马头营深层干热岩人工造储裂缝扩展机理研究与应用

Fracture propagation mechanism in artificial reservoir of deep hot dry rock, Matouying and its applications

摘要

干热岩具有清洁、稳定、可再生的资源优势和发电潜力,通过水力压裂构建裂缝网络,形成高导流能力人工热储是其高效开发的技术关键。深层干热岩往往是脆、硬,且岩石力学强度高的基底花岗岩,水力压裂破岩能量是传统沉积岩的数倍,难以从传统压裂力学机制上实现张性起裂,裂缝网络扩展是人工造储的核心,主要包括井筒附近的张性起裂、人工裂缝的扩展与岩体失稳和天然裂缝的滑移剪胀。本文以马头营深层干热岩水力压裂人工造储为例,结合岩体地质特征和缝网扩展机理,完成耐温抗剪和破胶性能评价,优选降阻率达到74%的耐高温低黏滑溜水作为主压裂液,剪切稳定后黏度为40 mPa·s的变黏滑溜水作为支撑剂和暂堵转向剂的携砂液;优化15 000 m³压裂液为5个泵注阶段和15个泵注单元,以交替注酸、变黏度剪切造缝和近井筒携砂3种工艺强化缝网扩展;优选200目、2和5 mm不同尺寸可降解暂堵剂促使裂缝均匀扩展;泵注40/70目中密高强度支撑陶粒,在剪切自支撑基础上强化支撑导流。压后评价与微震监测证实,马头营干热岩试验井组水力压裂构建了1 004.03×10⁴ m³的人工热储,包含18条典型相互沟通的裂缝面,裂缝类型为“张—剪”混合裂缝;高黏滑溜水低排量携带的暂堵转向剂,促使远端新裂缝不断开启,增加了纵向的改造程度,且无诱发地震。该水力压裂工程案例的成功实践,证明了多体系小型压裂测试工艺、多阶段逐级提排量主压裂工艺和多方案转向压裂工艺的正确性,为我国干热岩水力压裂人工造储提供了宝贵经验。

关键词

干热岩 / 水力压裂 / 人工造储 / 裂缝扩展 / 马头营

Key words

hot dry rock / hydraulic fracturing / artificial thermal reservoir / fracturing propagation / Matouying

0 引言

水力压裂是深层干热岩人工造储的关键技术,其原理是利用人工裂缝的起裂与扩展、天然微裂缝的滑移与剪胀,构建高导流的地下三维裂缝网络。该裂缝网络是干热岩多井注采开发系统的流动通道和换热通道,其在三维上的体积和导流能力是评价干热岩高效开发的关键指标^[1⇓-3]。

1973年,美国率先开展了新墨西哥州芬顿山(Fenton Hill)EGS示范工程,证实了人工造储开发深层干热岩的可行性^[4-5]。随后,日本、德国、澳大利亚、瑞士等代表国家,相继开展了深层干热岩EGS的探索与应用,包括Bad Urach项目170 ℃的高温射孔测试^[6-7],Soultz项目5 000 m、201 ℃环境下的水力压裂、酸处理、微地震应用探索^[8-9],Basel项目地热井5 000 m压裂,诱发3.4级地震的讨论与研究^[10],Cooper basin项目在落鱼、套损和泥浆漏失工程意外下的水力压裂优化与处理、微地震分析与评价^[11]。其中,最具有代表性的Soultz项目是1987年由欧盟和德国共同立项开展的科研项目,分阶段探索了钻井加深、数万方清水的长期增注压裂与微地震裂缝扩展监测、盐酸对天然裂缝改造的促进、多井循环测试与验证等工作,2013年实现了装机功率1.5 MW的电网售电,并被国际地热界认为是干热岩走向商业化开采道路上的一个重要里程碑^[12⇓-14]。

1977年,中国第一座兆瓦级高温地热电站在西藏羊八井发电成功,装机容量达到了27.18 MW^[15]。我国是全球第一的地热资源利用国,但是基于水力压裂人工造储关键技术的限制,深层高温开采与利用仍处于探索和研究的起步阶段^[16⇓-18]。2012年,“干热岩热能开发与综合利用关键技术研究”入选国家高技术研究发展计划“873”项目,开启了深层热岩体热流特征与工程开发的探索与实践^{[19⇓⇓-22]}。2013—2017年,由中国地调局水环中心承担的青海共和盆地干热岩勘探、压裂与发电项目,首次钻遇了超过200 ℃的优质干热岩体,并实施了数个阶段的低排量水力压裂人工造储作业,累积了大量的工程方案与施工参数的优化经验^[23⇓-25]。2018年,河北煤田地质局立项唐山马头营干热岩开发关键技术集成研究与示范项目,开启了京津冀地区深层干热资源开发利用的首次探索,利用水力压裂的人工造储首次实现了我国深层干热岩利用的实验性发电,标志着我国深层干热岩水力压裂工程技术实现了新的突破^[26]。

