CN112901110A - 一种盐度响应型乳状液用于暂堵转向压裂的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种盐度响应型乳状液用于暂堵转向压裂的方法，该方法包括步骤：一、制备盐度响应型乳状液；二、注入盐度响应型乳状液封堵老裂缝或者高渗透层；三、老化盐度响应型乳状液并引发转相形成封堵；四、注入压裂液进行转向压裂形成新裂缝。本发明提供的盐度响应型乳状液转向剂具有配制简单、封堵性能高、地层伤害小的优点，解决了现有转向剂封堵强度低、使用工艺复杂、不易破胶或者降解、返排率低、地层伤害大的问题。该转向剂能够有效封堵原裂缝，进而进行转向压裂后形成与原裂缝具有一定角度的新裂缝，从而形成更多的油气渗流通道和增大泄油面积，大幅提高原油采收率和经济效益，便于推广使用。
Description
技术领域
本发明属于盐度响应型乳状液用于转向压裂技术领域，具体涉及一种盐度响应型乳状液用于暂堵转向压裂的方法。
背景技术
近年来，随着技术不断进步，我国非常规油气勘探开发也取得了重要进展，非常规油气资源正在成为油气勘探开发的现实与接替资源，但致密油、致密气、页岩油气这些非常规油气储层物性差，油气井无自然产能，必须进行压裂才能投产。由于受到地应力、岩石脆性指数的影响，压裂裂缝沿某一方向延伸，油气井生产一段时间后，初次压裂形成的裂缝附近的油气储量不断被开采出来，但未与裂缝接触的储层中仍有大量剩余油气储量无法动用。转向压裂技术是通过暂堵老裂缝或者高渗透层，在与老裂缝或者高渗透层成一定角度的方向上形成新的裂缝，从而形成更多的油气渗流通道，提高单井产量和最终油气采收率的技术。
转向压裂技术的关键是转向剂，转向剂需要能暂堵老裂缝或者地层中的高渗透层，从而使压裂液转向中低渗透层，进而在中低渗透层中形成新裂缝，通过新裂缝来采出储层中大量的未动用的剩余油气，同时又要求在暂堵压裂完成后能有效解除暂堵作用、对地层伤害小。目前主要的压裂转向剂有颗粒转向剂、泡沫、粘弹性表面活性剂、可降解纤维等。但是，颗粒转向剂的缺点是颗粒的硬度较大，颗粒挤压形成的滤饼不致密，封堵强度较低。泡沫转向剂的缺点是现场应用时需要大量气体制备泡沫，设备相对复杂，而且起泡性能易受地层水和地层原油的影响。粘弹性表面活性剂、可降解纤维主要是暂堵压裂完成后不易破胶或者降解，返排率低，大部分滞留在地层中，因此对地层伤害大。所以，目前缺少一种配制简单、稳定性能高、地层伤害小的转向剂。
CN106543996A虽然公开了一种用十二烷基苯磺酸钙和纳米二氧化硅制备而成的油包水乳状液作为酸化暂堵转向剂，但是该发明专利的实施例显示该转向剂在高速剪切速率121.86s-1下，其粘度仍然高达88.31mPa.s，因此该转向剂在现场实际注入过程中由于粘度高会比较难注入，只能注入到井筒附近的裂缝或者高渗透层中，在井筒附近形成封堵，无法运移到地层深部，封堵强度较弱。CN109762543A公开了一种可以应用在高温高盐条件下的耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂，该转向剂同样是由柴油、乳化剂和水配制而成的油包水乳状液作为暂堵酸化转向剂，虽然具有耐温耐盐的优点，但是该发明专利的实施例显示该转向剂在优选的油水比3∶7下，其粘度仍然高达302.7mPa.s，因此该转向剂同样在现场实际注入过程中由于粘度高会比较难注入，只能注入到井筒附近的裂缝或者高渗透层中，在井筒附近形成封堵，无法运移到地层深部，封堵强度较弱。
