孤岛油田馆陶组热储地热资源开发利用分析

秦耀军， 啜云香， 赵季初

(山东省地质矿产勘查开发局第二水文地质工程地质大队，德州 253072)

0 引言

地热资源是一种绿色清洁能源，对社会生态文明建设具有重要意义[1-2]。油气田中蕴藏着丰富的中、低温地热资源[3]，其开发利用已引起人们的高度重视。一些学者对大港油田赋存于新近纪明化镇组与馆陶组热储中的地热水进行研究，将地热水用于供暖与农业养殖[4-5]； 另一些学者分别在华北油田、胜利油田、大庆油田及辽河油田等开展了地热资源综合利用研究[6-9]。 孤岛油田位于山东省东营市河口区，主要含油层位于馆陶组上段粉细砂岩中[10-11]。区内馆陶组为一套河流相砂岩、泥岩沉积，自下而上由辫状河沉积向曲流河沉积过渡, 顶部为网状河沉积[12-13]。馆陶组下段砂岩单层厚度大、粒度大，赋存丰富的地热流体[14]，是地热资源开发的良好目标层位。2002年开始，胜利石油管理局在孤岛社区与仙河社区建设数眼地热井用于社区供暖，取得了良好的经济和环境效益。本文在总结以往勘探成果的基础上，对孤岛油田馆陶组下段热储地热资源开发利用前景进行探讨，为该区地热资源的合理开发利用提供依据。

1 地热地质条件

1.1 地质背景

孤岛油田位于济阳坳陷沾化凹陷东部，为继承性发育在古生界潜山之上的大型披覆背斜构造[15-16]。北以孤北断裂为界与渤南洼陷、孤北洼陷相邻，南以孤南断裂为界与孤南洼陷、三合村洼陷相邻，东接五号桩洼陷(图1)，总面积约162 km2。

图1 研究区构造纲要图[16]

该披覆背斜构造核部为太古宙泰山群变质岩、寒武系—奥陶系碳酸盐岩及石炭系—二叠系砂页岩与煤系地层； 背斜两翼发育侏罗系—白垩系砂页岩。新生代碎屑岩披覆于潜山之上，自下而上划分为古近纪孔店组、沙河街组与东营组，新近纪馆陶组与明化镇组及第四纪平原组(图2)。

图2 研究区地质剖面示意图

1.2 地温场特征

1.2.1 大地热流

区内地热资源为传导型地热资源，热源为地球深部传导上来的大地热流,其计算公式为

q=10K·G

。

(1)

式中：q为大地热流值，mW/m2；K为岩石热导率，W/(m·℃)；G为地温梯度,℃/hm。据文献[17]，区内平均大地热流值为72.62 mW/m2，略高于中国大陆平均大地热流值(61.5 mW/m2)[18]及全球陆地平均大地热流值(65 mW/m2)[19](表1)。

表1 钻孔大地热流值实测数据

注： 数据据文献[16]，以测试区段计算平均值。

1.2.2 地温及地温梯度

受大地热流影响，区内地层温度及地温梯度较高。据孤古2孔测温资料，孔底温度约102 ℃[20]，测温曲线呈“上段斜率大、下段斜率小”的特征。分段计算地温梯度，其结果是上部新近系碎屑岩平均约为3.6 ℃/hm,下部古生界碳酸盐岩平均约为2.2 ℃/hm(图3)。

图3 孤古2孔地层结构与测温曲线

根据区内3眼地热井抽水试验时最高井口出水温度，采用的地温梯度G推算公式为

G=(t-t0)/(h-h0)。

(2)

式中：t为大流量抽水时井口稳定水温，℃；t0为研究区多年平均气温，取14.1 ℃；h为地热井滤水段的平均埋深，m；h0为恒温带埋深，取20 m。

根据式(2)，估算研究区的平均地温梯度为4.10 ℃/hm(表2)，高于全球陆域地温梯度平均值(2.5～3.0 ℃/hm)[21]。

表2 地温梯度计算结果

1.3 热储划分

根据区内热储沉积的地质年代、岩性特征，自上而下划分为新近纪明化镇组、馆陶组碎屑岩孔隙热储，古近纪东营组、沙河街组及孔店组碎屑岩孔隙-裂隙热储，中生代侏罗系—白垩系、晚古生代石炭系—二叠系基岩裂隙热储，早古生代寒武系—奥陶系碳酸盐岩溶-裂隙热储。其中，最具有开发利用价值的是馆陶组孔隙热储与寒武系—奥陶系碳酸盐岩溶-裂隙热储。

