水平井段内多裂缝压裂用暂堵剂评价报告
水平井化学堵水剂性能评价
收稿日期：2009-01-05基金项目：中国石油冀东油田分公司重大科研基金项目“边底水油藏水平井化学堵水技术研究”中的部分研究成果作者简介：孙玉龙（1983-），男，山西太原人，中国石油大学在读硕士研究生，研究方向为油气田开发、油田化学、提高采收率等。
第11卷第3期重庆科技学院学报（自然科学版）2009年6月水平井技术作为有效的增产技术[1]之一，开采产量高，其收益远大于钻井和完井费用，在重油和厚油层开采中比直井更受重视，在油田开发中得到了广泛应用。
但由于井身结构的原因，水平井在开采过程中更易出现产水过多现象，随着水平井开发时间的延长和生产压差下降等原因，水平井产水大幅度上升，部分水平井产水已达90%以上，而且水平井找水难度大，准确率低，成本高，进行机械堵水很难实现，因此需要研究包括笼统注入的化学堵水技术在内的水平井控水稳油方法，以延长水平井的稳产期，进一步提高开发效果。
化学剂技术是水平井堵水，甚至是整个油田化学领域中最活跃的技术[2]，选择一种合适的化学堵水剂对油层进行堵水处理迫在眉睫。
在堵水处理过程中要满足3个原则：确定调堵处理的安全性,不引起短期或长期的环境污染；防止伤害油层，包括化学剂进入错误层引起的直接伤害和化学剂段塞引发的间接伤害；保证溶液在进入目的层和所需深度之前不成胶，处于易流动状态。
本文对接枝聚合体系和CS 封堵体系两种堵水剂进行了性能评价和驱油效果评价，对指导这两种化学堵水剂在现场的应用具有一定的参考价值。
1实验装置与步骤1.1实验设备与材料（1）岩心流动实验装置：平流泵(2PB00C)、手动高压泵、真空泵、中间容器、流体采集器、恒温箱、水平井开采模型。
（2）实验测试系统：压力测试系统。
（3）实验材料：30cm 长人造岩心（规格4.5cm ×4.5cm ×30cm ）、3760mg/L 地层水、接枝聚合体系化学堵水剂、CS 化学堵水剂。
摘要：由于水平井作业工艺复杂，找水难度大，准确率低且成本高，机械堵水很难实现，因此找到一种生产合成方便，性能稳定，适应性强，施工工艺简单的化学堵水剂已成为一个迫切的任务。
压裂作业总结汇报
压裂作业总结汇报压裂作业总结报告一、引言压裂作业是一种用高压液体将高分子聚合物等流体注入地层裂缝中，以增加地层裂缝的宽度和长度，从而提高油气储层的产能和采收率的作业技术。
本报告旨在总结压裂作业的实施情况，评估作业效果，并提出改进建议。
二、作业概述本次压裂作业是在某油田的一个井位上进行的，选取了压裂液体配方，确定了作业参数，并安排了具体的施工方案。
作业过程中，按照方案进行了井口准备、液体配送、压裂泵驱动等操作步骤，并进行了相应的监测和控制。
三、作业效果评估在压裂作业结束后，我们进行了相应的作业效果评估。
通过监测和分析数据，得出以下评价结果：1. 地层裂缝扩展效果良好：通过地层监测仪器反馈的数据来看，压裂作业后地层裂缝的宽度和长度有明显的增加，符合预期效果。
2. 油气产能提升明显：压裂作业后，该井位的日产油量和日产气量有了明显的提升，说明压裂作业成功地提高了油气储层的产能和采收率。
3. 压裂液体稳定性较好：在作业过程中，压裂液体的密度、黏度等参数均稳定，未出现异常情况，说明压裂液体的配方合理，并得到了有效控制。
四、问题分析尽管压裂作业取得了一定的成功，但我们还是发现了一些问题：1. 作业过程中的设备故障：在压裂作业中，一些设备出现了故障，导致作业进度受到了影响。
这需要我们在后续作业中加强设备的维护和管理，提高设备的可靠性。
2. 压裂液体的配方存在不足：虽然压裂液体的稳定性较好，但在实施过程中，我们也发现了其配方存在一些不足之处，需要进一步优化和改进。
