含水層儲氣庫建設與余熱發電結合的可行性分析
——以冀中坳陷D5區塊為例

辛守良　劉團輝　畢揚揚　豆惠萍　辛 驁劉潔凡　張 晶　王 藝　周帥奇

1.中國石油華北油田公司勘探開發研究院　2.中國石油大學（華東）地球科學與技術學院

含水層儲氣庫建設與余熱發電結合的可行性分析
——以冀中坳陷D5區塊為例

辛守良1劉團輝1畢揚揚1豆惠萍1辛 驁2劉潔凡1張 晶1王 藝1周帥奇1

1.中國石油華北油田公司勘探開發研究院2.中國石油大學（華東）地球科學與技術學院

辛守良等. 含水層儲氣庫建設與余熱發電結合的可行性分析——以冀中坳陷D5區塊為例. 天然氣工業，2016,36(3):108-113.

含水層改建地下儲氣庫是我國未來儲氣庫建設的主要發展方向，但目前在國內還沒有先例。為此，以渤海灣盆地冀中坳陷D5區塊含水層為例，從含水層構造特征、蓋層和斷層密封性、儲層物性、流體性質、注采氣能力、儲氣庫參數設計、排液規模、地熱水發電、余熱水回注、經濟性分析等方面探討了建庫與地熱利用相結合的可行性。結果表明：①該區塊蓋層厚度大、分布穩定，泥巖壓實程度高且巖性致密，儲層和蓋層之間的斷層不連通，蓋層密封性好；②該區塊圈閉面積大、形態好、埋藏適中，儲層發育好，符合建庫條件，但注氣驅水難度較大，適合排水注氣；③排水注氣過程中所排出的地熱水溫度高、水量大，適合利用中低溫地熱發電技術來發電，發電后的余熱水回注地層并作為采氣時的注水水源，可以實現循環利用；④利用該區塊建庫過程中所排出的地熱水來發電，可以節約大量投資和運行成本，具有較好的經濟效益和社會效益。結論認為：該區塊具備含水層改建地下儲氣庫和地熱利用相結合的可行性，但需要進一步探測性地注氣以驗證圈閉的密封性，同時還要考慮注氣排水的周期性對地熱發電的影響。

含水層 地下儲氣庫 地熱利用 可行性 發電 余熱水回注 渤海灣盆地 冀中坳陷

地下儲氣庫具有儲存量大、安全性高、靈活性大、調峰能力強、費用合理等優點。世界上大約有80座含水層地下儲氣庫，其數量占各類儲氣庫總數量的14%，主要分布在美國、俄羅斯、法國、德國和意大利等國[1-8]。這些國家的含水層儲氣庫建設已經形成了一整套關鍵技術，覆蓋了勘探評價、氣藏工程、鉆井完井和地面工程等各個環節。目前，含水層改建地下儲氣庫在國內還沒有先例，但在作為建庫首選目標衰竭氣藏越來越少的情況下，利用含水構造建設地下儲氣庫將成為未來儲氣庫建設的主要發展方向[9]。筆者以冀中坳陷東部的D5區塊含水層為研究對象，從儲層構造特征、圈閉密封性、斷層封堵性、流體性質、注采氣能力、庫容參數設計等方面分析了其改建為地下儲氣庫的可行性。同時，結合中國石油華北油田公司在留北潛山建成的國內第一座油田產出伴生熱水地熱發電站的經驗[10]，探討了利用D5區塊水層建庫過程中采出的熱水進行發電的可行性及效果，并從地熱水規模、地熱水發電、余熱水回注等方面進行了分析。

1　地質特征

1.1地質概況

D5構造位于冀中坳陷大城凸起東側的里坦凹陷，基底發育中生界、上古生界石炭系—二疊系砂泥巖地層以及下古生界的奧陶系石灰巖地層，蓋層為古近系、新近系。地震資料解釋與鉆探評價顯示，里坦凹陷發育有多個石炭—二疊系和奧陶系的背斜圈閉，面積大、形態好、埋藏適中，儲層較發育并且具有良好的封蓋條件，初步評價具有含水層建設儲氣庫的有利條件。D5區塊已鉆D5、D5-1c兩口井，區塊整體呈背斜形態，被北東向和北西向兩組規模較小的斷層切割，形成斷背斜，二疊系下石盒子砂巖頂面圈閉面積為11.9 km2，高點埋深為2 275 m，幅度為225 m。建庫目的儲層為二疊系石盒子組含水砂巖，其上覆蓋層為石盒子組厚層泥巖（圖1）。

