西宁盆地地热水特征及回灌结垢风险

赵 振 ，秦光雄 ，罗银飞 ，晁嘉豪 ，耿松鹤 ，张 亮

（1.青海省环境地质勘查局，青海 西宁 810001；2.青海省环境地质重点实验室，青海 西宁810001；3.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 266580；4.非常规油气开发教育部重点实验室，山东 青岛 266580）

地下热水资源是一种清洁能源，在一定程度上是可再生资源，因此具有较高的开发利用价值[1]。我国地热资源丰富，地热资源种类较多，分布较为广泛[2]。相比于其他常规能源，地热水资源热量更高、节能减排和绿色低碳效应更加显著[3]。当持续开采或开采强度逐渐增大时，会出现补给能力小于开采强度，发生热储压力下降等不良地质环境问题，需要进行地热尾水回灌[4-9]。国内外案例表明，地热水开采及回灌过程中，常由于井筒温压变化等原因造成井口设备、井筒及地层中产生碳酸盐或硫酸盐沉淀、结垢[10]，井壁水垢脱落后如果落入井底，可能会对井筒形成堵塞；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[11]。另外，回灌水与地下热水不配伍也是储层回灌堵塞的主要影响因素[12]。结垢问题已严重制约了地热开发效率[13]，而且还会对管材在地热水介质中的局部腐蚀行为产生显著影响[14]，严重时甚至导致停产停注[15]。

西宁盆地具有丰富的中低温地热资源。与东部天津、山东等地地热资源对比[16-17]，西宁盆地地热水含有大量硫酸根和碳酸根等腐蚀性离子、钙和镁等结垢离子以及氯化物、硫化物等环境污染成分，地热储层具有溶解性总固体高、水头高、渗透率低等特点，地热水回灌带来极大挑战，导致目前的开发方式还处于粗放状态，极大限制了西宁盆地中低温地热能的高效开发。

因此，针对西宁盆地的中低温地热资源开发，本文在广泛调研西宁盆地高溶解性总固体地热水的基础上，分析了回灌过程中可能发生的井筒和储层结垢风险，提出了对应的除防垢建议，以期探索出适合于西宁盆地中低温地热资源的可持续高效开发利用方式。

1 西宁盆地地热水分布特征

1.1 西宁盆地地热成因

西宁盆地呈“凹中凸”构造，中央为西宁凸起，北为双树坳陷，南为总寨坳陷，两侧坳陷内广泛分布沉积断陷型中低温地下热水，由地壳内部获得热量，有较厚的保温隔热盖层，深循环加热后的地下热水常常沿构造通道富集，形成隐伏热异常。盆地坳陷区断裂构造发育为封闭或半封闭的对流体系，有利于地热异常的产生，而“凹中凸”构造的地热增温率则明显提高，同时其旁侧有利于地下热水富集[18]。基于此，西宁盆地形成了大地热流为热源、低热导率岩层聚热、深循环逐渐加热及对流机制控水控热的热储概念模型，如图1、图2所示。

图1 西宁盆地构造单元划分略图（据文献[19]，略有修改）Fig.1 Sketch map of tectonic units in the Xining Basin(modified from Ref.[19])

图2 西宁盆地中新生界热储构造概念模型纵向剖面（据文献[18]，略有修改）Fig.2 Longitudinal section of the conceptual model of Mesozoic thermal reservoir structure in the Xining Basin（modified from Ref.[18]）

