松遼盆地北部干熱巖開發(fā)水熱產(chǎn)出預(yù)測

李正偉，張延軍,2，郭亮亮，金顯鵬

1.吉林大學(xué)建設(shè)工程學(xué)院，長春 130026 2.吉林大學(xué)地下水資源與環(huán)境教育部重點實驗室，長春 130021 3.大慶油田井下作業(yè)分公司，黑龍江 大慶 163453

?

松遼盆地北部干熱巖開發(fā)水熱產(chǎn)出預(yù)測

李正偉1，張延軍1,2，郭亮亮1，金顯鵬3

1.吉林大學(xué)建設(shè)工程學(xué)院，長春 130026 2.吉林大學(xué)地下水資源與環(huán)境教育部重點實驗室，長春 130021 3.大慶油田井下作業(yè)分公司，黑龍江 大慶 163453

干熱巖是一種分布廣泛且儲量巨大的清潔能源，在干熱巖開發(fā)的前期，合理預(yù)測場地的水熱產(chǎn)出能力具有重要的意義。筆者根據(jù)松遼盆地北部鶯深2井的實際地質(zhì)資料，以石油壓裂設(shè)計軟件FRACPRO為手段，進行了壓裂模擬。根據(jù)模擬得到裂縫幾何形態(tài)與孔、滲的性質(zhì)，通過自編程序修正水熱耦合地質(zhì)模型中的單元參數(shù)，并利用TOUGH2軟件模擬換熱過程。模擬結(jié)果顯示：在本文采取的壓裂方式下，該地區(qū)單條裂縫的最大生產(chǎn)流速為8 kg/s，系統(tǒng)流動阻抗由初始的0.74 MPa/(kg·s) 增加為第10年的2.72 MPa/(kg·s)；系統(tǒng)運行10 a后，生產(chǎn)溫度降低了5.5 ℃，系統(tǒng)的平均產(chǎn)熱功率為2 930 kJ/s。通過人工改造，改善了天然儲層的滲流能力，獲得了持續(xù)穩(wěn)定的水熱產(chǎn)出，證明儲層改造方式科學(xué)合理，但如何提高熱儲的質(zhì)量生產(chǎn)流速仍需進一步研究。

干熱巖；水力壓裂；水熱耦合；數(shù)值模擬；產(chǎn)熱功率;松遼盆地

0 前言

近年來，能源危機和環(huán)境污染的雙重影響加快了人們尋求清潔可再生能源的步伐。干熱巖由于其廣泛的分布和巨大的儲量引起了人們的關(guān)注。干熱巖是指不含水或蒸汽的地下高溫巖體，一般埋藏于地下3～10 km的深處，溫度為150～650 ℃[1]。儲存在干熱巖中的熱量需要人工壓裂形成增強型地?zé)嵯到y(tǒng)(enhanced geothermal system, EGS)才能得以開采。在干熱巖開發(fā)的前期，合理地預(yù)測場地的水熱產(chǎn)出能力對于EGS系統(tǒng)的設(shè)計與后期運營具有重要的意義。目前，國內(nèi)外已有許多學(xué)者開展了干熱巖水熱產(chǎn)出能力預(yù)測的數(shù)值模擬研究。Zeng等[2]利用TOUGH2對Desert Peak場地單條裂縫條件下的水熱產(chǎn)出能力進行了數(shù)值模擬研究；Shaik等[3]模擬了含天然裂隙的地?zé)嵯到y(tǒng)中開采熱能的問題；Yang等[4]模擬了利用多井系統(tǒng)開采干熱巖的問題；宋陽等[5]利用TOUGHREACT對以CO2為工質(zhì)的增強型地?zé)嵯到y(tǒng)進行了模擬；王曉星等[6]等分析了增強型地?zé)嵯到y(tǒng)開發(fā)過程中的多場耦合問題； 陳繼良等[7]研究了熱儲周圍巖石熱補償對增強型地?zé)嵯到y(tǒng)采熱過程的影響；雷宏武等[8]研究了增強型地?zé)嵯到y(tǒng)地?zé)崮荛_發(fā)過程中的熱-水動力耦合過程。但目前相關(guān)模擬工作大多基于等效多孔介質(zhì)模型，對儲層改造過程考慮不充分。針對該問題，筆者依托松遼盆地北部干熱巖開發(fā)靶區(qū)，基于鶯深2井的錄井、測井資料，進行了基于水力壓裂模型的干熱巖水熱產(chǎn)出模擬，研究了儲層改造裂縫的幾何形態(tài)與導(dǎo)流能力、熱儲運行期間的溫度與孔壓的時空演化規(guī)律及熱產(chǎn)出效率等問題。

