西安市涇河新城某園區地熱資源特征及成井工藝研究

何 欣，馬 悅，李 俊

(陜西天地源新能源投資有限公司，陜西 西安 710065；2.中光建設有限公司，陜西 西安 710000)

1 概況

地熱資源作為一種集“水、熱、礦”于一體的優質清潔新能源，具有用途廣泛、可直接利用的優點。其社會、經濟和環境效益顯著，在低碳經濟發展中起著越來越重要的作用。為響應國家能源發展戰略行動計劃，降低煤炭消費比重，推動能源結構持續優化，涇河新城某園區將原有供熱鍋爐房拆除，決定開發利用中深層地熱資源替代燃煤鍋爐，用于園區內廠房的供熱取暖及員工洗浴。

園區位于地熱資源開發的潛力區域，本著“一采一回，采灌平衡”的原則，本次研究在該園區施工兩眼地熱鉆孔。本文將對開采井的地熱資源特征及成井工藝進行分析，研究結果能夠為區域乃至盆地后期的地熱資源開發提供一定的實踐依據。

2 地熱地質條件

2.1 地質構造背景

渭河盆地是由一系列不同方向的斷裂切錯形成的新生代復式地塹型斷陷盆地[1，2]，前新生界基底斷裂構造發育，地熱地質背景十分復雜。其邊緣常為兩組不同方向斷裂追蹤而形成鋸齒狀邊緣，由于不同組合斷裂構造的影響，使其沉積中心、地層、巖相、構造線方向等都隨之變化。就整個渭河盆地而言，是由兩個較大規模的次級凹陷組成，自西向東依次為：西安凹陷和固市凹陷，其新生界沉積厚度分別為7 000 m和6 800 m[3]。凹陷南北的斜坡帶是凹陷的兩翼，北部是緩斜坡帶、南部是陡斜坡帶。園區位于渭河盆地固市凹陷北部緩坡低斷階帶西部(圖1)。

圖1 渭河盆地構造分區圖

2.2 斷裂特征

據區域地質資料及地球物理勘查資料，園區內并沒有斷裂展布，但區域發育的主要斷裂有涇河斷裂(F1)和渭河北岸斷裂(F2),現分述如下：

2.2.1 涇河斷裂(F1)

據地球物理勘查資料顯示，該斷裂在盆地內西起禮泉王橋鎮北，沿涇河至臨潼，延伸約75 km，在涇河以南黃土塬前沿分布，走向東南，傾向北東，張性斷裂，傾角78°左右，斷距向深部增大。斷裂一線在地貌上顯示為黃土陡坎，高差80 m。該斷層為地層深部熱源上涌提供了有利通道[4]。

2.2.2 渭河北岸斷裂(F2)

據地球物理勘查資料顯示，該斷裂位于渭河北岸，西起寶雞，經武功、咸陽、渭南，向東延伸[5，6]，總體作北東東向-近東西向延展。由視電阻率反演斷面等值線可見：斷裂多以梯級帶使兩側產生明顯電性分異及等值線錯動；在不同剖面位置斷裂大都表現為上陡下緩，傾角65°～80°，總體向南傾斜，切深大于20 km；但在局部地段(如窯店附近)斷裂在縱深方向上發生折曲，2 km以淺傾向北，以深則轉向南傾[4]。此外，在斷裂下段，深度10～30 km范圍尚可見3～5 Ω·m的低阻異常圈閉，與斷裂相關聯，將可能構成此地的熱源儲集及傳導背景[7]。

2.3 地層特征

根據巖屑錄井與綜合測井資料結合區域地質資料對比分析，該地熱開采井地層由深到淺依次為：古近系始新統紅河組(E2h)、古近系漸新統白鹿塬組(E3b)、新近系中新統高陵群(N1gl)、新近系上新統藍田—灞河組(N21+b)和張家坡組(N2z)、第四系下更新統三門組(Q1s)和中更新統、上更新統、全新統秦川群(Q2-4qc)[7]。

2.3.1 古近系始新統紅河組(E2h)

埋深：2 950～3 100.16 m，厚度150.16 m，地層未揭穿。

巖性組合：灰白色中細砂巖與紫紅色泥巖互層，砂巖含礫。

2.3.2 古近系漸新統白鹿塬組(E3b)

