增城区高滩温泉地热资源评价与开发利用

2015-12-11申子通陈南祥

华北水利水电大学学报(自然科学版) 2015年4期

申子通，陈南祥

(华北水利水电大学，河南郑州 450045)

广东是温泉资源比较丰富的省区之一，天然温泉数居全国第三位［1］．随着人民生活水平的不断提高，越来越多的人选择温泉旅游度假这种健康的休闲方式．增城区高滩温泉于2001年获得探矿权并进行了相应勘查，得到地热流体的可开采量为2 111 m3/d，水温44 ～63 ℃，换算热功率为2．53 MW［2］．

近年来，勘查区内进行大量的工程建设，地形地貌及周围环境都发生了较大变化，原勘查报告提交的4 口地热井中，ZK1 井被工程建设项目覆盖，ZK3、ZK5 井已报废，仅ZK2 井保持原井状态．2011年在高滩地热田又施工了ZK3 －1、ZK5 －1 两口热水井，但一直未进行评价工作，因此，地热资源合理开发形势十分严峻．笔者主要是在已有工作和近期抽水试验及水文动态观测的基础上，通过分析计算，进一步完善高滩地热资源的勘查与评价工作．

1 区域环境地质条件

1．1 气象水文

增城区地处北回归线以北，属亚热带季风气候，温暖多雨，年平均气温21．6 ℃，最低气温0．1 ℃，最高气温40． 2 ℃．区内雨量充沛，多年平均降水量1 914 mm，4—9 月为雨季，是全省暴雨区之一．秋末寒露和冬季霜冻为其主要的灾害性天气．增城水系属珠江支流东江水系，主要河流有东江、增江、西福河等，多年平均径流深为1 148．3 mm．

1．2 地形地貌

增城区高滩温泉区域地貌为小起伏低山．地形标高变化较大，北、东部地势较高，最高点石人岭海拔标高633．40 m;南、西部为丘陵台地，标高60 ～500 m;中部为隐伏岩溶盆地，地面标高40 ～70 m．

1．3 地层类型

该区地层种类较多，主要有泥盆系上统天子岭组(D3t)、泥盆系上统帽子峰组(D3m)、石炭系下统石磴子组(C1sh)、石炭系下统测水组(C1c)、侏罗系上统中段安山质火山碎屑岩(J2－b3)、侏罗系上统上段流纹质熔岩及其火山碎屑岩(J33)及第四系(Q)地层，其中石炭系下统石磴子组与热储关系密切．

1．4 断裂构造特征

该区构造单元属东南沿海地洼区的广州地洼边缘，地处区域佛冈—丰良深断裂带的南侧、广从断裂带的南东侧．受两组深断裂带影响，该区构造活动强烈，次一级断裂发育，主要发育EW 向、NW 向的压扭性断裂和近SN 向的张扭性断裂．地层褶皱极为发育，褶皱轴向与NW 向的断裂走向基本一致．高滩温泉夹持于北西向的江西坳断裂(F1)与坳头断裂(F4)之间．

2 地热田地质特征条件

2．1 热储特征

高滩温泉地热流体赋存于石炭系下统石磴子组的灰岩裂隙溶洞中，为断裂带控热的裂隙溶洞型热储［3］．热储范围主要受近SN 向及EW 向断裂夹持的碳酸盐岩控制，平面上以带状分布为特征．沿F3断裂呈南北向分布的热储，宽度较窄，温度较高;沿F2 断裂呈东西向分布的热储，宽度较宽，温度相对较低．由于断裂带相互交汇的影响，热储层常相互穿插或叠加，热中心位于EW 向、近SN 向及NW 向3组断裂带的交汇部位，自热中心向南及向西方向温度逐步递减．

2．2 热储盖层

热储盖层主要为第四系全新统冲洪积的黏性土层和石炭系下统测水组砂页岩，围岩主要为泥盆系上统帽子峰组砂页岩及侏罗系上统安山质火山碎屑岩．地热田多数地段热储封闭条件较好，形成较好的储热构造．根据现有资料，热储层厚度为27． 00 ～307．70 m;盖层厚度为14．50 ～147．60 m．

