CN115231862B - 非常规油气井下原位加热开采固井材料体系与组成及应用 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种非常规油气井下原位加热开采固井材料体系的组成及应用，该体系各组份及质量份数组成为：SiO₂占20～50份、CaO占16～53份、CaO·Al₂O₃占5.0～15份、CaO·2Al₂O₃占5.0～13份、2CaO·SiO₂占3.0～10份、超细粉煤灰占2.0～5.0份、天然沸石粉占3.0～11份、碱激活剂占2.0～5.0份、络合剂占2.0～5.0份、纳米二氧化硅占1.0～5.0份。本发明的固井材料体系在选取不同氧化物优化组合的基础上，加入一定量的铝酸盐矿物、络合剂、碱激活剂，增加体系反应活性，有效提升中低温条件下的强度发展速度。具有中低温条件下强度发展快、超高温条件下强度不衰退等特点，同时兼具密度可调、稠化时间可调、流变性能好等优点，适用于油页岩原位开采固井，为非常规油气资源开发奠定了坚实基础。

Description

非常规油气井下原位加热开采固井材料体系与组成及应用

技术领域

本发明涉及油气田钻井固井技术领域，尤其涉及一种非常规油气井下原位加热开采固井材料体系的组成及应用。

背景技术

全球57.48％的能源供应来自石油和天然气。随着常规石油和天然气资源储量的减少和开采难度的增加，我国油气对外依存度越来越大。为了解决油气资源短缺，保障国家能源安全，未来的油气勘探和开发逐步向非常规油气资源发展。页岩油气、致密油气、油页岩油等非常规油气成为常规油气的重要补充。油页岩作为一种非常规油气能源，具有储量大、热值高、含油率高、易燃烧等特点，高效开发油页岩有望成为缓解我国油气能源供应紧张的有效途径之一。

在高效开发油页岩的过程中，固井作业是必不可少的作业，是保证油气井长期可靠生产的关键过程。对于我国油页岩的开发而言，根据油页岩的埋深不同，有异地开采和原位开采两种方式，原位开采适用于埋深300～1500m的无法直接开采的油页岩资源，通过加热井给地下油页岩层加温，使其在地下进行热解，生成的油气通过生产井采出，该工艺具有工艺流程简单、占地面积小、环境友好等优点，是未来油页岩绿色可持续发展的主要方向。根据加热方法，油页岩原位开采技术可归为4类：电加热原位转化技术、辐射加热原位开采技术、对流加热原位开采技术和地下燃烧原位开采技术。与其他原位开采技术相比，对流加热原位开采技术具有良好的发展前景，将是原位开采技术的重要发展方向。

对于对流加热原位开采技术，固井作业时普遍温度不高，固井工作液首先需要满足中低温固井施工性能的要求，固井作业结束后，为满足注热开采要求，水泥石还应具备高温下强度不衰退性能要求。

中低温条件下，常用硅酸盐油井水泥强度发展缓慢，使得候凝时间和浅部地层受到浆体的浸泡时间延长，容易造成井壁稳定性变差，同时也增加了环空窜流的风险，严重影响了固井质量和作业安全。在注热原位开采油页岩条件下，井筒将长期经受蒸汽产生的高温，油井水泥环在高温下抗压强度衰退，渗透率增加，水泥石的稳定性和均质性遭到破坏，常规的油井水泥无法满足高温固井的需要，主要表现在高温条件下，常规固井水泥石强度衰减快，易破碎产生裂缝，同时水泥块的渗透率也会随之增加。当温度继续升高时，水泥石的强度衰退及渗透率增大的现象更为严重，甚至导致水泥环破裂，完全丧失机械强度而崩溃，这直接影响井筒完整性，大大缩短注热井的寿命，降低开采效率。因此，水泥环强度必须满足高温条件下不衰退，保持水泥环在注热条件下的完整性，延长注热井的使用寿命。

“煤层气低温早强低密度水泥浆体系研究”(张毅等，硅酸盐通报，2019/11)一文利用水泥干混物堆积体积百分比最大化原理，选用以人工漂珠颗粒、G级水泥颗粒、粉煤灰颗粒以及矿渣颗粒构成4级颗粒填充结构体系，开发了一种适用于煤气层固井密度为1.40g/cm³的低温早强低密度膨胀水泥浆体系，对材料的来源进行了优选，对外加剂的作用机理进行了分析，室内实验结果表明该体系在中低温条件下水泥石24h早期抗压强度高于14MPa，在90℃时的24h强度高达22.7MPa，各项性能均满足作业要求。但是该体系不能满足后期高温开采的要求。