1.2 西宁地区地热水分布特征

研究区地热资源开发较早，地热储层位于西宁盆地中央凸起附近，埋深在700～1 600 m，水温在30～70 ℃，分布不均匀且含水层情况复杂，其地下热水来源于大气降水补给，在沿大断裂深循环过程中从深部热储获得热量，又从流经的侏罗系—新近系等地层中溶滤出盐分。不同成因类型的地热流体其热储环境存在一定的差异，在漫长的地质历史时期，水岩反应程度决定热储流体水化学的主控因素[20]。研究区热储层岩性主要是含有大量石膏和钙芒硝透镜体的砂岩，所以西宁地区地热水溶解性总固体普遍较高，水化学类型多属于SO4·Cl—Na型。前期钻获的主要地热井概况如表1所示。根据表1中的西宁地区地热水分布特征，基于其中典型11口地热井的井口水温和溶解性总固体，采用Surfer软件绘制西宁地区地热水的井口水温和溶解性总固体分布等值线图，如图3所示。这些典型地热水井分布在西宁河谷地区，总体上，井口水温从北向南逐渐升高，在11.00～62.00 ℃，地热水溶解性总固体从西向东逐渐升高，在2.16×104～6.48×104mg/L。

表1 西宁地区主要地热井基本情况Table 1 Statistics of the major geothermal wells in the Xining area

图3 研究区地热水分布特征Fig.3 Distribution characteristics of geothermal water in the study area

2 典型地热水回灌结垢风险判断

对西宁地区5口典型地热井于2018—2019年进行水样采集（另有DR2005、DR2016地热原有水质分析资料），测定离子组成，采用矿物溶解度法、饱和指数法等[21-25]进行单一地热水和混合地热水结垢趋势预测，分析判断地热水回灌井筒内的结垢风险。

2.1 地热水水化学特征

参考《地下水质检验方法》（DZ/T 0064.1-80—1993），对7个地热水样进行离子组成监测，结果如表2所示，DR2005和DR2016两口地热井的前期测定结果亦列在表中（DR2005原及DR2016原）。地热水含有大量结垢阴阳离子，Ca2+含量为24.04～549.55 mg/L，量为0.69×103～2.82×103mg/L，此外还含有少量钡锶离子；除8401井地热水呈弱酸性，其余水样均呈弱碱性，部分地热水如DR2005和DR2016还含有微量的游离CO2。地热水溶解性总固体为1.85×103～4.80×104mg/L。采用舒卡列夫分类法判断各地热水水化学类型，虽然水化学类型差异较大，但主要以SO4·Cl—Na型为主。由于DR2005井目前坍塌，取得水样受浅层水污染，水质较前期变化明显，其余水样如DR2007和DR2016测定结果与前期一致。

表2 西宁地区典型地热水样水质分析结果Table 2 Hydrochemical ananlyses of typical geothermal water samples in the Xining area

2.2 单一地热水结垢风险判断

回灌过程中，地热水流经回灌井筒进入地层，井筒内为单一回灌水状态，进入地层后为回灌水与地下热水两两混合状态。因此，首先针对单一地热水状态进行结垢趋势预测，判断井筒结垢风险。

2.2.1 矿物溶解度法

采用矿物溶解度法判断各地热水样结垢趋势。根据地热水离子组成，将水中结垢阳离子与结垢阴离子进行配对（4种阳离子×2种阴离子），计算得到4种碳酸盐垢和4种硫酸盐垢在水中的最大生成量，并与这些盐垢在水中的溶解度进行对比，判断可能存在的结垢风险，结果见图4、图5（最大生成量小于0.01 mg/L的盐垢未在图中标出）。

图4 不同地热水碳酸盐垢最大生成量与溶解度曲线对比Fig.4 Comparison of the maximum formation and solubility curves of carbonate scale in different geothermal waters

图5 不同地热水硫酸盐垢最大生成量与溶解度曲线对比Fig.5 Comparison of the maximum formation and solubility curves of sulfate scale in different geothermal waters

对比碳酸盐垢与硫酸盐垢在水中的溶解度可知：①以10 mg/kg水为界，钡锶垢溶解度一般大于钙镁垢溶解度；②硫酸盐垢溶解度受温度影响较小，一般随温度升高而稍微升高或不变，碳酸盐垢溶解度则受温度影响较大，其中碳酸钙垢溶解度随温度升高而出现逐渐下降的趋势，对温度的影响较为敏感。因此，地热水回灌、温度逐渐升高的过程可能对CaCO3结垢影响较大。