2．3 热源及导热构造

该地热田的热能主要来源于侏罗系上统火山爆发活动和燕山晚期岩浆活动产生的岩浆余热、岩体中所含的放射性元素蜕变所释放的热及断裂构造活动产生的摩擦热，通过区内EW、近SN 向导水、导热的断裂构造将经过加热的地下热流体导入到较浅部的裂隙溶洞中形成地热田．

2．4 地热流体特征

高滩地热田地热流体主要赋存于石炭系下统石磴子组灰岩裂隙溶洞中，为断裂带控热的裂隙溶洞型热储．地热流体的补给主要是大气降水，其次是浅层常温地下水，地热田周边地势较高，地下水具高势能，大气降水补给浅层地下水后，在较高的势能作用下，沿构造裂隙下渗补给深部基岩裂隙水，常温地下水经深循环加热后，形成了热流体，储存于基岩裂隙中．构造裂隙热储的热流体增温后，其密度比原来的常温水减小，向上运移至地势较低的盆地部位，沿裂隙顶托上升至浅部补给裂隙溶洞热储中．根据实测资料，地热流体运移至浅部裂隙溶洞热储后，沿裂隙在地形低洼地段出露，地表主要以孔、井的形式排泄．

2．5 地温场特征

1)平面地温场特征．根据现有资料，地热田的地温场特征主要受构造控制，热中心主要位于近SN向、EW 向及NW 向3 组断裂带相交汇部位，50 ℃高温线主要沿近SN 向构造呈带状展布，呈长条透镜体状;40 ℃和30 ℃线同时受近SN 向、EW 向构造影响，温度线向东呈宽而短的形态延伸，向西呈窄而长的形态延伸，呈“扇形”展布．自热中心往南和往西方向温度逐渐降低，平均温度递减率为6 ℃/100 m;往北和往东方向降温较快，平均温度递减率为15 ℃/100 m．地热田的平面地温场特征与地热田热储特征基本一致．

2)垂直地温场特征．本次勘查的8 个测温孔及ZK3－1、ZK5－1 井的钻孔增温率为4．2 ～20．1 ℃/100 m，平均增温率为12．2 ℃/100 m．当钻孔直接揭露热储之后，受地热流体上涌影响，增温率有所降低．当钻孔未揭露热储带，增温率较高．因此，热储带以外的渗透性较差，地下温度不能直接通过地下水对流传导，纵向增温较快．

3 温泉地热田地热资源评价

根据增城区高滩地热田的现有资料，还不足以建立起较合理、完整的地热系统概念模型．结合《地热资源评价方法》(DZ 40—1985)及有关地热资源评价方法的研究资料，本次评价主要采用群井降压试验的方法来确定可开采量及其可靠程度．

3．1 热储温度及地热流体循环深度推算

根据丰枯期对ZK2、ZK3 －1、ZK5 －1 这3 口井取样进行的水质全分析结果，水中H2SiO3含量的平均值为90．98 mg/L，换算成SiO2含量的平均值为69．98 mg/L．根据SiO2地热温标计算式，可求得热储温度

式中:t 为热储温度，℃;C1为水中溶解的H4SiO4形式的SiO2含量，mg/L．

经计算，热储温度t 为118 ℃．

取本区揭露最深的ZK3 －1 井的平均地热梯度g=11．2 m/℃、年平均温度tB=21．6 ℃，恒温带深度h=24 m．根据热水形成深度计算公式，可求得热水循环深度

式中:g 为地热增温级，以基岩热异常中心的平均值计，m/℃;t 为热储温度，℃;tB为年平均气温，℃;h为恒温带深度，m．

经计算，热水循环深度约为1 104 m．

3．2 水文地质试验

3．2．1 单井降压试验

各地热井成井后，分别进行了单井3 次降压试验，取得了各地热井不同降深时的井产量数据．根据3 次降压试验成果资料，由下式计算井的曲率n，

n=(lgS3－lgS1)/(lgQ3－lgQ1)，

式中:S1、Q1分别为第1 次降深抽水试验的水位降深及涌水量，m、m3/d;S3、Q3分别为第3 次降深抽水试验的水位降深及涌水量，m、m3/d．

计算并绘制Q =f(S)曲线，得到ZK2、ZK3 －1和ZK5 －1 井的曲率n 分别为1．29、1．30 和1．74，n均在1 ～2 之间，由此判断各地热井的井产量方程为指数型［4］．

