0 引言
地热能是传统化石能源的替代资源[1]，增强型地热系统（EGS）有望拓展地热能利用范围，可开发利用更深层、温度更高的地下储层[2-3]。热短路是运用增强型地热系统进行地热能开发中的一个关键问题，通常发生在人工或诱导裂缝直接沟通注采井时，此时低温注入流体沿着高渗透裂缝或直流通道快速流向开采井，绕过储层中尚未波及、热量较高的区域，从而降低热能开采效率[4-7]。案例研究和现场观察均证明了热短路问题的严重性。在日本的Hijiori项目中，由于注入井和开采井之间存在优势流动通道，生产温度在1年内从260 ℃急剧下降到140 ℃[8]。在英国的Rosemanowes项目中，其中1条裂缝中的流量占总流体流量的50%，导致热开采不均匀，储层开发效果下降[9]。Gee等[4]进一步研究表明，多裂缝增强型地热系统在12~24个月内可能形成热短路，随着时间推移，热能产量逐渐降低。从短期来看，热短路导致大量热能和潜在经济效益损失。从长期来看，热短路加速热能产量的衰减，导致注入压力升高、作业成本增加，影响储层的持续开发和产能。这些问题严重影响了增强型地热系统技术的广泛应用。因此，许多学者研究并提出了一些策略和技术，以封堵高渗透裂缝，改进储层波及效率，提高热交换效果。Chen等[10]提出通过优化井位和井距、减少注入井和开采井之间直流通道的方法，这种方法在早期规划阶段有效，但不能解决现有储层内的流体动力学问题。Zhang等[11]使用温度响应型支撑剂或溶解敏感材料调节裂缝渗透率、控制热短路，但只开展了数值模拟研究，其可行性还需要通过室内实验和现场测试来验证。在这些新解决方案中，高温预交联凝胶颗粒（High-Temperature Preformed Particle Gels，HT-PPG）受到广泛关注[12-15]，HT-PPG在高温下能够保持稳定，抗温200 ℃超过6个月，在地热能开发和增强型地热系统应用中具有巨大潜力。
目前针对凝胶颗粒的研究主要侧重于具有一定基质渗透率的沉积地层（如砂岩、石灰岩）[16-20]，这些研究强调，需要针对特定的岩石类型和条件调整凝胶颗粒体系，因为基质和裂缝特征都会影响凝胶颗粒体系的封堵效率。增强型地热系统的主要应用对象为火成岩地层，其中花岗岩是关键的储集岩类型[21-22]，然而凝胶颗粒在花岗岩储层中的应用鲜有报道。从地热能开采方面来看，花岗岩储层既存在优势，也面临挑战。这类储层热导率高、保温性好，适合作为地热储层，但是其基质渗透率低，必须依靠裂缝网络才能实现有效的流体流动。在高温条件下，不同矿物膨胀形成热应力，使花岗岩发生显著的物理力学变化，导致形成裂缝且机械强度降低[23]。研究表明，温度超过600 ℃时花岗岩将出现明显的质量损失、孔隙度增加和密度降低[24-26]。镜下观察显示形成了晶间断裂和穿晶断裂，特别是在石英和长石之间[27-28]。这些热效应导致花岗岩关键力学性质（抗压强度、弹性模量和断裂韧性）下降，尤其是温度超过400 ℃时[29-30]，进而影响储层的稳定性，使增强型地热系统的流动控制变得更加复杂。
因此，本文通过开展裂缝性花岗岩岩心驱替实验，评估HT-PPG能否成功封堵可能导致早期热突破的大裂缝，分析HT-PPG的输送和封堵性能，以期提高热交换效率、减少热短路问题。
1 实验材料和方法
1.1 实验材料
1.1.1 HT-PPG