对比各地热水碳酸盐垢最大生成量与其在水中的溶解度可得：①各水样中CaCO3最大生成量均大于或等于其溶解度曲线，存在结垢风险；②各水样中MgCO3最大生成量，均高于其溶解度曲线，存在结垢风险，但需要注意的是MgCO3在水中不能稳定存在，易水解成Mg（OH）2；③各水样中BaCO3最大生成量，均低于其溶解度曲线，结垢风险较小；④SrCO3最大生成量，DR2016、DR2016原以及DR2007大于或等于其溶解度曲线，存在结垢风险，其余水样结垢风险较小。

在本次取样得到的相应数据基础上，对比各地热水硫酸盐垢最大生成量与其在水中的溶解度可得：各水样MgSO4、CaSO4最大生成量均高于其溶解度，存在结垢可能，但水中硫酸根会与金属离子形成大量络合或离子对，只有剩余的少量游离态金属离子和硫酸根离子才会形成结垢趋势，因此不排除水样中CaSO4和MgSO4最大生成量低于溶解度的可能；各水样中BrSO4、BaSO4的最大生成量也均小于其溶解度，结垢风险小。

综上，认为CaCO3、MgCO3、CaSO4及MgSO4的最大生成量均远高于对应温度下的溶解度，但MgCO3易水解成Mg（OH）2，而水中硫酸根又会与金属离子形成大量络合离子对从而极大降低硫酸盐结垢风险，因此井筒条件下各地热水中生成碳酸钙垢的可能性最大。

2.2.2 结垢趋势指数法

采用饱和指数法对地热水进行复合结垢趋势预测。对于井筒内注入水结垢预测，具体方法参考贾红育等人建立的结垢趋势模型，以盐垢溶解平衡理论为基础，以不同热力学条件下的平衡常数为依据，综合考虑温度、压力、水的离子强度、水中溶解CO2含量、pH值和气相CO2的溶解作用等各种热力学影响因素对碳酸盐及硫酸盐混合结垢的影响，通过依次计算注入水碳酸组分、pH、结垢饱和指数以及对应的结垢量，针对单一地热水进行注入井筒内的复合结垢趋势和最大结垢量预测[24-28]。

各地热水样沿井筒向下升温过程中的结垢趋势及最大结垢量如图6所示。若某一类型垢的过饱和指数大于0，则说明存在该类型的结垢风险，且过饱和指数越大，结垢风险越大。碳酸钙垢的过饱和指数始终大于0，且随着温度升高呈线性增长，说明碳酸钙垢已在水中达到过饱和状态，存在结垢风险；其他碳酸盐以及硫酸盐垢的过饱和指数也随着温度升高而变化，但均小于0，导致结垢量始终为0，因此结垢风险较小。总体来看，各水样的过饱和指数相近，其中DR2005、DR2016、DR2005原、8401水样的结垢趋势稍高。此外，对于同一水样，过饱和指数越大，结垢量越大，90 ℃下各地热水的最大碳酸钙结垢量排序为：8401 ＞ DR2005原 ＞ DR2016 ＞ DR2016原、DR2007 ＞DR2005 ＞ 药王泉，其中DR2005及药王泉地热水结垢量为最小，为10～30 mg/L；8401地热水结垢量最大，可达380 mg/L，其次为DR2005原及DR2016地热水，结垢量最大可达250～350 mg/L。地热水结垢量与过饱和指数和结垢离子含量都有较大关系。

图6 井筒内地热水回灌升温过程中碳酸钙过饱和指数及结垢趋势Fig.6 CaCO3 saturation index and scaling trend in geothermal water reinjection and heating process in wellbore

