河南清丰地区岩溶热储地热地质特征

王 迪， 国殿斌， 汪新伟， 毛 翔， 罗 璐

( 1. 中国地质大学(北京) 地球科学与资源学院，北京 100083； 2. 中国石化新星(北京) 新能源研究院有限公司，北京 100083 )

0 引言

为减少对传统能源的依赖，世界上许多国家致力于新能源方面的研究，尤其是对可再生能源的研究[1-4]。地热作为一种清洁、可再生能源，开发潜力巨大。中国地热资源种类繁多，分布广泛，具有明显的规律性和地带性，其中水热型地热资源量折合标准煤为1.25×104亿t，每年可开采量折合标准煤为18.65亿t，336个地级以上城市浅层地热资源每年可开采量折合标准煤为7.00亿t[5]。

在“十三五”能源发展规划中，中国首次将地热能开发利用列入其中。2017年，推出“北方地区清洁取暖”相关政策，设立大气污染传输通道城市(“2+26”城市)，表明传统的高能耗、高污染的供暖方式将被清洁、低碳的供暖方式替代，地热将成为主要的热源之一[6]。河南省濮阳市为“2+26”城市之一，近几年进行大规模的地热资源开发。截至2018年底，河南省濮阳市清丰地区共开发地热井22口，共计供暖能力为107.01万m2，热储层位主要为奥陶系碳酸盐岩岩溶热储，具有单井产水量高、盐度低、易回灌等特点，地热单井出水量为106.00～133.60 m3/h，井口水温为49～58 ℃。

关于研究区奥陶系储集层的研究主要表现在东濮地区奥陶系沉积相特征及其演化[7]、奥陶系碳酸盐岩成岩作用及其对储集层的影响[8]、东濮凹陷油气成藏研究[9]、东濮地区奥陶系顶部储集层特征及有利控制因素[10]等方面，集中于东濮凹陷油区范围的储层研究，极少开展对内黄凸起东斜坡奥陶系岩溶热储分布特征、地热水化学特征和地热资源量精细评价等方面的研究。以研究区区域地质构造、地震资料解释为基础，结合已有的地热井分析资料，研究河南省濮阳市清丰地区奥陶系岩溶储集层发育特征、横纵向富集规律、地热水化学特征和地热资源量，为河南省濮阳市清丰地区的地热资源开发提供理论指导。

1 区域地质特征

1.1 地质构造

内黄凸起位于渤海湾盆地东南部，为一轴面走向北东、倾向南东、倾角为3°～12°的背斜[11]。清丰地区位于背斜的南东翼，北接临清坳陷，西邻汤阴凹陷，东接东濮凹陷，南邻济源—开封坳陷。内黄凸起主要由西界的汤东断裂、东界的长垣大断裂、南界的新商断裂和北界的磁县—大名断裂共同控制[12-13]，其基底为一穹隆状构造，核部位于河南省浚县以北及内黄县一带，出露太古代地层；向东南、东为斜坡，出露古生代地层。新生界沉积厚度多在0.5～1.5 km之间，呈西北薄、东南厚的特征(见图1)。

1.2 地层特征

根据区域地质、地震资料和清丰地区已钻的22口井资料，研究区地层由老到新依次发育寒武系—奥陶系、石炭系—二叠系、三叠系、古近系、新近系和第四系(见图2)。

图2 清丰地区北部NW—SE向地震剖面(剖面位置见图1)Fig.2 Seismic section in NW—SE direction in the north of Qingfeng Area(section position as shown in fig.1)

新近纪地层为热储的区域盖层，岩性主要为棕色泥岩与灰白色砂岩互层，地层厚度为0.3～1.3 km，埋藏深度较浅，地热水温度较低，不适合作为研究区有利开发层。石炭纪—二叠纪地层厚度为37～220 m，岩性以灰色、白色、棕色砾岩和灰色、紫红色泥岩为主，与下伏奥陶系呈不整合接触(见图3)。

图3 清丰地区QF-5井地层柱状图Fig.3 Comprehensive stratigraphic column of QF-5 well in Qingfeng Area

