宋先知，李嘉成，石 宇，許富強，曾義金

（1.油氣資源與探測國家重點實驗室（中國石油大學（北京）），北京102249；2.中國石油新疆油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆克拉瑪依834000；3.西南交通大學地球科學與環(huán)境工程學院，四川成都611756；4.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京102206）

隨著我國經(jīng)濟快速發(fā)展，對化石能源的需求日益增長，而目前常規(guī)油氣資源存在逐漸枯竭和環(huán)境污染等問題，因而開發(fā)利用清潔可再生能源至關(guān)重要[1-2]。地熱能作為一種重要的清潔可再生能源，具有儲量大、分布廣和能源利用率高等優(yōu)勢，開發(fā)利用潛力巨大[3-4]。開采地熱資源的主要方式是對井地熱系統(tǒng)，但需要注、采2口井，鉆井完井成本較高[5]，并且對井與儲層的接觸面積小，注采能力有限。針對上述問題，Song Xianzhi等人[6-7]提出了利用多分支井開采地熱資源的新思路，即從主井眼上沿一個或多個層位側(cè)鉆若干分支井眼，從而擴大井眼與儲層的接觸面積，改善系統(tǒng)的注入能力與生產(chǎn)能力。相比于對井系統(tǒng)，該方法可實現(xiàn)注采同井，減少鉆井數(shù)量，降低地熱系統(tǒng)建造成本，實現(xiàn)地熱資源經(jīng)濟高效開發(fā)。

多分支井技術(shù)最早用于油氣開發(fā)領(lǐng)域，是一種油氣田老井改造、油藏挖潛和增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的技術(shù)手段[8-11]，目前關(guān)于地熱領(lǐng)域利用多分支井技術(shù)的文獻和報道較少。2008年，立陶宛對一口老地熱注入井進行改造，側(cè)鉆了12個長度約為40m的分支井眼，注入量提高了 14%[12]。Zhang Jie 等人[13-14]采用數(shù)值模擬方法，對比了分支井地熱系統(tǒng)和對井地熱系統(tǒng)的取熱效果，發(fā)現(xiàn)分支井地熱系統(tǒng)的取熱效果優(yōu)于對井地熱系統(tǒng)。石宇等人[15-18]利用數(shù)值模擬方法系統(tǒng)研究了多分支井地熱系統(tǒng)的取熱效果和影響因素，初步驗證了分支井眼具有提高儲層采出程度、增強系統(tǒng)取熱效果的優(yōu)勢。上述研究表明利用分支井開采地熱資源不但可行，而且具有良好的應(yīng)用前景，但總體而言有關(guān)分支井開采地熱資源的研究仍十分欠缺，特別是現(xiàn)有研究以數(shù)值模擬為主，未見關(guān)于多分支井注采能力室內(nèi)實驗研究的文獻和報道。因此，筆者開展了多分支井地熱系統(tǒng)注采規(guī)律實驗研究，評價了其注采性能，分析了關(guān)鍵參數(shù)對注采性能的影響規(guī)律，為采用多分支井系統(tǒng)高效開發(fā)地熱資源提供了理論依據(jù)。

1 地熱多分支井室內(nèi)實驗系統(tǒng)

采用中國石油大學（北京）高壓水射流鉆井與完井實驗室研制的地熱多分支井室內(nèi)實驗系統(tǒng)，開展多分支井地熱系統(tǒng)的流動傳熱實驗。該系統(tǒng)由圍壓釜、高溫高壓流體與控制模塊、井筒模擬模塊和測量采集模塊等4部分組成，實驗流程如圖1所示。

圖1 地熱多分支井室內(nèi)實驗系統(tǒng)實驗流程Fig.1 Flow diagram of multilateral-well enhanced geothermal experimental system