发明内容
本发明所要解决的技术问题在于针对上述现有技术中的不足，提供一种盐度响应型乳状液用于暂堵转向压裂的方法，利用盐度响应型乳状液能够有效封堵老裂缝或者高渗透层，进而压裂形成与老裂缝或者高渗透层具有一定角度的新裂缝，从而在中低渗透层中形成更多的油气渗流通道，提高单井产量和最终油气采收率，且便于推广使用。
为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案是：一种盐度响应型乳状液用于暂堵转向压裂的方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
步骤一、制备盐度响应型乳状液，所述盐度响应型乳状液其特征在于，包括稠油、亲水型乳化剂、亲油型乳化剂和配液水；所述盐度响应型乳状液中稠油的质量分数为15％～40％，亲水型乳化剂的质量分数为0.1％～0.9％，亲油型乳化剂的质量分数为0.1％～0.8％，配液水的质量分数为60％～85％；所述稠油在60℃下的粘度为100～5000mPa·s；所述亲水型乳化剂为硅酸镁锂纳米颗粒、吐温80型乳化剂和石油磺酸钠中的一种或者多种；所述亲油型乳化剂为硬脂酸镁纳米颗粒、司盘60型乳化剂和OP-4乳化剂中的一种或者多种；所述配液水为清水或者经过处理的油田回注污水和清水的混合物；制备盐度响应型乳状液包括以下步骤：
步骤101、配制亲水型乳化剂水溶液，室温下取60～85g配液水加入烧杯中，向去配液水中加入0.1～0.9g亲水型乳化剂，利用均质机或者乳化机在1000～2000rpm搅拌速度下搅拌10～30分钟，得到亲水型乳化剂水溶液；
步骤102、预热亲水型乳化剂水溶液，将上述亲水型乳化剂水溶液密封并放置到恒温箱中在60～80℃下恒温1～5小时；
步骤103、添加稠油和亲油型乳化剂并预热混合物，向上述亲水型乳化剂水溶液中加入15～40g稠油和0.1～0.8g亲油型表面活性剂，然后将上述混合物密封并放置到恒温箱中在60～80℃下恒温4～10小时，得到稠油、乳化剂和配液水的混合物；
步骤104、利用均质机或者乳化机高速搅拌混合物，将上述加热的混合物放入到均质机或者乳化机中，在搅拌速度为3000～10000rpm下搅拌15～60分钟，便可得到初始粘度低于15mPa·s的盐度响应型乳状液；
步骤二、注入盐度响应型乳状液封堵老裂缝或者高渗透层，为了防止在近井地带盐度响应型乳状液遇到高矿化度地层水后发生转相，所以首先向井中注入少量低矿化度水作为预冲洗段塞，然后再注入盐度响应型乳状液；
步骤三、老化盐度响应型乳状液并引发转相形成封堵，关闭注入井2-6天来老化盐度响应型乳状液，在老化过程中原始地层水中高矿化度盐离子会引发乳状液转相形成高粘度稠油包水型乳状液，进而在近井地带和地层深部均有效暂时封堵老裂缝或者高渗透层，为后续的转向压裂中使压裂液顺利进入中低渗透层创造转向条件；
步骤四、注入压裂液体系进行转向压裂，形成新裂缝。
优选的，在步骤一中，制备成功的盐度响应型乳状液的初始粘度要低于15cp；盐度响应型乳状液对矿化度比较敏感，在低矿化度下它是粘度较低的水包稠油乳状液，但是在高矿化度下就会发生转相并转变为高粘度的稠油包水型乳状液，原始地层水矿化度要高于转向矿化度，因此该乳状液遇到原始地层水时会发生转相；为了防止盐度响应型乳状液遇到高矿化度的地层水后发生转相并转变为高粘度的稠油包水型乳状液，进而阻碍其运移到老裂缝或者高渗透层深部，所以首先向井中注入少量的低矿化度水作为预冲洗段塞；
