碳酸盐岩热储层增强开发技术及前景展望

顾昊琛 ,  马峰

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (20) :8415-8433

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科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (20) :8415-8433 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2503161
第二十八届中国科协年会学术论文专题

碳酸盐岩热储层增强开发技术及前景展望

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Enhanced Development Technology and Prospects for Carbonate Rock Geothermal Reservoirs

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摘要

碳酸盐岩储层是深层地热能开发的主要层段,但厚度大、埋藏深的碳酸盐岩热储多具低渗特征,开发前需进行增产改造。酸化技术是被广泛应用于碳酸盐岩地层近井区解堵、储层增产的成熟技术,但仍面临滤失严重、作用范围有限等挑战,迫切需要新技术破解深层地热开发难题。综述了酸化技术、液氮压裂、超临界二氧化碳压裂、高能气体压裂和水力喷射5种主流的改造技术,重点分析了酸化技术在碳酸盐岩热储层中的研究现状、控制因素以及实际应用,同时阐述了其他技术的作用机理、适用条件和研究进展。对比了各技术在裂缝网络拓展、工程实施和成本控制等方面的优缺点,讨论了其在碳酸盐岩热储层中开发应用的可行性和未来前景,并结合实际案例对比分析了水力喷射酸化改造技术的应用特征和效果。研究发现,酸化技术应用广泛,成本低,技术成熟,与水力喷射结合可有效扩大作用范围。液氮和超临界二氧化碳压裂可降低起裂压力,且能形成相对复杂的裂隙网络,但存在技术成本高,携砂能力弱的问题。高能气体压裂适合脆性岩层,造缝宽度大但延申长度有限。未来应通过发展复合改造技术、优化施工参数、推动新技术降本与现场试验等来提升改造效果,同时结合深部地热开发需求,从储层基础调查、试验模拟融合及技术标准建立等方面开展研究,以支撑低渗碳酸盐岩热储的规模化高效开发。

Abstract

Carbonate reservoirs are primary targets for deep geothermal energy exploitation, but those with large thickness and great burial depth are generally characterized by low permeability, necessitating stimulation to improve productivity. Acidizing is a mature technique widely applied to plug removal in near-wellbore zones and conductivity enhancement in such reservoirs. Nevertheless, it faces challenges such as severe fluid loss and a limited effective treatment radius, making it urgent to develop new technologies to address these problems. Five mainstream stimulation technologies, namely acidizing, liquid nitrogen fracturing, supercritical carbon dioxide fracturing, high-energy gas fracturing and hydraulic jetting were reviewed. Special focus was placed on acidizing, encompassing its research background, influencing factors, and field applications in carbonate reservoirs. The mechanisms, application conditions, and advancements of the other four technologies were also elaborated on. The advantages and drawbacks of each technology were compared in terms of fracture network propagation, engineering implementation, and economic cost. Meanwhile, the feasibility and future prospects of their deployment in carbonate reservoirs were discussed. The effectiveness of hydraulic jet acidizing stimulation was analyzed in detail through a practical case study. It is found that acidizing is widely adopted for its low cost and technological maturity, and its combination with hydraulic jetting can effectively expand the treatment range. Liquid nitrogen and supercritical carbon dioxide fracturing can reduce the breakdown pressure and form relatively complex fracture networks, but they are confronted with problems like high cost and weak proppant-carrying capacity. High-energy gas fracturing is well-suited for brittle formations, producing wide but relatively short fractures. Given the characteristics of deep carbonate geothermal reservoirs such as low permeability and high temperature, it is recommended to optimize the acid fluid system and improve the acidizing operational procedures. In the future, efforts should focus on improving stimulation effectiveness by developing combined technologies, optimizing construction parameters, promoting cost reduction and conducting field tests. Meanwhile, in response to the demands of deep geothermal energy exploitation, research should be conducted including basic geological surveys, integration of experiments and simulations, and the establishment of technical standards, so as to underpin the large-scale and efficient development of low-permeability carbonate geothermal reservoirs.

Graphical abstract

关键词

碳酸盐岩热储 / 储层增产改造 / 酸化 / 压裂

Key words

carbonate geothermal reservoirs / reservoir stimulation / acidizing / fracturing

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顾昊琛, 马峰. 碳酸盐岩热储层增强开发技术及前景展望[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(20): 8415-8433 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2503161
GU Hao-chen, MA Feng. Enhanced Development Technology and Prospects for Carbonate Rock Geothermal Reservoirs[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(20): 8415-8433 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2503161

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地热能作为一种绿色低碳和可循环利用的可再生能源,对节能减排及双碳目标的实现具有重要意义。碳酸盐岩的天然岩溶裂隙是地下热水的聚集与迁移的优势空间,也是良好的地热储层。碳酸盐岩质地脆,化学性质活泼,利于热水的回灌和压裂,是深层地热能开采的重要目标储层[1]。
随着能源和矿产资源需求的增长,以及钻井和地球物理技术的不断进步,各国将目光转向深地空间,深部储层的开发正逐渐成为研究和应用的热点。由于深层碳酸盐岩储层普遍存在裂隙欠发育和渗透性低等特点,开发往往需要对储层进行增产改造。碳酸盐岩因易与酸发生溶蚀反应的特性,使得酸化技术成为其主要的改造方法。但该技术仍面临一系列挑战,如酸蚀反应速率过快、改造范围有限、酸液易滤失等,这导致不少现场酸化试验效果不尽理想。当酸化等传统改造手段难以奏效时,需要探索更为创新的解决方案。然而,由于经济成本的限制,与油气领域相比,碳酸盐岩地热开发增产改造的技术储备和试验应用相对匮乏,相关研究进展和试验数据缺乏梳理,这限制了深部储层地热能的应用开发和推广。
鉴于此,对地热领域中的主流增产改造技术进行调研,包括液氮压裂、二氧化碳致裂、高能气体压裂和水力喷射等。对比分析了技术的作用机理及当前研究进展,汇总各技术在碳酸盐岩储层改造中的实际应用情况。从改造效果和成本等方面探讨了这些技术的特点和在碳酸盐岩地热开发中的可行性,旨在为未来深部碳酸盐岩热储的开发提供科学的指导。

