一种地热井热储修复方法

技术领域

本发明涉及一种地热井热储修复方法，属于水热型地热资源开采技术领域。

背景技术

地热能是来自地球内部的可再生热能，它起源于地球内部的岩浆、以及放射性物质的衰变，这些热量通过地层热传导和构造对流，源源不断的由下部高温岩层向上部低温岩层传递，储量巨大且可再生。近年来，地热资源的开发利用迅速发展，已成为世界各国重点开发的清洁可再生能源之一。

目前所有地热资源开发利用几乎全部通过钻井工程来实现，钻井工程的质量直接影响着资源开采稳定性、持续性和能耗。其主要问题是在钻井过程中钻井液对热储层的损害和污染。在钻井过程中，井筒内悬浮的泥沙及破碎的岩屑在钻具回转离心力和高压(静压和动压)作用下，充填到热储层中并形成较高强度的堵塞物，这些堵塞物会造成热储层损害，严重影响热储地层的进水速度和水量，甚至造成热储层的完全封闭而报废。目前常用的工艺方法是完井后采用潜水泵或空压机进行常规洗井排渣，该方法有一定效果。但是，常规洗井排渣方法的周期长(空压机搬迁及洗井时间合起来大于10天)，排渣效果差，往往不能真实反映出单井的地热资源量(出水量偏小或水位降深过大)，造成地热资源评价和开发利用时热量及资源量计算结果偏差过大。

因此，亟需开发一种具有较好洗井排渣效果的地热井热储修复方法。

发明内容

本发明的目的在于提供一种地热井热储修复方法，可以解决目前的地热井洗井方法存在排渣效果差的问题。

为了实现以上目的，本发明的地热井热储修复方法所采用的技术方案为：

一种地热井热储修复方法，包括以下步骤：

S1，采用液态二氧化碳对地热井进行洗井至地热井井口返出清水；采用液态二氧化碳对地热井进行洗井的方法包括以下步骤：在地热井的井口处于封闭状态下，将液态二氧化碳注入地热井中，焖井后进行放喷排液；

S2，将酸液注入地热井的热储层位置，焖井后进行放喷；

S3，采用液态二氧化碳对地热井进行洗井至地热井井口返出清水；

S4，对地热井的热储层进行水力压裂。

本发明的地热井热储修复方法，首先将液态二氧化碳注入地热井中，液态二氧化碳由液态变为气态，并在井内形成气、水、固混合物，人为形成井喷，在高速井喷过程中一方面将井内固体物和废弃钻井液带出地面，另一方面使井筒内产生负压，将热储层部分堵塞物携带出来。如果第一次放喷井内排出物仍然浑浊，可重复上述操作，直至地热井井口返出清水；然后根据热储层岩性和堵塞充填物的化学性质，选择不同的酸液对热储层进行酸化处理，酸液在高压作用下侵入裂隙中，将黏土类和碳酸盐类充填物破坏和溶解，然后将化学反应产生的气体按规程要求进行放喷；然后再利用液态二氧化碳进行第二次排渣，可以将酸液和热储层堵塞物通过化学反应而产生的大量松散产物或泥浆(井内泥浆类混合物)排出地面；最后对地热井的热储层进行水力压裂以将堵塞物全部清除，并彻底疏通堵塞通道和裂隙，达到热储层修复和增产目的。

本发明的地热井热储修复方法包括四个步骤，四个步骤之间相互衔接、连续作业，可以快速实现井筒内清理、酸化溶解、再清理和热储层裂隙扩展。本发明将现有传统的单一空压机洗井排渣和压裂的修复方法替换为物理、化学综合修复法，具有简便实用、低耗高效、可避免二次伤害、效果显著等特点，与传统的工艺方法相比，地热资源量(单井水量)可平均提高200％以上，并且本发明的方法的修复成本仅为传统方法的1/10，修复率可达98％以上。

优选地，采用液态二氧化碳对地热井进行洗井时，液态二氧化碳的注入位置对应的井内液柱压力为6～8MPa。一般情况下，液态二氧化碳的注入位置为井筒内水深为600～700m处，此深度处井内液柱的压力一般为6～8MPa。

