油田区地热资源的集约化开发利用分析： 以滨海新区为例

唐永香，李嫄嫄，俞礽安，张婷婷，朱 挺

(1.天津地热勘查开发设计院，天津 300250； 2.中国地质调查局天津地质调查中心，天津 300170)

近几年，随着国家能源结构的调整，地热能作为一种可再生的绿色新能源倍受人们关注。地热与石油是中国大部分沉积盆地同盆共存的两种资源，近年来在油气探区将地热作为一种新能源和可再生能源加以开发利用亦发展迅猛[1]。天津市滨海新区作为京津冀地区的重要地热产区，目前利用的地热能主要是依靠钻探地热井，存在施工新的地热井存在成本高、风险大以及周期相对较长等问题；同时在施工地热井之前，对其地质勘查、钻井工艺设计等方面具有较为严格的要求。

自20世纪90年代以来，滨海新区内施工了一大批石油井，随着石油资源的日益枯竭，多数油井均已废弃。近年来，华北、胜利、大庆、塘沽等地区油田将废弃石油井改造为地热井，并投入使用，取得了较好的效果[2-4]，其中,“雄县模式”已成为目前油田地热供暖利用的典范[1]。利用石油射孔等技术将废弃井改造为地热井，是其中的一项关键技术，使废弃井真正得到了二次开发，避免了油田资源的浪费，节省了财政资金，缩短了勘查周期，带来了较大的社会效益和环境效益[5-8]。对废弃石油井采用射孔方式稍加改造成地热井是本区当前和近期开发利用地热最现实而有效的措施和途径[9-14]，也是目前国内外石油井使用最广泛的一种完井方法[15]。

本文通过探讨研究区的地热赋存特征，结合研究区3口废气井成功改造的实例，提出了滨海新区油田地热资源的集约化开发利用保障措施，分析了废气井改造后的开发前景，为滨海新区和周边地区的地热资源开发利用提供数据借鉴和勘查指导。

1 地热资源赋存特征

1.1 区域地质背景

滨海新区位于华北地台黄骅坳陷中北部。黄骅坳陷西部以沧东断裂为界与沧县隆起相邻，北临燕山褶皱带，东临渤海，东南与埕宁隆起相接。总体轮廓为北西断、南东超的箕状断陷[16-17]。区内主要受沧东断裂带、汉沽断裂、海河断裂、增福台断裂和北大港断裂带等北东向断裂与北西、北西西向断裂相互切割，形成次一级构造，其自北向南依次为宁河凸起、北塘凹陷、板桥凹陷、歧口凹陷等。

区内受中生代以来断陷活动的强烈影响，沉积了巨厚的中生界、新生界地层，最大厚度达5 000 m，地层厚度由西向东、由北向南逐渐增厚(图1)。区内发育的地层由新到老有：第四系(Q)、新近系明化镇组(Nm)、馆陶组(Ng)、古近系东营组(Ed)、沙河街组(Es)、孔店组(Ek)、中生界(Mz)、古生界石炭-二叠系新近系明化镇组(Nm)、馆陶组(Ng)、古近系东营组(Ed)、奥陶系(O)、寒武系(∈)、中新元古界蓟县系雾迷山组(Jxw)。其中，新近系明化镇组、馆陶组、古近系东营组为滨海新区的主要热储层。

图1 滨海新区A-A’剖面图Fig.1 A-A’ section map of Binhai New Area

1.2 热储层特征

根据区域地层资料和钻孔揭露的地层特征，区内已开采的热储层从新到老依次为：新近系明化镇组和馆陶组、古近系东营组，各自特征分述如下。

1) 新近系明化镇组。该层在区内普遍发育，自西向东埋深和厚度逐渐增大。按岩性特征可分为上、下两个热储段。上段以中细砂岩为主，顶板埋深280～420 m，厚度137～876 m，单井涌水量40～75 m3/h，出水温度30～35 ℃；下段以粉细砂岩为主，顶板埋深610～1 486 m，厚度154～875 m，单井涌水量40～80 m3/h，出水温度45～50℃。明化镇组的地热流体化学类型为HCO3-Na、HCO3·Cl-Na或Cl·HCO3-Na型，总矿化度919～2 259 mg/L。