1 碳酸盐岩地热资源分布及利用概况

在全球范围内,碳酸盐岩广泛分布于亚洲东南部、中东、欧洲中部以及北美西南等地区[2],出露总面积达2 030万km2,占据无冰陆地面积的15.2%[3]。欧洲是碳酸盐岩地热资源开发利用的主要地区[4],阿尔卑斯山北部Molasse盆地侏罗系上Malm地层、巴黎盆地的上Malm与Dogger地层,以及上莱茵河地堑的Muschelkalk地层[5],蕴藏着丰富的碳酸盐岩地热资源,且相关开发利用项目已颇具规模,如德国的安达赫治Unterhaching项目,热电功率40 MW,发电功率3.35 MW。此外,土耳其、约旦、突尼斯、阿尔及利亚和美国等诸多国家和地区的地热资源也与碳酸盐含水层密切相关[6-7],但目前这些地区的开发规模相对较小。

中国拥有丰富的碳酸盐岩地热资源。碳酸盐岩分布面积约占中国陆地面积1/3,隐伏碳酸盐岩地层主要分布于华北平原、鄂尔多斯盆地和塔里木盆地等区域,如表1所示。尤其是华北地区,该地区的碳酸盐岩热储具有厚度大和分布广的特点,是中国重要的地热开发潜力区[8]。自20世纪以来,众多学者从热储结构、资源潜力和成藏模式等方面展开了系统性研究,极大提升了华北地区地热资源的利用水平[9-12],为区域经济发展提供了重要支撑。

综上所述,碳酸盐岩地层分布广泛,是极具价值的地热储层,将作为深层地热能开发主要目标储层之一。然而,如何高效开发,特别是针对深部普遍存在的低渗透性储层进行经济有效的改造,已成为将资源潜力转化为实际产能的核心技术挑战。

2 碳酸盐岩的增产改造技术

2.1 酸化技术

酸化是碳酸盐岩储层改造的常规技术手段。该技术最早起源于19世纪90年代[13],起初是为了提高碳酸盐油气层的产能。进入20世纪70—80年代,随着酸化机理研究的突破,酸化技术在地热开发中逐渐得到推广和应用。

按照造缝规模和操作工艺,酸化可分为常规酸化和深度酸压。其中,常规酸化分为基质酸化与酸化压裂,二者的区别在于注入过程中的井底压力是否超过岩石的破裂压力。基质酸化主要用于清洗井筒附近的沉积物或结垢堵塞,作用范围局限在井筒周边,适用于有裂隙发育的高渗层;酸压不仅溶蚀储层提高导流能力,还通过水力压裂作用造缝或拓展现有裂缝,适用于低渗层。高温条件下,碳酸盐岩酸液化学反应迅速,加之天然裂缝的发育引起的滤失,使得单一酸压改造效果有限[14]。为了减缓这些缺陷,深度酸压技术应运而生。深度酸压技术通过注入前置液和多级交替注入等方式,或者添加胶凝剂和缓速剂等配方改变压裂液性质,来增加穿透深度,减少滤失,提升作用范围。酸洗的作用范围通常小于1 m,酸压作用范围一般在15~30 m,采用前置液酸压后缝长可达17~50 m,而使用稠化酸的酸压有效距离增至20~50 m,使用乳化酸的酸压有效距离可达150 m[15-16]。深度酸压技术(表2[15,17-19])的发展显著提升了酸压技术的应用水平。现今油气领域的酸压工艺已经向着体积酸压、精细分层酸压和转向酸压阶段发展,通过滑溜水和冻胶等材料,更加精细地控制酸液在储层中的分布,实现改造体积最大化,或人工强制改变裂缝方向,沟通储层。

在高温条件下,碳酸盐岩与酸液之间的化学反应导致岩体出现酸蚀,酸蚀会使得裂隙呈不规则形状张开,闭合后依然会有渗流通道,如图1所示。酸液主要与碳酸盐岩中的方解石和白云石发生反应[20]有

$2 \mathrm{HCl}+\mathrm{CaCO}_{3} \longrightarrow \mathrm{CaCl}_{2}+\mathrm{CO}_{2}+\mathrm{H}_{2} \mathrm{O}$
$\begin{array}{c} 4 \mathrm{HCl}+\mathrm{CaMg}\left(\mathrm{CO}_{3}\right)_{2} \longrightarrow \mathrm{CaCl}_{2}+\mathrm{MgCl}_{2}+ 2 \mathrm{CO}_{2}+2 \mathrm{H}_{2} \mathrm{O} \end{array}$

除了酸蚀作用,压裂作用会使井筒周边岩体的应力状态发生显著改变,按照岩石物性和应力状态形成剪裂缝或张裂缝。若有天然裂缝存在,当剪切应力大于岩石抗剪强度,且孔隙流体压力小于裂隙面正应力,则发生剪切破坏。可表示为

${\tau }_{n}\ge {\tau }_{0}+({\sigma }_{n}-{P}_{f})tan{\varphi }_{f}$

式(1)中:τn为裂缝面的剪切应力;τ0为裂缝面的内聚力;σn为裂缝面的正应力;Pf为孔隙水压力;${\varphi }_{f}$为内摩擦角。

${P}_{f}{＜\sigma }_{n}$

当孔隙流体压力大于裂隙面正应力,则发生拉张破坏,即

${P}_{f}\ge {\sigma }_{n}$

若无先存裂缝,压裂液渗入使得孔隙压力增大,整个应力场发生变化,按照起裂-扩展的发展阶段,在岩石薄弱点处首先突破,形成微小裂缝,然后沿垂直于最小水平主应力的方向延伸,形成拉张裂缝,或局部剪应力超过岩石的抗剪强度,引发剪切微裂纹。