优选的，在步骤二中，预冲洗段塞的体积注入量是设计转向压裂半径范围内老裂缝或者高渗透层孔隙体积的10％-15％；盐度响应型乳状液的体积注入量为设计转向压裂半径范围内老裂缝或者高渗透层孔隙体积的15％-35％；由于老裂缝或者高渗透层的渗透率较高，所以注入的盐度响应型乳状液会首先流入流动阻力较小的老裂缝或者高渗透层内，并且利用乳状液液滴形成的贾敏效应对老裂缝或者高渗透层逐渐形成有效封堵；
优选的，在步骤三中，由于预冲洗段塞的注入量较少且随着后续乳状液的持续注入，预冲洗段塞就会被顶替到地层深部并持续变薄，所以在老化过程中，原始地层水中的高矿化度盐离子就会很容易突破预冲洗段塞并接触到盐度响应型乳状液，从而引发转相，乳状液转变为高粘度的稠油包水型乳状液，进而有效封堵老裂缝或者高渗透层，同时实现了步骤二中盐度响应型乳状液的贾敏效应封堵和步骤三中的转相封堵的双重封堵能力。
本发明与现有技术相比具有以下优点：
1、本发明盐度响应型乳状液用于暂堵转向压裂的方法，制备盐度响应型乳状液的原材料原油和水可以直接从油田现场获得，所以该方法具有低成本、易制备的优点，比注入颗粒转向剂、泡沫、粘弹性表面活性剂、可降解纤维暂堵剂或者应用机械转向技术，成本低，操作简单。
2、本发明中盐度响应型乳状液具有注入性好、地层深部运移性能好、封堵性能好、配伍性能好的优点，由于其具有远低于粘弹性表面活性剂和油包水乳状液的初始粘度，因此它具有更好的注入性，良好的注入性是转向剂在油田现场应用中的重要优势性能；
3、本发明中盐度响应型乳状液具有盐度响应型，当该乳状液遇到矿化度高的地层水时会发生转相，由粘度很低的水包稠油乳状液转相为粘度非常高的稠油包水型乳状液，进而形成很强的封堵性能，而且该乳状液在地层孔隙中还可以通过贾敏效应产生的较小压差的逐步累加来实现对孔隙的封堵，因此该乳状液具有贾敏效应封堵和转相封堵双重封堵性能。
4、本发明中利用的盐度响应型乳状液堵塞形成的是暂堵技术，随着转向压裂完成后，油藏中稀油的不断产出，稀油会不断溶解稠油包水乳状液，进而使稠油包水乳状液发生破坏进而解除封堵，因此，该转向剂返排率高，对地层伤害小；而且盐度响应型乳状液是由油田现场采出的地层水和稠油配制而成，它与地层流体有很好的配伍性，不会对地层造成污染和二次伤害，因此，比颗粒转向剂、泡沫、粘弹性表面活性剂、可降解纤维暂堵转向剂对油藏储层的伤害小。
综上所述，本发明设计新颖合理，盐度响应型乳状液具有成本低、易制备、能有效封堵老裂缝或者高渗透层、注入性好、地层深部运移性能好、封堵性能好、配伍性能好、易破乳的优点，可以有效封堵老裂缝或者高渗透层，进而进行转向压裂形成与老裂缝或者高渗透层具有一定角度的新裂缝，从而在中低渗透层中形成更多的油气渗流通道，提高单井产量和最终油气采收率，且便于推广使用。
下面通过附图和实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。
附图说明
图1为本发明方法的流程框图。
具体实施方式
实施例1
如图1所示的一种盐度响应型乳状液用于暂堵转向压裂的方法，包括以下步骤：
步骤一、制备盐度响应型乳状液，所述盐度响应型乳状液其特征在于，包括稠油、亲水型乳化剂、亲油型乳化剂和配液水；所述盐度响应型乳状液中60℃下的粘度为2800mPa·s稠油的质量分数为24％，硅酸镁锂纳米颗粒和石油磺酸钠的质量分数分别为0.4％和0.4％，硬脂酸镁纳米颗粒和司盘60型乳化剂的质量分数分别为0.5％和0.3％，清水的质量分数为74.4％；制备盐度响应型乳状液包括以下步骤：