1 場地介紹

中國干熱巖地?zé)豳Y源潛力的初步評估結(jié)果顯示，松遼盆地是中國大陸地區(qū)干熱巖開發(fā)潛力較大的地區(qū)之一[9]。松遼盆地是中國東北地區(qū)一個以古生界和前古生界為基底的大型中、新生代盆地。松遼盆地北部是大慶油田的勘探領(lǐng)域，多年的勘探積累了豐富的地質(zhì)、地球物理與地?zé)豳Y料，為筆者的研究提供了極大的便利。研究[10]表明：該處地殼厚度較薄，莫霍面埋深較淺；盆地基底廣泛分布含高放射性元素的華力西及燕山期花崗巖，元素衰變過程釋放出大量熱量；同時，基底發(fā)育的斷裂為熱量的向上傳導(dǎo)提供了便利。這些因素的共同作用，形成了松遼盆地高地溫梯度的現(xiàn)狀。

筆者統(tǒng)計了松遼盆地北部40余口井的101個測溫數(shù)據(jù)，繪制了地溫與地溫梯度隨深度變化分布圖(圖1)。由圖1可以看出，該地區(qū)地溫隨深度增加而升高，地溫梯度隨深度的增加而減小。同時測溫數(shù)據(jù)顯示，已有多口井鉆至150 ℃高溫地層，最高井底溫度達183 ℃，反應(yīng)了該地區(qū)干熱巖資源的開發(fā)潛力。

2 儲層改造

本次研究基于松遼盆地北部鶯深2井的真實地質(zhì)數(shù)據(jù)開展。該井構(gòu)造位置屬于松遼盆地東南斷陷區(qū)的鶯山斷陷，設(shè)計井深5 100 m，實際完鉆井深5 520 m，井底實測溫度183 ℃。本次研究的目標(biāo)層位為營城組火山巖地層，錄井成果顯示該層巖性主要為流紋巖與凝灰質(zhì)角礫熔巖。

圖1 松遼盆地北部地溫與地溫梯度隨深度的變化Fig.1 Distribution map of ground temperature and geothermal gradient with depth in northern Songliao basin

裂縫形態(tài)的發(fā)育受射孔段最小水平主應(yīng)力狀態(tài)控制。由淺部向深部線性增大的最小水平主應(yīng)力狀態(tài)將導(dǎo)致裂縫向淺部地層延伸，形成長度較短高度較大的裂縫[11]。在干熱巖儲層改造工程中，為延長低溫注入流體的熱補給路徑，傾向于獲得長度較長的縫，射孔段應(yīng)考慮選在應(yīng)力遮擋條件較好的地層。根據(jù)鶯深2井地應(yīng)力解譯成果(圖2)，射孔段選擇在3 879.52～3 900.27 m，射孔段最小應(yīng)力53.0 MPa，平均最小水平主應(yīng)力57.2 MPa。射孔段上部3 870.2 m處最小水平主應(yīng)力為82.7 MPa，射孔段下部3 925.9 m處應(yīng)力為65.0 MPa；射孔段上、下部應(yīng)力遮擋較好。深度3 900 m處實測溫度為153 ℃。

