CN102797442B - 一种深部液流转向方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种深部液流转向方法，属于石油开采领域。本发明通过调整注入水中的沉淀离子含量或和投加一定浓度的防垢剂而改变反应的热力学和动力学条件以有效控制地层孔隙介质中沉淀反应的过程，实现在地层深部预定区域生成沉淀，达到深部调剖液流转向的目的。本发明突破了无机沉淀堵剂只能用于近井调剖堵水的限制，拓展了无机沉淀堵剂的应用范围，对改善高含水油藏尤其是高温高盐油藏水驱效果具有重要意义；适用于各种注水油藏；操作简单，作业实施中，只需调整注入水的成分，保持一般的注水工艺不变，同时能保证高效长效。
Description
技术领域
本发明属于石油开采技术领域，具体涉及一种深部液流转向方法，用于无机沉淀深部的液流转向。
背景技术
油水井堵水调剖是对严重非均质油藏进行控水稳油、改善水驱的重要技术手段之一，20世纪50年代末在我国即开始了研究与应用，几十年来一直在改善各类非均质油藏注水开发效果方面发挥着重要作用。目前，我国水驱油田普遍进入高含水或特高含水开采期，长期注水冲刷导致地层形成大孔道窜流，注入水严重低效循环，针对单井或几个井组开展的近井调剖堵水或大剂量处理技术，已不能满足解决油藏深部水驱问题的需要。因此，近年来提出并发展了弱凝胶、胶态分散凝胶(CDG)、体膨颗粒、柔性颗粒、聚合物微球、无机凝胶涂层、黏土絮凝体系、含油污泥、微生物、泡沫、无机盐沉淀等多种深部调剖(调驱)液流转向技术。深部调剖液流转向技术以整个油藏为处理目标，作业规模大，时间长，通过对深部水流优势通道的干预促使水流转向，从而达到改善高含水油藏水驱效果的目的。
深部调剖(调驱)液流转向技术的核心是廉价高效的堵剂材料，目前油田应用的堵剂体系有近100种。现有专利中，专利CN101434835提出了一种冻胶分散体深部液流转向剂的制备方法，专利CN101033392提出了一种膨胀型流动凝胶调剖堵水剂，专利CN1270967提出了一种交联聚合物溶液(LPS)深部调剖剂的制备方法，专利CN1537883提出了一种适用于高温条件的交联聚合物溶液的制备方法，专利CN1827730提出了一种自动破解再运移颗粒凝胶调剖堵水剂，专利CN12 51856提出了一种凝胶微粒及其用途，专利CN1439692提出复合型固体颗粒调剖剂，专利CN101619119提出了高温高矿化度油藏深部调剖的聚合物微球及制备方法，专利CN101735413A提出了一种多层核壳结构的功能复合微球的制备方法及其应用，专利CN101200513提出了一种柔性聚合物颗粒及其制备方法，专利CN101575966提出了一种采油污泥地下聚合堵水调剖的方法，专利CN1752403提出了复合段塞法大孔道油藏深部调剖方法，专利CN101012744提出了氮气泡沫调驱段塞注入工艺，专利CN1415689提出了一种无机盐沉淀高温调剖剂及其制备方法和用途。
虽然各种深部调驱剂都取得了一定的矿场效果，但是也存在着各自的缺点。以聚丙烯酰胺为主的各种地下交联凝胶类调驱体系，其一成胶条件苛刻，堵塞程度低，不适合大孔道和裂缝油藏；其二影响其性能的因素多，针对性强，应用时需考虑体系与地层流体、配液用水、油藏温度和油藏地层特征的配伍性；其三耐温耐盐性能差，一般不适宜矿化度100000mg/L以上、温度90℃以上的低渗地层的深部调剖作业。预交联凝胶颗粒在一定程度上容易形成表面堵塞，且对施工工艺有一定的要求，另外，颗粒对渗透率大小也有一定限制。微生物类深部调剖剂则会由于微生物过度生长而引起井堵塞。泡沫深部调剖剂有效期短，施工工艺复杂。粘土胶聚合物絮凝深部调剖剂自然选择性较差，现场施工需要专用设备，注入性较差，大剂量注入受到限制。含油污泥深部调剖剂受原料产地及产量限制，不易在其他油田推广。沉淀型无机盐类深部调剖剂不适合严重非均质地层。
