西安市泾河新城某园区地热资源特征及成井工艺研究

何 欣，马 悦，李 俊

(陕西天地源新能源投资有限公司，陕西 西安 710065；2.中光建设有限公司，陕西 西安 710000)

1 概况

地热资源作为一种集“水、热、矿”于一体的优质清洁新能源，具有用途广泛、可直接利用的优点。其社会、经济和环境效益显著，在低碳经济发展中起着越来越重要的作用。为响应国家能源发展战略行动计划，降低煤炭消费比重，推动能源结构持续优化，泾河新城某园区将原有供热锅炉房拆除，决定开发利用中深层地热资源替代燃煤锅炉，用于园区内厂房的供热取暖及员工洗浴。

园区位于地热资源开发的潜力区域，本着“一采一回，采灌平衡”的原则，本次研究在该园区施工两眼地热钻孔。本文将对开采井的地热资源特征及成井工艺进行分析，研究结果能够为区域乃至盆地后期的地热资源开发提供一定的实践依据。

2 地热地质条件

2.1 地质构造背景

渭河盆地是由一系列不同方向的断裂切错形成的新生代复式地堑型断陷盆地[1，2]，前新生界基底断裂构造发育，地热地质背景十分复杂。其边缘常为两组不同方向断裂追踪而形成锯齿状边缘，由于不同组合断裂构造的影响，使其沉积中心、地层、岩相、构造线方向等都随之变化。就整个渭河盆地而言，是由两个较大规模的次级凹陷组成，自西向东依次为：西安凹陷和固市凹陷，其新生界沉积厚度分别为7 000 m和6 800 m[3]。凹陷南北的斜坡带是凹陷的两翼，北部是缓斜坡带、南部是陡斜坡带。园区位于渭河盆地固市凹陷北部缓坡低断阶带西部(图1)。

图1 渭河盆地构造分区图

2.2 断裂特征

据区域地质资料及地球物理勘查资料，园区内并没有断裂展布，但区域发育的主要断裂有泾河断裂(F1)和渭河北岸断裂(F2),现分述如下：

2.2.1 泾河断裂(F1)

据地球物理勘查资料显示，该断裂在盆地内西起礼泉王桥镇北，沿泾河至临潼，延伸约75 km，在泾河以南黄土塬前沿分布，走向东南，倾向北东，张性断裂，倾角78°左右，断距向深部增大。断裂一线在地貌上显示为黄土陡坎，高差80 m。该断层为地层深部热源上涌提供了有利通道[4]。

2.2.2 渭河北岸断裂(F2)

据地球物理勘查资料显示，该断裂位于渭河北岸，西起宝鸡，经武功、咸阳、渭南，向东延伸[5，6]，总体作北东东向-近东西向延展。由视电阻率反演断面等值线可见：断裂多以梯级带使两侧产生明显电性分异及等值线错动；在不同剖面位置断裂大都表现为上陡下缓，倾角65°～80°，总体向南倾斜，切深大于20 km；但在局部地段(如窑店附近)断裂在纵深方向上发生折曲，2 km以浅倾向北，以深则转向南倾[4]。此外，在断裂下段，深度10～30 km范围尚可见3～5 Ω·m的低阻异常圈闭，与断裂相关联，将可能构成此地的热源储集及传导背景[7]。

2.3 地层特征

根据岩屑录井与综合测井资料结合区域地质资料对比分析，该地热开采井地层由深到浅依次为：古近系始新统红河组(E2h)、古近系渐新统白鹿塬组(E3b)、新近系中新统高陵群(N1gl)、新近系上新统蓝田—灞河组(N21+b)和张家坡组(N2z)、第四系下更新统三门组(Q1s)和中更新统、上更新统、全新统秦川群(Q2-4qc)[7]。

2.3.1 古近系始新统红河组(E2h)

埋深：2 950～3 100.16 m，厚度150.16 m，地层未揭穿。

岩性组合：灰白色中细砂岩与紫红色泥岩互层，砂岩含砾。

2.3.2 古近系渐新统白鹿塬组(E3b)