英寸(in)為非法定計量單位，1 in=0.025 4 m。圖2 松遼盆地北部鶯深2井173Ⅲ層地應(yīng)力解譯成果Fig.2 Stress interpret results of Yingshen-2 well 173th layer in northern Songliao basin

儲層壓裂參數(shù)如表1所示，其中孔滲、密度及巖石力學(xué)參數(shù)通過現(xiàn)場密度測井、聲波測井、能譜測井曲線綜合解譯獲得，斷裂韌度通過室內(nèi)巖心試驗獲得。壓裂模擬采用FRACPRO軟件[12]，其為石油系統(tǒng)經(jīng)典壓裂商業(yè)軟件，長期指導(dǎo)壓裂設(shè)計及現(xiàn)場施工監(jiān)測，特別適用于大規(guī)模場地級別的壓裂模擬。該軟件算法基于擬三維模型中的集總模型，在集總模型方法中，裂縫的幾何形狀在每個時間步上都是由兩個半橢圓在它們裂縫長度方向的中間部位連接而形成的。裂縫在長度上以及在垂向上下兩側(cè)的擴展在每個時間步都將被重新計算[12-13]。

根據(jù)干熱巖開發(fā)的高溫高壓環(huán)境，在模擬時選擇軟件庫中的高強度支撐劑HSP2000-20/40與高黏度壓裂液WFHEC_80。根據(jù)國內(nèi)目前壓裂設(shè)備能力，模擬施工排量為7 m3/min。

表1 儲層壓裂參數(shù)

注：毫達西(mD)為非法定計量單位，1 mD =0.987×10-3μm2。下同。

通過模擬得到的裂縫幾何形態(tài)與導(dǎo)流能力分布如圖3所示。模擬獲得的裂縫半長為335 m，高為65 m，開度為0.54 cm，裂縫平均導(dǎo)流能力為207.19 mD·m，壓裂時間為296 min，結(jié)果符合軟件及實際壓裂要求。

圖3 研究區(qū)裂縫幾何形態(tài)與導(dǎo)流能力分布圖Fig.3 Distribution map of fracture geometry and conductivity in the stuely area

3 水熱耦合模擬

3.1 模型建立與參數(shù)設(shè)置

3.1.1 模型建立

根據(jù)場地的測井、錄井資料與壓裂模擬結(jié)果，利用TOUGH2-EOS1[14]軟件建立了概化的三維水熱耦合地質(zhì)模型(圖4)。模型尺寸為2 800 m×1 943 m×1 210 m，共計10 640個單元。模型z向范圍對應(yīng)于實際地層的3 300～4 510 m。為增加計算效率，z向地層被概化為上覆層(3 300～3 860 m)熱儲層(3 860～3 920 m)和下臥層(3 920～4 510 m)。

圖5 修正后的注入井與生產(chǎn)井處的孔隙度與滲透率分布Fig.5 Distribution map of the modified porosity and permeability nearby the injection well and production well

本次研究擬采用對井系統(tǒng)進行熱能開采，為延長低溫流體的熱補給路徑，設(shè)計在注入井與生產(chǎn)井中均進行壓裂改造。根據(jù)壓裂模擬獲得的裂縫半長，對井間距設(shè)定為600 m。

圖4 研究區(qū)三維水熱耦合地質(zhì)模型Fig.4 3-D geological model for hydrothermal simulation in the study area

3.1.2 裂縫參數(shù)轉(zhuǎn)換

由壓裂模擬獲得的裂縫導(dǎo)流能力分布(圖3)可知，裂縫導(dǎo)流能力呈現(xiàn)出由縫中向邊緣遞減的特征。據(jù)此將裂縫劃分為高導(dǎo)區(qū)、中導(dǎo)區(qū)和低導(dǎo)區(qū)，各分區(qū)的導(dǎo)流能力概化為一個均值。已知裂縫導(dǎo)流能力為滲透率與裂縫開度的乘積，因此可根據(jù)模型中裂縫單元的厚度計算得到其對應(yīng)的滲透率值。本模型中將裂縫概化為一組厚度為6 mm的單元，根據(jù)各分區(qū)導(dǎo)流能力均值計算獲得的滲透率均值如表2所示。經(jīng)修正后的裂縫層位孔隙度和滲透率分布如圖5所示。