2 热储特征

2.1 空间展布特征

清丰地区开发的热储层主要是奥陶系台地相碳酸盐岩。根据研究区区域地质、钻井、地震等资料，明确清丰地区奥陶系岩溶热储的空间展布特征。

内黄凸起背斜核部位于河南省浚县以北及内黄县一带，奥陶系遭受剥蚀，顶板埋深约为1.000 km，由西向东逐渐变深，新生代地层直接覆盖其上。石炭纪—二叠纪地层为清丰地区奥陶系岩溶热储的直接盖层，顶板埋深为1.076～1.280 km(见图2)。

清丰地区地热资源开发主要集中于城区，为明确该区域热储层的空间展布特征，部署4条物探剖面，采用大地电磁测深法(MT)刻画断裂分布特征，厘清断裂体系发育与优势热储运移通道的关系。塔里木盆地顺北特深碳酸盐岩断溶体油气藏为断裂控储[14-17]，清丰地区的岩溶热储具有与其相同的勘探特征。

Ⅰ号剖面线(BB′)，测线方向为186°，点距为50 m，剖面总长度为5.1 km。沿I号剖面线方向2.4～3.0 km处有很明显的电性差异，推测发育正断层F5、F6，倾向分别为南西向和北东向，倾角为50°～65°(见图4(a))。

图4 清丰地区MT反演剖面地质解释Fig.4 Geological interpretation map of MT inversion section in Qingfeng Area

Ⅱ号剖面线(CC′)，测线方向为179°，点距为50 m，剖面总长度为3.6 km。沿Ⅱ号剖面线方向0.3～0.4 km处电性层埋深有明显的错动，推测发育正断层F6，倾向为北东向，倾角为55°～65°(见图4(b))。

Ⅲ号剖面线(DD′)，测线方向为98°，点距为50 m，剖面总长度为3.3 km。该剖面无高阻特征显示，与Ⅳ号剖面线电性特征有很大差异，推测剖面线受近乎平行的断裂影响。沿Ⅲ号剖面线1.0、3.0 km处电性发生轻微的变化，根据电阻率曲线变化与Ⅳ号剖面线有相似形态，结合区域断裂展布，推测在剖面线1.0、3.0 km处分别发育正断层F4和F3(见图4(c))。

Ⅳ号剖面线(EE′)，测线方向为93°，点距为50 m，剖面总长度为3.5 km。沿Ⅳ号剖面线方向0.9～1.1、2.6～3.0 km处电性发生明显的变化，推断发育正断层F4和F3，倾向为北西—南东向，倾角为60°～70°(见图4(d))。

图5 清丰地区奥陶系顶板埋深等值线及断裂体系分布

Fig.5 Roof depth map of the Ordocician karst reservoir and distribution of fracture system in Qingfeng Area

受燕山运动影响，渤海湾盆地发育大规模北北东向断裂。结合钻井资料和大地电磁剖面的地质解释，绘制清丰地区奥陶系顶板埋深和断裂体系分布图(见图5)。由图5可知，清丰地区主要发育北北东向断层F3、F4和北西西向断层F5、F6，其中F3、F4断层西侧的奥陶系岩溶热储发育高程比东侧的较浅，F5、F6断层北侧的奥陶系发育高程比南侧的深。奥陶系顶板埋深为1.129～1.337 km，钻孔揭露厚度为297～644 m，储厚比为12.7%～62.8%，平均有效孔隙度为1.02%～14.88%，渗透率相差较大，为(0.17～16.74)×10-3μm2(见表1)。QF-16地热井出水量为15 m3/h，推测地热井周围不发育断层，且距离F4、F5断层较远，缺少地下热水运移的优势通道。

表1 清丰地区地热井参数统计

2.2 纵向分层特征

研究区奥陶系岩溶储层自下而上依次为冶里组、亮甲山组、下马家沟组、上马家沟组和峰峰组，共经历4个构造旋回，即冶里组—亮甲山组沉积期的海退半旋回、下马家沟组下段—上马家沟组下段沉积期的海进—海退旋回、上马家沟组上段—峰峰组下段沉积期的海进—海退旋回、峰峰组上段沉积期的海进—海退旋回[7]。根据清丰地区已钻井资料，结合与研究区同一构造单元的河南省南乐县文昌苑1井产能测试分析，明确岩溶热储纵向分层特征。

