大王莊油田地?zé)豳Y源可持續(xù)利用研究

朱治國

中國石油華北油田分公司第三采油廠

華北油田作為用能大戶，在生產(chǎn)工藝中碳排放的最主要來源是油田站場加熱爐燃燒燃?xì)馀欧诺臒煔猓瑴p少煙氣排放、實現(xiàn)低碳發(fā)展是綠色低碳循環(huán)發(fā)展的必由之路。將油田內(nèi)地?zé)豳Y源進(jìn)行充分利用，使用地?zé)徇M(jìn)行供熱，即可減少碳排放量又可消除燃煤供暖存在的氮氧化合物、二氧化硫、煙塵等污染物排放問題，采出水經(jīng)過梯級利用后全部注回到地下熱儲層，不破壞深層地?zé)崴难h(huán)系統(tǒng)，不會抽空地下的水層，沒有地層凹陷的風(fēng)險[1]。油田地?zé)豳Y源是可以反復(fù)利用的再生資源，在降低油田開發(fā)成本的同時，實現(xiàn)油田清潔生產(chǎn)，打造綠色油田、生態(tài)油田是很有必要的。

華北油田探區(qū)地?zé)豳Y源量巨大，開展大規(guī)模地?zé)崂镁哂袃?yōu)越的條件，以大王莊油田為例，通過集輸管道進(jìn)行優(yōu)化簡化，利用地?zé)峁幔耆娲緢黾訜釥t，實現(xiàn)大王莊油田站場無煙化，形成一套可推廣、可復(fù)制的地?zé)衢_發(fā)利用模式。大力開發(fā)利用油田地?zé)豳Y源，與我國可再生能源發(fā)展戰(zhàn)略相符，對實現(xiàn)綠色清潔發(fā)展和可持續(xù)發(fā)展具有重要意義。

1 地?zé)豳Y源地質(zhì)特征

大王莊油田位于河北省肅寧縣，其北與肅寧油田毗鄰，東、南與留西、留北油田相連，勘探面積約200 km2，其構(gòu)造位置屬于冀中拗陷饒陽凹陷中部隆起帶的肅寧-大王莊潛山構(gòu)造帶，總的構(gòu)造輪廓為一個被斷層復(fù)雜化的穹隆背斜構(gòu)造[2]，油田整體為西北傾、東南抬、走向北東的大型穹隆背斜構(gòu)造，地層傾角下大上小，北西向斷層將其切割，從而使該區(qū)構(gòu)造復(fù)雜化，區(qū)域內(nèi)發(fā)育了霧迷山組、沙河街組、東營組、館陶組、明化鎮(zhèn)組等多套儲層，其中霧迷山組地層為一套淺海沉積的碳酸鹽巖，巖性以白云巖為主，厚度大，且較為穩(wěn)定，溶蝕縫洞發(fā)育物性好，是本次的主力取熱層。大王莊油田周邊發(fā)育有四個小型潛山構(gòu)造，從北到南依次為寧古8 潛山、寧4 潛山、留古1 潛山、留58 潛山，各小型潛山埋深高點從4 042 m到4 700 m不等，霧迷山組頂面埋深介于4 160～4 700 m，根據(jù)構(gòu)造位置認(rèn)為地?zé)衢_發(fā)的有利潛山為留古1潛山，其構(gòu)造位置位于王四計地下，潛山頂面埋深較淺，為4 250～5 000 m 以淺面積較大，有利于地?zé)衢_發(fā)井位的部署，根據(jù)留古1井實測地層溫度，推測儲層中部溫度為157 ℃。大王莊油田地下地?zé)豳Y源豐富，可為本區(qū)域清潔供暖提供充足的資源保障。