表2 水熱耦合模型主要參數(shù)

Table 2 Main parameters for hydrothermal coupling simulation

孔隙度滲透率/m2比熱容/(J/(kg·℃))導(dǎo)熱系數(shù)/(W/(m·℃))上覆層0.0601.00×10-1610002.5儲層0.0833.20×10-1610002.5下臥層0.0420.80×10-1610002.5低導(dǎo)區(qū)0.1370.34×10-1010002.5中導(dǎo)區(qū)0.2751.68×10-1010002.5高導(dǎo)區(qū)0.4123.35×10-1010002.5

3.2 初始條件，邊界條件及基本假定

模型初始的溫度場與孔壓場采用梯度賦值，根據(jù)該井實測溫度與孔隙水壓力分布特點，模型頂、底部溫度分別被設(shè)定為135 ℃和180 ℃，孔隙水壓力值分別為33 MPa和45 MPa，模型的各個邊界均被設(shè)定為無質(zhì)量和熱量的輸送。

本次模擬的時間跨度為10 a，在系統(tǒng)的運行過程中，未考慮水的濾失問題，即近似地認(rèn)為系統(tǒng)的生產(chǎn)速率等于注入速率，同時認(rèn)為裂縫的導(dǎo)流能力保持不變[2]。

3.3 模擬結(jié)果分析

3.3.1 生產(chǎn)流速

系統(tǒng)最大注入流速可以通過注入井的孔隙水壓力值來確定。研究[15]認(rèn)為，注入井孔壓值應(yīng)小于熱儲層的最小水平主應(yīng)力值，如果超過了該值，則會引起儲層的二次改造，導(dǎo)致水的漏失等問題。通過對不同注入流速(6，7，8，9，10 kg/s)的模擬，設(shè)定注入流體溫度均為65 ℃，得到注入井井底孔隙水壓力值隨時間變化曲線(圖6)。由圖6可以看出，系統(tǒng)運行10 a后，流體注入引起注入井孔隙水壓力值升高量隨注入速率的增大而增大。當(dāng)注入流速為8 kg/s時，注入井底的孔隙水壓力達到了54.8 MPa，接近于儲層的最小水平主應(yīng)力值(57.2 MPa，圖2)，從而確定出最大注入流速為8 kg/s。亦即最大生產(chǎn)流速為8 kg/s。

圖6 不同注入速率下的注入井孔壓值變化Fig.6 Bottom-hole pressure change of the injection well with different injection rate

3.3.2 系統(tǒng)的生產(chǎn)溫度及溫度場演化

本文以生產(chǎn)井所在單元的溫度作為系統(tǒng)的生產(chǎn)溫度，注入流速為8 kg/s的生產(chǎn)溫度隨時間變化如圖7所示。由圖7可知，生產(chǎn)溫度從初始的157.13 ℃逐漸下降到第10年的151.26 ℃，下降速率逐漸減緩。10 a累計溫度下降3.74%。

圖7 注入速率為8 kg/s時的生產(chǎn)井溫度變化Fig.7 Change of production temperature with the injection rate 8 kg/s

圖8給出了系統(tǒng)運行0.1 ，1.0 ，5.0 ，10.0 a之后裂縫剖面的溫度與初始狀態(tài)的差值分布圖。由圖8可以看出：注入井處因低溫流體(65 ℃)的注入，溫度較初始熱儲溫度降低了約95 ℃，低溫區(qū)域的影響范圍隨時間而擴大，反應(yīng)熱儲中能量逐漸被流體置換；系統(tǒng)運行10 a后，生產(chǎn)井處的溫度降低了5 ℃左右，因此近似地認(rèn)為系統(tǒng)的生產(chǎn)溫度在10 a的運行中降低了5 ℃。

