大慶油田地熱資源潛力及開發利用方向

呂建才

（大慶油田有限責任公司勘探開發研究院, 黑龍江大慶 163712）

隨著國家碳達峰、碳中和目標的提出, 地熱資源作為一種新型清潔、可再生能源倍受重視[1]。2020年, 中國石油踐行綠色低碳發展戰略, 大力推動新能源業務發展, 確定了“清潔替代、戰略接替、綠色轉型”三步走戰略, 并針對新能源做了“十四五”整體規劃部署。2020年底, 集團公司耗能總量1180×104t標煤, 大慶油田是耗能大戶, 耗能總量600×104t標煤, 總耗能量占中石油的50.85%, 替代任務較為艱巨, 尤其是歐洲能源危機和東北三省拉閘限電, 給大慶油田敲響了警鐘。

大慶油田積極搶抓綠色低碳轉型機遇, 編制《大慶油田綠色低碳可持續發展示范基地建設規劃方案》, 在“十四五”期間, 積極探索碳中和新路徑, 實現減碳、替碳、用碳、埋碳等多種措施并行推進。松遼盆地北部平均地溫梯度3.8℃/100m, 是中低溫傳導型熱盆[2], 地熱資源豐富, 類型多樣, 是實現“清潔替代”的現實領域, 同時具備油田熱能“清潔替代”的潛力和基礎, 要加快地熱能勘探開發步伐, 推進地熱能綜合利用進程, 為實現清潔替代目標、綠色低碳發展提供保障。

1 國內地熱資源利用現狀

1.1 地熱資源基本概念

地熱能是由地殼抽取的天然熱能, 這種能量來自地球內部的熔巖, 并以熱力形式存在, 是引致火山爆發及地震的能量[3]。地熱是賦存于地球內部巖土體、流體和巖漿體中, 能夠為人類開發和利用的熱能。地熱資源與其他能源相比, 具有獨特的優勢, 一是資源量巨大、可再生, 儲量煤炭儲量的1.7億倍；二是利用率高, 不受時間和氣候的影響, 全天滿足基礎載荷；三是雖初投資建設成本相對高, 但總成本只相當于燃油鍋爐供暖的四分之一, 無污染。但后期運行成本低；四是減排優勢明顯, CO2排放低；五是可梯級利用, 從高溫—中溫—低溫各有用途, 將能量吃干榨凈。按照埋藏深度和地層溫度, 可將地熱能分為淺層地熱能、地熱水地熱能及干熱巖。淺層地熱能主是要200m以淺土壤源熱能, 可利用地源熱泵實現供暖或制冷, 水熱型地熱資源是天然熱水儲層, 可用于供暖、洗浴、養殖和種植等, 干熱巖埋藏較深, 致密層, 不含水或含少量水, 需要人工建造儲層, 開發成本較高, 主要用于發電。

1.2 國內地熱能開發利用現狀

我國是一個地熱資源較豐富的國家, 特別是中低溫地熱資源幾乎遍及全國, 但資源探明率和利用程度較低, 開發利用潛力很大。由于相較于其他太陽能、水能、風能等清潔能源, 地熱發電有著更高的成本, 主要原因是我國地熱能開發利用處于起步階段, 關鍵技術有待突破。

地熱開發利用分為直接利用和地熱發電。到2020年底, 我國地熱直接利用規模達4×104MW, 占全世界的37%, 開發主要集中在供暖、制冷以及淺層地熱開發, 地熱能供暖制冷面積累計約13.9×108m2, 穩居世界第一, 其中水熱型地熱供暖面積約5.8×108m2, 淺層地熱能供暖/制冷面積為8.1×108m2。近年來由于技術原因地熱發電發展處于停滯狀態, 地熱發電規模很小, 至2020年底, 我國地熱發電裝機量僅為44.56MW。

2 大慶油田地熱資源潛力分析及利用情況

2.1 地熱資源潛力分析

結合國家標準《地熱資源地質勘查規范》GB 11615-2010中對地熱能按溫度分類標準, 溫度界限大于25℃小于90℃是低溫地熱資源；溫度界限大于90℃小于150℃是中溫地熱資源；大于150℃是高溫地熱資源。按照國家標準對標劃分松遼盆地北部地熱資源分三種類型, 第一種以青二三段和姚家組含水砂巖為主, 深度1000～2000m, 地層溫度40℃～80℃；第二種以泉二段及以下致密層為主, 深度2000～3500m, 地層溫度80℃～150℃；第三種以基底花崗巖為主, 深度3500～6000m, 地層溫度大于150℃, 具備“清潔替代”的潛力和基礎[4-5]。

