Technical Advancements and Development Suggestions of Geothermal Heat Reservoir Stimulation in Deep Formations
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摘要:
我国深层地热资源量非常丰富，但因具有温度高、硬度高、应力高、施工压力高等“四高”特征，通过热储改造经济利用其热能难度极大，大量深层高温沉积岩及干热岩等深层地热资源因技术与经济原因尚未得到规模动用。总结分析了当前国内外深层地热热储改造技术的最新进展，认识到传统的直井或斜井注采模式及笼统的压裂改造方法难以满足深层地热效益开发需求。为此，提出了大力发展“直井+水平井”或“水平井+水平井”联合注采井网+分段压裂技术及配套的耐高温工具、材料与裂缝系统定量表征技术等建议，可为加速我国能源转型与早日实现“双碳”目标提供参考。
Abstract:China has abundant geothermal resources in deep formations. Due to the characteristics of high temperature, high hardness, high stress, and high operation pressure, it is extremely difficult to economically utilize its heat energy through heat reservoir stimulation. A large number of geothermal resources in deep formations, such as high-temperature sedimentary rocks and dry hot rocks, have not been utilized on a large scale due to technical and economic limits. The latest research advancements of geothermal heat reservoir simulation in deep formations in China and overseas was summarized. It was found that the conventional injection and production mode of vertical wells or inclined wells and the general fracturing method failed to meet the needs of geothermal economical development in the deep formation. Therefore, suggestions were proposed, i.e. extensively developing combined injector and producer pattern of“vertical wells+horizontal wells”or“horizontal wells+horizontal wells”+staged fracturing technology, supporting high temperature-resistant tools and materials, and fracture system quantitative characterization technology, so as to ramp up China’s energy transformation and facilitate the achievement of “carbon peaking and carbon neutrality” goals.
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干热岩作为资源极其丰富的清洁能源受到全世界关注，其开发利用离不开体积改造技术。国外采用全程恒定小排量大规模清水压裂技术来改造干热岩[1]，但压裂形成的裂缝体积小，连通性差，渗透阻力大。目前，国内外尚未形成可复制推广的干热岩体积改造技术，大多数EGS项目仍然处于试验和示范阶段，还未实现商业化[2-5]。干热岩能否实现有效体积改造，关键在于其自身岩石结构、力学特性和相适应的改造工艺技术。国外关于干热岩热储体积改造的研究报道非常少[6]，仅限于室内数值模拟和现场裂缝监测；国内赵阳升等人[7-10]的研究多集中于花岗岩露头的室内测试分析，如弹性模量随温度变化、多期破裂对渗透性的影响等，取得了一定的认识，未对影响体积压裂的脆塑性、水平应力差和温差效应等关键力学特性进行系统研究[11-14]，更未见高温花岗岩体积改造的研究报道[15]。美国于2015年启动了地热能前沿瞭望台计划（FORGE），投入上亿美元攻关水力压裂-热刺激联合改造工艺，说明干热岩热储体积改造技术远未成熟。
