遼河油區地熱資源評價及開發利用

張吉昌 趙艷 范顯利 林中闊 杜文拓 吳榮碧 孫安培

（1.遼河油田環境工程公司；2.遼河油田勘探開發研究院）

遼河油田開發利用地熱資源起步早，起點高，經過近20 a 持續試驗、研究與應用實踐，在“找熱、取熱、儲熱、用熱、換熱”方面，形成多項地熱利用技術、興建多項地熱示范工程，具有良好的社會與經濟效益，在地熱資源勘察評價與綜合開發利用方面走出一條成熟可行之路。地熱開發利用先后經歷三個階段：2005—2011 年，完成遼河油區地熱資源勘查、技術儲備、嘗試利用階段；2012—2015 年，為持續研究、承攬項目，技術升級階段；2016 年至今，為技術應用、成果轉化、深入研究階段。

1 概況

遼河坳陷地熱資源普查與開發早在上個世紀80年代就引起了一些專家的關注，油田經歷了幾十年開發，主體區開發進入中后期，油區邊部的地熱開發利用與結合部滾動產能部署并行推進是未來發展方向。地熱資源普查及目標區精細熱儲描述研究應有利依托油田已有成果，因地制宜，創新形成地熱資源普查、熱儲精細描述、地熱工程設計等為中心的一體化解決方案。

遼河坳陷莫霍面埋深30 km，位于區域幔隆區，地殼厚度薄[1]，東部坳陷及大民屯坳陷大部位于低值區，為地幔熱源向上傳遞提供了良好條件。遼河坳陷基底花崗巖中所含放射性元素U、Th 等衰變而產生的放射性熱能具有長久的持續性[2]，加之其良好的導熱性，總體對高溫地溫場的形成和穩定起著主導作用。

區域屬渤海灣裂谷系的一部分[3]，遼河裂谷盆地構造復雜，區域北東走向斷裂帶是區內熱儲發育的主要熱力通道，包括佟二堡營口斷裂帶、臺安大洼斷裂帶、大民屯沈北斷層、大民屯坳陷東界斷層及二界溝斷層等[4]。這些深入基巖的大斷裂為深部地熱向上傳導提供了良好的通道，熱熔物質在斷裂生成期上涌至盆地內部，成為綜合諸因素的地溫梯度異常高值區。

2 評價方法及結果

2.1 評價方法

主體研究方法：井震結合水層頂蓋構造解釋技術、巖心刻度測井熱儲層精細刻畫技術、相控三維地質建模技術。

配套專項技術：斷層封閉性研究技術、熱儲層反演預測技術、熱儲數值模擬技術[5]。

2.2 評價結果

在地熱資源分布主控因素分析基礎上，以區域3 000 多口探井為基礎，采用序貫指示及克里金多種方法，對單層厚度大于5 m 水層進行大尺度熱儲三維地質建模。資料方面，首次在地熱領域應用區域豐富的鉆錄測數據，以多源數據融合為基礎，通過多人并行建模，實現“億”節點三維地質建模。具體方法：在整體構造建模的基礎上進行網格化，考慮工區范圍及砂體分布特征，橫向上采用200×200×2.5 m 網格，網格數共3.24 億個。

由于完鉆的老井或參與建模井并不是在熱儲最有利的位置，這是由完鉆井的屬性決定，這些完鉆井是油田勘探開發幾十年圍繞油氣進行部署的，因此在區域新建依托地熱資源分布主控因素分析基礎上300 余口虛擬井進行約束，模擬方案采用隨機模擬中的序貫高斯模擬法，首次建立遼河坳陷熱儲層三維地質模型。

