雄安新区深部地热储层水力喷射酸化压裂技术

杨睿月，黄中伟，温海涛，丛日超，胡晓丽，马 峰

雄安新区深部地热储层水力喷射酸化压裂技术

杨睿月1，黄中伟1，温海涛1，丛日超1，胡晓丽1，马 峰2

(1. 中国石油大学(北京)油气资源与工程全国重点实验室，北京 102249；2. 中国地质科学院水文地质环境地质研究所，石家庄 050061)

地热作为清洁低碳的可再生能源，对促进实现“双碳”目标具有重要意义．我国深部碳酸盐岩地热资源丰富，但是由于岩体基质渗透率极低，亟需采取高效的储层改造技术建立导流通道才能有效开发．水力喷射酸化压裂工艺是一种集喷砂射孔、水力封隔、酸液刻蚀、多段多簇为一体的增产改造技术，可实现定点沟通地质甜点、一趟管柱体积造缝，对碳酸盐岩热储层具有良好的适用性．首次开展了雄安新区容城地热田水力喷射酸化压裂碳酸盐岩深部地热储层现场试验，通过优化喷嘴结构、优选耐腐蚀管柱材料、针对性设计泵注程序、模拟裂缝扩展形态，研发了能够满足深部碳酸盐岩热储的水力喷射酸压工具和配套工艺，采用“交替泵注交联段塞-胶凝酸”的方式，进一步促进酸液刻蚀远端裂缝，充分沟通天然缝洞，促进水力裂缝与天然裂缝沟通、相交、融汇，从而达到扩大造缝总体积、提高裂缝导流能力的储层高效改造目的．本次现场酸压试验入井总液量为492.65m3，其中压裂液为396.76m3，胶凝酸为95.89m3．试验结果表明：酸压后较酸压前单位涌水量从0.024m3/(h·m)提高到0.288m3/(h·m)，增产12倍，井口水温增加了10℃，增产效果明显；水力喷射酸压工具耐高温、耐高压、耐磨损、耐腐蚀，节约成本，降低作业风险．研究成果可为深部地热储层增产改造提供技术借鉴与思路．

雄安新区；深部碳酸盐岩；地热储层；水力喷射酸化压裂；裂缝扩展；现场试验

地热能是一种具有重要应用价值和较强竞争力的可再生绿色能源，被列为我国“十四五”可再生能源规划重点任务，与太阳能、风能、核能等新能源相比具有高效稳定，不受季节、昼夜限制等优势[1]．全球5000m以浅的地热资源量约为15.5×1025J，相当于4948×1012t标煤，我国地热资源储量丰富，占比接近全球的8%[2]．碳酸盐岩热储是地热能资源的重要组成部分，其高效开发利用是我国地热资源勘探开发的重点方向之一[3]．雄安新区地热资源丰富，主要集中在冀中坳陷中部的容城凸起及牛驼镇凸起等次级构造单元内[4-5]．区内中元古界蓟县系雾迷山组和长城系高于庄组是主要的地热储层[6]．高于庄组热储温度高、含水层占比高、热储发育面积广、裂隙岩溶发育，属于该区域的主力热储之一[7-8]．然而，碳酸盐岩热储较为致密(孔隙度多为5.2%～12.6%，渗透率多为0.10～42.19mD)，需采用储层改造技术建立高效的导流通道，从而提高地热开发利用率[9]．

地热储层改造技术主要有水力压裂、剪切刺激、循环/疲劳压裂、化学刺激、径向井压裂、无水压裂等．酸化压裂技术作为化学刺激的重要组成部分，是开发碳酸盐岩热储的关键技术[3]．近年来，针对碳酸盐岩储层改造，主要形成了复合酸压、体积酸压、深度酸压、控缝高酸压、立体酸压等技术思路．尽管这些技术已取得了良好的应用效果，但由于深部碳酸盐岩储层客观存在的岩溶缝洞发育、强储层非均质性、高地应力、高温高压等复杂地质条件，为酸化压裂技术带来了地层难压开、管柱易腐蚀、酸液穿透距离短、酸压裂缝易失效、充分改造难度大等关键问题．具体体现在：①储层岩石强度高、地应力高，导致储层压开难，缝网沟通差[9]；②储层高温，引起酸液反应速率快，加速管柱腐蚀，且易造成酸液穿透距离短，影响压裂造缝效果和压裂施工安全[10]；③储层闭合应力高，造成裂缝易闭合，降低有效导流能力，产量递减快[11]；④储层非均质性强，导致裂缝扩展预测困难，不利于酸压裂缝的合理部署，难以充分沟通储层，提高储层改造体积[12]．亟需研发深部碳酸盐岩热储高效储层改造技术．