2 馆陶组热储特征

2.1 热储岩性特征

根据沉积环境及岩性特征，馆陶组可分为上、下2段： 下段早期砾质辫状河沉积体系发育，中期辫状河三角洲—浅水湖泊沉积体系发育，晚期泛滥平原相出现； 上段早期为辫状河—曲流河相沉积，中期广泛发育浅水三角洲沉积，晚期广泛发育滨浅湖滩坝沉积[22]。

馆陶组上段为一套由粗到细的砂、泥岩组成的正旋回[23]，厚230～250 m，砂、泥岩厚度比约为1∶3。砂岩以粉砂岩、细砂岩为主，自下而上分为 6 个砂岩层组，其中大部分砂岩层中含有油、气资源[24]，是孤岛油田的主力含油、气地层，不作为地热资源开发的目的层。砂岩的孔隙度平均为33.3%，渗透率为1 639×10-3μm2 [25]。

馆陶组下段主要为厚层灰白色含砾石英砂岩及浅灰色中、粗砂岩夹灰绿色泥岩、砂质泥岩。地层厚260～320 m，砂岩、泥岩厚度比约为1∶1.5，自下而上分为4个砂岩层组。砂岩层以中-细砂岩、含细砾中砂岩为主，颗粒粗、厚度大，砂体单层厚度大，呈“块状”分布[26]。馆陶组下段岩性粗，缺少形成油气藏的圈闭条件，一般不含油气资源。砂岩粒径粗，平均孔隙度为30%，渗透率大多数在2 000×10-3μm2以上，其内蕴藏着丰富的地热流体资源，是地热资源开发的良好目的层。

2.2 热储富水能力

馆陶组下段热储富水能力强，3眼井的抽水试验结果(表3)表明，单位降深涌水量为3.71～10.58 m3/(h·m)(表3)，其中Gr2井单位涌水量明显高于Gr1井和Gr6井。地热井的涌水量一方面与井身结构关系密切，Gr2井的取水段长度远大于Gr1井与Gr6井(表3)； 另一方面，馆陶组下段热储的厚度及岩性在空间上分布不均匀，一般呈透镜状与泥岩相间分布[27]，是造成地热井涌水量相差较大的原因之一。

表3 地热井抽水试验结果

2.3 地热流体特征

2.3.1 地热水水化学特征

表4 地热水水化学特征

注：γ为离子的当量浓度。

采用地下水Piper三线图(图4)投影,可知随着取水段位置由深变浅，地热水阳离子中的Na+当量百分比由小变大，阴离子中的Cl-当量百分比由小变大。水质点的投影均位于7区，水化学性质以碱金属及强酸为主。

2.3.2 特征系数分析

一般采用钠氯系数(γNa/γCl)、脱硫系数[100×(γSO4/γCl)]及钙镁系数(γCa/γMg)等确定油田地层水的演变过程[29-30]。本次研究的馆陶组下段热储在油田水分类中属于深层水，与油田水属性相同，故参照油田水对其特征系数进行分析。

钠氯系数(γNa/γCl)可反映地层的封闭程度及地层水的变质程度[31]。由表4可知，馆陶组下段地热水的钠氯系数随取水段深度增加而减小，说明埋深越大，地层水的赋存环境越封闭，地层水的变质程度越高。区内地热水的钠氯系数均>0.75，根据氯化钙型水细分标准[32]，馆陶组下段热储地热水具有由沉积盆地积极水动力带向较稳定静水带过渡的特征。

脱硫系数[100×(γSO4/γCl)]也是反映地层封闭程度的特征系数之一，区内地热水脱硫系数具有随取水段深度增加而变大的趋势(表4)，说明馆陶组下段热储上部脱硫作用较下部强烈。

