快速通道
技术
各国干热岩压裂开发技术现状及前景
发布时间：2019-05-24 来源：未知 点击次数： 打印 作者：admin
1国内外干热岩赋存现状及利用前景
具体来说，干热岩是一种没有水或蒸汽的热岩体，主要是各种变质岩或结晶岩类岩体，埋藏于地下2000～6000m深处，温度为150～650℃。干热岩的应用过程是先形成注采井网，一般先将注入井进行压裂改造，形成裂缝系统。将高压水从加压井向下泵入，水流过热岩中的人工裂隙而过热(水、汽温度可达到150～200℃)，并从生产井泵上来，在地面用于发电，发电后尾水再次通过高压泵注入地下热交换系统，进行循环利用。该系统通常称为增强型地热系统(enhancedgeothermalsystem，简称EGS)。
干热岩发电的整个过程都是在一个封闭的系统内进行，既没有硫化物等有毒、有害物质，也无任何环境污染物质，其采热的关键技术是在不渗透的干热岩体内形成热交换系统。干热岩蕴藏的热能十分丰富，比蒸汽型、热水型和地压型地热资源大得多，比煤炭、石油、天然气蕴藏的总能量还要大。
有关研究表明，世界各大陆地下都有干热岩资源。地下热岩的能量能被自然泉水带出的几率仅有1%，而99%的热岩是干热岩，没有与水共存，因此干热岩发电的潜力很大。2005年美国能源部地热技术项目办公室发起了对“增强地热系统”地热能的评估，由麻省理工学院提交的《地热能的未来》认为，“在50年内，增强地热系统能提供1亿kW或更多的成本上有竞争力的发电容量”。
我国火山活动、地震活动频繁，美国提出的增强地热系统的设想可供我们借鉴。事实上，我国高温岩体干热岩地热资源储量丰富，地壳深层岩体温度高。东部地区地壳薄，有利于开发传导型地热，东部沿海地区如广东、福建等省区位于太平洋板块边缘，是地热利用的有利地区。除了广东沿海地区，我国西藏南、滇西、川西属喜马拉雅地热带，有资料介绍钻井2000m即可获得200℃的高温热水，是地热有利地区。松辽盆地与渤海湾盆地也是地热资源的有利地区，另外河南、青海、陕西等地一些大型盆地都具有丰富的地热资源。
根据中国地质调查局的数据，中国大陆3000～10000m深处干热岩资源总计相当于860万亿t标准煤，是中国目前年度能源消耗总量的26万倍。按照广东省面积所占中国大陆比例，可粗略估算出广东省拥有干热岩资源约16万亿t标准煤，约是2015年广东省能源消费总量的53075倍。广东南部沿海地热活动明显，岩体时代较新，出露面积巨大，有利于形成干热岩系统。
从全国来说，油气资源都属于一次性资源，油气枯竭后，人们必须寻找新型能源以满足经济的高速发展；而且油气资源利用还存在环境污染问题，寻找并利用清洁的非常规能源是当务之急。
2国内外干热岩热能开发现状
经过多年研究与探索，美国、法国、德国、日本和英国等科技发达国家已经在干热岩发电的基本原理和基本技术方面取得了相当大的进展。美国人莫顿和史密斯于1970年提出利用地下干热岩体发电的设想。据KeithEvans于2010年的资料，美国在FentonHill(1972～1996年)，浅部储层(2.8km)及深部储层(4.2km)，水损失分别为10%、16%。
英国在Rosemanowes地区(1978～1991年)，储层深度2.2km，采用3井系统循环测试200天，温度70℃，水损失21%。
日本在Hijiori地区(1985～2002年)的浅层储层(1.8km)循环3个月，温度165℃，水损失23%；在深部储层(2.2km)运行了10个月，温度180℃，水损失64%。
法国的Soultz项目(自1987年至今)，于浅部储层(2.9～3.5km)运行4个月，温度135℃，水损失为0。发达国家的干热岩研究及开发已经有40多年的历史，而我国在干热岩开发利用方面尚处于探索阶段。