五、改进建议基于上述问题分析，我们针对性地提出以下改进建议：1. 设备维护和管理的加强：加强对压裂设备的定期维护和检修，提高设备的可靠性和稳定性，减少设备故障对作业进度的影响。
2. 压裂液体配方的优化：结合本次作业的实际情况，进一步优化压裂液体的配方，改善其性能，提高液体的适应能力和流变特性。
3. 优化施工方案：通过总结本次作业的经验，进一步优化压裂作业的施工方案，提高施工效率和作业质量。
压裂液性能评价实验报告模板
编号：2020142 实验报告
实验项目压裂液性能评价实验报告
委托单位
实验人
报告编写
报告页数 9
日期 2020年6月20日
审核人
盖章
压裂液性能评价实验报告
样品来源：盛昊瓜胶特级粉、一级粉；新乡玄泰添加剂样品
实验日期：2020/6/19-2020/6/20 分析日期：2020/6/20 实验一：瓜胶特级粉性能评价
图1 配方:2压裂液耐温耐剪切性能测试
图2 配方2压裂液流变参数测定（k=0.6783，n=0.4933）
图3 配方2压裂液60℃下破胶实验（左图为破胶前，右图为破胶后）
图4 配方3压裂液耐温耐剪切性能测试
图5 配方3压裂液流变参数测定（k=2.587，n=0.4129）
图6 配方3压裂液60℃下破胶实验（左图为破胶前，右图为破胶后）
实验二：瓜胶一级粉性能评价
图7 配方5压裂液耐温耐剪切性能测试
图8 配方5压裂液流变参数测定（k=1.572，n=0.5644）
图
9 配方5压裂液60℃下破胶实验（左图为破胶前，右图为破胶后）
4
未破胶
完全破胶
图10 配方6压裂液耐温耐剪切性能测试
图11 配方6压裂液流变参数测定（k=2.746，n=0.4397）
图12 配方6压裂液60℃下破胶实验（左图为破胶前，右图为破胶后）
实验三：低温活化剂性能评价
图13 40℃破胶实验，放入水浴前（左图为特级粉配方，右图为一级粉配方；各图中左烧杯为加入低温活化剂，右烧杯为不加低温活化剂）
图14 40℃破胶实验，水浴后（左图为特级粉配方，右图为一级粉配方；各图中左烧杯为加入低温活化剂，右烧杯为不加低温活化剂）。
暂堵压裂技术研究与现场报告
吐哈油田重复压裂技术研究报告一、立题依据与设计指导思想1、选题针对性：吐哈油田随着开发的深入，早期压裂的一类储层的水力裂缝已经失效或者产生堵塞，如鄯善油田91-93年整体压裂所形成的裂缝导流能力已从60μm2.cm降至97年的6μm2.cm，原有裂缝的渗透性能大大降低甚至失去作用。
同时，由于早期压裂改造规模不够，或者支撑裂缝短，或者裂缝导流能力低，这类井必须加大压裂规模继续延伸原有裂缝，或者提高砂比/砂量以增加裂缝导流能力，才能提高井的产能；另外，经过长时间的开采之后，早期压裂裂缝所控制的原油已基本采尽，远裂缝带的原油无法及时补充，且长时间的注水开采使得注水前沿向生产井推进，有些老裂缝已成为水的主要通道，这在很大程度上影响了生产井的产量。
因此，采取永久封堵老缝压开新裂缝的重复压裂技术：将原有裂缝堵死，重新压裂，在与原有裂缝呈一定角度方向上造新缝，这样既可堵水，又可增加采油量。
如果井的含水不高，可以采取暂时封堵老缝压开新裂缝的重复压裂技术：将原有裂缝堵死，重新压裂，在与原有裂缝呈一定角度方向上造新缝，施工结束后老裂缝堵剂自行解堵，生产时同时发挥老裂缝和重复压裂新裂缝的作用，获得更好的增产效果。
2、技术路线：该项目立项之后，根据项目计划，依据吐哈油田研究工区储层资料、压裂施工参数与压裂压力数据，确定油田开发初期地应力，考虑人工裂缝、生产过程对地应力场的影响，再结合最小水平主应力原理确定重复压裂裂缝延伸方式。
根据单井拟合分析结合正交设计原理研究不同参数对重复压裂生产动态的影响，确定重复压裂的技术界限。
