在传统化石能源大规模开发利用引发生态承载压力剧增的背景下,地热能因其零碳排特性成为全球能源转型的关键研究对象。基于储层介质赋存特征,可以将地热资源分为干热岩型(Hot Dry Rock,HDR)和水热型(Hydrothermal)两大类,现阶段商业化开发主要集中于前者。干热岩是一种没有水或蒸汽的深部高温岩体,主要是各种变质岩或结晶岩类岩体,作为传统水热型地热的延伸,由于其环境友好性、清洁、可再生和空间分布的广泛性,被国际能源界视为本世纪最具开发潜力的战略性能源。地质调查数据显示,我国HDR资源可采储量达2021年全国能源消费总量的3200倍(按2%采收率计)。 作为HDR资源开发的核心技术,增强型地热系统(Enhanced Geothermal System,EGS)通过人工储层压裂构建地下渗流-换热网络。其技术本质在于:在低渗透性岩体内建立人工裂隙导流通道,通过注入井将工作流体导入人工裂隙网络,在岩体-流体对流换热后经生产井形成闭式热提取回路。国际能源署IEA预测显示,至本世纪中叶EGS技术有望贡献全球8.5%的电力供应,标志着深部地热开发进入工业化应用新阶段。 EGS的开发涉及到两个重要的技术:储层改造技术和热开采技术。EGS储层改造技术最常用的手段是清水剪切水力压裂,通过高压低温工作液的注入诱导储层应力场重分布,当岩体剪切破坏临界条件达到时,将形成人工导流裂隙网络,实现储层渗透率增强;热开采技术主要涉及地热能提取,通过注入井-生产井对井对流换热系统,使工作流体在改造后的裂隙网络中经历岩体-流体非稳态传热过程。不合理的注入方式将会引起热过早在生产井突破,使得取热工程效率降低。从数值模拟角度来看,上面的两个阶段实际是地下流动系统中力学和水热的耦合过程。本研究基于美国犹他州Milford EGS场地地质特征及16A(78)-32井工程参数,建立了力学-水热全耦合数值模型,通过在通用模拟器TOUGH2Biot中嵌入随机裂隙等效渗透张量计算模块与裂隙渗透率增强评价模块,实现了对水平井分段压裂过程中流体压力场、温度场及应力场的多物理场耦合分析。模拟结果表明:采用50 kg/s高排量连续注入75小时后,L1、L2、L3分段储层改造体积(SRV)分别为0.64×10~6 m³、1.04×10~6 m³和2.47×10~6 m³,呈现随分段位置变化的线性增长特征。裂缝网络主要沿垂向延伸(60-100 m),水平扩展范围较小(10-15 m),且更倾向于向竖直平面下方发育,其SRV显著优于传统直井压裂模式。参数敏感性分析揭示:井底压力演化受控于储层岩石力学特性,破裂临界压力随深度减小而降低,改变注入顺序虽不增加总SRV,但可提升高渗透区域占比;提高注入排量能有效增强裂缝扩展效率,在相同注液量下SRV提升达28%;注入温度对SRV影响较弱(温度每升高10°C,SRV下降约3.5%),热应力扰动范围局限于井周5-8 m区域。该研究量化了水平井压裂在构建垂向优势裂隙网络中的工程优势,为优化分段设计、注入参数及热储长效稳定性评估提供了重要理论依据。 在水力压裂的基础上,建立压裂后储层热产出预测模型,开展储层水力压裂后的水力裂隙影响下热储水热运移特征分析。研究表明,EGS产热效率受井距、水力裂隙分布、注采压差和取热深度综合影响。采热方案建议采用50m井距、100kg/s注入速率及分阶段压裂,压裂后的储层在20年开发周期内产流温度年均衰减1.43%,净提热功率净热提取率由初始值7.6 MW递减至2.7 MW,年均衰减率约为6.64%。注采压差、注入温度及取热深度的系统优化是提升EGS热提取效率与运行稳定性的关键控制要素。