与常用的有机堵剂材料相比，无机沉淀堵剂具有耐高温、抗高盐、廉价、长效、对环境无害等特点，适合于各种水驱油藏的堵水调剖，而用于高温高盐油藏堵水调剖其优势更为突出。但一般认为，无机沉淀反应属于离子型反应，反应速度快，不易控制，无机沉淀堵剂进入地层深度有限而不适宜深部处理，即使用于近井调剖堵水，设计达到预定调堵效果的注入体系配方也非常困难。因此，目前报道的应用于矿场的无机沉淀堵剂主要是由水玻璃和钙、镁等二价离子反应生成的硅酸盐沉淀堵剂，堵剂也大多用于近井调剖堵水，而注水过程中易于形成的BaSO4、CaSO4、CaCO3等无机沉淀作为堵剂用于调剖堵水仅停留在概念设想阶段，无论实验研究还是矿场应用均未见报道。
发明内容
本发明的目的在于解决上述现有技术中存在的难题，提供一种深部液流转向方法，通过在地层深部预定区域生成预定量沉淀，达到深部调剖液流转向的目的。
本发明是通过以下技术方案实现的：
一种深部液流转向方法，所述方法通过调整注入水中的沉淀离子含量和或投加防垢剂改变反应的热力学和动力学条件来控制地层孔隙介质中沉淀反应的过程，在地层深部预定区域生成沉淀，达到深部调剖液流转向的目的；所述方法首先在油藏工程综合研究识别大孔道的基础上，确定深部调剖的强度、深度、区域的处理要求；然后依据处理要求设计注水方案并制定相应的调剖效果监测方案；最后在所述注水方案的实施过程中根据调剖效果监测的情况不断调整所述注水方案的设计，增强深部调剖液流转向效果；所述方法采用无机沉淀作为堵剂。
所述方法包括以下步骤：
(1)识别大孔道：
综合利用取芯、常规测井、多参数吸水剖面组合测井、试井、开发动态分析及示踪剂测试这些资料识别出油藏中形成的大孔道，并依据开发动态数据及示踪剂测试结果计算大孔道的体积、厚度、渗透率及孔道平均半径这些定量参数；
根据示踪剂测试得到的观察井见示踪剂时间，计算出示踪剂的推进速度；在井位图上，按照各注采井间示踪剂推进速度按比例作出示踪剂的推进图， 据图大致判断出大孔道的发育方向及其与小孔道推进速度的差异，并确定示踪剂沿大孔道窜流到达生产井时小孔道的示踪剂前缘位置；在此基础上确定深部调剖处理要求；
(2)设计注水方案：包括注入水调配步骤、防垢剂投加步骤和确定注水工艺参数步骤；
其中，
A，注入水调配步骤：在选定合适的无机沉淀堵剂后，先确定达到预定堵塞效果需要生成的沉淀量，再设计出能生成要求沉淀量的注入水合理配方，最后设计达到配方要求的注入水调配方案；
B，防垢剂投加步骤：在筛选出合适的防垢剂后，先明确防垢剂在注水沿程的液相浓度分布，再确定防垢剂投加浓度；
C，确定注水工艺参数步骤：先在沉淀反应动力学特征研究的基础上建立沉淀反应速度模型，后结合沉淀形成区域和沉淀量的处理要求确定日注水量、注水压力、注入水总量和注水天数这些注入工艺参数。
(3)调剖效果监测与方案调整：
在调剖注水过程中，通过监注水压力、地层压力、油井井底流压、日注水量、注水速度、注水强度、吸水指数、日产液量、日产油量、日产水量、水油比、含水率、综合含水率、含水上升率、采液指数、采油指数、采液强度、采油强度、油层动用程度这些开发动态指标的变化不断分析调剖见效情况，并依据见效情况适时调整所述步骤(2)中的注水方案。