第一步：进行理论研究：搞清裂缝转向的主要机理、裂缝转向的必要条件、油田就地应力参数及分布情况、压裂时机的选择等。
技术关键是裂缝转向条件、地应力参数确定及压裂时机的选择等方面的研究。
第二步：进行室内试验：主要是对暂堵剂的材质、用量、耐压强度、破碎率、突破压差、造壁性、封堵率、溶解性以及对地层的伤害性进性试验；技术关键是在室内取得暂堵剂耐压强度、突破压差及封堵率等方面的参数。
试论油田压裂用暂堵剂技术
试论油田压裂用暂堵剂技术随着对高含水低渗透油田开发力度的不断加大，油层压裂技术的要求逐渐提高，施工难度增加。
作为油田生产的处理技术之一，暂堵剂技术具有减小压裂施工难度、降低分段工具的使用次数、提升单元井段的使用效率等特点，因此得到广泛应用。
本文讨论了目前国内外油田压裂暂堵剂技术，总结各种暂堵剂的优缺点及其适用条件，并对暂堵剂的研究和应用提出发展建议。
标签：油田；暂堵剂；压裂酸化；可降解；自清洁我国低渗透油田拥有丰富石油地质储量，约占全国石油资源总量30%。
探明储量中，低渗透油藏比例占国家储量2/3以上，发展潜力巨大。
压裂改造后大多数低渗透油藏产量显著增加，但产量仍有限。
近年各主要油田在压裂施工中多采用多裂缝技术或裂缝转向技术，提高低渗透油藏的转化率，最大限度地提高油藏产量。
这项技术起决定性作用的即为暂堵剂，广泛用于油田生产，技术已相对成熟。
国内外针对暂堵剂研究和应用有数十年历史，1936年哈里博顿提出一种暂堵剂，主要成分为CaCl2盐。
随着堵水技术广泛应用，暂堵剂技术快速发展，聚合物和堵塞球应用最广泛，各自有其优点和缺点，适用不同情况。
1 新型暂堵剂类型1.1 压裂酸化暂堵剂压裂酸化措施可有效提高低渗透油田勘探的开发水平。
目前，压裂酸化目标层变得越来越复杂，因此对使用暂堵剂的要求更加严格。
用于压裂酸化施工的暂堵剂不仅抗压强度和韧性要好，而且同时还需要具备酸溶性和水溶性，以便最终可排回地层。
目前，国内通过研究已提出多种压裂酸化暂堵剂的试制方法，如由骨胶、磺化沥青、胍胶等组成的水溶性压裂酸化暂堵剂，当油水混合液体中油的含量低于50%，暂堵剂溶解度达到90%以上，承受压力高达22MPa；另外，由树脂、地蜡、碳酸钙等组成的新型酸化压裂暂堵剂，可用于油田深井中井段较长、跨度较大的压裂和酸化施工中。
此外，在沸腾造粒干燥器中，通过雾化喷雾制备微胶囊状细固体颗粒，外包装材料是石油树脂和地蜡的复合物，内部材料是碳酸钙和无机盐组成的固体颗粒，可在深井、长井段、高温中使用。
红河油田分段压裂水平井化学堵水模型评价及参数设计
红河油田分段压裂水平井化学堵水模型评价及参数设计符伟兵【摘要】红河油田长8、长9油藏采用水平井分段压裂开发方式,相比直井单井产量大幅提高,但由于水平井含水上升导致了产油快速下降,寻求一种适合红河油田水平井油藏及井况特点的化学堵水模型对提高高含水井治理效果至关重要.通过分析红河油田水平井出水原因及类型,明确了水平井出水特点,并建立了水平井化学堵水模型;通过室内实验评价及实验结果,设计出化学堵水最佳参数,为红河油田水平井治理提供了技术思路和方法.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2016(035)007【总页数】6页(P41-45,49)【关键词】红河油田;分段压裂水平井;化学堵水;参数设计【作者】符伟兵【作者单位】中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院,河南郑州450006【正文语种】中文【中图分类】TE357.11近几年，水平井以其单井控制储量大、开发成本低等显著优势成为油气田开发的重要技术。
