CN110593838B - 一种两相温度响应相变压裂工艺 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种两相温度响应相变压裂工艺，包括：（一）确定改造储层的温度T_e、改造井段长度L；（二）确定压裂液体系，包括非相变体系A与相变体系B，确定井底最高温度T_m；（三）以前置液将井底温度降低至T_m计算前置液注入总量和注入排量；（四）现场施工：1）配制所有入井液；2）向地层注入前置液C压开地层；3）向地层注入非相变体系A；4）采用三通管线向地层同时注入非相变体系A与相变体系B，或者注入非相变体系A与相变体系B的混合液；5）向地层注入顶替液D；6）关井1‑3小时；7）开井返排。本发明安全、环保、高效，降低了相变液体滤失后发生相变影响地层导流能力的风险，可在地层形成高导流能力的通道，具有广阔的市场前景。

Description

一种两相温度响应相变压裂工艺

技术领域

本申请涉及油田化学领域中利用天然地温场实现清洁相变压裂的相变压裂工艺，特别是涉及一种两相温度响应相变压裂工艺。

背景技术

水力压裂技术作为油气井增产、水井增注的主要措施已广泛应用在油气田的开发中，为油气田的稳产、稳注做出了重要贡献。水力压裂是通过对目的储层泵注高粘度的前置液，以高压形成裂缝并延展，而后泵注混有支撑剂的携砂液，携砂液可继续延展裂缝，同时携带支撑剂深入裂缝，最好使压裂液破胶降解为低粘度流体流向井底返排而出，在地层中留下一条由支撑剂支撑裂缝壁面所形成的高导流能力的流动通道，以利于油气从远井地带流向井底。

从水力压裂技术及其发展上看，目前主导的压裂技术都是基于压裂液压开裂缝后注入固体支撑剂保持裂缝张开，从而获得高导流能力的流体通道。2010年斯伦贝谢提出HIWAY高速通道压裂可大大提高压裂后的裂缝导流能力，该技术同样需要向地层注入固相支撑剂。水力压裂20世纪40年代末开始以来，其支撑剂经历了半个多世纪的发展，所用支撑剂大致可分为天然和人造两大类，前者以石英砂为代表，后者主要为电解、烧结陶粒。施工过程中，固相支撑剂的注入很容易造成脱砂、砂堵、注不进等，使得施工不能达到预期效果，甚至造成井筒砂堵。石油工作者为此一直致力于低密度高强度支撑剂的研究，目的都是为了使支撑剂容易注入。不管是低密度还是高密度支撑剂，都需要从井口向地层注入固相支撑剂，而常规加砂压裂施工过程中的固相支撑剂会出现注入难、难注入等问题。

为了降低或者是避免注固相支撑剂时出现的问题，ZL201610531410.8公开了一种相变水力压裂工艺、ZL201610534192.3公开了一种用于相变压裂的相变压裂液体系，该工艺是向压裂后的裂缝中注入可发生相变的材料液，材料液在地层温度下发生相变(超分子自组装)后形成固相支撑剂，实现对裂缝壁面的支撑，从而在地层形成高导流能力的通道。为了进一步提高相变压裂作业效果、降低施工风险，CN108561111A公开了一种相变压裂方法、CN108587029A公开了一种相变材料液及其所形成的固相支撑剂，该相变压裂方法相比ZL201610531410.8更进一步地引入生热试剂，以保证相变尽快完成，提高施工作业效率。CN108587029A公开的相变材料相比ZL201610534192.3更进一步地引入了生孔剂，使得形成的相变支撑剂具有更低密度、更高渗透能力。这些发明虽然解决了常规水力压裂中固相支撑剂注入方面的一些主要问题，但是，自身也存在一定缺陷：在注入过程中相变材料可能会进入天然裂缝和溶洞，同时在相变过程中非相变材料可能会因为滤失使得相变后的裂缝没有流通通道或者导流能力极差。这些可能性在施工过程中是不能避免的。

