長慶油田區中深層地熱資源儲量評價

郭路，夏巖，段晨陽，高文冰，陳凱，侯亞云，郭鴻

（1.中國石油長慶油田公司勘探開發研究院，陜西 西安，710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室,陜西 西安 710018；3.陜西省地調院水工環地質調查中心，陜西 西安，710068；4.陜西省城市地質與地下空間工程技術研究中心，陜西 西安 710068）

“雙碳”目標加速了中國能源結構轉型，低碳清潔能源在中國能源消費比重逐漸增大[1]。地熱能作為一種重要的清潔能源，具有穩定、持續的特點，越來越受到重視[2]。地熱與石油是共存于沉積盆地的2種能源資源[3]。中國油田區蘊藏著大量的地熱資源，具有巨大的開發潛力[4]。油田在開發過程由于各種原因存在大量廢棄井和關停井[5]，不但提供了豐富的地質和鉆孔資料，而且直接降低了地熱開發的鉆井成本，有助于油田地熱資源的研究與開發[6]。近些年來，除了傳統開采地熱水，“取熱不取水”的開發方式，如中深層套管式換熱技術，也得到廣泛應用。2022 年，長慶油田運用中深層套管式換熱技術建立了首個長停井地熱示范工程。

中國油田地熱開發研究始于20 世紀80 年代，對主要產油盆地內地熱資源賦存特征及開發利用方式進行了不同程度的研究[7-9]。長慶油田所處鄂爾多斯盆地作為穩定的含油氣盆地，構造簡單，地熱資源儲量巨大[10]，但由于缺少必要的地層參數和地溫場特征資料，不同學者估算的資源量差異較大[11-14]。以鄂爾多斯盆地長慶油田區為研究區，充分收集了區內鉆孔資料，對區內部分鉆孔進行了溫度測井和巖心熱物性測試，在此基礎上分析區內熱儲層及地溫場分布特征，采用單元容積法對長慶油田區地熱資源進行評估，并劃定區內地熱資源潛力區，提出區內地熱資源的開發建議。

1 研究區概況

研究區位于鄂爾多斯盆地中南部，為長慶油田開發區及周邊區域，涉及陜北地區、隴東地區和鹽池部分地區，總面積約5×104km2。

1.1 地質構造

研究區位于鄂爾多斯地塊中部伊陜斜坡和天環坳陷上（圖1），盆地內部構造相對簡單，斷裂較少，地層平緩，相對沉積穩定[15-17]。

圖1 研究區地質構造及測溫井位分布（據文獻[18]修改）Fig.1 Geological structure and temperature measure wells distribution in the study area（modified from reference[18]）

1.2 地層分布

研究區基底由太古界—古元古界結晶片巖、中新元古界淺變質碎屑巖-碳酸鹽巖及少量火山巖組成。地層由老到新有太古界、元古界、古生界、中生界和新生界。其中，中、新生界沉積層與熱儲關系密切。

1.3 水文地質條件

研究區內地下水可分為新生界松散層孔隙含水層系統、白堊系碎屑巖孔隙裂隙含水層系統、石炭系—侏羅系碎屑巖裂隙含水層系統和寒武系—奧陶系碳酸鹽巖巖溶含水層系統。其中與地熱開發關系密切的主要是白堊系碎屑巖孔隙裂隙含水層系統，該含水層系統是以洛河組為主的深層地下水，含水層巖性以中細砂巖為主，砂巖結構疏松，孔隙發育。單井涌水量變化較大，介于100～1 000 m3/d。

2 熱儲及地溫場特征

2.1 地層溫度垂向分布特征

對研究區內12 眼鉆孔（圖1）進行溫度測井，井深介于840～2 650 m，主要地層為第四系、洛河組、安定組、直羅組、延安組和延長組。溫度測井結果如圖2所示，不同地溫梯度區域內地層溫度均隨井深增加近線性升高，符合傳導型熱儲的增溫模式，但隨著井深增加，地層升溫速率逐漸下降。

圖2 長慶油田區內井溫－深度曲線Fig.2 Temperature-depth curve in Changqing oilfield

表1 為部分鉆孔洛河組—延長組各地層平均增溫率。據測溫資料統計分析，安定組—延安組的地層增溫率普遍比延長組的高。這是由于研究區內采用了注水增效技術，將溫度較低的（普遍介于25～35 ℃）洛河組地下水注入井內，油田在開采延長組石油時采取的地下水回灌對該層地溫場的影響顯著。