遼河坳陷4 000 m 以淺“熱儲建模法”資源詳查總量8 800×108m3，折合標煤340×108t。

3 開發利用方式

在油區地熱資源評價基礎上，從生活和工業方面，開展地熱資源開發利用，經過近20 a 努力，逐步形成具有油區特色地熱綜合開發利用技術，并興建多項地熱利用示范工程。

3.1 在生活方面開發利用

3.1.1 中深層地熱鉆完井技術及工程應用

油區地熱資源主要埋藏在古近系東營組、沙河街組，熱儲分布范圍廣泛、熱儲單層厚度薄、不連續、構造復雜、熱儲物性差、地熱水礦化度高、含氣等特點。這樣的地質特點，給地熱開發利用過程的鉆井、完井、采灌、長輸等帶來很多問題。常規的中深層地熱開發利用技術已不能滿足油田特殊的地熱地質條件。經過與地質、錄井、測井、鉆井等多專業開展聯合攻關，在井身結構、防砂、洗井、增產、氣水分離、采灌水、地熱水保溫長輸等方面取得了多項突破。形成多項國家專利技術，如一種導入式地熱井套管分離器、潛水泵井下氣水分離裝置、一種地熱井套管坐封器、電纜傳送可鉆式水源井堵漏方法。隨著中深層地熱井鉆完井技術逐步成熟，近年來完成了多項地熱利用工程。

2006 年7 月首次鉆成第一口中深層地熱井——沈水501 井。設計井深2 480 m，構造位置位于遼河盆地大民屯凹陷靜安堡構造帶安89 西塊，開采地熱儲層為古近系沙河街組沙三段熱儲層，該井自2006 年7 月4 日開鉆，8 月2 日完井，完鉆井深2 480 m，套管下深2 477.34 m，單井開采量為1 500 m3/d，井口溫度65 ℃，地熱井直井型井身結構示意圖見圖1。驗證了油田礦區前期地熱資源勘察、評價成果。

圖1 地熱井直井型井身結構示意圖Fig.1 Schematic diagram of the vertical wellbore structure for geothermal wells

同年8 月完成第2 口地熱井，2006 年10 月沈采地熱利用示范工程正式投入使用，取代了原燃煤鍋爐向礦區油田職工供生活熱水。作為遼河油田首例中深層地熱綜合利用工程，每年實現外輸水量80×104m3，經過15 a 的使用，水量保持穩定。年節約燃煤約1×104t，使沈采礦區制熱水的噸水成本由原來的30 元降為6.4 元，年減少CO2排放1.82×104t。

2011 年遼河油田又成功部署1 口地熱定向井茨1-01 井，該井位于遼河坳陷東部凹陷茨榆坨中段茨16 東斷塊高部位，設計井深（垂深）2 350 m，靶心位移339 m，取水層位為古近系沙河街組三段、一段地熱儲層。2011 年10 月6 日開鉆，11 月15 日完井，經過產能測試，測得該井最大涌水量為62 m3/d，地熱井定向井型井身結構示意圖見圖2。

多年以來，遼河油田公司累計設計完成了錦州市華帝城地熱項目、新民市美國郡地熱利用工程等十幾個地熱開發利用項目，先后部署設計了100 多口地熱井，設計合格率達100%。拉開了遼河油田及周邊地區的中深層地熱資源大規模開發利用的序幕，有力帶動了周邊地區房地產、溫泉旅游業、地熱供暖發展，經濟效益、社會效益十分顯著。

3.1.2 高效熱泵利用技術及工程應用

在開發利用礦區內低溫地熱資源方面，從2008年起，遼河油田公司先后開展了水源熱泵、地源熱泵、燃氣熱泵的生產運行試驗與生產實踐活動，通過優化水源熱泵高效運行工藝流程，即以螺桿壓縮式熱泵與磁懸浮熱泵串聯逆流（蒸發器水路串聯、冷凝器水路串聯、蒸發器的水流向、與冷凝器相反）方式，有效提升了熱泵的運行效率，大大提高了熱泵能效比。多年來在高效熱泵利用方面積累了諸多經驗與技術[6]。

2012 年，遼河油田公司建設實施了首例水源熱泵原油集輸伴熱工程-小龍灣輸油泵站熱泵利用工程[7]。共部署鉆探水源井4 口，利用水源熱泵制出80℃循環熱水，通過殼管換熱器實現小龍灣輸油泵站的進出站原油加熱、大罐保溫及建筑物供暖，尾水全部實現同層回灌。年可節約天然氣145×104m3、減少CO2排放4 885 t。