优选地，步骤S1和S3中，采用液态二氧化碳对地热井进行洗井的次数独立地为1次以上。

优选地，每次采用液态二氧化碳对地热井进行洗井时，液态二氧化碳的注入量为600～800L。具体实施时，液态二氧化碳的注入量可以根据井深确定，例如，地热井的深度小于2000m时，液态二氧化碳的注入量为600～680L；地热井的深度为2000～3000m时，液态二氧化碳的注入量为720～800L。

优选地，每次采用液态二氧化碳对地热井进行洗井时，液态二氧化碳的注入时间为10～15min。

本发明中，采用液态二氧化碳对地热井进行洗井时的焖井时间为5～10min。

优选地，所述酸液主要由酸性化合物、水和缓蚀剂组成；所述酸性化合物为HCl、土酸、氟硼酸。

优选地，所述缓蚀剂为醛类缓蚀剂。例如，所述缓蚀剂为甲醛。

优选地，所述酸液的注入量不少于目标井段对应的井筒容积的2倍，目标井段为热储层位置至井底对应的井段。

优选地，所述酸液的注入泵压为2.6～4MPa。

优选地，步骤S2中的焖井时间不少于4h。

优选地，步骤S4中水力压裂的注水排量为10～15L/s。

本发明中，对地热井的热储层进行水力压裂的方法包括以下步骤：将水持续不断注入地热井中，注入时间根据水泵压力表显示的压力变化来确定，当压力表显示的压力突然下降时，即可停泵结束注水，此时热储层堵塞物已经彻底疏通，达到了修复目的。水力压裂时将水持续不断注入，一旦压力突然下降时，修复目的达到。水的注入量和注入排量根据各个井的具体情况确定。

优选地，步骤S1中，液态二氧化碳通过地热钻井所用的钻杆注入；步骤S2中，酸液通过地热钻井所用的钻杆注入；步骤S3中，液态二氧化碳通过地热钻井所用的钻杆注入；步骤S4中，水通过地热钻井所用的钻杆注入。

本发明的地热井热储修复方法采用的修复装置包括钻杆、井口密封装置、放喷管、液态二氧化碳储存装置、液态二氧化碳输送管线、酸液储存装置、酸液输送管线、清水储存装置、清水输送管线和物料输送总管线；井口密封装置用于密封地热井井口，放喷管密封穿设于井口密封装置上，液态二氧化碳储存装置的出口和液态二氧化碳输送管线的进口连通，酸液储存装置的出口和酸液输送管线的进口连通，清水储存装置的出口和清水输送管线的进口连通，液态二氧化碳输送管线的出口、酸液输送管线的出口、清水输送管线的出口均与物料输送总管线连通，物料输送总管线的出口与钻杆连通，物料输送总管线用于将液态二氧化碳、酸液、清水输送入钻杆中。

本发明的地热井热储层修复装置采用现场设备和钻杆组合得到，无需专门的大型空压机及压裂车等设备，具有成本低、操作方便的优点。

为了保证方便操作，所述修复装置还包括泥浆泵，泥浆泵设置于物料输送总管线上，用于将酸液、清水泵送至钻杆中。

附图说明

图1为本发明实施例1的地热井热储修复方法中所用的修复装置示意图；

附图标记如下：1-井口密封装置；2-放喷管；3-液态二氧化碳储罐；4-泥浆泵；5-清水储罐；6-酸液储罐；7-物料输送总管线；8-地下钻杆；9-地面钻杆；10-排渣口阀门；11-二氧化碳压力表；12-二氧化碳控制阀门；13-清水控制阀门；14-酸液控制阀门；15-液体控制阀门；16-井管。

具体实施方式

本发明的地热井热储修复方法为开拓性发明创造。本发明的地热井热储修复方法，首先将液态二氧化碳注入地热井中，液态二氧化碳由液态变为气态，并在井内形成气、水、固混合物，人为形成井喷，在高速井喷过程中一方面将井内固体物和废弃钻井液带出地面，另一方面使井筒内产生负压，将热储层部分堵塞物携带出来。如果第一次放喷井内排出物仍然浑浊，可重复上述操作，直至地热井井口返出清水；然后根据热储层岩性和堵塞充填物的化学性质，选择不同的酸液对热储层进行酸化处理，酸液在高压作用下侵入裂隙中，将黏土类和碳酸盐类充填物破坏和溶解，然后将化学反应产生的气体按规程要求进行放喷；然后再利用液态二氧化碳进行第二次排渣，可以将酸液和热储层堵塞物通过化学反应而产生的大量松散产物或泥浆(井内泥浆类混合物)排出地面；最后对地热井的热储层进行水力压裂以将堵塞物彻底疏通，达到修复和增产目的。

