油田區地熱資源的集約化開發利用分析： 以濱海新區為例

唐永香，李嫄嫄，俞礽安，張婷婷，朱 挺

(1.天津地熱勘查開發設計院，天津 300250； 2.中國地質調查局天津地質調查中心，天津 300170)

近幾年，隨著國家能源結構的調整，地熱能作為一種可再生的綠色新能源倍受人們關注。地熱與石油是中國大部分沉積盆地同盆共存的兩種資源，近年來在油氣探區將地熱作為一種新能源和可再生能源加以開發利用亦發展迅猛[1]。天津市濱海新區作為京津冀地區的重要地熱產區，目前利用的地熱能主要是依靠鉆探地熱井，存在施工新的地熱井存在成本高、風險大以及周期相對較長等問題；同時在施工地熱井之前，對其地質勘查、鉆井工藝設計等方面具有較為嚴格的要求。

自20世紀90年代以來，濱海新區內施工了一大批石油井，隨著石油資源的日益枯竭，多數油井均已廢棄。近年來，華北、勝利、大慶、塘沽等地區油田將廢棄石油井改造為地熱井，并投入使用，取得了較好的效果[2-4]，其中,“雄縣模式”已成為目前油田地熱供暖利用的典范[1]。利用石油射孔等技術將廢棄井改造為地熱井，是其中的一項關鍵技術，使廢棄井真正得到了二次開發，避免了油田資源的浪費，節省了財政資金，縮短了勘查周期，帶來了較大的社會效益和環境效益[5-8]。對廢棄石油井采用射孔方式稍加改造成地熱井是本區當前和近期開發利用地熱最現實而有效的措施和途徑[9-14]，也是目前國內外石油井使用最廣泛的一種完井方法[15]。

本文通過探討研究區的地熱賦存特征，結合研究區3口廢氣井成功改造的實例，提出了濱海新區油田地熱資源的集約化開發利用保障措施，分析了廢氣井改造后的開發前景，為濱海新區和周邊地區的地熱資源開發利用提供數據借鑒和勘查指導。

1 地熱資源賦存特征

1.1 區域地質背景

濱海新區位于華北地臺黃驊坳陷中北部。黃驊坳陷西部以滄東斷裂為界與滄縣隆起相鄰，北臨燕山褶皺帶，東臨渤海，東南與埕寧隆起相接。總體輪廓為北西斷、南東超的箕狀斷陷[16-17]。區內主要受滄東斷裂帶、漢沽斷裂、海河斷裂、增福臺斷裂和北大港斷裂帶等北東向斷裂與北西、北西西向斷裂相互切割，形成次一級構造，其自北向南依次為寧河凸起、北塘凹陷、板橋凹陷、歧口凹陷等。

區內受中生代以來斷陷活動的強烈影響，沉積了巨厚的中生界、新生界地層，最大厚度達5 000 m，地層厚度由西向東、由北向南逐漸增厚(圖1)。區內發育的地層由新到老有：第四系(Q)、新近系明化鎮組(Nm)、館陶組(Ng)、古近系東營組(Ed)、沙河街組(Es)、孔店組(Ek)、中生界(Mz)、古生界石炭-二疊系新近系明化鎮組(Nm)、館陶組(Ng)、古近系東營組(Ed)、奧陶系(O)、寒武系(∈)、中新元古界薊縣系霧迷山組(Jxw)。其中，新近系明化鎮組、館陶組、古近系東營組為濱海新區的主要熱儲層。

圖1 濱海新區A-A’剖面圖Fig.1 A-A’ section map of Binhai New Area

1.2 熱儲層特征

根據區域地層資料和鉆孔揭露的地層特征，區內已開采的熱儲層從新到老依次為：新近系明化鎮組和館陶組、古近系東營組，各自特征分述如下。

1) 新近系明化鎮組。該層在區內普遍發育，自西向東埋深和厚度逐漸增大。按巖性特征可分為上、下兩個熱儲段。上段以中細砂巖為主，頂板埋深280～420 m，厚度137～876 m，單井涌水量40～75 m3/h，出水溫度30～35 ℃；下段以粉細砂巖為主，頂板埋深610～1 486 m，厚度154～875 m，單井涌水量40～80 m3/h，出水溫度45～50℃。明化鎮組的地熱流體化學類型為HCO3-Na、HCO3·Cl-Na或Cl·HCO3-Na型，總礦化度919～2 259 mg/L。