埋深：2 670～2 950 m，厚度280 m。

巖性組合：灰白色細砂、中砂巖與灰色泥巖互層，中間砂巖粒度較細，中砂巖含礫，含白色鈣質物。

2.3.3 新近系中新統高陵群(N1gl)

埋深：2 050.0～2 670.0 m，厚度620.0 m。

巖性組合：巖性以深紫棕色粉砂質泥巖為主，夾薄層泥質細砂巖、含礫細砂巖，中砂巖及含礫粗砂巖不等厚互層。

2.3.4 新近系上新統藍田～灞河組(N21+b)

埋深：1 180.0～2 050.0 m，厚度870.0 m。

巖性組合：上部為棕紅色含礫泥質砂巖與泥質粉砂巖互層；下部為棕紅色、紫棕色粉砂巖(含礫)，紫棕色泥質細砂巖與棕色泥巖,粉砂質泥巖互層。局部含零星白色鈣質物，砂巖含礫，成份以石英為主。

2.3.5 新近系上新統張家坡組(N2z)

埋深：700.0～1 180.0 m，厚度480.0 m。

巖性組合：上部以灰黃色，淺綠色泥巖為主，夾灰白色細砂巖；中部為淺灰色粉砂質泥巖與中粗砂巖互層；下部深灰褐色粉砂質泥巖與灰、灰白色長石細砂巖不等厚互層。局部含零星白色鈣質物，砂巖以石英、長石為主，次棱角狀，含少量礫石。

2.3.6 第四系下更新統三門組(Q1s)

埋深：560.0～700.0 m，厚度140.0 m。

巖性組合：為深灰色、藍灰色粉質粘土、粘土，夾灰白色、灰色、淺肉紅色細砂、中細砂層，未成巖。

2.3.7 第四系中、上更新統、全新統秦川群(Q2-4qc)

埋深：0～560.0 m，厚度560.0 m。

巖性組合：頂部灰黃色粘土,亞粘土；上部灰色、灰黃色粗、中、細砂；下部灰色、灰黃色粘土與灰黃色中砂、細砂層不等厚互層。粘土性軟、吸水易造漿，未成巖。

3 儲層及蓋層特征

3.1 儲層特征

園區地熱資源主要為碎屑巖類孔隙型地熱資源，其熱儲層可劃分為：新近系上新統張家坡組、藍田～灞河組、新近系中新統高陵群、古近系漸新統白鹿塬組及始新統紅河組五個熱儲層[7]。

3.1.1 古近系始新統紅河組(E2h)

該熱儲層位2 950.0～3 100.16 m，厚度150.16 m，地層未揭穿。測井成果揭示該熱儲層共8層砂巖，砂巖厚度37.0 m，砂厚比24.7%，最小單層厚度1.5 m，最大單層厚度10.9 m，平均單層厚度4.6 m。砂巖孔隙度16.81%～23.37%，滲透率18.96～122.24 mD，頂板實測溫度107.37℃，底板實測溫度108.9℃，平均溫度為108.1℃。其電性特征表現為砂巖電阻率值大多為3.23～9.16 Ω·m，上部為鋸齒狀中高阻，下部為鋸齒狀低阻，自然電位曲線波動較小呈正異常。該熱儲層砂巖厚度較小，含水層發育較差，溫度較高，熱儲條件較差。

3.1.2 古近系漸新統白鹿塬組(E3b)

該熱儲層埋深2 670.0～2 950.0 m，厚度280 m。測井成果揭示共22層砂巖，砂巖厚度102.6 m，砂厚比36.7%，最小單層厚度1.0 m，最大單層厚度19.1 m，平均單層厚度4.7 m。砂巖孔隙度11.62%～40.55%，滲透率2.59～526.81 mD，頂板實測溫度101.46℃，底板實測溫度107.37℃，平均溫度為104.2℃。其電性特征為砂巖電阻率值大多為4.99～30.50 Ω·m，砂巖視電阻率曲線呈鋸齒狀高阻，自然電位曲線呈波動較小正異常。該熱儲層孔隙度較大，滲透性一般，熱儲條件一般，是區域內比較好的熱儲層位。

3.1.3 新近系中新統高陵群(N1gl)

