增强型地热系统储层建造及其评价

郭 盼， 吴 波， 李 朋， 刘万亮

(湖北省地质调查院,湖北 武汉 430034)

干热岩是指埋藏于距地表3～10 km深度范围内低渗透性的高温岩体[1]。由于干热岩天然渗透率极低,无法经济地提取出地热能,所以干热岩的开发必须建立增强型地热系统(EGS,Enhanced Geothermal System)。EGS是利用人工手段在干热岩中建立高渗透性的人工热储,然后注入低温流体介质,置换干热岩中的热能(图1)[2]。EGS最关键的技术是储层改造,目的是在低渗透性岩石中建立大体积的储水层,使原有天然裂隙错动或形成新的裂缝,从而使注入井和生产井系统建立适当的连通性。常用的储层改造方法有水力压裂、热刺激和化学刺激[3-5]。水力压裂是最主要的EGS储层改造手段,目前国外几乎所有EGS工程都采用了水力压裂技术来形成换热构造(表1),如美国Fenton Hill,法国Soultz,日本Hijiori等。该技术最初来源于油气行业,但近些年已经成为干热岩人工热储形成的重要手段[6-7]。然而,由于岩石构造不同,天然裂隙的差异以及压裂过程的各种不确定性因素,导致压裂过程中裂隙系统的发展和压裂的效果难以预测[8-12]。储层的裂隙结构直接影响流体在热储中的渗流换热过程,是决定EGS可开采热能和运行寿命的关键因素。因此,监测水力裂缝的起裂及扩展规律,评价EGS水力压裂的效果,对于EGS的开发利用具有重要意义。本文从干热岩水力压裂面临的技术问题、监测方法和效果评价几个方面出发,对水力压裂的研究进展进行归纳、总结,以期为中国EGS工程方案设计和建造提供科学依据和指导。

图1 干热岩开发的增强型地热系统示意图[13]
Fig.1 Enhanced geothermal system in thermal
energy development of hot dry rock

表1 国外主要EGS工程储层激发方法Table 1 Reservoir stimulation methods of some EGS projects

1 水力压裂研究现状

1973年,美国洛斯阿拉莫斯国家实验室率先在新墨西哥州的芬顿山开始了增强型地热系统的研究,至今干热岩的开发已历时四十余年。早期,EGS的水力压裂技术主要以传统支撑剂型压裂为主,基本原理是：通过压裂车向注入井内泵入高压、大排量的压裂液,使岩层被压开形成水力裂缝；随后注入携带支撑剂的高粘度携砂液,促使裂缝逐渐向前扩展；最后将压裂液抽出,支撑剂则均匀分布于裂缝中,从而形成了渗透性良好的人工热储[14]。最初美国Fenton Hill和英国Rosemanowes的EGS工程应用了这种压裂方式,但没有取得预期效果[15],随后虽然仍有部分国家和工程进行传统支撑剂型压裂方式的研究,但大部分EGS工程开始转向于另一种水力压裂方式——清水剪切为主结合化学刺激的水力压裂。

清水剪切结合化学刺激的水力压裂一般步骤为：①以远低于储层破裂压力的注入压力注入清水,使原有裂隙产生错动,小幅度阶梯式提高注水压力,使剪切刺激体积逐步从井筒附近向远井区域扩展,当提高注入压力而储层的注入率却一直不增长为止；②根据储层岩石矿物的类型选择合适的化学刺激剂,注入到已裂开的储层中进行长时间的化学溶蚀作用,以提高储层注入率；③反复交替进行步骤①、②,直到储层的注入率不再增加为止；④以高于破裂压力的注入压力进行清水拉张压裂,产生新的裂隙网络,进一步使储层向远井扩展并与先前形成的裂缝连通。反复进行清水剪切压裂、化学刺激和清水拉张压裂,直到储层注入率达到工程设计目标为止[15]。该压裂方式最初应用于法国Soultz工程,并取得了巨大的成功,随后美国Desert Peak工程也运用了这种压裂方式。