松遼盆地北部面積約為11.6×104km2, 為大型陸相近海湖相沉積。在盆地發育斷陷期和坳陷期兩大地層段, 通過地熱資源評價結果, 低溫地熱水主要分布長垣以北地區, Ⅰ類區主要分布林甸、黑魚泡、新村等非油區范圍, 產能大于500m3/d, 出口溫度50℃～60℃；Ⅱ類區主要分布在長垣老區及采油九廠北部, 產能200～500m3/d, 出口溫度55℃～60℃；Ⅲ類區主要分布在長垣南及兩側齊家古龍、三肇凹陷等地區, 單井產能小于200m3/d。松遼盆地北部中淺層地熱水有利區基本情況, 見表1。

表1 大慶油田中淺層地熱水有利區基本情況表

中溫地熱能規模大, 估算資源豐度2200×104GJ/km2, 全盆地穩定分布, 是今后油區用熱主要方向。中溫地熱能熱儲層屬于致密層, 孔隙度、滲透率較小, 物性條件較差, 但地層溫度相對較高, 長垣及外圍采油廠地溫梯度大于3.5℃/100m, 其中, 采油十廠平均地溫梯度大于4.3℃/100m, 是中溫地熱能開發利用最有利地區[6], 中溫層地熱能分布及適宜開發方式, 見表2。

表2 中溫層地熱能分布及適宜開發方式

干熱巖有利區位于古中央隆起南部, 估算資源豐度（4000～8400）×104GJ/km2。干熱巖富集區主要是采油八廠所轄探區, 古中央隆起南部基底碎裂花崗巖風化殼易于人工熱儲層建造, 是干熱巖首選靶區, 靶區面積約500km2, 厚度150～300m, 埋深3800m, 地層溫度約150℃, 靶區熱量（205～428）×108GJ, 折合標煤7.0～14.6）×108t。

2.2 地熱開發利用情況

低溫地熱水：少量零星應用, 地熱水應用主要以地方政府為主, 林甸應用較為集中[7], 主要用于溫泉、洗浴和少量的供暖, 大慶油田僅有一口地熱井應用, 薩熱1井是2000年地下資源公司在龍南游泳館周邊打的一口地熱井, 井深1560m, 水層埋深1277.8～1378.8m, 預算日產水460m3, 水溫47℃～48℃, 用于游泳館溫泉、洗浴用水, 但因水量遞減、水質差等因素停用[8]。

淺層地熱能利用：2005年, 采油九廠地質大隊改造供暖項目, 熱源采用108根盤管替代原燃煤熱水鍋爐, 供暖面積24546m2, 目前系統運行穩定, COP值在4～5左右, 供暖效果較好, 近年來由于設備老化, 供暖效果有所下降, 但能保證室溫18℃以上。2004年水務公司利用200m深的水源井7℃～8℃地下水, 結合熱泵技術提取2℃～3℃熱能, 替代2臺渣油鍋爐, 進水水量70m3/h, 熱泵提溫至55℃, 室內溫度滿足供暖要求, 替代渣油275t, 折合標準煤385t/a。由于水溫較低, 目前該采暖項目主要問題熱泵機組耗電較高, 大慶地區供暖溫度要求入口溫度70℃, 地源溫度低需要電量較高, 在高寒地區推廣潛力小, 兩個項目的具體情況如表3所示。

表3 采油九廠和紅崗水源熱泵供暖改造項目基本情況表

廢棄井改造應用：2017年, 大慶油田海拉爾貝28作業區新世紀提撈公司辦公區及車庫開展過“單井閉式循環水換熱”現場試驗, 取熱不取水試驗首獲成功, 改造廢棄老井2口, 1口取熱井ZK1, 1口地溫監測井ZK2, 試驗起止日期2017年11月～2019年12月, 三個取暖季換熱井溫度出水16℃, 進水4.5℃, 實現供暖面積2000m2, 室內溫度18℃～21℃, 基本達到供暖要求。單井閉式循環換熱能力低, 單井熱輸出功率0.2～0.6MW, 延米換熱量僅為90W。且廢棄井分布分散, 距離用熱端相對較遠, 難以規模替代。2017年11月～2019年12月, 三個取暖季, 由于提撈公司辦公區及車庫改入集中供暖系統, 這個試驗項目目前已經關閉。單井閉式循環技術優勢：結構簡單易于維護、閉式循環沒有污染、返排工質無需處理、地下熱儲無需改造, 真正實現“取熱不取水”；存在問題是換熱能力低, 難以規模替代。

