CN109372466B - 利用天然地温场实现液-固-液相态转化的暂堵转向方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了利用天然地温场实现液‑固‑液相态转化的暂堵转向方法，包括：(1)确定需要暂堵储层的层位、裂缝或孔洞；(2)确定暂堵储层的转向封堵强度大于或等于地层最大主应力与最小主应力之差；(3)通过岩心、裂缝或管流的流动实验测试暂堵储层的层位、裂缝或孔洞的封堵能力，计算暂堵转向体系用量；(4)通过油管内液体温度在井筒内的分布曲线，得到井底温度变化的最高点；(5)确定适用的暂堵转向体系；(6)确定顶替液用量≥井筒容积+注液管线容积；(7)组织现场施工。本发明向封堵储层、裂缝、孔洞注入液体实现有效封堵，通过天然地温场实现液‑固‑液变化达到暂堵转向工艺的要求，不需要额外添加破胶剂，应用范围广泛。

Description

利用天然地温场实现液-固-液相态转化的暂堵转向方法

技术领域

本发明涉及石油开采工程增产改造中的暂堵转向技术，特别是涉及利用天然地温场实现液-固-液相态转化的暂堵转向方法，属于石油开采工艺技术领域。

背景技术

在油气藏勘探开发过程中，为提高油气藏的单井产量以及维护单井日常的正常生产运行，通常就需要进行各种增产改造措施，主要包括酸洗、酸化、酸压、加砂压裂和洗井等措施。

油气储层的均质性是相对的，而非均质性是绝对的。由于储层的非均质性，如果采用常规酸化工艺对储层进行酸化改造时，酸液会在高渗层大孔道及裂缝中形成“指进”现象，无法使低渗层段及小孔道得到有效改造。为了解决这一问题，进一步提高酸化效果，应用最普遍的措施就是在施工程序中引入暂堵转向方法。

为了实现酸压、压裂的工程改造，必须采用降滤失措施以稳住缝内压力实现造缝。多数的油气储层都可能存在裂缝、溶洞等，为了防止裂缝、溶洞对工程作业的影响，必须在施工程序中引入暂堵转向方法。

近年来我国的原油进口依存度逐年上升，截止2017年底中国原油的进口依存度接近70％，说明我国的许多油田逐渐进入衰退期，稳定生产越来越困难。为了实现油气井的增产、稳产，最近几年来发展了多种改造措施，包括重复压裂、缝网压裂、低渗透油气藏增产改造、页岩气开采、多层长井段的开采等。在这些改造措施中必须采用暂堵转向措施，例如重复压裂井必须先封堵住以往的裂缝才有可能形成新裂缝、只有堵住主裂缝才有产生缝网的可能性。

油气井的日常管理中有些井筒内的作业，比如修井、洗井、更换管柱等，为了防止污染物进入储层，有必要采取井底的暂堵措施。

有文献报道的以及石油工业中已应用的暂堵转向技术主要包括纤维、暂堵球、固相微粒(酸不溶)、粘弹性表面活性剂、交联聚合物、机械转向等暂堵转向技术。“一种提高低渗致密砂岩油气井产能的纤维暂堵转向压裂方法”(CN201510436124.9)、“一种基于表面改性后聚乙烯醇纤维的暂堵转向压裂方法”(CN201510030789.X)利用纤维进行暂堵转向压裂。“用于水平井重复压裂的复合暂堵剂和暂堵方法”(CN201710542671.4)利用纤维与聚合物溶液复合进行暂堵转向处理。“一种压裂用高强度可溶性纳米级微粒暂堵剂”(申请号201710170009.0)利用固相微粒进行暂堵转向。“一种耐高温凝胶转向剂及其制备方法与应用”(CN201510489781.X)、“一种水溶性梳型聚合物压裂暂堵转向剂及其制备使用方法”(CN201510866016.5)利用交联聚合物进行暂堵转向。“一种砂岩储层自转向分流酸化方法”(CN201610513187.4)利用粘弹性表面活性剂进行暂堵转向。1981年出版的《油田用封隔器及井下工具手册》、2010年出版的《井下封隔器工作行为仿真》，讲述了采用机械工具进行封堵转向。