圖1　D5井區構造剖面圖

1.2圈閉密封性

D5井鉆探揭示里坦凹陷發育膏巖、中生界和古生界石炭—二疊系上部泥巖、頁巖3套蓋層，石炭—二疊系大量發育的暗色泥巖、碳質泥巖、頁巖和紅色泥質巖類，均可作為良好的蓋層。D5區塊直接蓋層為二疊系下石盒子組砂巖之上的泥巖，以灰色和紫灰色泥巖為主，蓋層總厚度介于125～247 m,最大單層厚度為42 m，橫向分布穩定。取心分析結果表明，泥巖黏土含量為22%～71%，滲透率為0.0 122～0.895 mD，孔隙度為5.88%～22.84%，突破壓力為12.82～46.99 MPa。對石盒子組蓋層砂巖層段進行地層測試，折算滲透率僅0.001 mD、0.004 mD，對已完鉆的D5和D5-1c井之間進行干擾試井，結果表明儲層和上覆蓋層之間的斷層是不連通的。靜態、動態評價結果認為：蓋層具有較好的密封能力，斷層側向封堵性良好，符合建庫密封條件。

1.3儲層特征

D5區塊主要儲層為二疊系砂巖，取心分析結果表明，巖石類型以長石巖屑砂巖為主，儲集空間類型為孔隙型，巖石為顆粒支撐結構，膠結類型以孔隙式膠結為主，孔隙度介于2.5%～15.4%，滲透率介于0.04～129 mD，氣水相滲實驗表明含氣飽和度介于31.66%～60.58%，敏感性分析為強速敏，弱水敏。對完鉆井進行干擾試井表明儲層連通性較好。綜合評價結果認為：儲層為長石巖屑砂巖，儲集空間為孔隙型，孔喉微小，分選較差，物性較差，非均質性強，儲集能力中等偏差，注氣驅水難度較大。

1.4地層水性質

D5區塊二疊系石盒子組砂巖儲層產水井段在2 326～2 470 m，地層水平均礦化度4 624.8 mg/L，氯離子平均含量1 985.9 mg/L，水型為NaHCO3。地層條件下黏度為 0.34 mPa·s，壓縮系數為0.435×10-4/ MPa,體積系數1.03。

1.5溫度壓力系統

D5區塊地層溫度約為84 ℃，推算地溫梯度為2.8～3.03 ℃/100 m。原始地層壓力為23.3 MPa，折算壓力系數為1，為正常的溫壓系統。

2　注采氣能力

為了保證采出氣外輸的要求，井口壓力不能過低，應該保持在約10 MPa，利用節點分析方法計算相應的井底流壓約為20.24 MPa。通過綜合分析對比，確定D5含水層儲氣庫合理的單井采氣量約為20×104m3/d。

利用D5區塊目前已完鉆的兩口井的地質資料及常規試井資料，首先在構造高部位打兩口注氣井進行探測性注氣，形成次生氣頂后滾動注氣逐步擴大氣頂容積至達容，由于D5區塊水層區域物性條件不理想（K=26.5 mD），在注氣井周圍布置排水井，注氣期間進行排水。利用排水井可以加快建庫達容時間，降低注氣過程中頂板壓力達到極限壓力的風險，同時可以降低氣體沿大孔道突進，到達圈閉水封逸出點的風險。根據均采均注的原則，確定單井注氣量約為20×104m3/d。

3　建庫參數設計

3.1庫容及工作氣量

運用容積法計算庫容為15.6×108m3，數值模擬運算結果表明在建庫的第五周期達容。達容后進行120 d采氣數值模擬運算，注氣末壓力為30.3 MPa，采氣末壓力為22.7 MPa，結果表明庫容利用率為27.24%，由此計算工作氣量為4.25×108m3。

