CN102994057B - 一种耐温抗盐调剖剂及其制备方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开一种耐温抗盐调剖剂，含有废弃泥浆、泥浆固化剂、强度改性剂、分散剂、缓凝剂和水。其中，以废弃泥浆重量为100%计，含有：泥浆固化剂6‑12重量%，强度改性剂6‑12重量%，分散剂0.2‑1.5重量%，缓凝剂0.02‑0.15重量%，水6‑12重量%。本发明还涉及一种耐温抗盐调剖剂的制备方法，以废弃泥浆重量计，将废弃泥浆固化剂，强度改性剂，分散剂以及缓凝剂和水加入到废弃泥浆中，放置66‑78小时后得到耐温抗盐调剖剂。本发明还提供了废弃泥浆在制备耐温抗盐调剖剂中的应用。

Description

一种耐温抗盐调剖剂及其制备方法

技术领域

本发明涉及一种耐温抗盐调剖剂，特别是涉及一种利用废弃泥浆制备耐温抗盐调剖剂及其制备方法。

背景技术

在油气井钻探过程中，产生大量的废弃泥浆。含一定的原油、金属离子、残存的化学药剂及一些矿物质。一般通过暴晒、填埋处理，不仅对环境污染很大，而且也浪费资源。如何将废弃泥浆无害化和资源综合利用，既保护环境，又增加废弃物再利用，越来越受到业界的关注。

现在开发的油田中，油藏具有埋藏深、地层温度高、矿化度高等特点，现有技术的调剖剂很难满足需要，如塔河油田碳酸盐岩油藏就具有埋藏深、裂缝宽度约为0.8～2.0cm，温度梯度为2.2℃/100m，地层温度高（140℃）、矿化度高（2.4×10⁵mg/L），储层物性差，孔隙结构复杂，渗流状态异常，导致油田开发特征与中高渗透油藏有很大的不同，甚至发生质的变化。油田经过多轮次周期注水，注水突破井组越来越多，出现受效井暴性水淹的现象。钻时存在放空漏失现象，储层存在大缝大洞，常规调剖体系不能满足塔河油田注水井调剖需求。随着注水开发的深入，油田注水突破井组逐年增加，注水效率持续下降，需要开展碳酸盐岩调剖工艺技术研究，耐温抗盐碳酸盐岩缝洞型油藏调剖体系有待开发、研制。

对于高温高矿化度条件下的碳酸盐岩调剖，对调剖剂耐温抗盐性能要求高，目前常规的调剖体系有：硅酸盐类、水玻璃类、聚合物类。

针对油田部分油井，埋藏深井温较高，采用常规调剖剂调剖存在许多缺点：

(1)硅酸盐类：调剖成本较高，大位移水平井作业风险较大；

(2)水玻璃类：双液法封堵效率低，解堵困难；

(3)聚合物类：耐温抗盐性能差，有效期短，调剖成本高。

针对上述问题：发明了利用废弃泥浆制备碳酸盐岩油藏调剖体系的方法，利用废弃泥浆制备耐温（140℃）抗盐（2.4×10⁵mg/L）调剖体系，成本低廉，体系性能参数满足碳酸盐岩油藏调剖需求。

中国专利CN1781860公开了“一种利用采油污泥制备体膨体颗粒调剖剂的合成方法”，将原来废弃填埋的采油污泥制备了一种颗粒调剖剂。该专利聚合物合成条件限制了油泥的添加量。

中国专利CN1976484公开了“一种共聚交联型颗粒状调剖调剖剂的制备方法”，采用丙烯酰胺和丙烯酸两种有机单体作为主剂，以添加膨润土或高岭土增强剂制备共聚交联颗粒状调剖剂。该专利产品不能满足高温（140℃）高矿化度（2.4×10⁵mg/L）环境使用要求。