水力喷射压裂技术集喷砂射孔、水力封隔为一体，可实现一趟管柱多段压裂、定点定向沟通地质甜点、连通天然缝洞，在提高压裂作业效率的同时大幅提升储层改造体积，提高单井产量与稳产能力[13]．近年来，该技术在不同井型、不同完井方式的致密储层中均得到了广泛应用，且取得了显著的应用效果．但在深部碳酸盐岩地热储层中的研究及应用尚鲜见报道，且深部碳酸盐岩热储酸化压裂技术对压裂工具结构设计以及耐高温/高压、抗腐蚀的能力等提出了更高要求．

针对以上难题与挑战，结合水力喷射压裂技术优势，笔者团队研发了针对碳酸盐岩地热储层的水力喷射酸压井下工具与施工工艺，并在雄安新区容城地热田D22井高于庄组开展了增产改造现场试验，结合增产前后试抽数据，评价增产效果，验证了水力喷射酸压工艺在深部地热储层增产改造中的适用性与可靠性．研究成果可为同类型深部地热储层高效改造提供技术借鉴．

1 水力喷射酸化压裂技术

1.1 水力喷射酸化压裂技术原理

图1 水力喷射酸化压裂碳酸盐岩储层原理示意

1.2 喷嘴结构设计及喷射速度预测

依据笔者团队前期试验结果[13]，水力喷射压裂采用锥直型喷嘴，当喷嘴入口收缩角为60°时，出口流速最高，射孔效果最好．因此，本次现场试验采用入口收缩角为60°、喷嘴直径为6mm的锥直型喷嘴．采用计算流体力学模拟喷嘴出口处的射流速度，建立如图2所示的射流流场数值模型，模型划分为入口段、收缩段、直管段和外流场，探究30MPa喷嘴压降下射流流场和涡结构分布特征，并计算不同喷嘴压降下射流速度的变化规律，模拟结果如图3所示．由图可知所设计的喷嘴产生的直射流能量集中，涡环序列结构保存较完整．抽取射流轴线上的速度分布，随着喷嘴压降的增加，射流速度显著增加，30MPa条件下最大流速接近250m/s，可有效冲蚀近井地带储层，同时强化酸液与碳酸盐岩储层发生化学反应，起到溶蚀效果.

图2 水力喷射射流流场数值模型

图3 水力喷射射流速度及涡结构分布

2 试验井概况

2.1 区域环境概况

本次水力喷射酸化压裂碳酸盐岩深部热储现场试验在雄安新区容城地热田D22井开展．雄安新区位于太行山东麓、冀中平原中部、南拒马河下游南岸，在大清河水系冲积扇上，属太行山麓平原向冲积平原的过渡带．全境西北较高、东南略低，海拔标高7～19m，为缓倾平原，土层深厚，地形开阔，植被覆盖率很低，境内有多处古河道．本区属暖温带半干旱季风气候，大陆性气候特点显著. 年平均气温12.6℃，年极端最高气温42℃．容城地热田位于雄安新区中北部，地热资源开发主要来自于碳酸盐岩热储[7-8]．

2.2 地质概况

容城地热田以容城凸起为中心．D22井构造位置处于中朝准地台(Ⅰ级)华北断坳(Ⅱ级)冀中坳陷(Ⅲ级)廊坊断凹(Ⅳ级)的东南部(图4)[14]．该井以东7.6km处为容城断裂，西南3km处为徐水断裂．具体特征如下[6,8,15]：容城断裂位于安新至白沟镇一带，为牛驼镇断凸与容城断凸的边界，长约30km，走向NNE，倾向E，倾角45°左右，垂直断距3000m，水平断距1000～3000m．上升盘明化镇组直接覆盖在中、上元古界地层之上，下降盘新近系及古近系沉积厚度达2000～3000m．徐水断裂位于徐水、安新至赵北口一线，是控制容城凸起与保定断凹边界断裂构造，长约35km．走向近东西，倾向南正断裂，倾角45°左右，垂直断距1200～3200m，水平断距1000～2500m．此断裂断开了结晶基底，为长期活动深大断裂．