公开号为CN110105030A的中国专利公开了一种适用于低温环境的固井材料及其生产方法，其配方主要由以下原料混合而成(质量百分比)：硅酸盐水泥熟料75～89％、硫铝酸盐水泥熟料1～8％、高铝水泥熟料1～8％、二水石膏2～4％、分散剂0.5～1.2％、缓凝剂1～4％。该发明的固井材料，其生料选用原料之间相互配合，在满足早强的基础上，保证了后期强度。但高铝水泥体系早期水化速率极快，过渡时间短，易闪凝，并且与之相配套的外加剂缺乏，工程应用难度较大，会大大增加固井成本。

“抗循环温度210℃超高温固井水泥浆”(于永金等，钻井液与完井液，2019/5)一文中研制了抗高温降失水剂DRF-1S、抗高温缓凝剂DRH-2L及其他配套抗高温水泥外加剂，并形成了超高温常规密度固井水泥浆，并对该水泥浆的性能进行了评价，该水泥浆能够满足井底循环温度210℃、井底静止温度230℃的固井要求，水泥浆API失水量可以控制在100mL以内，稠化时间可调，高温沉降稳定性不大于0.04g/cm³，230～250℃超高温下水泥石强度高且不衰退。但该体系在中低温条件下强度发展缓慢，不能满足油页岩原位开采固井需要。

公开号为CN114350334A的中国专利公开了一种抗高温韧性固井水泥浆体系，涉及油气田开发固井材料技术领域。该固井水泥浆体系按重量百分比计由以下原料组成：低水化热水泥：47wt％～60wt％；高温强度稳定材料：25wt％～30wt％；高温强度增强材料：10wt％～15wt％；高温增韧材料：2wt％～5wt％；高温稳定剂：2wt％，分散剂0.5wt％；其中高温强度增强材料为氮化硅微粉和有机硅树脂微粉混合而成的混合物，高温增韧材料为聚醚醚酮树脂。本发明的抗高温韧性固井水泥浆体系具有抗高温强度衰退和高韧性的优点，能够有效缓解水泥石在高温条件下发生的强度衰退以及韧性不足的难题。但油页岩地层普遍埋深较浅，原位开采前期固井温度较低，注热开采时井筒将长期经受蒸汽产生的高温。该体系虽能有效缓解水泥石在高温条件下发生的强度衰退以及韧性不足的难题，但没有考虑到低温固井条件下强度发展慢的问题，这些缺点限制了该体系在油页岩原位开采固井方面的应用。

公开号为CN105255464A的中国专利公开了一种耐高温固井材料体系，主要解决目前油井水泥的高温强度衰退和高温力学稳定性差的问题，适用于油气井高温固井领域。该耐高温固井材料体系由SiO₂、膨胀珍珠岩、硅灰石、Ca(OH)₂、M₂CO₃、硅酸铝、铝酸钠组成。本发明的耐高温固井材料体系不仅能够满足深部地层高温高压条件下的固井作业，具有现场施工方便、成本低的优势，而且与生产油井水泥的过程相比可明显减少CO₂的排放量。缺点是中低温条件下侯凝时间过长，强度发展缓慢，会降低施工效率。

公开号为CN104293329A的中国专利公开了一种新型高温固井材料体系，主要解决目前油井水泥的高温强度衰退和高温力学稳定性差的问题，适用于油气井固井领域。该新型高温固井材料体系各组份以及质量份数组成为：SiO₂占36～71份、Al₂O₃占3.5～25份、CaO占18～52份、CaCO₃占2.0～10份、X_aO_b占0.7～3.8份、ZnO占0.0～5.0份、占M_aB_bO_c·dH₂O占0.0～4.5份。本发明的高温固井材料体系能够满足深井、超深井高温高压油气井固井作业，具有现场施工方便、成本低的优势。缺点是中低温条件下强度发展缓慢，不适用于油页岩原位开采固井。

公开号为CN110862245A的中国专利公开了一种用于高温深井的固井水泥及其制备方法和应用。该用于高温深井的固井水泥主要由油井水泥、抗强度衰退剂、抗强度衰退助剂和高温增强剂组成。本发明所提供的用于高温深井的固井水泥，能够解决现有固井水泥石在150℃～200℃的高温深井水热环境下长期强度发生严重衰退的问题，从而实现层间有效封隔，确保井筒水泥环长期密封完整性，延长油井寿命。缺点是中低温固井条件下强度发展缓慢，成本较高，限制了该体系在油页岩开采固井方面的应用。