2 地?zé)崮芾梅治?/h2>

2.1 儲存量確定

2.1.1 計算方法

根據(jù)2010 年國家發(fā)布的《地?zé)豳Y源地質(zhì)勘查規(guī)范》，采用熱儲法計算地下熱能[3]，按回采率計算可采資源量。

（1）儲存量的計算。

儲存量的計算公式為

式中：Qr為巖石儲存的熱量，J；Qw為水中儲存的熱量，J；d為熱儲層厚度，m；Φ 為巖石孔隙率；tr為熱儲平均溫度，℃；tj為基準(zhǔn)溫度，地?zé)崴煤蟮淖畹蜏囟?，℃；ρr為巖石的密度，kg/m3；Cr為巖石的比熱容，J/(kg·℃)；ρw為水的密度，kg/m3；Cw為水的比熱容，J/(kg·℃)；H為計算起始點以上高度，m；A為計算區(qū)面積，m2；μ為彈性釋水系數(shù)。

該公式考慮了熱儲層中巖石儲存的熱能，也考慮了地?zé)崴袃Υ娴臒崮堋?/p>

可采地?zé)豳Y源量公式為

式中：Qwh為可采出的熱量，J；Re為回收率或稱熱能采收率，%；在進(jìn)行地?zé)豳Y源評價時，碳酸鹽巖裂隙熱儲地?zé)豳Y源的回收率取15%。

（2）地?zé)崴Y源計算。

地?zé)豳Y源的埋藏通常較深，需通過一定的流體把熱能從地下帶上來，地下水是地?zé)崮茏詈玫妮d體，因此在計算地?zé)豳Y源時必須計算地?zé)崴馁Y源量。地?zé)崴c淺部地下水有著相似的儲存特征和水動力特征，因此借鑒地下水資源計算方法來計算地?zé)崴Y源[4]。

靜儲量法計算公式如下：

該公式考慮了熱儲層段內(nèi)地?zé)崴捏w積存儲量和彈性存儲量，式中，A為地?zé)崽锩娣e，m2；d為熱儲層厚度，m；Φ為孔隙率，可按鉆探、測井、實驗室測試資料獲??；H為熱儲層頂板算起的水頭高度，m；μ為彈性釋水系數(shù)；M為含水層厚度，m；Ss為比儲水系數(shù)。

該公式中的彈性釋水系數(shù)應(yīng)該與熱儲層中各含水段的儲水性能有關(guān)，不同含水巖組能釋放出的水量是不同的，深部地下熱水應(yīng)比淺部地下水其彈性釋放量大。

熱水可采量利用回采系數(shù)法進(jìn)行估算，第三系孔隙型熱儲層的回采系數(shù)取5%，基巖碳酸鹽巖裂隙性熱儲層回采系數(shù)取1%～5%，1%為理論推測數(shù)據(jù)，5%為遠(yuǎn)景規(guī)劃的依據(jù)。

2.1.2 參數(shù)確定

面積計算：應(yīng)用最新落實的大王莊霧迷山組頂面構(gòu)造圖，圈定留古1 潛山斷塊區(qū)控制的面積為3.2 km2，大王莊潛山5 000 m 以淺儲層面積為16.4 km2（圖1）。

圖1 留古1潛山面積Fig.1 Liugu 1 Buried Hill area

熱儲厚度：由于潛山埋深頂?shù)赘卟钶^大，不同構(gòu)造部位厚度有差別，但總體比較穩(wěn)定。本次資源量計算視地下熱儲為靜態(tài)，不考慮開采過程中水的自然補給。為了方便計算參數(shù)的求取，將復(fù)雜的、不規(guī)則的潛山錐體模型簡化為一個理想的幾何形態(tài)（圖2）。取潛山構(gòu)造各個部位的鉆孔資料讀取實鉆厚度，無井區(qū)用地震資料確定地震解釋厚度，取所有讀點的算術(shù)平均值作為地層的平均厚度[5]。

圖2 潛山熱儲模型Fig.2 Buried hill thermal storage model

根據(jù)大王莊油田周邊潛山井霧迷山組儲地比計算得出霧迷山組平均儲地比為40.74%（表1），該區(qū)塊資源量計算時儲地比取40%。留古1潛山霧迷山組頂面高點埋深4 277.5 m，通過地震資料測量本區(qū)霧迷山組地層厚度大于800 m，計算儲層厚度取320 m。