所述深部调剖处理要求具体如下：
深部调剖的强度应达到使大孔道渗透率小于小孔道渗透率的5～10倍；
将小孔道示踪剂前缘前10～20米作为深部调剖的起始深度；
无机沉淀深部调剖区域为所述深部调剖的起始深度前5～10米。
所述注入水调配步骤包括以下步骤：
(A1)选定无机沉淀堵剂：系统研究油田水的水化学特征、油藏温度压力系统及高含水期油水渗流特征，确定注水过程中易于在地层深部形成的无机沉淀，并估计可能形成的沉淀量及其分布区域，按照深部调剖的处理要求综合对比分析各类沉淀，选定合适的无机沉淀作为深部调剖的标的堵剂；所述油田水包括地层水、注入水和各种产出水；
(A2)确定达到预定调剖效果的沉淀量要求：开展选定沉淀的大孔道地层堵塞伤害模拟实验，建立沉淀量与渗透率降低程度的定量关系，确定达到预定渗透率降低程度需要生成的沉淀量；
(A3)设计注入水配方：预测不同配方的沉淀趋势，设计能生成要求沉淀量的注入水配方；
(A4)注入水调配：先利用现有的注入水和产出水混配出成分接近设计配方的注入水，再对注入水精细调配以达到配方设计要求。
在所述步骤(A3)中是借助油田无机结垢预测商业软件或利用朗格利尔(Langelier)饱和指数法、斯蒂夫-戴维斯(Stiff-Davis)饱和指数法、斯克尔曼(Skillman)热力学溶解度法来预测不同配方的沉淀趋势的。
所述防垢剂投加步骤包括以下步骤：
(B1)筛选防垢剂：首先针对油藏特征及沉淀类型，先初步选定5～6种防垢剂；然后对初选的防垢剂进行静态实验评价，确定防垢剂的最低有效浓度，检验其与地层流体的配伍性及热稳定性，测定其防垢效率，优选出高效廉价的防垢剂2～3种；最后对优选出的防垢剂进行岩心流动实验评价，确定优选防垢剂在孔隙中的吸附滞留特性，检验防垢剂与岩石的配伍性，最终选定适合的最佳防垢剂；
(B2)建立注水沿程防垢剂液相浓度分布模型：开展岩心流动实验，研究所述最佳防垢剂在孔隙中的吸附滞留特性，建立注水沿程防垢剂液相浓度分布模型；
(B3)确定防垢剂投加浓度：依据注水沿程防垢剂液相浓度分布规律，保证注入水到达深部预定区域之前防垢剂液相浓度大于最低防垢浓度(MIC)，确定注入水中防垢剂投加浓度。
所述确定注水工艺参数步骤包括以下步骤：
(C1)建立沉淀反应速度模型：按照设计的注入水配方和防垢剂投加浓度，开展岩心流动实验，研究孔隙介质中沉淀反应的动力学特征，建立沉淀反应速度模型；
(C2)推算日注水量和注水压力：依据沉淀反应速度确定达到预定的5～10米沉淀形成区域需要的注入水推进速度，并相应推算日注水量和注水压力；
(C3)推算注入水总量和注水天数：依据沉淀反应速度确定在预定区域形成预定数量沉淀需要的注入水总量，并相应推算出注水天数作为沉淀深部调剖处理结束时间；
(C4)调整处理完成后的注水工艺参数：深部调剖处理完成后，油井的产液量和含水也会随之变化，后续注水按照合理的注采比要求需相应地调整注水量和注入压力这些注水工艺参数。
所述步骤(3)中，当调剖见效情况不理想时，通过增加注入水沉淀离子含量或降低注水速度来增强深部调剖液流转向效果。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：
(1)本发明提出了无机沉淀深部液流转向方法，突破了无机沉淀堵剂只能用于近井调剖堵水的限制，拓展了无机沉淀堵剂的应用范围，对改善高含水油藏尤其是高温高盐油藏水驱效果具有重要意义；