相较其他体系而言，水热合成型固井材料体系在一定的高温条件下发生水热合成反应，充分地利用了高温环境，将不利因素转变为有利条件。但是高温水热合成型固井材料体系没有考虑到低温固井条件下强度发展慢的问题，而低温固井水泥体系后期经过注热开采后水泥石强度衰退较严重，因此，很有必要开发出一种中低温成型快，又耐超高温的固井材料体系，使之满足油页岩原位加热开采固井要求，特别是如何提高体系在中低温条件下的性能，促进固化产物强度的快速发展，又能保证固化产物的强度在高温条件下不衰退，对油页岩原位开采固井的安全，高效作业具有重要的现实意义。

发明内容

本发明的目的是针对油页岩原位开采技术，提供一种中低温成型快又耐超高温的固井材料体系。通过掺入一定量的铝酸盐矿物、利用其早期水化速率快的特点增强固化产物在中低温养护条件下的早期抗压强度；同时加入碱激活剂进行激发，使硅铝酸盐矿物的硅铝链解聚，断裂后与碱金属离子反应生成低聚体，随着水化反应的进行，这些低聚体逐渐交联形成胶凝状前驱体，含量逐渐增加而形成强度。加入一定量的络合剂，与体系中的钙、铝等金属离子形成络合物，络合物会与硅酸根和碳酸根反应生成硅酸钙、碳酸钙，进而充填空隙裂缝，使产物结构更加致密。其次优选不同粒径氧化物与水溶剂在水热条件下发生水热反应，多元协同增效，生成具有良好抗压强度，并且在中低温条件下强度发展快、耐超高温的硅铝酸盐类胶结产物，实现对油页岩原位开采井进行有效固井分隔的固井工作液体系，以解决目前高温固井水泥体系在低温条件下强度发展慢，低温固井水泥体系不耐高温的不足。

为达到以上技术目的，本发明提供以下技术方案。

一种非常规油气井下原位加热开采固井材料体系，由以下各组份按照其质量份数组成：

SiO₂ 20～50份；

CaO 16～53份；

CaO·Al₂O₃ 5.0～15份；

CaO·2Al₂O₃ 5.0～13份；

2CaO·SiO₂ 3.0～10份；

超细粉煤灰 2.0～5.0份；

天然沸石粉 3.0～11份；

碱激活剂 2.0～5.0份；

络合剂 2.0～5.0份；

纳米二氧化硅 1.0～5.0份；

所述SiO₂为固体粉末，晶型为六方晶系，SiO₂含量在99％以上，密度介于2.65～2.70g/cm³，粒径介于14～25μm，粒径中值D₅₀＝20μm。

所述CaO是由碳酸钙矿石在900-1100℃高温煅烧制得，冷却后粉碎而成，为一种白色固体粉末，密度介于3.30～3.65g/cm³，粒径介于5～14μm，粒径中值D₅₀＝10μm。

所述CaO·Al₂O₃为固体粉末，由氧化钙和三氧化二铝以1:1的配比混合，再用熔融法在1100℃-1150℃制得，密度介于2.70～3.10g/cm³，粒径介于20～48μm，粒径中值D₅₀＝35μm。

所述CaO·2Al₂O₃为固体粉末，由氧化钙和三氧化二铝以1:2的配比混合，再用熔融法在1150℃-1200℃制得，密度介于2.50～3.00g/cm³，粒径介于25～50μm，粒径中值D₅₀＝40μm。

所述2CaO·SiO₂为固体粉末，由氧化钙和二氧化硅以2:1的配比混合，在1300℃-1500℃条件下高温煅烧制得，密度介于2.70～3.20g/cm³，粒径介于3～8μm，粒径中值D₅₀＝6.0μm。