随着近几年水平井技术在油气行业的应用,许多学者开始将目光转向传统水力压裂技术与水平井技术结合上来。例如，研究人员在美国Desert Peak工程中基于DP23-1井的地质数据,通过两个水平井的水循环,模拟了该地热系统的热生产潜力[16]；国内也有学者针对大庆地区的营城组储层,研究了水平井结合传统支撑剂型压裂技术来改造储层的渗透性,并进行了发电和供暖潜力分析[17]。从EGS的发展历程来看,以后越来越多的工程倾向于根据地方的需求进行EGS的水力压裂和开采方案设计。

2 水力压裂面临的主要技术问题

通过水力压裂可以改善EGS储层的渗透性,但通过这种方法提高渗透性会产生两种负面效应：①在水力压裂过程中大裂隙通道优先发展,注入水快速流经此类大通道并从生产井排出,即短路循环；②注入压力可能超过裂隙生长的临界压力,从而使储层扩大,使水流到储层中的非循环部分不能被开采利用,即水流损失。

短路循环是影响EGS运行效果和经济可行性的主要问题之一,会造成岩石裂隙网络中很大一部分无法发挥换热功能,这可能在压裂初期即已出现,也可能在长期流体循环后形成[18]。石油工业常通过添加可控制粘度的流体来预防短路循环,然而,目前控制流体流变性的添加剂温度上限约为175 ℃,低于高品位的EGS目标储层温度(200 ℃)。因此,设法提高流体添加剂的温度上限,以达到增强型地热系统的要求,是解决短路循环的重要方法。水流损失也是EGS工程水力压裂面临的一个重要技术问题。在美国Fenton Hill工程中,通过提高注入压力以维持张开的裂隙来改善渗透性,裂隙的体积持续增长,但产生的新裂隙无法与生产井连通,造成循环系统中水的损失；在英国Rosemanowes工程中,也遇到了类似的问题,试图通过增大注入压力以改善裂隙渗透性时,导致了远离井区裂隙体系的生长,加剧了水损失而并没有改善连通性。

3 水力压裂的基本步骤

根据迄今为止的EGS各项目获得的经验,水力压裂的基本步骤可概括为：①钻一口深井(注入井),在适当的深度下套管,获取深部热储温度,地应力场、节理、裂隙发育特征,天然流体赋存特征,岩石力学特征等重要参数,并在合适的位置布置微震传感器,安装监测和成像系统,获取质量上佳的微震震源定位波；②进行流量分级注入,直到每次注入的压力变得稳定为止,维持最高注入流量,直到地震活动传递到生产井的目标区；③进行关井实验,评价热储层范围,并在注入井进行流动测井,确定主要流动区,随后排空储层内的注入流体,在较低的流量下进行注入实验,以评估渗透性的永久剩余增强值(Enhancement Of Permeability)；④在储层激发范围内进行第二口井(生产井)的钻进,并使生产井与注入井的井间距符合经济指标,此外,应同时保证该井的完井设计符合下水井泵的条件；⑤对该生产井再进行分步压裂,以提高与先前被激发区的连通,使流体最终能够被采出,此后,分别进行短期循环试验和示踪试验,以评估注入井与生产井之间的连通性、储层的流通体积,并识别所有的短路通道；⑥如果系统需要第三口井(也就是第二口生产井)、第四口井甚至第五口井,则重复步骤④—⑤；最后重复上述过程以建造足够大的增强型地热系统,满足商业发电或热电联产需求。需要注意的是,在不同地区,考虑到地热地质条件的差异,水力压裂步骤可能会稍有不同,但整体思路一般均按此步骤进行。

4 水力压裂监测方法

在干热岩储层改造过程中,为了使人工压裂最优化,需要对热储层的各种参数进行实时监测,常用的监测方法有微震监测、示踪技术和数值模拟。

4.1 微震监测

在热储形成过程中,岩体开裂滑移常常伴随有微震等声学现象,因此可以在井附近建立微震监测系统,运用高精度的地震检测器收集大量波形信号数据,绘制热储系统的形状、结构和方位,确定热储建造的空间分布特征[19]。微震监测技术具有高精度、高分辨率的特点,对于了解干热岩热储层的形成及其开发过程中发生的岩石动力学过程,有着极其重要的作用。微震监测获得的信息可用来指导生产井的钻探,使其钻入深层裂隙系统,与注入井建立相互连通的裂隙网络,最大效率地抽取注入水。微震监测在后期生产过程中,还可用来监测EGS系统的运行寿命。