2.3 大慶油田地熱開發利用方向

（1）低溫地熱水利用方向：國家出于對能源的保護出臺了回灌不低于90%的政策, 增加了低孔低滲區地熱水應用難度, 部分只采不灌的地熱水應用項目已經停用, 大慶油田要嚴格執行國家政策, 應用采—灌平衡方式開采地熱水資源[9]；

（2）中溫地熱能利用方向：通過海拉爾貝28作業區廢棄井改造試驗首獲成功, 但單井閉式循環換熱效率低, 影響項目的經濟效益評價, 下步需改進換熱工藝及流程, 采用壓裂或管道換熱的方式增加換熱面積, 提高換熱效率, 雖不如傳統水熱型地熱利用效率高, 但在大慶油田少水有熱的地區也是一個有益的嘗試。

3 地熱現場試驗進展及應用前景

低溫地熱水、中溫地熱能和干熱巖三種不同類型的地熱能開發方式和應用技術成熟度不同：

（1）低溫地熱水利用技術路線是采出熱水經熱泵換熱后, 尾水回灌到地層中, 實現采—灌平衡, 砂巖回灌技術成熟, 具備產業化開發條件, 地熱水“采—灌平衡”優點：產能高、熱負荷大（0.7～2MW）、投入產出比相對高；缺點水溫低（40℃～60℃）、礦化度高設備腐蝕嚴重, 不能直接利用、低孔低滲回灌難度大、分布局限部分地區發育。

（2）中溫地熱能利用技術路線是在封閉系統應用清水與高溫地層換熱, 出口熱水經熱泵換熱后, 再注入井中循環系統, “取熱不取水”技術成熟, 大慶已開展廢棄井換熱試驗, 正在探索增加換熱面積U型井試驗, 待成功后在油區范圍內推廣；取熱分兩種方式, 第一種, 人工造縫優點是注水量、換熱面積、熱負荷增大（0.5～2MW）、投資小；缺點是壓裂縫網不可控、降低井間壓力難度大、注水和采水量待驗證；第二種方式是管道換熱, 優點是熱負荷大（2～3.0MW）、井口水溫高50℃～70℃、油田各場站均可利用、運行成本低、系統穩定；缺點是初期投資大、運行熱負荷穩定性待驗證。

（3）干熱巖利用技術路線是對高溫熱儲層改造后, 利用循環水出口蒸汽發電, 屬于前瞻性技術, 需持續攻關。

以上3種類型分別采用三種方式開發利用, 未來將實現砂巖回灌和循環換熱的效益開發, 建立地面與地下配套關鍵技術, 為地熱規模化推廣奠定基礎, 為其他地區地熱開發方案編制提供技術支撐。

4 存在問題和建議

技術瓶頸問題：地熱開發利用是多專業、多學科交叉的集成技術, 水熱型地熱資源評價精度低, 砂巖儲層回灌能力較低、缺乏有效的監測手段[10]；中深層單井閉式循環換熱量低；干熱巖屬于前沿領域, 資源評價、開發利用技術不成熟。建議依托公司科技項目, 明確油田內部地熱資源成礦機理, 精細刻畫熱儲層空間分布, 評價經濟可采地熱資源及開發利用潛力, 攻關形成地熱開發利用關鍵技術；與國內知名大學和研究機構合作共同開展開發利用核心技術攻關, 提高成果轉化能力；盡快開展現場試驗, 完善配套開發技術, 規模化推廣。

開發效益問題：除了技術因素影響外, 經濟效益低是影響地熱能規模化開發推廣的主要問題, 從目前開發情況看, 地熱項目初投資相對較高, 配套技術不完善, 產業規模較小, 導致項目評價內部收益率不達標[11-12]。建議爭取投資支持、稅費減免、熱價補貼等相關扶持政策, 為地熱能效益開發提供保障；加快配套地熱勘探、鉆井、建造和運營一體化技術攻關, 盡快形成產業規模, 最大程度地降低建設和運營成本；大慶油田在60年的勘探開發過程中, 有大量的廢棄井處于閑置, 是地熱利用的切入點, 改造廢棄老井盤活低效資產。

5 結論

（1）國家層面密集出臺有關地熱能行業的利好政策, 產學研各界持續攻關, 助推地熱效益開發。

（2）松遼盆地北部是中低溫傳導型熱盆, 地熱資源量大, 類型多, 具備“清潔替代”的資源潛力和開發利用的技術基礎。

（3）改造廢棄老井實現循環換熱, 即減少建設項目初投資, 又盤活了企業低效資產, 是油田企業實現地熱效益開發的切入點。

（4）攻關技術瓶頸問題, 通過現場試驗加快實現地熱勘探、鉆井、建造和運營一體化配套技術, 盡快形成產業規模, 最大程度地降低建設和運營成本。