ΔT為溫度變化值；x為模型中注入井與生產(chǎn)井連線方向的距離。圖8 系統(tǒng)運行0.1 ，1.0，5.0，10.0 a的裂縫剖面溫度變化值分布Fig.8 Spatial distributions of temperature variation on fracture profile after 0.1，1.0，5.0，10.0 a operation

3.3.3 系統(tǒng)的流動阻抗及孔壓場演化

系統(tǒng)的流動阻抗IR是指驅(qū)動流體流經(jīng)熱儲所需消耗的能量[16]，可由下式計算：

其中：pinj為注入井的孔壓值；ppro為生產(chǎn)井的孔壓值；q為生產(chǎn)流速。圖9給出了生產(chǎn)流速為8 kg/s時的注入井孔壓與系統(tǒng)阻抗隨時間演化。由圖9可以看出，系統(tǒng)阻抗值隨系統(tǒng)運行時間而緩慢上升，由初始的0.74 MPa/(kg·s)增加為第10年的2.72 MPa/(kg·s)。增長趨勢趨于平緩，表明系統(tǒng)在逐漸達到平衡。注入井孔壓與系統(tǒng)流動阻抗的升高是由于熱儲溫度降低引起流體黏度升高，從而導(dǎo)致流動阻力增大，流動阻抗升高[2]。

圖10給出了系統(tǒng)運行0.1，1.0，5.0，10 a之后裂縫剖面的孔隙水壓力與初始狀態(tài)的差值分布圖。由圖10可以看出：注入井位置的孔壓值隨著時間的增加而升高，系統(tǒng)運行10 a之后，孔壓值升高了約14 MPa。生產(chǎn)井位置設(shè)置了4 MPa的負壓，模擬抽水泵的作用，該位置的孔壓值在10 a的運行過程中基本保持不變。

圖9 注入速率為8 kg/s時的注入井孔壓與系統(tǒng)阻抗變化Fig.9 Change of injection pressure and reservoir impedance with the injection rate 8 kg/s

Δp為孔壓變化值。圖10 系統(tǒng)運行0.1，1.0，5.0，10 a的裂縫剖面孔壓變化值分布Fig.10 Spatial distributions of pressure variation on fracture profile after 0.1，1.0，5.0，10.0 a operation

3.3.4 系統(tǒng)產(chǎn)熱功率

對井換熱系統(tǒng)的產(chǎn)熱功率Wh計算公式[17]為

其中：hpro是生產(chǎn)焓值；hinj是注入焓值。在本模型中，生產(chǎn)流速為8 kg/s,注入焓值為300 kJ/kg,生產(chǎn)焓值變化如圖11所示。由此可以計算出系統(tǒng)運行10 a過程中產(chǎn)熱功率隨時間的變化曲線，如圖11所示。

由圖11可知，系統(tǒng)的產(chǎn)熱功率因生產(chǎn)井溫度的降低而逐漸減小。降低的速度呈現(xiàn)逐年減緩的趨勢。說明后期熱儲遠場熱補給增強，減緩了生產(chǎn)井處的溫度降低速度。系統(tǒng)的產(chǎn)熱功率從初始的3 064.9 kJ/s逐漸降低至2 866.3 kJ/s，10 a內(nèi)均值為2 930.0 kJ/s。

圖11 系統(tǒng)產(chǎn)熱功率與焓值隨時間的變化曲線Fig.11 Change of system heat production power and specific enthalpy verse time