现有的这些暂堵转向技术都已广泛应用且技术成熟，但这些技术在应用中也有各自的局限性。纤维、暂堵球、固相微粒都是固相体系，在对地层进行转向封堵时不能实现裂缝、空洞的完全封堵，容易造成封堵失效，封堵压力不高，同时施工容易引起设备磨损。粘弹性表面活性剂是通过酸液浓度以及钙、镁离子来实现粘度变化，在应用中有一定局限性，只适合与酸化或酸压相关作业。交联聚合物在施工过程中或者完成后需要注入破胶剂破胶，解除对地层的伤害。机械转向只适用于具体层位的封堵，难以实现层内、缝内转向，对于层间或射孔段间距离较小的井也无法采用机械转向，同时起下工具工艺繁琐。

上述的暂堵转向技术主要是利用终端产物实现暂堵转向的作用。为了更方便、有效地实现暂堵转向技术，本发明提出了一种利用天然地温场实现液-固-液相态转化的暂堵转向方法，该方法向地层注入容易，且适用于油气开采多种工程要求条件下的暂堵转向处理，同时该方法借助于天然地温场在过程作业中对储层的热传导来实现液-固-液相态转化，是一种绿色、环保的暂堵转向工艺。

发明内容

本发明的目的在于提供一种利用天然地温场实现液-固-液相态转化的暂堵转向方法，该方法是利用天然地温场在工程作业过程中引发暂堵转向体系发生相变，利用物质在发生相态变化的中间过程实现暂堵转向。本发明通过向各类需要封堵储层、裂缝、孔洞注入液体，相对于固相而言更容易实现有效封堵，通过天然地温场实现液-固-液的变化达到暂堵转向工艺的要求，实现暂堵转向后自动解除，不需要额外添加破胶剂，应用范围广泛。

为达到以上技术目的，本发明提供以下技术方案。

利用天然地温场实现液-固-液相态转化的暂堵转向方法，包括以下步骤：

(1)根据储层地质资料和储层改造需求，确定需要暂堵储层的层位、裂缝或孔洞。

(2)确定暂堵储层的转向封堵强度，过程如下：

利用下式计算最小水平主应力S_h和最大水平主应力S_H(范翔宇，康海涛，龚明，等.川东北山前高陡构造地应力精细计算方法[J].西南石油大学学报：自然科学版，2012，34(3)：41–46)：

式中：S_h为最小水平主应力，MPa；S_H为最大水平主应力，MPa；P_S为静态泊松比，无因次；P为地层压力，MPa；α为Biot系数，无因次；β₁、β₂为构造应力系数，无因次，σ_v为地层垂向应力，MPa。

其中静态泊松比Ps由岩石力学实验测得(边会媛,王飞,张永浩,岳崇旺.储层条件下致密砂岩动静态弹性力学参数实验研究[J].岩石力学与工程学报,2015,34(S1):3045-3054)；地层压力P由试井分析测得(李安琪,张宗林,汪关锋,赵正军,何亚宁.低渗透气藏地层压力监测技术[J].天然气工业,2006(07):94-96+158-159)；Biot系数α通过测试得到(程远方,程林林,黎慧,韩忠英,邓文彪,陈冲.不同渗透性储层Biot系数测试方法研究及其影响因素分析[J].岩石力学与工程学报,2015,34(S2):3998-4004)；构造应力系数β₁、β₂通过测试得到(谭强,徐思瑶,蔚宝华,袁俊亮.基于钻井和测井数据的水平地应力分析新方法[J].科学技术与工程,2013,13(30):8991-8994)；地层垂向应力σ_v取自储层地质资料。