根据地热应用条件，本文对Salunkhe等[31]采用的凝胶体系进行了调整优化，提高其耐温性，形成了一种改进型HT-PPG。该HT-PPG由特定单体和交联剂的水相自由基聚合反应合成，形成块状凝胶[32]。其中的单体为苯乙烯磺酸钠（NaSS）和N,N-二甲基丙烯酰胺（DMA），交联剂为二乙烯基苯（DVB），并采用偶氮二异丁咪唑啉盐酸盐（VA-044）作为引发剂。合成之后，对HT-PPG进行工艺处理，包括干燥和粉碎，以满足目标应用的粒度要求。粉碎后的凝胶颗粒使用ASTM E11[33]筛网进行筛分，将其分为3个不同尺寸范围：18~35目（0.500~1.000 mm）、35~60目（0.250~0.500 mm）和60~120目（0.125~0.250 mm）。图1所示为本文使用的干燥和膨胀后的HT-PPG样品。
1.1.2 盐水
为了开展岩心驱替实验，需要用盐水使HT-PPG达到特定膨胀倍数后再注入实验岩心，封堵模拟裂缝。本文制备了KCl质量分数2%的盐水，这是业内常用的HT-PPG膨胀盐水类型，盐水特定组成根据HT-PPG在相应实验条件下预期达到的膨胀性能而选定[31]。这种盐水还有助于确保实验程序的一致性和可重复性。浸入2% KCl盐水中后，不同粒径的HT-PPG将在10~30 min内发生膨胀。粒径较小的凝胶颗粒比粒径较大的凝胶颗粒更快实现完全水合，表明凝胶颗粒的膨胀特征受其粒径控制。
1.1.3 裂缝性花岗岩岩心
为验证实验成果的工程适用性，制作了裂缝性花岗岩岩心模型（见图2），以评估 HT-PPG 在真实地热储层条件下的性能和可转化潜力。岩心样品取自美国密苏里州法明顿中央采石场（Central Quarry）的密苏里红色花岗岩露头，抗压强度约185 MPa，密度约2 607 kg/m3，其物性与地热储层深度（3~4 km）的花岗岩地层（温度150~250 ℃，压力15~25 MPa）相当。使用锯片将直径为50.8 mm（2 in）、平均长度为110.0 mm（4.3 in）的红色花岗岩岩心沿纵向切成对称的两半。为了模拟不同的裂缝渗透率，在岩心截面上粘贴不锈钢条，再将岩心的两半重新组装在一起，并形成不同的裂缝宽度：0.50，0.77，1.00 mm。
$K_{\mathrm{f}}=\frac{b^{2}}{12}$
$K_{\mathrm{a}}=\frac{Q \mu L}{\Delta p A_{\mathrm{f}}}$
1.2 实验方法
1.2.1 X射线衍射分析
通过X射线衍射分析，确定岩心样品的矿物组成。使用Panalytical X'Pert Pro粉末衍射仪对粉末样品进行扫描，扫描范围（2θ）为5°~90°。将得到的衍射图谱与标准参考图谱进行比对，确认关键晶相及其相对含量。
1.2.2 显微镜观察
使用配备低倍和高倍镜头的Hirox KH-8700数字光学显微镜评估裂缝性岩心模型表面粗糙度。样品制备过程中使用切割刀片，所有岩心具有类似的光滑表面，选择1个有代表性的岩心模型进行分析。使用高倍镜头（1 000×）观察15个点（见图3），捕捉细小尺度的表面不规则性。再使用低倍镜头（100×）观察其中3个点，以更全面地观察表面形貌。低倍镜头提供总体表面特征，而高倍镜头则能够详细观察微观结构的变化，这种多尺度成像方法有助于全面评估样品的表面结构和粗糙度。
1.2.3 流变性测试
使用HAAKETM III流变仪测试膨胀后HT-PPG的储能模量。储能模量是振荡变形下凝胶颗粒的弹性或能量储存特征的量度。采用Plate P35 Ti L平行板几何结构进行应变扫描测试（间隙1 mm，频率1 Hz，持续5 min），直到获得线性黏弹性区域，表明此时HT-PPG的强度保持恒定。