(2)本发明的适应性广，适用于各种注水油藏，一般温度越高、盐度越高、含水越高，沉淀的趋势越强，因此应用于高温高盐油藏或高含水油藏调剖效果更好；
(3)本发明的操作简单，作业实施中，只需调整注入水的成分，保持一般的注水工艺不变；
(4)本发明的高效长效，无机沉淀堵剂在孔隙介质中一般以基质为异相核心附着生长成各种晶体，晶体生长在孔隙中或喉道处均可形成。无机沉淀晶体的生长方向常常垂直注水流向，因此堵剂的堵塞效果较好。无机沉淀晶体一般牢固地生长在基质之上，沉淀晶体不易受到破坏，因此堵剂的堵塞作用长期有效。
附图说明
图1 是利用本发明方法降低岩心渗透率的实验结果图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步详细描述：
本发明基于无机反应的热力学和动力学理论提出了一项新型深部调剖液流转向技术——无机沉淀深部液流转向方法，所述方法首先在油藏工程综合研究识别大孔道(水流优势通道)的基础上，确定深部调剖的强度、深度、区域等处理要求；然后依据处理要求合理设计注水方案(注入水调配方案、防垢剂投加方案和注水工艺参数)并制定相应的调剖效果监测方案；最后在方案实施过程中根据监测情况不断调整设计，增强深部调剖液流转向效果。
所述方法包括以下步骤：
(1)识别大孔道
综合利用取芯、常规测井、多参数吸水剖面组合测井、试井、开发动态分析及示踪剂测试这些资料识别出油藏中形成的大孔道，并依据开发动态数据及示踪剂测试结果计算大孔道(大孔道又被称为“高渗透条带”或“水流优势通道”)的体积、厚度、渗透率及孔道平均半径这些定量参数。
根据示踪剂测试得到的观察井见示踪剂时间，计算出示踪剂的推进速度。在井位图上，按照各注采井间示踪剂推进速度按比例作出示踪剂的推进图， 据图大致判断出高渗透条带的发育方向及其与低渗透带推进速度的差异，并确定示踪剂沿高渗透条带窜流到达生产井时低渗透条带的示踪剂前缘位置。在此基础上确定深部调剖处理要求，具体如下：
一套开发层系渗透率级差小于5～10倍时，注水开发效果较为理想，因此深部调剖的强度应达到降低大孔道(高渗透条带)渗透率到小于小孔道(低渗透条带)的5～10倍。
注入水沿大孔道(高渗透条带)窜流到达生产井时，小孔道(低渗透条带)的注入水前缘位置代表了小孔道(低渗透条带)的最大波及区域，堵剂放置在小孔道(低渗透条带)的注入水前缘附近深度对液流转向的作用较为理想，若考虑道尽量减少堵剂对小孔道(低渗透条带)的堵塞，堵剂放置在注入水前缘前的一定深度更为理想，因此根据上述示踪剂推进图确定的小孔道(低渗透条带)示踪剂前缘前10～20米可作为深部调剖的起始深度。
从注水油藏实际的结垢油层伤害情况来看，注水井或生产井近井3～5米范围的结垢即可以对油层产生严重的堵塞而显著降低注水量或产液量，根据实际的结垢油层伤害情况，再考虑上一倍的保险系数，无机沉淀深部调剖区域以5～10米为宜。
(2)设计注水方案，包括注入水调配步骤、防垢剂投加步骤和确定注水工艺参数步骤。
A，注入水调配步骤
调整注入中的沉淀离子含量是为了改变沉淀反应的热力学条件而使注入水进入地层深部与地层水混合后具有满足深部调剖要求的沉淀趋势。在选定合适的无机沉淀堵剂后，先确定达到预定堵塞效果需要生成的沉淀量，再设计出能生成要求沉淀量的注入水合理配方，最后设计达到配方要求的注入水调配方案。
所述注入水调配方案包括以下步骤：