埋深：2 670～2 950 m，厚度280 m。

岩性组合：灰白色细砂、中砂岩与灰色泥岩互层，中间砂岩粒度较细，中砂岩含砾，含白色钙质物。

2.3.3 新近系中新统高陵群(N1gl)

埋深：2 050.0～2 670.0 m，厚度620.0 m。

岩性组合：岩性以深紫棕色粉砂质泥岩为主，夹薄层泥质细砂岩、含砾细砂岩，中砂岩及含砾粗砂岩不等厚互层。

2.3.4 新近系上新统蓝田～灞河组(N21+b)

埋深：1 180.0～2 050.0 m，厚度870.0 m。

岩性组合：上部为棕红色含砾泥质砂岩与泥质粉砂岩互层；下部为棕红色、紫棕色粉砂岩(含砾)，紫棕色泥质细砂岩与棕色泥岩,粉砂质泥岩互层。局部含零星白色钙质物，砂岩含砾，成份以石英为主。

2.3.5 新近系上新统张家坡组(N2z)

埋深：700.0～1 180.0 m，厚度480.0 m。

岩性组合：上部以灰黄色，浅绿色泥岩为主，夹灰白色细砂岩；中部为浅灰色粉砂质泥岩与中粗砂岩互层；下部深灰褐色粉砂质泥岩与灰、灰白色长石细砂岩不等厚互层。局部含零星白色钙质物，砂岩以石英、长石为主，次棱角状，含少量砾石。

2.3.6 第四系下更新统三门组(Q1s)

埋深：560.0～700.0 m，厚度140.0 m。

岩性组合：为深灰色、蓝灰色粉质粘土、粘土，夹灰白色、灰色、浅肉红色细砂、中细砂层，未成岩。

2.3.7 第四系中、上更新统、全新统秦川群(Q2-4qc)

埋深：0～560.0 m，厚度560.0 m。

岩性组合：顶部灰黄色粘土,亚粘土；上部灰色、灰黄色粗、中、细砂；下部灰色、灰黄色粘土与灰黄色中砂、细砂层不等厚互层。粘土性软、吸水易造浆，未成岩。

3 储层及盖层特征

3.1 储层特征

园区地热资源主要为碎屑岩类孔隙型地热资源，其热储层可划分为：新近系上新统张家坡组、蓝田～灞河组、新近系中新统高陵群、古近系渐新统白鹿塬组及始新统红河组五个热储层[7]。

3.1.1 古近系始新统红河组(E2h)

该热储层位2 950.0～3 100.16 m，厚度150.16 m，地层未揭穿。测井成果揭示该热储层共8层砂岩，砂岩厚度37.0 m，砂厚比24.7%，最小单层厚度1.5 m，最大单层厚度10.9 m，平均单层厚度4.6 m。砂岩孔隙度16.81%～23.37%，渗透率18.96～122.24 mD，顶板实测温度107.37℃，底板实测温度108.9℃，平均温度为108.1℃。其电性特征表现为砂岩电阻率值大多为3.23～9.16 Ω·m，上部为锯齿状中高阻，下部为锯齿状低阻，自然电位曲线波动较小呈正异常。该热储层砂岩厚度较小，含水层发育较差，温度较高，热储条件较差。

3.1.2 古近系渐新统白鹿塬组(E3b)

该热储层埋深2 670.0～2 950.0 m，厚度280 m。测井成果揭示共22层砂岩，砂岩厚度102.6 m，砂厚比36.7%，最小单层厚度1.0 m，最大单层厚度19.1 m，平均单层厚度4.7 m。砂岩孔隙度11.62%～40.55%，渗透率2.59～526.81 mD，顶板实测温度101.46℃，底板实测温度107.37℃，平均温度为104.2℃。其电性特征为砂岩电阻率值大多为4.99～30.50 Ω·m，砂岩视电阻率曲线呈锯齿状高阻，自然电位曲线呈波动较小正异常。该热储层孔隙度较大，渗透性一般，热储条件一般，是区域内比较好的热储层位。

3.1.3 新近系中新统高陵群(N1gl)