中国专利CN1278547A公开了“调剖驱油剂”，包括多种配方组合，均为有机或无机复合型，并以无机为主，有机为辅。该专利添加剂耐温抗盐性能较差。

中国专利CN1085590公开了“一种新型聚合物堵水调剖剂”，其特征是有机硅烷与阴、阳、非离子单体在水溶液中形成一种立体网状结构高分子聚合物，是常用的调剖剂。

中国专利CN101735782A“利用油田废水处理后泥浆为原料制备调剖堵水剂的方法”，所用的药剂为常规的丙烯酰胺单体AM及催化剂亚硫酸钠、亚硫酸氢钠，合成工艺较为成熟，产品耐温抗盐性能满足储层温度90℃以下调剖需求。

随着油田注水开发的深入，注水突破井组日益增多，注水效率逐渐下降；为提高碳酸盐岩原油采收率，急需开展调剖工艺技术研究；但目前常规的调剖剂存在成本高、耐温抗盐性能差、有效期短的缺点。另外，钻井过程中产生大量废弃泥浆，如直接填埋或固化处理，难免给环境造成不同程度的污染。

发明内容

本发明解决的技术问题是：提供一种利用废弃泥浆为原料制备耐温抗盐调剖剂的方法，实现了废弃泥浆资源化利用。

具体来说，本发明是通过如下技术方案实现的：

一种耐温抗盐调剖剂，含有废弃泥浆、泥浆固化剂、强度改性剂、分散剂、缓凝剂和水。

其中，以废弃泥浆重量为100%计，含有：

泥浆固化剂6-12重量%，

强度改性剂6-12重量%，

分散剂0.2-1.5重量%，

缓凝剂0.02-0.15重量%，以及

水6-12重量%。

其中，以废弃泥浆重量为100%计，含有：

泥浆固化剂8-10重量%，优选为9重量%，

强度改性剂8-10重量%，优选为9重量%，

分散剂0.5-1重量%，优选为0.8重量%，

缓凝剂0.05-0.1重量%，优选为0.08重量%，以及

水8-10重量%，优选为9重量%。

其中，所述调剖剂的耐受温度为140℃以上、矿化度在2.4×10⁵mg/L以上。

其中，所述强度改性剂为粉煤灰或水玻璃中的一种或两种。

其中，所述的分散剂选自磺化栲胶、1-甲基戊醇、纤维素、古尔胶或脂肪酸聚乙二醇酯中的一种或几种。

其中，所述缓凝剂选自Na₂CO3、生石灰、消石灰、碳酸钙、硼砂、六偏磷酸钠、多聚磷酸钠、碱性磷酸盐或磷酸铵中的一种或几种。

其中，所述水为矿化度为2.4×10⁵mg/L以上的油田注入水。

其中，所述的固化剂选自微硅或水泥的一种或几种。

其中，所述废弃泥浆为水基泥浆，密度为1.30-1.40g/cm³。

所述的耐温抗盐调剖剂，通过如下方法制备得到：以废弃泥浆重量为参比，将废弃泥浆固化剂，强度改性剂，分散剂以及缓凝剂和水加入到废弃泥浆中，放置66-78小时，即可得到耐温调剖剂。

所述的耐温抗盐调剖剂，通过如下方法制备得到：以废弃泥浆重量为参比，将6-12重量%，优选为8-10重量%的废弃泥浆固化剂，6-12重量%，优选8-10重量%的强度改性剂，0.2-1.5重量%，优选0.5-1重量%的分散剂以及0.02-0.15重量%，优选0.05-0.1重量%的缓凝剂和6-12重量%，优选8-10重量%的水加入到废弃泥浆中，放置66-78小时。

所述的耐温抗盐调剖剂的密度为1.20～1.40g/cm³；粘度为30～50mPa.s。

其中所述调剖剂在温度为140℃以上，压力为75MPa以上时，固化强度为0.3～5.0MPa，固化时间为48～72h，动态稠化时间在12h以上。

一种所述耐温抗盐调剖剂的制备方法，以废弃泥浆重量计，将废弃泥浆固化剂，强度改性剂，分散剂以及缓凝剂和水加入到废弃泥浆中，放置66-78小时后得到耐温抗盐调剖剂。

一种耐温抗盐调剖剂的制备方法，以废弃泥浆重量计，将6-12重量%，优选为8-10重量%的废弃泥浆固化剂，6-12重量%，优选8-10重量%的强度改性剂，0.2-1.5重量%，优选0.5-1重量%的分散剂以及0.02-0.15重量%，优选0.05-0.1重量%的缓凝剂和6-12重量%，优选8-10重量%的水加入到废弃泥浆中，放置66-78小时后得到耐温抗盐调剖剂。