所述转向封堵强度△P需大于或等于地层最大主应力与最小主应力之差，即△P≥S_H-S_h。

(3)根据步骤(2)确定的转向封堵强度△P(MPa)，通过岩心、裂缝或管流的流动实验测试暂堵储层的层位、裂缝或孔洞的封堵能力为S(MPa/m)(李根.水溶性暂堵剂优化及封堵解堵性能研究[D].西南石油大学,2017)，计算得到所需暂堵转向体系的用量。

如果需要暂堵储层为裂缝，裂缝高度为H(m)，裂缝宽度为W(m)，所需暂堵转向体系的用量V≥△P/S*H*W(m³)。

如果需要暂堵储层为孔洞，封堵层高度为H(m)，封堵宽度为W(m)，封堵层孔隙度φ，所需暂堵转向体系的用量V≥△P/S*H*W*φ(m³)。

(4)根据被改造储层的温度资料，计算井筒内温度分布情况，通过油管内液体温度T_f在井筒内的分布曲线(此处利用常规瓜胶压裂液的基础参数计算流体注入时在井筒内的温度分布曲线)，得到油管内液体温度的最大值T_f，即为井底温度变化的最高点T_m。

计算井筒内温度分布情况(鲜超.自生固相化学压裂温度场模拟研究[D].西南石油大学,2018：31-58)，过程如下：

油管内热平衡方程式为：

对于油管内壁面，其导热量等于油管壁与油管内液体的对流换热量：

假定注入液体与油管壁之间摩擦力所做的功全部转化为热量，有：

油管壁传热模型：

油管外壁面导热量等于油管壁与环空液体的对流换热量：

环空传热模型为：

套管内壁面导热量等于套管壁与环空液体的对流换热量：

套管壁传热模型为：

套管外壁面导热量等于套管壁与水泥环的导热量：

水泥环传热模型为：

地层传热模型为：

式中：ρ_f为注入液体密度，kg/m³；C_f为注入液体比热容，J/(kg·℃)；q为注入排量，m³/min；t为时间，min；λ_tub为油管导热系数，W/(m·℃)；r_ti为油管内径，m；α_ti为油管内壁对流换热系数，W/(m²·℃)；T_f、T_tub分别为油管内液体和油管壁的温度，℃；Q_f为注入液与油管摩擦产生的热量，J/(m·min)；f为摩阻系数，与流体雷诺数和流变参数有关，无量纲；v为注入液流速，m/s；ρ_tub为油管密度，kg/m³；C_tub为油管比热容，J/(kg·℃)；r_to为油管外径，m；α_to为油管外壁对流换热系数，W/(m²·℃)；T_anu为环空液体温度，℃；ρ_anu为环空液密度，kg/m³；C_anu为环空液体比热容，J/(kg·℃)；r_ci为套管内径，m；λ_anu、λ_cas分别为环空液体、套管导热系数，W/(m·℃)；α_ci为套管内壁对流换热系数，W/(m²·℃)；T_cas为套管壁温度，℃；ρ_cas为套管密度，kg/m³；C_cas为套管比热容，J/(kg·℃)；r_co为套管外径，m；x_co为套管外壁对流换热系数，W/(m²·℃)；T_cem为水泥环温度，℃；ρ_cem为水泥环密度，kg/m³；C_cem为水泥环比热容，J/(kg·℃)；r_cem为水泥环半径，m；λ_cem为水泥环导热系数，W/(m·℃)；r_e为水泥环外径，m；C_e为地层岩石比热容，J/(kg·℃)；λ_e为地层热传导系数，W/(m²·℃)；z为井深，m；r以井眼中心的径向距离，m；ρ_e为地层岩石密度，kg/m³；T_e为地层岩石温度，℃。

(c)式-(m)式中所需计算参数取自油藏地质资料、试油报告，或根据经验选取，求解方式为差分离散求解，详细求解过程见“鲜超.自生固相化学压裂温度场模拟研究[D].西南石油大学,2018：31-58”，如果注入总量为V_t，则注入总时间T＝V_t/q；假设在差分离散时时间步长△t，则差分计算时迭代计算步数n＝T/△t。

