水敏性稠油井注蒸汽伴注粘土防膨剂的使用方法技术领域：
本发明涉及石油开采领域，尤其涉及一种水敏性稠油井注蒸汽伴注粘土防膨剂的使
用方法。
背景技术：
有许多油田属于泥质胶结、疏松砂岩稠油油藏。该类油藏粘土矿物含量高、变化大，
一般在5--40％之间。其粘土矿物主要有高岭石、蒙脱石和伊利石三种，粘土矿物遇水膨
胀，生产过程中易出砂和堵塞。高岭石、伊利石属于非膨胀性矿物，蒙脱石属于膨胀型
粘土矿物。粘土矿物的膨胀性是因为它有大量的可交换的阳离子所产生的，主要是铁或
镁取代铝氧八面体中的铝。如蒙脱石是由两个硅氧四面体片和一个铝氧八面体片组成，
属2:1型层型粘土矿物。它的膨胀性，一方面是由于在蒙脱石结构中，晶层的两面全部
由氧组成，晶层间的作用力为分子间力(不存在氢键)，联结松散，水可以进入其中，
晶格间距增大；另一方面由于蒙脱石有大量晶格取代，在晶体表面结合了大量可交换阳
离子，水进入晶层后，这些可交换阳离子在水中解离，形成扩散双电层，使晶层表面带
负电而互相排斥，导致层间距是可变的，一般在0.96～4.00nm范围，产生通常看到的粘
土膨胀，体积变化很大。伊利石的基本结构与蒙脱石相似，也属于2:1层型粘土矿物，
但由于晶格取代主要发生在硅氧四面体片中，约有1/6的硅为铝取代，晶格取代后，在
晶体表面为平衡电价而结合的可交换阳离子主要为钾离子。由于钾离子直径(0.266nm)
与硅氧四面体片中的六方网格结构内切园直径(0.288nm)相近，使它易进入六方网格中
而不易释出，所以晶格结合紧密，水不易进入其中，因此伊利石属非膨胀型粘土矿物。
伊利石层间距比较稳定，一般为1.0nm。而高岭石为1:1型粘土矿物、在高岭石的结构中，
晶层的一面全部由氧组成，另一面全部由羟基组成。晶层之间通过氢键紧密联结，水不
易进入其中。由于高岭石很少晶格取代，所以它的晶体表面就只有很少的可交换阳离子，
体积变化很小。
油藏储集层类型不同，粘土矿物含量不同，可交换的阳离子量不同。阳离子交换容
量是指1kg粘土矿物在pH值为7的条件下能被交换下来的阳离子总量(用一价阳离子物
质的量表示)。单位用mmol.kg-1表明，高岭石、蒙脱石和伊利石这三种主要粘土矿物可
交换阳离子容量范围，见表1。
粘土矿物的阳离子交换容量表1
粘土矿物
阳离子交换容量(mmol.kg-1)
高岭石
30～150
蒙脱石
800～1500
伊利石
200～400
从表1中可知，膨胀型粘土矿物---蒙脱石的阳离子交换容量最大，非膨胀型高岭石
和伊利石二种粘土矿物相比小很多。
发明人在多个油田采集了27个砂样样本，在常温下，以煤油(或CCl4)、蒸馏水
近似模似了油层介质条件和注水后期介质条件定义了自由膨胀比，自由膨胀比这一参数
反应了油气储层水淹后的粘土膨胀规律。通过结合全岩芯X衍射样品粘土矿物含量分析，
表明自由膨胀比与蒙脱石含量之间良好的正相关关系，高岭石和伊利石则与之不存在明
显的相关关系，与粘土矿物总量存在弱正相关关系。粘土矿物膨胀性与蒙脱石含量存在
的定量正相关关系可表达为：
K＝0.0191×X+0.9732
式中K为自由膨胀比，X为蒙脱石占全岩的绝对百分含量。当蒙脱石含量大于5％时，
自由膨胀比在1.1以上，也就是相对膨胀系数在10％以上。
同时，岩石水敏评价试验也表明，在粘土矿物含量达到15％时，岩性评价为强水敏，
渗透率会下降70％以上，因此，高含量粘土矿物油藏开发中的水化伤害需要阻止。