华北油气分公司红河油田延长组长8、长9油藏经历了直井弹性开发、直注直采超前注水开发试验、水平井分段压裂弹性开发试验几个阶段后，最终形成了水平井分段压裂开发的规模上产模式。
水平井的应用对红河油田长8、长9特低渗透油藏规模上产至关重要，但同时也带来了诸如水平井堵水等技术难题。
相比于直井，由于水平井井身结构平行于油层，“一点见水”或“多点见水”容易发展成整个油井的“水淹”导致全井报废。
而且由于诸多因素，水平井堵水工艺选择和工艺参数设计存在巨大困难［1］。
1.1 红河油田高含水水平井油层原生水出水分析利用荧光显微、核磁共振、低渗透物理模拟实验等技术手段，研究了超低渗透油藏原始油水赋存规律，油水动用条件，储层非均质性对分段压裂水平井出水机理的影响，为高含水水平井分类及治理提供依据。
（1）综合利用荧光显微技术和核磁共振技术两方面对超低渗透储层原始油水赋存规律进行了研究，从微观角度说明了超低渗透油藏水平井开采过程中含水上升快的原因。
水平井段内多裂缝压裂用暂堵剂评价报告
企业简介东方宝麟科技发展（北京）有限公司，是国内独资石油专业技术服务公司，主要从事石油技术研发、现场服务与咨询业务，特色业务包括油藏增产措施、水平井建井优化、油气田开发经济评价及开发决策。
著名压裂大师Michael J. Economides和美国两院院士Christine A.Ehlig-Economides为公司董事及高级技术顾问，并与美国A&M大学和休斯顿大学是战略合作伙伴关系。
公司拥有裂缝性储层缝网压裂技术、非常规气藏（致密气、页岩气）体积压裂技术、低伤害胶塞控制压裂技术、CO2清洁压裂液技术、可降解纤维压裂液技术、超高温清洁压裂液技术、水平井段内多裂缝体积压裂技术、多井同步压裂技术等多项特色技术，公司还承担或参与体积压裂改造技术的理论研究、软件开发、压裂液体系研发、工艺创新等国内前沿先进压裂成套技术的科研工作。
目前公司在国内的主要客户有中国石油、中国石化、中海油、延长石油所属的各大油气田。
●技术原理裸眼水平井段内多裂缝控制技术是应用专用水溶性暂堵剂在压裂中暂堵前次缝或已加砂缝，从而造出新的裂缝。
控制技术的实施方法是在施工过程中实时地向地层中加入控制剂，该剂为粘弹性的固体小颗粒，遵循流体向阻力最小方向流动的原则，控制剂颗粒进入地层中的裂缝或高渗透层，在高渗透带产生滤饼桥堵，可以形成高于裂缝破裂压力的压差值,使后续工作液不能向裂缝和高渗透带进入，从而压裂液进入高应力区或新裂缝层，促使新缝的产生和支撑剂的铺置变化。
产生桥堵的控制剂在施工完成后溶于地层水或压裂液，不对地层产生污染。
针对不同储层特性、不同封堵控制的作用，经过拟合计算确定不同的有效用量。
通过特殊工艺技术,可实现支撑剂均匀分布在裂缝中、控制裂缝延伸有效长度、实现多裂缝的形成、实现裂缝转向等。
在一定的用量范围内(相对小剂量),可以使支撑剂均匀分布在裂缝中；在一定的用量范围内(相对中剂量),可以控制裂缝的有效缝长；在一定的用量范围内(相对大剂量),在加砂中或二次加砂前,可以形成多裂缝；在一定的用量范围内(相对大剂量),可以形成新的裂缝,在地应力决定条件下,可以使裂缝方向发生变化。
暂堵压裂工艺适用性分析及效果评价
暂堵压裂工艺适用性分析及效果评价作者：葛婧楠李然舒东楚李涛张科潘丹丹来源：《当代化工》2020年第09期摘要：目前页岩气开采规模日渐扩大，由于页岩储层岩性致密、非均质性强、缝网系统复杂、断层遮挡众多，压裂施工中套变等井下事故频发，常规压裂工艺面临重大挑战。
在井筒变形、工具入井困难的情况下，常规的分段压裂改造技术无法实施，应用暂堵分段和暂堵转向压裂技术，通过不同粒径暂堵剂的组合使用，实现堵塞井筒炮眼，在近井缝口或远场缝端产生致密的暂堵剂封堵带，迫使流体转向，产生新裂缝或分支缝，同时增加裂缝复杂程度，提高储层动用程度。