钙镁系数(γCa/γMg)是反映地层水变质程度的参数之一，区内地热水钙镁系数具有随取水段深度增加而变大的趋势，说明随埋深的增加，地热水变质程度增高。

3 地热资源开发利用

3.1 资源量计算

3.1.1 地热资源量

地热资源量采用热储法[33]计算，热储岩石与地热流体的热物理参数采用该方法推荐的参考值。根据热储底板埋深及热储平均厚度，将研究区分为3个计算区，并取其中具有代表性地热井的实测温度作为热储平均温度。经计算，区内馆陶组下段热储中蕴藏的地热资源量为3.745×1018J，折合标准煤量1.28亿 t(表5)。

表5 地热资源量计算结果

3.1.2 地热水资源量

(1)储存量。地热水储存量包括容积储存量与弹性储存量2部分。根据邻区非稳定流抽水试验结果[34]，推测区内馆陶组下段热储的弹性释水系数约为3.5×10-4，比热储孔隙度小3个数量级，可忽略不计。经计算，区内馆陶组下段热储地热水储存量约为60.87×108m3。

(2)允许开采量。区内馆陶组下段热储在区域上分布较均匀，与研究区外部无明显边界，热储分布面积广、补给路径长、水力坡度小，适宜采用开采强度法进行地热水允许开采量计算。将研究区概化为8.1 km×20 km的矩形开采区[35]，以开采强度的形式将开采量均匀分配至整个工作区，开采中心最大水位降深计算公式为

。

(3)

式中：S(t)为开采中心处t时刻的水位降，m； ε为概化全区的平均开采强度，m/a；t为计算的时间段，a；μe为热储的弹性释水系数；S*为水位折减函数；Lx为概化矩形区域的长度半径，m；Ly为概化矩形区域的宽度半径，m；α为热储的压力传导系数，m2/d。

利用开采强度法计算地热水可采资源量的关键是确定最大允许水位降深。以地热资源勘查规范中规定的“中、低温地热资源的保证开采年限100 a，地热井允许水位降幅<2 m/a”为依据，将开采期末开采中心的最大允许水位降深确定为200 m。计算获得100 a后开采中心水位降深为200 m时的开采强度为0.015 6 m/a，地热水允许开采量约253万m3/a。

3.2 开发利用方向

3.2.1 社区供暖

区内现有3眼地热井供芙蓉社区、丰收小区及乐苑小区共18万 m2的社区冬季供暖。本次调查发现，各地热供暖站均采用板式换热系统进行间接供暖，供暖尾水温度控制在30 ℃左右，供暖效果好，平均室温保持在20 ℃左右。

以现有工程运行情况为依据，参照式(4)计算允许开采的地热水资源量可提供的热能:

W=4.1868Q(tr-to)

。

(4)

式中：W为可从地热水中提取的热能，kW；Q为地热水允许开采量，L/s；tr为地热水平均温度，℃；to为换热后地热尾水温度，℃。供暖时间段参照区内实际情况，取120 d。经过计算，区内馆陶组下段热储可提供的热能约为50 062 kW，供暖定额采用50 W/m2估算，可支持供暖面积约100万 m2。

3.2.2 油田注水

前已述及，区内馆陶组上段砂岩中赋存大量的油气资源，对含油地层进行注水驱油，是保持含油地层压力、提高原油采出率的关键措施。孤岛油田欠注井、欠注层较多，影响了原油产量[36]，建议开采馆陶组下段热储中的地热水作为补充水源对上部的欠注层进行注水驱油，也可采用供暖后的尾水作为油田注水水源。

4 结论

(1)孤岛油田大地热流值平均为73.5 mW/m2。馆陶组下段热储温度为75.5～82 ℃，单位降深涌水量为3.71～10.55 m3/(h·m)，是地热资源开发的良好目的层。

(2)馆陶组下段热储中蕴藏的地热资源量约为3.745×1018J，折合标准煤量约1.28亿t； 地热水储存量约为60.87×108m3，地热水允许开采量大约253万 m3/a。

(3)弧岛地热资源主要用于社区供暖与油田注水水源，可支持供暖面积约100万 m2。

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