借鑒國外含水圈閉和幅度評價的經驗，針對D5區塊的埋深、圈閉幅度等參數進行計算，當增壓系數γ =1.3時，圈閉幅度評價參數為0.33，屬于大幅度圈閉，建庫風險較小。根據謹慎性原則，確定增壓系數為1.3，由此推算儲氣庫上限壓力為30.4 MPa。下限壓力一方面要保證氣井在最大攜液量下正常產氣，另一方面還要保證井口壓力能夠滿足外輸的需要。參考已建儲氣庫的運行壓力及地面管線壓力，并考慮到含水層儲氣庫含水飽和度高、攜液生產需要地層壓力高等特點，結合數值模擬計算結果，初步確定下限壓力為22 MPa。

3.2運行周期

D5區塊含水層儲氣庫是以保證北京市用氣為主，兼顧天津、河北等地用氣，因此儲氣庫的運行周期主要取決于北京市的用氣規律。將儲氣庫的運行周期設定為注氣期、采氣期和平衡期，其中注氣期為220 d，采氣期為120 d，平衡期為25 d（表1）。

表1　D5區塊儲期庫運行周期表

4　含水層建庫地熱利用的可行性

水層建庫地熱水利用可行性研究首先應該確定排出的水量是否能夠滿足地熱綜合利用的需要。根據水層建庫設計安排，可以利用的地下熱水主要包括兩部分：①儲氣庫達容期間排出的地熱水；②儲氣庫運行期間排出的地熱水。用達西公式法、產水指數法對排液能力進行了計算。

4.1排液能力計算

4.1.1達西公式計算

根據平面徑向流達西公式：

式中K表示地層滲透率，D；h表示儲層厚度，cm；pe表示地層壓力，105Pa；pw表示井底壓力，105Pa；μ表示流體黏度，mPa·s；re表示供給半徑，cm；rw表示油井半徑，cm；S表示表皮系數。

在D5區塊有針對性的取樣并實驗計算出相應的參數如下：滲透率為0.0 265 D，厚度為8 480 cm，地層壓力為23.6 MPa，井底壓力為9.4 MPa，供給半徑為20 000 cm，油井半徑為5 cm，流體黏度為0.365 mPa·s，表皮系數為43。對D5區塊單井的排液能力進行了計算，單井的排液量為924.8 m3/d。

4.1.2采液指數法計算

根據1985年至2014年的測試結果（表2），計算了D5區塊的采液指數為0.63。則單井的排液能力為758.62 m3/d。

表2　D5區塊采液指數測試結果表

4.1.3排液量預測

采用Schlumberger公司的Eclipse數值模擬中的黑油模型，分析計算各種因素對工作氣量的影響。模擬結果表明，D5區塊單純依靠壓縮水體來注氣是不現實的，必須通過排水的方式來注氣。為達到目標庫容，對每個周期的排液量進行了模擬。如表3所示，儲氣庫達容分為4個周期，其中第4個周期的排液量最小，為20×104m3，折合日排液量為2 500 m3；在達容的第1、3兩個周期日排液量為4 500 m3；在達容的第2個周期以及運行期日排液量為5 000 m3。利用數值模擬方法得到D5區塊單井排液量與時間關系曲線（圖2）。當單井排液量在600 m3/d以下時，至少可以穩定生產220 d，可以滿足儲氣庫在達容和運行階段的要求；當單井排液量在700 m3/d時，只能穩定約130 d，之后排液量不斷下降，只能滿足儲氣庫在達容階段的要求。因此，設定單井排液量為500 m3/d。

表3　D5區塊儲期庫達容周期表

圖2　生產時間和單井日排液量關系曲線圖

4.2排液溫度

D5區塊含水層位于冀中坳陷東部的大城凸起，屬于高地溫異常區，地溫梯度平均約為3.5 ℃/100 m，中部埋深2 450 m，地層溫度83 ℃。根據雁翎油田地熱開發利用可行性研究以及留北油田現場試驗結果，在井深和井底溫度一定的情況下，井筒溫度損失與流量成反比，即流量越大井筒溫度損失越小。當流量大于500 m3/d并連續采液時，井筒溫度損失小于5℃甚至更小，由此推算，D5區塊排水井井口出水溫度約為78 ℃。