表1 大王莊周邊潛山儲地比Tab.1 Storage land ratio of buried hills around Dawangzhuang

熱儲溫度：在留古1 井做潛山霧迷山組的43 67.59 m 和4 369.39 m 進(jìn)行了溫度測試，實際測量的地層溫度為157 ℃。

根據(jù)蠡縣地區(qū)已鉆地?zé)峋?020—2021 年采暖季的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，蠡深熱1 井、蠡深熱3 井為采水井，1 井泵深為-352.67 m，3 井泵深為-397.13 m，1 井霧迷山組Ⅰ+Ⅱ類儲層為18.5 m/11 層，儲地比為5.5%，平均采水量為2 856 m3/d，3 井平均采水量2 712 m3/d，井口平均水溫130.8 ℃，蠡深熱2井和蠡深熱5井為回灌井，2井霧迷山組Ⅰ+Ⅱ類儲層為40.8 m/18層，儲地比為21%，5井備用井，實現(xiàn)全部自然回灌，運行狀況良好。留古1 井儲地比、Ⅰ+Ⅱ類儲層厚度等均好于蠡縣地區(qū)已鉆潛山地?zé)峋ū?），且進(jìn)行過酸化措施，因此推測留古1井產(chǎn)液量應(yīng)大于蠡縣潛山地?zé)峋A(yù)測日產(chǎn)水量在3 000 m3左右。

表2 留古1潛山與蠡縣潛山數(shù)據(jù)對比Tab.2 Comparison of data between Liugu 1 Buried Hill and Lixian Buried Hill

其他參數(shù)取經(jīng)驗值、地?zé)豳Y源計算參數(shù)見表3。

表3 留古1潛山霧迷山組地?zé)豳Y源量Tab.3 Geothermal resources of the Wumishan Formation in Liugu 1 Buried Hill

2.1.3 計算結(jié)果

計算可知留古1 潛山5 000 m 以淺區(qū)域總地?zé)豳Y源量為173.9×108GJ，總地?zé)崴繛?.73×108m3，可采地?zé)豳Y源量為26.09×108GJ，可采水量為0.55×108m3，按照1 采1 灌（日采3 000 m3）的開發(fā)設(shè)計思路，全年采水量為109.5×104m3，占總可采水量的2%，資源量可以滿足本區(qū)開發(fā)需求。霧迷山組地層在本區(qū)約40 km2范圍內(nèi)廣泛分布，區(qū)域上具有很好的連通性，分析認(rèn)為本區(qū)可動用資源十分充足，地?zé)豳Y源作為可再生能源，下覆基巖地層會進(jìn)行長期穩(wěn)定的熱補給，可滿足地?zé)豳Y源的長期持續(xù)開發(fā)。

2.2 老井利用

通過對區(qū)塊內(nèi)可利用的老井狀況進(jìn)行摸排，目前具備潛山層地?zé)豳Y源可利用開發(fā)的閑置井2口即留古1 井和留3 井。留古1 井1985 年1 月10 日完鉆，因綜合解釋為水層，故未投產(chǎn)，至今已有36年，井筒情況良好，地面無占壓有利于老井恢復(fù)利用，井表層套管為339.7 mm，下入深度148.28 m，技術(shù)套管為244.5 mm，下入深度2 845.36 m（圖3），依據(jù)目前的井筒條件，可以下入排量為3 000 m3/d的大型潛水泵，若作為采水井，可滿足采水量需求。留3 井1998 年4 月有桿泵投產(chǎn)東三段Ⅰ油組，初期日產(chǎn)純油7.2 t，1999年2月無液關(guān)井，至今已有22年，正常生產(chǎn)時日產(chǎn)液3 t，日產(chǎn)油2.7 t，含水率10%，測不出動液面，累計產(chǎn)油2 367 t，累計產(chǎn)水量為161 m3，目前井口被鋸，生產(chǎn)管柱落井，無進(jìn)井道路、無井場，地面占壓嚴(yán)重，征地及修井投資高，不利于老井恢復(fù)。