本发明的地热井热储修复方法包括四个步骤，四个步骤之间相互衔接、连续作业，可以快速实现井筒内清理、酸化溶解、再清理和热储层裂隙扩展。本发明将现有传统的单一空压机洗井排渣和压裂的修复方法替换为物理、化学综合修复法，具有简便实用、低耗高效、可避免二次伤害、效果显著等特点，与传统的工艺方法相比，地热资源量(单井水量)平均可提高200％以上，并且本发明的方法的修复成本仅为传统方法的1/10，修复率可达98％以上。

下面结合具体实施例对本发明的技术方案进行进一步说明。

实施例1

本实施例的地热井热储修复方法，采用如图1所示的修复装置进行实施，在对修复方法进行描述前，先对该修复装置进行简单介绍。

该修复装置包括钻杆、井口密封装置1、放喷管2、液态二氧化碳储罐3、液态二氧化碳输送管线、泥浆泵4、清水储罐5、清水输送管线、酸液储罐6、酸液输送管线、物料输送总管线7；钻杆包括地下钻杆8和地面钻杆9；井口密封装置1用于封闭地热井的井口，其位于井管16的顶端；放喷管2有3个，3个放喷管2出口处均安装有排渣口阀门10；液态二氧化碳输送管线的出口与物料输送总管线7连通，液态二氧化碳输送管线上设有二氧化碳压力表11和二氧化碳控制阀门12；清水输送管线的出口与物料输送总管线7连通，清水输送管线上设有清水控制阀门13；物料输送总管线7的进口与酸液输送管线的出口连通，物料输送总管线7上靠近其进口的位置处设置有酸液控制阀门14，物料输送总管线7上还设置有液体控制阀门15；泥浆泵4位于物料输送总管线7上，用于将清水储罐5或酸液储罐6中的液体泵送入地热井中。本实施例中，钻杆的外直径为89mm，井管16的外直径为340mm，放喷管2的外直径为100mm；液态二氧化碳储罐3由若干个二氧化碳瓶组成，每个气瓶中液态二氧化碳的体积为40L，二氧化碳瓶的个数为15个。

本实施例的地热井热储修复方法以地热井A(地热井A的基本参数如下：深度为1800m，热储层岩性为火成岩-安山岩，裂隙较发育，修复前单井水量为9m

(1)将钻杆下入井内深度为600m的位置，此位置处的井内液柱压力为6MPa，该压力适合于液态二氧化碳的注入，然后安装井口密封装置1以使井口处于封闭状态，同时使排渣口阀门10处于关闭状态，并且关闭液体控制阀门15，当15瓶二氧化碳瓶的阀门全部打开后再开启二氧化碳控制阀门12，将液态二氧化碳注入地热井中，焖井5min，然后打开排渣口阀门10进行放喷排液，液态二氧化碳由液态变为气态，并在井内形成气、水、固混合物，人为形成井喷，在高速井喷过程中一方面将井内和井底固体物和废弃钻井液带出地面，另一方面使井筒内产生负压，能够将热储层部分堵塞物携带出来；如果第一次放喷井内排出物仍然浑浊，可重复上述操作，直至地热井井口返出清水；

本实施例中，采用液态二氧化碳对地热井进行1次洗井后，放喷结束时井内排出的液体为清水，说明本次二氧化碳洗井作业已经将井内固体物和废弃钻井液带出地面；本实施例中，15瓶二氧化碳瓶中的液态二氧化碳在15min内全部注入；

(2)步骤(1)结束后，热储层充填物不可能清理干净，此时将井内钻杆下入热储层位置，同时关闭排渣口阀门10、二氧化碳控制阀门12和清水控制阀门13，并且开启液体控制阀门15和酸液控制阀门14；