该热储层埋深2 050.0～2 670.0 m，厚度620.0 m。测井成果揭示共50层砂岩，砂岩厚度284.3 m，砂厚比45.9%，最小单层厚度0.8 m，最大单层厚度30.7 m，平均单层厚度5.7 m。砂岩孔隙度19.81%～32.16%，渗透率9.52～429.69 mD，顶板实测温度87.22℃，底板实测温度101.46℃，平均温度为94.5℃。其电性特征为砂岩电阻率值大多为2.94～5.74 Ω·m，砂岩视电阻率曲线呈锯齿状中高阻，自然电位曲线呈浅槽状正异常。该热储层砂岩厚度较大，孔隙度较大，渗透性较好，热储条件较好，是区域内良好的热储层位。

3.1.4 新近系上新统蓝田～灞河组(N21+b)

该热储层埋深：1 180.0～2 050.0 m；厚度870.0 m。测井成果揭示共有72层砂岩，砂岩厚度295.2 m，砂厚比34.0%，最小单层厚度1.2 m，最大单层厚度19.2 m，平均单层厚度4.1 m。砂岩孔隙度20.32%～41.47%，渗透率20.59～1 119.44 mD，顶板实测温度69.49℃，底板实测温度87.22℃，平均温度为79.5℃。其电性特征为视电阻率为1.58～4.18 Ω·m，砂岩视电阻率曲线呈波状低阻，自然电位曲线呈“V”字型或浅漏斗状负异常。该热储层砂岩厚度较大，孔隙度较大，渗透性较好，为高孔高渗储层[8]，但该热储层埋藏相对较浅，温度相对较低，可作为区域内良好的储备热储层。

3.1.5 新近系上新统张家坡组(N2z)

该热储层埋深700.0～1 180.0 m；厚度480.0 m。测井成果揭示共有7层砂岩，砂岩厚度18.5 m，砂厚比3.9%，最小单层厚度1.7 m，最大单层厚度5.3 m，平均单层厚度2.7 m。砂岩孔隙度39.01%～42.97%，渗透率179.72～252.28 mD，顶板实测温度63.81℃，底板实测温度69.49℃，平均温度为65.9℃。其电性特征为视电阻率为1.82～2.60 Ω·m，砂岩视电阻率曲线呈平缓波状低阻，自然电位曲线呈浅锯齿状负异常。该热储层砂岩厚度较小，孔隙度较大，渗透性一般，该热储层埋藏浅，温度低，热储条件较差。

3.2 盖层特征

热储层中常见的盖层为泥岩，渭河盆地新生界泥岩在各组地层中普遍发育，相对而言，张家坡组泥岩最为发育[8]，张家坡组发育巨厚的泥岩或砂质泥岩可作为热储层的重要盖层；另外700.0 m厚的第四系松散层由于热导率较低，同时细粒相粘土层储热条件相对较差，也视为良好的隔热保温层。

4 地热水化学特征

本次地热水采自高陵群及古近系混合热储层，水样送至陕西工程勘察研究院水土检测中心进行水质检验，分析结果见表1，其井口水温为92℃。根据水质检验报告：地热水总矿化度7 146 mg/L，属咸水；以碳酸钙计总硬度380 mg/L，属硬水pH值7.84，属中性水。

表1 地热井地热水水化学分析表 mg/L

主要阳离子含量：以Na+为主，含量达到2 661 mg/L，毫克当量百分数92.8，K+含量为45.5 mg/L，毫克当量百分数0.9，Ca2+含量为108 mg/L，毫克当量百分数4.3，Mg2+含量为26.7 mg/L，毫克当量百分数1.8，NH4+含量为2.27 mg/L，毫克当量百分数0.1；主要阴离子含量：以Cl-为主，含量达到3 811 mg/L，毫克当量百分数89.8，SO42-含量为288 mg/L，毫克当量百分数5.0，HCO3-含量为372 mg/L，毫克当量百分数5.1。依据主要阴阳离子含量该地热水水化学类型命名为氯化钠型水(Cl-Na)。高浓度的Na+与Cl-含量反映了区域内地热水运移路径长、径流时间长、水-岩作用强烈、贮藏环境较封闭的特征。