图4 D22井地质构造

2.3 热储资源评价

容城地热田面积为313km2，全区地热流体可开采资源量为99.6×106m3/a，地热流体可开采热量为223×1014J/a，折合标准煤76.3×104t/a，其中寒武系资源量占6.3%，雾迷山组资源量占62.2%，高于庄组资源量占31.5%[15]．

2.4 改造目的层

结合临井D16井资料、本井测井数据和成像资料等，本次试验选择的改造目的层位于高于庄组．高于庄组储层厚度为400～800m，储厚比为0.15～0.20，顶板为1400～3600m，水位埋深112m，热储温度为65～95℃，基准温度为14.5℃，弹性释水系数为0.61%～1.38%[15]．岩性以白云岩为主，一、二、三级裂缝发育．天然裂缝密度为平均每10m数量2～8条，裂隙走向主要集中在234°～300°和125°～175°两个优势方向．目的层段测井解释如表1所示，优选射孔段为3024.0～3032.0m、3135.0～3140.0m、3155.0～3160.0m、3172.0～3174.0m，合计射孔段长20m．

表1 目的层段测井解释

Tab.1 Logging interpretation of target intervals

2.5 井身结构

D22井采用三开结构，井身结构如图5所示，套管参数如表2所示．完钻井深为3517m，钻遇碳酸盐岩热储厚度2537m．从上到下依次钻遇地层为：第四系、新近系、蓟县系雾迷山组、蓟县系杨庄组和蓟县系高于庄组．

本井最大水平位移为123.8m，井底东西位移为东偏92.2m，井底南北位移为南偏82.5m，井底闭合方位为228.5°．一开采用425水泥固井，水泥返高到地面．二开、三开均下入尾管，采用G级油井水泥“穿鞋戴帽”固井．二开固井井段为934.47～987.14m、1934.18～2204.18m，三开固井井段为2147.18～2290.00m与2917.18～3513.32m．因需对比压前压后产能变化，采用炮弹射孔对目的层射孔后进行压前抽水作业．

图5 D22井井身结构

表2 套管数据

Tab.2 Casing data

3 水力喷射酸化压裂现场试验

3.1 喷射点及分段选择

目标层段采用水力喷射酸化压裂工艺改造．根据D22井井身结构，采用外径为148mm两组六孔喷枪．根据目的层物性特征，两组喷枪分别位于3024.22m和3158.26m．

3.2 水力喷射酸压工具结构及工作液体系

由于碳酸盐岩热储具有垂向厚度大、温度压力高、裂隙非均质性强的特征，导致地层起裂压力较高，对压裂工具和工艺的可靠性提出更高要求．喷嘴优选陶瓷材料铸造，经专门加工工艺制成韧性好并具有高耐磨内流道的喷嘴结构，可承受井下高温高压环境及空化、冲蚀、酸液腐蚀作用，最大程度降低磨损生锈．喷枪本体表面做磷化处理，增强耐腐蚀能力．本体两端螺纹为API 5CT标准平式油管螺纹．本体总长420mm、最大外径148mm、最小内径54mm．在喷嘴布置上，设计每级喷枪安装6个水眼，均布于两个平面，平面内喷嘴相位120°，平面间喷嘴相位为60°，目的是在喷枪本体有限的空间内尽可能提高水力喷射压裂作业效率．喷枪实物图及与喷枪所连接的导向头和多孔管如图6所示．

井下工具管串结构为：89mm NU导向头×0.13m＋73mm NU多孔管×0.41m＋89mm球 座×0.13m＋148mm喷枪2#×0.42m＋89mm EU油管14根×133.32m＋变扣×0.30m＋148mm喷枪1#×0.42m＋89mm EU油管3根×28.58m＋150mm RTTS封隔器×1.82m＋提升短节× 1.01m＋89mm EU油管314根．