2.3 混合地热水结垢风险判断

为评价回灌水与地下热水在近井储层内的混合结垢风险，采用饱和指数法预测两两混合地热水的过饱和指数及最大结垢量[24-30]。地层内结垢预测的具体方法同样参考贾红育等人建立的结垢趋势模型，依次通过地下热水原始成分恢复计算、不同混合比例下混合水碳酸组分及pH计算、混合水饱和指数以及对应的结垢量计算等步骤，进行两种地热水在地层内的结垢预测。当得到的过饱和指数小于0时，水中离子浓度达不到饱和浓度，不会发生结垢。假设将地热水DR2005原、DR2007、DR2016、药王泉和8401分别回灌至DR2005原地热储层中，先经过回灌井筒内回灌水的自我结垢过程（温度从20 ℃升高至60 ℃），再在60 ℃下以不同比例与储层内的地下热水混合结垢，预测结果如表3、表4所示。

表3 回灌井筒内碳酸钙垢过饱和指数及结垢趋势Table 3 CaCO3 saturation index and scaling trend in wellbore

表4 地层内碳酸钙垢过饱和指数及结垢趋势Table 4 CaCO3 saturation index and scaling trend in formation

由表可知，回灌DR2005原、DR2007和8401地热水时，结垢风险主要发生在井筒，与地下热水混合后无结垢风险；回灌DR2016地热水时，不仅井筒中存在结垢风险，地层中也存在一定结垢趋势，随着回灌水-地下热水混合比例增大，结垢趋势先增大后减小，最大结垢量为7.36 mg/L，此时注入水所占比例为30%；药王泉地热水回灌时，井筒结垢风险较小，仅为10.29 mg/L，其结垢风险主要发生在地层中，这是由于药王泉含有大量碳酸氢根离子，而DR2005原含有大量钙离子，两者不配伍而结垢，最大结垢量可达177.57 mg/L。根据计算得到的各地热井回灌时最大结垢量，绘制不同地热井在井筒内以及地层内的结垢趋势空间分布，如图7所示。在图中可看出，在地热储层温度为60 ℃所对应的深度处，由北向南井筒内结垢趋势逐渐增强，地层内结垢趋势逐渐减弱。

图7 不同地热水回灌时结垢趋势分布Fig.7 Distribution of scaling tendency during different geothermal water reinjections

综上，认为当回灌水与地下热水性质相近时，回灌地层结垢风险较小，结垢风险主要发生在回灌井筒中；当回灌水与地下热水结垢阴阳离子含量差异较大时，不配伍性将导致地层结垢风险大大提高。

3 地热水回灌防垢措施及建议

通过评估得到，西宁地区地热水回灌过程中，回灌井筒及地热储层中均存在结垢风险，结垢颗粒在管壁上的附着、在滤网及近井地层中的沉积，都会导致地热水的回灌能力逐渐下降，因此需要采取有效的综合措施来预防井筒及近井地层结垢。

3.1 常用防垢除垢措施

石油行业油水井普遍存在结垢风险，除防垢技术和措施丰富[31-32]，其中防垢方法包括物理防垢、化学防垢及工艺防垢，除垢方法分为化学除垢、物理除垢及机械除垢，对地热开发过程中的除防垢技术选择具有良好的借鉴作用。对于地热井，目前常用的防垢措施有预处理法、增压法、化学法、磁法阻垢及采用防垢涂层等，常用的除垢方法有机械除垢（专用钻头定期清垢，空心机械通井器连续除垢）、水力破碎法及化学清洗法（HCl和HF等溶液加缓蚀剂溶解水垢）[15，33]。其中，预处理方法即在地热水进入系统之前进行预结晶沉淀和膜过滤等处理，减缓地热利用系统的污垢生成，但可能存在生成的结垢颗粒在地面管线或设备中堵塞的情况，需要定期除垢；增压法即采用电潜泵增压，使CO2酸性气体保留在液相中，使碳酸钙处于不饱和状态，从而达到防垢密度，但溶在水中过多的CO2酸性气体会造成管线腐蚀的问题；化学法即向回灌地热水中投入酸性溶液，降低地热水pH值，存在腐蚀问题、不经济，或投入防垢剂，但须无毒，符合国家排放标准，因此存在一定的技术成本；磁法阻垢即在磁场作用下在水中形成晶核，减少在管壁上的附着，但前期成本较高；阻垢涂层法即结合防腐涂层实现阻垢，但同样面临着磨损和定期更换的问题。