由于本实施例中的热储层岩性为火成岩，堵塞充填物为泥浆和岩屑，因此，将酸液通过泥浆泵4注入热储层位置，酸液在高压作用下侵入裂隙中，将黏土类充填物破坏和溶解，酸液注入结束后，焖井4h，然后打开排渣口阀门10以将化学反应产生的气体按规程要求进行放喷；

本实施例中，酸液由酸性化合物、水和缓蚀剂组成，酸性化合物为HCl，缓蚀剂为甲醛，酸液中缓蚀剂的质量分数为2％，酸性化合物的质量分数为30％；酸液的注入泵压为2.6MPa，酸液的注入量为1000kg，本实施例中酸液的注入量为目标井段对应的井筒容积的2倍，目标井段为热储层位置至井底对应的井段；

(3)将钻杆下入井内深度为600m的位置，此位置处的井内液柱压力为6MPa，该压力适合于液态二氧化碳的注入，然后安装井口密封装置1以使井口处于封闭状态，同时使排渣口阀门10处于关闭状态，并且关闭液体控制阀门15，当15瓶二氧化碳瓶的阀门全部打开后再开启二氧化碳控制阀门12，将液态二氧化碳注入地热井中，焖井5min，然后打开排渣口阀门10进行放喷排液，液态二氧化碳由液态变为气态，并在井内形成气、水、固混合物，人为形成井喷，在高速井喷过程中一方面将井内和井底固体物和废弃钻井液带出地面，另一方面使井筒内产生负压，能够将热储层部分堵塞物携带出来；如果第一次放喷井内排出物仍然浑浊，可重复上述操作，直至地热井井口返出清水；

本实施例中，采用液态二氧化碳对地热井进行1次洗井后，放喷结束时井内排出的液体为清水，说明本次二氧化碳洗井作业已经将井内固体物和废液带出地面；本实施例中，15瓶二氧化碳瓶中的液态二氧化碳在15min内全部注入；

(4)将排渣口阀门10、二氧化碳控制阀门12和酸液控制阀门14关闭，同时打开清水控制阀门13和液体控制阀门15，将地面清水通过泥浆泵4持续注入井内，持续注水时间依据泥浆泵4压力表压力变化来确定，当压力表压力突然下降时，即可停泵结束注入清水，此时说明热储层堵塞物彻底疏通，达到了修复目的；

本实施例中，清水的注入排量为10L/s，注入时间达到0.3h时，压力表压力由2.6MPa下降至0.2MPa，说明热储层堵塞物彻底疏通，结束水力压裂。

实施例2

本实施例的地热井热储修复方法，采用和实施例1中相同的修复装置进行实施，区别在于，本实施例中的修复装置中的钻杆的外直径为89mm，井管16的外直径为273mm，放喷管2的外直径为100mm。

本实施例的地热井热储修复方法以地热井B(地热井B的基本参数如下：井深为2000m，岩性为变质岩-大理岩，裂隙发育程度低，修复前单井水量6m

(1)将钻杆下入井内深度为800m的位置，此位置处的液柱高度为120m，井内液柱压力为6～8MPa之间，该压力适合于液态二氧化碳的注入，然后安装井口密封装置1以使井口处于封闭状态，同时使排渣口阀门10处于关闭状态，并且关闭液体控制阀门15，当15瓶二氧化碳瓶的阀门全部打开后再开启二氧化碳控制阀门12，将液态二氧化碳注入地热井中，焖井10min，然后打开排渣口阀门10进行放喷排液，液态二氧化碳由液态变为气态，并在井内形成气、水、固混合物，人为形成井喷，在高速井喷过程中一方面将井内和井底固体物和废弃钻井液带出地面，另一方面使井筒内产生负压，能够将热储层部分堵塞物携带出来；如果第一次放喷井内排出物仍然浑浊，可重复上述操作，直至地热井井口返出清水；

本实施例中，采用液态二氧化碳对地热井进行1次洗井后，放喷结束时井内排出的液体为清水，说明本次二氧化碳洗井作业已经将井内固体物和废弃钻井液带出地面；本实施例中，15瓶二氧化碳瓶中的液态二氧化碳在10min内全部注入；