圍壓釜為立方體結(jié)構(gòu)，釜體內(nèi)部人工巖樣尺寸為 400mm×400mm×400mm。釜壁夾層內(nèi)有 36 支電加熱管對釜體內(nèi)巖心進行加熱，加熱溫度可達到300℃。高溫流體通過外循環(huán)管路注入人工巖樣和釜體的間隙，建立圍壓并模擬水熱環(huán)境，最高工作壓力可達20MPa。高溫高壓流體和控制模塊主要由液體高壓泵、蒸汽發(fā)生器、儲水罐、背壓閥、控溫儀和浸入式精密恒溫液浴循環(huán)裝置等組成。模擬井筒模塊主要由垂直井筒、注入與采熱分支井眼組成。其中，垂直井筒為同軸結(jié)構(gòu)，由主井筒和位于主井筒內(nèi)部的保溫管組成，保溫管與主井筒的環(huán)空通過封隔器封隔，取熱介質(zhì)從環(huán)空流進注入分支井眼，采熱后的流體由采熱分支井眼采出，進入保溫管后開采至垂直井筒井口。垂直井筒外徑60mm，內(nèi)徑 48mm，深度 145mm；保溫管外徑 25mm，內(nèi)徑15mm，深度 345mm；注、采分支井眼的垂直間距為200mm，長度 100mm，直徑 6mm。測量采集模塊由測溫導管與探頭、測溫儀表、壓力傳感器和計算機數(shù)據(jù)采集與控制系統(tǒng)組成。

2 人工熱儲模擬實驗

2.1 實驗材料與實驗方法

參照文獻[19-21]中采用水泥漿制作人工巖樣的方法，將抗高溫G級油井水泥、60目優(yōu)質(zhì)干燥河砂和自來水按照一定質(zhì)量比例配制水泥漿，制作人工熱儲。G級油井水泥的密度為3.16g/cm3，比表面積為 607m2/kg。水泥漿的水灰比為 0.55，15～30min的稠度為 29Bc，稠化時間為 78min。

參考標準《油井水泥實驗方法》（GB/T19139—2012），確定人工熱儲的制作步驟：1）設(shè)計河砂與油井水泥的質(zhì)量比分別為 1.0、1.5、2.0、2.5和 2.7；2）制作直徑 110mm、長度 130mm 的試模若干個；3）利用60目曬網(wǎng)篩選河砂；4）按照質(zhì)量比例配制水泥漿，將水泥漿倒入試模中，養(yǎng)護8h后取出水泥石，養(yǎng)護溫度 60℃，養(yǎng)護壓力 20MPa；5）在水泥石上鉆取直徑 25mm、長 50mm 的巖樣。

2.2 人工熱儲原材料配比優(yōu)選

為了得到符合地熱儲層滲流傳熱物性的人工熱儲材料，提高分支井地熱系統(tǒng)流動傳熱實驗的準確性，研究了河砂與油井水泥按不同質(zhì)量比制作人工熱儲的物理性質(zhì)。以西藏羊易地熱田的天然巖心熱物性參數(shù)為標準值[22-23]，通過對比優(yōu)選出熱物性參數(shù)與其最接近時河砂與油井水泥的質(zhì)量比。西藏羊易地熱儲層的主要物性參數(shù)：孔隙度20%，滲透率0.5mD，導熱系數(shù) 2.2W/（m·℃），比熱容 775J/（kg·℃）。

河砂與油井水泥按不同質(zhì)量比制作人工巖心的孔隙度和滲透率如圖2所示。由圖2可知，河砂與油井水泥的質(zhì)量比由1.0增大為2.7時，人工巖心的孔隙度從10.62%增大至21.47%，滲透率從0.15mD升至0.79mD。由此可知，隨著河砂在混料中所占比例增大，人工巖心滲透性逐漸提高。這是因為增大河砂比例，人工巖心中河砂與油井水泥膠結(jié)面積增大，而一般情況下膠結(jié)面處滲透率較大。通過對比發(fā)現(xiàn)，當河砂與油井水泥質(zhì)量比為2.5時，人工巖心的孔隙度和滲透率與羊易地熱田的天然巖心最為接近，分別為20.16%和0.53mD。

圖2 河砂與油井水泥按不同質(zhì)量比制作人工巖心的孔隙度和滲透率Fig.2 Porosity and permeability of artificial cores made of river sand and oil well cement with different mass ratios