注蒸汽热采是稠油油藏最常用的方法，主力层系经过一段时间开采后，非主力的零
星、薄、泥质水敏性强的二、三类稠油区域也会得到动用。这些低品味稠油区域，泥质
含量更高，伊蒙混层多。蒙脱石双层晶格结构在水性环境极易水化膨胀。蒸汽热采注入
的“凝结水”为粘土矿物的膨胀提供了物质条件。同时，大排量、高压力蒸汽注入为已
膨胀分散的细、微颗粒运移又提供了动力，从而导储层孔隙、喉道在蒸汽注入后期和回
采时发生堵塞而渗透性下降。在注汽现场表现为，就是越注压力越高，后一周期比上一
周期压力高，严重危及到注汽安全；不得不通过多井合注、打蒸汽排放、降低蒸汽干度
和速度来保障注入安全。结果是，注入总热焓值降低、热效率降低和油汽比降低，部分
井油汽比甚至小于0.1，经济效益大打折扣。通过对XX油田转周注汽276口井的注入压
力和油汽比统计，其中注入压力≥19MPa的井30口，最高压力为22.3MPa，17—19MPa
的井31口，有3口井因越注压力越高没完成设计注汽量；其中有汽比≤0.1的井16口，
0.1—0.2的井26口，0.2—0.3的井17口，合计油汽比低于0.3的井59口，占总井数
的21.4％。
几十年来，国内一些油田这类井主要是通过在注蒸汽前挤入少量的所谓耐高温有机
或无机防膨剂溶液来抑制外来水的水化作用，但这种方法有着无法克服的缺陷，由于剂
量小，作用力弱。挤入的防膨剂会被蒸汽近似“活塞”式驱走，而后续注入的蒸汽水仍
会使储层发生水敏性伤害，注汽压力不断升高，尤其是那些因事故暂停注入的油井，恢
复注汽时压力升高异常明显。而油井回采后，随着蒸汽不断凝结成水和油层温度的降低，
储层渗透性下降更为严重，表现为产能迅速递减。这也是二十世纪八九十年有的油田在
新井投产修井液中添加KCl作为防膨剂有效期短的原因。由于稠油油藏注蒸汽开采仍是目
前最主要的开发方式，解决蒸汽注入所引起的粘土矿物的水化膨胀造成的油层伤害是十
分必要。
发明内容：
本发明的目的是提供一种水敏性稠油井注蒸汽伴注粘土防膨剂的使用方法，通过水
敏稠油井注蒸汽热采时防膨剂的连续伴注，克服注蒸汽前一次性挤入油层予处防膨剂波
及体积小和有效期短的缺陷，使得储层环境在蒸汽注入和回采时都有相同的抑制粘土矿
物发生阳离子交换的防膨剂阳离子作用浓度，保持储集层的原始渗透性，保证安全注汽、
优质注汽，提高油汽比和采出程度。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：
本发明的方法使用能稳定蒙脱石粘土矿物膨胀的含Cl-离子的钾或钠或氨无机盐为
伴注粘土防膨剂，在注蒸汽的同时连续伴注入该伴注粘土防膨剂溶液；伴注粘土防膨剂
用量(M中)通过如下方式获取：
![]()
M中＝M低×[(nt低+nt高)/2/nt低]；
其中：nt低-粘土矿物阳离子交换容量(低值)，nt高-粘土矿物阳离子交换容量(高
值)，bz-伴注防彭剂分子量，m-蒸汽设计量，Ρma-岩石基质密度，f0-粘土矿物含量，![]()
-
储集层岩性参数包括孔隙度，![]()
-流体可流动孔隙度流体可流动孔隙度。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
所述的无机盐是氯化钠、氯化钾或氯化铵；所述的无机盐是氯化钾或氯化铵；所述
的无机盐是氯化钾；所述的粘土矿物蒙脱石。