(A1)选定无机沉淀堵剂：系统研究油田水(地层水、注入水和各种产出水)的水化学(离子组成、pH)特征、油藏温度压力系统及高含水期油水渗流特征，确定注水过程中易于在地层深部形成的无机沉淀(BaSO4、CaSO4、CaCO3)，并估计可能形成的沉淀量及其分布区域，按照深部调剖的处理要求综合对比分析各类沉淀，选定合适的无机沉淀作为深部调剖的标的堵剂；
(A2)确定达到预定调剖效果的沉淀量要求：开展选定沉淀的大孔道地层堵塞伤害模拟实验，建立沉淀量与渗透率降低(渗透率伤害)程度定量关系，确定达到预定渗透率降低程度需要生成的沉淀量；
(A3)设计注入水配方：借助OFISTP、MultiSCALE、SCALEUP、SDCQPC等油田无机结垢预测商业软件或利用朗格利尔(Langelier)饱和指数法、斯蒂夫-戴维斯(Stiff-Davis)饱和指数法、斯克尔曼(Skillman)热力学溶解度法等方法预测不同配方的沉淀趋势，设计能生成要求沉淀量的注入水合理配方；
(A4)注入水调配：先利用现有的注入水和产出水混配出成分接近设计配方的注入水，再对注入水精细调配以达到配方设计要求。
B，防垢剂投加步骤
在注入水中投加防垢剂是为了改变沉淀反应的动力学条件而控制沉淀生成在地层深部预定区域。在筛选出合适的防垢剂后，先明确防垢剂在注水沿程的液相浓度分布，再确定防垢剂投加浓度。
所述防垢剂投加步骤包括以下步骤：
(B1)筛选防垢剂：首先针对油藏特征及沉淀类型，先初步选定5～6种防垢剂；然后对初选的防垢剂进行静态实验评价，确定防垢剂的最低有效浓度(MIC)，检验其与地层流体的配伍性及热稳定性，测定其防垢效率，优选出高效廉价的防垢剂2～3种；最后对优选出的防垢剂进行岩心流动实验评价，确定优选防垢剂在孔隙中的吸附滞留特性，检验防垢剂与岩石的配伍性，最终选定适合的最佳防垢剂；
(B2)建立注水沿程防垢剂液相浓度分布模型：开展岩心流动实验，研究选定防垢剂在孔隙中的吸附滞留特性，建立注水沿程防垢剂液相浓度分布模型；
(B3)确定防垢剂投加浓度：依据注水沿程防垢剂液相浓度分布规律，保证注入水到达深部预定区域之前防垢剂液相浓度大于MIC，确定注入水中防垢剂投加浓度。
C，确定注水工艺参数步骤
调整注水工艺参数是为了控制在地层深部预定区域生成预定数量的沉淀。先在沉淀反应动力学特征研究的基础上建立沉淀反应速度模型，后结合沉淀形成区域和沉淀量的处理要求确定日注水量、注水压力、注入水总量和注水天数这些注入工艺参数。
包括以下步骤：
(C1)建立沉淀反应速度模型：按照设计的注入水调配方案和防垢剂投加方案，开展岩心流动实验，研究孔隙介质中沉淀反应的动力学特征，建立沉淀反应速度模型；
(C2)推算日注水量和注水压力：依据沉淀反应速度确定达到预定的5～10米沉淀形成区域需要的注入水推进速度，并相应推算日注水量和注水压力；
(C3)推算注入水总量和注水天数：依据沉淀反应速度确定在预定区域形成预定数量沉淀需要的注入水总量，并相应推算出注水天数作为沉淀深部调剖处理结束时间；
(C4)调整处理完成后的注水工艺参数：深部调剖处理完成后，油井的产液量和含水也会随之变化，后续注水按照合理的注采比要求需相应地调整注水量、注入压力等注水工艺参数。
(3)调剖效果监测与方案调整