笔者利用井下花岗岩岩心（ϕ25.0 mm×50.0 mm）和大尺寸（300 mm×300 mm×300 mm）露头岩样，测试了岩石力学参数随温度的变化特征与破裂特性，分析了水平地应力和岩石脆塑性，采用物理模拟试验研究了温差效应下的花岗岩热破裂特性，提出了“低排量热破裂+胶液扩缝+变排量循环注入”体积改造技术，在X1井进行了现场试验，分析了岩石的脆塑性、破裂压力与闭合压力大小及梯度和形成复杂裂缝的可行性，验证了体积改造技术的适应性，以期为我国干热岩热储体积改造提供技术参考。
1 干热岩体积改造技术思路
常见的干热岩岩石有花岗岩、花岗闪长岩和花岗片麻岩等，渗透性极差，温度180 ℃以上，无水或含有少量流体。为了利用干热岩热能，首先要对干热岩体进行压裂改造，然后将流体从注入井注入到相互连通的压裂裂缝系统中，经高温岩体加热后由生产井返回地面加以利用。干热岩资源有效利用的关键在于压裂形成高质量的复杂裂缝系统，而干热岩的力学参数、脆塑性、地应力、破裂特性和温差效应下的热破裂特性，与砂岩、页岩和碳酸盐岩等差异较大，压裂难度更大，对裂缝系统复杂性的要求更高。为此，提出了如下干热岩体积改造技术思路：
1）系统认识干热岩的高温力学特性，优化施工排量和注入流体类型，以形成复杂裂缝系统。人工裂缝形态直接影响热量抽取效率，深化认识高温条件下的岩石力学特性、脆塑性和水平应力差等特性，优化施工排量和注入流体类型，充分利用天然裂缝和热破裂效应压裂形成复杂裂缝系统，防止形成单一长缝和优势通道，避免注水换热过程中流体沿单一缝突进而严重影响换热温度。
2）纵横向立体改造，以获得巨大改造体积。优化改造方式和液体规模，使高温岩体段在横向上和纵向上均得到充分改造，形成上亿立方米的改造体积，以获得足够大的换热空间。
3）优化注入方式和排量，使复杂裂缝之间相互连通。复杂裂缝之间连通性不好，热流体很容易发生短路，致使流经面积减小，会很快耗尽通道附近岩石的热量，使采出流体温度大幅度下降，影响热能利用效率。因此，需优化注入方式和临界排量，使复杂裂缝之间相互连通，避免水线短路。
4）利用张性和剪切混合破坏模式，保持裂缝导流能力。利用干热岩张性和剪切混合破坏形成的剪切滑移裂缝来保持裂缝的导流能力，以降低循环过程中的渗流阻力和注入压力。
2. 花岗岩高温力学参数及应力特性
花岗岩的弹性模量、抗拉强度、脆塑性和水平应力差等参数是决定能否压裂形成复杂裂缝的关键，利用井下花岗岩岩心测试了上述参数，认识了花岗岩力学参数随温度的变化特征及花岗岩应力特性。
2.1 岩石力学参数随温度和围压的变化特征
采用真三轴岩石力学试验仪器，测试了花岗岩弹性模量随温度和围压的变化规律，得到了弹性模量在单轴和围压条件下随温度的变化曲线（见图1）。从图1可以看出，随着温度升高，岩石的弹性模量呈现逐渐减小的趋势，反映出温度升高对岩石弹性模量产生了明显的弱化作用。随着围压增大，弹性模量增加幅度变大；温度为200～250 ℃、围压为40 MPa条件下，岩石弹性模量达到46～47 GPa，表明高温围压条件下花岗岩坚硬。
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图 1 弹性模量随温度及围压的变化曲线Figure 1. The curve of elastic modulus with temperature and confining pressure模拟不同温度与围压条件，测试了花岗岩岩心抗压强度随温度和围压的变化规律，结果如图2所示。从图2可以看出，温度对抗压强度的影响不明显，但围压对抗压强度的影响显著。温度为200～250 ℃时，围压40 MPa条件下的抗压强度约380 MPa，相对页岩和砂岩来说数值较高，在一定程度上也反映出花岗岩基岩裂缝起裂的难度较大。