所述超细粉煤灰的生产工艺，包括以下步骤：

A1：将原料粉煤灰放入球磨机中，于转速为1400～1500r/min的环境下研磨20～30min，得到半成品粉灰；

A2：将半成品粉灰置于选粉机中二次粉磨，得到粉体；

A3：对粉体进行磁选处理，去除掺杂铁质，得到超细粉煤灰成品；

所述原料粉煤灰为Ⅱ级粉煤灰或III级粉煤灰；

所述超细粉煤灰的粒径为0.5～3.0μm，粒径中值D₅₀＝1.6μm，比表面积为800～900m²/kg，满足R32筛余小于5％。

所述天然沸石粉为白色固体粉末，密度介于1.20～1.40g/cm³，粒径介于1.0～5.0μm，粒径中值D₅₀＝3.0μm。

所述碱激活剂为KOH、NaOH和Na₂CO₃这三种组份复配而成，三种组份相互间的组成比例为1:0.48～0.73:0.26～0.65；其中KOH为白色固体粉末，密度介于1.80～2.30g/cm³；NaOH为白色粒状固体粉末，密度介于1.50～2.20g/cm³，粒径介于0.6～0.8mm；Na₂CO₃为白色固体粉末，密度介于2.50～2.55g/cm³，粒径介于0.7～1.0mm。

所述络合剂为三乙醇胺，为无色油状液体，弱碱性，分子式为C₆H₁₅NO₃，密度介于1.10～1.50g/cm³。

所述的纳米二氧化硅是纳米二氧化硅水溶液，为一种透明至微乳白的液体，密度介于1.19～1.22g/cm³，粒径介于15～30nm，二氧化硅质量含量为35％。

本发明的非常规油气井下原位加热开采固井材料体系在使用时，可加入一定质量百分数的水，水的质量与固井材料体系所有固体的总质量之比值(水固比)为0.35～0.90，制备出的浆体密度为1.50～1.94g/cm³。

本发明的优点:(1)本发明在固井材料体系中有针对性的加入一定量的铝酸盐矿物、络合剂、碱激活剂，有效增加体系反应活性，提升中低温条件下的强度发展速度。(2)本发明的固井材料体系在一定的高温高压条件下能更充分的发生反应，充分利用了油页岩原位开采时注热开采的高温环境，将目前油页岩原位开采固井所面临的高温等不利因素转变为有利条件。(3)本发明实现了一种可通过不同氧化物颗粒优化组合、实现SiO₂与CaO摩尔比能够准确控制的一种非常规油气井下原位加热开采固井材料体系，该体系与水混合后能够配制出满足固井作业的浆体，并在油页岩原位开采条件下发生反应生成具有在中低温条件下强度发展快、耐超高温的固化产物，非常有助于解决油页岩原位开采固井技术难题，达到油气井固井目的。(4)生产1吨本发明的固井材料体系约排放0.25～0.40吨CO₂，而生产1吨油井水泥要排放0.80～0.90吨CO₂，因此，本发明固井材料体系的应用有利于减少CO₂排放量，减小环境污染。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清晰明了，下面结合实施例及对比例对本发明进行进一步的阐述，应该说明的是，下述说明仅是为了解释本发明，并不对其内容进行限定。

具体实验过程如下：

试验方法：按标准GB/T 19139-2012“油井水泥试验方法”制备固井工作液，并参考标准SY/T 6544-2017“油井水泥浆性能要求”测试固井工作液的各项性能。