Baria等[20]对法国Soultz干热岩项目储层激发产生的微震进行监测和定位,确定了4个裂隙结构(F1、F2、F3和F4)。F1位于4 660～4 710 m,具有偏西方向55°倾角,在注水最初阶段开始形成；F2位于4 870～4 920 m,具有偏西方向65°倾角,在F1之后形成,；F3也是偏西方向约65°倾角,裂隙结构较大,呈向上和向下生长的趋势；F4呈偏西方向40°倾角,在4 000 m处与F3相交。

4.2 示踪技术

除了微震监测以外,示踪技术也是用来监测储层激发效果的重要手段。示踪试验在分析储层中流体流动路径、确定生产井和注入井的连通情况、优化注采井布设、预测生产井热突破、估算储层热交换面积等方面发挥了重要作用[21-23]。应用地热示踪剂的基本原理是：由注入井注入已知浓度的示踪剂溶液到热储层,使其随着注入流体在储层中运移,并在生产井处连续取样,检测示踪剂浓度,通过生产井处示踪剂的初始出现时刻、示踪剂浓度峰值出现时刻、峰值浓度等数据评价注入井和生产井的连通性和导热性。按照地热示踪剂的性质可分为保守示踪剂和反应示踪剂,其中保守示踪剂不与岩石发生反应,仅作为一种溶解组分随注入水在热储中运移,例如KI、萘磺酸盐等[24]；而反应示踪剂在随溶液迁移过程中会与周围的储层岩石发生反应,如Rhodamine WT、Safranin T等。保守示踪剂往往被用于评价储层连通程度,而反应示踪剂通常与保守示踪剂结合应用于评价裂隙—基质热交换面积[25-26]。

美国、法国、澳大利亚、冰岛等国家的EGS工程曾先后进行过多次地热示踪试验,并取得了显著效果。Rose等[27]在美国Desert Peak场地利用多种保守示踪剂进行了多井交叉示踪试验,通过对示踪剂突破曲线的分析,估算了储层空隙体积,并确定了最优注水井和生产井的布设方案。Rose等[28]利用多种示踪剂于美国Soda Lake 地热场地进行了示踪试验,分析了裂隙储层的热交换面积。Sanjuan等[26]详细分析了法国Soultz场地2000—2005年间的全部示踪试验结果,确定了注水井和生产井之间的水力连通性和水流流动路径。Yanagisawa等[29]在澳大利亚Cooper Basin场地使用荧光素钠等保守示踪剂进行示踪试验,刻画了注入井和生产井间的连通性并估算了储层体积。Axelsson等[30]分别利用荧光素钠和碘化钾在冰岛Laugaland地热场地进行示踪试验,并通过注入井和生产井间的连通程度预测了生产井的热突破情况。

通过场地多井示踪试验结果,可直观判断EGS储层水流的流动方向及注入井和生产井之间连通程度的好坏。但若需要进一步探明储层主要裂隙方向、渗透率分布规律及热交换面积,需要运用示踪试验数值模拟或解析分析等技术方法。Rose等[31]对比分析了美国内华达州Beowawe和Dixie Valley两个EGS场地热储层示踪试验的结果,利用数值模拟方法分析了注水井和生产井之间的距离对孔隙体积的影响。Gentier等[32]通过三维裂隙水流数值模拟模型结合示踪试验结果,模拟了法国Soultz干热岩项目水流循环试验过程,确定了储层主要裂隙数和发育方向。Vogt等[33]同样利用法国Soultz EGS场地示踪试验数据,采用Monte Carlo随机方法分析了水流在热储层的流动路径及注入井和生产井之间储层渗透率的变化情况。