流变性测试使用的HT-PPG粒径为0.250~0.500 mm。为了评估膨胀倍数对凝胶强度的影响，分别按照膨胀倍数10，18，30制备膨胀状态的HT-PPG样品。首先向烧杯中加入一定体积的2% KCl盐水，然后逐步加入干燥的HT-PPG。在此过程中，使用磁力搅拌器进行搅拌，确保均匀混合。
1.2.4 岩心驱替实验
本文通过岩心驱替实验分析3个关键参数（粒径、膨胀倍数和裂缝宽度）对HT-PPG封堵性能的影响，实验设计方案如表1所示。实验1—3主要研究HT-PPG粒径对注入压力、突破压力和残余阻力系数的影响。粒径范围反映了HT-PPG既能通过裂缝又不会发生严重滤失的真实尺寸。注入压力表示凝胶颗粒有效挤注所需的压力。突破压力指盐水突破凝胶屏障时的最大压力。残余阻力系数是衡量凝胶封堵效率的一个指标，即盐水突破前渗透率与突破后渗透率的比值。要实现理想的封堵效果，通常需要低注入压力、高突破压力和高残余阻力系数。实验4—6评估膨胀倍数的影响，以确定实现短期封堵和持续封堵的最佳膨胀倍数。膨胀倍数控制凝胶颗粒的膨胀和运移特性，实验中选用的膨胀倍数能够反映凝胶颗粒在高矿化度、高温地热盐水中的性能特征。实验7—9分析裂缝宽度的影响，以明确裂缝几何形状对凝胶颗粒充填和封堵效率的影响。实验中设置的裂缝宽度为0.5~1.0 mm，模拟花岗岩储层中的热诱导裂缝。
表1 岩心驱替实验设计方案 |
| 实验编号 | 粒径/mm | 膨胀倍数 | 裂缝宽度/mm |
|---|---|---|---|
| 1 | 0.500~1.000 | 10 | 0.77 |
| 2 | 0.250~0.500 | ||
| 3 | 0.125~0.250 | ||
| 4 | 0.250~0.500 | 10 | 0.50 |
| 5 | 18 | ||
| 6 | 30 | ||
| 7 | 0.500~1.000 | 10 | 0.50 |
| 8 | 0.77 | ||
| 9 | 1.00 |
岩心驱替实验装置如图4所示，主要由ISCO泵、2个储物器（分别用于储存盐水和HT-PPG）、哈斯勒型岩心夹持器和压力传感器等组成。压力传感器与安装数据采集软件的电脑连接，将安培读数/信号转换为相应的压力值，在实验过程中实现准确的数据采集。
实验步骤如下：①将岩心模型固定在岩心夹持器上，施加围压，模拟地下条件。②用2% KCl盐水饱和岩心，直到从岩心夹持器的出口收集到盐水。③将保存在储物器中的膨胀状态HT-PPG注入实验系统，以封堵裂缝，注入速率保持恒定，为1.0 mL/min，直到通过数据采集软件监测到稳定的注入压力。④HT-PPG充填完成后，将岩心模型在100 ℃的烘箱中老化24 h，再开展后续水驱。⑤为确保后续测试的完整性，彻底冲洗岩心夹持器的入口和出口，清除可能使盐水突破测试结果出现偏差的残留凝胶颗粒。
后续水驱目的是确定凝胶在不同压力下的耐冲刷能力，重点是识别凝胶封堵能力降低（导致形成通道）的压力上限。在0.10 mL/min注入速率下，将盐水注入测试系统，测试突破压力。突破压力测试完成之后，监测盐水驱替凝胶后的压力响应，确定残余阻力系数。采用不同盐水注入速率（0.10，0.25，0.50，1.00 mL/min）进行3~6轮监测，直到获得连续稳定的压力读数。根据裂缝长度，对注入压力、突破压力和后续水驱后压力值进行处理，得到压力梯度。