目前已知的这些地热阻垢方法各有利弊，至今还没有一个既经济方便又持续高效的方法。考虑到西宁地区各地热井结垢趋势不同，应均衡各防垢措施利弊，合理采取多种防垢措施。对于结垢风险较高的井，可采用预处理-增压法-阻垢涂层联合防垢，从地面设备到井筒进行全方位的防垢，结垢风险较低的井可采用预处理等防垢方法。

3.2 综合预防措施建议

西宁地区地热水回灌不仅面临结垢风险，还面临腐蚀及地层堵塞风险，因此设计综合防治措施，有利于确保回灌井筒及地层的长期回灌能力，提高地热水开发利用的经济性。通过筛选对比现有地热水回灌防腐防垢防堵措施及技术，可考虑的措施有回灌地热水预处理、寻找与回灌水配伍的回灌储层、井筒采用防腐防垢管材、井筒及近井地层定期酸洗、调节回灌水pH值、添加CO2、酸化压裂等[15，31]，如表5所示。综合对比各措施的原理、预防范围及效果等，给出回灌井初步防护建议：主要考虑优选管材的方法来达到井筒防腐目的，如采用玻璃钢、不锈钢管材等；对于井筒及地层结垢，可以考虑采取对地热水预处理、高压防CO2脱气等方法，提高回灌水组成稳定性以及与地下热水的配伍性。

表5 地热回灌井筒防腐防垢防堵措施汇总及对比Table 5 Summary and comparison of anti-corrosion, anti-scaling and anti-blocking measures in geothermal reinjection wellbore

在此基础上，提出3套综合防治方案（表6）。第1套方案工艺流程简单，对系统温压变化要求不高，系统封闭无O2，并建议尝试采用目前最新的物理防垢技术，如采用合金短节形成微磁场使水分子极性化从而降低结垢趋势；或采用HTI电偶层技术释放大量负电子中和金属离子，从而达到防垢的目的，是目前防垢技术的一个发展方向。

表6 地热水回灌井综合防腐防垢防堵建议Table 6 Suggestions for comprehensive anti-corrosion, anti-scaling and anti-blocking in geothermal water reinjection wells

4 结论

（1）西宁地区地热水在深部循环过程中从侏罗系-新近系等地层中溶滤出盐分，导致地热水含有大量结垢离子、溶解性总固体高。Ca2+含量为24.04～549.55 mg/L，量为0.69×103～2.82×103mg/L，此外还含有少量钡锶离子，pH多呈弱碱性，地热水溶解性总固体在1.85×103～4.80×104mg/L，主要为SO4·Cl—Na水化学类型。

（2）通过矿物溶解度法和饱和指数法预测得到，回灌过程中主要发生碳酸钙垢风险，但各地热水差异明显，回灌井筒中结垢量排序为：8401 ＞ DR2005原 ＞DR2016 ＞ DR2016原、DR2007 ＞ DR2005 ＞ 药王泉，8401最大结垢量可达380 mg/L；地层中，药王泉与DR2005原的配伍性最差，1∶1混合时结垢量最大可达177.57 mg/L，当回灌水与地下热水性质相近时，地层结垢风险一般较小。

（3）建议采取物理防垢+管材防腐+同层注采、系统增压防垢+管材防腐+同层注采、地面预处理+管材防腐+同层注采等地热水回灌井防腐防垢防堵方法，可有效避免回灌过程中的腐蚀结垢问题。