废弃泥浆在制备耐温抗盐调剖剂中的应用。

其中，所述耐温调剖剂的耐受温度为140℃以上、矿化度在2.4×10⁵mg/L以上。

通过利用废弃泥浆为原料制备耐温抗盐调剖剂的技术方案，得得一种适合于油田碳酸盐岩的耐温抗盐调剖体系，为碳酸盐岩调剖工艺技术攻关打下坚实的基础，同时解决废弃钻井液（废弃泥浆）污染环境的民生问题，实现废弃物资源化利用，是一项高温高矿化度超深井的高效率采油的技术。

本发明提供一种利用废弃泥浆制备廉价的耐温抗盐碳酸盐岩调剖体系的方法。不仅实现了废弃泥浆的资源化利用，避免废弃钻井液填埋和固化造成的环境污染，更重要的是发明了一种适合于油田碳酸盐岩缝洞型油藏的耐温（140℃）抗盐（2.4×10⁵mg/L）调剖体系，为碳酸盐岩调剖工艺技术研究打下坚实的基础。

本发明得到耐温抗盐调剖剂具有如下优势：

（1）密度可调：1.20～1.40g/cm³；

（2）温度对粘度影响小：30～50mPa.s；

（3）良好的注入性：井筒环境体系粘度稳定，水泥车组即可满足泵注要求；

（4）高温（140℃）高压（75MPa）动态养护：＞12h不稠化；

（5）固化强度可调：高温（140℃）高压（75MPa）静态养护，固化强度0.3～5.0MPa；

（6）固化时间可控：高温（140℃）高压（75MPa）静态养护，固化时间48～72h可调；

（7）耐温抗盐性能优异：满足塔河油田140℃、2.4×10⁵mg/L矿化度条件下调剖需求。

附图说明

图1是实施例1的调剖剂的动态稠化曲线。

图2是实施例2的调剖剂的动态稠化曲线。

图3是实施例3的调剖剂的动态稠化曲线。

图4是实施例4的调剖剂的动态稠化曲线。

图5是实施例5的调剖剂的动态稠化曲线。

图6是实施例1的调剖剂的静胶凝曲线。

图7是实施例2的调剖剂的静胶凝曲线。

图8是实施例3的调剖剂的静胶凝曲线。

图9是实施例4的调剖剂的静胶凝曲线。

图10是实施例5的调剖剂的静胶凝曲线。

具体实施方式

为充分说明本发明所解决的技术问题和达到的技术效果，通过下述具体实施方式和实施例对本发明进行详细说明。

本发明提供了一种耐温抗盐调剖剂，其中含有废弃泥浆；优选地，还进一步含有，以废弃泥浆重量为参比量，泥浆固化剂6-12重量%，优选为8-10重量%，强度改性剂6-12重量%，优选8-10重量%，分散剂0.2-1.5重量%，优选0.5-1重量%，缓凝剂0.02-0.15重量%，优选0.05-0.1重量%，水6-12重量%，优选8-10重量%。所述调剖剂使用的环境中，温度可以达到140℃以上、矿化度达到2.4×10⁵mg/L以上。所述废弃泥浆为水基泥浆，密度为1.30～1.40g/cm³，是来自于油气井钻探过程中的泥浆，含一定的原油、金属离子、残存的化学药剂及一些矿物质，一般认为含有的原油，原油含量为0.5-1.5%；金属离子主要是Ca²⁺、Mg²⁺，金属离子Ca²⁺、Mg²⁺的含量分别为10000-12000mg/L、900-1000mg/L；有机物含量为7%-10%，有机物成分包括羧甲基纤维素，聚丙烯酰胺，聚合醇等有机化合物，如无机物含量为90%-93%，无机物成分包括碎屑、细目碳酸钙、硫酸铁及矿物质盐。所述强度改性剂为粉煤灰、水玻璃，所述粉煤灰化学成份以二氧化硅和三氧化二铝为主(氧化硅含量在48%左右，氧化铝含量在27%左右)，其它成分为三氧化二铁、氧化钙、氧化镁、氧化钾、氧化钠、三氧化硫及未燃尽有机质。