1.2.5 凝胶失水率评估
研究膨胀状态HT-PPG通过实验系统输送以及在裂缝挤注过程中的盐水损失具有重要意义，可以解释凝胶挤注或注入过程中观察到的一些特征和规律。通过对比出口处凝胶膨胀倍数与注入时膨胀倍数，即可计算凝胶在岩心中的失水量。从岩心夹持器出口收集代表性凝胶样品，并在烘箱中干燥，直到达到恒定的干质量，然后反算注入端的凝胶质量，进而可计算出口处凝胶的膨胀倍数，再使用（3）式计算凝胶失水率。由于实验限制，只能选用少量凝胶样品用于评估凝胶失水率。
$D=\frac{R_{\mathrm{i}}-R_{\mathrm{e}}}{R_{\mathrm{i}}} \times 100 \%$
2 实验结果
2.1 X射线衍射分析结果
花岗岩岩心样品的矿物组成如图5所示，包含42%石英、31%钠长石、21%微斜长石和6%斜绿泥石。石英在2θ值为21°和27°处显示明显衍射峰，而钠长石和微斜长石也显示与其晶体结构对应的清晰反射。微量斜绿泥石的存在显示花岗岩岩心样品的矿物具有多样性。
2.2 显微镜观察结果
2.3 流变性测试结果
对于粒径0.250~0.500 mm的HT-PPG，膨胀倍数为10，18，30时，测得的储能模量分别为1 759.49，828.01，507.45 Pa。可以看出，储能模量与膨胀倍数之间呈负相关。
2.4 岩心驱替实验结果
为了研究粒径、膨胀倍数、裂缝宽度对HT-PPG注入压力和盐水突破压力的影响，开展了一系列实验。此外，通过计算残余阻力系数，对HT-PPG在花岗岩岩心中的封堵能力进行了定量评价。
2.4.1 粒径的影响
图7揭示了HT-PPG注入过程的两个主要阶段：①压力恢复阶段，HT-PPG需要克服一定阈值压力，才能进入裂缝；②稳态阶段，HT-PPG稳定充填。实验中，将膨胀倍数为10的膨胀状态HT-PPG注入宽度0.77 mm的裂缝中，注入速率为1.0 mL/min，对于粒径分别为0.500~1.000，0.250~0.500，0.125~0.250 mm的HT-PPG，稳定注入压力梯度分别为3.966，3.332，2.747 MPa/m。结果表明，随着粒径减小，稳定注入压力梯度逐渐降低。
在裂缝宽度0.77 mm、膨胀倍数10、盐水注入速率0.1 mL/min的条件下，对于粒径分别为0.500~1.000 mm、0.250~0.500 mm和0.125~0.250 mm的HT-PPG，测得的盐水突破压力梯度分别为1.637，0.587，0.462 MPa/m。实验结果清晰地显示，随着HT-PPG 粒径的减小，其突破压力显著降低。
由图8可知，在裂缝宽度0.77 mm、膨胀倍数10的条件下，若使用粒径较大（0.500~1.000 mm）的HT-PPG，盐水注入速率为0.10 mL/min和1.0 mL/min时的残余阻力系数分别为4.58×106和7.77×105；若使用粒径较小（0.125~0.250 mm）的HT-PPG，盐水注入速率为0.10 mL/min和1.0 mL/min时的残余阻力系数分别为1.84×105和1.84×104。较大颗粒即使在盐水突破后也不容易被注入流体驱替，因此产生的残余阻力系数更高，从而使裂缝导流能力降低幅度更大，表现出更好的裂缝封堵效果。
2.4.2 膨胀倍数的影响
图9显示了膨胀倍数对膨胀状态HT-PPG注入压力的影响，可见随着膨胀倍数的降低，稳定注入压力梯度增加。在粒径0.250~0.500 mm、裂缝宽度0.50 mm、HT-PPG注入速率1.0 mL/min的条件下，膨胀倍数为10，18，30时，稳定注入压力梯度分别为4.339，1.314，0.656 MPa/m。