(2)步骤(1)结束后，热储层充填物不可能清理干净，此时将井内钻杆下入热储层位置，同时关闭排渣口阀门10、二氧化碳控制阀门12和清水控制阀门13，并且开启液体控制阀门15和酸液控制阀门14；

由于本实施例中的热储层岩性为大理岩，堵塞充填物为碳酸盐岩屑和黏土泥浆，因此，将酸液通过泥浆泵4注入热储层位置，酸液在高压作用下侵入裂隙中，将黏土类和碳酸盐类充填物破坏和溶解，酸液注入结束后，焖井8h，然后打开排渣口阀门10以将化学反应产生的气体按规程要求进行放喷；

本实施例中，酸液由酸性化合物、水和缓蚀剂组成，酸性化合物为HCl，缓蚀剂为甲醛，酸液中缓蚀剂的质量分数为2％，酸性化合物的质量分数为30％；酸液的注入泵压为3MPa，酸液的注入量为3000kg，本实施例中酸液的注入量为目标井段对应的井筒容积的2倍，目标井段为热储层位置至井底对应的井段；

(3)将钻杆下入井内深度为800m的位置，此位置处的液柱高度为120m，井内液柱压力为6～8MPa之间，该压力适合于液态二氧化碳的注入，然后安装井口密封装置1以使井口处于封闭状态，同时使排渣口阀门10处于关闭状态，并且关闭液体控制阀门15，当15瓶二氧化碳瓶的阀门全部打开后再开启二氧化碳控制阀门12，将液态二氧化碳注入地热井中，焖井10min，然后打开排渣口阀门10进行放喷排液，液态二氧化碳由液态变为气态，并在井内形成气、水、固混合物，人为形成井喷，在高速井喷过程中一方面将井内和井底固体物和废弃钻井液带出地面，另一方面使井筒内产生负压，能够将热储层部分堵塞物携带出来；如果第一次放喷井内排出物仍然浑浊，可重复上述操作，直至地热井井口返出清水；

本实施例中，采用液态二氧化碳对地热井进行1次洗井后，放喷结束时井内排出的液体为清水，说明本次二氧化碳洗井作业已经将井内固体物和废弃钻井液带出地面；本实施例中，15瓶二氧化碳瓶中的液态二氧化碳在10min内全部注入；

(4)将排渣口阀门10、二氧化碳控制阀门12和酸液控制阀门14关闭，同时打开清水控制阀门13和液体控制阀门15，将地面清水通过泥浆泵4持续注入井内，持续注水时间依据泥浆泵4压力表压力变化来确定，当压力表压力突然下降时，即可停泵结束注入清水，此时说明热储层堵塞物彻底疏通，达到了修复目的；

本实施例中，清水的注入排量为15L/s，当压力表压力由3MPa下降至0.6MPa时，说明热储层堵塞物彻底疏通，结束水力压裂。

实施例3

本实施例的地热井热储修复方法，采用和实施例1中相同的修复装置进行实施，区别在于，本实施例中的修复装置中的钻杆的外直径为89mm，井管16的外直径为340mm，放喷管2的外直径为100mm。

本实施例的地热井热储修复方法以地热井C(地热井C的基本参数如下：井深为2000m，岩性为沉积岩-寒武灰岩，裂隙不发育，修复前单井水量4m

(1)将钻杆下入井内液柱压力为6～8MPa之间的位置，该压力适合于液态二氧化碳的注入，然后安装井口密封装置1以使井口处于封闭状态，同时使排渣口阀门10处于关闭状态，并且关闭液体控制阀门15，当15瓶二氧化碳瓶的阀门全部打开后再开启二氧化碳控制阀门12，将液态二氧化碳注入地热井中，焖井7min，然后打开排渣口阀门10进行放喷排液，液态二氧化碳由液态变为气态，并在井内形成气、水、固混合物，人为形成井喷，在高速井喷过程中一方面将井内和井底固体物和废弃钻井液带出地面，另一方面使井筒内产生负压，能够将热储层部分堵塞物携带出来；如果第一次放喷井内排出物仍然浑浊，可重复上述操作，直至地热井井口返出清水；

本实施例中，采用液态二氧化碳对地热井进行1次洗井后，放喷结束时井内排出的液体为清水，说明本次二氧化碳洗井作业已经将井内固体物和废弃钻井液带出地面；本实施例中，15瓶二氧化碳瓶中的液态二氧化碳在15min内全部注入；