酸化技术在碳酸盐岩储层油气开发中已有大量应用,例如渤海湾盆地的胜利油田车西古潜山地区、塔里木盆地的塔河油田,以及鄂尔多斯盆地的大牛地气田和四川盆地的安岳气田等[21-24],应用井的深度大多超过了1 000 m,采用不同形式的酸压工艺后,大部分井的产能提升显著,部分无产井被改造成中高产井。

不同于油气储层,地热储层的温度高,而且井筒主要是矿物颗粒堵塞,有机物堵塞少。德国Unterhaching地热项目多次进行酸化改造(表3[25-32]),中国如北京、天津、雄安新区、云南和浙江等地区碳酸盐岩地热田,也有众多酸化改造的成功案例,如表4[33-45]所示。基于现场试验的效果,结合当前碳酸盐岩酸化试验研究的关注点,从以下几个方面分析碳酸盐岩酸化改造的规律及其增产效果。

2.1.1 现场酸化试验增产改造效果

中外酸化改造后水量一般可提升1~4倍,少数地热井因初始产量较小使得增产倍数大,如天津WR95和HD39B地热井,提升约10倍,温度提升0~22 ℃。碳酸盐岩非均质性强,同一区域的地热井酸化后产能可能会存在显著差异,如德国Molasee盆地20多口井的酸化效果差异极大[25]。

基质酸化在解除成井时钻屑泥浆的堵塞,去除表皮区域的影响时效果较好,如天津WR95、JHR-16D和鲁西南地热井,改造后的产量均在3.5倍以上。Csallany等[31]研究发现,当旧井面临严重的结构和堵塞问题时,使用酸化处理提升效果较好,水量一般可提升100%以上。

2.1.2 酸液浓度的影响

中国碳酸盐岩地热田酸压试验采用的酸液浓度通常在15%~28%,一般为20%HCl,单次酸液用量在100~150 m3,作用层段越厚用量越多。国外现场试验的酸液浓度为10%~36%。酸液浓度是酸化效果的关键,浓度太低可能无法有效溶解碳酸盐矿物,浓度过高可能引起岩石和井管结构的过度腐蚀,闭合应力作用下不利于维持导流能力。Cash等[46]研究发现,相比28% HCl,15% HCl酸化后初始渗透率低,但在高闭合应力下能更好地维持裂缝导流性,而28% HCl酸蚀后,储层渗透率在高闭合应力下的衰减速率更快。Mehrjoo等[47]研究表明,对于方解石矿物,HCl浓度越高改造结果越好,白云石则相反,建议白云岩采用低浓度酸而石灰岩采用高浓度酸。酸岩反应速率会受到温度、压力、矿物组成等多种因素的综合影响[48],是一个复杂化学过程,有室内研究表明酸蚀反应速率与浓度呈非线性关系[33]。实际应用的酸液浓度应根据场地情况,开展室内试验进行适配。

2.1.3 酸化次数或时间的影响

研究认为石灰岩的初次酸化能使地热井增产两倍以上,第二次(甚至第三次)酸化可以通过深入现有裂缝进一步增加产量[29],如天津HD-39B地热井三次酸压试验的结果与该结论一致。但也有研究认为多次酸化不能持续增产,甚至后续酸化会因酸蚀破坏了导流通道导致产能下降[25]。

在酸蚀影响下,矿物、胶结物溶解、微观和孔隙结构的破坏,会使岩石强度显著降低。当酸化结束,闭合应力会使粗糙裂隙面部分区域重新接触,而强度的降低使得裂隙空间内的“支柱”更易破碎。诸多研究表明,增大酸蚀时间并不会使裂隙的渗透能力增加,甚至会下降。Melendez等[49]研究发现,酸蚀过久会降低岩石的嵌入强度,导致回压后通道的破碎,存在一个理想的最优时间,使得酸蚀效果最佳。Pournik等[50]关于酸-岩接触时间的研究表明,酸化初期渗透率会随时间增大,但接触时间过长后,渗透率会随时间减小,且这一趋势在高闭合应力下更为显著。Fojtasek[51]研究发现,长时间酸蚀的岩石难以有效支撑裂缝,且酸液停留时间越长,岩石的导流能力值越低。因此,仅靠增加酸化次数或酸化时间,并不会使酸化效果改善。实际中若多次酸化后的增产效果收益甚微,应考虑结合其他技术方法进行改造。

2.1.4 不同岩石类型的酸化效果

一般试验条件下方解石与酸的反应速率要高于白云石,导致方解石为主要矿物的石灰岩会比以白云石为主要矿物的白云岩更容易被酸蚀进而增加裂隙开度,但这不等同于灰岩就比白云岩的改造效果更好。Nierode等[52]研究表明,相同条件下,酸液在白云岩中的消耗更慢,这使得白云岩的酸液穿透距离通常更远。Pournik等[53]开展了62组岩芯酸蚀渗流试验,发现石灰岩与HCl的反应速率高于白云岩两个数量级以上,但对于石灰岩,酸液向岩石表面的传质扩散速率要远小于其自身反应速率,而白云岩的酸液传质扩散速率相对更高,这使得两种岩石呈现不一样的接触比和酸蚀模式。Malagon等[54]采用激光轮廓仪快速测量酸液流经后的岩石样本表面,发现灰岩入口处强烈溶蚀,形成明显的蚓孔和深蚀沟槽,白云岩表面均匀分布虫孔和凹坑,无明显大尺度沟槽,整体粗糙度较高。大量研究表明,岩石矿物的类型和非均质性会导致不同的酸蚀模式形成[47,55],而酸蚀模式直接影响着增产效果,如非均质灰岩酸蚀出的沟槽可以形成优先流动通道,极大增强渗透能力。然而,最终改造效果还会受到闭合应力影响,酸蚀下灰岩较白云岩的力学强度更快下降,在Malagon等[54]的试验中,酸蚀后灰岩初始导流能力虽强但随闭合应力增加快速下降,白云岩导流能力中等但随闭合应力下降平缓,因此仅酸蚀模式无法决定最终效果。并且非均质灰岩酸蚀出的沟槽导流虽强,但地热开发中更希望形成错综复杂的裂隙网络而不是单一通道。尽管试验观察到不同类型的岩石对酸化效果的反馈机制存在明显差异,但从中外现场尺度的地热开发酸化试验来看,尚未观测到灰岩与白云岩在酸化效果上的显著区别。