通过计算得到油管内液体温度T_f在井筒内的分布曲线，根据该曲线得到油管内液体温度的最大值T_f，即为井底温度变化的最高点T_m。

(5)确定适用于暂堵储层的暂堵转向体系，该体系必须同时满足下列要求：

1)暂堵转向体系在地面温度T_a条件下为液态、性能稳定、不发生化学变化，确保可能因为某些特殊原因耽误施工作业(例如天气变化、设备损坏)，暂堵转向体系在长时间放置后还能用于施工作业。

2)暂堵转向体系开始相变的温度为T_x，T_x要高于井底温度变化的最高点T_m。

在注入暂堵转向体系过程中，井筒内不能发生相变(即不能由液态相变为固态或半固态)，因此暂堵转向体系开始相变的温度T_x要求高于注入暂堵转向体系过程中井底温度变化的最高点T_m，否则在施工过程中可能会引起“灌肠”的风险，即在井筒内发生相变堵塞井筒造成施工失败。

如果T_x≤T_m时，在注入暂堵转向体系前增加一步施工程序，通过注入冷却液降低井底温度，调整冷却液的注入排量与用量，直至使其满足T_x>T_m。

所述冷却液可以是清水、常规瓜胶压裂液、活性水、滑溜水等。所述活性水是指加入黏土稳定剂的水。

3)暂堵转向体系注入储层后必须快速相变成固态或半固态，暂堵转向体系从液相转变为固相的相变时间Δt控制在5-30min内，同时相变温度T_x低于原始储层温度T_pf(T_pf>T_x>T_m)，才能保证暂堵转向的成功。

4)随着储层温度升高，发生相变的固相或半固相在一定的温度下自动降解成流体，以防止施工后对储层造成伤害，因此暂堵转向体系的自动降解温度T_d应低于或等于原始储层温度T_pf，高于相变温度T_x(即T_m<T_x<T_d≤T_pf)。在施工过程中利用天然地温场实现液-固-液的变化过程，满足石油工程改造的暂堵转向作用，同时又不会对储层造成伤害。

暂堵转向材料有多种，应根据工程需求进行选择。

4-1)“一种热致超分子凝胶暂堵转向压裂液”(CN201610532563.4)提供了一种暂堵转向体系，为一种热致超分子凝胶暂堵转向压裂液，由以下组分按重量百分比组成：环糊精10～35％，氯化锂0.5～3.5％，脂肪醇1.3～15％，甲基纤维素0.3～10％，其余为N,N-二甲基甲酰胺；所述脂肪醇的C原子数为10～18；所述甲基纤维素的重均分子量为400～10000。该体系在60℃以下为液态、60～90℃成胶，90～150℃破胶。注液过程中井底最高T_m低于60℃、原始储层温度T_pf高于90℃，可选择该体系。

4-2)“一种逆相态暂堵剂及其制备方法”(CN201611090466.0)提供了一种逆相态暂堵剂，由以下质量百分数的物质组成：热可逆凝胶20-35％，表面活性剂1-3％，氯化钾2-5％，碳酸钠0.1-0.3％，水解纤维5-10％，助溶剂0.1-0.25％，高温稳定剂0.1-0.3％，余量为水；所述热可逆凝胶为佰椿高温凝胶、羟烷甲基纤维素、聚醚碳酸酯中的一种；所述表面活性剂为磺酸型表面活性剂、羧酸型表面活性剂、聚醚型表面活性剂或两性表面活性剂。该逆相态暂堵剂为在常温至70℃为液态、80-100℃内稳定为固态凝胶体、超过110℃时降解的热控相态体系。注液过程中井底最高T_m低于80℃、原始储层温度T_pf高于110℃，可选择该体系。