在调剖注水过程中，通过监注水压力、地层压力、油井井底流压、日注水量、注水速度、注水强度、吸水指数、日产液量、日产油量、日产水量、水油比、含水率、综合含水率、含水上升率、采液指数、采油指数、采液强度、采油强度、油层动用程度这些开发动态指标的变化不断分析调剖见效情况，并依据见效情况适时调整所述步骤(2)中的注水方案(即修改上述的A、B和C三个部分)。调剖见效情况不理想时，可增加注入水沉淀离子含量或降低注水速度以增强深部调剖液流转向效果。
为证明本发明的效果，进行了相关实验，实验结果如图1所示，实验结果表明无机沉淀堵剂的堵塞效果显著：注入不形成沉淀的模拟注入水2PV后，岩心渗透率基本不变，注入形成153mg/LCaCO3+255mg/L CaSO4沉淀的模拟地层水3.5PV后，岩心渗透率降低了50％。
本发明针对常用有机堵剂成胶条件苛刻、堵塞程度低、耐温耐盐性能差、影响因素多、施工工艺复杂等缺点，发挥无机沉淀堵剂耐高温、抗高盐、廉价、长效、对环境无害等优点，克服无机沉淀堵剂反应速度快、不易控制、进入地层深度有限的不足，提出了无机沉淀深部液流转向方法，解决了目前技术中存在的难题。
上述技术方案只是本发明的一种实施方式，对于本领域内的技术人员而言，在本发明公开了应用方法和原理的基础上，很容易做出各种类型的改进或变形，而不仅限于本发明上述具体实施方式所描述的方法，因此前面描述的方式只是优选的，而并不具有限制性的意义。
Claims (4)
1.一种深部液流转向方法，其特征在于：所述方法通过调整注入水中的沉淀离子含量和投加防垢剂改变反应的热力学和动力学条件来控制地层孔隙介质中沉淀反应的过程，在地层深部预定区域生成沉淀，达到深部调剖液流转向的目的；所述方法首先在油藏工程综合研究识别大孔道的基础上，确定深部调剖的强度、深度、区域的处理要求；然后依据处理要求设计注水方案并制定相应的调剖效果监测方案；最后在所述注水方案的实施过程中根据调剖效果监测的情况不断调整所述注水方案的设计，增强深部调剖液流转向效果；所述方法采用无机沉淀作为堵剂；
所述方法包括以下步骤：
(1)识别大孔道：
综合利用取芯、常规测井、多参数吸水剖面组合测井、试井、开发动态分析及示踪剂测试这些资料识别出油藏中形成的大孔道，并依据开发动态数据及示踪剂测试结果计算大孔道的体积、厚度、渗透率及孔道平均半径这些定量参数；
根据示踪剂测试得到的观察井见示踪剂时间，计算出示踪剂的推进速度；在井位图上，按照各注采井间示踪剂推进速度按比例作出示踪剂的推进图，根据图大致判断出大孔道的发育方向及其与小孔道推进速度的差异，并确定示踪剂沿大孔道窜流到达生产井时小孔道的示踪剂前缘位置；在此基础上确定深部调剖处理要求；
(2)设计注水方案：包括注入水调配步骤、防垢剂投加步骤和确定注水工艺参数步骤；
其中，
A，注入水调配步骤：在选定合适的无机沉淀堵剂后，先确定达到预定堵塞效果需要生成的沉淀量，再设计出能生成要求沉淀量的注入水合理配方，最后设计达到配方要求的注入水调配方案；
所述注入水调配步骤包括以下步骤：
(A1)选定无机沉淀堵剂：系统研究油田水的水化学特征、油藏温度压力系统及高含水期油水渗流特征，确定注水过程中易于在地层深部形成的无机沉淀，并估计可能形成的沉淀量及其分布区域，按照深部调剖的处理要求综合对比分析各类沉淀，选定合适的无机沉淀作为深部调剖的标的堵剂；所述油田水包括地层水、注入水和各种产出水；
(A2)确定达到预定调剖效果的沉淀量要求：开展选定沉淀的大孔道地层堵塞伤害模拟实验，建立沉淀量与渗透率降低程度的定量关系，确定达到预定渗透率降低程度需要生成的沉淀量；
(A3)设计注入水配方：预测不同配方的沉淀趋势，设计能生成要求沉淀量的注入水配方；