本发明涉及石油开采领域，研究水敏性稠油油井注蒸汽伴注粘土防膨剂的方法和量
的计算问题。解决注蒸汽前一次性挤入预处理高温粘土防膨剂作用范围小和有效期短的
缺陷，通过对主要膨胀性(蒙脱石)粘土矿物对一价阳离子无机防膨型盐的选取及量的
计算方法对比，实现在注蒸汽时连续伴注防膨剂溶液，从而避免蒸汽凝结水在油层波及
体积范围内粘土矿物所发生的阳离子交换所引起的水化膨胀、分散、运移，和对岩石孔
隙、喉道结构的堵塞以及对注入和回采的不利影响。具体而言就是降低高泥质矿物注蒸
汽热采井油层的渗透性伤害，安全注汽、高效优质注汽，从而提高油汽比和采出程度。
为水敏性稠油储集层蒸汽热采中抑制粘土矿物膨胀所造成的伤害提供了一种可行的
解决方案，通过提供的防膨剂用量的选取及施工用量的获取方法，可以实现注蒸汽时在
井口连续伴注适量、配伍性好的粘土防膨剂。不同类型稠油油藏所选取的无机盐类型和
设计量可能不同，但以X衍射测定岩石膨胀型粘土矿物种类和选配适宜的粘土防膨剂方
法是一样的。此发明对非常规低渗、高含泥质稠油油藏注蒸汽热采的油层保护也有借鉴
意义。
经过上述对水敏性稠油油井伴注防膨剂选型和使用用量确定后。具体应用到现场还
要考察伴注温度、速度对蒸汽注入是否造成影响，回采时井下及井口温度是否会有盐敏
发生，还需要通过井下盐析出浓度对所设计的伴注无机盐防膨剂进行合理性考察。
具体实施方式：
伴注粘土矿物防膨剂的选择：
能稳定蒙脱石等粘土矿物膨胀的一价阳离子盐有氯化钠、氯化钾、氯化铵等，在盐
的水溶液中，稳定性最好的是钾盐和铵盐。由于钾离子进入膨胀型粘土矿物晶格间结合
最紧密，且既能抑制膨胀型粘土矿物--蒙脱石又能抑制非膨胀型矿物---伊利石。因此首
选氯化钾为伴注防膨剂，其次是氯化铵。
对埋藏浅的储层地层水矿化度低，总矿化度一般为2790—12000mg/l，低盐。水型为
NaHCO3，主要含Cl-、Na+、HCO3-,CO32-等离子。选取含有K+、NH+4、Cl-离子的氯化钾或氯化
铵为防膨剂和地层水不发生生成沉淀盐的反应，配伍性好。
蒸汽注入一般是在330℃以上高温，伴注的防膨剂需要耐高温。而含K+、NH+4、Cl-
离子的这些无机盐溶液显然耐高温。从同质量对比，氯化钾比氯化铵更富含阳离子。从
配制盐溶液难易程度来看，氯化钾和氯化铵都是易溶解盐。虽然，油井在回采后，地层
温度降低和在碱性环境里氯化铵做防膨剂可能产生有利于助排的NH3气体。但在高温伴注
时NH3气体的产生却不利于注入安全。因此，最合适的做为伴注防膨剂的无机盐是氯化钾。
粘土防膨剂理论用量：
以粘土矿物能交换阳离子的容量来设计粘土防膨剂量。
储层类型不同，粘土矿物含量和种类不同阳离子交换容量不同。因此，可根据高岭
石、蒙脱石和伊利石等三种主要粘土矿物交换阳离子容量的大小来计算防膨剂的用量。
膨胀型粘土矿物---蒙脱石的阳离子交换容量最大，非膨胀型高岭石和伊利石二种粘
土矿物相比小很多，故此，计算防膨胀剂用量可用蒙脱石这种粘土矿物代替。首先，建
立如下岩石粘土矿物防膨剂作用模拟模型：
稠油注汽热采井，高温干蒸汽注入地层后一般有冷凝水带、汽液混相带和干蒸汽带。
但由于本课题研究的是外来水对储层粘土矿物的水化膨胀效应，连续伴注的防膨剂应在
纯“H2O”所能达到的任何地方都应有相同的抑制阳离子交换作用的浓度，它和“H2O”处
于什么流态和渗流方式关系不大。设想蒸汽注入地层后，在岩石的可流动孔隙和喉道里