2) 新近系馆陶组。该层在区内广泛发育，仅在西部有小范围缺失，自西向东逐渐加深， 可分为上、下两个热储段。上段岩性以粉细砂岩为主，顶板埋深1 129～1 806 m，厚度19～349 m，单井涌水量40～90 m3/h，出水温度45～60 ℃；下段以粉细砂和一层厚度为30～60 m的砾岩为主，顶板埋深为1 245～1 900 m，厚度为55～455 m，单井涌水量为60～120 m3/h，出水温度为60～78 ℃，馆陶组的地热流体化学类型为HCO3-Na、HCO3·Cl-Na或Cl·HCO3-Na型，总矿化度为1 500～2 000 mg/L。

3) 古近系东营组。该层除了在桥沽北部、万家码头附近以大台子-赵连庄-徐庄子-郭庄子一带缺失外，基本全区发育，自上而下可划分为东Ⅰ、东Ⅱ、东Ⅲ三个岩性段。东Ⅰ段岩性主要为粉细砂岩与泥岩互层，上部主要为泥岩，下部粉细砂岩发育；东Ⅱ段岩性主要为泥岩夹粉细砂岩；东Ⅲ段岩性以粉细砂岩为主，夹薄层泥岩。东营组的顶板埋深为1 700～2 500 m，厚度为50～650 m，单井涌水量为30～60 m3/h，出水温度为60～85 ℃，地热流体化学类型为Cl·HCO3-Na、Cl-Na型，总矿化度为3 000～8 000 mg/L。

2 区内地热资源集约化开发保障措施分析

随着国家对新能源尤其是地热资源的重视程度逐渐提高，废弃石油井的改造方法得到了推广应用，但目前在册的成功改造废弃石油井并不多。

滨海新区内，1974～1990年废弃石油井700余口，绝大多数钻遇到地层为第四系、新近系明化镇组、馆陶组、古近系东营组、沙河街组。极少数钻遇到奥陶系和蓟县系雾迷山组。本文结合T-38井、T38-1井、T38-2井三口成功改造的废弃石油井实例进行了集成分析。认为新近系馆陶组可作为区内开发地热资源的主要目的热储层，射孔改造作为成井方式，同时建立了“采灌”系统开发模式，实现了地热资源的集约化和可持续开发利用。

2.1 废弃石油井的选择

废弃石油井可分为废井和弃井，其中废井是钻探工作完成后，经过地质和地球物理测井鉴定，认为无油或无开采价值的石油井，俗称“干井”；弃井是指经过若干年的采油生产后，已无开采价值的油井。二者井身结构存在较大差异，弃井的结构完整，有套管、技术套管、抽油设施和防沙设备等；与废井相比，弃井有更加系统完善的油田生产数据(地层压力、地层温度、岩石空隙度、渗透率等)和注采井网系统。

因此，废弃石油井的改造尽量选取离供热用户距离近、井身结构简单且完整、具有完善的注采井网系统的弃井，更能提高改造成功率和产生较大的经济效益。

2.2 废弃石油井的改造方法

目前常用的废弃井改造方法主要有3种：开天窗侧钻法、直接射孔法和改造泵室射孔法[18]。随着地热井射孔技术的不断探索和实践运行，射孔改造法是目前采用的主要成井方法，其采用的参数组合包括射孔密度、射孔直径、地震相位、射孔深度等关系到地热井产能的重要技术参数[19-22]。实践表明，当射孔密度为13孔/m、孔径为5～31 mm、相位为90°和射孔穿透深度达152 mm时，在无钻井液和射孔污染的理想条件下，完井可达到裸眼钻井的产能效果。

2.3 废弃石油井改造的目的层

通过分析区域热储特征和筛选已有废弃石油井的成井情况，结合区内T20-2井、T38-1井、T38井和T38-2井四口废弃石油井的改造成功案例，认为研究区新近系馆陶组热储层的渗透性好，含水层的厚度大，出水情况好；而明化镇组的成岩度低于馆陶组，水温较低、水量较少；古近系东营组属于超压型热储层，目前尚无成熟的热储开采技术。因此，新近系馆陶组是该地区最佳的改造目的层。

2.4 废弃石油井改造的开发利用模式

废弃石油井的综合开发与改造，需从合理开发、综合利用、科学保护等角度综合考虑，根据不同的地热赋存特征因地制宜制定相应的开发利用措施，实现区内地热资源的可持续开发利用。如在地热富集区，采用梯级高效利用集约化技术，将尾水排放温度降低到15 ℃，使地热资源利用率提高到90%以上，同时对尾水进行回灌，实现采灌平衡，保持热储层压力平衡；在多热源地区，开发利用多热源耦合供热集约化技术，如主热源采用燃气锅炉，辅助热源采用冷热电三联供给地热井等。