所述的分散剂为磺化栲胶、甲基戊醇、纤维素、古尔胶、脂肪酸聚乙二醇酯；所述磺化栲胶的主要成分是单宁，单宁含量为＞80%。所述缓凝剂为Na₂CO₃、生石灰、消石灰、碳酸钙、硼砂、六偏磷酸钠、多聚磷酸钠、碱性磷酸盐和磷酸铵。其中所述水可以是油田注入水。矿化度为2.4×10⁵mg/L以上。所述的固化剂为微硅、细目水泥，微硅的主要化学成分是SiO₂，含量可达85-95%，其他成分包括Fe₂O₃、Al₂O₃、CaO、K₂O、Na₂O、MgO、C等；细目水泥粒径为300-500目。所述一种耐温抗盐调剖剂，通过如下方法制备得到：以废弃泥浆重量为参比，将8～10%的废弃泥浆固化剂，8～10%的强度改性剂，0.5～1%分散剂以及0.05～0.1%缓凝剂和8～10%水加入到废弃泥浆中，放置66-78小时。所述调剖剂的密度为1.20～1.40g/cm³；粘度为30～50mPa.s。其中所述调剖剂在温度为140℃以上，压力为75MPa以上时，固化强度为0.3～5.0MPa，固化时间为48～72h范围，固化时间可以调节，放置12h以上不稠化。

本发明还提供了一种耐温抗盐调剖剂的制备方法，包括以废弃泥浆重量为参比，将8～10%的废弃泥浆固化剂，8～10%的强度改性剂，0.5～1%分散剂以及0.05～0.1%缓凝剂和8～10%油田处理后水加入到废弃泥浆中，放置66-78小时后得到耐温抗盐调剖剂。

具体来说，在一种具体实施方式中，本发明的调剖剂及其制备方法如下：

直接利用回收的废弃泥浆（水基），以废弃泥浆重量为参比量，添加8～10%的废弃泥浆固化剂，8～10%的强度改性剂，0.5～1%分散剂以及0.5～0.1%缓凝剂和8～10%油田处理后水。直接添加到废弃泥浆中，常温放置72h无稠化现象，现场直接配置备用。

所述的废弃泥浆：现场直接回收混配均匀后的水基泥浆，密度1.30～1.40g/cm³；

所述的固化剂为微硅；

所述的强度改性剂为粉煤灰；

所述的分散剂为磺化烤焦；

所述的缓凝剂为Na₂CO₃；

所述的油田处理后水为油田注入水，矿化度为2.4×10⁵mg/L。

实施例

下面通过具体的实施例来阐述本发明，本领域技术人员应当理解的是，这不应被理解为对本发明权利要求保护范围的限制。

下面对本发明使用的试剂和测定方法说明如下：

实施例中所用的原料除特殊说明外，均是购买自常规市售的原料。

下面实施例中产品分析时所用的调剖剂制备方法、测定装置和测定方法均参照GB/T 19139-2003油井水泥试验方法，具体说明如下：

密度测定装置和方法：采用加压液体密度计，按照GB/T 19139-2003油井水泥试验方法中第6条水泥浆密度测定的方法进行测定。

粘度的测定方法：使用高压粘度计按照GB/T 19139-2003油井水泥试验方法中第12.4中流变性能的测定方法进行测定。

稠化测定方法：按照GB/T 19139-2003油井水泥试验方法中第9条油井模拟稠化时间试验的方法，在油藏温度、压力下采用高温高压稠化仪进行测定。

静止固化时间测定方法：采用50.8mm×50.8mm×50.8mm标准试模，高温高压养护（140℃，75MPa），每间隔12h取出考察是否完全固化，养护方法按照GB/T 19139-2003油井水泥试验方法中第7条油井模拟抗压强度试验。