3．2．2 井群降压试验

在丰、枯期对3 口地热井进行群井抽水试验，同时观测各井的地热流体压力、温度及产量．枯水期群井降压试验延续时间245 h，稳定时间210 h，单井产量597 ～1 178 m3/d，动水位埋深10．61 ～26．38 m，水位降深9．11 ～23．78 m，井口水温45．1 ～68．0 ℃，总井产量2 591 m3/d，加权平均水温58．3 ℃;丰水期群井降压试验延续时间242 h，稳定时间190 h，单井产量631 ～1 245 m3/d，井口水温44．8 ～67．7 ℃，总井产量2 726 m3/d，加权平均水温58．3 ℃［4］．

3．3 热储渗透系数与影响半径计算

高滩温泉地热流体赋存于石炭系下统石磴子组灰岩裂隙溶洞中，为断裂带控制的裂隙溶洞型热储，含水层(带)的空间分布较复杂，在平面上没有特别明显的方向性，垂直方向亦非常不均匀，当开采井抽水时，其所造成的真正降落漏斗可能特别复杂．从理论上，尚没有一个较合适的计算影响半径(R)的理论公式．在假设地下热水含水系统等效均质、各向同性的承压含水层，含水层的侧向边界无限远的情况下，可通过承压水完整井的经验公式，对热储渗透系数与影响半径进行估算．

估算时利用“大井法”将3 口井视为1 个虚拟大口井，运用承压水完整井计算公式计算渗透系数和影响半径．

式中:K 为渗透系数，m/d;Q 为抽水井涌水量，m3/d;M 为含水层厚度，m;S 为抽水井水位降深，m;b1、b2为抽水井距补给区的距离，b =b1+b2，m;R 为影响半径，m;r 为虚拟大口井引用半径，m．

取抽水井涌水量为3 口井枯水期群井降压试验的总井产量，即Q=2 591 m3/d;含水层厚度取各井套管底部以下含水岩层平均厚度，即M=173．03 m;抽水井的水位降深取枯水期群井降压试验时3 口井之中最大的水位降深作为虚拟大口井的水位降深，即S=23．78 m;抽水井的半径为虚拟大口井引用半径，根据抽水井群位置按不规则多边形公式计算引用半径，得出r=110．24 m．

将上述参数代入承压水完整井公式，计算可得渗透系数K=0．18 m/d，代入经验公式，计算得影响半径R=101 m，即ZK2、ZK3 －1、ZK5 －1 群井的影响半径为以各井轴心为基点外延101 m．

3．4 可开采量计算

近年来，该地区进行了大量的工程建设，地热井及周边环境都发生了较大变化，原报告提交地热流体总可开采量2 111 m3/d 已不能真实反映现状可开采量，因此需要在原有资料及现有观测的基础上进行重新评价．

根据水文动态年观测资料，各地热井8 月份的单井产量最大，3 月份的单井产量最小，各井的水位、产量及温度在不同季节的动态变化幅度不大，属动态稳定型．由此推断各地热井的最大可开采量在丰水期的8 月份，最小可开采量在枯水期的3 月份．

根据群井降压试验资料可知，该地区的地热水水位、水温及井产量稳定，试验所得的井产量与一个水文年度动态观测的最小井产量一致，详见表1．降压试验结束后各井水位埋深恢复较快，说明地热流体补给来源充足，资源较丰富．因此，采用枯水期群井降压试验的总井产量2 591 m3/d，作为地热田的可开采量，具有较可靠的水文地质依据．

