国内外地热回灌发展现状及启示

2021-06-03曹倩方朝合李云王汉雄方群史向阳

石油钻采工艺 2021年2期

曹倩方朝合李云王汉雄方群史向阳

1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油华北油田公司

近年来，我国大力推进生态文明建设，不断调整优化能源结构，北方地区由于清洁能源供暖比例偏低，存在着严重的雾霾污染，为地热开发利用带来了机遇。《地热能开发利用“十三五”规划》明确指出：“十三五”时期，新增地热能供暖(制冷)面积11×108m2，新增地热发电装机容量5×108W［1-2］。

地热资源是一种无污染、可再生的清洁能源，在开发利用过程中，不回灌或因技术问题导致回灌困难的情况普遍存在，制约了地热能源的可持续发展。结合热储特征进行地热回灌，可以避免产能下降、热储压力下降、采出液温度下降、尾水随意排放对环境造成污染等问题，是维持地热资源可持续性开发的必由之路［3］。

1 全球地热回灌发展现状

1.1 发展历程

回灌工作开始于上个世纪60年代后期，目前，在美国、德国、法国、冰岛、新西兰、意大利、日本、菲律宾等国家都得到了不同程度的应用。第一个高温地热田回灌项目1969年在萨尔瓦多Ahuachapan地热田进行了实施，同年第一个中低温地热田回灌项目也在法国巴黎盆地进行了实施。自1970年后，全球的地热回灌项目开始增加［4］。意大利Larderello地热发电站是世界上第一座地热发电站，为了处理蒸汽冷凝水，1974年开始采用回灌技术，长期试验表明，回灌可使储层压力有所回升，产量显著增加［5］。

美国Geysers地热田是世界上最大的地热田，针对热储压力下降过大导致的地热田产汽量和发电能力严重下降的问题，同时为了处理蒸汽冷凝水，1970年开始进行回灌，结果表明回灌明显改善了地热田的产能［6］。因此，该地热田对回灌的重视程度越来越高，目前除了用冷凝水进行回灌，还可用地表水和处理过的城市污水。在美国大约20%的地热项目回灌时遇到过采出液温度下降、产量下降、地下水污染等问题，但这些问题大多可以通过精心的勘探选址、合理的开发设计和谨慎的现场作业来避免，即使意外发生此类问题，也可以通过调整回灌设计来缓解［7］。

法国巴黎盆地地热回灌是中低温热储进行长时间开发和回灌的成功案例之一，巴黎盆地是沉积盆地型中低温地热田，地热资源丰富，主要热储层为道格统灰岩含水层，水温高于50 ℃，埋深1 700～1 800 m，流量每小时达150 t。主要利用方式是冬季供暖，地热水经过地面换热后直接输送到市区建筑群为居民用户供热(包括采暖、饮用及生活用水)，部分热水还可输送到工厂作为工业用水。由于地热水含盐度高达35～40 g/L，随意排放会破坏土壤，因此需要进行回灌。该地热田1969年建立了世界上第一个“对井”地热生产系统，包含1口采水井和1口回灌井，通过地面换热可为3 000间房屋供暖；1995年又建成一口新的地热井，开始进行“两采一灌”，供暖房屋增加到5 200间，这一地热供暖系统至今仍在运行。该地区生产井和回灌井的井距一般为1 000 m，持续30～40年的开发数据表明，没有一口井出现温度下降情况，目前法国正在运行的地热供暖系统有61个, 其中41个在巴黎盆地［8-9］。

全球对地热回灌的研究重点一直放在高温地热田，尽管许多国家都出台了法规要求中低温地热利用项目尾水必须回灌，但仍有许多项目未按规定进行尾水回灌。冰岛从上世纪70年代后期开始大规模开发地热，但1997年才开始进行中低温地热项目的回灌工作，主要原因是冰岛大多数中低温热储的地热水矿化度较低，对环境构成的威胁相对较小，而且由于地质构造环境的特殊性，地下水补给充足。