在粒径0.250~0.500 mm、裂缝宽度0.50 mm、盐水注入速率0.1 mL/min的条件下，膨胀倍数为10，18，30时，测得的盐水突破压力梯度分别为2.186，1.245，0.941 MPa/m。可以看出，膨胀倍数较低的HT-PPG样品具有较高的突破压力梯度。
图10显示了粒径0.250~0.500 mm、裂缝宽度0.50 mm时不同膨胀倍数下的残余阻力系数。较低膨胀倍数（10）条件下，盐水注入速率为0.10 mL/min和1.0 mL/min时的残余阻力系数分别为2.04×105和6.63× 104；较高膨胀倍数（30）条件下，盐水注入速率为0.10 mL/min和1.0 mL/min时的残余阻力系数分别为6.04× 104和9.60×103。可以看出，膨胀倍数较低的HT-PPG样品封堵效果更好。
2.4.3 裂缝宽度的影响
为了研究裂缝宽度对HT-PPG封堵效率的影响，设计了不同的裂缝宽度（0.50，0.77，1.00 mm），同时保持膨胀倍数和粒径不变（分别为10和0.50~1.00 mm）。由图11可知，在粒径0.500~1.000 mm、膨胀倍数10、HT-PPG注入速率1.0 mL/min的条件下，裂缝宽度为0.50，0.77，1.00 mm时，稳定注入压力梯度分别为4.652，3.968，2.785 MPa/m，表明稳定注入压力梯度随裂缝宽度的增加而降低。
在粒径0.500~1.000 mm、膨胀倍数10、盐水注入速率0.1 mL/min的条件下，裂缝宽度为0.50，0.77，1.00 mm时，测得的盐水突破压力梯度分别为4.237，1.637，0.728 MPa/m。可以看出，随着裂缝宽度的增加，突破压力逐渐降低。
图12显示了粒径0.500~1.000 mm、膨胀倍数10时不同裂缝宽度下的残余阻力系数。较高的裂缝宽度（1.00 mm）条件下，盐水注入速率为0.10 mL/min和1.0 mL/min时的残余阻力系数依然分别高达2.20×106和8.69×105，显示出HT-PPG样品在大裂缝中显著的封堵效果。
2.4.4 凝胶失水率
选取有代表性的几组实验，评估HT-PPG在输送过程中散失的盐水量。结果显示，在裂缝性花岗岩岩心模型输送过程中凝胶失水率为4.71%~11.36%（见表2）。
表2 HT-PPG失水率 |
| 实验编号 | 粒径/mm | 膨胀倍数 | 裂缝宽度/mm | 凝胶失水率/% |
|---|---|---|---|---|
| 1 | 1.000~0.500 | 10 | 0.77 | 10.31 |
| 2 | 0.500~0.250 | 10 | 0.77 | 5.18 |
| 4 | 0.500~0.250 | 10 | 0.50 | 11.36 |
| 8 | 1.000~0.500 | 10 | 0.77 | 10.33 |
| 9 | 1.000~0.500 | 10 | 1.00 | 4.71 |
3 讨论