本文以唐山马头营两井连通系统的水力压裂人工造储为案例,从岩矿和力学特征出发,开展裂缝扩展机理、工程方案优化设计和裂缝网络的分析与评价。

1 马头营深层干热岩概况

1.1 储层概况

2018年,河北省煤田地质局在该区域开展干热岩的赋存、分布特征、资源潜力等评价工作,基于重、磁、电、震等地球物理场研究和干热岩地热资源开发选址标准,选择南70区块馆陶组马北断层和格各庄断层交汇处为开发目的区。主要位于黄骅坳陷(Ⅲ)构造单元内,构造活动以断裂和升降运动为主,形成多组方向不同、规模不等的断裂及与之相关的隆起和凹陷。区内断裂构造以北东向为主,隐伏的固安—昌黎大断裂则从工作区北部通过,是Ⅲ级构造单元分界线;北西向、近东西向的断裂规模较小,如柏各庄断裂、马北断裂及红房子断裂,则是Ⅳ级构造单元分界线。工作区内断层比较发育,以北东向、北西向断层为主,其中柏各庄断层为区域深大断裂(图1)。M-1井距离马北断层约3 km,处于断层下降盘。

2019年,河北省煤田地质局第二地质队在唐山马头营凸起区钻探M-1干热岩井,3 965 m处高温岩体处温度超过150 ℃,这是国内中东部地区首次发现的埋藏最浅且温度最高的干热岩体。

1.2 岩矿、裂缝及力学特征

马头营项目在2 800 m深度取岩心,开展岩矿和岩石力学系统测试。XRD测试分析得出,2 600~4 500 m岩石主要以石英、钾长石和斜长石矿物为主,占比81%;XRMI测井得出,1 800~4 500 m深度内发育有浅色或白色正弦曲线特征的云质和钙质等高阻物质充填的高破碎程度发育带(图2)。基于尽可能提高储层改造程度和增强采热效率目的,在M-1井目的层深度共优选7段120 m厚度作为射孔和压裂层段。

岩石单轴抗压强度为61~109 MPa,抗拉强度在146、154和162 ℃环境下分别为11.4、16.0和9.5 MPa,80 ℃环境下的断裂韧性为1.2 MPa·m^0.5。三轴压缩测试岩石样本围压从10 MPa升高至50 MPa,环境温度为常温和150 ℃,测试分析得出,该岩样受压破裂后大多存在高角度的剪切裂缝,裂缝面的数量和宏观破裂模式均存在一定的差异(图3)。力学强度上,随着围压的升高岩石破坏峰值强度不断增高,差应力从150 MPa升高至300 MPa以上。同时,轴向应变和径向应变较单轴破坏更大,数值集中在0.010~0.450,弹性模量集中在51~62 GPa。

该深层干热花岗岩力学强度高,岩石破坏所需要的能量和压力均高于常规油气开发储集岩,以传统人工双翼缝的储层改造裂缝扩展理念进行人工造储的工程设计和参数优化,将面临巨大挑战^[27]。

2 干热岩人工造储裂缝扩展机理

深层干热岩往往脆、硬,且岩石力学强度高的基底花岗岩,水力压裂破岩能量是传统沉积岩的数倍,难以从传统压裂力学机制上实现张性起裂,形成人工双翼裂缝^[28]。干热岩在深层超深、高温高压、局部断层和构造应力作用下,往往又发育有大量天然裂缝,极易在低净压力作用下克服黏滞力产生滑移与剪胀,实现三维大范围内的改造增渗^[29]。因此,基于深层干热岩力学强度、应力环境和天然裂缝发育程度等特征,水力压裂人工造储的裂缝扩展规律可以分为3类^[30]:井筒附近的张性起裂、人工裂缝的扩展与岩体失稳和天然裂缝的滑移剪胀(图4)。

2.1 张性起裂双翼缝

水力压裂过程中高压注入流体等效的井筒周向应力大于抗张强度时,在0°或180°方向岩体起裂形成张性双翼缝^[31],此时井壁处的周向应力大小为

(1)σ_θ=(3σ_H-σ_h)-P_i(P_i-P_r)α \frac{1-2v}{1-v}

式中:σ_θ为井壁处的周向应力,MPa;σ_H和σ_h分别为储层最大和最小主应力,MPa;P_i和P_r分别为井底压力和孔隙压力,MPa;α和v分别为多孔弹性系数和泊松比,无因次。