1.2 研究现状

Kamila、Diazr、Kaya等学者在2011—2019年的研究表明，回灌对生产的影响取决于其热力状态、地质构造和水文环境等因素，应该按照项目的热储特征来评估回灌系统，将热储分为5种类型(表1)［10-12］。

表1 热储分类Table 1 Classification of thermal reservoirs

地热项目回灌系统具有独特性，每个回灌工程都会因为地质条件不同而存在差异，但是同一类型热储中仍有相似之处。水热型地热系统通常需要回灌来维持地层压力，避免压降所带来的产量下降，同时需要合理的井距来避免热突破。以液体主导的汽-液两相热储分为低焓、中焓和高焓三类，低焓系统特点是裂缝和渗透率相当高，当地层压力下降时，这个系统会有来自边界的强力水补给，在生产过程中不会耗尽水；中焓系统渗透率通常低于低焓系统，一般只有少数明显裂缝，地层压力下降时，井筒附近会发生局部沸腾，导致流体焓升高；高焓系统一般裂缝数量较少，岩层致密，渗透率较低，会在生产井筒附近发生局部沸腾。以蒸汽为主的两相系统会生产蒸汽和大量不流动的水，由于储层和边界的渗透性，补水量有限，随着生产过程压力下降，需要回灌来维持地层中的液体含量。

据统计，截止到2019年，全球地热发电装机容量为1.43×1010W，其中中国地热发电装机容量为27.28×106W。全球以液体为主的汽-液两相系统地热田为74个，装机容量占地热发电总装机容量的68%；而以蒸汽为主的地热田仅有8个，但装机容量占总装机容量的20%；水热型地热田有58个，发电装机容量仅占总装机容量的12% (表2)［11］。中国羊易地热田属于高温水热型，羊八井地热田属于以液体为主的汽-液两相低焓型。

Diazr对78个主要地热田(装机容量占全球73%)的数据分析见表3［11］，以蒸汽为主的汽-液两相系统的回灌率是58%，回灌液包括冷却塔中的残余液态水和外部补水；以液体为主的汽-液两相系统高焓回灌率为57%，中焓和低焓分别为68%和82%；水热型地热发电通常使用闭环系统，因此回灌率可达到98%，但是许多装机容量小于5×106W的水热型系统基本是全部排放。

表2 不同类型热储的装机容量Table 2 Installed capacity of different types of geothermal reservoirs

表3 不同类型热储的总回灌量和回灌率Table 3 Total recharge amount and recharge rate of different types of geothermal reservoirs

2 国内地热回灌发展现状

2.1 发展历程

我国地热资源丰富，具有很大的开发潜力，水热型地热能年可采资源折合标煤18.651 1×108t，其中中低温地热能资源占比达95%以上。全球水热型地热能供暖装机容量为7.556×109W，占世界地热能直接利用总装机容量的10.7%，我国近10年来水热型地热直接利用以年10%的速度增长，连续多年位居世界首位。北京从上世纪50、60年代开始地热勘查和利用，90年代末开始进行初步的回灌试验，2004年北京市地热管理部门颁布多项政策限制开采、鼓励回灌。天津地热资源丰富，利用较早，出台了一系列法规规范地热回灌，通过审批控制和地热水回灌资源费优惠等手段鼓励地热回灌，并建立了监管平台。回灌试验始于上世纪70年代末，分为四个阶段，分别对浅部新近系孔隙型热储回灌、蓟县系雾迷山组基岩热储回灌、基岩生产性回灌试验和新近系生产性回灌进行了试验。近年来，随着国家对地热利用和地热资源管理的重视，许多省市都出台了相关法规，要求地热尾水必须进行回灌，除北京、天津外，陕西、山东等地也实施了一些地热回灌项目，并取得了一定成果［13］。

2.2 发展现状

北京市截止到2013年，地热水开采量为1.22×107m3，回灌量为0.56×107m3，回灌率接近50%，实施地热监测后，地热水位年下降速度均有所改善。2016年针对地热井回灌衰减问题进行研究，取得了一些进展。