图6 现场所用喷枪及配套井下工具

压裂液配方为：0.3%胍胶＋0.5%助排剂＋0.3%黏土稳定剂＋0.1%杀菌剂＋过硫酸铵1/10000，交联剂0.3%，体系pH值9～11．胶凝酸配方为：15%盐酸＋0.7%稠化剂＋1.5%缓蚀剂＋0.5%铁离子稳定 剂＋0.5%助排剂．

3.3 水力喷射酸化压裂设计与施工

3.3.1 水力喷射酸压泵注程序

D22井水力喷射酸压施工泵注程序如表3所示.在整个施工中，共进行了两次压裂，首先进行了小型压裂测试，油管排量以3m3/min、2m3/min、1m3/min逐渐降低，合计泵入线性胶33.5m3，停泵测压降40min，压力从17.53MPa降为0MPa．井底瞬时停泵压力为43.91MPa，瞬时停泵压力梯度为0.0140MPa/m．采用G函数分析方法，得到井口闭合压力为3.75MPa，井底闭合压力为34.54MPa，闭合压力梯度为0.011MPa/m，裂隙闭合时间19.5min.为后续正式压裂施工排量的选择提供了依据．

表3 D22井水力喷射酸压泵注程序

Tab.3 Hydra-jet acid fracturing pumping procedure of well D22

在正式压裂施工中，主要分2个阶段注入胶凝酸．首先以0.52～4.12m3/min的排量泵注前置液，共泵入245.15m3，裂缝起裂后不断延伸，沟通远处天然裂缝；然后开始第1阶段注酸，以2.76～3.08m3/min的排量泵注60.66m3胶凝酸，使酸液酸蚀人工裂缝壁面；以2.09～4.23m3/min的排量泵注交联段塞91.22m3，推动裂缝深处的胶凝酸酸蚀远端裂缝；然后开始第2阶段注酸，以0.58～3.41m3/min的排量泵注35.23m3胶凝酸，酸蚀近井地带裂缝，改善近井地带裂缝导流能力；最后以1.96～3.30m3/min的排量泵入26.89m3顶替液，顶替油管．计算得到地层的破裂压力为50.68MPa、停泵压力为3.64MPa．入井总液量为492.65m3，压裂液量为396.76m3，胶凝酸为95.89m3．

3.3.2 水力喷射酸化压裂施工曲线分析

水力喷射酸化压裂施工曲线如图7所示．从施工曲线看，小型压裂测试过程中，油管压力最高达到49.27MPa后，地层破裂，油管压力下降．在前置液(交联压裂液)造缝阶段，油管压力最高达到52.39MPa后，压力呈阶梯状下降，说明裂缝向远处延伸，沟通了天然缝洞，缝网体积增大，出现了突降现象．在第１段的胶凝酸泵注过程中，油管压力缓慢下降，说明随着酸液在裂缝中运移，不断酸蚀裂缝壁面，扩大裂缝宽度，降低了裂缝内流动摩阻，同时激活了天然微裂缝，进一步降低了泵注压力．在交联段塞泵注过程中，油管压力先突然增大，然后逐渐降低，原因是初期交联比高，胶液黏度大，因此流动摩阻增大，压力升高，调整交联比和排量恢复正常施工，压力逐渐降低，说明交联段塞推动胶凝酸进一步刻蚀远端裂缝．在第２段胶凝酸泵注过程中，油管压力快速降低，说明近井地带已被充分改造，裂缝酸蚀效果良好．停泵后，压力快速下降，油管压力迅速降低至3.64MPa，说明地层裂缝发育，导流能力强，改造效果良好．

图7 水力喷射酸化压裂工艺施工曲线

3.3.3 水力喷射酸化压裂裂缝形态模拟

采用非常规裂缝扩展模型(unconventional fracture model，UFM)模拟高于庄组水力喷射酸化压裂后裂缝扩展形态．UFM模型由Weng等[16]提出，是适用于模拟复杂裂缝几何形态的全耦合数值模型，可以充分结合三维地质模型、天然裂缝模型、地应力数据、微地震监测数据、测井资料等模拟水力裂缝动态扩展，描述裂缝变形、压裂液流动、支撑剂运移、水力裂缝与天然裂缝的相互作用、应力阴影效应等．建立高于庄组储层三维地质模型，储层物性参数如渗透率、孔隙度、泊松比、弹性模量等，均由测井数据导入. 天然裂缝模型根据裂隙成像测井解释建立．地应力由测井资料和实验室测定计算而得：最大水平主应力为129.9MPa，最小水平主应力为98.5MPa．根据现场采用的泵注程序(表3)进行压裂模拟，获取水力喷射酸压后高于庄组碳酸盐岩热储的裂缝形态特征，并对比了不采用酸压和不考虑天然裂缝时的裂缝扩展形态(图8)，得到了裂缝参数(表4)．图8中无酸液压裂指得是无胶凝酸泵注，仅采用交联液压裂储层.