分析得出,增大水力压裂的注入压力有利于井壁处形成张性起裂的人工双翼缝。马头营项目通过岩心的差应变和古地磁测试获取了水平主应力、多孔弹性系数和泊松比,通过钻井数据反演获得了井底压力和孔隙压力,结合M-1井筒参数完成张性起裂双翼缝的施工压力预测,2.0~5.0 m³/min排量下,清水施工井口注入压力为70~133 MPa,滑溜水施工井口注入压力为57~82 MPa。

2.2 尖端扩展与岩体失稳

人工裂缝和天然裂缝在尖端的起裂受断裂韧性控制,同时干热岩体的长期水力压裂过程受到流固换热(Thermal)-流体流动(Hydro)-裂缝形变(Mechanical)-化学溶蚀(Chemical)的THMC四场耦合作用,因扰动而重构的应力场也可能使岩体失稳触发裂缝网络进一步三维扩展^[32-33]。岩体失稳的起裂与扩展准则为

(2)σ₁≥σ₃+ \frac{2(C+{\sigma }_3\mathrm{t}\mathrm{a}\mathrm{n}\phi )}{(1-\mathrm{t}\mathrm{a}\mathrm{n}\phi \mathrm{c}\mathrm{o}\mathrm{t}\beta )\mathrm{s}\mathrm{i}\mathrm{n}2\beta }

式中:σ₁和σ₃分别为THMC四场耦合作用重构后的最大和最小主应力,MPa;φ为岩体基质或天然裂缝的内摩擦角,°;C为岩体基质或天然裂缝的黏滞力,MPa;β为最大主应力与有效正应力的夹角,°。

分析得出,长期的高强度增注导致的应力重构有利于裂缝的尖端扩展和岩体失稳,扩大裂缝网络范围。马头营项目通过岩心原地应力围压下的三轴压缩测试,获取了岩体基质的内摩擦角和黏滞力,完成了M-1井岩体稳定性敏感性包络线数值模拟,得出以稳定3 m³/min长期压裂增注5天后,在热诱导应力和形变诱导应力重构原地应力场后,垂直于裂缝2 m范围内存在失稳和微裂缝的延伸(图5)。

2.3 天然裂缝滑移与剪胀

深层干热岩体中天然裂缝在水力压裂过程中,随着注入压力的增大和岩壁受到的净压力降低,滑移和剪胀主要包括3个过程^[34-35](图6):(1)原始状态下天然裂缝受到法向应力的闭合作用,裂缝面的粗糙度能够提供微弱的机械开度,压裂液能够通过滤失进入其中;(2)随着压裂液不断滤失进入天然裂缝,法向净压力不断降低,天然裂缝发生不可恢复的滑移,形成剪胀导流能力,进一步增强滤失作用;(3)压裂改造完成后,天然裂缝壁面的凹凸不平和滑移错位将形成自支撑导流,在远端同样保持一定的导流能力,增强裂缝网络的注采能力。

干热岩天然裂缝的滑移与剪胀导流实质上是形成了不会随应力卸载而恢复的塑性形变u^p,基于粗糙裂缝的剪切强度理论与位移本构方程^[36],推导得出裂缝的塑形流动判断准则:

(3)du^p=

式中:F为由应力和塑性剪切应变控制的屈服准则;Q为沿剪切方向的势函数;λ为正定标量。

其中,屈服准则和势函数由摩尔库伦准则推导,根据裂缝力学参数和特征判定^[37]:

(4)F= \frac{\tau }{\mathrm{t}\mathrm{a}\mathrm{n}(\phi +d_n)}+σ_n+C
Q= \frac{\tau }{\mathrm{t}\mathrm{a}\mathrm{n}(\phi +d_n)}+σ_nsind_n

式中:τ为粗糙裂缝面受到的等效剪切力,MPa;d_n为粗糙裂缝面滑移后的剪胀角,°;σ_n为粗糙裂缝面受到的法向正应力,MPa。

设定M-1井天然裂缝粗糙度JRC=10,单轴抗压强度为110 MPa,计算得出天然裂缝原始机械开度在法向净压力闭合作用下的等效导流机械开度仅为0.001 mm,几乎无渗透能力。但水平滑移量达到5 mm时,粗糙裂缝水力开度完全等效于导流开度,此时形成的不可恢复剪胀导流能力是裂缝网络高效导流的基础。基于干热岩人工造储的裂缝扩展机理研究可知,井筒附近的张性双翼起裂需要更高的压力级别,这为作业准备、压裂液优选、QHSE等优化设计提供了支撑;裂缝网络的尖端扩展和岩体失稳是多井系统人工热储交错连通和成网的关键,为改造规模优化提供了关键指导;天然裂缝的剪切滑移与剪胀是多井系统地下人工热储高效渗流的关键,为注采效率的提升提供了优化方法。