天津市截止到2018年，共有721口地热井，其中回灌井235口，基岩热储回灌井163口，砂岩热储回灌井72口。2018年开采量5×107m3，回灌量0.62×107m3，砂岩热储回灌量约为0.19×107m3。而在回灌过程中，回灌井堵塞是造成回灌量有限的主要问题，尤其是孔隙性砂岩热储回灌井堵塞问题一直没有解决［14-16］。

此外，陕西关中盆地地热资源丰富，从2002年至今，在西安、咸阳等地进行了多次回灌试验。截止到2015年，西安共有地热井227口，开采运行189口，回灌井8口；截止到2016年，咸阳有地热井105口，回灌井8口。由于关中盆地主要热储层蓝田灞河组孔隙热储埋深大，储层原始压力大，导致回灌量小、回灌持续时间短，使地热回灌难以推广［17-19］。

3 回灌面临的问题

3.1 生产井温度降低

回灌设计中需要避免回灌水过快地到达开采井，造成开采井温度的降低。当采注井间距较小，或两个井之间存在开放的裂缝等流动通道时，有可能会造成“热突破”现象。菲律宾地热田PN-26井发生过热突破现象，1991年Malate和O’sullivan对此进行了评估，结果发现热突破开始发生在回灌18个月后，4年内温度迅速下降了50 ℃［20］。但目前全球观察到的地热回灌造成“ 热突破”的情况很少，仅在少数的高温地热田被观测到。小汤山两口固定的代表性回灌井监测数据表明，通过长时间大规模回灌，回灌井周边热储温度会出现不同程度的下降，这与回灌水温度和热储径流条件有关，但对该地区生产井周边的热储温度场没有产生影响。

3.2 回灌井结垢和腐蚀

低温回灌水在回灌过程中会发生氧化反应，腐蚀井壁，产生铁锈，同时随着温度下降，地热水中矿物质成分溶解度降低会产生二氧化硅沉淀，附着在井壁形成水垢。随着回灌时间加长，井壁形成的水垢增加，井径变小，过水断面变小，必然会对回灌形成阻力。井壁水垢脱落后如果落入井底，可能会对热储形成堵塞；如果落在变径口上，可能会将井筒堵死，这些都会导致回灌的衰减和堵塞。通常使用阻垢剂来减少碳酸盐沉淀，陕西渭河盆地2012年在室内进行的堵塞机理试验结果表明，添加阻垢剂后可以明显增加回灌量［21］。

3.3 砂岩热储回灌井井筒及周围热储堵塞

砂岩热储由于其储层特性，实施回灌时面临的最大难题是堵塞问题，矿物组成特别是黏土矿物的含量和组成、孔径大小以及固结程度等都可能成为堵塞发生的因素，很多专家对这一问题进行过研究，Bouwer在1991年对40个地热田的回灌项目研究发现，80%的砂岩热储回灌井出现了不同程度和类型的堵塞，堵塞原因主要可分为6种，具体结果见表4［22］。

表4 堵塞原因统计Table 4 Statistics of blockage causes

4 回灌因素

4.1 井位选择

回灌井与地热井之间的井距是回灌设计中重要的一部分，回灌位置选择不当会对地热储层造成影响。国外目前对高温热储回注区域选择做了一些研究，但尚无统一标准。Zarrouk等人在2006年提出根据注采井之间的连通程度将回灌区域分为内场(infield)回灌和外场(outfield)回灌［23］。Axelsson在2015年根据回灌井相对于产层的位置对内场回灌和外场回灌进行了分类，内场回灌是回灌井位于生产井之间，外场回灌是回灌井位于产层生产区之外［24］。Diazr等人在2016年进一步明确了内场回灌是指回灌井位置接近生产井和产层的电阻率边界；外场回灌是回灌井位于地热田边界外，与生产系统没有水力连通；边缘(edgefield)回灌是回注井位于地热田边缘位置，在水力学上仍有部分连通［11］。对于需要依靠回灌来恢复地层压力的热储，最好是在靠近生产井的地方进行内场回灌，同时要注意保持储层压力和热突破之间的平衡。