該熱儲層埋深2 050.0～2 670.0 m，厚度620.0 m。測井成果揭示共50層砂巖，砂巖厚度284.3 m，砂厚比45.9%，最小單層厚度0.8 m，最大單層厚度30.7 m，平均單層厚度5.7 m。砂巖孔隙度19.81%～32.16%，滲透率9.52～429.69 mD，頂板實測溫度87.22℃，底板實測溫度101.46℃，平均溫度為94.5℃。其電性特征為砂巖電阻率值大多為2.94～5.74 Ω·m，砂巖視電阻率曲線呈鋸齒狀中高阻，自然電位曲線呈淺槽狀正異常。該熱儲層砂巖厚度較大，孔隙度較大，滲透性較好，熱儲條件較好，是區域內良好的熱儲層位。

3.1.4 新近系上新統藍田～灞河組(N21+b)

該熱儲層埋深：1 180.0～2 050.0 m；厚度870.0 m。測井成果揭示共有72層砂巖，砂巖厚度295.2 m，砂厚比34.0%，最小單層厚度1.2 m，最大單層厚度19.2 m，平均單層厚度4.1 m。砂巖孔隙度20.32%～41.47%，滲透率20.59～1 119.44 mD，頂板實測溫度69.49℃，底板實測溫度87.22℃，平均溫度為79.5℃。其電性特征為視電阻率為1.58～4.18 Ω·m，砂巖視電阻率曲線呈波狀低阻，自然電位曲線呈“V”字型或淺漏斗狀負異常。該熱儲層砂巖厚度較大，孔隙度較大，滲透性較好，為高孔高滲儲層[8]，但該熱儲層埋藏相對較淺，溫度相對較低，可作為區域內良好的儲備熱儲層。

3.1.5 新近系上新統張家坡組(N2z)

該熱儲層埋深700.0～1 180.0 m；厚度480.0 m。測井成果揭示共有7層砂巖，砂巖厚度18.5 m，砂厚比3.9%，最小單層厚度1.7 m，最大單層厚度5.3 m，平均單層厚度2.7 m。砂巖孔隙度39.01%～42.97%，滲透率179.72～252.28 mD，頂板實測溫度63.81℃，底板實測溫度69.49℃，平均溫度為65.9℃。其電性特征為視電阻率為1.82～2.60 Ω·m，砂巖視電阻率曲線呈平緩波狀低阻，自然電位曲線呈淺鋸齒狀負異常。該熱儲層砂巖厚度較小，孔隙度較大，滲透性一般，該熱儲層埋藏淺，溫度低，熱儲條件較差。

3.2 蓋層特征

熱儲層中常見的蓋層為泥巖，渭河盆地新生界泥巖在各組地層中普遍發育，相對而言，張家坡組泥巖最為發育[8]，張家坡組發育巨厚的泥巖或砂質泥巖可作為熱儲層的重要蓋層；另外700.0 m厚的第四系松散層由于熱導率較低，同時細粒相粘土層儲熱條件相對較差，也視為良好的隔熱保溫層。

4 地熱水化學特征

本次地熱水采自高陵群及古近系混合熱儲層，水樣送至陜西工程勘察研究院水土檢測中心進行水質檢驗，分析結果見表1，其井口水溫為92℃。根據水質檢驗報告：地熱水總礦化度7 146 mg/L，屬咸水；以碳酸鈣計總硬度380 mg/L，屬硬水pH值7.84，屬中性水。

表1 地熱井地熱水水化學分析表 mg/L

主要陽離子含量：以Na+為主，含量達到2 661 mg/L，毫克當量百分數92.8，K+含量為45.5 mg/L，毫克當量百分數0.9，Ca2+含量為108 mg/L，毫克當量百分數4.3，Mg2+含量為26.7 mg/L，毫克當量百分數1.8，NH4+含量為2.27 mg/L，毫克當量百分數0.1；主要陰離子含量：以Cl-為主，含量達到3 811 mg/L，毫克當量百分數89.8，SO42-含量為288 mg/L，毫克當量百分數5.0，HCO3-含量為372 mg/L，毫克當量百分數5.1。依據主要陰陽離子含量該地熱水水化學類型命名為氯化鈉型水(Cl-Na)。高濃度的Na+與Cl-含量反映了區域內地熱水運移路徑長、徑流時間長、水-巖作用強烈、貯藏環境較封閉的特征。