按照国标GB5749—2006《生活饮用水卫生标准》进行评价，该地热水有9项超标，不能作为生活饮用水；按照国标GB/T11615—2010《理疗热矿水水质评价标准》进行评价，该地热水中氟、溴、碘、锶、偏硼酸、偏硅酸矿物含量具有医疗价值，其中4项达到命名矿水浓度，可命名为碘水、锶水、硅水、硼水及热水。该地热水是较优质的热矿水，具有较高的医疗价值。

5 成井工艺

5.1 成井结构

该地热开采井为二级成井结构，成井深度3 100.16 m，不同井径下入不同规格的国产石油无缝套管(图2及表2)。

图2 井身结构示意图

表2 钻头及套管程序说明表

一开井段：采用φ444.5 mm钻头，钻进至450.0 m完钻。0～450.0 m井段下入φ339.7 mm石油无缝套管；再采用40.06 tG级高抗硫酸盐油井水泥进行固井作业，水泥浆返出地面，固井效果良好。

二开井段：采用φ241.3 mm钻头，钻进至3 100.16 m完钻。419.85～3 100.16 m井段下入φ177.8 mm石油无缝套管。二开套管总长2 680.31 m，其中隔水管长度2 147.41 m，滤水管选用φ177.8 mm石油无缝套管，加工打眼、垫筋、包网缠丝，滤水管有效长度532.9 m，安装在取水层段中主要含水层部位。

二开套管与一开套管采用穿袖方式连接，重合段长度30.15 m。

5.2 止水工艺

止水位置分别设在0～450.0 m井段、419.85～450.0 m井段、1 881.06～1 883.04 m井段和2 046.93～2 049.73 m井段。止水工艺为0～450.0 m一开套管外环状间隙，采用40.06 tG级高抗硫酸盐油井水泥全段固井，水泥浆返出地面；419.85～450.0 m井段，φ339.7 mm一开套管与φ177.8 mm二开套管穿袖重合段之间的环状间隙内，采用联体伞式止水器与填充水泥砂浆封固进行止水；1 881.06～1 883.04 m井段和2 046.93～2 049.73 m井段，取水段顶部采用特制的联体伞式止水器与遇水膨胀式橡胶止水条止水，止水效果良好。

5.3 洗井工艺

套管安装结束后开始进行洗井工作，采用泥浆泵高压射流洗井、空压机气举洗井与潜水电泵抽水联合洗井。首先分段下φ89 mm油管至合理井深循环稀释泥浆，直至将井内稠泥浆全部换成稀泥浆；再将φ89 mm油管起至一定井深，利用高压空气压缩机气举洗井，然后使用潜水电泵抽水洗井，直至水清砂净。

5.4 抽水试验

洗井结束后，对2 051.23～3 100.16 m井段进行抽水试验，含水层厚度420.7 m。井口憋压测定初始静止水位为+28.0 m，再依次进行了大、中、小落程抽水试验，最后测定恢复水位为+28.0 m。各落程抽水试验结果详见表3。经计算，其单位涌水量为0.81～1.01 L/s·m，属于中等富水性，井口水温92℃，属中温地热资源，可用于烘干、发电、采暖等。

表3 抽水试验成果表

6 结语

泾河新城某园区位于渭河盆地固市凹陷北部缓坡低断阶带，主要发育碎屑岩类孔隙型地热资源，地热资源条件较好，热储层层位多，砂岩厚，盖层较发育。

(2)该地热井井深3 100.16 m，二级成井结构。一开0～450.0 m，下入339.7 mm石油无缝套管，二开419.85～3 100.16 m，下入177.8 mm石油无缝套管。二开套管与一开套管采用穿袖方式连接，重合段长度30.15 m。

(3)根据抽水试验，该开采井井口水温达92℃，属中温地热资源，涌水量可达142.25 m3/h，属中等富水性。地热水水化学类型为Cl-Na型水，其氟、溴、碘、锶、偏硼酸、偏硅酸矿物含量具有医疗价值。

(4)该园区地热资源贮藏条件良好，地热水水量充沛，水温较高、水质适中，适宜于进行地热供暖等产业的开发利用。