(2)步骤(1)结束后，热储层充填物不可能清理干净，此时将井内钻杆下入热储层位置，同时关闭排渣口阀门10、二氧化碳控制阀门12和清水控制阀门13，并且开启液体控制阀门15和酸液控制阀门14；

由于本实施例中的热储层岩性为大理岩，堵塞充填物为碳酸盐岩屑和黏土泥浆，因此，将酸液通过泥浆泵4注入热储层位置，酸液在高压作用下侵入裂隙中，将黏土类和碳酸盐类充填物破坏和溶解，酸液注入结束后，焖井6h，然后打开排渣口阀门10以将化学反应产生的气体按规程要求进行放喷；

本实施例中，酸液由酸性化合物、水和缓蚀剂组成，酸性化合物为HCl，缓蚀剂为甲醛，酸液中缓蚀剂的质量分数为2％，酸性化合物的质量分数为30％；酸液的注入泵压为4MPa，本实施例中酸液的注入量为目标井段对应的井筒容积的2倍，目标井段为热储层位置至井底对应的井段；

(3)将钻杆下入井内液柱压力为6～8MPa之间的位置，该压力适合于液态二氧化碳的注入，然后安装井口密封装置1以使井口处于封闭状态，同时使排渣口阀门10处于关闭状态，并且关闭液体控制阀门15，当15瓶二氧化碳瓶的阀门全部打开后再开启二氧化碳控制阀门12，将液态二氧化碳注入地热井中，焖井7min，然后打开排渣口阀门10进行放喷排液，液态二氧化碳由液态变为气态，并在井内形成气、水、固混合物，人为形成井喷，在高速井喷过程中一方面将井内和井底固体物和废弃钻井液带出地面，另一方面使井筒内产生负压，能够将热储层部分堵塞物携带出来；如果第一次放喷井内排出物仍然浑浊，可重复上述操作，直至地热井井口返出清水；

本实施例中，采用液态二氧化碳对地热井进行1次洗井后，放喷结束时井内排出的液体为清水，说明本次二氧化碳洗井作业已经将井内固体物和废弃钻井液带出地面；本实施例中，15瓶二氧化碳瓶中的液态二氧化碳在15min内全部注入；

(4)将排渣口阀门10、二氧化碳控制阀门12和酸液控制阀门14关闭，同时打开清水控制阀门13和液体控制阀门15，将地面清水通过泥浆泵4持续注入井内，持续注水时间依据泥浆泵4压力表压力变化来确定，当压力表压力突然下降时，即可停泵结束注入清水，此时说明热储层堵塞物彻底疏通，达到了修复目的；

本实施例中，清水的注入排量为10L/s，当压力表压力由9MPa下降至1.8MPa时，说明热储层堵塞物彻底疏通，结束水力压裂。

实施例4

本实施例的地热井热储修复方法，采用和实施例1中相同的修复装置进行实施，区别在于，本实施例中的修复装置中的钻杆的外直径为89mm，井管16的外直径为340mm，放喷管2的外直径为100mm。

本实施例的地热井热储修复方法以地热井D(地热井D的基本参数如下：井深为2200m，岩性为沉积岩-馆陶组砂岩，孔隙较发育，修复前单井水量60m

(1)将钻杆下入井内液柱压力为6～8MPa之间的位置，该压力适合于液态二氧化碳的注入，然后安装井口密封装置1以使井口处于封闭状态，同时使排渣口阀门10处于关闭状态，并且关闭液体控制阀门15，当15瓶二氧化碳瓶的阀门全部打开后再开启二氧化碳控制阀门12，将液态二氧化碳注入地热井中，焖井9min，然后打开排渣口阀门10进行放喷排液，液态二氧化碳由液态变为气态，并在井内形成气、水、固混合物，人为形成井喷，在高速井喷过程中一方面将井内和井底固体物和废弃钻井液带出地面，另一方面使井筒内产生负压，能够将热储层部分堵塞物携带出来；如果第一次放喷井内排出物仍然浑浊，可重复上述操作，直至地热井井口返出清水；