为了改善相变压裂施工效果，本发明提供了一种两相温度响应相变压裂工艺，通过向地层注入一种相变压裂液体系，该相变压裂液体系由相变液体和温控解除热致凝胶(非相变液体)组成。在地面上相变液体是可流动的液相，注入地层后在地层温度下相变液体形成固相支撑颗粒，温控解除热致凝胶在天然地温场中实现液-凝胶-液的相态转化，利用相变液体和热致凝胶液体的化学变化呈现不同形态，实现相变压裂液体系在施工过程中呈现液相-凝胶中夹杂着固相颗粒-凝胶降解成裂缝中只剩固相颗粒，实现对裂缝壁面的支撑，从而在地层形成高导流能力的通道。

发明内容

本发明的目的在于提供一种两相温度响应相变压裂工艺，利用非相变体系与相变体系的温度响应区别实现安全、有效的相变压裂施工，原理可靠，施工便捷，安全、环保、高效，该工艺降低了相变液体滤失后发生相变影响压裂后地层导流能力的风险，可在地层形成高导流能力的通道，具有广阔的市场前景。

为达到以上技术目的，本发明采用以下技术方案。

通过计算施工过程中地层温度恢复情况，以及非相变体系与相变体系发生化学变化的温度区间，设计相变压裂工艺。其中非相变体系是一种温控效应的化学体系，随温度的增加出现液-冻胶-液的形态变化。而相变体系在地层温度的作用下实现由液相到固相的转变。在施工过程中非相变体系起着对相变体系的保护作用，避免相变体系发生相变充满孔隙和裂缝导致施工失败。在施工完成后随地层温度的恢复，非相变体系从冻胶转变为液体排出井底，相变体系形成的固体支撑裂缝，大幅度提高水力压裂的导流能力。

一种两相温度响应相变压裂工艺，依次包括以下步骤：

(一)查阅储层地质资料，确定改造储层的温度T_e(℃)、改造井段长度L(m)。

(二)确定适用于改造储层的压裂液体系，该压裂液体系包括非相变体系A与相变体系B，该体系必须同时满足下列要求：

1)非相变体系A与相变体系B，在地面温度条件下为液态、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)，压裂液体系在长时间放置后还能用于施工作业。

2)压裂液体系注入储层后，随着地层热量将压裂液加热使其发生物理化学变化：非相变体系A发生液-冻胶-液的形态变化，相变体系B发生液-固的形态变化，体系A形成凝胶后可延长裂缝闭合时间，从而降低因裂缝闭合导致体系B相变失败。

3)非相变体系A形成冻胶的温度T_A，相变体系B形成固相支撑剂的温度T_B，注液过程中井底最高温度T_m(T_A、T_B要高于井底温度变化的最高点T_m，防止注液过程中井筒内发生相变堵塞井筒造成施工失败)。

通过设计T_m＜3/4T_e (a)

然后根据T_m＜T_A＜T_B≤T_e (b)

确定T_m的范围T_m＜T_A＜3/4T_e。

(三)计算前置液C用量及排量，以前置液将井底温度降低至T_m计算前置液注入总量V_m和注入排量q_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；α_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，在分布曲线中找到T_f为T_m＜T_A＜3/4T_e区间对应的前置液注入总量V_m和注入排量q_m的区间范围。

(四)现场施工，过程如下：

1)配制所有入井液；

2)向地层注入前置液C压开地层，注入总量大于V_m，注入排量大于q_m；

3)向地层注入非相变体系A。非相变体系A首先进入微裂缝、孔洞中形成固相凝胶，占据地层主裂缝前段的微裂缝、孔洞，防止后续的相变体系进入微裂缝和孔洞影响施工效果。作业井段长L(m)，非相变体系A用量V_A设计为每米井段0.5-1.5m³；

4)采用三通管线向地层同时注入非相变体系A与相变体系B，或者注入非相变体系A与相变体系B的混合液，非相变体系A与相变体系B的体积百分比为50-70％：30-50％，相变体系B用量V_B设计为每米井段0.5-2m³；