河砂與油井水泥按不同質(zhì)量比制作人工巖心的導熱系數(shù)和比熱容如圖3所示。由圖3可知，隨著河砂與油井水泥的質(zhì)量比增大，人工巖心的導熱系數(shù)和比熱容呈先增大后減小的趨勢。這是因為河砂的導熱系數(shù)和比熱容大于油井水泥，隨著河砂比例增大，人工巖心的導熱系數(shù)和比熱容相應(yīng)增大；當質(zhì)量比增加到一定數(shù)值，膠結(jié)面處的物性對人工巖心整體物性的影響增大，由于膠結(jié)面處的導熱系數(shù)和比熱容相對較小，導致人工巖心的導熱系數(shù)和比熱容相應(yīng)減小。河砂與油井水泥的質(zhì)量比分別為2.0和2.5時，人工巖心的導熱系數(shù)分別為1.296和1.233W/（m·℃），接近于地熱儲層的導熱系數(shù)；而質(zhì)量比為 2.5 時，人工巖心的比熱容為 1207J/（kg·℃），最接近地熱儲層的比熱容。

圖3 河砂與油井水泥按不同質(zhì)量比制作人工巖心的導熱系數(shù)和比熱容Fig.3 Thermal conductivity and specific heat capacity of artificial cores made of river sand and oil well cement with different mass ratios

綜上所述，河砂與油井水泥質(zhì)量比為2.5時，人工巖心的物性參數(shù)與西藏羊易地熱儲層最接近，因此多分支井地熱系統(tǒng)的流動傳熱實驗采用河砂與油井水泥質(zhì)量比為2.5的人工巖樣。

3 注采實驗方案與流程

多分支井注采實驗主要研究不同生產(chǎn)參數(shù)和分支井結(jié)構(gòu)參數(shù)對多分支井地熱系統(tǒng)注采能力的影響規(guī)律。開展生產(chǎn)參數(shù)（注入溫度和注入排量）對注入能力的影響規(guī)律實驗時，保持注入排量恒定，測試并記錄注入壓力隨時間的變化，以評價系統(tǒng)的注入能力。具體方案為：1）注入排量恒定為6L/h，注入溫度分別為 25，30，35和 40℃，實驗研究溫度對系統(tǒng)注入能力的影響；2）注入溫度恒定為40℃，注入排量分別為 2，3，4，5 和 6L/h，實驗研究排量對系統(tǒng)注入能力的影響。

開展分支結(jié)構(gòu)參數(shù)對開采能力的影響規(guī)律實驗時，保持圍壓釜循環(huán)排量不變，測試并記錄出口流量隨時間的變化，以此評價系統(tǒng)的開采能力。研究的分支井結(jié)構(gòu)參數(shù)包括分支井眼的數(shù)量、長度和直徑，具體方案為：1）分支井眼的長度和直徑分別為10cm和10mm，研究分支井眼數(shù)量分別為 2，3，4，5 和 6 時的系統(tǒng)生產(chǎn)能力，分析分支井眼數(shù)量對系統(tǒng)生產(chǎn)能力的影響規(guī)律；2）分支井眼數(shù)量為6、直徑為10mm，研究分支井眼長度分別為10，12，14和16cm時的系統(tǒng)生產(chǎn)能力，分析分支井眼長度對系統(tǒng)生產(chǎn)能力的影響規(guī)律；3）分支井眼數(shù)量為6、長度為10cm，研究分支井眼直徑分別為6，8和10mm時的系統(tǒng)生產(chǎn)能力，分析分支井眼直徑對系統(tǒng)生產(chǎn)能力的影響規(guī)律。

多分支井注采實驗流程依次為巖樣制作、設(shè)備組裝、釜體預熱、圍壓建立、流體注入與采出和數(shù)據(jù)采集，下面主要介紹流體注入與采出實驗過程。進行多分支井注入實驗時，按照實驗方案將水箱中的水加熱至預定溫度，通過調(diào)節(jié)注水泵的頻率維持注入流量不變，同時打開圍壓釜出口閥門，使通過多分支井眼注入人工巖樣內(nèi)的流體從圍壓出口閥流出釜體，實現(xiàn)多分支井注入。注入過程中，采集注入壓力，設(shè)定數(shù)據(jù)采集周期為60s；待注入壓力保持穩(wěn)定后，停止測定并保存數(shù)據(jù)。