(6)通过井筒内油管半径D、井深H_w、地面注液管线半径D_g、地面注液管线长度L_i，计算井筒和地面注液管线容积V_o，确定顶替液用量(顶替液用量≥井筒容积+注液管线容积)，所述顶替液成分与冷却液相同，可以是清水、常规瓜胶压裂液、活性水、滑溜水等，顶替液的目的是将管线以及井筒中的暂堵转向体系完全顶入储层中，以确保安全施工；井筒和地面注液管线容积V_o计算方法为：V_o＝πD²*H_w+πD_g ²*L_i。

(7)组织现场施工，过程如下：

1)配制所需入井液，即暂堵转向体系、顶替液；

2)连接施工管线、试压；

3)按照确定的用量注入暂堵转向体系；

4)按照确定的用量注入顶替液；

5)关井停泵等待，利用天然地温场使暂堵转向体系实现液-固-液相态的转化。

与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：

本发明是利用天然地温场在工程作业过程中使得暂堵转向体系发生相变，在工程作业中利用物质相态变化的中间过程，而不是终态产物。容易注入各类需要封堵储层、裂缝、孔洞，易实现有效封堵。通过天然地温场实现液-固-液的变化达到暂堵转向工艺的要求，实现暂堵转向后自动解除，不需要额外添加破胶剂，施工操作简便，可以应用于多层、长井段、层间、层内、裂缝、溶洞的暂堵转向，应用范围广泛。本发明种清洁、环保、安全、无伤害、施工工艺简单，具有广阔的市场应用前景。

附图说明

图1是油管内液体温度T_f在井筒内的分布曲线图。

图2是实施例1中H油田的M井施工曲线图。

图3是实施例2中H油田的L井施工曲线图。

具体实施方式

下面根据附图和实施例进一步说明本发明。

图1为通过计算得到油管内液体温度T_f在井筒内的分布曲线，根据该曲线得到油管内液体温度的最大值T_f，即为井底温度变化的最高点T_m。

实施例1

以H油田M井工程改造为实施对象，利用天然地温场实现液-固-液相态转化的暂堵转向。

步骤一：M井为一口注采气水平井，岩性为碳酸盐岩，改造水平段为4718.96-5197.4m，发育二类/三类裂缝储层(含缝厚度为95m)。根据储层特性确定改造方式为4级酸化(3次压裂)措施，2段暂堵转向措施，封堵层内裂缝。

步骤二：计算暂堵储层的转向封堵强度，计算最小水平主应力S_h和最大水平主应力S_H，S_H-S_h＝4.8MPa，施工转向封堵强度△P≥4.8MPa即能实现转向封堵。

步骤三：计算暂堵转向体系的用量，△P/S*H*W＝8.5(m³)，设计一级暂堵转向体系的用量V＝10(m³),2段暂堵转向体系总用量为20(m³)。

步骤四：计算井筒内温度分布情况，注入排量为7-9m³/min，油管内液体温度T_f在32～70℃之间变化，井底温度变化的最高点T_m＝70℃。

步骤五：选用适宜的暂堵转向体系，采用申请号201611090466.0一种逆相态暂堵剂作为暂堵转向体系。地面温度T_a＝30℃，开始相变温度T_x＝80℃，井底温度变化的最高点T_m＝70℃，原始储层温度T_pf＝149℃，自动降解温度T_d＝110℃，满足T_m<T_x<T_d<T_pf。

步骤六：计算顶替液用量，井筒容积+注液管线容积＝πD²*H_w+πD_g ²*L_i＝4.2m³，设计2段暂堵转向每段顶替液用量分别为5m³，顶替液用滑溜水。

步骤七：组织现场施工。配制所需入井液，包括暂堵转向体系、顶替液；连接施工管线、试压；根据施工设计步骤按照确定的用量注入暂堵转向体系、顶替液、关井停泵等待。

具体的，第一级酸化→第一段暂堵转向(包括注注入暂堵转向体系、顶替液、关井停泵等待)→第二级酸化→第二段暂堵转向(包括注入暂堵转向体系、顶替液、关井停泵等待)→第三级酸化→第四级酸化→顶替液。