(1)清丰地区奥陶系岩溶热储由下至上依次发育下马家沟组、上马家沟组、峰峰组3段热水储集层，厚度为450.00～600.00 m(见图6)，岩性以浅灰色、灰色灰岩和浅灰色白云岩为主[8]，储集空间类型分为孔隙型、裂缝型、溶洞型，其中以裂缝型为主要储集类型[18]。单井产水层为25～43层，平均每口井有32层产水层；单井储层有效厚度为45.80～342.30 m，平均单井储层有效厚度为119.00 m。

(2)根据清丰地区奥陶系岩溶热储连井剖面(见图6)，峰峰组热储厚度分布在80.00～220.00 m之间，平均热储厚度为170.00 m，发育产水层为2～20层，平均有效厚度约为27.35 m。峰峰组下段的自然伽马曲线高于上段的，整体在10～168 API之间，反映下部岩性主要为高放射性泥岩、泥质灰岩，上部岩性为低放射性灰岩；上马家沟组热储厚度分布在140.00～340.00 m之间，平均热储厚度为253.75 m，发育产水层为6～26层，平均有效厚度约为59.49 m，自然伽马曲线整体呈低值特征，底部自然伽马值高，为100～125 API，反映发育泥质灰岩，视电阻率曲线整体呈高阻特征，上部的高阻特征显示灰岩发育的特征，下部相对低的视电阻率特征显示泥质灰岩发育的特征。根据部分钻遇下马家沟组地层的地热井统计，下马家沟组热储厚度分布在80.00～120.00 m之间，平均热储厚度为107.86 m，发育产水层为1～13层，平均有效厚度约为20.70 m，自然伽马曲线整体呈低值特征，曲线幅值变化小，为10～40 API，视电阻率曲线整体呈高阻特征，显示低放射性灰岩发育特征[19]。

(3)峰峰组、上马家沟组和下马家沟组发育产水层。根据文昌苑1井产能测试分析，不同层位产水能力存在差异。其中，峰峰组为研究区的主要产水层段，日绝对产水量为1 448.31 m3，产能占总产能的83.97%；上马家沟组和下马家沟组为次要产水层，日绝对产水量分别为105.49、171.06 m3，产能分别占总产能的6.11%和9.92%。储层产能贡献能力由大到小依次为峰峰组>下马家沟组>上马家沟组(见图7和表2，其中图7的产水量为测井时的瞬时产量)。

图6 清丰地区奥陶系岩溶热储连井剖面Fig.6 Stratum correlation of the Ordocician karst reservoir in Qingfeng Area

图7 南乐地区文昌苑1井测井曲线与产能剖面测试

清丰地区奥陶系岩溶热储发育三套储集层，不同的构造—沉积旋回造成储集层在纵向上存在差异，其产能贡献能力从大到小依次为峰峰组、下马家沟组和上马家沟组。中—晚奥陶世区域性的加里东运动，使华北地块整体抬升并发生海退，造成石炭系—二叠系平行不整合覆盖在奥陶系峰峰组之上，峰峰组形成的溶蚀孔、缝、洞被充填；后期，岩溶热储经历三叠系至下古近统沉积前的印支—燕山运动期的挤压—松弛作用，形成一系列断裂和裂缝，是导致地下热水富集、运移的主要因素和优势通道。

2.3 地温场特征

地温梯度是指地球内部恒温带以下深度地温随深度的变化率，在钻井内，地温测量结果通常用测温曲线表示[20]。清丰地区开发的地热资源主要集中于河南省清丰县城中部，横向变化不大；纵向上，由于多期构造运动作用和地层发育厚度不同，地温梯度变化明显。采用钻孔稳态连续测温方法，研究清丰地区真实地温变化，取年平均温度(15.9 ℃)和恒温带平均深度(20 m)，推算奥陶系岩溶热储的地温梯度。