表1 部分鉆孔洛河組—延長組各地層平均增溫率Table 1 Average temperature increase rate from the Luohe to Yanchang Formation in partial wells

根據搜集到的區內測溫資料可知，研究區內地溫梯度一般介于2.2～3.0 ℃/hm，平均地溫梯度2.6 ℃/hm。調查區內地溫梯度大體呈西高東低特點（圖3）。地溫梯度梯度大于3.0 ℃/hm 的地熱異常高區范圍較小，僅分布在麻黃山—馮地坑一帶，黃陵地區、鐵邊城和塔兒灣局部地塊；小于2.6 ℃/hm 的區域主要分布在定邊—環縣—鎮原一帶及吳起—志丹—靖邊一帶；其余大部分地區地溫梯度介于2.6～3.0 ℃/hm。

圖3 長慶油田區內地溫梯度等值線Fig.3 Geothermal gradient contour in Changqing oilfield

2.2 地層溫度水平分布特征

研究區內1 500 m 深處地層溫度介于45～60 ℃（圖4a），其中樊學鎮—麻黃山—大水坑一帶、吳起鎮鐵邊城附近及黃陵西部地層溫度超過55 ℃，最高可達58.22 ℃；2 000 m 深處地層溫度一般介于55～70 ℃（圖4b），大水坑—麻黃山—馮地坑一帶、黃陵西部、周灣鎮、安塞西—志丹東一帶、青龍山地區溫度超過70 ℃；2 500 m 深處地層溫度一般介于65～80 ℃（圖4c），山城—馮地坑以北、黃陵西部、吳起及安塞局部溫度超過80 ℃。對比不同深度處地溫場等值線可以看出，隨著深度的增加，地溫場在平面上的變化特征具有繼承性。

圖4 長慶油田區內不同深度處地層溫度等值線Fig.4 Isoline of formation temperature at different depths in Changqing Oilfield

2.3 熱儲層特征

研究區內熱儲主要為傳導型中生界砂巖熱儲，各熱儲層沉積厚度及埋深差異巨大。根據研究區內地質孔、水文孔及鉆孔測溫資料按照地層的沉積順序，將中生界熱儲系統劃分成6 個層段（表2）。研究區內除洛河組外，其余地層富水性均很差。

表2 長慶油田區內各熱儲層特征Table 2 The characteristics of each geothermal reservoir in Changqing oilfield

3 地熱資源儲量估算

目前，評價地熱資源的方法主要包括地表熱流量法、最大允許降深法、類比法、單元容積法和數值模型法等[19-24]。單元容積法在熱儲法基礎上的改進方法，將區域進行網格化處理，利用插值法對每個網格進行參數賦值后再采用熱儲法進行計算，最后累加得到整個區域的地熱資源量[25-26]。采用單元容積法對研究區內地熱資源進行評價。根據規范要求，并考慮研究區內已有鉆井深度，主要計算中生界沉積型熱儲中地熱資源量。將研究區剖分為100×100的網格（每個網格代表5 km2）。

3.1 主要參數

1）熱儲面積

成井資料顯示，研究區內地層埋深小于500 m時，地層溫度均小于25℃，地熱資源價值可忽略，因此主要計算500 m以深的地熱資源量，各熱儲層分布面積見表3。

表3 各熱儲層地熱資源量及地熱流體儲量計算結果Table 3 Calculation results of geothermal resources and geothermal fluid in each geothermal reservoir

2）熱儲層厚度及熱儲溫度

將各井中地層厚度和熱儲平均溫度（以地溫梯度表示）賦值在各節點上，采用3 次埃爾米特插值法進行插值計算，即可得到各網格的熱儲層的厚度和平均溫度值。

3）地層參數

根據巖石物性測試結果，結合已有資料，得到區內各儲層主要物性參數（表4）。

表4 各熱儲層巖石主要物性參數Table 4 The main physical parameters of rocks in each geothermal reservoir

3.2 地熱資源量計算

各熱儲地層總熱量計算公式為：

式中：Q為熱儲中儲存的熱量,單位J；A為研究區面積，單位m2；M為熱儲層厚度，單位m；Cv為熱儲層體積比熱容，單位kJ/（m3·℃）；Tr為熱儲平均溫度，單位℃；T0為恒溫層溫度，單位℃，研究區內恒溫層溫度為11 ℃。