2013 年，遼河油田公司開展了地源熱泵在油田原油集輸伴熱工業化利用先導性試驗，對興隆臺油田興35 站原油集輸伴熱系統進行了改造，以地源熱泵伴熱系統取代原站內的水套爐加熱系統，共鉆探孔深100 m 的“單U”換熱井30 口，經過近3 個月的試驗運行，系統運行良好，可以將原油由32 ℃加熱到42 ℃（最高可到達52 ℃）完全滿足實際生產需求[8]。年可以節約天然氣22.8×104m3，相當于節約標煤296.4 t，減少CO2排放587 t。

3.1.3 砂巖同層回灌技術及工程應用

為解決砂巖型熱儲回灌難的問題，從2008 年以來，遼河油田公司先后持續對油區內第四系、新近系、古近系的砂巖型熱儲層，開展了長期的采灌試驗，并完成多項砂巖型熱儲的開采/回灌的生產實踐。經過近20 a 的努力，針對不同地區不同地熱儲層特點，通過制定不同回灌、回揚制度，地熱井維護保養制度等，實現了地熱尾水100%同層回灌。通過多年回灌試驗及生產實踐，在砂巖地熱尾水回灌、回揚方式、地熱井解堵、地熱井清洗、提高地熱井采灌效率等方面積累了豐富的技術經驗，其中水源井“對井”邊開采邊回注方法及其所采用的開采回注系統，獲得了國家專利。

2008 年，遼河油田的潤誠苑小區地熱供暖工程投入使用。這是遼河油田首例地熱供暖民用工程，共新建地熱井6 口，井深1 000～1 100 m，主要開發新近系館陶組熱儲。采用3 采3 灌方式，結合高溫熱泵技術，實現小區17×104m2住宅供暖需求。在供熱周期內，該工程通過優化地熱井開采/回灌工藝，控制地熱回灌強度和回灌量等，最終實現了新近系熱儲的1∶1 同層自然回灌。經過連續6 a 的供暖運行，系統運行穩定。年節約標準煤0.6×104t，減少CO2排放1.6×104t。

3.2 在工業方面綜合利用

3.2.1 廢棄油氣井改造地熱井技術及工程應用

油田開發至中、后期，形成大量廢棄油氣井，這部分油氣井雖然不再具備油氣生產條件，但卻可以用來實現地熱資源開發利用。熱儲層成巖程度相對較好、井下情況相對簡單、井口離用熱點近的廢棄油氣井都可以改造成地熱井[9]。改造后的地熱井開采量、回灌量與新建地熱井相近，可以節約建井費用，因而具有明顯的經濟效益，是油田區開展地熱能開發利用的主要方式。通過對油氣開發過程中成熟的井下作業技術集成創新，便形成了廢棄油氣井改造地熱井技術。同時自主研發了多項技術，如定點取換套技術，星孔燒結篩管制作技術，高揚程潛熱水泵技術等。大慶油田、華北油田等單位都先后進行了廢棄油水井改造地熱井的嘗試試驗，均取得了很好的利用效果。

2016 年遼河油田公司首次利用廢棄油井黃06-6 井、黃6-5C、黃04-4 改造為地熱井，開采熱儲層為古近系東營組，通過射孔、定點取換套、抽汲等方式，單井最大開采量達到45～50 m3/h，溫度為41 ℃左右，結合熱泵技術實現興一礦3.5×104m2辦公樓供暖，取締了原燃煤鍋爐。通過經濟性分析，與新建地熱井對比，改造后地熱單井涌水量接近新建地熱井，但成井費用要比新建地熱井低約200 萬元左右。廢棄油井改造地熱井示意圖見圖3。

圖3 廢棄油井改造地熱井示意圖Fig.3 Schematic diagram of transforming abandoned oil wells into geothermal wells