圖3 留古1井井身結(jié)構(gòu)Fig.3 Well bore structure of Liugu 1 Well

留古1井鉆至4 329.3 m時發(fā)生嚴(yán)重井漏，片刻便有進(jìn)無出，漏速為60 m3/h，靜液面-25 m，在鉆至4 454 m 后，一直漏失嚴(yán)重，泥漿（清水）有進(jìn)無出，共漏失泥漿（清水）7 696.97 m3，在油管測試的時候發(fā)生自噴，日產(chǎn)水量為586 m3，故得出留古1 井具有較強的產(chǎn)液及回灌能力；留3 井所在區(qū)域儲層不發(fā)育，儲層預(yù)測顯示留3井井底距潛山內(nèi)部裂縫發(fā)育帶140 m 左右；留古1 井地面情況、試油產(chǎn)量、漏失情況及儲地比均優(yōu)于留3 井（表4）。由于留古1 井霧迷山組含氣，僅適合改造為回灌井，因此恢復(fù)利用留古1 井，按照深采淺灌的原則，留古1井作為回灌井，并新鉆采出井，符合深采淺灌原則，采出井與留古1井位于同一斷塊，處于兩條斷層的交接處，儲層預(yù)測留古1井及采出井均位于裂縫儲層發(fā)育區(qū)，有利于與留古1井建立地?zé)崴h(huán)。

表4 留古1井與留3井分析對比Tab.4 Analysis and comparison between Liugu 1 Well and Liu 3 Well

通過對霧迷山組進(jìn)行模擬計算得出注采井距在500 m以上時可以保證運行20年采水溫度不降。利用井位部署方案得出新鉆井距留古1井795 m，設(shè)計井深4 600 m，進(jìn)霧迷山組深度4 380 m，位于氣水界面以下，鉆遇霧迷山組深度220 m，進(jìn)山后地層同相軸擾動錯斷現(xiàn)象明顯，可鉆遇內(nèi)幕斷裂帶，新鉆井4 288 m進(jìn)入潛山地層，4 380 m進(jìn)入霧迷山組地層，上覆寒武系地層共鉆遇92 m，留古1 井4 280.36～4 341.14 m試油氣水同出，證明氣層底界應(yīng)在4 341.14 m以上，新鉆井進(jìn)霧迷山組地層深度在氣層底界以下，可有效避免CO2氣體采出。

3 地面工藝簡化優(yōu)化

為最大程度減少站場的用熱需求，實現(xiàn)站場“瘦身”，通過對潛山層地?zé)豳Y源開發(fā)，利用地?zé)釣檎緢龉?，完全替代站?nèi)加熱爐，實現(xiàn)大王莊區(qū)域站場無煙化，站場伴生氣處理后外輸。大王莊油田共有站場5 座，分別為王四站、王一站、王4計、寧50 站、留69 站，計量站和集油閥組共24座，留62西區(qū)域（留62-3計、王16計）采用單管集油，寧9 區(qū)域（寧50-1、寧50-2、寧50-3 計）和留69 區(qū)域采用環(huán)狀摻水集油，其余15 個計量站和集油閥組共240 口井采用三管伴熱集輸工藝（圖4）。

圖4 大王莊油田計量站/集油閥組管線Fig.4 Metering station/oil gathering valve group pipeline in Dawangzhuang Oilfield

3.1 三管伴熱油井改為單管集油

2021年二季度對大王莊現(xiàn)有240口三管伴熱井進(jìn)行單管冷輸現(xiàn)場試驗，依據(jù)現(xiàn)場試驗數(shù)據(jù)反算管線總傳熱系數(shù)，并結(jié)合站外建模軟件對站外單井進(jìn)行計算（圖5），對部分回壓過高的單井進(jìn)行配套輔助措施，實現(xiàn)全部單井單管輸送[6-7]。各種單管輔助措施對比分析見表5。