按照國標GB5749—2006《生活飲用水衛生標準》進行評價，該地熱水有9項超標，不能作為生活飲用水；按照國標GB/T11615—2010《理療熱礦水水質評價標準》進行評價，該地熱水中氟、溴、碘、鍶、偏硼酸、偏硅酸礦物含量具有醫療價值，其中4項達到命名礦水濃度，可命名為碘水、鍶水、硅水、硼水及熱水。該地熱水是較優質的熱礦水，具有較高的醫療價值。

5 成井工藝

5.1 成井結構

該地熱開采井為二級成井結構，成井深度3 100.16 m，不同井徑下入不同規格的國產石油無縫套管(圖2及表2)。

圖2 井身結構示意圖

表2 鉆頭及套管程序說明表

一開井段：采用φ444.5 mm鉆頭，鉆進至450.0 m完鉆。0～450.0 m井段下入φ339.7 mm石油無縫套管；再采用40.06 tG級高抗硫酸鹽油井水泥進行固井作業，水泥漿返出地面，固井效果良好。

二開井段：采用φ241.3 mm鉆頭，鉆進至3 100.16 m完鉆。419.85～3 100.16 m井段下入φ177.8 mm石油無縫套管。二開套管總長2 680.31 m，其中隔水管長度2 147.41 m，濾水管選用φ177.8 mm石油無縫套管，加工打眼、墊筋、包網纏絲，濾水管有效長度532.9 m，安裝在取水層段中主要含水層部位。

二開套管與一開套管采用穿袖方式連接，重合段長度30.15 m。

5.2 止水工藝

止水位置分別設在0～450.0 m井段、419.85～450.0 m井段、1 881.06～1 883.04 m井段和2 046.93～2 049.73 m井段。止水工藝為0～450.0 m一開套管外環狀間隙，采用40.06 tG級高抗硫酸鹽油井水泥全段固井，水泥漿返出地面；419.85～450.0 m井段，φ339.7 mm一開套管與φ177.8 mm二開套管穿袖重合段之間的環狀間隙內，采用聯體傘式止水器與填充水泥砂漿封固進行止水；1 881.06～1 883.04 m井段和2 046.93～2 049.73 m井段，取水段頂部采用特制的聯體傘式止水器與遇水膨脹式橡膠止水條止水，止水效果良好。

5.3 洗井工藝

套管安裝結束后開始進行洗井工作，采用泥漿泵高壓射流洗井、空壓機氣舉洗井與潛水電泵抽水聯合洗井。首先分段下φ89 mm油管至合理井深循環稀釋泥漿，直至將井內稠泥漿全部換成稀泥漿；再將φ89 mm油管起至一定井深，利用高壓空氣壓縮機氣舉洗井，然后使用潛水電泵抽水洗井，直至水清砂凈。

5.4 抽水試驗

洗井結束后，對2 051.23～3 100.16 m井段進行抽水試驗，含水層厚度420.7 m。井口憋壓測定初始靜止水位為+28.0 m，再依次進行了大、中、小落程抽水試驗，最后測定恢復水位為+28.0 m。各落程抽水試驗結果詳見表3。經計算，其單位涌水量為0.81～1.01 L/s·m，屬于中等富水性，井口水溫92℃，屬中溫地熱資源，可用于烘干、發電、采暖等。

表3 抽水試驗成果表

6 結語

涇河新城某園區位于渭河盆地固市凹陷北部緩坡低斷階帶，主要發育碎屑巖類孔隙型地熱資源，地熱資源條件較好，熱儲層層位多，砂巖厚，蓋層較發育。

(2)該地熱井井深3 100.16 m，二級成井結構。一開0～450.0 m，下入339.7 mm石油無縫套管，二開419.85～3 100.16 m，下入177.8 mm石油無縫套管。二開套管與一開套管采用穿袖方式連接，重合段長度30.15 m。

(3)根據抽水試驗，該開采井井口水溫達92℃，屬中溫地熱資源，涌水量可達142.25 m3/h，屬中等富水性。地熱水水化學類型為Cl-Na型水，其氟、溴、碘、鍶、偏硼酸、偏硅酸礦物含量具有醫療價值。

(4)該園區地熱資源貯藏條件良好，地熱水水量充沛，水溫較高、水質適中，適宜于進行地熱供暖等產業的開發利用。