图8 碳酸盐岩热储压裂裂缝扩展形态特征

图8为裂缝扩展形态模拟结果．图8(a)为考虑天然裂缝网络时，水力喷射酸化压裂储层后裂缝网络的扩展形态，即D22井压后裂缝形态，缝长为208.8m，裂缝总体积为129.6m3．图8(b)为不考虑天然裂缝网络时，水力喷射酸化压裂储层后裂缝网络的扩展形态，缝长为189.2m，裂缝总体积为61.9m3.二者对比发现，考虑天然裂缝影响下的造缝总体积是不考虑天然裂缝影响下的造缝总体积的2倍，因此水力裂缝与天然裂缝沟通可显著提高造缝体积．图8(c)为考虑天然裂缝网络时，不泵注胶凝酸，仅采用交联液压裂储层后裂缝网络的扩展形态，缝长为167.6m，比采用酸压时缝长小41.2m(图8(a))，裂缝总体积为42.4m3，酸压造缝体积是不采用酸压的3倍，且酸压形成的缝宽较大，因此酸液对碳酸盐岩的溶蚀作用可有效增大改造体积．图8(d)为不考虑天然裂缝网络时，不泵注胶凝酸，仅采用交联液压裂储层后裂缝网络的扩展形态，缝长为165.5m，裂缝总体积为25.7m3，进一步表明酸压可促进天然裂缝与水力裂缝的沟通、相交、融汇，从而有效扩大裂缝总体积，显著提升改造效果．表4裂缝参数还说明酸压及水力裂缝-天然裂缝的相互作用可显著提高缝高和缝宽．由于裂缝导流能力是在储层闭合压力下渗透率与缝宽的乘积，UFM模型计算结果进一步说明酸压可有效提高裂缝的导流能力．因此，深部碳酸盐岩地热储层，特别是天然裂隙发育的储层，适合采用酸化压裂进行改造．

表4 非常规裂缝扩展模型计算获得的压后裂缝参数

Tab.4 Fracture parameters simulated by the unconventional fracture model

4 压后效果分析

4.1 酸压前后增产效果对比

采用型号为200QJR20-340的潜水泵(扬程340m)对D22井酸压前后进行抽水并对比．潜水泵下至342.72m处．酸压前，抽水试验总计历时60h，其中抽水时间共48h，恢复水位时间12h．由于水量较小，抽水试验共计进行一个落程(S3)．酸压后，抽水试验总计历时144h，其中抽水时间96h，恢复水位时间48h．抽水试验分3个落程(S3、S2、S1)，持续时间分别为48h、31h、17h．酸压前、后抽水历时曲线如图9所示，具体抽水数据如表5所示．

酸压前后按照最大水位降深对比，涌水量由4.72m3/h增加到44.10m3/h，目标层段涌水量增加9.3倍．酸压前单位涌水量0.024m3/(h·m)，酸压后单位涌水量0.745m3/(h·m)，酸压后较酸压前增产31倍．井口水温由60.0℃增加到66.5℃，增加了6.5℃. 产水一年后再次开展全井段抽水试验，涌水量为5.21m3/h，单位涌水量0.288m3/(h·m)，酸压后稳产期产量较酸压前提升12倍，酸压增产效果明显．井口水温由60℃增加到70℃，增加了10℃，温度变化与地热水产量呈正相关．井口流体温度的升高，一方面是由于酸化压裂造长缝，并沟通天然裂缝，形成复杂缝网，促进了井筒与深部热储空间的沟通，增加了远井地带裂缝的换热面积，实现充分换热；另一方面，与换热时间有关，增产改造后抽水流量增大，返到地面时间减少，向井筒周围低温地层散失热量减少，导致井口温度升高．