圖5 模擬軟件建模及成果Fig.5 Simulation software modeling and achievements

3.2 計量站優(yōu)化

以王4計量站為例，2009年建成投產(chǎn)，現(xiàn)具備原油集輸、供熱功能；本次簡化工藝停用站內(nèi)加熱爐（由地?zé)崽峁崮埽?，站?nèi)集輸流程保持不變，實現(xiàn)站場無人值守。王4計量站工藝流程優(yōu)化后使站外來液依次進(jìn)混輸泵橇、外輸換熱器、王四站。根據(jù)產(chǎn)量預(yù)測對王4計量站現(xiàn)有油氣集輸設(shè)備進(jìn)行能力校核（表6），核算結(jié)果完全滿足。

表6 王四站油氣集輸設(shè)備核算Tab.6 Accounting of oil and gas gathering and transportation equipment in Wangsi Station

3.3 轉(zhuǎn)油站優(yōu)化

以留69 轉(zhuǎn)油站為例：留69 站具備摻水集油、供熱、輸油、注水等功能，該站日產(chǎn)液量為236 m3，產(chǎn)油量58 t，產(chǎn)出液進(jìn)入儲油罐，摻王四站調(diào)過來的采出水進(jìn)行維溫，原油摻水外輸至王四站處理。存在采出水來回調(diào)用問題，因此進(jìn)行工藝流程優(yōu)化，留69 站至王四站集油干線站外摻水集油工藝改為單管集油輸送流程（輸油管線管徑為159 mm×5 mm，長度為10.2 km），在留69-32 井場設(shè)2臺125 kW的空氣源熱泵[8]，對外輸液進(jìn)行二次升溫輸送至王四站。水系統(tǒng)改造（圖6）如下：在王四站水區(qū)新建調(diào)水泵，調(diào)王四站處理后采出水至留69 站，站外利舊D114 mm×5 mm 調(diào)水管線，王四聯(lián)至留69 站沿程摩阻約35 m，留69 站注水水源由水源井更換為王四站調(diào)水，利舊留69 站已建清水罐改造為注水罐，實現(xiàn)留69站“清改污”。

圖6 留69轉(zhuǎn)油站工藝流程優(yōu)化Fig.6 Process flow optimization of Liu 69 Oil Transfer Station

4 發(fā)電工藝

改造留古1 井為回灌井，留古1 井場內(nèi)新鉆采水井1口，井場采水管線和回灌管線中間通過設(shè)置切換閥組實現(xiàn)2口井的采灌切換，使生產(chǎn)井和回灌井互為備用。通過計算可知采水量為3 000 m3/d（125 m3/h），按進(jìn)蒸發(fā)器水溫150 ℃，出預(yù)熱器水溫夏季按85 ℃、冬季按112 ℃，熱源夏季總發(fā)功率938 kW，凈發(fā)功率724 kW，冬季總發(fā)功率766 kW，凈發(fā)功率598 kW。綜合考慮雙工質(zhì)發(fā)電機(jī)組的運行效率與發(fā)電機(jī)的性能衰減，選擇900 kW 的雙工質(zhì)發(fā)電機(jī)組進(jìn)行發(fā)電，雙工質(zhì)油田余熱發(fā)電工藝以低沸點有機(jī)工質(zhì)作為中間介質(zhì)進(jìn)行發(fā)電，有機(jī)朗肯循環(huán)（ORC）系統(tǒng)通過中間換熱器實現(xiàn)油田余熱能的提取，對油田余熱流體的化學(xué)組分、干度以及不凝性氣體含量等影響因素的適應(yīng)性較強[9]。ORC 透平不直接接觸油田余熱流體，因此不存在油田余熱流體的腐蝕和結(jié)垢問題[10]。雙工質(zhì)發(fā)電機(jī)組冷端系統(tǒng)可采用水冷或直接空冷，考慮水冷方案在投資、占地面積以及年凈發(fā)電量均優(yōu)于空冷方案，發(fā)電機(jī)組冷端工藝選擇水冷工藝。