酸化技术操作简便,成本低廉,对储层伤害小,但存在着压裂液滤失和纵向穿透距离有限等缺点,并且影响因素众多,实际上很多现场试验改造效果不理想。作为目前碳酸盐岩储层行之有效的方法,酸化作用机理和工艺设备等研究相对成熟。不同于油气水平井追求的大体积全井段改造,地热开发更侧重于对中高温目标层段进行精细化改造。在面临地热井产能下降和热突破等问题时,依据地质环境指导使用的酸液及酸化作业次数,确保试验经济可行则是应用酸化技术的核心问题。而随着地热开采向深层超深层进发,现有酸液体系还面临着热稳定性差、添加剂失效等问题,研发耐高温酸液体系,在超深高温环境下精准调控酸岩反应速率,以延长酸液有效作用距离、实现深部储层的远端改造是酸化技术研发的重难点。

2.2 液氮压裂技术

液氮压裂技术于20世纪70年代初被提出,1997年由McDaniel等[56]首次将其应用于煤层的现场试验并取得了初步成功,其中5口井在初期显示出良好的改善效果,虽仅有两口井实现了长期增产,但其中一口井的长期性能提升了43%。近年来因致裂效果优异在煤层及页岩油开发中逐渐受到关注。

液氮压裂是一种无水压裂技术(图2[57]),液氮具有极低的黏度,可以在微米至纳米尺度的孔隙中起作用,显著改善储层的渗透性和孔隙结构[58]。液氮作为纯惰性气体,蒸发后直接转化为氮气,不产生残留物或化学污染物,无储层水敏性问题。

一般认为液氮致裂的驱动力包括受到“冷冲击”后诱发的不均匀热应力、水-冰相变产生的冻胀力,以及液氮蒸发后体积膨胀产生的高压力[59-61]。岩石由不同膨胀系数的矿物在压实、交结作用下形成,

当超低温液氮与岩石接触时,矿物颗粒的冻结会出现不均匀的收缩与形变,进而在岩石内部产生热应变和拉应力(图3[58]机理A),温差引起的热应力可达到几十兆帕,可有效降低岩石破裂压力40%以上[62-63]。此外受到液氮冷却作用,孔隙中的水发生相变转换成冰,引起体积膨胀产生冻胀压力(图3[58]机理B),水饱和度越高,冻结应力越大[64]。液氮升温蒸发后体积膨胀增压(图3[58]机理C),会进一步加剧岩石的损伤[65]。

液氮会显著增加碳酸盐岩表面粗糙度,降低硬度,含有初始裂缝的灰岩强度降低更为明显,这使得碳酸盐岩储层具备液氮压裂改造的潜力。当前对碳酸盐岩的液氮压裂研究主要是开展室内试验,将碳酸盐岩样品用液氮浸泡,研究碳酸盐岩的前后物性变化,以此揭示液氮致裂的效果。Mahesar等[66]将碳酸盐岩用液氮处理后,发现岩体的孔隙度提高73%,渗透率提高53%。Ali等[67]利用扫描电镜、纳米压痕等技术设备分析碳酸盐岩样品在液氮处理后的物性变化,90 min后样品孔隙度增加47%,渗透性提高了67%;碳酸盐岩质地脆,试验发现液氮冻融下灰岩首先发生表皮剥落,随后整体破坏,损伤模式与发生松散掉块的砂岩不同[68]。室内试验结果为探索液氮压裂在碳酸盐岩中的实际应用提供了重要的基础数据。此外深部干热岩的液氮研究已逐渐引起关注[69-70],为液氮压裂在地热领域的应用提供了重要的理论依据。

尽管室内研究成果表明液氮压裂的良好效果,但针对碳酸盐岩储层的现场试验尚未见报道,具体应用效果仍待检验,现阶段的研究仍面临多重挑战。

(1)热储层与液氮的温度差大,液氮注入井筒的过程中压力和温度的显著变化会引起氮气的气-液-超临界的复杂相变,并且极低温可能使井筒脆化而破裂,因此通常采用具备低温耐受性和隔热性能的管道如玻璃纤维,或在套管之间的环隙中注入高压氮气,利用氮气的低热导率特性,阻断地层与压裂管柱之间的热传递[60],但这无疑增加了技术的操作难度和成本,加之地面设备要求高,液氮致裂技术成本居高不下。此外,若岩体初始温度过高,Leidenfrost效应会形成低导热率的蒸汽垫,阻碍减缓热传递,低温致裂效果会受到影响,需要不断注入液氮保持液氮流动[71]。因此液氮在高温地热层中的实际效果仍需检验。

(2)深部碳酸盐岩热储层含水量通常较低,冻胀效应难以显著发挥作用,需要依赖热应力为主的破裂机理。而热应力效应取决于岩石初始温度的高低和矿物成分的差异性,不同矿物成分的膨胀系数不同,有研究表明方解石和白云石的热膨胀系数范围为1.3×10-6~7.6×10-6℃-1,小于石英16.6×10-6~24.3×10-6℃-1[72],这预示灰岩的热应力拉张作用会小于以石英为矿物主体的砂岩等岩体,在某些环境下可能不足以形成稳定的裂缝网络。

(3)深部热储层的高地应力环境可能导致液氮诱发的裂缝在压裂后迅速闭合,裂缝导流能力不足,需要结合支撑剂以改善裂缝稳定性,但液氮黏性低,携砂能力较弱。

研究更高效的液氮注入技术和设备,提升其致裂效果,优化液氮生产和运输流程,降低作业成本,进一步研究低温环境下的岩石破裂规律和裂缝扩展规律,开展现场规模化试验,是液氮技术实现突破的关键。