3.3.5 EGS系統(tǒng)綜合評價

EGS系統(tǒng)的評價需要從生產(chǎn)流速、流動阻抗值、漏失量、熱儲溫度變化等方面進行[18]。Ganish[19]和Shock[20]提出了若干評價指標(biāo)，認(rèn)為一個經(jīng)濟性的EGS系統(tǒng)的生產(chǎn)流速應(yīng)接近100 kg/s，流動阻抗值應(yīng)為0.1 MPa/(kg·s)，漏失量與系統(tǒng)溫度下降均應(yīng)保證在10%以內(nèi)。

通過本文的模擬結(jié)果可知，在未考慮漏失的條件下，單條裂縫可得到的生產(chǎn)流速及系統(tǒng)阻抗值與Ganish和Shock提出的評價指標(biāo)相比相差較多。雖然本次模擬中的溫度下降在10%以內(nèi)，但低生產(chǎn)流速與高系統(tǒng)阻抗值仍然反應(yīng)了單層壓裂改造的方式不能滿足一個經(jīng)濟性的EGS要求。

4 結(jié)語

1)根據(jù)松遼盆地北部鶯深2井的實際地質(zhì)資料，建立了水力壓裂模型，獲取了裂縫的幾何形態(tài)與孔、滲參數(shù)，并據(jù)此建立了含單條垂直裂縫的三維水熱耦合地質(zhì)模型，并進行了跨度為10 a的模擬。

2)水力壓裂模擬結(jié)果顯示，經(jīng)改造后的裂縫半長為335 m，高為65 m，開度為0.54 cm，裂縫平均導(dǎo)流能力為207.19 mD·m。水熱耦合模擬結(jié)果顯示，單條裂縫的最大生產(chǎn)流速為8 kg/s。10 a內(nèi)生產(chǎn)溫度保持在151～157 ℃，系統(tǒng)流動阻抗由初始的0.74 MPa/(kg·s)增加為第10年的2.72 MPa/(kg·s)。計算產(chǎn)熱效率均值為2 930.0 kJ/s。

3)通過人工改造，改善了天然儲層的滲流能力，獲得了持續(xù)穩(wěn)定的水熱產(chǎn)出，證明儲層改造方式科學(xué)合理。通過與前人提出的EGS評價指標(biāo)對比可知，在本文采用的單條裂縫的改造條件下，生產(chǎn)流速與系統(tǒng)阻抗等均未能滿足經(jīng)濟性標(biāo)準(zhǔn)。這說明簡單的單條裂縫改造方式獲得的水熱產(chǎn)出能力與目標(biāo)值相差較多，如何通過儲層改造提高場地的水熱產(chǎn)出仍然需要進一步的研究。

[1] 許天福，張延軍，曾昭發(fā)，等. 增強型地?zé)嵯到y(tǒng)(干熱巖)開發(fā)技術(shù)進展[J].科技導(dǎo)報，2012，30(32)：42-45. Xu Tianfu, Zhang Yanjun, Zeng Zhaofa, et al. Technology Progress in an Enhanced Geothermal System (Hot Dry Rock)[J]. Science & Technology Review, 2012，30(32):42-45.

[2] Zeng Y C, Wu N Y, Su Z, et al. Numerical Simulation of Heat Production Potential from Hot Dry Rock by Water Circulating through a Novel Single Vertical Fracture at Desert Peak Geothermal Field[J]. Energy，2013，63：268-282.

[3] Abdul R S, Sheik S R, Tran N H, et al. Numerical Simulation of Fluid-Rock Coupling Heat Transfer in Naturally Fractured Geothermal System[J]. Applied Thermal Engineering，2011，31(10)： 1600-1606.

[4] Yang S Y，Yeh H D. Modeling Heat Extraction from Hot Dry Rock in a Multi-Well System[J]. Applied Thermal Engineering，2009，29(8/9)： 1676-1681.

[5] 宋陽，吳曉敏，胡珊，等. 二氧化碳在干熱巖中換熱及固化的數(shù)值模擬[J].工程熱物理學(xué)報，2013,34(10):1902-1905. Song Yang, Wu Xiaomin, Hu Shan, et al. Numerical Simulation of Heat Transfer and Sequestration of CO2in Hot Dry Rock[J]. Journal of Engineering Thermophysics，2013,34(10):1902-1905.