2010年，国土资源部启动了干热岩高温钻探技术方面的研究，包括钻探工艺、器具及设备配套研究和孔底连通技术预研究；2012年，吉林大学、清华大学、中科院广州能源研究所先进能源系统实验室承担了国家高技术研究发展计划(863计划)项目，开启了国内专门针对干热岩工程的研究；2013年，国土资源部在青海共和盆地中北部钻成了井深2230m、井底温度达153℃的干热岩井，对干热岩地热开发进行了探索试验，未压裂；国内第一口干热岩综合科研钻井已于2015年5月正式开钻。
3干热岩热能开发的井网选择技术
干热岩采热的关键技术是在不渗透的干热岩体内形成热交换系统，也就是说，要形成注入井与采热井之间的连通。根据已经公开的资料，干热岩的井网结构都比较简单。
3.1一注一采系统
3.1.1美国芬顿山
美国芬顿山井底温度200℃，井深约2000m。最初设计对井GT-2和EE-1，而后因对井水力联系较差，GT-2井加深钻至2500m成为GT-2A井，经反复压裂，仍未能与EE-1井形成对井系统。重新钻新井GT-2B井(第三口井)，钻入EE-1和GT-2A压裂形成的裂隙系统中，最终GT-2B与EE-1井形成较好的对井系统，回灌循环产生热流功率为3～5MWt，试验性地驱动了一个60kW发电机。
1978年，美国芬顿山设计对井EE-2和EE-3，热储构造位于地下3000m深的片麻岩和片岩之中。EE-3井经水力压裂未能与EE-2井形成较好的水力联系。于是根据微震监测数据，在井深2830m处侧向开钻，形成EE-3A井，最终井深4018m，进入EE-2井和EE-3井压裂形成的裂隙系统中。EE-2和EE-3A之间的生产回灌试验显示，回灌水回收率在66%左右。
3.1.2日本雄胜(Ogachi)
项目始于1990年，注入井OGC-1井深1000m，井底温度230℃，于井底和井深710m处两次压裂。生产井OGC-2井深900m，井底温度240℃。注水试验显示回收率只有3%，OGC-2井经压裂后回收率提高到10%，OGC-1和OGC-2再次进行压裂，回收率达到25%。
为了改善这一情况，项目组通过微震监测估计出裂隙系统的位置，并使新井OGC-3钻入裂隙系统中。OGC-1和OGC-3井之间的水力联系有了很大改善，注入水回收率大幅提高。Ogachi项目表明，将后钻井钻入已有裂隙系统，远比同时钻进而后通过水力压裂建立联系的方法有效。
3.1.3法国Soultz项目
法国苏尔茨项目最初试验为一注一采。GPK1井完井于1992年，最终井深3590m。根据GPK1钻进和压裂过程的微震监测，GPK2井定位、钻进、完井于1995年，井深3876m，井底距GPK1井650m。在压裂GPK2井的过程中，GPK1井的压力反应明显，显示出较好的水力联系。双井注入生产试验流量达到25kg/s(1.5m3/min)，流体温升94℃，回收率接近100%。
苏尔茨最初试验为一注一采，2009年采用二注二采，2011年兆瓦级发电时为减少诱发地震而采用二注一采。
3.1.4澳大利亚Habanero
Habanero-1井完井于4421m深处，并使用盐水进行水力压裂，主裂隙于4136m深处形成，呈水平方向伸展，覆盖面积约3km2。随后Habanero-2井失败，Habanero-3井爆炸，2012年又钻Habanero-4井，与Habanero-1井组成一注一采系统。注水生产试验中流量达到25kg/s，生产井口温度210℃。
3.2干热岩一注三采系统