QF-6井地层温度—深度关系(见图8(a))表明，地层温度和井深呈明显的线性关系，即随储层深度的增加，地温梯度逐渐变大；QF-7井地层温度—深度关系(见图8(b))整体上具有传导型地热系统特征。根据两口地热井的测温结果计算，奥陶系储层地温梯度分别为2.48、1.79 ℃/100m，其直接盖层石炭纪—二叠纪地层地温梯度分别为2.09、2.50 ℃/100m，奥陶系岩溶热储有裂缝发育，导致侧方有温度较低的地热水运移，产生局部对流现象。两口地热井的新近纪地层地温梯度分别为0.76、0.87 ℃/100m，推测热流在该层位传递速度较快。根据测温数据，计算两口地热井的第四纪黏土层地温梯度分别为4.97、6.17 ℃/100m，表明研究区第四系为主要的区域热盖层，石炭纪—二叠纪地层为奥陶系岩溶热储的直接盖层。

表2 南乐地区文昌苑1井测井解释

图8 清丰地区典型地热井地层温度—深度关系Fig.8 Relationship between formation temperature and depth of geothermal wells in Qingfeng Area

清丰地区为典型的(C-P/O)型储盖组合，主要是由于加里东运动造成中—上奥陶统与上石炭统之间的沉积间断；加里东运动早期，从崮山沉积期到红花园沉积末期，整个海水退出华北地台，沉积的岩性主要以膏质白云岩、白云岩、灰质白云岩和燧石白云岩为主。晚奥陶世地层发生岩溶作用，峰峰组暴露于大气环境并发生岩溶作用，之后海平面上升，岩溶缝隙、缝洞被充填，该地区的有利热储主要沿断裂展布。

3 地热水化学特征

从清丰地区已完钻的22口地热井中选取6口生产井，测试的地热水来自于井深1.6～1.9 km的地热井，每口井的取水段位于距井底503.90～644.00 m处，滤水管进入取水层，上部加套管和止水器。这种井深结构保证地热水不受上层冷水影响，从井口采集的地热水样品基本可以代表奥陶系储层的地热水。直接在井口密封灌装氢氧稳定同位素的样品，在美国Beta Analytic实验室，利用gas-bench IRMS同位素质谱仪进行测试，δD和δ18O的分析精度分别为±2.0‰和±0.3‰。

3.1 氢氧同位素特征

地下水主要来源于大气降水和各种地表水的渗入补给，氢氧稳定同位素方法在确定地下水成因类型和地下热水的来源等方面具有重要意义[21]。清丰地区共测试3个样品的氢氧同位素，奥陶系岩溶热储层地热流体的氢氧同位素组成数据基本落在大气降水线附近(见图9(a)、表3))，在当地雨水线左下方，表明地热水的来源比较单一，早期在隆起区接受大气降水补给，入渗补给地下水，经过深部的循环加热，以深大断裂为运移通道并进入浅部地层。

图9 清丰地区热流体δD-δ18O关系和Piper三角图解Fig.9 Piper diagram and relationship between δD and δ18O of thermal fluid in Qingfeng Area

表3 研究区地下水水化学和同位素测试结果

注：T为采样时测量温度。

3.2 水化学特征

清丰地区地热水总矿化度(TDS)为2 540～3 360 mg/L，属于咸水。阳离子以Na+、Ca2+、Mg2+、K+为主，且矿化度Ca2+>Na+>Mg2+>K+；阴离子以Cl-、SO2-4、HCO-3为主，且矿化度SO2-4>Cl->HCO-3。pH为6.76～7.69，属于弱碱性(见表3)。Piper三角图表明，清丰地区地热水的阳离子以Ca2+和Na+为主，阴离子以SO2-4为主，Cl-次之，属于SO4·Cl-Ca·Na型水(见图9(b))，具有典型的岩溶型热矿水特征。

龙古1井位于东濮凹陷和鲁西南隆起区过渡带，奥陶系热储层中水化学类型为SO4·Cl-Ca·Na型，总矿化度为4 039 mg/L。雅典城1号井位于山东省菏泽市鄄城县，开发热储层位为奥陶系岩溶热储，水化学类型为SO4·Cl-Ca型，总矿化度为3 819 mg/L。清丰地区地热水可能存在鲁西隆起区大气降水的补给，大气降水渗入地下后，沿兰聊断裂向西运移，经深部循环加热混合，通过断裂和岩溶不整合面向上运移。