2.3 超临界二氧化碳压裂技术

二氧化碳(CO2)压裂是指使用CO2替代水基压裂液作为工质,通过其特殊的物理化学性质(如低黏度、高扩散性和低表面张力)来实现储层改造。20世纪60—70年代,CO2压裂技术在石油和天然气工业中得到试验,80年代纯液态CO2压裂液的概念被提出,随后在美国、加拿大和中国等国的油气开发中得到了广泛的试验和应用[73-74],被证实对于低渗透层和水敏层是一种有效的增产手段。近年来超临界CO2压裂技术得到极大关注。超临界CO2(supercritical carbon dioxide,SC-CO2)是指当温度高于31.04 ℃,压力高于7.38 MPa时,CO2会出现超临界态。与传统水力压裂和CO2压裂相比,SC-CO2造缝能力更佳,缝隙网络更复杂。

SC-CO2压裂机理与水力压裂类似。流体进入颗粒孔隙所需的压力为

${P}_{c}=\frac{4\delta cos\theta }{d}$

式(6)中:Pc为起裂压力;$\delta $为张力;θ为接触角;d为孔径。

SC-CO2表面张力极低,在微米级孔隙尺度下能更轻松渗入岩石空隙中增加孔隙压力,降低有效正应力,使得岩石更易发生破裂,如图4和图5[75]所示。

相比水力压裂,两者在裂缝特征上存在明显差异,SC-CO2降低起裂压力可达50%[76-77],裂缝面积可比水力压裂的面积高出数倍,并且产生的裂缝85%为剪切裂缝,裂缝网络结构复杂[78-80]。此外,SC-CO2温度低于地层,在压裂后期当压力下降时,会引发CO2的相变[81],超临界到气态的相变转换使体积膨胀,进一步增强压裂效果。

当前SC-CO2压裂的主要研究对象为页岩、致密砂岩、煤、花岗岩和某些人造材料,通过计算机断层扫描(computed tomography,CT)、声发射等试验设备,或数值模拟手段,研究大多侧重于了解SC-CO2压裂起裂与拓展的过程、驱动机制以及裂缝的形态特性[82-83]。CO2溶于水后形成弱酸,能通过调节孔隙水pH抑制黏土颗粒的膨胀,且会与碳酸盐矿物发生溶解反应扩大天然孔隙,因此SC-CO2在碳酸盐岩热储层中的实际压裂效果与其他岩层类型不同。针对碳酸盐岩,目前主要基于模拟研究SC-CO2的压裂性能、裂缝网络的演化等。Zhou等[84]通过模拟,对比水与SC-CO2两种流体的裂缝拓展延申规律,发现在相似注射方案下,SC-CO2更易泄漏至岩石孔隙中,减少了裂缝内部维持压力的流体量,因此形成的裂缝更薄更短,导致裂缝更早停止张开和扩展。Guo等[85]通过三轴试验及CT扫描分析发现,碳酸盐岩天然裂缝的数量影响压裂产生的裂缝形状、类型和连通性,天然裂缝角度越大,越有利于形成复杂裂缝网络。研究表明,CO2与地热储层中的水反应可以诱导白云石溶解,进一步增加孔隙度和渗透率,由于溶解机制,大量的CO2将永久封存在地层中,实现二氧化碳的封存[86],并提升地热能的可开采率[87]。

尽管SC-CO2压裂技术改造效果好,环境影响小,还可协同实现二氧化碳地质封存,但在经济成本、携砂能力、降滤失性能以及设备技术等方面存在局限。2017年在中国陕西页岩气储层开展了SC-CO2的现场压裂试验,试验结果证实野外条件下SC-CO2压裂可以产生复杂裂缝网络,但因低密度和低黏度无法有效携带支撑剂,造成支撑剂堵塞[88]。目前仅有少量的现场试验,缺乏对复杂地质条件下的长期稳定性、裂缝网络的可控性以及储层-CO2的交互机制上的验证。提高SC-CO2注入效率和循环利用技术,降低SC-CO2的使用成本是该技术在碳酸盐岩地热开发中的关键。

2.4 高能气体压裂

高能气体压裂是一种在目的层段将火药或推进剂高速燃烧,产生高温、高压气体以实现地层压裂的方法(图6)。该技术能够形成多条自井眼呈放射状的径向裂缝,清除地层污染及堵塞物,降低表皮系数,进而达到增产之目的[89]。该技术兴起于20世纪70年代,在20世纪80年代迅速发展。与爆炸压裂不同,高能气体压裂通过化学能产生高压高温气体,而不是爆炸冲击波,所以比爆炸压裂技术安全可靠[90-91]。由于井筒空间的限制,产生的气体迅速膨胀,产生极高的压力,井筒周围的裂隙会得到有效扩展。火药或推进剂燃烧后产生的氮气(N2)、一氧化氮(NO)等气体与水反应生成的酸性液体会对裂缝起到腐蚀作用,促进裂缝扩展。此外,若采用液柱封堵技术,水柱下降时所产生的脉冲冲击波会产生气体压胀作用,进一步拓展裂缝。

Rao等[92]对一个枯竭的碳酸盐岩气储层进行安全调查与动态建模,通过射孔实施高能气体压裂,作业深度超过3 600 m,改造后最终产量提升2.83×106 Nm3/d以上,效果显著。高能气体压裂技术在油田开发中得到广泛应用,在长庆油田、延长油田及吉林油田等均有多次应用,有效性超过80%,增产幅度1~3倍[93],尤其长庆油田,年施工达2 000余口井;在濮城油田的5口井,施工后单井产量增加倍数达到2.1,成功率维持在80%[94];在海上碳酸盐岩油田,孙林等[95]通过研发新型火药,对八口井进行了高能气体压裂试验,结果显示平均单井日增油量达到43.1 m3,单井平均增产倍数显著提升至17.3倍。