步骤101、配制亲水型乳化剂水溶液，室温下取74.4g清水加入烧杯中，向去清水中加入0.4g硅酸镁锂纳米颗粒和0.4g石油磺酸钠，利用均质机或者乳化机在3500rpm搅拌速度下搅拌25分钟，得到亲水型乳化剂水溶液；
步骤102、预热亲水型乳化剂水溶液，将上述亲水型乳化剂水溶液密封并放置到恒温箱中在60℃下恒温2小时；
步骤103、添加稠油和亲油型乳化剂并预热混合物，向上述亲水型乳化剂水溶液中加入24g稠油、0.5g硬脂酸镁纳米颗粒和0.3g司盘60型乳化剂，然后将上述混合物密封并放置到恒温箱中在65℃下恒温6小时，得到稠油、乳化剂和清水的混合物；
步骤104、利用乳化机高速搅拌混合物，将上述加热的混合物放入到乳化机中，在搅拌速度为8000rpm下搅拌40分钟，便可得到粒径中值为4.6微米、初始粘度为11.2mPa·s的盐度响应型乳状液转向剂。
步骤二、注入盐度响应型乳状液封堵老裂缝或者高渗透层，表1展示了70℃下不同剪切速率下盐度响应型乳状液的粘度。从表1中可以看出乳状液在高剪切速率下体系粘度很低，易于注入地层，具有良好的注入性。
表1不同剪切速率下盐度响应型乳状液转向剂的粘度
| 剪切速率(s<sup>-1</sup>) | 7.34 | 14.6 | 20.4 | 40.5 | 60.8 |
| 粘度(mPa.s) | 11.2 | 7.2 | 5.2 | 5.3 | 5.1 |
使用上述制备的盐度响应型乳状液转向剂进行并联岩心驱替实验，评价该乳状液对不同渗透率级差的岩心中液体的暂堵转向能力：(1)选取渗透率分别为1000毫达西和8毫达西的高渗透率岩心和低渗透率岩心组成并联岩心，对并联岩心注水，测定水流经不同渗透率岩心时的分流率；(2)向岩心中注入高渗透岩心孔隙体积10％的低矿化度水作为预冲洗段塞，然后再注入高渗透岩心孔隙体积35％的盐度响应型乳状液暂堵转向剂；
步骤三、老化盐度响应型乳状液并引发转相形成封堵，关闭并联岩心2天来老化盐度响应型乳状液，使其发生转相形成封堵；对并联岩心注水，再次测定水流经并联岩心的分流率，上述实验中的注入速度均为12ml/h；
表2展示了盐度响应型乳状液暂堵前后并联岩心渗透率和分流率的变化。由表2可以看出，由于盐度响应型乳状液暂堵转向作用，高渗透率岩心的渗透率降低99％，而低渗透率岩心的渗透率仅降低9％，且暂堵后，低渗透率岩心分水率提高了76倍，成为主要渗流通道。上述实验结果表明，该乳状液暂堵转向剂具有良好的封堵能力，可实现对高渗储层的封堵，从而改变液相渗流通道，能使后续转向压裂过程中的压裂液实现转向，进入到中低渗透层中。
表2暂堵前后并联岩心模型渗透率变化和分流率变化
步骤四、注入压裂液体系进行转向压裂，形成新裂缝。
实施例2
本实施例与实施例1不同的是，本实施例在步骤一中制备的盐度响应型乳状液不同，本实施例的盐度响应型乳状液包括稠油、亲水型乳化剂、亲油型乳化剂和配液水；所述盐度响应型乳状液中60℃下的粘度为1500mPa·s稠油的质量分数为28％，吐温80型乳化剂和石油磺酸钠的质量分数分别为0.3％和0.25％，硬脂酸镁纳米颗粒的质量分数为0.65％，清水的质量分数为70.8％；制备盐度响应型乳状液包括以下步骤：