5　含水層建庫余熱發電利用

5.1地熱水發電

地熱發電屬于熱能發電，對于中低溫地熱水（90～150 ℃）主要有3種基本發電方法，即擴容（閃蒸）發電法、雙工質（雙循環）發電法和全流發電法。其中雙工質發電法是目前針對中低溫地熱資源應用較多的一種方法，根據選用的工質不同，又分為有機朗肯雙工質發電法和卡里納雙循環發電法[11]。華北油田第一臺地熱發電機技術就是采用有機朗肯雙工質發電法，方法是采用低沸點的流體（正丁烷、異丁烷、氯乙烷等）作為循環工質，地熱水通過換熱器加熱工質，工質在定壓條件下吸熱汽化，產生的飽和工質蒸汽進入汽輪機做功，汽輪機帶動發電機發電。

在改建儲氣庫過程中，無論是儲氣庫達容階段還是運行階段都要采出大量地熱水并且回注，這部分采出的地層水溫度較高、水量較大，如果直接回注到地層，就浪費了這部分清潔能源。另外高溫地層水對地面注水管線和注水泵的密封也會造成損壞。如果利用地熱水進行發電，發電后的水溫控制在60℃以下再回注，可以避免或者減小上述不利影響。按照發電機進口溫度78～80 ℃、出口溫度60 ℃計算，利用雙工質發電技術，可以安裝一臺凈發電功率約為50 kW的地熱發電機，每天凈發電量1 200 kW·h。由于儲氣庫在達容階段和運行階段都不是連續排水，會對地熱發電機的利用效率造成不利影響，在實際應用中需要精心設計并合理部署。

5.2余熱水回注

目前國內有不少余熱水回注的成功案例，回注溫度一般約為35 ℃，回注量為40～150 m3/h，回注層位為上第三系或奧陶系[12-13]，余熱水回注不僅可以減少排放，也可以及時補充地層能量，實現循環利用。D5區塊發電后的余熱水溫度約為60 ℃，根據留北油田地熱綜合利用先導試驗結果，這個溫度的熱水回注會對注水管線特別是注水泵的密封部件造成較大的損壞，但是由于D5區塊距離市區較遠，實現地熱梯級利用存在一定的困難，回注也是目前較好的選擇。該區塊鉆井資料顯示，在395 m處鉆遇上第三系，厚度905 m，在2 081 m處鉆遇下古生界奧陶系，可以在這兩個層進行余熱水回注，當儲氣庫采氣時，也可以作為注水水源。

5.3經濟性分析

利用地熱水發電工程大概需要5個部分的投資：鉆井（包括提液井和回注井）、提液和回注設備、地面集輸管線、發電機組和運行成本等。如果利用水層建庫排出的地熱水進行發電，除了發電機組的投資外，其他投資和成本可以不予考慮，因為在利用水層建庫中，無論是在達容階段以及運行階段都要采出并且回注部分地熱水，所以鉆井、集輸管線、注采設備條件等均已具備，這樣不僅節約了大部分投資，還實現了這部分清潔能源的循環利用。

按照凈發電功率50 kW的設計，達容期共300 d，累計凈發電量36×104kW·h；運行期間每年排液220 d，年凈發電量可達26.4×104kW·h。電價按0.9 元/（kW·h）算，儲氣庫達容期可實現經濟收益32.4×104元，預計3 年內可收回發電機的成本。正常運行后每年發電可實現經濟效益23.76×104元。

5.4環境保護優勢

地熱作為一種可再生的清潔能源，利用水層建庫排出的地熱水發電既可以節約傳統能源，也減少了污染物排放。節約標煤按0.35 kg/（kW·h）計，減少二氧化碳指標0.8316 kg/（kW·h）計，則達容期可節約燃煤126 t，減少CO2排放299.3 t；運行期間每年可以節約燃煤92.4 t，每年減少CO2排放219.5 t。