2) 新近系館陶組。該層在區內廣泛發育，僅在西部有小范圍缺失，自西向東逐漸加深， 可分為上、下兩個熱儲段。上段巖性以粉細砂巖為主，頂板埋深1 129～1 806 m，厚度19～349 m，單井涌水量40～90 m3/h，出水溫度45～60 ℃；下段以粉細砂和一層厚度為30～60 m的礫巖為主，頂板埋深為1 245～1 900 m，厚度為55～455 m，單井涌水量為60～120 m3/h，出水溫度為60～78 ℃，館陶組的地熱流體化學類型為HCO3-Na、HCO3·Cl-Na或Cl·HCO3-Na型，總礦化度為1 500～2 000 mg/L。

3) 古近系東營組。該層除了在橋沽北部、萬家碼頭附近以大臺子-趙連莊-徐莊子-郭莊子一帶缺失外，基本全區發育，自上而下可劃分為東Ⅰ、東Ⅱ、東Ⅲ三個巖性段。東Ⅰ段巖性主要為粉細砂巖與泥巖互層，上部主要為泥巖，下部粉細砂巖發育；東Ⅱ段巖性主要為泥巖夾粉細砂巖；東Ⅲ段巖性以粉細砂巖為主，夾薄層泥巖。東營組的頂板埋深為1 700～2 500 m，厚度為50～650 m，單井涌水量為30～60 m3/h，出水溫度為60～85 ℃，地熱流體化學類型為Cl·HCO3-Na、Cl-Na型，總礦化度為3 000～8 000 mg/L。

2 區內地熱資源集約化開發保障措施分析

隨著國家對新能源尤其是地熱資源的重視程度逐漸提高，廢棄石油井的改造方法得到了推廣應用，但目前在冊的成功改造廢棄石油井并不多。

濱海新區內，1974～1990年廢棄石油井700余口，絕大多數鉆遇到地層為第四系、新近系明化鎮組、館陶組、古近系東營組、沙河街組。極少數鉆遇到奧陶系和薊縣系霧迷山組。本文結合T-38井、T38-1井、T38-2井三口成功改造的廢棄石油井實例進行了集成分析。認為新近系館陶組可作為區內開發地熱資源的主要目的熱儲層，射孔改造作為成井方式，同時建立了“采灌”系統開發模式，實現了地熱資源的集約化和可持續開發利用。

2.1 廢棄石油井的選擇

廢棄石油井可分為廢井和棄井，其中廢井是鉆探工作完成后，經過地質和地球物理測井鑒定，認為無油或無開采價值的石油井，俗稱“干井”；棄井是指經過若干年的采油生產后，已無開采價值的油井。二者井身結構存在較大差異，棄井的結構完整，有套管、技術套管、抽油設施和防沙設備等；與廢井相比，棄井有更加系統完善的油田生產數據(地層壓力、地層溫度、巖石空隙度、滲透率等)和注采井網系統。

因此，廢棄石油井的改造盡量選取離供熱用戶距離近、井身結構簡單且完整、具有完善的注采井網系統的棄井，更能提高改造成功率和產生較大的經濟效益。

2.2 廢棄石油井的改造方法

目前常用的廢棄井改造方法主要有3種：開天窗側鉆法、直接射孔法和改造泵室射孔法[18]。隨著地熱井射孔技術的不斷探索和實踐運行，射孔改造法是目前采用的主要成井方法，其采用的參數組合包括射孔密度、射孔直徑、地震相位、射孔深度等關系到地熱井產能的重要技術參數[19-22]。實踐表明，當射孔密度為13孔/m、孔徑為5～31 mm、相位為90°和射孔穿透深度達152 mm時，在無鉆井液和射孔污染的理想條件下，完井可達到裸眼鉆井的產能效果。

2.3 廢棄石油井改造的目的層

通過分析區域熱儲特征和篩選已有廢棄石油井的成井情況，結合區內T20-2井、T38-1井、T38井和T38-2井四口廢棄石油井的改造成功案例，認為研究區新近系館陶組熱儲層的滲透性好，含水層的厚度大，出水情況好；而明化鎮組的成巖度低于館陶組，水溫較低、水量較少；古近系東營組屬于超壓型熱儲層，目前尚無成熟的熱儲開采技術。因此，新近系館陶組是該地區最佳的改造目的層。

2.4 廢棄石油井改造的開發利用模式

廢棄石油井的綜合開發與改造，需從合理開發、綜合利用、科學保護等角度綜合考慮，根據不同的地熱賦存特征因地制宜制定相應的開發利用措施，實現區內地熱資源的可持續開發利用。如在地熱富集區，采用梯級高效利用集約化技術，將尾水排放溫度降低到15 ℃，使地熱資源利用率提高到90%以上，同時對尾水進行回灌，實現采灌平衡，保持熱儲層壓力平衡；在多熱源地區，開發利用多熱源耦合供熱集約化技術，如主熱源采用燃氣鍋爐，輔助熱源采用冷熱電三聯供給地熱井等。