中高焓两相热储一般采取内场回灌，美国Geysers地热田［23］、印度尼西亚Salak地热田［25］、墨西哥的Los Humeros地热田［26］、埃塞俄比亚Aluto-Langano发电项目［27］、冰岛Reykjanes地热田［28］的现场经验都表明这种方式可以补给热储，降低地层压力下降的速率。低焓热储层特点是裂缝分布广泛，大量注水可能会严重干扰热储层，因此会将回灌井设计到离开发井稍远的位置来降低热储冷却的风险，如日本的大岳地热田［23］、葡萄牙的亚速群岛地热田［23］。

大多数水热型热储采用内场回灌，如德国的Bruchsal地热田［29］、日本大治地热田［23］、美国Brawley地热田［30］和美国Steamboat Springs地热田［23］，现场数据证明内场回灌对维持储层压力、水位和地热田生产能力具有积极作用。但也在一些地热田出现了热突破现象，如俄罗斯勘察加地热田、美国Beowawe地热田、美国Lightning Dock地热田、美国Casa Diablo地热田和美国Tuscarora地热田，为了减少这些影响，正在进一步研究寻找合理的回灌点［12］。由于热储具有独特性，因此各个地热田之间的井距参数不具普适性。根据对80多个地热回灌项目的统计，得到了每种系统回灌井和生产井的井距范围，如表5所示［10］。

表5 生产井与回注井的距离范围和平均距离Table 5 Distance range and average distance between production well and reinjection well

中国许多研究人员也针对井距选择问题进行了研究，孔彦龙等人［31］2017年通过对中国北方某碳酸岩型地热开发进行了数值模拟分析，明确了回灌井布置在上游还是下游对热储压力下降的影响区别很小，而开采井温度对回灌井的位置更加敏感，布置在开采井下游热储温度下降更慢，以50年为期限，当采灌井距大于300 m的时候，温度变化对井距变化不敏感，并从经济角度出发，提出最优井距是400 m。王鹏等［32］2018年针对山东乐陵砂岩热储的有效厚度和相关参数，通过理论计算结合示踪实验结果，提出该地区合理的采灌井距是500 m。

4.2 回灌温度

注入流体的温度是地热回灌设计里的另一个重要参数，流体温度可以改变地层裂缝中的热力学性质，从而改变地层的回灌能力，回灌温度的确定取决于回灌水的结垢能力［33］。2012—2013年在陕西渭河盆地利用一口开采井和一口回灌井进行回灌试验，将原水和过滤后的地热尾水进行配伍实验，测试水样在配伍后的浊度，实验结果表明回灌温度在50 ℃和30 ℃时，原水和尾水配伍较好(沉淀量小于100 mg/L)，50 ℃时石膏仅有轻微的沉淀趋势，而方解石和白云石基本不结垢，随着温度升高沉淀开始增多。岩心驱替化学堵塞模拟实验也表明，化学堵塞会随着温度升高而增加。全球63个地热项目回灌温度的范围、平均温度和与储层之间的温差数据见表6［11］。

表6 回灌温度与储层间平均温差Table 6 Reinjection temperature and average temperature difference between reservoirs

4.3 回灌速度

回灌速度同样是地热回灌的关键因素，岩石速敏作用会对储层的渗透性产生影响。2013年秦俊生［34］通过室内实验证明回灌速度越大，水力阻力越大，回灌难度就越大。菲律宾Tongonnan地热田、肯尼亚Olkaria地热田、菲律宾Mak-Ban地热田和美国Patua地热田的现场数据也表明，当回灌井和生产井距离很小或地层有连通时，降低速度对缓解储层降温至关重要［23］。