本实施例中，采用液态二氧化碳对地热井进行1次洗井后，放喷结束时井内排出的液体为清水，说明本次二氧化碳洗井作业已经将井内固体物和废弃钻井液带出地面；本实施例中，15瓶二氧化碳瓶中的液态二氧化碳在15min内全部注入；

(2)步骤(1)结束后，热储层充填物不可能清理干净，此时将井内钻杆下入热储层位置，同时关闭排渣口阀门10、二氧化碳控制阀门12和清水控制阀门13，并且开启液体控制阀门15和酸液控制阀门14；

由于本实施例中的热储层岩性为大理岩，堵塞充填物为碳酸盐岩屑和黏土泥浆，因此，将酸液通过泥浆泵4注入热储层位置，酸液在高压作用下侵入裂隙中，将黏土类和碳酸盐类充填物破坏和溶解，酸液注入结束后，焖井6h，然后打开排渣口阀门10以将化学反应产生的气体按规程要求进行放喷；

本实施例中，酸液由酸性化合物、水和缓蚀剂组成，酸性化合物为HCl，缓蚀剂为甲醛，酸液中缓蚀剂的质量分数为2％，酸性化合物的质量分数为30％；酸液的注入泵压为4MPa，本实施例中酸液的注入量为目标井段对应的井筒容积的2倍，目标井段为热储层位置至井底对应的井段；

(3)将钻杆下入井内液柱压力为6～8MPa之间的位置，该压力适合于液态二氧化碳的注入，然后安装井口密封装置1以使井口处于封闭状态，同时使排渣口阀门10处于关闭状态，并且关闭液体控制阀门15，当15瓶二氧化碳瓶的阀门全部打开后再开启二氧化碳控制阀门12，将液态二氧化碳注入地热井中，焖井9min，然后打开排渣口阀门10进行放喷排液，液态二氧化碳由液态变为气态，并在井内形成气、水、固混合物，人为形成井喷，在高速井喷过程中一方面将井内和井底固体物和废弃钻井液带出地面，另一方面使井筒内产生负压，能够将热储层部分堵塞物携带出来；如果第一次放喷井内排出物仍然浑浊，可重复上述操作，直至地热井井口返出清水；

本实施例中，采用液态二氧化碳对地热井进行1次洗井后，放喷结束时井内排出的液体为清水，说明本次二氧化碳洗井作业已经将井内固体物和废弃钻井液带出地面；本实施例中，15瓶二氧化碳瓶中的液态二氧化碳在15min内全部注入；

(4)将排渣口阀门10、二氧化碳控制阀门12和酸液控制阀门14关闭，同时打开清水控制阀门13和液体控制阀门15，将地面清水通过泥浆泵4持续注入井内，持续注水时间依据泥浆泵4压力表压力变化来确定，当压力表压力突然下降时，即可停泵结束注入清水，此时说明热储层堵塞物彻底疏通，达到了修复目的；

本实施例中，清水的注入排量为13L/s，当压力表压力由7.8MPa下降至0.7MPa时，说明热储层堵塞物彻底疏通，结束水力压裂。

对比例1

本对比例的地热井热储修复方法与实施例1的地热井热储修复方法的区别仅在于，本对比例针对地热井E(地热井E为实施例1中的地热井A的邻井，且地热井E与地热井A的参数相似)进行修复，并且在对地热井E进行修复时，省去步骤(1)，且本对比例的步骤(3)中液态二氧化碳的注入量等于实施例1的步骤(1)和步骤(3)中的液态二氧化碳的注入量之和。

对比例2

本对比例的地热井热储修复方法与实施例2的地热井热储修复方法的区别仅在于，本对比例针对地热井F(地热井F为实施例2中的地热井B的邻井，且地热井F与地热井B的参数相似)进行修复，并且在对地热井F进行修复时，省去步骤(3)，且本对比例的步骤(1)中液态二氧化碳的注入量等于实施例2的步骤(1)和步骤(3)中的液态二氧化碳的注入量之和。

实验例

为了评价各实施例的地热井热储修复方法的修复效果，将各实施例的修复方法中各地热井修复前后的单井水量以及各单井的井深、储层岩性列于表1中。

表1各实施例的修复方法中各地热井修复前后的单井水量