以下实施例及对比例中所用的原料来源及型号具体如下：

SiO₂：购自邦瑞新材料科技有限公司，密度介于2.65～2.70g/cm³，粒径介于14～25μm，粒径中值D₅₀＝20μm，SiO₂含量在99％以上。

CaO：购自江西恒升新材料有限公司，密度介于3.30～3.65g/cm³，粒径介于5～14μm，粒径中值D₅₀＝10μm。

CaO·Al₂O₃：购自郑州鑫密熔料有限公司，密度介于2.70～3.10g/cm³，粒径介于20～48μm，粒径中值D₅₀＝35μm。

CaO·2Al₂O₃：购自郑州鑫密熔料有限公司，密度介于2.50～3.00g/cm³，粒径介于25～50μm，粒径中值D₅₀＝40μm。

2CaO·SiO₂：购自郑州鑫密熔料有限公司，密度介于2.50～3.00g/cm³，粒径介于3～8μm，粒径中值D₅₀＝6μm。

超细粉煤灰：中国石油大学(华东)实验室自制，粒径介于0.5～3μm，粒径中值D₅₀＝1.6μm。

天然沸石粉：购自滁州皖绢新材料有限公司，密度介于1.20～1.40g/cm³，粒径介于1.0～5.0μm，粒径中值D₅₀＝3μm。

碱激活剂：中国石油大学(华东)实验室自制，为KOH、NaOH和Na₂CO₃这三种组份复配而成。

络合剂：三乙醇胺，购自国药集团化学试剂有限公司，为无色油状液体，弱碱性，密度介于1.10～1.50g/cm³。

纳米二氧化硅：购自山东百特新材料有限公司，是一种透明至微乳白的液体，密度介于1.19～1.22g/cm³，粒径介于15～30nm，二氧化硅质量含量为35％。

G级油井水泥：购自潍坊胜潍特种水泥有限公司。

实施例1：一种非常规油气井下原位加热开采固井材料体系的组成

本实施例的非常规油气井下原位加热开采固井材料体系由以下物质组成，各物质的质量份数具体为：SiO₂为35.5份、CaO为30份、CaO·Al₂O₃为6份、CaO·2Al₂O₃为5份、2CaO·SiO₂为3份、超细粉煤灰为4份、天然沸石粉为8.5份、碱激活剂为2.0份、络合剂为2.0份、纳米二氧化硅为4份。水灰质量比为0.6。

实施例2：一种非常规油气井下原位加热开采固井材料体系的组成

本实施例的非常规油气井下原位加热开采固井材料体系由以下物质组成，各物质的质量份数具体为：SiO₂为31.5份、CaO为28份、CaO·Al₂O₃为8份、CaO·2Al₂O₃为6份、2CaO·SiO₂为4份、超细粉煤灰为3份、天然沸石粉为9.5份、碱激活剂为3.0份、络合剂为3.0份、纳米二氧化硅为4份。水灰质量比为0.6。

实施例3：一种非常规油气井下原位加热开采固井材料体系的组成

本实施例的非常规油气井下原位加热开采固井材料体系由以下物质组成，各物质的质量份数具体为：SiO₂为29.5份、CaO为25份、CaO·Al₂O₃为9份、CaO·2Al₂O₃为7份、2CaO·SiO₂为5份、超细粉煤灰为2份、天然沸石粉为10.5份、碱激活剂为4.0份、络合剂为4.0份、纳米二氧化硅为4份。水灰质量比为0.6。

对比例1

本对比例为G级油井水泥原浆，水灰质量比为0.44，浆体密度1.89g/cm³。

对比例2

本对比例为G级油井水泥+50％硅砂体系，水灰质量比为0.44，浆体密度1.86g/cm³。

对比例3

本对比例与实施例1的区别在于，未加入铝酸盐矿物、碱激活剂和络合剂，该对比例为水热合成固井材料体系，包括如下质量份的原料组分组成：SiO₂为51.4份、Al₂O₃为9.8份、CaO为30.2份、CaCO₃为5.6份、ZrO₂为1.2份、ZnO为1.0份、LiBO₂·8H₂O为0.8份。水灰质量比为0.6。

实验例1：非常规油气井下原位加热开采固井材料体系的浆体性能测试

以实施例1、2、3的非常规油气井下原位加热开采固井材料体系为测试对象，先将需要配浆的非常规油气井下原位加热开采固井材料体系固体干灰组份和液体水组份按照水灰质量比为0.6各自称量好并混匀，然后按标准GB/T 19139-2012“油井水泥试验方法”制备浆体，参照标准SY/T 6544-2017“油井水泥浆性能要求”测定工作液性能。试验结果见表1。

表1非常规油气井下原位加热开采固井材料体系的浆体性能

根据表1可知，本发明实施例1-3制备的非常规油气井下原位加热开采固井材料体系具有较低的密度和较好的流变性能，稠化时间也能够满足现场固井施工的相关要求。

实验例2：不同固井材料体系的抗压强度测试

以实施例1-3与对比例1-3的固井材料体系为测试对象，先将用于配浆的固井材料中固体组份和液体水组份各自称量好并混匀，然后按标准GB/T 19139-2012“油井水泥试验方法”制备浆体，在50℃、10MPa条件下分别养护24h、48h后测定抗压强度，实验结果见表2。

表2不同固井材料体系的抗压强度性能

以实施例1-3与对比例1-3的固井材料体系为测试对象，先将配浆的固井材料体系固体干灰组份和液体水组份各自称量好并混匀，然后按标准GB/T 19139-2012“油井水泥试验方法”制备浆体，在50℃、10MPa条件下养护7天后，再将其分别在600℃条件下干烧8h、24h、48h后测定抗压强度，实验结果见表3。