進行多分支井采出實驗時，啟動注水泵并調(diào)節(jié)其頻率，使圍壓循環(huán)排量保持不變，同時調(diào)節(jié)圍壓釜出口閥，保持圍壓不變；人工熱儲加熱到設(shè)定溫度后，打開多分支井井口閥門，實現(xiàn)多分支井采出。采出過程中，采集多分支井出口流量，設(shè)定數(shù)據(jù)采集周期為60s；待注入壓力保持穩(wěn)定后，停止測定并保存數(shù)據(jù)。單井注采實驗流程和多分支井注采實驗流程相同，只是將多分支井井筒替換為單井開式井筒。

4 多分支井注采性能影響因素分析

4.1 注入溫度

不同注入溫度下系統(tǒng)注入壓力隨時間的變化曲線如圖4所示。由圖4可知，可將不同注入溫度下的注入壓力曲線劃分為遞減區(qū)、過渡區(qū)和穩(wěn)定區(qū)3個階段。不同注入溫度下的遞減區(qū)、過渡區(qū)和穩(wěn)定區(qū)的時間節(jié)點各不相同。從圖4還可以看出，隨著注入溫度升高，系統(tǒng)注入壓力逐漸升高。以生產(chǎn)90min為例，當注入溫度從25℃升至40℃時，多分支井系統(tǒng)的注入壓力升高了1.34MPa。這是因為較低的注入溫度可提高巖石熱應(yīng)力，增加巖石變形，提高熱儲的滲透率，從而降低系統(tǒng)注入壓力，利于取熱介質(zhì)的注入。

圖4 不同注入溫度下注入壓力隨時間的變化曲線Fig.4 Injection pressure variation with time at different injection temperatures

4.2 注入排量

不同生產(chǎn)時間下系統(tǒng)注入壓力隨注入排量的變化曲線如圖5所示。由圖5可知，隨著注入排量增加，系統(tǒng)注入壓力明顯上升；但隨著生產(chǎn)進行，注入排量對注入壓力的影響程度減弱。這是因為在生產(chǎn)初期，較大注入排量下取熱介質(zhì)的流動速度大，其流動阻力也大，因此具有較大的注入壓力。但隨著生產(chǎn)進行，巖樣溫度整體下降，產(chǎn)生的熱應(yīng)力使巖樣發(fā)生形變，導致熱儲的滲透率增大，使注入排量對注入壓力的影響程度減弱。

圖5 不同生產(chǎn)時間下注入壓力隨注入排量的變化曲線Fig.5 Injection pressures variation with injection volume flow under different production time

4.3 分支井眼數(shù)量

不同生產(chǎn)時間下分支井系統(tǒng)注入壓力和出口排量隨分支井眼數(shù)量的變化曲線如圖6所示。由圖6可知，隨著分支井眼數(shù)量增加，注入壓力逐漸降低。生產(chǎn)時間分別為0和90min時，當分支井眼數(shù)量由2增加至6時，系統(tǒng)注入壓力分別降低了4.8和2.9MPa。從圖6還可以看出，隨著分支井眼數(shù)量增多，系統(tǒng)的出口排量也逐漸增大。這是因為隨著分支井眼數(shù)量逐漸增多，分支井井眼和熱儲的接觸面積增大，取熱介質(zhì)在儲層內(nèi)的流動阻力減小。由此可知，較多的分支井眼有利于提高系統(tǒng)的注入和采出能力。

圖6 不同生產(chǎn)時間下分支井系統(tǒng)注采性能隨分支井眼數(shù)量的變化曲線Fig.6 Injection-production performance variation with lateral-well number under different production time

4.4 分支井眼長度

不同生產(chǎn)時間下分支井系統(tǒng)注入壓力和出口排量隨分支井眼長度的變化曲線如圖7所示。由圖7可知，隨著分支井眼增長，注入壓力逐漸降低；在分支井眼長度較短時，分支井眼長度對注入壓力的影響程度更明顯。從圖7還可以看出，隨著分支井眼長度增大，出口排量也逐漸增大；但隨著生產(chǎn)進行，出口排量增大幅度逐漸減小。這是因為隨著分支井長度增大，分支井眼和熱儲接觸面積也增大，使流體在儲層內(nèi)流動阻力減小。因此增大分支井眼長度，有利于取熱介質(zhì)的注入和采出。