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图 2 抗压强度随温度及围压的变化曲线Figure 2. The curve of compressive strength with temperature and confining pressure采用巴西圆盘试验方法，测试了花岗岩的抗拉强度，得到了室温和高温条件下花岗岩的抗拉强度（见表1）。试验结果表明，花岗岩在温度200 ℃条件下的抗拉强度与室温条件下的抗拉强度基本一致，但其抗拉强度较页岩提高了1.5～2.0倍。
表 1 巴西圆盘劈裂拉伸强度试验结果Table 1. The experimental results of splitting tensile strength with Brazilian disc编号 直径/mm 厚度/mm 温度/℃ 最大载荷/kN 抗拉强度/MPa 1 58.33 24.92 25 29.4 12.88 2 58.26 24.91 28.4 12.46 3 58.31 25.18 27.9 12.10 4 58.27 25.15 200 28.6 12.42 5 58.25 24.96 28.0 12.26 6 58.23 24.98 24.5 10.72 以上试验研究表明，温度对弹性模量、抗压强度及抗拉强度的影响不大；围压的影响较为显著，各参数值均随着围压增大而明显增大。
2.2 岩石脆塑性
岩石脆塑性是影响裂缝扩展难易程度和裂缝复杂性的主要因素之一。利用真三轴岩石力学仪器，测试得到花岗岩在不同温度和围压下的应力–应变曲线（见图3）。从图3可以看出，围压40 MPa条件下，随着温度升高，应力–应变曲线呈逐渐右移的趋势，且应力–应变曲线峰值后的斜率明显减小，表现为岩石脆性减弱、塑性增强。对于200～300 ℃的干热岩，岩石的塑性特征较为明显。
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图 3 不同温度和围压下的应力–应变曲线Figure 3. The stress-strain curves at different temperatures and confining pressures目前常用的岩石脆性指数评价方法有20多种，本文利用岩心矿物组分法和围压下的岩石力学参数计算方法评价花岗岩的脆性指数。将石英和碳酸盐岩均作为脆性矿物，利用X衍射分析得到的花岗岩矿物组分数据，计算得到岩石脆性指数为24.5%。
对围压40 MPa条件下的杨氏模量和泊松比数据进行归一化处理后，计算得到岩石的脆性指数为30.7%。应力–应变曲线特征和脆性指数计算结果表明，地层条件下花岗岩塑性特征明显，脆性指数低，不利于形成复杂裂缝。
2.3 水平应力大小及差异
水平应力大小和差异是决定裂缝起裂压力大小和能否形成复杂裂缝的关键，利用X1井和X2井井下花岗岩岩心，依据岩心差应变和Kaiser原理，得到了不同深度的地应力值，见表2。
表 2 地应力测试结果Table 2. The test results of in-situ stress井号 深度/
mKaiser点对应的应力/MPa 三向主应力/MPa 垂直 0º 45º 90º 垂向 水平最大 水平最小 X1 2 205 33.32 32.91 20.93 26.23 54.47 54.70 46.74 3 236 51.80 47.89 29.04 40.65 80.83 77.67 68.94 X2 2 642 41.50 39.01 27.23 32.97 65.35 63.40 56.28 从表2可以看出，地应力值较高，计算可得最小主应力梯度为0.021 2～0.021 4 MPa/m，最大水平主应力梯度为0.024 0～0.024 1 MPa/m，井深4 000 m处的两向水平地应力差为10.8 MPa，差异系数为0.126。从这2个数据判断，裂缝转向形成复杂缝的难度较大[16-17]。
2.4 岩石单轴破坏特征
采用单轴压缩破坏的方法，描述了岩心在不同温度和围压条件下破坏后的裂缝形态特征（见图4）。从图4可以看出，破坏形态以近似平行于轴向的劈裂破坏为主，兼有贯穿岩样的剪切破坏及圆锥面剪切破坏引起的张拉破坏，总体上高温条件下花岗岩破坏形式为张性和剪切混合破坏。
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图 4 不同温度下的岩石压缩破坏形态Figure 4. Rock compression failure patterns at different temperatures2.5 岩石热破裂特性
将大尺寸岩样加热到200 ℃，再注入20 ℃清水，研究温差效应对破裂压力的影响，得到了注入压力随时间的变化曲线（见图5）。由图5可知，主裂缝破裂前，清水注入过程中显示有多个微裂缝破裂，主裂缝破裂压力为13.0 MPa。