表3不同固井材料体系的抗压强度性能

由表2及表3数据可知本发明实施例1-3制备的非常规油气井下原位加热开采固井材料体系在50℃，10MPa下养护24小时抗压强度均大于14MPa，满足SY/T 6544-2017《油井水泥浆性能要求》中固井强度要求，并且相比对比例1-3的测试结果可知，非常规油气井下原位加热开采固井材料体系在中低温条件下强度提升快且相对较高。本发明实施例1-3制备的非常规油气井下原位加热开采固井材料体系在50℃、10MPa条件下养护7d后，再将其分别在600℃条件下干烧8h、24h、48h后强度不但没有衰退反而有一定的增长。而对比例1和对比例2在高温养护后强度衰退严重，对比例3在中低温条件下强度提升缓慢。

综上所述，本发明所提供的非常规油气井下原位加热开采固井材料体系能够满足油页岩原位开采固井要求，特别是提高体系在中低温条件下的性能，促进固化产物强度的快速发展，又能保证固化产物的强度在高温条件下不衰退，对油页岩原位开采固井的安全，高效作业具有重要的现实意义，有较好的应用前景。

以上所述仅是本发明的具体实施方式，使本领域技术人员能够理解或实现本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所述的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。

Claims (3)

1.一种非常规油气井下原位加热开采固井材料，其特征在于，按重量份计，包括如下的组份组成：SiO₂占20～50份、CaO占16～53份、CaO·Al₂O₃占5.0～15份、CaO·2Al₂O₃占5.0～13份、2CaO·SiO₂占3.0～10份、超细粉煤灰占2.0～5.0份、天然沸石粉占3.0～11份、碱激活剂占2.0～5.0份、络合剂占2.0～5.0份、纳米二氧化硅占1.0～5.0份；

所述的SiO₂为固体粉末，晶型为六方晶系，密度介于2.65～2.70g/cm³，SiO₂含量99％以上，粒径介于14.0～25.0μm，粒径中值D₅₀＝20.0μm；

所述的CaO是由碳酸钙矿石在900-1100℃高温煅烧制得，冷却后粉碎而成，为一种白色固体粉末，密度介于3.30～3.65g/cm³，粒径介于5.0～14.0μm，粒径中值D₅₀＝10.0μm；

所述的CaO·Al₂O₃为固体粉末，由氧化钙和三氧化二铝以1:1的配比混合，再用熔融法在1100℃-1150℃制得，密度介于2.70～3.10g/cm³，粒径介于20.0～48.0μm，粒径中值D₅₀＝35.0μm；

所述的CaO·2Al₂O₃为固体粉末，由氧化钙和三氧化二铝以1:2的配比混合，再用熔融法在1150-1200℃制得，密度介于2.50～3.00g/cm³，粒径介于25.0～50.0μm，粒径中值D₅₀＝40.0μm；

所述的2CaO·SiO₂为固体粉末，由氧化钙和二氧化硅以2:1的配比混合，在1300℃-1500℃条件下高温煅烧制得，密度介于2.70～3.20g/cm³，粒径介于3.0～8.0μm，粒径中值D₅₀＝6.0μm；

所述的天然沸石粉为白色固体粉末，密度介于1.20～1.40g/cm³，粒径介于1.0～5.0μm，粒径中值D₅₀＝3.0μm；

所述的络合剂为三乙醇胺，为无色油状液体，弱碱性，分子式为C₆H₁₅NO₃，密度介于1.10～1.50g/cm³；

所述的纳米二氧化硅是纳米二氧化硅水溶液，为一种透明至微乳白的液体，密度介于1.19～1.22g/cm³，粒径介于15.0～30.0nm，二氧化硅质量含量为35％。

2.根据权利要求1所述的非常规油气井下原位加热开采固井材料，其特征在于，所述的超细粉煤灰的生产工艺，包括以下步骤：

A1：将原料粉煤灰放入球磨机中，于转速为1400～1500r/min的环境下研磨20～30min，得到半成品粉灰；

A2：将半成品粉灰置于选粉机中二次粉磨，得到粉体；

A3：对粉体进行磁选处理，去除掺杂铁质，得到超细粉煤灰成品；

所述原料粉煤灰为Ⅱ级粉煤灰或Ⅲ级粉煤灰；

所述超细粉煤灰的粒径为0.5～3.0μm，粒径中值D₅₀＝1.6μm，比表面积为800～900m²/kg，满足R32筛余小于5％。

3.根据权利要求1所述的非常规油气井下原位加热开采固井材料，其特征在于，所述的碱激活剂为KOH、NaOH和Na₂CO₃这三种组份复配而成，三种组份相互间的组成比例为1:0.48～0.73:0.26～0.65。