。目前，已在6口维护作业井中应用效果显著。
该厂雅克拉、大涝坝、轮台区块碎屑岩凝析气田储层埋藏深、高温、高含CO2及高矿化度等特点，现地层压力系数0.75~0.9MPa、综合含水3%-47%。生产层位主要为白垩纱及下第三系，岩性均是粉一细砂岩、细一中粒砂岩的石英砂岩，孔隙式胶结，呈钙质和泥质胶结物。在修完井过程，压井液漏失对储层造成水锁、渗透率及产能恢复率降低现象，且气举成本高、气井停躺。
该厂前期使用降低滤失和提高配伍性储层保护液，在开采初期，随着压力降低，作业时井筒液柱与地层压差增大，出漏失量大、成本高等原因，不能满足中低压气井储层保护需求。因此，解决适用中低压气井的新型储层保护液技术成为一项难题。
2016年6月，该厂开发技术人员根据储层保护液性能要求、主要配方、工作机理及性能指标，自主研制预交联凝胶储层保护液。当年8月-9月份，在YK15井检管修井作业中，进行预交联凝胶保护液现场试验。过程中，井口最高压力18MPa，凝胶承受压力29.4 MPa，持续作业41天，漏失量2.6m3；油管连续气举下深3600m，气举12小时返排解堵成功，节约气举费用13万元/井次；生产19天压力恢复率达84.83%，产量恢复达82.97%，明显高于未使用储层保护液。
目前，分公司共有10多个凝析气藏，天然气地质储量715.4亿方，凝析油探明储量1991.7万吨，面临着开发中后期地层压力低、压井液漏失等问题，储层保护液将发挥巨大的作用。