5)向地层注入顶替液D，防止非相变体系A与相变体系B回流井筒，顶替液D的用量为1-1.5倍井筒体积；

6)关井等待井底温度恢复，关井时间为1-3小时；

7)开井返排。

所述非相变体系A由以下组份按重量百分比组成：成胶剂1-35％，调节剂0.1-3％，其余为水。所述成胶剂为葡萄糖胺盐酸盐、N-甲基-D-葡糖胺盐酸盐、羧甲基壳聚糖、脱乙酰壳多糖、壳聚糖磷酸酯或其混合物，所述调节剂为乙酸、柠檬酸、乳酸、酒石酸、苹果酸、富马酸、乙酰胺、乙二胺、1,2-环己二胺、NH₄Cl、甲醛、六次甲基四胺、聚甲醛、三聚甲醛、戌二醛、己二醛、肉桂醛、芫荽醛、香草醛、2-乙氧基-3,4-二氢吡喃、磷酸甲酯、磷酸三甲酯或其混合物。

所述相变体系B为超分子化合物或合成高分子化合物。所述超分子化合物由以下组份按重量百分比组成：超分子构筑单元10-40％，超分子功能单元0-40％，表面活性剂0.5-2％，无机盐0-5％，氧化剂0.5-2％，助溶剂0-2％，其余为溶剂。所述超分子构筑单元为三聚氰胺、三烯丙基异氰脲酸酯或其混合物；所述超分子功能单元为乙酸乙烯酯、丙烯腈或其混合物；所述表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠、吐温20、吐温40、十六烷基三甲基溴化铵其中一种或多种；所述无机盐为磷酸钠、氯化钙、氯化镁其中一种或多种；所述氧化剂为双氧水、过硫酸铵或重铬酸钠；所述助溶剂为聚乙二醇、聚乙烯吡咯烷酮或其混合物；所述溶剂为甲苯、乙基苯、邻二甲苯、间二甲苯或对二甲苯。所述合成高分子化合物由以下组份按重量百分比组成：单体20-80％，交联剂0.5-2％，分散剂0.5-2％，其余为水。所述单体为苯乙烯、二乙烯苯、丙烯酸甲酯、丙烯酸乙酯、丙烯酸正丁酯、甲基丙烯酸甲酯、甲基丙烯酸正丁酯或其混合物；所述交联剂为过氧化苯甲酰、乙酰胺、乙二胺、1,2-环己二胺或其混合物；所述分散剂为聚乙烯醇、羧甲基纤维素、磷酸氢钙或其混合物。

所述前置液C为常规压裂液，如清水、胍胶压裂液、纤维素压裂液或聚丙烯酰胺压裂液。

所述顶替液D为1-3wt％的NH₄Cl水溶液、0.1-1wt％的粘土稳定剂水溶液或0.1-0.3wt％的瓜胶水溶液。

非相变体系A剂是实现清洁相变压裂的根本、有效的保证。直接向地层注入相变材料有将地层天然裂缝、孔洞完全堵塞的风险，同时在裂缝中有不能完全相变而形成弹性封堵的风险。A剂在地面是液相状态，进入地层后在地层温度作用下变成冻胶态，而后又从冻胶态慢慢降解为液相。A剂在相变材料前端注入地层，首先将天然裂缝、孔洞堵住形成凝胶，阻止后续注入B剂进入地层造成伤害。A、B剂同时注入，在地层后A剂形成的凝胶便可有效支撑裂缝、防止B剂聚团，为B剂相变形成有效支撑提供时间。A剂是一种可降解性冻胶体系，在施工完成后，随井底温度的恢复，A剂逐步降解，在裂缝中形成流通通道，B剂形成的固相支撑剂使裂缝具有有效的导流能力。