利用水層建庫排出的地熱水進行發電，在大量節約投資和成本的前提下，實現了清潔能源的循環利用和節能減排，具有良好的經濟效益和社會效益。

6　結論

1）D5區塊蓋層厚度大，分布穩定，泥巖壓實程度高且巖性致密，儲層和蓋層之間斷層不連通，蓋層密封性好，具備建設地下儲氣庫的有利條件。

2）D5區塊圈閉面積大、形態好、埋藏適中，儲層發育好，但注氣驅水難度較大，適合排水注氣，排出的地熱水溫度高、水量大，適合利用中低溫地熱發電技術發電，發電后的余熱水回注地層并作為采氣時的注水水源，可以循環利用。

3）根據D5儲氣庫正常的運行周期，利用注氣階段排出的高溫地熱水進行發電，不僅不影響儲氣庫的正常運行，還能在節約大量投資和運行成本的前提下，實現這部分清潔能源的有效、循環利用，具有較好的經濟和社會效益。與建設同規模的地熱發電站相比，利用含水層儲氣庫建設排出的地熱水進行發電，減少了大量的地熱井鉆井及熱水管網投資和提液、回注熱水的運行成本。

結論認為，該區塊具備含水層改建地下儲氣庫與地熱利用相結合的可行性，但需要進一步探測性地注氣以驗證圈閉的密封性，同時考慮注氣排液的周期性對地熱發電的影響。

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（修改回稿日期2016-01-29編 輯陳嵩）

Feasibility analysis on the combination of aquifer UGSs rebuilding with geothermal power generation: A case study of D5 Block in the Jizhong Depression,Bohai:Bay Basin

Xin Shouliang1, Liu Tuanhui1, Bi Yangyang1, Dou Huiping1, Xin Ao2, Liu Jiefan1, Zhang Jing1, Wang Yi1, Zhou Shuaiqi1
(1. Exploration and Development Research Institute of PetroChina Huabei Oilfield Company, Renqiu, Hebei 062552, China; 2. School of Geoscience, China University of Petroleum, Qingdao, Shandong 266580, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 3, pp.108-113, 3/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

Up to now, no underground gas storage (UGS) has been built in aquifers in China, even though aquifer UGSs are becoming the principal development orientation. In this paper, the aquifer in D5 Block of the Jizhong Depression, Bohai Bay Basin, was taken as an example to discuss the feasibility of combining UGS building with geothermal utilization from the aspects of structural characteristics of aquifers, caprocks and fault sealing capacities, reservoir physical properties, fluid properties, gas injection and recovery capacities, UGS parameter design, drainage scale, geothermal power generation, waste heatwater reinjection, and the resulted economical efficiency. Findings are as follows. First, the caprocks in this block are characterized by huge thickness, stable distribution, high shale compaction and tight lithology and good sealing capacity without fault connection between caprocks and reservoirs. Second, the trap in this block is suitable for UGS building by virtue of its large area, good shape, moderate burial depth and well developed reservoirs, but it is recommended to adopt drainage gas injection because it is difficult to displace water by injecting gas. Third, the produced geothermal water in the process of drainage water injection is high in temperature and large in volume, so middle-low temperature geothermal power generation technologies are appropriate for power generation. And the waste heatwater produced can be reinjected into the strata to act as the water injection source for gas exploitation. In this way, the geothermal water can be recycled. Fourth, the geothermal water produced in the process of UGS building can be used for power generation, so both investment and operation cost can be saved greatly and good economic and social benefits can be realized. It is concluded that this block is feasible for UGS rebuilding and geothermal utilization simultaneously, but it is necessary to verify the sealing capacity of traps by means of gas injection tests and to analyze the effect of periodical drainage gas injection on geothermal power generation.

Aquifer; Underground gas storage (UGS); Geothermal utilization; Feasibility; Electrical power generation; Waste heat water reinjection; Bohai Bay Basin; Jizhong Depression

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.03.015

國家高技術研究發展計劃（863計劃）項目“中低溫地熱并網發電綜合技術研究與示范”（編號：SS2012AA053004）。

辛守良，1963年生，高級工程師；主要從事油氣田開發和地熱綜合利用方面的研究工作。地址：（062552）河北省任丘市中國石油華北油田公司勘探開發研究院。ORCID:0000-0002-9310-628X。E-mail:yjy_xsl@petrochina.com.cn