肘折干热岩的母岩为花岗闪长岩，平均每米有10～20条裂缝。Hijiori项目始于1989年，位于Hi-jiori火山南坡。该项目有1口注水井SKG-2和3口生产井HDR-1、HDR-2和HDR-3。井距较短，注水井距3口生产井的距离分别为40m、50m和55m。SKG-2完井后进行了水力压裂，注水试验显示有超过70%的注入水流失。为提高回收率，3口生产井加深后重新压裂，回收率提高到50%左右。在注水试验末期，HDR-2井出现热突破，温度由163℃骤降至100℃，项目终止。日本Hijiori项目是因为遇到短路现象而终止。
4压裂改造技术在干热岩开发中的应用
4.1裂缝形态决定井网模式
地应力决定裂缝形态，当最小主应力位于水平方向时，裂缝为垂直裂缝，一般采用一注一采模式，比如美国芬顿山(2000m、4018m)、日本Ogachi项目(1000m)、法国Soultz项目(3590m)。当最小主应力位于垂直方向，裂缝呈现水平状态，此时裂缝为圆盘状，可以采用一注一采模式布井，也可以采用一注三采。如澳大利亚的Habanero热采项目采用一注一采模式(井深4421m)，肘折干热岩采用一注三采模式(1800m/2200m)。
4.2压裂技术普遍适用于注采井的连通
从已经取得成功的干热岩开采项目来看，压裂技术普遍适用于干热岩的开发，只是与油气藏压裂改造略有不同。由于注采井的连通非常重要，而要保证连通，注入井与采出井一般都需要适当规模的压裂，在地层中制造出一定规模的裂缝，造成井与井之间裂缝的连通。尤其是注入井，一般要进行压裂，通过裂缝监测技术获得裂缝的延展情况以后，在裂缝的延展处钻成采出井，注采连通有较大的把握。
对于事先布好的成对的注采井，由于布井位置与裂缝延展方位的不理想，有可能在初期运行阶段注采不连通。此时需要加大注入井的压裂规模，采用技术手段观察压裂形成的裂隙系统的区域方位，然后于此区域方位内钻新井，新井将与老井形成良好的沟通。比如美国早期的芬顿山项目，GT-2B井(第三口井)钻入老井压裂形成的裂隙系统中，新井与老井之一形成较好的对井系统；1978年，美国芬顿山设计对井EE-2和EE-3，EE-3井经水力压裂未能与EE-2井形成较好的水力联系，EE-3井侧钻形成EE-3A井，进入EE-2井和EE-3井压裂形成的裂隙系统中，EE-2和EE-3A之间连通良好。
日本Ogachi项目也是这样，注入井OGC-1与生产井OGC-2初期不连通，注水试验显示回收率只有3%，注采井经过压裂，回收率达到25%。项目组通过微震监测估计出裂隙系统的位置，并使新井OGC-3钻入裂隙系统中，获得成功。Hijiori项目有1口注水井和3口生产井，注水井完井后进行了水力压裂处理，注水试验显示有超过70%的注入水流失。3口生产井加深后重新压裂，回收率提高到50%左右。
4.3天然裂缝在裂缝延展方面具有控制作用
天然裂缝有大天然裂隙、不规则天然裂缝等多种赋存状态，各种状态的天然裂缝在压裂过程中的作用机理不同。当存在大的天然裂隙时，由于天然裂缝在地下呈现开启的状态，人工裂缝可能沿着天然裂缝延伸，也可能穿过天然裂缝而延伸。此种影响与水力压裂过程中天然裂缝的影响一致。
人工裂缝的延伸途径与天然裂缝发育角度、原地应力场、压裂过程中采用的液体及技术、施工参数的选取密切相关。因此，当人们要达到某一目的时，往往需要裂缝沿着天然裂缝延伸，此时就需要详细掌握天然裂缝的发育方位及地应力场，同时要采取合理的压裂泵注参数，保证人工裂缝的延展方位。此时，只需要裂缝发生剪切破坏，其优点是，岩体形成的裂隙面足够大而隙宽维持较小，流体在裂隙面中穿过时流速不会过快，这样就可以使流体在从注入井到生产井的流动过程中充分地与储层换热，从而达到理想的开发温度。