步骤101、配制亲水型乳化剂水溶液，室温下取70.8g清水加入烧杯中，向去清水中加入0.3g吐温80型乳化剂和0.25g石油磺酸钠，利用均质机或者乳化机在2000rpm搅拌速度下搅拌15分钟，得到亲水型乳化剂水溶液；
步骤102、预热亲水型乳化剂水溶液，将上述亲水型乳化剂水溶液密封并放置到恒温箱中在60℃下恒温1.6小时；
步骤103、添加稠油和亲油型乳化剂并预热混合物，向上述亲水型乳化剂水溶液中加入28g稠油、0.65g硬脂酸镁纳米颗粒，然后将上述混合物密封并放置到恒温箱中在60℃下恒温6小时，得到稠油、乳化剂和清水的混合物；
步骤104、利用乳化机高速搅拌混合物，将上述加热的混合物放入到乳化机中，在搅拌速度为6500rpm下搅拌30分钟，便可得到粒径中值为4.8微米、初始粘度为10.8mPa·s的盐度响应型乳状液转向剂；
步骤二、注入盐度响应型乳状液封堵老裂缝或者高渗透层，表3展示了70℃下不同剪切速率下盐度响应型乳状液的粘度。从表3中可以看出乳状液在高剪切速率下体系粘度很低，易于注入地层，具有良好的注入性。
表3不同剪切速率下盐度响应型乳状液转向剂的粘度
| 剪切速率(s<sup>-1</sup>) | 7.34 | 14.6 | 20.4 | 40.5 | 60.8 |
| 粘度(mPa.s) | 10.8 | 7.1 | 5.0 | 4.9 | 4.8 |
使用上述制备的盐度响应型乳状液转向剂进行并联岩心驱替实验，评价该乳状液对不同渗透率级差的岩心中液体的暂堵转向能力：(1)选取渗透率分别为1500毫达西和9毫达西的高渗透率岩心和低渗透率岩心组成并联岩心，对并联岩心注水，测定水流经不同渗透率岩心时的分流率；(2)向岩心中注入高渗透岩心孔隙体积13％的低矿化度水作为预冲洗段塞，然后再注入高渗透岩心孔隙体积30％的盐度响应型乳状液暂堵转向剂；
步骤三、老化盐度响应型乳状液并引发转相形成封堵，关闭并联岩心3天来老化盐度响应型乳状液，使其发生转相形成封堵；对并联岩心注水，再次测定水流经并联岩心的分流率。上述实验中的注入速度均为12ml/h；
表4展示了盐度响应型乳状液暂堵前后并联岩心渗透率和分流率的变化。由表4可以看出，由于盐度响应型乳状液暂堵转向作用，高渗透率岩心的渗透率降低99％，而低渗透率岩心的渗透率仅降低10％，且暂堵后，低渗透率岩心分水率提高了61倍，成为主要渗流通道。上述实验结果表明，该乳状液暂堵转向剂具有良好的封堵能力，可实现对高渗储层的封堵，从而改变液相渗流通道，能使后续转向压裂过程中的压裂液实现转向，进入到中低渗透层中。
表4暂堵前后并联岩心模型渗透率变化和分流率变化
步骤四、注入压裂液体系进行转向压裂，形成新裂缝。
实施例3
本实施例与实施例2不同的是，本实施例在步骤一中制备的盐度响应型乳状液不同，本实施例的盐度响应型乳状液包括稠油、亲水型乳化剂、亲油型乳化剂和配液水；所述盐度响应型乳状液中60℃下的粘度为3500mPa·s稠油的质量分数为26％，硅酸镁锂纳米颗粒和吐温80型乳化剂的质量分数分别为0.3％和0.3％，司盘60型乳化剂和OP-4乳化剂的质量分数分别为0.3％和0.4％，清水的质量分数为73.7％；制备盐度响应型乳状液包括以下步骤：
步骤101、配制亲水型乳化剂水溶液，室温下取73.7g清水加入烧杯中，向去清水中加入0.3g硅酸镁锂纳米颗粒和0.3g吐温80型乳化剂，利用均质机或者乳化机在3500rpm搅拌速度下搅拌20分钟，得到亲水型乳化剂水溶液；
步骤102、预热亲水型乳化剂水溶液，将上述亲水型乳化剂水溶液密封并放置到恒温箱中在60℃下恒温1.9小时；