关键词：暂堵分段;暂堵转向;效果分析中图分类号：TE357.1+4 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2020）09-2028-05Abstract： At present， the scale of shale gas recovery is expanding day by day. Due to tight lithology， strong heterogeneity， complex fracture network system， and many faults in shale reservoirs， downhole accidents frequently happen，such as casing changes during fracturing construction and so on， the conventional fracturing process faces major challenges. When the wellbore is deformed and the tool is difficult to enter the well， the conventional staged fracturing technology cannot be implemented.The application of temporary block segmentation and temporary blockage steering fracturing technology can block the wellbore blasthole， and produce a dense temporary plugging agent sealing band at the near well or the far field seam end， forcing the fluid to turn， creating new cracks or branch joints to simultaneously increase the complexity of cracks and increase the degree of reservoir utilization through the combination of different particle size temporary blocking agents.Key words： Temporary blocking segment; Temporary blocking steering; Effectiveness analysis选取某页岩气示范区全水平段暂堵的A井结合微地震分析，说明遇阻后实施暂堵分段工艺的可行性;选取B平台说明压裂中主动实施暂堵转向工艺是对常规压裂工艺的重要补充。
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企业简介
东方宝麟科技发展（北京）有限公司，是国内独资石油专业技术服务公司，主要从事石油技术研发、现场服务与咨询业务，特色业务包括油藏增产措施、水平井建井优化、油气田开发经济评价及开发决策。
著名压裂大师Michael J. Economides和美国两院院士Christine A.Ehlig-Economides为公司董事及高级技术顾问，并与美国A&M大学和休斯顿大学是战略合作伙伴关系。