4.4 开发模型

为了保障采灌均衡，很多人对地热开发进行了数值模拟研究，模拟方面常用的软件包括基于有限体积法的TOUGH 软件和基于有限元的OpenGeoSys、COMSOL、FEFLOW等。Philip［35］总结了饱和带多孔介质中热量运移的主要途径，并建立了多孔介质骨架能量守恒方程。Freedman等［36］建立了地下水渗流与热传递耦合模型，分析了地热利用对地热储层热环境的影响。Panday等［37］给出了多孔介质中能量运移非稳定流模型的一般表达式。Nam等［38］通过数值模拟方法，分析了地热储层中的水迁移和热传递过程。薛禹群等［39］利用Douglas-Brain ADI法对热量输送模型和水流模型进行耦合求解。薛传东等［40］建立了考虑温压和越流条件的昆明地热田，深层基岩地下热水系统中水流和溶质运移的准三维非稳定流数学模型。曲占庆等学者［41］将地热储层视为由基质岩体与离散裂缝组成的双重介质结构，并基于该双重介质结构建立了温度-渗流-应力全耦合模型。肖鹏等［42］建立了三维增强型地热系统水平井平行多裂隙模型，并采用该模型分析了不同注水流量条件下增强型地热系统的运行性能。魏凯等［43］通过考虑渗流对地热储层传热过程的影响，建立了含裂缝地热储层的渗流-传热弱耦合模型。

由于地热储层环境复杂，不同热储地质条件下的回灌效果差异很大，特别是含裂缝的热储，多孔基质与裂缝的双重介质属性会导致地热回灌过程中的渗流和传热现象较为复杂，目前尚无成熟的开发数学模型。

4.5 回灌技术

4.5.1 定期回扬

为解决砂岩热储产层的堵塞问题，Axelesson［4］提出在回灌井中下入泵，在回灌能力开始下降时逆开采几个小时，这种回扬技术在中国也得到了推广和应用。《地热回灌技术要求》NB/T 10099—2018提出在回灌井堵塞时，宜用回扬的方法处理，恢复至初始单位开采量后方可进行回灌；《城镇地热供热工程技术规程》CJJ 138—2010提出停灌后应及时回扬洗井。回扬技术现在山东、河北、辽宁、陕西、山西等地区的地热回灌项目得到了推广和应用，每口回灌井回扬次数和回扬持续时间各不相同，主要由含水层颗粒大小和渗透性决定［44-46］。

4.5.2 真空回灌

1984年在丹麦Thisted地热田提出无氧回灌，利用一个复杂的闭环系统和精细过滤系统(过滤精度小于1 μm)来减少化学沉淀堵塞，检测确定回灌水达到无氧状态后再进行回灌。该技术在德国北部的诺伊施塔特-格莱沃砂岩地热田中已得到应用，在中国林甸、天津等地的地热开发中也得到了应用。2014年天津利用该技术，对旧的回灌系统进行改造，增加了过滤设备和排气罐对回灌液体进行处理，达到了地热尾水回灌保护地热资源的目的［47-50］。

4.5.3 热储改造技术

水力喷射压裂被用于油气开发行业，适用于低渗透油藏直井、水平井的增产改造，是低渗透油藏压裂增产的一种有效方法。通过水力喷射技术，在产层形成一定直径和深度的孔眼，改善热储的渗透率，减小了回灌流体运动的阻力，提高了回灌能力。这种技术在地热领域进行了一些现场试验，印尼Wayang Windu地热田、法国La Bouillante地热田和委内瑞拉Las Pailas地热田的试验结果表明，水力喷射技术可以改善热储的渗流条件，提高回灌量［12］。

我国在河北、天津、陕西、山西等地也进行过试验，2011年在陕西砂岩储层S井进行了“水力加砂压裂”改造试验，改造后自然回灌排量达到40～70 m3/h，回灌能力显著提高。山西碳酸盐岩水力“喷射+酸化”试验同样证明，改造后热储层吸水能力大幅提升，1.5 MPa下的回灌排量提高约6倍［51］。北京通州地区蓟县系雾迷山组白云岩热储京通4号地热井进行酸化压裂试验后，单位涌水量增加了约1.73倍，单位回灌量增加了约3.9倍，回灌量增加了约1.4倍，增灌效果显著［52］。