不同HT-PPG粒径下的实验数据显示，粒径与注入压力之间存在正相关关系，证明较大的颗粒需要较高的压力才能成功注入裂缝。这是因为颗粒需要更大的变形和失水程度才能在裂缝中运移，因此粒径与裂缝宽度的适配性影响凝胶充填效率。当颗粒较小时，注入压力和残余阻力系数均较低，但其在狭窄裂缝部位仍表现出较好的封堵效果。Zhou等[38]研究指出，粒径过大且强度过高的凝胶颗粒可能会导致永久堵塞和对储层的不可逆伤害，而粒径过小且强度过低的凝胶颗粒难以增加流动阻力和抑制水窜。这些结果说明，应当根据裂缝宽度精细选择凝胶颗粒粒径，达到理想封堵效率。随着先进的裂缝形态检测及评价手段的出现，可以针对不同的储层条件选择合理颗粒粒径，从而实现更高效的调控效果。
凝胶失水是其输送过程中的一种常见现象，会影响凝胶的性能。膨胀的HT-PPG在裂缝中运移时会失去部分水分，这会导致导致聚合物浓度增加、注入压力升高[40]。本文通过实验1与9、实验2与8的对比证实，裂缝宽度较小且颗粒粒径较大时，失水现象更显著。随着失水率的升高，凝胶在裂缝内的浓度增加，所需注入压力亦随之提高，这个现象在将大粒径颗粒注入狭窄裂缝时更加明显。但是，失水率高的凝胶通常可以提供较高残余阻力系数从而有效封堵裂缝。但是如果失水过度，凝胶很难向深部储层运移。此外，严重失水可能会导致凝胶机械性降解，导致在低注入速率下残余阻力系数降低[41-42]。因此，注入凝胶的设计应在输送能力与封堵效率之间实现最优平衡，以兼顾裂缝尺度差异和储层非均质性，这对于提高注入效率和维持长期裂缝封堵效果至关重要。
值得注意的是，粒径为0.500~1.000 mm、膨胀倍数为10的HT-PPG在裂缝宽度为0.77 mm的岩心模型中具有比在裂缝宽度为0.5 mm岩心模型中更好的突破后性能（见图12），这可能是因为盐水突破后裂缝中仍存在部分凝胶，而在较小裂缝中，高突破压力可能导致凝胶被挤出裂缝从而降低封堵效果。
本文花岗岩岩心实验与以往研究中砂岩岩心实验[43]得到的HT-PPG性能存在明显差异。花岗岩岩心实验的注入压力、突破压力和残余阻力系数明显低于砂岩岩心实验，这可能与花岗岩基质渗透率不足、裂缝表面更光滑以及凝胶滞留量不足有关。可以推断，砂岩岩心表面更粗糙以及注入过程中形成凝胶滤饼是导致更高注入压力、更好封堵效果和更高突破压力的原因。这些发现表明，有必要对适用于花岗岩储层的凝胶进行优化，以实现更高的突破压力和流体流动阻力。
图13清晰显示了岩心驱替实验后续水驱结束后裂缝中的凝胶充填情况，可为评估HT-PPG充填、分布和驱替情况提供依据。实际凝胶为白色，为便于在岩心表面观察凝胶，图中将图像转换为灰度以提高对比度。水驱实验后，在花岗岩人造裂缝表面清晰观察到凝胶残留，结果表明 HT-PPG 能与花岗岩表面发生吸附作用。
表3列出了每组岩心驱替实验在盐水注入速度为0.1 mL/min时的水驱后渗透率。可以看出，HT-PPG能够将裂缝渗透率大幅降低至（0.011~0.319）×10-3 μm2，是解决地热储层热短路问题的潜在手段。为了使其发挥最佳效果，需针对不同裂缝形态合理调整其膨胀倍数、粒径和注入参数。
表3 水驱后渗透率变化 |
| 实验 编号 | 粒径/mm | 膨胀 倍数 | 裂缝宽度/ mm | 原裂缝渗透率/ 10-3 μm2 | 水驱后渗透率/ 10-3 μm2 |
|---|---|---|---|---|---|
| 1 | 0.500~1.000 | 10 | 0.77 | 49 408.33 | 0.011 |
| 2 | 0.250~0.500 | 10 | 0.77 | 49 408.33 | 0.197 |
| 3 | 0.125~0.250 | 10 | 0.77 | 49 408.33 | 0.264 |