4.3 数值模拟

EGS工程的地热储层位于几千米的地下深处,储层的实际温度和相关参数很难获取,需要可行的监测工具来实时监测,快速发展的数值模拟技术为描述储层压裂过程中的岩石变形、裂隙的产生和扩展、流体渗流过程、采热阶段流体—岩石换热过程、流体—岩石化学反应等机制提供了良好的解决方法,并取得了很多重要成果[34-37]。具体而言,一个完整的EGS数值模拟软件应具备同时反映热量传递过程(Thermal)、流体流动过程(Hydraulic)、力学过程(Mechanical)和化学过程(Chemical)的特点,并能刻画裂隙分布特征及其连通性[38-39]。

目前,国际上用于EGS数值模拟的典型软件主要包括FRACTure,GEOTH3D,FRACSIM-3D,GEOCRACK和GeoSys/Rock-Flow[23,40]。FRACTure可以实现EGS激发过程中T-H-M-C过程的全耦合,且计算速度快[41]。GEOTH3D的特点是不包括离散裂隙过程,采用空隙介质模型,利用水压致裂的声发射数据,结合注入实验结果推算出热储渗透系数的空间分布[42]。FRACSIM-3D采用的是裂隙网络模型,通过模拟裂隙的剪切和扩张、热—弹效应以及简单的化学溶解和沉淀过程,来描述EGS系统的水力压裂过程,并能够运用于地热田的测试运行阶段[43]。GEOCRCAK采用了离散裂隙方法,能够针对地热流体在热储裂隙中的运移进行T-H-M-C全耦合计算[44]。GeoSys/RockFlow是一个地质力学模型,考虑了热接触面积和裂隙表面的粗糙程度,可以用来描述裂隙系统在温度场、渗流场和应力场共同作用下的参数变化[45]。

5 水力压裂效果评价

EGS系统在热储层压裂过程中或者压裂成功后,需要对热储层的压裂效果进行评价,以确保达到商业开发的标准。衡量EGS压裂效果的直接参数包括热储温度、激发体积、储层换热面积、储层水流阻抗和储层水流损失等,这些参数共同决定着压裂储层的性能。表2总结了国外典型EGS项目储层性能的试验结果[15,39,46]。

表2 典型EGS项目储层性能试验结果Table 2 The experimental results of reservoir features in several typical EGS projects

5.1 储层温度

储层温度直接影响EGS热能开发的经济性能,目前适合EGS开发的储层平均温度为190 ℃左右,不低于150 ℃[15,39]。EGS系统储层温度越高,产出流体温度越高,流体做功能力增加,从而提高了热电转换效率。研究表明,单位质量的热流体在压力一定时,其做功能力随着温度升高而增大,在25 MPa压力条件下,400 ℃的热流体要比225 ℃的做功能力高约5倍[47]。此外,流体温度还决定了最优的发电系统,温度在100～200 ℃范围内宜采用双工质发电系统,200～250 ℃范围内宜采用双工质或闪蒸发电系统,250～400 ℃宜采用单级或三级膨胀系统。

5.2 储层激发体积

由表2可以看出法国Soultz干热岩项目热储总激发体积已经超过6.0 km3,远远超过经济性能的0.2 km3,现有技术手段已能够建造足够大体积的干热岩热储层[15,48]。激发体积是影响热能采收率(热能被开采出来的比例)的重要因素。Sanyal和Butler[48]用三维有限元建模方法进行了储层各种性质,如激发体积、裂缝间距、渗透率、孔隙度以及原位地热能开采部分的井网等影响的敏感性研究,通过变换不同的渗透率、流速、裂隙间距、井间距、注入井—生产井配置模式以及激发体积,他们发现影响采热能多少的唯一重要参数是裂隙体积。