4.5 分支井眼直徑

不同生產(chǎn)時間下分支井系統(tǒng)注入壓力和出口排量隨分支井眼直徑的變化曲線如圖8所示。由圖8可知，隨著分支井眼直徑增大，系統(tǒng)注入壓力小幅降低，出口排量小幅增大。以生產(chǎn)90min為例，當分支井眼直徑由6mm增大至10mm時，注入壓力僅降低 0.22MPa，出口排量增加 0.22L/h。綜上所述，增大分支井眼直徑，有利于多分支井系統(tǒng)的注入和采出，但與分支井眼數(shù)量和長度對系統(tǒng)注采性能的影響相比，分支井眼直徑的影響可忽略不計。

圖7 不同生產(chǎn)時間下分支井系統(tǒng)注采性能隨分支井長度的變化曲線Fig.7 Injection-production performance variation with lateral-well lengths under different production time

5 分支井與直井注采能力對比

根據(jù)上述分支井結(jié)構(gòu)參數(shù)對系統(tǒng)注采性能影響規(guī)律的實驗結(jié)果，選取注采性能最優(yōu)的分支井結(jié)構(gòu)參數(shù)，與單井開式系統(tǒng)進行注采能力對比實驗。實驗中采用的多分支井和單井開式系統(tǒng)如圖9所示。多分支井地熱系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)參數(shù)：分支井眼數(shù)量為6，分支井眼直徑為10mm，分支井眼長度為16cm；單井開式系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)參數(shù)：井筒底部開口數(shù)量為6，開口直徑為10mm。

圖8 不同生產(chǎn)時間下分支井系統(tǒng)注采性能隨分支井眼直徑的變化曲線Fig.8 Injection-production performance variation with lateralwell diameters under different production time

圖9 采出實驗多分支井和單井示意Fig.9 Recovery experiments on a multilateral well and a single well

多分支井系統(tǒng)和單井開式系統(tǒng)注入壓力和出口排量隨時間的變化關(guān)系如圖10所示。由圖10可知，隨著生產(chǎn)進行，多分支井系統(tǒng)和單井開式系統(tǒng)的注入壓力都逐漸降低。生產(chǎn)過程中，多分支井地熱系統(tǒng)的注入壓力始終低于單井開式系統(tǒng)，出口排量始終高于單井開式系統(tǒng)。生產(chǎn)90min時，多分支井系統(tǒng)的注入壓力比單井開式系統(tǒng)低5.6MPa，出口排量比單井開式系統(tǒng)高3.82L/h。這是因為相較于單井開式系統(tǒng)，多分支井井筒能夠深入儲層內(nèi)部，水平截面上與儲層的接觸面積更大，可明顯降低取熱介質(zhì)在儲層內(nèi)的流動阻力。以上研究表明，與單井開式結(jié)構(gòu)相比，多分支井能夠明顯提高地熱系統(tǒng)的注入和采出能力。

圖10 多分支井和單井開式系統(tǒng)注入壓力和井口排量隨時間的變化曲線Fig.10 Injection pressure and outlet flow rate variation of multilateral-well and single-well open-loop geothermal system with time

6 結(jié)論與建議

1）測試河砂與油井水泥按不同質(zhì)量比制作巖心的物理性質(zhì)，發(fā)現(xiàn)當質(zhì)量比為2.5時，人工熱儲的物性與西藏羊易地熱儲層的物性最接近。

2）隨著注入溫度和注入排量降低，多分支井系統(tǒng)注入壓力降低；隨著分支井眼數(shù)量和長度增加，多分支井系統(tǒng)注入壓力降低，出口排量增大；分支井眼直徑對系統(tǒng)注采性能的影響可忽略不計。注入溫度較低、分支井眼較多和分支井眼較長，均有利于提高系統(tǒng)的注采能力。

3）與單井開式系統(tǒng)相比，多分支井地熱系統(tǒng)具有更低的注入壓力和更高的出口排量，因此注采能力更佳，更適用于地熱資源的開采與回注。

4）實驗未采用天然巖樣，未考慮裂縫網(wǎng)絡(luò)對實驗結(jié)果的影響，實驗結(jié)果未與數(shù)值計算結(jié)果進行對比，存在一定局限性。為了提高實驗結(jié)果的準確性，系統(tǒng)評價分析多分支井的注采性能和取熱效果，需在今后的研究中重點考慮上述問題。