2020 年，遼河油田公司實施了中石油重點工程-歡三聯地熱利用示范工程，利用廢棄油井改造技術把14 口廢棄油井改造成地熱井，結合2 口新建地熱井，以6 口地熱井（80 ℃）為熱源，利用燃氣熱泵技術和換熱器替代原水套加熱爐為聯合站原油脫水、原油外輸、軟化水加熱、站內采暖，歡三聯工藝流程見圖4。可實現年節省天然氣931.5×104m3，減少CO2排放1.88×104t。

圖4 歡三聯工藝流程Fig.4 Flow of Huansanlian process

3.2.2 油田采出水余熱能換熱技術及工程

在石油開采過程中，將各油層采出液經原油脫水工藝處理后的脫出水被稱為油田采出水。油田采出水主要來源于原油脫水站、聯合站內原油儲罐的罐底水及含鹽原油洗鹽后的油田采出水；油層中原有的地層水、對注水井進行洗井作業的洗井水；鉆井油田采出水、井下作業油田采出水、油區站場周邊工業廢水等。在石油的生成、運移和儲集過程中，石油的主要伴生物是水。隨著開發時間的延長，采出的原油含水量就會不斷升高[10]。原油開采過程中會產生大量的油田采出水，特別是對于遼河油田等在進入油氣開采末期的油田，油田采出水產出量一般會占到總液量的90%以上。據計算，每年可產生熱能相當于17.5×104tce 的發熱量，這些熱能完全可利用熱泵技術提取油田采出水熱量，解決聯合站原油處理的供熱問題，前景十分廣闊。

2015 年，遼河油田在油田工業生產中開展了吸收式熱泵技術應用生產性試驗，曙五聯示范工程工藝流程見圖5。在曙光油田曙五聯合站利用站內高溫油田采出水等工業余熱作為熱源，通過燃氣熱泵技術替代原系統的燃氣加熱爐工藝，可以將進站原油由60 ℃加熱到90 ℃以上。試驗表明，該套生產工藝完全滿足原油脫水和外輸的溫度要求。而采用燃氣熱泵替代傳統燃氣加熱爐輸送原油方式，可使輸送單耗由7.92 元降為6.5 元，輸油成本降低18%。通過此次試驗，最終形成了一套適合原油集輸伴熱的燃氣熱泵應用技術。為油田生產余熱能利用提供了有效手段。

圖5 曙五聯示范工程工藝流程Fig.5 Flow of Shuwulian demonstration project process

3.2.3 地熱能換熱技術及工程

地下200 m 以內的地熱能通常稱為淺層地熱能，淺層地熱能由于具有分布廣泛、儲量巨大、持續穩定、清潔環保，倍受人們的青睞，結合水源熱泵、地源熱泵技術，人們利用淺層地熱能供暖與制冷，實現“取熱制冷不取水”，是我國利用最為廣泛的地熱能。2012 年以來，遼河油田首次進行了嘗試，并積累了許多經驗與技術。然而受地埋管占地面積大、易形成冷/熱堆積等因素限制，應用受到限制。及時針對中深層地熱能換熱進行了探索，利用廢棄油井改造換熱井，進行了試驗性研究。從地熱井改造、工藝設計、現場施工進行了探討，并對不同工況進行測試，如進出口溫度之間關系，循環水與換熱量之間關系，確定了最大換熱量。

2012 年，興35 站熱泵供熱改造工程投入使用。工程采用地埋管技術，鉆探30 口地埋管孔從土壤中提取熱量，利用熱泵機組產出50 ℃以上的循環熱水，替代水套爐為進站原油加熱，提高操作的安全性，并為站內冬季供暖，解決邊遠小站供熱問題。每年可節約天然氣22.8×104m3，減少CO2排放587 t。

2012 年，運輸大隊地源熱泵供暖制冷工程投入使用。該項目共鉆探83 個地埋管孔，其中單U 孔80 個、雙U 孔2 個、鋼管換熱器單U 孔1 個，孔間距均為4 m，單孔取熱量為3.5 kW。按照66 W/m2熱量值計算，單孔可實現供熱70 m2。實現供暖、制冷面積6 000 m2。