[6] 王曉星，吳能友，張可霓，等.增強型地?zé)嵯到y(tǒng)開發(fā)過程中的多場耦合問題[J].水文地質(zhì)工程地質(zhì)，2012,39(2):126-130. Wang Xiaoxing, Wu Nengyou, Zhang Keni,et al. Multi-Field Coupling for Enhanced Geothermal System Development[J]. Hydrogeology & Engineering Geology,2012,39(2):126-130.

[7] 陳繼良，羅良，蔣方明. 熱儲周圍巖石熱補償對增強型地?zé)嵯到y(tǒng)采熱過程的影響[J].計算物理，2013,30(6)：862-870. Chen Jiliang, Luo Liang, Jiang Fangming. Thermal Compensation of Rocks Encircling Heat Reservoir in Heat Extraction of Enhanced Geothermal System[J]. Chinese Journal of Computational Physics , 2013,30(6)：862-870.

[8] 雷宏武,金光榮,李佳琦,等. 松遼盆地增強型地?zé)嵯到y(tǒng)(EGS)地?zé)崮荛_發(fā)熱-水動力耦合過程[J]. 吉林大學(xué)學(xué)報：地球科學(xué)版, 2014, 44(5): 1633-1646. Lei Hongwu, Jin Guangrong, Li Jiaqi, et al. Coupled Thermal-Hydrodynamic Processes for Geothermal Energy Exploitation in Enhanced Geothermal System at Songliao Basin, China[J]. Journal of Jilin University: Earth Science Edition, 2014, 44(5):1633-1646.

[9] 汪集旸，胡圣標(biāo)，龐忠和，等.中國大陸干熱巖地?zé)豳Y源潛力評估[J].科技導(dǎo)報，2012，30(32):25-31. Wang Jiyang, Hu Shengbiao, Pang Zhonghe, et al. Estimate of Geothermal Resources Potential for Hot Dry Rock in the Continental Area of China[J]. Science & Technology Review, 2012,30(32):25-31.

[10] 周慶華，馮子輝，門廣田.松遼盆地北部徐家圍子斷陷現(xiàn)今地溫特征及其與天然氣生成關(guān)系研究[J].中國科學(xué):D輯:地球科學(xué)，2007,37(增刊2)：177-188. Zhou Qinghua, Feng Zihui, Men Guangtian. Research on Relationship Between Natural Gas Generation and Geothermal Characteristics in Xujiaweizi Depression Area in Northern Songliao Basin[J]. Science China: Series D: Earth Sciences，2007，37(Sup.2): 177-188.

[11] Hofmann H, Babadagli T, Zimmermann G. Hot Water Generation for Oil Sands Processing from Enhanced Geothermal Systems: Process Simulation for Different Hydraulic Fracturing Scenarios[J]. Applied Energy, 2014, 113:524-547.

[12] FRACPRO: Hydraulic Fracture Treatment Design and Analysis User' Manual Version 8.1[R]. Houston: Resources Engineering Systems, 2005.

[13] 彪仿俊.水力壓裂水平裂縫擴展的數(shù)值模擬研究[D].合肥：中國科學(xué)技術(shù)大學(xué)，2011. Biao Fangjun. A Numerical Simulation Study on Hydraulic Fracturing of Horizontal Fractures[D]. Hefei: University of Science and Technology of China,2011.

[14] Pruess K, Oldenburg C, Moridis G. TOUGH2 User’s Guide Version 2.0[R]. Berkeley：Lawrence Berkeley National Laboratory, 1999.

[15] Brown D, Duteaux R, Kruger P, et al. Fluid Circulation and Heat Extraction from Engineered Geothermal Reservoirs[J]. Geothermics，1999，28：553-572.