高能气体压裂技术产生的裂缝范围受推进剂性质的影响,根据相关经验,裂缝长度一般在5~10 m,最大可达13 m[96-98]。尽管裂缝长度小,但该技术的成本仅为水力压裂的几分之一,产生的高燃气体压力峰值可达100 MPa,因此适合于地层破裂压力过高或传统水力压裂技术难以实现的储层。秦发动等[99]认为,高能气体压裂技术不适用于蠕变性强的塑性地层,而更适用于灰岩、白云岩等脆性地层,因为塑性地层容易产生“压实”效应,而脆性地层则更易于破碎。

在动态冲击荷载的作用下,裂缝面往往并非垂直于最小主应力方向,地应力产生的剪切应力作用于裂缝面,导致裂缝面之间发生微小错动,从而产生偏轴效应,使得裂缝在压力回落后不易闭合。因此,该方法具有无需支撑剂的优势。然而地热开发需要在生产井周边尽可能地扩展并沟通天然裂缝,以此增加换热面积,高能气体压裂产生的裂缝短而宽,其在地热开发中的改造效果有待检验。但该方法成本相对更低,可作为开展水力压裂或酸化压裂之前,降低井筒周围压力损失的辅助措施,适合构造应力复杂且不适合常规压裂的储层。此外,高能气体压裂实施过程中的安全风险需要特别关注,其推广运用应受到监管与评估。提高技术的安全性,减少操作中的风险,研发高能环保的推进剂,控制裂缝的分布和扩展,是高能气体压裂的主要发展目标。

2.5 水力喷射技术

1998年,水力喷射压裂技术首次被提出[100],21世纪后在中外油田得到广泛应用,证明了该方法在低渗储层裸眼水平井中压裂增产中的有效性。该方法通过喷射工具在井下特定层位定向喷出液体实现压裂增产(图7),压裂机理基于伯努利方程和流体动力学原理:流体高速喷出后,水流的冲击作用会在射孔孔道的顶端产生微裂缝,在能量基本恒定的情况下,随着射流向前发展流速减小,其压力Pv就会增大。同时因为射流出口处流速最高,根据伯努利方程,此处压力最低。当环空流体压力Pa和孔内流体滞止压力Pv之和超过岩石破裂压力Pf后,就会将地层压破,产生压裂裂缝[101-102]。可表示为

Pv+Pa>Pf

水力喷射技术将压裂液的动能集中于目标区域,同时促使环空中的流体卷入射流通道,具备定向压裂和无需使用密封封隔器的优势。相比传统的封隔器分段压裂,水力喷射技术操作简便,成本更低,适合于起裂压力不高的软岩。

当前,水力喷射压裂技术多应用于油气层水平井。中外诸多碳酸盐岩油气田,如中国的塔里木盆地轮南油田、塔河油田、鄂尔多斯盆地靖边气田、辽河静安堡油田,以及国际上科威特、沙特阿拉伯等国的油田,均曾采用该技术实现增产。改造效果的统计数据表明(表5[103-111]),水力喷射酸化压裂的增产效果普遍在两倍以上,部分油气田达到3~5倍的增产幅度。其中轮南油田深度超过5 500 m,油气分别增产125.2 m3/d和9.3 m3/d。

对碳酸盐岩储层,工程师普遍将水力喷射与酸液结合,旨在结合水力喷射压裂液穿透距离长和酸化技术扩展裂隙宽度的优势。中国雄安新区的容城地热田于2022年成功实现了水力喷射酸化压裂的技术试验[112-113],该地区蓟县系高于庄热储层的深度超过3 000 m。在水力喷射酸化压裂后,涌水量从4.72 m3/h显著增加至44.10 m3/h,温度提升了6.5 ℃。试验结果表明,水力喷射技术在深度大于3 000 m的深部碳酸盐岩热储中的开发潜力。

水力喷射作为一种射流方式,可与多种液体工质配合使用,将压裂液定向射入至远端的裂缝。除了酸液,近年来学者们将水力喷射与液氮、超临界二氧化碳等压裂液相结合,相关研究逐渐增多[86,114-117]。此类射流技术能够有效地在岩石中创建裂缝,提高储层的渗透性和开采效率。Wu等[114]进行了人工和天然煤的破碎实验,发现在相同条件下,低温氮射流的平均岩石侵蚀体积是水射流的18.34倍,能耗降低了90.8%。Cai等[116]探究SC-CO2水射流压裂技术在页岩气勘探中的应用机制,识别出喷嘴压力和射孔长度是影响SC-CO2水射流压裂效果的主要因素,认为在水资源匮乏地区,该技术是一种有效的压裂替代方案。Alfayiz等[118]使用酸溶性磨料材料的水力喷射增产技术,发现最终增产改造效果高于预期,认为研发的材料具有无需冲砂、节省时间的优点。

中国在水力喷射技术装备方面的发展势头显著[119],在中国西部深层奥陶系碳酸盐岩储集层水平井开展了广泛的试验。水力喷射技术可针对性地打通储层中的流动路径,但液体的高沿程摩阻使得长距离运输下需要地面高压补偿。同时有研究指出,碳酸盐岩储层的非均质性和高杨氏模量等特性可能会加速喷枪的磨损,进而影响施工进尺和效果[120]。此外相比油气中常见的页岩、煤岩等软岩地层,碳酸盐岩更硬,所需起裂压力大,裂缝更难拓展,射流动力学与岩石力学的耦合极为复杂,如何优化射流参数,实现喷射物理过程与裂缝起裂扩展的精准控制是碳酸盐岩储层应用上的难题。

2.6 技术对比分析

按照作用机理的不同,前述增产改造技术大致可分为三类,如表6所示,可以看出:①利用碳酸盐岩的活泼化学特性,通过化学反应溶蚀岩石、增加裂缝表面,充分发挥化学改造作用。酸化技术属于此类;②采用非水基低黏度压裂液,提高液体进入孔隙的能力,通过热应力或体积膨胀力等应力压裂岩石,产生复杂的裂缝网络,侧重于物理致裂,SC-CO2和液氮致裂属于此类;③利用炸药或火药的化学性质爆燃,在极短时间内产生高能冲击波或能量,破碎周边岩石,高能气体压裂与传统的爆炸压裂属于此类。水力喷射为一种技术方法,目的是实现定向分段改造,可与其他方法结合,如与酸液、液氮联合作用,将压裂液喷向固定层段或特定缝隙。