静态养护固化强度的测定：采用DFC-0720型抗压强度测定仪进行测定。

胶凝曲线的测定：采用MODEL5265型超声波静胶凝强度分析仪进行测定。

动态养护稠化时间：采用DFC-0710B型常温常压稠化仪进行测定。

实施例1

将塔河油田油气井钻探过程中产生的密度1.30g/cm³的废弃泥浆1000g（其中成分为原油0.5%、金属离子主要是Ca²⁺、Mg²⁺，含量分别为11100mg/L、930mg/L；有机物含量为8.8%，无机物含量为91.2%，无机物成分包括碎屑、细目碳酸钙、硫酸铁及矿物质盐。加入到桨叶式搅拌器中，以该废弃泥浆重量为100%计，将6重量%的微硅作为废弃泥浆固化剂，6重量%的粉煤灰作为强度改性剂，0.2%的磺化栲胶作为分散剂，0.15%的Na₂CO₃作为缓凝剂和12%的油田处理后水直接加入到废弃泥浆中，制成混合溶液得到调剖剂1^#，将该调剖剂在常温下放置66h未发现稠化现象，测定样品的密度、粘度、静态养护固化强度、静态养护固化时间、动态养护稠化时间，测定结果见表1。将该样品在140℃，压力为75Mpa的条件下测定稠化曲线见图1；将该样品在140℃，压力为25Mpa的条件下测定静胶凝曲线见图6。

实施例2

将塔河油田油气井钻探过程中产生的密度1.32g/cm³的废弃泥浆1000g（其中成分为原油1.5%、金属离子主要是Ca²⁺、Mg²⁺，含量分别为10000mg/L、900mg/L；有机物含量为7%，无机物含量为93%，无机物成分包括碎屑、细目碳酸钙、硫酸铁及矿物质盐。加入到桨叶式搅拌器中，以该废弃泥浆重量为100%计，将8重量%的微硅作为废弃泥浆固化剂，8重量%的粉煤灰作为强度改性剂，0.5%的磺化栲胶作为分散剂，0.05%的Na₂CO₃作为缓凝剂和10%的油田处理后水直接加入到废弃泥浆中，制成混合溶液得到调剖剂2^#，将该调剖剂在常温下放置70h未发现稠化现象，测定样品的密度、粘度、静态养护固化强度、静态养护固化时间、动态养护稠化时间，测定结果见表1。将该样品在140℃，压力为75Mpa的条件下测定稠化曲线见图2；将该样品在140℃，压力为25Mpa的条件下测定静胶凝曲线见图7。

实施例3

将塔河油田油气井钻探过程中产生的密度1.35g/cm³的废弃泥浆1000g（其中成分为原油1.0%、金属离子主要是Ca²⁺、Mg²⁺，含量分别为12000mg/L、1000mg/L；有机物含量为10%，无机物含量为90%，无机物成分包括碎屑、细目碳酸钙、硫酸铁及矿物质盐。加入到桨叶式搅拌器中，以该废弃泥浆重量为100%计，将9重量%的微硅作为废弃泥浆固化剂，9重量%的粉煤灰作为强度改性剂，0.8%的磺化栲胶作为分散剂，0.08%的Na₂CO₃作为缓凝剂和9%的油田处理后水直接加入到废弃泥浆中，制成混合溶液得到调剖剂3^#，将该调剖剂在常温下放置72h未发现稠化现象，测定样品的密度、粘度、静态养护固化强度、静态养护固化时间、动态养护稠化时间，测定结果见表1。将该样品在140℃，压力为75Mpa的条件下测定稠化曲线见图3；将该样品在140℃，压力为25Mpa的条件下测定静胶凝曲线见图8。