4 地热田成因模式及资源量

4.1 成因模式

根据研究区区域构造、岩溶热储储集层发育特征、地热水类型和补给来源，初步建立清丰地区地热田成因模式；结合过内黄凸起北部典型地震剖面，绘制清丰地区地热田成因模式图(见图10)。

图10 清丰地区地热田成因模式(剖面位置见图1)Fig.10 Genetic model of geothermal field in Qingfeng Area(section position as shown in fig.1)

内黄凸起大地热流为64.19 mW/m2[22]，与渤海湾盆地平均大地热流(63.6 mW/m2)[23]相差较小，表明清丰地区地热田是一个在正常大地热流背景下、以太行山山脉和鲁西隆起区的大气降水为补给水源[24]，沿深大断裂和岩溶不整合面下渗，经过基底凹凸带长距离运移，在内黄凸起奥陶系碳酸盐岩储集层中富集，为典型的中低温传导型地热系统。

(1)与渤海湾盆地其余的二级构造单元相比，内黄凸起区域离补给源更近，距太行山灰岩裸露区直线距离为70～130 km，距鲁西南隆起区直线距离为110～190 km。

(2)清丰地区发育大量NE向和NW向断裂，断裂对岩溶热储层产水量具有重要影响。

(3)清丰地区碳酸盐岩岩溶热储埋藏深度浅，顶板埋深为1.2～1.3 km，水温较高，井口水温为50～58 ℃，出水量较大，单井出水量为106.00～160.35 m3/h。上覆的石炭纪—二叠纪地层和新生代地层提供良好的保温隔热作用，奥陶系层状热储在内黄凸起东斜坡带上呈面状展布。

4.2 资源量

清丰地区地热田为沉积盆地传导型地热田。根据研究区钻井资料揭示的热储层厚度、孔隙度、温度等数据，以清丰县行政规划面积833.5 km2为评价区面积，采用热储体积法估算清丰地区奥陶系岩溶热储地热资源量。根据测井解释数据确定热储层物理参数，其中岩溶热储平均有效厚度为118.69 m，平均温度为54.25 ℃，平均孔隙度为7.15%，当地年平均气温为15.9 ℃，地热水密度为1 000 kg/m3，岩石密度为2 700 kg/m3，水比热容为4 180 J/(kg·℃)，灰岩岩石比热容为920 J/(kg·℃)。

根据DZ 40—1985《地热资源评价方法》，计算清丰地区奥陶系岩溶热储地热资源量[25]，岩溶热储回收率为15%。清丰地区奥陶系岩溶热储地热资源总量为9.90×108GJ，折合标准煤为3.38×107t，其中可采地热资源量为1.49×108GJ，折合标准煤为5.08×106t。按照开发利用年限100年计算，年可采地热资源量折合标准煤为5.08×104t；按照每个采暖季每平方米消耗的热量相当于2.83×10-4t标准煤计算，可满足180万m2的供暖面积，具有良好的市场开发价值。

5 结论

(1)河南清丰地区位于内黄凸起南东翼，奥陶系顶板埋深为1.2～1.3 km，井口水温为50～58 ℃，单井出水量为106.00～160.35 m3/h，石炭纪—二叠纪地层为奥陶系岩溶热储的盖层，奥陶系层状热储呈面状展布。

(2)清丰地区储层产能贡献能力由大到小依次为峰峰组、下马家沟组、上马家沟组；断裂是地热水运移的优势通道。地热水水质类型为SO4·Cl-Ca·Na型；地热田成因模式是以太行山山脉和鲁西南隆起区的大气降水为补给水源，沿深大断裂和岩溶不整合面下渗，由西向东经过基底凹凸带长距离运移，在内黄凸起奥陶系碳酸盐岩储集层中富集，为典型的中低温传导型地热系统。

(3)清丰地区奥陶系岩溶热储地热资源总量为9.90×108GJ，折合标准煤为3.38×107t，年可开采地热资源量可满足180万m2的供暖面积，具有良好的市场开发价值。