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图 5 高温岩石注入20 ℃清水的注入压力曲线Figure 5. The injection pressure curve of high temperature rock injected with 20 ℃ water常温条件下，大尺寸岩样模拟注入20 ℃清水的破裂压力随时间的变化曲线如图6所示。
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图 6 常温岩石注入20 ℃清水的注入压力曲线Figure 6. The injection pressure curve of normal temperature rock injected with 20 ℃ water从图6可以看出，注入清水过程中压力直线上升直至裂缝破裂，破裂压力约为23.0 MPa。常温试验结果与高温试验结果差异较大，没有出现多个微小裂缝先破裂、然后主裂缝破裂的情况。
对比图5和图6可知，高温岩石注入低温清水后因温差产生的附加热应力为负值，破裂压力降低了约10 MPa。由此建立了温差效应作用下的岩石破裂压力计算公式:
pb=3σh−σH+St−pp+Δp (1) 式中：pb为破裂压力，MPa；σh为最小水平主应力，MPa；σH为最大水平主应力，MPa；St为抗拉强度，MPa；pp为孔隙压力，MPa；Δp为附加热应力，MPa。
试验结果表明，注入低温流体、加大与高温岩体的温度差，利用温差效应可以产生微小裂缝，显著降低岩石的破裂压力。
3. 体积改造施工工艺
小尺寸岩心岩石力学试验及大尺寸岩样的物理模拟试验结果表明，花岗岩坚硬、脆性差、水平应力差大，总体上来看岩石自身的特性不利于复杂裂缝的形成，需要创新压裂工艺和技术。为此，进行了以形成体积裂缝为目标的体积改造施工工艺研究。
3.1 体积改造模式
依据上述试验结果，要在高温硬地层中形成复杂裂缝，增大改造体积，压裂工艺上主要解决如何利用岩体高温特性形成微小裂隙、微裂缝及裂缝塑性扩展过程中施工压力不断上升等问题。为此，提出了“低排量热破裂+胶液扩缝+变排量循环注入”体积改造模式：压裂初期，采用低排量注入清水、液氮或CO2，利用注入流体与高温地层间的温差效应形成微裂隙；然后注入胶液段塞扩展裂缝，减少因岩石塑性与缝宽较窄带来的施工压力不断上升问题，确保施工持续安全进行；最后采取变排量循环注入模式不断扩展裂缝网络系统，最终形成相互连通、换热体积巨大的人工热储。
3.2 体积改造施工参数
压裂施工参数是实现体积改造的关键，根据室内试验结果优化了注入管柱、施工排量、压裂液类型及用液规模，为现场试验提供了理论依据。
1）破裂压力及梯度预测。利用破裂压力计算公式，结合室内试验所得的岩石力学参数，计算得到4 000 m深度下的花岗岩井底破裂压力为104 MPa，破裂压力梯度为0.026 MPa/m。
2）施工管柱与排量。考虑通过ϕ114.3 mm套管注入压裂液。按照破裂压力梯度0.026 MPa/m，计算了采用清水和滑溜水在不同排量下的井口压力，得到在限压80 MPa条件下，清水压裂最大排量可达3.5 m3/min，滑溜水施工排量可达5.0 m3/min（见表3）。综合考虑国外经验和经济性，优化为采用套管注入清水方式，施工排量控制在3.0 m3/min以内。
表 3 不同施工排量下的井口压力预测结果Table 3. The predicted wellhead pressure under different pumping flowrate压裂液 不同施工排量下的井口压力/MPa 0.5 m3/min 1.0 m3/min 1.5 m3/min 2.0 m3/min 3.0 m3/min 3.5 m3/min 4.0 m3/min 5.0 m3/min 滑溜水 65.35 65.73 66.31 67.07 69.09 70.33 71.74 74.99 清水 65.63 66.69 68.30 70.41 76.02 79.49 83.38 92.36 3）压裂液类型。干热岩资源需要压裂改造后循环注水换热来实现开发，因此优选压裂流体时不仅要考虑能否压开地层，更为重要的是成本是否低廉及对后期循环换热有无影响，从前述清水注入热破裂和压力预测综合分析认为，选择清水作为压裂液可以满足井深4 000 m干热岩井的压裂要求。