公司拥有裂缝性储层缝网压裂技术、非常规气藏（致密气、页岩气）体积压裂技术、低伤害胶塞控制压裂技术、CO2清洁压裂液技术、可降解纤维压裂液技术、超高温清洁压裂液技术、水平井段内多裂缝体积压裂技术、多井同步压裂技术等多项特色技术，公司还承担或参与体积压裂改造技术的理论研究、软件开发、压裂液体系研发、工艺创新等国内前沿先进压裂成套技术的科研工作。
目前公司在国内的主要客户有中国石油、中国石化、中海油、延长石油所属的各大油气田。
●技术原理
裸眼水平井段内多裂缝控制技术是应用专用水溶性暂堵剂在压裂中暂堵前次缝或已加砂缝，从而造出新的裂缝。
控制技术的实施方法是在施工过程中实时地向地层中加入控制剂，该剂为粘弹性的固体小颗粒，遵循流体向阻力最小方向流动的原则，控制剂颗粒进入地层中的裂缝或高渗透层，在高渗透带产生滤饼桥堵，可以形成高于裂缝破裂压力的压差值,使后续工作液不能向裂缝和高渗透带进入，从而压裂液进入高应力区或新裂缝层，促使新缝的产生和支撑剂的铺置变化。
产生桥堵的控制剂在施工完成后溶于地层水或压裂液，不对地层产生污染。
针对不同储层特性、不同封堵控制的作用，经过拟合计算确定不同的有效用量。
通过特殊工艺技术,可实现支撑剂均匀分布在裂缝中、控制裂缝延伸有效长度、实现多裂缝的形成、实现裂缝转向等。
在一定的用量范围内(相对小剂量),可以使支撑剂均匀分布在裂缝中；
在一定的用量范围内(相对中剂量),可以控制裂缝的有效缝长；
在一定的用量范围内(相对大剂量),在加砂中或二次加砂前,可以形成多裂缝；
在一定的用量范围内(相对大剂量),可以形成新的裂缝,在地应力决定条件下,可以使裂缝方向发生变化。
●技术特点
强度高：具有很高的承压能力；
形成滤饼：在地层可以形成滤饼，封堵率高，封堵效果好；
可溶性好：在压裂液中可以完全溶解，不造成新的伤害；
有利于返排：内含F表面活性剂，有利于助排；
方法操作简单：投入方法简单，不会给压裂设备带来新的负担；
时间可控：所需的压力和封堵时间，可以通过应用量剂大小、成分组成、颗
粒大小控制。
●控制剂主要性能
承受压差：A型:>50MPa（直井用）B型: >80MPa（水平井用）
该控制剂，在地面高温高压下通过交联反应以及物理法的势能活化得到的颗粒型堵剂，是化学反应与物理势能相互催化的复合体。
一次交联是在生产时完成物化反应，形成颗粒，在应用时，颗粒随液体进入炮眼和裂缝后，在压力差下获得势能后继续反应交联，形成高强度的滤饼。
从而具备颗粒性的高强度，又具备了交联型堵剂的好封堵率。
具备了用量少，形成压差大，压后完全溶解无污染的特点。
●控制剂的适应范围
压裂过程中实时加入裂缝延伸控制剂，可启动新层、改善支撑剂的有效分布、拓展分层压裂的应用领域。
施工过程中加入控制剂，通过破裂压力、裂缝延伸压力的变化可实现：
纵向上启动新层，改善储层产出剖面；
平面上裂缝转向，沟通新的泄油区；
控制有效缝长，改善裂缝内支撑剂的有效分布；
在水平井段内压裂多条裂缝；
在套变井\落物井上实现分层压裂。
●现场试验应用实例
利用该控制剂在苏53区块裸眼水平井成功实现4口井段内多裂缝体积压裂，均取得极好的增产效果。
附录1：多裂缝暂堵剂溶解曲线
图1 60℃溶解曲线
图2 80℃溶解曲线
图3 100℃溶解曲线
图4 120℃溶解曲线
附录2：
水平井段内多缝压裂用水溶性暂堵剂强度测试评价报告
一、测试目的
水平井压裂过程中使用的水溶性暂堵剂在压裂过程中起着关键的作用，它关系着压裂施工的成败，暂堵剂的强度是关键，本测试评价报告主要是通过测试其突破压力来确定暂堵剂的强度，达到评价暂堵剂的目的。
二、实验方法
试验是采用流动实验仪测定其突破压力，来确定暂堵剂的强度的方法。
三、所用仪器设备和工艺流程
1、试验仪器
流动实验仪
2、工艺流程
实验采用的流动试验仪器是目前国内最先进的自动化仪器，数据处理采用先进的计算机软件处理技术。
四、试验步骤及结果