从操作难易程度和成本控制上来看,第一类和第三类方法更具优势,但改造效果在很大程度上取决于所使用的材料物质。不同地层条件对材料的要求有所不同。例如使用高能气体压裂时,由于碳酸盐岩储层较为坚硬,若推进剂能量过低可能无法有效引裂,能量过高则有可能对储层和井筒造成损害,因此需精准调控推进剂的能量和压力。第二类方法的压裂效果相对更好,但在控制压裂液相态的同时,还需在封闭条件下进行混砂,对设备要求高,经济成本往往更高。而且虽有少量的室内研究,但缺少在碳酸盐岩深部热储中的现场规模化试验,现场作用效果与经济效益不明。

3 碳酸盐岩增产改造技术的应用分析

实际中碳酸盐岩热储层的改造主要采用酸化技术。以华北雄安新区蓟县系高于庄组的地热井D22改造作为案例,详细分析水力喷射酸化压裂技术的应用和改造效果,并与邻近地区同为高于庄组地热井GRY1的水力加砂压裂改造进行对比分析,揭示水力喷射酸化改造的优势与特点,为类似地质条件下的热储开发提供技术与效果参考。

3.1 地热井概况

雄安地区经历了多期构造运动,断层发育良好,盆地内发育一系列 NE、NWW和近 EW向的张性大断裂,总体表现为凹凸相间的构造格局[121]。区域地层以太古宇-古元古界变质岩系结晶为基底,不整合地沉积了中、新元古界的长城系、蓟县系、青白口系,以及古生界至新生界地层[122]。高于庄组地层属于蓟县系热储下段,岩性为白云岩、泥质白云岩、砂岩,裂隙发育程度较高。

中国地质调查局在雄安新区容城凸起施工的钻孔揭露蓟县系高于庄组热储,现场试验表明高于庄组热储潜力大、温度高,是条件良好的热储层。但部分地热井的天然渗透性及出水量很低,需要进行增产改造。

(1)D22井位于冀中坳陷容城凸起,完井3 517 m,从上至下依次揭露第四系、新近系明化镇组、蓟县系雾迷山组、杨庄组和高于庄组地层。D22与距离200 m的邻井D16在涌水量和渗透性上差异较大,推断存在近井污染和天然裂缝沟通差的问题。补充了10 m长的射孔后出水量依旧较小,因此决定实施酸化改造,并采用水力喷射技术。

(2)GRY1井位于沧县隆起区,井深4 025.8 m,高于庄组地层分布于3 773~4 025 m,揭露厚度252.82 m,改造前最大涌水量为59.62 m3/h。

3.2 改造过程

首先对D22井进行室内岩芯溶蚀试验和酸蚀裂缝导流能力实验。实验结果表明:60 ℃时,15%盐酸平均溶蚀率为84.1%,酸的表观黏度39 mPa·s,酸液配伍良好。确定酸液为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。现场正式压裂前,通过试压裂和模拟方法计算出D22井底闭合应力35.79 MPa,设计压裂液用量400 m3,排量2.5~3.5 m3/min,酸液用量100 m3,酸液排量1.5~2.5 m3/min。

GRY1井基于力学试验,测定不同温度下(70、110、150 ℃)岩体的抗拉强度、内摩擦角等参数,确定压裂液为低浓度羟丙基瓜尔胶络合交联压裂液,支撑剂选取30/50目,抗69 MPa的中密高强陶粒。GRY1井的试压裂表明地层闭合平均应力为38.8 MPa,且存在严重的压裂液滤失现象,为避免堵砂,将设计砂用量减至2 m3,设计液量100 m3。施工改造参数如表7所示。

D22分上下两段射孔,正式压裂采用2套水力喷射枪注入压裂液,井口压力曲线如图8所示。5个阶段分别泵入前置液、酸液、交联液、酸液以及顶替液,最终累计注入液量492 m3,酸液约96 m3。注入前置胶液时每次压力下降都表明裂缝在延申或与周边裂缝沟通,在第一次酸液注入阶段,压力缓慢下降表明酸蚀反应在逐渐进行,此后的第二次酸液注入阶段流量和压力均呈现快速下降趋势,表明近井带裂隙已具备很好的连通性[112]。

GRY1的施工压力曲线表明施工过程中压力和排量比较稳定(图9[121]),但到后期压力波动频繁并迅速下降,加砂比达到12%,说明此时通过压裂沟通了大量天然裂缝。

3.3 改造效果分析

压裂改造后,对D22井高于庄组层段进行了抽水测试。改造前后的抽水试验对比如表8所示。结果表明,改造后单位涌水量增加了约30倍,水温增加6.5 ℃,改造增产效果显著。GRY1井压裂后的抽水试验表明,最大降深25.33 m,压裂前后水位降深变幅为18.41 m,单位涌水量由1.363 m3/(h·m)增加至2.739 m3/(h·m)。

对比D22井和GRY1井的改造效果可知,GRY1井改造目标段深于D22,井底闭合压力38.8 MPa大于D22井35.79 MPa。但根据压力曲线,GRY1施工压力却远小于D22,在注入排量相差不多的情况下,前置压裂阶段的D22平均压力比GRY1高出15~20 MPa,这是因为水力喷射通过射流冲击力破坏岩石和制造裂缝,并且喷射软管沿程摩阻高,达到21.3 MPa,因此需要的泵压能量更高。在改造效果上,两口井的改造均取得了显著的增产效果,根据模拟结果,水力喷射技术酸液水平方向的影响范围达40 m,垂直方向上层射孔影响范围为34 m,下层射孔影响范围为72 m[122],影响范围高于传统酸压的一般作用范畴。水力喷射酸压技术的增产倍数虽高于加砂压裂,但D22井单位涌水量0.745 m3/(h·m)远小于GRY1的6.159 m3/(h·m),这与两口井周边天然裂缝分布条件有关。在有一定渗透能力的储层中加砂压裂表现优异。