马头营项目的目的是通过水力压裂构建流体流通和换热的地下裂缝网络,在人工造储的裂缝扩展机理认识基础上,开展以张—剪混合破坏为目的的工程方案优化设计。

3 裂缝扩展工程方案优化设计

3.1 主压裂液优选

干热岩大规模的人工造储要求压裂液必须具有良好的滤失特征,以达到大面积的前沿突破和降低微裂缝壁面受到的净压力,促使剪切滑移和裂缝沟通。随着连续泵注的进行,裂缝网络不断地扩展和连通,需要控制压裂液在已改造区域的大量滤失,同时需要泵注陶粒和固体转向剂实现裂缝网络在三维上的降滤和转向。基于此,优选0.1%降阻剂+0.5%助排剂的低黏滑溜水作为主压裂液,黏度为3.6 mPa·s,降阻率达到74%(图7);优选0.5%降阻剂+0.5%助排剂的变黏滑溜水作为支撑剂和暂堵转向颗粒的携砂液,在160 ℃、170 s^-1条件下剪切90 min后,黏度为40 mPa·s。

3.2 耐温抗剪和破胶性能评价

根据SY/T 5107—2016 《水基压裂液性能评价方法》,在180 ℃、170 s^-1条件下剪切120 min,变黏度滑溜水耐温耐剪切性能评价结果如图8所示。随着温度的升高,压裂液的黏度降低,并保持在30 mPa·s以上,随剪切时间几乎不变化,具耐温耐剪切性能,能够满足现场施工要求。

根据SY/T 5107—2016《水基压裂液性能评价方法》,开展变黏滑溜水压裂液破胶性能评价,要求其具有助排、破胶后无残渣、无伤害等性能指标。 评价结果显示,破胶液黏度为2.16 mPa·s,表面张力为25.2 mN/m,界面张力为1.3 mN/m,均小于标准要求,证明了其良好的破胶性能,破胶后液体如图9所示。

3.3 压裂规模优化设计

马头营干热岩压裂工程要求首口压裂井的裂缝扩展范围必须在平面上连通第二口井,纵向上均匀扩展所有目的层段,即M-1井水力压裂人工造储的裂缝网络平面上突破至200 m,纵向上要求所有射孔段能够有效沟通高破碎程度发育带。10 000、15 000和20 000 m³大规模压裂的裂缝扩展注释模拟得出,当连续泵注15 000 m³压裂液后,地下改造体积约为246 m×62 m×340 m,能够实现该项目的压裂工程目的(图10)。将大规模的主压裂施工优化为5个阶段,共15个泵注单元,每个单元液量1 000~1 500 m³,时间为7~8 h,实时优化采用交替注酸、变黏度剪切造缝和近井筒携砂3种改造工艺。

3.4 层间层内暂堵优化设计

基于马头营纵向均匀改造连通所有高破碎裂缝发育带工程目的,提出层间暂堵转向压裂工艺用于封堵已开启裂缝入口,特别是纵向已起裂区域的封堵,此时升高的屏蔽暂堵压力将超过该区域的抗张强度和断裂韧性,诱导井筒周围新裂缝的产生,从而在井筒纵向上开启更多的高破碎发育带,提高纵向均匀改造程度。

基于马头营多井系统地下人工热储平面扩展范围的工程目的,提出层内暂堵转向压裂工艺,封堵裂缝网络尖端,迫使主裂缝在优势方向的薄弱处产生多条新裂缝和无序扩展,该工艺不仅能够触发新的分支裂缝,也能更高效地沟通远井孤立微裂缝,从而增大人工热储平面上的改造范围,提高改造体积。根据储层温度、岩石硬度和应力环境,优选200目、2和5 mm 3种不同尺寸的可降解颗粒作为促使裂缝均匀扩展的暂堵剂,抗压强度大于50 MPa,150 ℃环境下完全降解时间小于30 h(图11)。同时优选40/70目、抗压强度86 MPa的中密高强度支撑陶粒,提高已开启区域主裂缝的支撑导流作用降低沿程流动阻力,为裂缝尖端扩展提供更高能量。