突破压力试验，是采用通过人造充填岩心的方法，使用岩心流动试验仪来评价的。
岩心使用压裂砂充填而成。
充填后的岩心基本参数见表1。
表1 试验岩心基本参数
1、分散态突破压力测试
实验分别测试模拟压实后为5cm、1cm、0.5cm、0.7cm厚度的突破压力。
样品的使用量采用计算体积的方法使用排开体积来计量的，用温度为80度压裂液浸泡3-5分钟后开始测试。
实验使用01、02、03、04号岩心分别测定5cm、1cm、0.5cm、0.7cm厚度的突破压力。
实验结果见表2。
表2 分散态突破压力测试结果
从以上的实验结果可以看出，模拟压实后滤饼厚度1cm以上，其分散态药剂可以通过二次交联形成封堵滤饼，其突破压力23MPa。
模拟压实后滤饼厚度小于1cm，其分散态药剂不能有效形成封堵滤饼，并随着驱替不断溶解而流出。
2、预制胶结态突破压力的测试
从表2的实验结果可以看出，分散态的药剂由于其本身的颗粒性质在小于
1cm的情况下不能够形成有效封堵，因此我们采用溶解后风干的方法，制成厚度为0.9cm和0.5cm厚度的滤饼，并分别使用05、06号岩心进行了突破压力的测试，其结果见下表。
饼厚度达到或超过0.9cm就很难突破。
五、结论
1、暂堵剂在分散态情况下，其压实厚度大于或等于1cm时23MPa不能突破，压实厚度小于0.7cm时不能形成有效封堵，没有突破压力，只是随着液体流出。
2、暂堵剂在胶结态情况下，其厚度大于或等于0.9cm时23MPa不能突破，厚度在0.5cm时其突破压力为12.3MPa,突破压力梯度为大于2.175MPa／mm。
3 如滤饼厚度增加则突破压力提高,本次最高突破压力为44MPa,如要获得高突破压力可以应用增加滤饼厚度的方法。
图1：实验工艺流程图
附录3：
水溶性暂堵剂微观性能评测结果
1、暂堵剂成胶状态测定
室内应用电镜，对人造岩心封堵状况进行观测。
从结果可明显看出所有孔隙都被暂堵剂粘附、堵塞，且在放大1500倍时未见有未堵塞孔隙，证明暂堵剂具有良好的封堵能力。
图1 人造岩芯暂堵剂封堵电镜扫描图片
2、承压状态下暂堵剂与壁面粘附性能测定
样品环压MPa 外力大小N 断裂情况强度大小
GX-100 4.0 3.4 沿缝断裂σg-w>σg
备注：σg自身抗拉强度，σg-w胶体-壁面间的粘附强度
在4MPa的环压条件下，经过30min后，用掉片的方法测得GX-100暂堵剂与裂缝壁面分离的压力为3.4N。
3、承压状态下暂堵剂变形伸长能力测定
样品原长(mm) 压后长度(mm) 伸长率（%）
GX-100 20.7 34.0 64.0
GX-100暂堵剂最大伸长率为64%，承压伸长性能较好，韧性较好。
4、水不溶物测定
量取80℃的蒸馏水497.5mL置于混调器中，低速度搅拌，缓缓加入2.5g（精
确到0.001g）暂堵剂。
高速搅拌40min，再低速搅拌25min，将获得的溶液倒入烧怀中，然后将烧怀放入60℃的水浴中，盖上表面皿，恒温溶解3h。
将溶好的溶液倒入混调器中，低速搅拌15min。
准确称取溶液50g（精确至0.001g），放入按5-5恒量的离心管中，在3000r/min的转速下离心30min。
用移液管小心吸去上层清液，移液管下入的深度不得超过上层清液的二分之一处。
加蒸馏水至50mL，洗涤、搅拌、离心15min，吸去上层清液，再重复洗涤两次，按5-5恒量。
暂堵剂水不溶物按下式计算：
S=（m2－m3）／0.25（1－W）×100%
式中：S为压裂暂堵剂水不溶物含量％
m2为水不溶物和离心管总质量g
m3为离心管质量g
0.25为50g溶液中暂堵剂的质量g
在同一实验条件下，做平行实验，测定结果之差不大于0.5%时，取算术平均值作为最终结果（表1）。
表1 水不溶物测定。