水力喷射酸化压裂技术适用于渗透率较低的地热井,注入压力多次下降表明压裂液在不断向裂缝延伸和拓展,沟通远处裂缝,但同时过高的施工压力增加了喷嘴损耗与施工风险。

4 技术前景分析

根据碳酸盐岩热储层的潜在特性,从低渗、高温和深层三个方面分析相关技术前景。碳酸盐岩热储低渗的常见原因可归纳为以下几类:①裂隙不发育或发育程度低。此时含水量一般较低,若具备高温开发潜力,可开发增强型地热系统进行人工造储,一般采用传统水力压裂或酸化压裂;②裂缝发育但连通性差,表现出较强的非均质性,前述方法均有拓宽、延展裂缝的效果,应根据测井成果、地层温度、深度和成本,判断周边裂缝分布的具体情况,选择最合适的方法;③杂质填充和孔隙堵塞。堵塞物通常包括泥浆、岩屑、矿物结垢和黏土颗粒等,此时酸化和水力喷射技术成本低、效果好。

对于高温条件,酸液反应速率快,穿透距离小,常规酸压技术效益低,需要添加缓速剂等物质减缓反应速率,形成深度酸压;液氮压裂理论上可以形成巨大热应力,但实际效果会受蒸汽垫影响,并且高温使得液氮在注入过程中易发生相变造成能量损失,对输送管材或者井筒的隔热要求高。

对于深层(>3 000 m)热储,压裂施工泵压高,普遍在30 MPa以上。若因地应力大或管柱摩阻过高,致使常规水力压裂或酸化压裂泵入困难时,可采用超临界二氧化碳和液氮压裂降低起裂压力,实现造缝改造,但相应成本会增高。高能气体压裂和水力喷射的适用程度取决于岩层致密性和地应力大小。高能气体压裂在中国川南地区的3 000 m以上的气井有过试验和应用。水力喷射酸化压裂技术已有5 500 m碳酸盐岩油层的应用实例,考虑到一般地热开采的深度小于5 000 m,水力喷射在深层地热开发中前景广泛。当前中国青海共和花岗岩热储由于热储段裂隙发育少、地应力高,传统的水力压裂效果有限,采用燃爆造储技术,对目标热储层段进行燃爆压裂后注入压力明显下降。碳酸盐岩由于脆性大,预计采用高能气体压裂效果更佳。

根据碳酸盐岩储层的特性及技术经济成本因素,酸化仍将是主要的改造手段,尤其是深度酸压技术。水力喷射技术的进步有望弥补酸压径向穿透范围小的缺点,因此可将酸压与水力喷射技术结合。液氮压裂和SC-CO2压裂适用于水资源缺少、对水敏感的储层,如中国塔里木盆地。此外,得益于CCUS(碳捕获、利用与封存)等项目的推进,CO2致裂技术受到广泛关注。两种压裂方法均有着理论模型不完善、支撑剂输送困难的共同挑战,不同点在于,液氮压裂面临极端低温条件下的热冲击和材料失效的难点,而SC-CO2压裂则是难在相态的维持和控制上。此外,无论是哪种技术,发展和研究深部裂缝扩展形态的实时监测都是当前应用的关键需求。针对条件复杂的碳酸盐岩储层,将多种方法联合作用,发挥技术特点,预计将获得更好地改造效果。

5 结论

尽管针对碳酸盐岩的增产技术在油气开发中已经有较多的工程应用,但在热储开发中的工程应用实例仍然较少,低渗碳酸盐岩热储层的地热开发面临挑战。研究了当前主流的增产改造技术,得出如下主要结论。

(1)酸化技术通过溶蚀岩石裂隙表面提高储层导流能力,还可通过添加缓速剂或增稠剂等形成深度酸压来改善酸化效果,工艺相对成熟,现场试验和室内研究众多;水力喷射技术利用高压喷枪实现定向驱替和压裂,是良好的辅助手段,但设备磨损快;液氮压裂依靠低温热应力、相变效应等驱动岩体破裂,室内试验表明致裂效果良好,但成本高、应用案例较少;超临界二氧化碳压裂因工质的极低黏度,具备降低起裂压力、形成复杂裂缝网络的优势,并有助于二氧化碳地质封存,技术前景广阔;高能气体压裂通过爆燃产生高压气体实现压裂,适用于脆性岩层,但造缝长度有限。

(2)各类技术对低渗储层的改造效果与其特性紧密相关。常规酸化与高能气体压裂存在造缝短的共性局限。液氮和二氧化碳压裂虽能降低起裂压力并形成复杂裂缝网,但受高成本、携砂能力弱等制约。未来需持续优化工艺,探究施工改造参数对增产的影响,同时加强液氮与二氧化碳压裂等新技术在碳酸盐岩储层中的现场试验,重点推动降本与设备优化,以促进其规模化应用。

(3)推动多技术联合作用,发展适用于深部高应力环境的复合压裂技术,提高裂缝网络的稳定性和导流能力。如将酸化与水力喷射技术结合,改善酸化技术径向延展范围小的缺陷,提高酸液穿透距离;将高能气体压裂作为前置辅助手段,降低井筒周边压力;酸化与液氮或二氧化碳压裂协同工作,提升裂缝网络复杂性等。

(4)随着南华北、西南、苏北等地区中深层地热开发日益受到重视,针对低渗透碳酸盐岩热储层的增产改造,亟待开展更深入的工程实践与系统性研究。未来需重点加强三方面工作:一是开展针对不同岩溶结构与孔洞空间展布特征的储层基础调查,以提高改造工艺的针对性;二是推动现场改造技术与室内试验模拟的融合研究,综合优化热储改造效果与换热效率;三是逐步形成适用于各类碳酸盐岩热储的增产工艺体系与技术标准,支撑深部热储的规模化高效开发。

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基金资助

河南省重点研发专项(241111321000)

中国地质科学院基本科研业务费项目(YK202305)

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