[16] Evans K. Enhanced/Engineered Geothermal System: An Introduction with Overviews of Deep Systems Built and Circulated to Date[C]//China Geothermal Development Forum. Beijing: Geological Publishing House，2010:395-418.

[17] Pruess K. Enhanced Geothermal System (EGS) Using CO2as Working Fluid：A Novel Approach for Generating Renewable Energy with Simultaneous Sequestration of Carbon[J]. Geothermics，2006，35：351-367.

[18] Baria R, Baumgartner J, Rummel F, et al. HDR/HWR Reservoirs: Concepts, Understanding and Creation[J]. Geothermics，1999, 28: 533-552.

[19] Garnish J D. Hot Dry Rock: A European Perspective[C]//Proceedings of the Geothermal Research Council International Symposium on Geothermal Energy. Hawaii：Geothermal Research Council,1985:329-337.

[20] Shock R A. An Economic Assessment of Hot Dry Rocks as an Energy Source for the UK[M]. Oxfordshire：Energy Technology Support Unit, Energy Technology Division, 1986.

Prediction of Hydrothermal Production from Hot Dry Rock Development in Northern Songliao Basin

Li Zhengwei1, Zhang Yanjun1,2, Guo Liangliang1, Jin Xianpeng3

1.SchoolofConstructionEngineering,JilinUniversity,Changchun130026,China2.KeyLabofGroundwaterResourcesandEnvironmentofMinistryofEducation,JilinUnivesity,Changchun130021,China3.DownholeOperationCompanyofDaqingOilfield,Daqing163453,Heilongjiang，China

Hot dry rock (HDR) is a kind of clean energy with wide distribution and huge resource reserves. At the early stages of HDR development, to predict the hydrothermal production of the site is of great significance. The authors conducted, fracturing simulation,using FRACPRO software based on the geological data of Yingshen-1 well in northern Songliao basin. The geometric features and the conductivity capacity of the resulting hydraulic fractures were imported into a 3-D geological model established with TOUGH2; then the heat transfer process was simulated. The simulation results show that the maximum production rate of the resulting fracture in this area is approximately 8 kg/s. The flow impedance increases from 0.74 MPa/(kg·s) to 2.72 MPa/(kg·s) during 10 years operation. The production temperature dropped 5.5 ℃ after 10 years operation. The calculated average heat production capacity is 2 930 kJ/s. The simulation results indicate that reservoir permeability is enhanced by artificial stimulation, the heat production is stable during the production process. It proves that the stimulation method is reasonable. The methods used to improve the hydrothermal production need further study.

hot dry rock； hydraulic fracturing； hydrothermal coupling； numerical simulation； heat production power;Songliao basin

10.13278/j.cnki.jjuese.201504205.

2014-10-14

國家“863”計劃項目(2012AA052803)；國家自然科學(xué)基金項目(41372239)；高等學(xué)校博士學(xué)科點專項科研基金(20110061110055)；吉林大學(xué)研究生創(chuàng)新基金項目 (2015096)

李正偉(1989--)，男，博士研究生，主要從事巖土多場耦合研究，E-mail:732161985@qq.com

張延軍(1968--)，男，教授，博士生導(dǎo)師,主要從事巖土多場耦合研究，E-mail:zhangyanj@jlu.edu.cn。

10.13278/j.cnki.jjuese.201504205

TK521

A

李正偉，張延軍，郭亮亮，等. 松遼盆地北部干熱巖開發(fā)水熱產(chǎn)出預(yù)測.吉林大學(xué)學(xué)報:地球科學(xué)版,2015,45(4):1189-1197.

Li Zhengwei, Zhang Yanjun, Guo Liangliang,et al.Prediction of Hydrothermal Production from Hot Dry Rock Development in Northern Songliao Basin.Journal of Jilin University:Earth Science Edition,2015,45(4):1189-1197.doi:10.13278/j.cnki.jjuese.201504205.