各熱儲地層可采熱量計算公式為：

式中：Qk為地熱資源可開采量，單位kJ；RE為回收率。RE的取值根據《地熱資源評價方法及估算規程》中B.2.3條中推薦參數，鄂爾多斯盆地區內RE取8%。

由于研究區內除洛河組外，其余熱儲層富水性很差，本次只計算洛河組地熱水儲量，計算公式如下：

式（3）—式（5）中：QL為熱儲中儲存的水量，單位m3；Q1為截止到計算時刻，熱儲孔隙中熱水的靜儲量，單位m3；Q2為水位降低至目前取水能力極限深度時熱儲所釋放的水量，單位m3；A為調查區面積，單位m2；d為砂層厚度，單位m；φ為熱儲巖石的孔隙率；S為彈性釋水系數；H為計算熱儲起始點以上水頭高度，單位m。

根據表2、表3 中參數，利用式（1）—式（5）得到研究區內各熱儲層地熱資源量、可采資源量及地熱流體儲量，結果見表4。由結果可知，研究區內地熱資源總量為79.91×1017kJ，可采量為6.39×1017kJ，延長組為主要熱儲層，地熱資源總量達到45.85×1017kJ。洛河組地熱流體儲量為2.47×1012m3。

3.3 地熱資源潛力（P值）分區

地熱資源潛力（P值）為每平方千米的地熱資源量，全區地熱資源潛力P值介于（0.7～2.7）×108kJ/km2（圖5）。根據統計結果，將地熱資源潛力分為4 級，P≥2.0×108kJ/km2的區塊為潛力高區，作為地熱資源開發有利區（I）；1.5×108kJ/km2≤P<2.0×108kJ/km2的區塊為潛力中等區，作為次開發有利區（Ⅱ）；1.0×108kJ/km2≤P<1.5×108kJ/km2的區塊為潛力低區，作為一般開發區（Ⅲ）；P＜1.0×108kJ/km2的區塊為潛力極低區，作為遠景開發區（Ⅳ）。如圖5所示地熱資源開發有利區3 個區域，總面積7 329.7 km2，占研究區面積的14.7%，具體如下：

圖5 長慶油田區內地熱資源開發潛力分區Fig.5 Geothermal resource development potential zoning in Changqing Oilfield

1）紅柳溝鎮—大水坑—姬村—山城區塊（I1）

地熱資源潛力介于（2.0～2.7）×108kJ/km2，地溫梯度2.8～3.0 ℃/hm，2 500 m 深度地層溫度介于80～90 ℃，面積3 764.60 km2，占研究區的7.5%。

2）張溝門-流曲鎮-三岔鎮區塊（I2）

地熱資源潛力介于（2.0～2.7）×108kJ/km2，地溫梯度介于2.4～2.6 ℃/hm，2 500 m 深度地層溫度介于65～75 ℃，面積2 880.73 km2，占研究區的5.8%。

3）慶陽市附近區塊（I3）

地熱資源潛力介于2.0～2.2×108kJ/km2，地溫梯度介于2.6～2.8 ℃/hm，2 500 m 深度地層溫度介于70～80 ℃，面積684.28 km2，占研究區的1.4%。

3.4 地熱資源開發建議

長慶油田區地熱資源量較為豐富，然而地熱流體僅賦存于埋深較淺、溫度較低的洛河組熱儲中，熱儲量較少，地熱資源主要儲存于儲層巖石中。區內已有數十年的開采歷史，存在大量長停井。若對這些長停井進行技術改造成為中深層套管式換熱系統，可有效、經濟的開發區內地熱資源。因此，可優先考慮在研究區西部地熱資源潛力高區將長停井改造成中深層套管式換熱系統開發地熱資源。

4 結論

1）長慶油田區內構造相對簡單，地溫梯度一般介于2.2～3.0 ℃/hm，整體上呈西高東低的特點，區內主要經濟性熱儲層為中生界砂巖熱儲，除洛河組外，其余熱儲層富水性較差。

2）研究區地熱資源豐富，資源總量達到79.91×1017kJ，可采地熱資源量6.39×1017kJ，地熱流體資源量為2.47×1012m3。

3）全區地熱資源潛力介于（0.7～2.7）×108kJ/km2，區內西部紅柳溝鎮—大水坑—姬村—山城、張溝門—流曲鎮—三岔鎮和慶陽市附近區域地熱資源潛力較高?？蓛炏瓤紤]將研究區西部地熱潛力高區將廢棄油氣井改造成中深層套管式換熱系統進行開發利用。