(A4)注入水调配：先利用现有的注入水和产出水混配出成分接近设计配方的注入水，再对注入水精细调配以达到配方设计要求；
B，防垢剂投加步骤：在筛选出合适的防垢剂后，先明确防垢剂在注水沿程的液相浓度分布，再确定防垢剂投加浓度；
所述防垢剂投加步骤包括以下步骤：
(B1)筛选防垢剂：首先针对油藏特征及沉淀类型，先初步选定5～6种防垢剂；然后对初选的防垢剂进行静态实验评价，确定防垢剂的最低有效浓度，检验其与地层流体的配伍性及热稳定性，测定其防垢效率，优选出高效廉价的防垢剂2～3种；最后对优选出的防垢剂进行岩心流动实验评价，确定优选防垢剂在孔隙中的吸附滞留特性，检验防垢剂与岩石的配伍性，最终选定适合的最佳防垢剂；
(B2)建立注水沿程防垢剂液相浓度分布模型：开展岩心流动实验，研究所述最佳防垢剂在孔隙中的吸附滞留特性，建立注水沿程防垢剂液相浓度分布模型；
(B3)确定防垢剂投加浓度：依据注水沿程防垢剂液相浓度分布规律，保证注入水到达深部预定区域之前防垢剂液相浓度大于最低防垢浓度(MIC)，确定注入水中防垢剂投加浓度；
C，确定注水工艺参数步骤：先在沉淀反应动力学特征研究的基础上建立沉淀反应速度模型，后结合沉淀形成区域和沉淀量的处理要求确定日注水量、注水压力、注入水总量和注水天数这些注入工艺参数；
所述确定注水工艺参数步骤包括以下步骤：
(C1)建立沉淀反应速度模型：按照设计的注入水配方和防垢剂投加浓度，开展岩心流动实验，研究孔隙介质中沉淀反应的动力学特征，建立沉淀反应速度模型；
(C2)推算日注水量和注水压力：依据沉淀反应速度确定达到预定的5～10米沉淀形成区域需要的注入水推进速度，并相应推算日注水量和注水压力；
(C3)推算注入水总量和注水天数：依据沉淀反应速度确定在预定区域形成预定数量沉淀需要的注入水总量，并相应推算出注水天数作为沉淀深部调剖处理结束时间；
(C4)调整处理完成后的注水工艺参数：深部调剖处理完成后，油井的产液量和含水量也会随之变化，后续注水按照合理的注采比要求需相应地调整注水量和注入压力这些注水工艺参数；
(3)调剖效果监测与方案调整：
在调剖注水过程中，通过监测注水压力、地层压力、油井井底流压、日注水量、注水速度、注水强度、吸水指数、日产液量、日产油量、日产水量、水油比、含水率、综合含水率、含水上升率、采液指数、采油指数、采液强度、采油强度、油层动用程度这些开发动态指标的变化不断分析调剖见效情况，并依据见效情况适时调整所述步骤(2)中的注水方案。
2.根据权利要求1所述的深部液流转向方法，其特征在于：所述深部调剖处理要求具体如下：
深部调剖的强度应达到使大孔道渗透率小于小孔道渗透率的5～10倍；
将小孔道示踪剂前缘前10～20米作为深部调剖的起始深度；
无机沉淀深部调剖区域为所述深部调剖的起始深度前5～10米。
3.根据权利要求1所述的深部液流转向方法，其特征在于：在所述步骤(A3)中是借助油田无机结垢预测商业软件或利用朗格利尔(Langelier)饱和指数法、斯蒂夫-戴维斯(Stiff-Davis)饱和指数法、斯克尔曼(Skillman)热力学溶解度法来预测不同配方的沉淀趋势的。
4.根据权利要求1所述的深部液流转向方法，其特征在于：所述步骤(3)中，当调剖见效情况不理想时，通过增加注入水沉淀离子含量或降低注水速度来增强深部调剖液流转向效果。
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