图9 D22井水力喷射酸压前后抽水试验

表5 D22井水力喷射酸压增产前后效果对比

Tab.5 Water production before and after hydra-jet acid fracturing of well D22

4.2 水力喷射酸化压裂工具评价

试验采用了两组喷枪，喷枪1和喷枪2均对增产层段进行了喷射酸压．从增产改造作业实施过程看，水力喷射酸压工具性能良好，图10为施工结束后喷枪从井下起出的照片．在最高施工压力53.1MPa的环境下，喷枪本体未出现破裂、腐蚀或滑扣等现象，说明喷枪可以满足耐酸、耐压、耐高温的井下复杂情况，在深部地热储层改造中具有良好的适应性和可 靠性．

图10 水力喷射酸化压裂施工后工具起出照片

安装在喷枪上的喷嘴未发生磨损、脱落、扩径严重等现象，说明喷嘴具有较好的耐磨性和抗空蚀能力．空化指的是在温度不变的条件下，当液流局部绝对压力降低到当地温度下的饱和蒸汽压力时，液体内部原来含有的小气泡迅速膨胀，在液体内部形成含有水蒸气或其他气体的空泡，从而产生空化现象[17].空化现象的全过程包括空泡的孕育与初生、发育与长大以及收缩和溃灭3个阶段．表面空蚀破坏是由于空泡溃灭时产生微射流和冲击波的强大冲击作用所 致[17]．对于该喷枪所用的锥直型喷嘴，结构如图2(a)所示，淹没条件下上游流体经过喷嘴收缩段加速进入直管段时，产生“缩径现象”，流体速度增加，直管段最高流速可达到250m/s以上．根据伯努利原理，在该速度条件下，直管段内形成一个低压区，当压力降低到当地温度下的饱和蒸汽压力时，就会诱发空化现象产生．空泡在收缩段的固体内壁面孕育而初生，并在该低压区域内长大，沿着喷嘴的直管段壁面向后发展．当空泡随主流运动到压力升高区后，空泡收缩而溃灭．因此，在锥直型喷嘴内部，空蚀现象可能发生在直管段出口处，即喷嘴出口与井筒内高围压环境的接触部分．对材料而言，表面硬度越高、粗糙度越低，抗空蚀能力越强[17]．本次现场试验研发的喷嘴采用高硬度、高耐磨性的陶瓷材料，在井下连续作业3h，未发生损坏，因此具有较强的抗空蚀能力．

4.3 方法和工艺应用的经济性讨论

水力喷射酸化压裂工艺在经济成本方面的优势主要体现在两方面：一是节约了常规压裂工艺中炮弹射孔、机械封隔器、桥塞等材料/工具的成本；二是该工艺方法省时高效，省去了炮弹射孔、封隔器坐封/解封等工序，减少了起下管柱时间，提高了现场作业效率，从而缩短完井周期，加快投产进度，节约了建井成本．例如，我国西部深层奥陶系碳酸盐岩储层的两口水平井酸化压裂现场试验分别采用不动管柱喷射酸压工艺(井深7053m，压裂4层)和不压井拖动管柱喷射酸压工艺(井深6428m，压裂7层)，平均每层段作业时间为2～4h，作业周期分别为1d和3d[18]，节约作业工期50%以上．新疆油田采用水平井不动管柱水力喷射分级压裂技术共计实施21井次(水力喷砂射孔5井次，水力喷射压裂16井次)，作业成功率100%，单井节约工具成本约20.6万元[19]．此外，大庆油田采用水力喷射压裂工艺现场应用161口井(共压裂1863段)，作业成功率100%，综合成本节约52%，施工效率提高2.3倍，实现了水力喷射压裂技术的产业化应用[20]．此外，水力喷射酸化压裂可以在不采用封隔器的情况下进行裸眼碳酸盐岩井的分段压裂，节约套管和固井费用，大幅降低建井时间、压裂施工时间和施工成本．因此，水力喷射酸化压裂在经济性方面具有优势．

综上，雄安新区深部碳酸盐岩热储层水力喷射酸化压裂现场试验结果表明，水力喷射酸化压裂工具性能可靠，满足现场压裂施工对工具耐酸蚀、耐高压、耐高温等复杂工况的要求；水力喷射酸化压裂工艺施工过程顺利，增产效果显著．对于地层厚度大、温度高、压力高的深部地热储层，开展多段多簇体积酸化压裂是未来重要的发展趋势．在这一过程中，水力喷射酸化压裂工艺的可靠性和经济性优势将进一步显现，具有广阔的应用前景．