同时，也可以通过减少短路循环和过早形成热突破而延长储层寿命。成功的EGS工程项目的经验表明，大多数项目的水力压裂储层改造的主要机制是热储中已有裂隙或断裂发生了剪切破坏而互相连通，形成大流量长流径的热储裂隙系统。当地层中存在几条大的天然裂缝条带时，其作用类似上述天然裂隙。
当天然裂缝处于杂乱无章的状态下，在地层中均匀分布，没有主流的延展方向时，地层可视为天然裂缝发育地层，此时地应力状态引导决定人工裂缝的发育方向，压裂工艺合适时，可形成体积压裂条带与较好发育的分支裂缝。此时，裂缝的延展形态有利于注采井的沟通，高渗透条带的存在有利于流体的注入及采出井温度的提高。
4.4微震监测技术在判断新钻井位置方位方面具有关键作用
美国芬顿山、日本雄胜项目、日本肘折干热岩、澳大利亚Habanero项目等都利用微震监测系统监测并反演出人工裂缝的形态，用以指导新井的钻井，获得了成功。
5干热岩开发的独特机理
5.1造缝机理
干热岩压裂过程中裂缝的产生至少包括三种机理：其一是水压致裂，地下压力达到一定程度后产生剪切缝或张性裂缝，即常规的水力压裂致裂；其二是热激发，即温差导致岩体爆裂，微破裂是由温度差异引起的(研究认为100℃温差有效)，微破裂基本存在于沿着裂缝面的位置，有向垂直于裂缝面扩展的趋势；其三是化学激发。
5.2注采井裂缝连通性要求
注入井与采出井通过裂缝直接连接，形成流体通路是至关重要的，否则将造成开采失败，注入水无法采出，达不到采出热水的目的。而油气开发过程中，应避免注采井裂缝的直接连通，此时容易发生过早的水窜，导致注水采油的失败。这是油气开发布井布缝与干热岩开发布井布缝的极大不同。
5.3注采井之间的距离
采出井要采出具有一定温度的热水才能产生效益，因此要求注采井之间要有足够的距离来加热注入的冷水。如果距离过短，则容易产生短路，导致热采项目失败。根据国外成功案例，井与井之间的距离一般需要600～800m。日本Hijiori项目(一注三采)在注水试验末期，HDR-2井出现热突破，温度由163℃骤降至100℃，导致项目终止，其井距为90～130m。
5.4布井先后顺序
如果在项目执行之初，在地应力方位、天然裂缝发育情况、地应力大小等资料尚未掌握或掌握不全面的时候，事先钻出注入井、采出井，则可能导致注采井压出的裂缝不能相互连通。一般要在注入井钻成并压裂后，根据裂缝的走向或裂缝网络形态，在裂缝周围或附近钻井才能达到连通的目的。当注入井的裂缝为水平裂缝时，采出井的位置比较容易选择，注入井与采出井连通的目的容易达到。以往成功的案例，基本采取了这种工艺方法。
6干热岩开发技术需求
目前干热岩在我国还没有进入实质性的EGS压裂试验阶段，广东地区地下新能源的勘探开发进程也比较缓慢，对广东经济的发展贡献有限，主要原因是针对这些新能源的众多技术难点目前还没有得到较好的解决。
①针对干热岩的地质勘探的认识还存在很多不足，需要加大这些方面的研究；
②需要结合热储体的特殊运行模式与要求，建立一套井筒-裂缝系统流体注入采出进行热采的理论模型，结合干热岩压裂井网及布缝方式，确定裂缝长度、高度、导流能力；
③需要建立一套考虑天然裂缝发育状况的干热岩高效开发的建井与布缝原则，确定注采井网模式及布缝方式；
④要深入研究干热岩裂缝起裂与造缝机理，为压裂改造工艺提供支撑；
⑤借鉴油气田开发的储层改造技术，建立一套适合干热岩压裂(包括直井水平井)的技术系列或者酸压技术系列；
⑥必须对流体与岩石的相互作用机理进行研究，用以对热储体裂缝系统的调整方向、周期提出建设性意见，流体与岩石的相互作用也会导致原有裂缝系统变化及注采系统不连通，造成工程失败。