步骤103、添加稠油和亲油型乳化剂并预热混合物，向上述亲水型乳化剂水溶液中加入26g稠油、0.3g司盘60型乳化剂和0.4gOP-4乳化剂，然后将上述混合物密封并放置到恒温箱中在68℃下恒温6小时，得到稠油、乳化剂和清水的混合物；
步骤104、利用乳化机高速搅拌混合物，将上述加热的混合物放入到乳化机中，在搅拌速度为8500rpm下搅拌35分钟，便可得到粒径中值为5.4微米、初始粘度为11.4mPa·s的盐度响应型乳状液深部调剖剂；
步骤二、注入盐度响应型乳状液封堵老裂缝或者高渗透层，表5展示了70℃下不同剪切速率下盐度响应型乳状液的粘度。从表5中可以看出乳状液在高剪切速率下体系粘度很低，易于注入地层，具有良好的注入性。
表5不同剪切速率下盐度响应型乳状液转向剂的粘度
| 剪切速率(s<sup>-1</sup>) | 7.34 | 14.6 | 20.4 | 40.5 | 60.8 |
| 粘度(mPa.s) | 11.4 | 8.0 | 6.3 | 6.1 | 6.2 |
使用上述制备的盐度响应型乳状液转向剂进行并联岩心驱替实验，评价该乳状液对不同渗透率级差的岩心中液体的暂堵转向能力：(1)选取渗透率分别为2000毫达西和10毫达西的高渗透率岩心和低渗透率岩心组成并联岩心，对并联岩心注水，测定水流经不同渗透率岩心时的分流率；(2)向岩心中注入高渗透岩心孔隙体积15％的低矿化度水作为预冲洗段塞，然后再注入高渗透岩心孔隙体积35％的盐度响应型乳状液暂堵转向剂；
步骤三、老化盐度响应型乳状液并引发转相形成封堵，关闭并联岩心3.5天来老化盐度响应型乳状液，使其发生转相形成封堵；对并联岩心注水，再次测定水流经并联岩心的分流率。上述实验中的注入速度均为12ml/h；
表6展示了盐度响应型乳状液暂堵前后并联岩心渗透率和分流率的变化。由表6可以看出，由于盐度响应型乳状液暂堵转向作用，高渗透率岩心的渗透率降低99％，而低渗透率岩心的渗透率仅降低11％，且暂堵后，低渗透率岩心分水率提高了45倍，成为主要渗流通道。上述实验结果表明，该乳状液暂堵转向剂具有良好的封堵能力，可实现对高渗储层的封堵，从而改变液相渗流通道，能使后续转向压裂过程中的压裂液实现转向，进入到中低渗透层中。
表6暂堵前后并联岩心模型渗透率变化和分流率变化
步骤四、注入压裂液体系进行转向压裂，形成新裂缝。
以上所述，仅是本发明的较佳实施例，并非对本发明作任何限制，凡是根据本发明技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、变更以及等效结构变化，均仍属于本发明技术方案的保护范围内。
Claims (4)
1.一种盐度响应型乳状液用于暂堵转向压裂的方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
步骤一、制备盐度响应型乳状液，所述盐度响应型乳状液其特征在于，包括稠油、亲水型乳化剂、亲油型乳化剂和配液水；所述盐度响应型乳状液中稠油的质量分数为15％～40％，亲水型乳化剂的质量分数为0.1％～0.9％，亲油型乳化剂的质量分数为0.1％～0.8％，配液水的质量分数为60％～85％；所述稠油在60℃下的粘度为100～5000mPa·s；所述亲水型乳化剂为硅酸镁锂纳米颗粒、吐温80型乳化剂和石油磺酸钠中的一种或者多种；所述亲油型乳化剂为硬脂酸镁纳米颗粒、司盘60型乳化剂和OP-4乳化剂中的一种或者多种；所述配液水为清水或者经过处理的油田回注污水和清水的混合物；制备盐度响应型乳状液包括以下步骤：