根据步骤一～步骤六的计算确定施工泵注程序见表1。具体操作为：配液-连接管线-试压-注液施工-返排。

表1实施例1泵注程序

H油田的M井多级暂堵转向施工程序曲线见图2，对比注暂堵转向体系前后注入滑溜水的施工参数。第一段暂堵转向措施作用下，注入排量8.3m³/min，油压升高11.3MPa，第二段暂堵转向措施作用下，注入排量6.9m³/min，油压升高5.1MPa。且施工完成后的现场排液测试无残渣，说明本发明是环保、绿色的暂堵转向措施。通过实施例1的现场施工验证说明本发明所提供的利用天然地温场实现液-固-液相态转化的暂堵转向方法在石油开采工程作业中有显著效果。

实施例2

以H油田L井工程改造为实施对象，利用天然地温场实现液-固-液相态转化的暂堵转向。

步骤一：L井为一口预探井，岩性为花岗岩，改造层段为2504.10-2626.6m(122.20m)、2633.80-2729.8m(116.16m)，上段为裂缝型花岗岩，下段为孔洞型花岗岩。根据储层特性确定改造方式为2级加砂压裂措施，1段暂堵转向措施，封堵1级压裂产生的裂缝，压开第二段，实现一次施工压开两个层位。

步骤二：计算暂堵储层的转向封堵强度，计算最小水平主应力S_h和最大水平主应力S_H，S_H-S_h＝3.9MPa，施工转向封堵强度△P≥3.8MPa即能实现转向封堵。

步骤三：计算暂堵转向体系的用量，△P/S*H*W＝13.2(m³)，设计暂堵转向体系的用量V＝15(m³)。

步骤四：计算井筒内温度分布情况，注入排量为9-10m³/min，油管内液体温度T_f在31～59℃之间变化，井底温度变化的最高点T_m＝59℃。

步骤五：选用适宜的暂堵转向体系，采用申请号201610532563.4一种热致超分子凝胶暂堵转向压裂液作为暂堵转向体系。地面温度T_a＝29℃，开始相变温度T_x＝60℃，井底温度变化的最高点T_m＝59℃，原始储层温度T_pf＝105℃，自动降解温度T_d＝90℃，满足T_m<T_x<T_d<T_pf。

步骤六：计算顶替液用量，井筒容积+注液管线容积＝πD²*H_w+πD_g ²*L_i＝3.8m³，设计暂堵转向段顶替液用量10m³，顶替液用滑溜水。一段转向，利用顶替液将转向体系深部注入裂缝，有助于形成缝网压裂。

步骤七：组织现场施工。配制所需入井液，包括暂堵转向体系、顶替液；连接施工管线、试压；根据施工设计步骤按照确定的用量注入暂堵转向体系、顶替液、关井停泵等待。

具体的，酸化→一级压裂→一级注砂→1段暂堵转向(包括注注入暂堵转向体系、顶替液、关井停泵等待)→二级压裂→二级注砂→顶替液。

根据步骤一～步骤六的计算确定施工泵注程序见表2。具体操作为：配液-连接管线-试压-注液施工-返排。

表2实施例2泵注程序

H油田的L井暂堵转向分段压裂施工程序曲线见图3，对比注暂堵转向体系前后注入滑溜水的施工参数。暂堵转向措施作用下，注入排量9.7m³/min，油压升高6.8MPa。且施工完成后的现场排液测试无残渣，说明本发明是环保、绿色的暂堵转向措施。通过实施例2的现场施工验证说明本发明所提供的利用天然地温场实现液-固-液相态转化的暂堵转向方法在石油开采工程作业中有显著效果。

Claims (6)