水冷ORC發(fā)電工藝流程如圖7所示，氣態(tài)有機(jī)工質(zhì)在透平發(fā)電機(jī)做功后的進(jìn)入凝氣器，經(jīng)過凝氣器冷卻后的液態(tài)工質(zhì)經(jīng)過工質(zhì)泵加壓后先進(jìn)入預(yù)熱器，由經(jīng)過蒸發(fā)器降溫后的油田余熱水加熱升溫，再進(jìn)入蒸發(fā)器，由高溫油田余熱水進(jìn)一步加熱實現(xiàn)蒸發(fā)氣化。蒸發(fā)器中產(chǎn)生的高溫高壓工質(zhì)蒸氣輸送至有機(jī)工質(zhì)透平，推動透平發(fā)電機(jī)組做功發(fā)電，以此循環(huán)。

圖7 水冷ORC發(fā)電工藝流程Fig.7 Water-cooled ORC power generation process flow

5 供熱工藝

王四站、王一站、王4計、寧50站站場供熱系統(tǒng)均采用開式供熱系統(tǒng)，各站供熱設(shè)施運行情況良好，供熱系統(tǒng)在實際的運行中存在熱水中含有少量油的現(xiàn)象?？紤]到一次網(wǎng)輸送距離長達(dá)8.9 km，為保證一次網(wǎng)水質(zhì)和充分利用站場現(xiàn)有的供熱設(shè)施，采用二次網(wǎng)進(jìn)行換熱。余熱能源站供熱工藝流程如圖8所示，冬季采出水經(jīng)過余熱發(fā)電后由150 ℃降至109 ℃，進(jìn)入供熱主機(jī)房內(nèi)的換熱器與一次網(wǎng)循環(huán)水換熱，將采出水由109 ℃利用至55 ℃，然后通過換熱器將一次網(wǎng)循環(huán)回水由50 ℃升溫至80 ℃，供給下游站場使用，經(jīng)過換熱利用后的采出水通過集輸管網(wǎng)注入回灌井。

圖8 余熱能源站供熱工藝流程Fig.8 Heat supply process flow of waste heat energy station

根據(jù)大王莊油田15 年產(chǎn)能預(yù)測情況，對大王莊油田集輸管道進(jìn)行優(yōu)化簡化設(shè)計后，各站冬季用熱負(fù)荷為8 163～7 875 kW，夏季用熱負(fù)荷為4 041～3 847 kW，大王莊油田15 年預(yù)測期內(nèi)用熱負(fù)荷波動很小，基本平穩(wěn)，地?zé)崮茏阋灾未笸跚f油田整個系統(tǒng)的熱量需求，系統(tǒng)的冬、夏季熱平衡如圖9和圖10所示。

圖9 冬季熱平衡Fig.9 Thermal equilibrium in winter

圖10 夏季熱平衡Fig.10 Thermal equilibrium in summer

6 結(jié)論

大王莊油田地?zé)豳Y源預(yù)估年利用余熱資源量38.3×104GJ，折合標(biāo)煤1.31×104t，碳減排2.14×104t/a，年總凈發(fā)上網(wǎng)電量506×104kWh，為站場提供余熱19.5×104GJ，替代華港燃?xì)饬?18.2×104m3/a、外輸商品氣量527×104m3/a，可以解決大王莊區(qū)域采用清潔能源替代外購燃?xì)獾膯栴}，減少華北油田對外用電需求，社會及環(huán)境效益顯著。

油田地?zé)豳Y源豐富，聯(lián)合站利用地?zé)峁?，完全替代站場加熱爐，實現(xiàn)油田站場無煙化，從技術(shù)和經(jīng)濟(jì)上是可行的。油田地?zé)嵯啾葌鹘y(tǒng)能源具有的清潔和可持續(xù)特點，與整個社會的環(huán)保、可持續(xù)發(fā)展戰(zhàn)略相符。