实施例4

将塔河油田油气井钻探过程中产生的密度1.38g/cm³的废弃泥浆1000g（其中成分为原油0.8%、金属离子主要是Ca²⁺、Mg²⁺，金属离子含量分别为11500mg/L、960mg/L；有机物含量为8%，无机物含量为92%，无机物成分包括碎屑、细目碳酸钙、硫酸铁及矿物质盐。加入到桨叶式搅拌器中，以该废弃泥浆重量为100%计，将10重量%的微硅作为废弃泥浆固化剂，10重量%的粉煤灰作为强度改性剂，1%的磺化栲胶作为分散剂，0.1%的Na₂CO₃作为缓凝剂和8%的油田处理后水直接加入到废弃泥浆中，制成混合溶液得到调剖剂4^#，将该调剖剂在常温下放置75h未发现稠化现象，测定样品的密度、粘度、静态养护固化强度、静态养护固化时间、动态养护稠化时间，测定结果见表1。将该样品在140℃，压力为75Mpa的条件下测定稠化曲线见图4；将该样品在140℃，压力为25Mpa的条件下测定静胶凝曲线见图9。

实施例5

将塔河油田油气井钻探过程中产生的密度1.40g/cm³的废弃泥浆1000g（其中成分为原油1.3%、金属离子主要是Ca²⁺、Mg²⁺，含量分别为10800mg/L、980mg/L；有机物含量为7.8%，无机物含量为92.2%，无机物成分包括碎屑、细目碳酸钙、硫酸铁及矿物质盐。加入到桨叶式搅拌器中，以该废弃泥浆重量为100%计，将12重量%的微硅作为废弃泥浆固化剂，12重量%的粉煤灰作为强度改性剂，1.5%的磺化栲胶作为分散剂，0.02%的Na₂CO₃作为缓凝剂和6%的油田处理后水直接加入到废弃泥浆中，制成混合溶液得到调剖剂5^#，将该调剖剂在常温下放置78h未发现稠化现象，测定样品的密度、粘度、静态养护固化强度、静态养护固化时间、动态养护稠化时间，测定结果见表1。将该样品在140℃，压力为75Mpa的条件下测定稠化曲线见图5；将该样品在140℃，压力为25Mpa的条件下测定静胶凝曲线见图10。

表1实施例1-5制备的调剖剂的各项参数结果

通过上表1数据可以看出，实施例1-5制备的调剖剂的密度在1.30-1.40g/cm³具有较宽的范围，可以调节；粘度在50mPa.s左右，均在40-60mPa.s范围内，受温度影响较小；静态养护固化强度大于0.5MPa，在0.5-3.2MPa范围内，固化强度可调；静态养护固化时间在24h以上，在24-52h范围内，固化时间可控；动态氧化稠化时间均大于2h，符合耐温抗盐调剖剂的要求。

从图1-图5所示是调剖剂样品高温高压稠化曲线。横坐标为时间轴（小时），纵坐标分别为温度（℃）、压力（MPa）、粘度（mPa.s）。考察温度140℃，考察压力75MPa，升温升压时间设定为2h。实验设备采用高温高压稠化仪。由24h动态稠化曲线可见，12h以内浆体稠度基本稳定在50mPa.s以下，特别是30-40mPa.s之间，说明本发明调剖剂具有良好的泵注性能，能够确保施工注入安全。

从图6-图10所示是调剖剂样品高温高压静胶凝曲线。横坐标为时间轴（小时），纵坐标分别为温度（℃）、压力（MPa）、强度（MPa）。考察温度140℃，考察压力25MPa，升温升压时间设定为1h。实验设备采用静胶凝测定仪。由60h静胶凝曲线可见，24h强度可以达到0.3MPa以上，特别是0.6-2.8MPa之间，说明本发明堵剂具有良好的固化特性，地层条件封堵强度高。

Claims (19)