对相变体系B剂的性能要求是不能与体系A剂互溶，否则不能形成分散相，且B剂在地面状态下是一种液体，注入地层后在一定条件下需转化成固相颗粒。

由于非相变体系A与相变体系B的密度差别不大，故在现场施工中，为方便起见，以体积比代替重量比。

所述前置液C剂安全压开地层，为相变压裂施工的成功提高有效支撑。C剂先将地层压开，降低后续注入液体的注入压力，便可保证后续注入液体的安全性。

所述顶替液D剂的作用是将停留在井筒中的A剂和B剂顶入地层，防止施工后在井筒形成固相，造成灌肠伤害。

与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：

常规水力压裂是要向地层注入固相支撑剂，这会加大施工难度。为了消除携砂给压裂施工带来的难度，石油工作者发明了相变压裂工艺，即向地层注入纯液相相变压裂液，相变压裂液进入地层后在地层中发生物理化学作用由液相转变为固相实现支撑裂缝的作用。但相变压裂也存在施工风险，如果相变压裂液进入天然裂缝、孔洞中发生相变，便会对地层造成严重的伤害；如果在相变压裂液还没相变的情况下，非相变压裂液就完全滤失，相变后的压裂液难以形成有效的导流通道。本发明提供的一种两相温度响应相变压裂工艺，首先向地层注入能发生液-冻胶-液的可降解非相变液体，将天然裂缝、孔洞暂时堵住，有效阻止相变液体进入天然裂缝、孔洞中发生相变引起地层伤害。非相变液体在施工过程中保护相变液体，使其顺利发生相变以及相变后能形成有效的导流通道，本发明清洁、环保、安全、高效，更能确保压裂施工成功，具有广阔的市场应用前景。

具体实施方式

下面根据实施例进一步说明本发明，以便于本技术领域的技术人员理解本发明。但应该清楚，本发明不限于具体实施方式的范围，对本技术领域的普通技术人员来讲，只要各种变化在所附的权利要求限定和确定的本发明的精神和范围内，均在保护之列。

实施例1

以D油田M井工程改造为实施对象，利用天然地温场实现两相温度响应相变压裂工艺。

(一)查阅储层地质资料，该储层的地层温度T_e＝95℃，改造井段长L＝110m。

(二)确定适用于改造储层的压裂液体系，非相变体系A₁与相变体系B₁。

非相变体系A₁：8％N-甲基-D-葡糖胺盐酸盐+2％羧甲基壳聚糖+0.5％NH₄Cl+1％甲醛+0.5％乙二胺，其余为水。

相变体系B₁：30％苯乙烯+30％二乙烯苯+10％甲基丙烯酸甲酯+1％过氧化苯甲酰+0.5％乙二胺+0.5％聚乙烯醇+0.5％磷酸氢钙，其余为水。

非相变体系A₁和相变体系B₁在地面温度20-35℃下为液态、性能稳定、不发生化学变化。

A₁从60℃逐渐发生化学变化形成冻胶态，92℃开始缓慢降解，B₁在70℃开始发生化学变化形成固体，温度升高不降解。

井底温度变化的最高点T_m＜3/4T_e，即T_m＜71.25℃，T_A＝60℃，T_B＝70℃。为了满足T_m＜T_A＜T_B≤T_e。即T_m设计为T_m＜60℃。

(三)计算前置液C₁用量及排量，以前置液将井底温度降低至60℃以下为设计用量及排量。C₁用量为150m³，注入排量为5-9m³/min，井底温度T_f在41-60℃之间变化。

(四)现场施工，过程如下：

1)配制所有入井液；

每100g非相变体系A₁配制过程：量取88g水，然后不分先后搅拌缓慢加入8g N-甲基-D-葡糖胺盐酸盐，2g羧甲基壳聚糖，0.5g NH₄Cl，1g六次甲基四胺，0.5g乙二胺，直到搅拌均匀即配制完成。

每100g相变体系B₁配制过程：量取27.5g水，然后搅拌缓慢加入0.5g聚乙烯醇，0.5g磷酸氢钙，待完全分散后不分先后搅拌缓慢加入30g苯乙烯，30g二乙烯苯，10g甲基丙烯酸甲酯，1g过氧化苯甲酰，0.5g乙二胺，直到搅拌均匀即配制完成。

前置液C₁为常规压裂液1％胍胶，99％水，每100g前置液C₁配制，称取99g水，缓慢加入1g瓜胶搅拌均匀。

顶替液D₁为1％NH₄Cl水溶液，每100g顶替液D₁配制，称取99g水，加入1g NH₄Cl搅拌均匀。

2)向地层注入前置液C₁压开地层。注入量为150m³，注入排量为5-8m³/min；

3)向地层注入非相变体系A₁。非相变体系A₁用量V_A为每米井段0.6m³，总用量为66m³；

4)采用三通管线向地层同时注入非相变体系A₁与相变体系B₁，B₁剂每米井段1m³，B₁剂总量为110m³，A₁：B₁＝50：50，A₁剂总量为110m³；

5)向地层注入顶替液D₁，D₁剂用量为1.2倍井筒体积，计算得井筒容积＝38m³，D₁用量为45.6m³；

6)关井2小时等待井底温度恢复；

7)开井返排。

D油田M井压裂改造前日产液18m³,改造后日产液96m³。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、安全的相变压裂技术。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两相温度响应相变压裂工艺在石油开采工程作业中有显著增产的效果。