表1 各井地热流体井产量一览表

3．5 地热田热能计算

地热田热功率公式为

Wt=4．186 8Q(t1－t0)，

式中:Wt为热功率，kW;Q 为地热流体可开采量，L/s;t1为热流体温度，℃;t0为当地年平均气温，21．6 ℃;4．186 8为单位换算系数．

地热流体年开采累计可利用的热能公式为

式中:∑Wt为年可利用的热能，MJ;D 为全年开采日数(按330 d 估算)，d;Wt为计算得出的热功率值，kW;86．4 为单位换算系数;K 为热效比，按燃煤锅炉的热效率0．6 取值．

经计算，得到该地热田的热功率约为4 608 kW，年可利用热能为218 972 160 MJ．

根据国家标准《地热资源评价方法》(DZ 40—1985)可知，地热田热功率为4．61 MW，年可利用的热能为218 972 160 MJ，规模分级属小型．

3．6 地热资源储量评价

1)可开采量保证程度评价．以各地热井枯水期最小井产量总和2 591 m3/d 作为该地热田探明的可开采量的评价依据，并作为今后长期开发利用的允许开采量，其保证程度是可靠的．理由有以下3点:①各井的动水位埋深(10．61 ～26．38 m)小于主要热储顶板埋深(14．50 ～147．60 m);②枯水期群井降压试验的稳定历时长(延时245 h、稳定时间大于210 h)，试验数据可靠;③枯水期群井降压试验结束，停泵后1 h，水位恢复了83% ～86%，说明地热流体的补给来源充足．

2)地热田热储远景预测．本次评价的地热田探明的可开采量为2 591 m3/d，比原评价的可开采量2 111 m3/d 多了480 m3/d．主要原因是ZK3、ZK5 井报废后重新施工了新井ZK3 －1、ZK5 －1，产量增大，说明该地热田选择合适的钻井位置、孔深及成井结构可以在一定程度上提高产量;另外，从此次降压试验情况看，3 口井的水位降深不大(9．11 ～23．78 m)，且由于井孔结构限制或其他因素影响，部分井没有测到最大井产量．因此，根据目前实际情况分析，该地热田的产量有进一步挖掘提升的潜力．

3．7 地热流体质量评价

根据枯水期和丰水期对3 口井的水样水质全分析，得出如下4 点结论:

2)高滩温泉地热流体的主要特征性组分为偏硅酸及氟，其中:偏硅酸质量浓度为66．30 ～129．08 mg/L;氟质量浓度为2．70 ～7．97 mg/L;可溶解总固体为261． 24 ～471． 49 mg/L，属淡水;放射性222Rn 为0．7 ～4． 9 Bq/L;pH 值为7． 08 ～8． 78;水温为44．7 ～68．0 ℃;含Li、Sr、Br 和Fe 等有益于人体健康的微量元素．综合地热流体的水化学类型，ZK2 井地热流体可定名为含氟含偏硅酸的重碳酸钠型低矿化度热矿水;ZK3 －1 井地热流体可定名为含氟含偏硅酸的重碳酸硫酸钙钠型低矿化度热矿水;ZK5 －1井地热流体可定名为含氟含偏硅酸的重碳酸钙型低矿化度热矿水．

3)将本次勘查和原勘查的水质分析结果主要指标进行对比，地热流体的主要特征性组分未发生变化，均主要为偏硅酸及氟，且其质量浓度变化不大．另外，本次勘查在丰、枯期取样的水质分析结果中各指标均变化较小．由此说明，高滩温泉地热流体的水质总体上变化不大，且动态变化趋向稳定．

4)对照国家相关规范的水质标准:该地热田地热流体中偏硅酸和氟均达到了理疗热矿泉水水质标准，适宜理疗洗浴、采暖等，但地热流体中氟质量浓度已超过生活饮用水和饮用天然矿泉水的最高限值，其中pH 值、水温、氟化物含量均超过农业灌溉、渔业养殖用水水质基本控制项目标准值的最高限值要求．因此，该地热流体不宜作生活饮用水、饮用天然矿泉水、直接农业灌溉以及渔业养殖用水等．