1.一种耐温抗盐调剖剂，含有废弃泥浆、泥浆固化剂、强度改性剂、分散剂、缓凝剂和水，其中，以废弃泥浆重量为100％计，含有：

泥浆固化剂 6-12重量％，

强度改性剂 6-12重量％，

分散剂 0.2-1.5重量％，

缓凝剂 0.02-0.15重量％，以及

水 6-12重量％；

其中，所述废弃泥浆是水基泥浆，密度是1.30-1.40g/cm³，来自于油气井钻探过程；所述水为矿化度为2.4×10⁵mg/L以上的油田注入水。

2.如权利要求1所述的耐温抗盐调剖剂，以废弃泥浆重量为100％计，含有：

泥浆固化剂 8-10重量％，

强度改性剂 8-10重量％，

分散剂 0.5-1重量％，

缓凝剂 0.05-0.1重量％，以及

水 8-10重量％。

3.如权利要求2所述的耐温抗盐调剖剂，以废弃泥浆重量为100％计，含有：

泥浆固化剂 9重量％，

强度改性剂 9重量％，

分散剂 0.8重量％，

缓凝剂 0.08重量％，以及

水 9重量％。

4.如权利要求1-3任一项所述的耐温抗盐调剖剂，其中所述调剖剂的耐受温度为140℃以上、矿化度在2.4×10⁵mg/L以上。

5.如权利要求1-3任一项所述的耐温抗盐调剖剂，其中所述强度改性剂为粉煤灰或水玻璃中的一种或两种。

6.如权利要求4所述的耐温抗盐调剖剂，其中所述强度改性剂为粉煤灰或水玻璃中的一种或两种。

7.如权利要求1-3任一项所述的耐温抗盐调剖剂，其中所述的分散剂选自磺化栲胶、1-甲基戊醇、纤维素、古尔胶或脂肪酸聚乙二醇酯中的一种或几种。

8.如权利要求6所述的耐温抗盐调剖剂，其中所述的分散剂选自磺化栲胶、1-甲基戊醇、纤维素、古尔胶或脂肪酸聚乙二醇酯中的一种或几种。

9.如权利要求1-3任一项所述的耐温抗盐调剖剂，其中所述缓凝剂选自Na₂CO₃、生石灰、消石灰、碳酸钙、硼砂、六偏磷酸钠、多聚磷酸钠或碱性磷酸盐中的一种或几种。

10.如权利要求8所述的耐温抗盐调剖剂，其中所述缓凝剂选自Na₂CO3、生石灰、消石灰、碳酸钙、硼砂、六偏磷酸钠、多聚磷酸钠或碱性磷酸盐中的一种或几种。

11.如权利要求1-3任一项所述的耐温抗盐调剖剂，其中所述的固化剂选自微硅或水泥的一种或几种。

12.如权利要求1所述的耐温抗盐调剖剂，其中所述的固化剂选自微硅或水泥的一种或几种。

13.如权利要求1-3任一项所述的耐温抗盐调剖剂，通过如下方法制备得到：以废弃泥浆重量为参比，将废弃泥浆固化剂，强度改性剂，分散剂以及缓凝剂和水加入到废弃泥浆中，放置66-78小时，即可得到耐温调剖剂。

14.如权利要求1所述的耐温抗盐调剖剂，通过如下方法制备得到：以废弃泥浆重量为参比，将废弃泥浆固化剂，强度改性剂，分散剂以及缓凝剂和水加入到废弃泥浆中，放置66-78小时，即可得到耐温调剖剂。

15.如权利要求1-3任一项所述的耐温抗盐调剖剂，其中所述调剖剂的密度为1.20～1.40g/cm³；粘度为30～50mPa.s。

16.如权利要求14所述的耐温抗盐调剖剂，其中所述调剖剂的密度为1.20～1.40g/cm³；粘度为30～50mPa.s。

17.如权利要求1-3任一项所述的耐温抗盐调剖剂，其中所述调剖剂在温度为140℃以上，压力为75MPa以上时，固化强度为0.3～5.0MPa，固化时间为48～72h，动态稠化时间在12h以上。

18.如权利要求16所述的耐温抗盐调剖剂，其中所述调剖剂在温度为140℃以上，压力为75MPa以上时，固化强度为0.3～5.0MPa，固化时间为48～72h，动态稠化时间在12h以上。

19.一种权利要求1-18任一项所述耐温抗盐调剖剂的制备方法，其特征在于，以废弃泥浆重量计，将废弃泥浆固化剂，强度改性剂，分散剂以及缓凝剂和水加入到废弃泥浆中，放置66-78小时后得到耐温抗盐调剖剂。