1.利用天然地温场实现液-固-液相态转化的暂堵转向方法，包括以下步骤：

(1)根据储层地质资料和储层改造需求，确定需要暂堵储层的层位以及位于该层位的裂缝或孔洞；

(2)确定暂堵储层的转向封堵强度，计算最小水平主应力S_h和最大水平主应力S_H，转向封堵强度△P大于或等于地层最大水平主应力与最小水平主应力之差，即△P≥S_H-S_h；

(3)根据步骤(2)确定的转向封堵强度△P，通过岩心、裂缝或管流的流动实验测试暂堵储层的层位以及位于该层位的裂缝或孔洞的封堵能力为S，计算得到所需暂堵转向体系的用量，过程如下：如果需要暂堵储层为裂缝，裂缝高度为H，裂缝宽度为W，所需暂堵转向体系的用量V≥△P/S*H*W；如果需要暂堵储层为孔洞，封堵层高度为H，封堵宽度为W，封堵层孔隙度φ，所需暂堵转向体系的用量V≥△P/S*H*W*φ；其中△P单位为MPa，S的单位为MPa/m，H、W的单位均为m，V的单位为m³；

(4)根据被改造储层的温度资料，计算井筒内温度分布情况，通过油管内液体温度T_f在井筒内的分布曲线，得到油管内液体温度的最大值，即为井底温度变化的最高点T_m；

(5)确定适用于暂堵储层的暂堵转向体系，该体系必须同时满足下列要求：

1)暂堵转向体系在地面温度T_a条件下为液态、性能稳定且不发生化学变化；

2)暂堵转向体系开始相变的温度为T_x，T_x要高于井底温度变化的最高点T_m；

3)暂堵转向体系从液相转变为固相的相变时间Δt控制在5-30min，同时开始相变的温度T_x低于原始储层温度T_pf；

4)暂堵转向体系的自动降解温度T_d低于或等于原始储层温度T_pf，高于开始相变的温度T_x，即T_m<T_x<T_d≤T_pf；

(6)通过井筒内油管半径D、井深H_w、地面注液管线半径D_g和地面注液管线长度L_i，计算井筒容积和地面注液管线容积，确定顶替液用量，顶替液用量≥井筒容积+地面注液管线容积；

(7)组织现场施工，过程如下：

1)配制所需入井液，即暂堵转向体系和顶替液；

2)连接施工管线并试压；

3)按照确定的用量注入暂堵转向体系；

4)按照确定的用量注入顶替液；

5)关井停泵等待，利用天然地温场使暂堵转向体系实现液-固-液相态的转化。

2.如权利要求1所述的利用天然地温场实现液-固-液相态转化的暂堵转向方法，其特征在于，所述步骤(2)是指利用下式计算最小水平主应力S_h和最大水平主应力S_H：

式中：S_h为最小水平主应力，MPa；S_H为最大水平主应力，MPa；P_S为静态泊松比，无因次；P为地层压力，MPa；α为Biot系数，无因次；β₁、β₂为构造应力系数，无因次，σ_v为地层垂向应力，MPa。

3.如权利要求1所述的利用天然地温场实现液-固-液相态转化的暂堵转向方法，其特征在于，所述步骤(4)是指利用常规瓜胶压裂液计算流体注入时在井筒内的温度分布曲线。

4.如权利要求1所述的利用天然地温场实现液-固-液相态转化的暂堵转向方法，其特征在于，所述步骤(5)中，如果T_x≤T_m，在注入暂堵转向体系前，通过注入冷却液降低井底温度，调整冷却液的注入排量与用量，直至使其满足T_x>T_m。

5.如权利要求4所述的利用天然地温场实现液-固-液相态转化的暂堵转向方法，其特征在于，所述冷却液与步骤(6)中顶替液成分相同。

6.如权利要求4或5所述的利用天然地温场实现液-固-液相态转化的暂堵转向方法，其特征在于，所述冷却液和顶替液是清水、常规瓜胶压裂液、活性水或滑溜水，所述活性水是指加入黏土稳定剂的水。

Images