2017 年，利用廢棄油井黃32 井，開展井下換熱試驗，采用同心管柱提取井下熱量，測試不同進水溫度、不同進水水量時的熱工參數，并利用模型計算出井下換熱的最優值。井深2 449 m，井內徑121 mm，地溫梯度2.8 ℃/100 m，最大制熱量242 kW。試驗的成功，驗證了“取熱不取水”在油田礦區應用的可行性，換熱試驗后接入礦區供暖系統。

3.3 深度綜合利用發展方向

3.3.1 低孔低滲熱儲改造

遼河油區中深層砂巖水熱型地熱資源分布廣、開發利用潛力大，但存在回灌難的問題。由于熱儲層低孔低滲、地熱流體礦化度高、腐蝕、結垢嚴重等問題，嚴重制約著中深層地熱的開發利用。目前遼河油田公司正在組織開展低孔低滲地熱儲層的改造技術研究，對工藝技術比較成熟的油井壓裂、酸化等技術進行優化研究，最終形成一套適合油區地熱資源綜合利用完整的廢棄油氣井改造-地熱井增產-熱儲層改造的工藝流程，通過加大地熱流體運移通道的間隙，增加地熱水的流動速率等手段，大幅度提高地熱采灌井的采灌量，進一步提高中深層地熱資源的利用效率，對提高地熱工程的經濟價值具有十分重要的意義。

3.3.2 中低溫地熱發電

地熱發電具有對環境無污染、占地面積小、不需要消耗大量燃料、不需要大型鍋爐設備等優勢。目前中低溫地熱水便可滿足地熱發電技術的要求，只要能提供穩定、連續的80～120 ℃的熱水便可。遼河油區具備中低溫地熱發電先行先試的條件，遼河凹陷內下伏多個古潛山構造，巖性大多為花崗巖、玄武巖、灰巖、白云巖等。根據勘察結果，遼河油田礦區內古潛山熱儲溫度一般為84～165 ℃。特別是碳酸巖古潛山，其富水性相對較好，地熱井后期改造潛力巨大，是最有可能首先開發利用的古潛山地熱資源。下一步遼河油田公司將選擇適合的地段，利用廢棄油氣井改造為地熱井，充分利用已有油井井組、井網及注采開發技術開展地熱發電及梯級利用生產性試驗，為后期大規模開發利用做好技術儲備。

3.3.3 增強型地熱系統（EGS）開發技術研究

在充分利用已有石油勘探、開發成果的基礎上，開展油田礦區EGS 地熱系統開發利用的可行性評價，引進、吸收國際先進的地下人工儲熱、取熱的技術和工藝，開展熱儲層數值模擬研究，用數值模擬結果指導建設和生產過程。

3.3.4 深層閉式井下換熱技術研究

包括地熱深層井身結構優化設計、深層施工技術、井下深層材料隔熱技術、深層換熱的性能評價、動態監測技術等。應加大此技術研究力度，將理論和實踐統一，形成一套完整的深層閉式井下換熱設計標準，逐步形成深層閉式井下換熱技術行業規范。為遼河油田地熱資源開發利用技術升級提供支撐。

4 結論

油區地熱資源是中深層水熱型砂巖熱儲的重要組成部分，具有分布廣泛、資源豐富、開發難度大等特點。遼河油田經過近20 a 的努力，在資源評價、綜合利用方面積累了豐富的經驗、形成了許多實用技術、建設了多項示范工程，并形成以下幾點認識。

1）油氣田開發中后期，形成了大量廢棄油氣井，這些井可以改造成地熱井，開采量（回灌量）與新建地熱井相近，為地熱開發利用工程建設節約大量資金。

2）油氣勘探開發過程中形成許多勘探、評價、鉆修井、采注等全鏈條技術，經過技術整合、借鑒到地熱開發利用過程中，可以快速提升地熱綜合利用技術。

3）油氣開發利用過程中許多設備、設施都可以直接用于地熱資源開發利用。

4）油氣開發利用過程中培養了許多優秀的技術人員，是未來的地熱開發利用過程中一支重要的有生力量。