| 4 | 0.250~0.500 | 10 | 0.50 | 20 833.33 | 0.100 |
| 5 | 0.250~0.500 | 18 | 0.50 | 20 833.33 | 0.165 |
| 6 | 0.250~0.500 | 30 | 0.50 | 20 833.33 | 0.319 |
| 7 | 0.500~1.000 | 10 | 0.50 | 20 833.33 | 0.071 |
| 8 | 0.500~1.000 | 10 | 0.77 | 49 408.33 | 0.011 |
| 9 | 0.500~1.000 | 10 | 1.00 | 83 333.33 | 0.037 |
一些实验结果显示，HT-PPG在花岗岩地层中的突破压力较低。为解决这一问题，必须对凝胶颗粒体系进行优化。改善岩石表面黏附力可以提高突破压力。实验岩心样品的表面相对光滑，可能会限制凝胶的黏附。在现场应用中，裂缝表面通常比较粗糙，凝胶滞留和封堵性能会提升。地层水组成和温度对凝胶性能的影响需要进一步研究，这些因素明显影响凝胶的膨胀程度、流变性和结构稳定性。对不同组成的盐水进行实验评估，将有助于更全面认识实际地热条件下凝胶的特征。
本文通过岩心驱替实验得到了相关认识，但室内实验结论在应用于实际储层条件时存在一定局限性，尤其是在捕捉储层动态特征方面。此外，实验中仅使用2% KCl盐水，无法反映地热流体与凝胶之间相互作用的复杂性。未来研究应通过岩心驱替实验，在地热储层超高温、高压条件下，考察HT-PPG的长期稳定性。此外，应使用经粗糙化的裂缝以更符合地下实际条件。扩展实验条件，将储层盐水化学性质、多相流体相互作用和作业参数变化（如注入速率和温度的波动）等因素纳入研究范围，有助于更全面认识HT-PPG的性能。
在进行现场应用前，建议开展大规模现场试验和数值模拟研究。现场试验可以验证室内实验结果，并进一步评估HT-PPG在复杂裂缝网络和动态储层环境中的适用性。数值模拟结合分布式温度传感等先进监测技术，可以完善部署策略，并辅助检测持续短路的路径，实现凝胶颗粒的成功挤注。
4 结论
HT-PPG能够有效解决增强型地热系统储层中的热短路问题。裂缝性花岗岩岩心中，HT-PPG的注入压力梯度随粒径增加而升高，而膨胀倍数和裂缝宽度均与注入压力梯度呈负相关关系。注入压力梯度最低可达0.656 MPa/m。
盐水突破压力梯度随着粒径的减小而降低，但随着膨胀倍数和裂缝宽度的减小而显著增加。实验中观察到的最高突破压力梯度为4.237 MPa/m。
从裂缝导流能力降低幅度方面来看，HT-PPG表现出优越的封堵效果，可将裂缝渗透率大幅降低至（0.011~0.319）×10-3 μm2。
从失水现象来看，在HT-PPG进入裂缝的过程中，失水率大致在4.71%~11.36%。失水率较高时，要求的注入压力较高，并且凝胶充填效率受到影响。
研究结果表明，HT-PPG能够部分或完全封堵裂缝，防止早期热突破，从而有效解决增强型地热储层中的热短路问题，提高地热能开采效率和开采可持续性。
符号注释：
Af——裂缝面积，m2；b——裂缝宽度，m；D——失水率，%；Ka——盐水突破后的裂缝渗透率，m2；Kf——裂缝渗透率，m2；L——流体流动方向上的裂缝长度，m；Ri——膨胀后的凝胶通过管道输送进入裂缝之前的膨胀倍数，无因次；Re——岩心夹持器出口流出凝胶的膨胀倍数，无因次；Q——流量，m3/s；Δp——岩心两端压差，Pa；µ——盐水黏度，Pa·s；θ——衍射角，（°）。