4）压裂液用液规模。利用Mayer软件和测试获得的岩石力学参数，建立了复杂裂缝模型，预测了注入不同体积清水的改造体积。注液20 000～30 000 m3时，改造面积为（280～420）×104 m2，裂缝半长300～350 m，改造体积（1.4～2.1）×108 m3，综合考虑干热岩注采井距600 m和对换热体积的需求[1]，单井用液规模设计为30 000 m3左右。
4. 现场试验
X1井为一口干热岩勘查井，完钻井深约3 700 m，采用钢级P110、壁厚8.56 mm的ϕ114.3 mm套管固井完井，预留约200 m的花岗岩裸眼井段作为压裂段，采用“低排量热破裂+胶液扩缝+变排量循环注入”热储体积改造技术，进行了清水低排量热破裂压裂测试、吸水指数测试、小型压裂测试、变排量循环注入压裂和胶液扩缝压裂等试验性压裂改造，最高施工排量3.5 m3/min，最高施工压力75.8 MPa。该井升排量和降排量小型测试压裂曲线如图7所示。
分析与对比各种试验曲线，得到以下认识：
1）根据小型测试压裂曲线G函数分析法，得到裂缝破裂压力梯度为0.026 0 MPa/m，裂缝延伸压力梯度为0.026 3 MPa/m，最小主应力梯度为0.020 8 MPa/m，与室内测试结果吻合。
2）低排量热破裂有利于裂缝复杂化。在0.5～0.7 m3/min低排量热破裂阶段，施工曲线显示产生了众多微小破裂，压降G函数分析曲线表现出多裂缝闭合特征，发生微地震事件1 000多个，是常规砂岩的数倍，表明利用温差效应产生和形成大量微裂隙并形成复杂裂缝是可行的。
3）恒定排量压裂施工过程中施工压力一直处于上升状态，塑性扩展特征明显，这与室内岩心应力–应变测试结果是一致的。注入胶液过程中出现多个明显的破裂点，注入胶液后施工压力稳中有降，说明胶液起到了扩展裂缝及降低施工压力的作用。
4）“低排量热破裂+胶液扩缝+变排量循环注入”体积压裂技术基本可行。压裂试验全过程微地震裂缝监测数据表明，温差效应促使了复杂微裂缝的形成，胶液扩展了裂缝宽度与高度，变排量循环注入增大了改造体积。
5. 结论与建议
1）花岗岩在高温下塑性强、脆性差、水平应力差大，岩体破裂以张性和剪切混合破坏为主，因此研究了干热岩热储体积改造技术。
2）研究提出的“低排量热破裂+胶液扩缝+变排量循环注入”热储体积改造技术，可促使形成复杂微裂缝，扩大裂缝宽度与高度，达到改造体积最大化。
3）干热岩高温裸眼井段较长，如何进行分段压裂、改造好全部高温干热岩段，需要继续研究分段压裂方式和配套工具与材料。
4）鉴于目前国内干热岩热储区域地质条件的特殊性，及尚未进行干热岩连通井的压裂改造和循环注入测试及发电试验的现状，建议进一步研究压裂裂缝系统是否满足高效换热要求，持续攻关与深化完善体积改造工艺和技术。
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图 1 深层地热开发中传统的“两注一采”布井方式示意
Figure 1. Traditional “two injectors and one producer” arrangement for geothermal development projects in deep formations
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图 2 双水平井注采地热开发试验项目井位示意
Figure 2. Well locations for dual horizontal well injection and production geothermal development experimental project
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图 3 岩样注入清水和液氮破裂后的裂缝扩展情况
Figure 3. Fracture propagation of rock samples after injection of fresh water and liquid nitrogen
表 1 国外深层地热项目布井方式统计
Table 1 Statistics on well arrangement methods for international geothermal projects in deep formations
名称 井深/m 布井方式 井型 美国芬顿山 2 700～4 200 一注一采 直井和斜井 法国苏尔茨 2 800～5 000 两注一采 直井和斜井 澳大利亚库珀 4 100～4 400 一注一采 直井和斜井 
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