總之，地熱資源利用集約化程度高、地熱尾水排放溫度低、保證采灌平衡，會帶來顯著的經濟效益。

3 廢棄石油井改造的應用實例

本文以T-38井、T38-1井、T38-2井三口石油棄井的改造為例，對廢棄油氣井的改造流程以及集約化開發利用進行分析。

1) 三口石油井都屬于棄井，鉆遇地層由新到老分別為：第四系、新近系明化鎮組、館陶組、古近系東營組、沙河街組；成井層位均為古近系沙河街組，成井時井身結構見圖2。改造的方法均為直接射孔法。

圖2 T38井、T38-1井、T38-2井成井時井身結構圖Fig.2 The casing programme map of well T38,T38-1 and T38-2

2) 射孔段的選擇。通過測井曲線解釋成果及成井工藝等分析研究，將館Ⅲ段采用89射孔器進行射孔，孔密不小于15孔/m，具體射孔段位置見表1。

3) 改造施工流程。通過分析棄井已有的測井、錄井、巖屑等綜合成果，采用“通井換漿→制作人工井底→測井→割管→固井→通井→射孔→探砂面沖砂→洗井”的改造流程。射孔改造完畢，下入600 m風管用氣舉洗井，洗至水清砂凈。改造后的井身結構見圖3。T38-1井為開采井，T38井、T38-2井為回灌井，通過降壓試驗，測得T38-1井出水量60 m3/h，水溫62 ℃，靜水位102 m，動水位130 m，達到供暖要求。

表1 3口棄井射孔段表Table 1 Perforated section of three abandoned wells

圖3 石油井改造后的井身結構示意圖Fig.3 Well structure map after reconstruction of oil well

4 改造后可持續開發的可行性

由于區內地熱資源開發程度較高，單井開采量較大，采灌不平衡，因而采用“一采兩灌”的開發模式。為了達到好的回灌效果，在尾水注入回灌井之前，除了對回灌水需除去鐵、鈣及細菌，同時在地面凈化措施上增設粗效過濾器及精細過濾器。其中粗效過濾器的過濾精度應達到50 μm，精細過濾器的過濾精度為5 μm。

改造成井后進行歷時2 688 h的回灌試驗，回灌井瞬時回灌量最大64 m3/h，穩定回灌井60 m3/h，歷時曲線見圖4，回灌能力達到96.35%?；毓嘣囼炄〉玫膮担瑸樵搮^的地熱勘查和部署提供重要的回灌數據支撐和部署依據。

圖4 T38井回灌歷時曲線圖Fig.4 Recirculation time curve map of well T38

5 改造后前景分析

以T-38井、T38-1井、T38-2井為例，改造后的石油井不僅會帶來經濟效益，同時也能帶來環境效益，具有較大的開發前景。

1) 經濟效益。開鑿地熱井的費用主要包括：進尺費(安裝與拆卸鉆機、鉆進、護壁、填寫班報表、下管、固井、測井、洗井、試水等)、成井材料費、設備折舊費、稅費等。每口井可節約投資約370萬元。

2) 環境效益。地熱資源經濟價值的計算采用類比常規能源(燃煤)的方法進行折算，每口改造井地熱流體年累計可利用的熱量28.22×107MJ。平均每口地熱井開采地熱流體一年所獲熱量與之相當的節煤量約2 157 t/a，供暖面積約9.1萬m2；同時每年可減少向大氣中排放二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物及懸浮質粉塵等大氣污染物5 214.8 t、固體廢物煤灰渣215.8 t，每年可節省環境治理費用60.0萬元(不計煤灰渣運輸費)，經濟效益和環境效益顯著。減排量及節省的污染治理費用詳見表2。

表2 地熱水開采一年的減排量及節省的污染治理費用計算表Table 2 Calculation of emission reduction and cost saving of annual geothermal water exploitation

注：①表示煤灰渣不屬于大氣排放，屬于固體廢物排放;②表示清潔開發機制CDM國際碳匯市場價格略低于此價

6 結 論

1) 濱海新區的廢棄石油井改造，應選取棄井，改造方式為射孔法，改造目的層為館陶組。預計改造后水溫度55～70 ℃，單井涌水量50～80 m3/h，地熱流體化學類型為HCO3-Na、HCO3·Cl-Na或Cl·HCO3-Na型，礦化度為1 500～2 000 mg/L。

2) 濱海新區采用“采灌”開采模式，開發與保護并舉，預計回灌率達90%以上，實現了油區地熱資源集約化開發利用，極大提高了資源利用率，產生了較好的經濟效益和環境效益。