4 裂缝扩展工程分析与评价

M-1是马头营深层干热岩第一口压裂井,长期连续泵注的工程工艺方法主要包括:清水、低黏滑溜水和高黏滑溜水的测试压裂工艺;分阶段逐级提排量的主压裂工艺;暂堵转向、高黏滑溜水转向、停泵转向、酸液+暂堵复合转向等提高储层纵向改造程度和裂缝复杂程度的转向压裂工艺。

2020年12月,采用ϕ88.9 mm油管注入,4 200~4 500 m优势井段顺利完成15天的体积改造压裂施工。井周布置有3个流动地震监测点,监测施工过程及压后诱发地震情况,未监测到人工热储建造诱发地震,保障了施工顺利进行。

4.1 工程实施概况

清水、低黏滑溜水和高黏滑溜水小型压裂瞬时停泵压力G函数分析和dP/dG曲线分析得出:压裂结束停泵等压降阶段,多次出现闭合点, 反映近井裂缝较为发育;3种压裂液的液体效率为14%~29%,反映近井地带出现严重滤失,不利于裂缝扩展和纵向高破碎发育带的均匀改造。压裂现场需要对降滤和暂堵措施进行实时工程参数调整。

主压裂施工期间采取分阶段提升排量,提高压裂液前缘的突破范围,前期主要采用3.5 m³/min低排量扩裂缝,中期采用4.0~5.5m³/min排量对储层进行纵向沟通,后期采用6 m³/min排量继续对已开启裂缝进行快速扩充,提升张剪混合破坏效果,并加入了13 m³陶粒支撑剂以保证张性裂缝闭合后仍然有渗流通。整个过程持续15天,泵注压力为65~81 MPa,最高排量为6.05 m³/min,合计泵注15 224 m³压裂液,改造体积为1 004.03× {10}^4 {\mathrm{m}}^3(图12),裂缝类型判定为“张—剪”混合裂缝,45%为剪切缝,55%为张开缝。

4.2 暂堵转向评价

M-1井暂堵转向泵注原则包括:泵注压力在相同排量下长时间保持平稳状态无波动,即地下可能出现稳定渗流;微地震监测破裂响应点长期集中在某一范围,即高压注入的波动范围不能突破,裂缝未向前扩展;纵向不同射孔段的高破碎带破裂相应不均匀,即集中在某一纵向段内改造,压裂流体分布不均,纵向改造不均匀。

从主压裂第二天开始,以高黏滑溜水1 m³/min低排量携带暂堵转向剂,泵注前后施工压力上升约6 MPa,泵后2 h内多次出现压力突然上涨和跌落(图13),表明远端不断有新裂缝开启。主压裂施工期间共加入转向剂2.9 t。

第7天连续泵注加入暂堵剂后,暂堵转向前(12:00—13:00)的微震事件点主要分布在4 000 m左右深度,暂堵转向后(13:00—14:00)微震事件点逐渐向深部转移,增加了纵向的改造程度(图14)。

4.3 微震监测裂缝扩展评价

M-1井压裂10天中共接收到1923个有效微震数据点,微震事件多发生在压裂施工时段,但是夜间在内的非施工时段也一直发生微震事件,随压裂进程的推进,微震云的外沿逐渐向远离压裂段的北东方向扩展(图15)。

所有的微地震事件进行典型拾取,选取至少3个连续时间的典型微震事件点构成裂缝面,分析得出18条典型沟通裂缝面,其中主倾角<20°的裂缝占11%,20°~30°裂缝占11%,42°~60°裂缝占38%,>60°裂缝占38%,整体以高角度的裂缝为主;主方位角150°~190°裂缝占50%,以北东东向为主(图16)。

5 结论

(1)我国深层干热岩水力压裂工程技术实现了新的突破,但人工造储的裂缝扩展理论及研究应用仍是遏制深层干热岩高效开发的关键。

(2)深层干热岩难从传统压裂力学上实现张性起裂,形成人工双翼裂缝,而网络裂缝的扩展包括井筒附近的张性起裂、人工裂缝的扩展与岩体失稳和天然裂缝的滑移剪胀。

(3)干热岩水力压裂的裂缝扩展工程方案优化设计主要包括主压裂液优选、压裂规模优化设计和层间层内暂堵优化设计。

(4)M-1井大型水力压裂构建了1 004.03× {10}^4 {\mathrm{m}}^3的人工热储,且未诱发地震,证明了多体系小型压裂测试工艺、多阶段逐级提排量主压裂工艺,以及多方案转向压裂工艺的正确性,为我国深层干热岩水力压裂人工造储提供了宝贵经验。

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基金资助

国家自然科学基金项目(52004233)

四川省自然科学基金项目(2023NSFSC0427)

河北重点研发计划项目(20374102D)

国家重点研发计划项目(2021YFB1507300)