5 结 论

(1) 首次开展了雄安新区容城地热田水力喷射酸化压裂深部碳酸盐岩地热造储现场试验，压裂后D22井单位涌水量较压裂前提高了12倍，井口水温增加了10℃，增产效果显著．

(2) 水力喷射酸化裂压工艺可实现定点起裂、精细改造、酸蚀裂缝通道的储层改造目的，通过交替泵注“交联段塞-胶凝酸”，进一步促进酸液刻蚀远端裂缝，充分沟通天然缝洞、促进水力裂缝与天然裂缝的交汇融通，提高裂缝总体积和裂缝导流能力，达到增产目的．

(3) 研发的水力喷射酸化压裂工具耐酸、耐高温、耐高压，配套的酸化压裂工艺在试验井中施工顺利，表明该工具和工艺方法可以满足深部高温高压地热储层的改造需求，可为同类型地热储层增产改造提供良好借鉴．

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Hydra-Jet Acid Fracturing Technology in Deep Geothermal Reservoirs of Xiong’an New Area

Yang Ruiyue1，Huang Zhongwei1，Wen Haitao1，Cong Richao1，Hu Xiaoli1，Ma Feng2

(1. National Key Laboratory of Petroleum Resources and Egnineering，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2. Institute of Hydrogeology and Environmental Geology，Chinese Academy of Geological Sciences，Shijiazhuang 050061，China)

Geothermal energy，as a clean and low-carbon renewable energy，plays an important role in contributing to the carbon peaking and carbon neutrality goals. Deep carbonate geothermal resources are abundant in China. However，because of high temperature，high pressure，and low permeability，an efficient reservoir stimulation method needs to be adopted，and conductive fractures need to be established to develop such resources. Hydra-jet acid fracturing technology is a kind of stimulation technology integrating abrasive jet perforation，hydraulic isolation，acid etching，and multi-stage and multi-cluster stimulation. Hydra-jet acid fracturing technology can realize fixed-point communications to geological sweet spots and volume fracturing in one trip，which has good applicability to carbonate geothermal reservoirs. In this study，the field test of hydra-jet acid fracturing in the Rongcheng geothermal field of Xiong’an New Area was conducted for the first time.By optimizing the nozzle structure，selecting the corrosion-resistant string materials，designing the pumping program，and simulating the fracture propagation patterns，the hydra-jet acid fracturing tools and operations that can meet the needs of deep carbonate geothermal reservoirs have been developed. The “alternating pumping cross-linked slug and gelling acid” method is adopted to further promote acid etching of distal fractures，fully communicate with natural fractures/vugs，and improve the connectivity between hydraulic and natural fractures，thus increasing the stimulated reservoir volume and enhancing the fracture conductivity，so that efficient reservoir stimulation can be achieved. In this on-site acid fracturing test，the total amount of fluid pumping into the well is 492.65m3，of which the fracturing fluid is 396.76m3，and the gelling acid is 95.89m3. The field application results indicate that the unit water inflow increases from 0.024m3/(h·m) to 0.288m3/(h·m) after acid stimulation，approximately 12 times，and the temperature of water at the wellhead increases to 10℃. The production enhancement is remarkable. Moreover，the hydra-jet acid fracturing tools developed by the authors are resistant to high temperature，high pressure，wear，and acid corrosion. The research results are expected to provide technical references and thoughts for deep geothermal reservoir stimulation.

Xiong’an New Area；deep carbonate rock；geothermal reservoir；hydra-jet acid fracturing；fracture propagation；field test

the Young Scientists Fund of National Nature Science Foundation of China(No.52004299).

10.11784/tdxbz202207010

TK529

A

0493-2137(2023)12-1277-11

2022-07-09；

2022-09-13.

杨睿月（1989—  ），女，博士，副教授，yangruiyue@cup.edu.cn.Email：m_bigm@tju.edu.cn

黄中伟，huangzw@cup.edu.cn.

国家自然科学基金青年科学基金资助项目(52004299).

(责任编辑：王晓燕)