步骤101、配制亲水型乳化剂水溶液，室温下取60～85g配液水加入烧杯中，向去配液水中加入0.1～0.9g亲水型乳化剂，利用均质机或者乳化机在1000～2000rpm搅拌速度下搅拌10～30分钟，得到亲水型乳化剂水溶液；
步骤102、预热亲水型乳化剂水溶液，将上述亲水型乳化剂水溶液密封并放置到恒温箱中在60～80℃下恒温1～5小时；
步骤103、添加稠油和亲油型乳化剂并预热混合物，向上述亲水型乳化剂水溶液中加入15～40g稠油和0.1～0.8g亲油型表面活性剂，然后将上述混合物密封并放置到恒温箱中在60～80℃下恒温4～10小时，得到稠油、乳化剂和配液水的混合物；
步骤104、利用均质机或者乳化机高速搅拌混合物，将上述加热的混合物放入到均质机或者乳化机中，在搅拌速度为3000～10000rpm下搅拌15～60分钟，便可得到初始粘度低于15mPa·s的盐度响应型乳状液；
步骤二、注入盐度响应型乳状液封堵老裂缝或者高渗透层，为了防止在近井地带盐度响应型乳状液遇到高矿化度地层水后发生转相，所以首先向井中注入少量低矿化度水作为预冲洗段塞，然后再注入盐度响应型乳状液；
步骤三、老化盐度响应型乳状液并引发转相形成封堵，关井2-6天来老化盐度响应型乳状液，在老化过程中原始地层水中高矿化度盐离子会引发乳状液转相形成高粘度稠油包水型乳状液，进而在近井地带和地层深部均有效暂时封堵老裂缝或者高渗透层，为后续的转向压裂中使压裂液顺利进入中低渗透层创造转向条件；
步骤四、注入压裂液进行转向压裂，形成新裂缝。
2.按照权利要求1的一种盐度响应型乳状液用于暂堵转向压裂的方法，其特征在于：步骤一中，制备成功的盐度响应型乳状液的初始粘度要低于15cp；盐度响应型乳状液对矿化度比较敏感，在低矿化度下它是粘度较低的水包稠油乳状液，但是在高矿化度下就会发生转相并转变为高粘度的稠油包水型乳状液，原始地层水矿化度要高于转向矿化度，因此该乳状液遇到原始地层水时会发生转相；为了防止盐度响应型乳状液遇到高矿化度的地层水后发生转相并转变为高粘度的稠油包水型乳状液，进而阻碍其运移到老裂缝或者高渗透层深部，所以首先向井中注入少量的低矿化度水作为预冲洗段塞。
3.按照权利要求1的一种盐度响应型乳状液用于暂堵转向压裂的方法，其特征在于：步骤二中，预冲洗段塞的体积注入量是设计转向压裂半径范围内老裂缝或者高渗透层孔隙体积的10％-15％；盐度响应型乳状液的体积注入量为设计转向压裂半径范围内老裂缝或者高渗透层孔隙体积的15％-35％；由于老裂缝或者高渗透层的渗透率较高，所以注入的盐度响应型乳状液会首先流入流动阻力较小的老裂缝或者高渗透层内，并且利用乳状液液滴形成的贾敏效应对老裂缝或者高渗透层逐渐形成有效封堵。
4.按照权利要求1的一种盐度响应型乳状液用于暂堵转向压裂的方法，其特征在于：步骤三中，由于预冲洗段塞的注入量较少且随着后续乳状液的持续注入，预冲洗段塞就会被顶替到地层深部并持续变薄，所以在老化过程中，原始地层水中的高矿化度盐离子就会很容易突破预冲洗段塞并接触到盐度响应型乳状液，从而引发转相，乳状液转变为高粘度的稠油包水型乳状液，进而有效封堵老裂缝或者高渗透层，同时实现了步骤二中盐度响应型乳状液的贾敏效应封堵和步骤三中的转相封堵的双重封堵能力。
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