水平井+多段水力压裂技术应用于干热岩开发获突破

干热岩发电是重要的地热能利用形式之一，因其生产过程基本全程无排放，在能源转型的当下更被视为弥补太阳能和风能发电稳定性不足的最佳解决方案。用于开发干热岩的系统被称为增强地热系统（EGS），其基本原理是通过注入井将高压水注入地下2 ～ 6 km 深的人工热储内，使其通过渗透循环而吸收热能，再通过生产井将高温水、汽抽出地表用于发电，冷却后的水再次注入地下循环使用，整个过程都在一个封闭的系统内进行。

干热岩开采与油气开采有许多共同之处，如都需要钻井至目的层，都有注入和采出过程，因此将油气开采工艺技术用于干热岩开采是十分常见的思路。但二者不同之处也很明显：干热岩储层的温、压都极高，对勘探开采设备的材质和性能的要求都更高，对油气开采技术工艺的应用形成了巨大挑战。截至2020 年底，全球累计建设的示范性EGS 工程项目已逾60 项，但多数项目的储层改造效果都不理想，储层改造方法和注采井沟通方案不成熟，面临诸如岩石强度大、起裂压力高、极可能诱发地震、难以形成缝网、裂缝延伸方向不可控及注采井沟通困难等问题。近年来，国内外都在尝试将页岩油气开采的成功经验，即水平钻井和多段压裂技术应用于干热岩开采，已取得了一定进展。近期美国Fervo能源公司的现场试验更是取得了阶段性的成功，为EGS的大规模商业应用带来了希望。

Fervo 能源公司的EGS 系统由注水井、生产井和监测井组成，注、采井均为水平井，监测井为直井，注、采井水平段的垂直深度约为2 347 m，水平段长度均约为991 m。3 口井的钻井顺序依次为：监测井73-22 井、注水井34A-22 井和生产井34-22 井。之所以在注水井完井后才开始钻生产井，是为了确保生产井的井眼轨迹能与注水井增产处理后的热储相交。两口水平井都采用了非常规油气开发常用的桥塞射孔水力压裂完井技术。水平井的段间距为100～300 ft，各段分别设有几个独立的射孔簇。注水井的水平井段共进行了16 段压裂作业，每段长度约为150 ft。除第12 段和第13 段设计了9 个射孔簇外，其他每段均为6 个射孔簇。射孔簇为有限射孔设计，目标射孔摩擦压力约为1 500 psi。每段泵入约16 000 bbl 压裂液和540 000 lbs 支撑剂，注入速度为100 bpm；压裂液为含有低浓度减阻剂的滑溜水，携带由100 目和40/70 目硅砂混合而成的支撑剂；泵送浓度为0.25～1.50 ppg，每段压裂时间持续约3 h。压裂产生了100多个离散裂缝区，实现了两口水平井的水力连通，获得了从地层提取热能所需的传热表面积。

在37 d的长期生产性能测试中，在商业运营所需的操作条件下，将液体从注入井循环到生产井，实现了高达63 L/s 的流量，相当于3.5 MW 的峰值总电力输出。在错流生产测试中获得的流量和输出功率均超过了全球其他EGS 项目。在稳态生产过程中沿水平段测得的流体流动数据表明，流动分布相对均匀，未见明显的局部流动通道。在整个错流测试过程中，产出液的温度不断升高，也表明压裂作业并未产生严重的热短路通道。在整个错流测试过程中，整个系统内的流体完全由地面注入泵驱动，证实该生产系统为密闭系统，无需通过人工举升来维持生产井的流量。根据安装的井内光纤传感器提供的数据可知，无论射孔簇所在井段的岩性如何，射孔簇100%都实现了裂缝起裂，且流体在所有压裂段均匀分布，表明此类控流完井工艺能有效降低地热钻完井的成本。

Fervo 能源公司的试验表明，在高温、硬岩环境中通过水平井开发地热所面临的技术障碍并非高不可攀，双水平井EGS系统具备商业可行性，其经验或对我国目前正在进行的干热岩项目具有较大的借鉴意义。