百分百被“H2O”水饱和。这样补充的防膨剂的量只和储集层岩性和蒸汽设计量(M)有关。
储集层岩性参数包括孔隙度![]()
、流体可流动孔隙度![]()
、蒙脱石含量(f0)和岩石基
质密度(ρma)。这样可交换一价阳离子物质的量m可用下式计算：
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例如，某稠油井设计注蒸汽量为2000吨，储层孔隙度为33％，可流动孔隙度为30％，
蒙脱石含量为5％，储层岩石密度为2.16，以氯化钾(分子量74.5)溶液为伴注防膨剂。
在理论上，氯化钾高、低、中值质量(m)：
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mmax＝mmin×1500/800＝54(t)
m中值＝mmin×1150/800＝41.4(t)
从计算结果可以看到，蒙脱石含量高的粘土矿物储层能会发生巨量的阳离子交换，
这也说明了稠油注蒸汽热采时伴注粘土防膨剂的必要性。
井下盐析出的规避考察
井下盐的析出会导致油井的产量显著下降，甚至会造成流动通道完全被堵塞。稠油
井每天相对较低的产水量和低温可造成盐沉积物快速形成，明显地降低原油产量。因此
规避注入无机一价盐粘土防膨剂可能造成的有关无机盐的析出非常重要。从现场伴注可
操作角度来看，在常压下，0--100℃温度内，虽然，配制和注入防膨剂都可行。但温度
越高溶解度越大，伴注剂量就越小，有利于减少伴注液的相对低温对蒸汽注入的影响。
但在油井系统生产流体在井筒中被举升并且冷却时，随着蒸汽周期采油含水的变化、
周期未液量的下降，井口温度最终可能下降到30℃。防膨剂在伴注到地层过程中，不断
被纯蒸汽(H2O)释稀，回采后离子浓度降低，但我们设计的防膨剂浓度不高于采油井口
最低温度时的溶解度浓度规范仍须遵守。
例如：KCl盐在30℃，溶解度为37克，设计注汽量2000吨，能伴注的盐量740吨。
在井口30℃这种较低温度下，氯化钾溶解度很高，设计伴注的三、四十吨，完全不
会造成回采自身盐的析出。
考虑到引起储层粘土膨胀反应的不仅仅是蒙脱石矿物，我们选取蒙脱石可交换阳离
子的中值来计算防膨剂量。
例如，某稠油井储层孔隙度为33％，可流动孔隙度为30％，蒙脱石含量为5％，储层岩
石密度为2.16，设计注蒸汽量为2000吨。伴注KCl(分子量74.5)。在理论上，氯化钾
中值质量(m)为：
m＝1150/800×mmin＝1150/800×74.5×800×2000×2.16×0.05×
(1-0.33)×10-6/0.30＝41.4(t)
伴注温度、速度是否对注蒸汽效果影响的考察
在某温度时，无机盐溶解度a，伴注饱和盐水量C盐水
C盐水＝m×(a+100)/a＝m×(a+100)/a(t)
例如，80℃时，氯化钾溶解度51.1克，41.4吨氯化钾配成饱和盐水需清水81吨。
蒸汽注入(U1)速度设计7吨/小时，则盐水补充排量U盐水：
U盐水＝C盐水×U1/Q＝U1×m×(a+100)/(a×Q)＝0.2975(吨/小时)＝4.96(l/min)
此时，防膨剂盐水溶液伴注量与设计蒸汽量比为81/2000(4.05％)较低，现场常温、
常压下能够将温度提高到90℃以上，高于孤岛油田70℃油藏温度，所选择伴注防膨剂溶
液不会对稠油注蒸汽热采造成热量损失的影响。