实施例2

以D油田R井工程改造为实施对象，利用天然地温场实现两相温度响应相变压裂工艺。

(一)查阅储层地质资料，该储层的地层温度T_e＝95℃，改造井段长L＝95m。

(二)确定适用于改造储层的压裂液体系，非相变体系A₂与相变体系B₂。

非相变体系A₂：5％葡萄糖胺盐酸盐+5％N-甲基-D-葡糖胺盐酸盐+3％羧甲基壳聚糖+2％脱乙酰壳多糖+0.5％柠檬酸+1％乙酰胺+1％戌二醛+0.5％磷酸三甲酯，其余为水。

相变体系B₂：25％苯乙烯+25％二乙烯苯+5％丙烯酸甲酯+5％甲基丙烯酸甲酯+1％过氧化苯甲酰+0.5％1,2-环己二胺+0.5％羧甲基纤维素+0.5％磷酸氢钙，其余为水。

非相变体系A₂和相变体系B₂在地面温度20-35℃下为液态、性能稳定、不发生化学变化。

A₂从60℃逐渐发生化学变化形成冻胶态，92℃开始缓慢降解，B₂在70℃开始发生化学变化形成固体，温度升高不降解。

井底温度变化的最高点T_m＜3/4T_e，即T_m＜71.25℃，T_A＝60℃，T_B＝70℃。为了满足T_m＜T_A＜T_B≤T_e。即T_m设计为T_m＜60℃。

(三)计算前置液C₂用量及排量，以前置液将井底温度降低至60℃以下为设计用量及排量。C₂用量为135m³，注入排量为5-9m³/min，井底温度T_f在41-60℃之间变化。

(四)现场施工，过程如下：

1)配制所有入井液；

每100g非相变体系A₂配制过程：量取82g水，然后不分先后搅拌缓慢加入5g葡萄糖胺盐酸盐，5g N-甲基-D-葡糖胺盐酸盐，3g羧甲基壳聚糖，2g脱乙酰壳多糖，0.5g柠檬酸，1g乙酰胺，1g戌二醛，0.5g磷酸三甲酯，直到搅拌均匀即配制完成。

每100g相变体系B₂配制过程：量取37.5g水，然后搅拌缓慢加入0.5g羧甲基纤维素，0.5g磷酸氢钙，待完全分散后不分先后搅拌缓慢加入25g苯乙烯，25g二乙烯苯，5g丙烯酸甲酯，5g甲基丙烯酸甲酯，1g过氧化苯甲酰，0.5g1,2-环己二胺，直到搅拌均匀即配制完成。

前置液C₂为常规压裂液0.8％胍胶，99.2％水，每100g前置液C₂配制，称取99.2g水，缓慢加入0.8g瓜胶搅拌均匀。

顶替液D₂为1％NH₄Cl水溶液，每100g顶替液D₂配制，称取99g水，加入1g NH₄Cl搅拌均匀。

2)向地层注入前置液C₂压开地层。注入量为135m³，注入排量为5-8m³/min；

3)向地层注入非相变体系A₂。非相变体系A₂用量V_A为每米井段0.5m³，总用量为47.5m³；

4)均匀混合非相变体系A₂与相变体系B₂注入地层，B₂剂每米井段1.2m³，B₂剂总量为114m³，A₂：B₂＝50：50，A₂剂总量为114m³；

5)向地层注入顶替液D₂剂，D₂剂用量为1.3倍井筒体积，计算得井筒容积＝38m³，D₂用量为49.4m³；

6)关井2小时等待井底温度恢复；

7)开井返排。

D油田R井压裂改造前日产液21m³,改造后日产液123m³。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、安全的相变压裂技术。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两相温度响应相变压裂工艺在石油开采工程作业中有显著增产的效果。

Claims (3)