总之，地热资源利用集约化程度高、地热尾水排放温度低、保证采灌平衡，会带来显著的经济效益。

3 废弃石油井改造的应用实例

本文以T-38井、T38-1井、T38-2井三口石油弃井的改造为例，对废弃油气井的改造流程以及集约化开发利用进行分析。

1) 三口石油井都属于弃井，钻遇地层由新到老分别为：第四系、新近系明化镇组、馆陶组、古近系东营组、沙河街组；成井层位均为古近系沙河街组，成井时井身结构见图2。改造的方法均为直接射孔法。

图2 T38井、T38-1井、T38-2井成井时井身结构图Fig.2 The casing programme map of well T38,T38-1 and T38-2

2) 射孔段的选择。通过测井曲线解释成果及成井工艺等分析研究，将馆Ⅲ段采用89射孔器进行射孔，孔密不小于15孔/m，具体射孔段位置见表1。

3) 改造施工流程。通过分析弃井已有的测井、录井、岩屑等综合成果，采用“通井换浆→制作人工井底→测井→割管→固井→通井→射孔→探砂面冲砂→洗井”的改造流程。射孔改造完毕，下入600 m风管用气举洗井，洗至水清砂净。改造后的井身结构见图3。T38-1井为开采井，T38井、T38-2井为回灌井，通过降压试验，测得T38-1井出水量60 m3/h，水温62 ℃，静水位102 m，动水位130 m，达到供暖要求。

表1 3口弃井射孔段表Table 1 Perforated section of three abandoned wells

图3 石油井改造后的井身结构示意图Fig.3 Well structure map after reconstruction of oil well

4 改造后可持续开发的可行性

由于区内地热资源开发程度较高，单井开采量较大，采灌不平衡，因而采用“一采两灌”的开发模式。为了达到好的回灌效果，在尾水注入回灌井之前，除了对回灌水需除去铁、钙及细菌，同时在地面净化措施上增设粗效过滤器及精细过滤器。其中粗效过滤器的过滤精度应达到50 μm，精细过滤器的过滤精度为5 μm。

改造成井后进行历时2 688 h的回灌试验，回灌井瞬时回灌量最大64 m3/h，稳定回灌井60 m3/h，历时曲线见图4，回灌能力达到96.35%。回灌试验取得的参数，为该区的地热勘查和部署提供重要的回灌数据支撑和部署依据。

图4 T38井回灌历时曲线图Fig.4 Recirculation time curve map of well T38

5 改造后前景分析

以T-38井、T38-1井、T38-2井为例，改造后的石油井不仅会带来经济效益，同时也能带来环境效益，具有较大的开发前景。

1) 经济效益。开凿地热井的费用主要包括：进尺费(安装与拆卸钻机、钻进、护壁、填写班报表、下管、固井、测井、洗井、试水等)、成井材料费、设备折旧费、税费等。每口井可节约投资约370万元。

2) 环境效益。地热资源经济价值的计算采用类比常规能源(燃煤)的方法进行折算，每口改造井地热流体年累计可利用的热量28.22×107MJ。平均每口地热井开采地热流体一年所获热量与之相当的节煤量约2 157 t/a，供暖面积约9.1万m2；同时每年可减少向大气中排放二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物及悬浮质粉尘等大气污染物5 214.8 t、固体废物煤灰渣215.8 t，每年可节省环境治理费用60.0万元(不计煤灰渣运输费)，经济效益和环境效益显著。减排量及节省的污染治理费用详见表2。

表2 地热水开采一年的减排量及节省的污染治理费用计算表Table 2 Calculation of emission reduction and cost saving of annual geothermal water exploitation

注：①表示煤灰渣不属于大气排放，属于固体废物排放;②表示清洁开发机制CDM国际碳汇市场价格略低于此价

6 结 论

1) 滨海新区的废弃石油井改造，应选取弃井，改造方式为射孔法，改造目的层为馆陶组。预计改造后水温度55～70 ℃，单井涌水量50～80 m3/h，地热流体化学类型为HCO3-Na、HCO3·Cl-Na或Cl·HCO3-Na型，矿化度为1 500～2 000 mg/L。

2) 滨海新区采用“采灌”开采模式，开发与保护并举，预计回灌率达90%以上，实现了油区地热资源集约化开发利用，极大提高了资源利用率，产生了较好的经济效益和环境效益。