5.3 储层换热面积

达到商业要求的储层换热面积一般不低于2×106m2。储层的有效换热面积主要由生产井与注入井的间距、配置模式和裂缝的长度、宽度、间距控制。假设储层温度200 ℃,项目运行30年,经计算要产生50 kg/s的流体并使温降不超过10 ℃,需要的储层换热面积约为100万m2。到目前为止,储层换热面积的测量、表征和模拟方法还不太完善。近年来FRACTure、FRACSIM等数值模拟软件已能基本模拟储层的裂隙结构[39],但更精确的测量储层换热面积的方法仍是今后EGS发展中需要重点研究的问题。

5.4 储层水流阻抗

储层水流阻抗是EGS裂隙储层通过单位流量的压力降值,反映了水流循环和能量生产的动力消耗[49],是衡量EGS激发效果的关键指标之一,满足商业要求的EGS储层水流阻抗应<0.1 MPa/(L·s-1)。水流阻抗主要由储层的裂隙宽度、间距、连通程度和流体性质决定[50-51],近似为裂隙间距的函数,随裂隙间距的减小而增大[52]。系统水流阻抗是入口阻抗、井间距阻抗和出口阻抗的总和。由于生产井通常维持在较低压力,故出口阻抗最大且为一个固定值,是系统水流阻抗的主体[53]。提高注入压力、注入一定量的化学刺激剂、在生产井附近注入支撑剂均能有效降低出口阻抗,从而降低总水流阻抗[50,51,53]。曾玉超等[54]以美国Desert Peak项目资料为依据,利用TOUGH2软件对其生产过程进行数值模拟,结果表明较大的井距和较高的循环流量将增大水流阻抗,但效果不明显,而在一定范围内提高储层渗透率将显著降低储层水流阻抗。

5.5 储层水流损失

储层水流损失是指注入储层的水流流向储层外围地层，而无法从生产井产出的现象。满足商业要求的EGS储层水流损失一般<10%。到目前为止的EGS项目,除了法国Soultz以外其他场地试验水流损失均超过了10%(表2),在日本Hijiori项目浅部热储的循环试验中,还观测到了70%以上的水流损失。由于深部地质构造、地层应力状况复杂,造成储层裂隙的分布和延伸也较为复杂,给水流损失带来了极大的不确定性。研发水流损失监测与控制技术已成为当前EGS开发的重大课题。

6 认识与展望

笔者基于干热岩人工压裂、监测方法和效果评价几个方面,总结了目前国内外增强型地热系统热储层的研究进展,并取得了如下几点认识：

(1) 水力压裂是EGS储层改造最主要的手段,常用方式包括传统支撑剂型和以清水剪切为主结合化学刺激型两种；水力压裂在提高储层渗透性的同时会产生短路循环和水流损失,因此避免短路循环、减少水流损失已成为当前EGS开发重点研究的问题。

(2) 在干热岩储层改造过程中,利用微震监测、示踪技术和数值模拟等方法,监测热储层的岩石力学特征、裂隙的产生和扩展、注入井—生产井的连通情况、流体—岩石换热过程、流体—岩石化学反应等机制,可以使人工压裂达到最优化,有助于EGS的设计和运行管理。

(3) EGS在热储层压裂成功后,需要对储层压裂效果做出科学评价,评估其商业开发的可行性和经济效益；衡量EGS压裂效果的直接参数包括热储温度、激发体积、储层换热面积、储层水流阻抗和储层水流损失等。

欧美国家在干热岩开发上已经积累了40余年的经验和教训,对EGS人工压裂及储层性能已有了基本认识,并形成了初步的压裂监测和储层评价标准,但是在精确测定储层的压裂体积、换热面积、水流阻抗、水流损失与短路循环方面还存在较多技术瓶颈。为了使建立的干热岩地热系统达到商业开发的标准,以后的研究重点应主要集中在以下4个方面：①克服水流损失和短路循环；②实时监测储层压裂参数；③精确测量储层激发体积和热交换面积；④科学评价储层压裂效果。总体来看,尽管目前还面临众多工程技术问题,但EGS显示出的巨大潜力,足以要求地质工作者抓住契机、应对挑战,通过建立国家级研发平台，实施增强型地热系统示范工程,使干热岩资源成为中国经济发展强有力的能源保障。