1.一种两相温度响应相变压裂工艺，依次包括以下步骤：

（一）确定改造储层的温度T_e、改造井段长度L；

（二）确定改造储层的压裂液体系，该压裂液体系包括非相变体系A与相变体系B，必须同时满足下列要求：

1）非相变体系A与相变体系B在地面温度条件下为液态、性能稳定；

2）压裂液体系注入储层后，非相变体系A发生液-冻胶-液的形态变化，相变体系B发生液-固的形态变化；

3）非相变体系A形成冻胶的温度T_A，相变体系B形成固相支撑剂的温度T_B，注液过程中井底最高温度T_m，令T_m＜3/4 T_e，T_m＜T_A＜T_B≤T_e ，确定T_m的范围T_m＜T_A＜3/4 T_e；

所述非相变体系A由以下组份按重量百分比组成：成胶剂1-35%，调节剂0.1-3%，其余为水；所述成胶剂为葡萄糖胺盐酸盐、N-甲基-D-葡糖胺盐酸盐、羧甲基壳聚糖、脱乙酰壳多糖、壳聚糖磷酸酯或其混合物，所述调节剂为乙酸、柠檬酸、乳酸、酒石酸、苹果酸、富马酸、乙酰胺、乙二胺、1,2-环己二胺、NH₄Cl、甲醛、六次甲基四胺、聚甲醛、三聚甲醛、戌二醛、己二醛、肉桂醛、芫荽醛、香草醛、2-乙氧基-3,4-二氢吡喃、磷酸甲酯、磷酸三甲酯或其混合物；

所述相变体系B为超分子化合物或合成高分子化合物；所述超分子化合物由以下组份按重量百分比组成：超分子构筑单元10-40%，超分子功能单元0-40%，表面活性剂0.5-2%，无机盐0-5%，氧化剂0.5-2%，助溶剂0-2%，其余为溶剂；所述超分子构筑单元为三聚氰胺、三烯丙基异氰脲酸酯或其混合物；所述超分子功能单元为乙酸乙烯酯、丙烯腈或其混合物；所述表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠、吐温20、吐温40、十六烷基三甲基溴化铵其中一种或多种；所述无机盐为磷酸钠、氯化钙、氯化镁其中一种或多种；所述氧化剂为双氧水、过硫酸铵或重铬酸钠；所述助溶剂为聚乙二醇、聚乙烯吡咯烷酮或其混合物；所述溶剂为甲苯、乙基苯、邻二甲苯、间二甲苯或对二甲苯；所述合成高分子化合物由以下组份按重量百分比组成：单体20-80%，交联剂0.5-2%，分散剂0.5-2%，其余为水；所述单体为苯乙烯、二乙烯苯、丙烯酸甲酯、丙烯酸乙酯、丙烯酸正丁酯、甲基丙烯酸甲酯、甲基丙烯酸正丁酯或其混合物；所述交联剂为过氧化苯甲酰、乙酰胺、乙二胺、1,2-环己二胺或其混合物；所述分散剂为聚乙烯醇、羧甲基纤维素、磷酸氢钙或其混合物；

（三）以前置液将井底温度降低至T_m计算前置液注入总量V_m和注入排量q_m；

（四）现场施工，过程如下：

1）配制所有入井液；

2）向地层注入前置液C压开地层，注入总量大于V_m，注入排量大于q_m；

3）向地层注入非相变体系A，非相变体系A用量V_A设计为每米井段0.5-1.5 m³；

4）采用三通管线向地层同时注入非相变体系A与相变体系B，或者注入非相变体系A与相变体系B的混合液，非相变体系A与相变体系B的体积百分比为50-70% ：30-50%，相变体系B用量V_B设计为每米井段0.5-2 m³；

5）向地层注入顶替液D，顶替液D的用量为1-1.5倍井筒体积；

6）关井1-3小时；

7）开井返排。

2.如权利要求1所述的一种两相温度响应相变压裂工艺，其特征在于，所述前置液C为清水、胍胶压裂液、纤维素压裂液或聚丙烯酰胺压裂液。

3.如权利要求1所述的一种两相温度响应相变压裂工艺，其特征在于，所述顶替液D为1-3wt%的NH₄Cl水溶液、0.1-1wt%的粘土稳定剂水溶液或0.1-0.3wt%的瓜胶水溶液。