渤海湾盆地北部新近系馆陶组地热田特征及开发实践——以河北省唐山市曹妃甸地热供暖项目为例

董月霞，黄红祥，任路，李洪达，杜志强，鄂俊杰，王琦，张晓明

（1.中国石油天然气集团有限公司咨询中心，北京 100724；2.中国石油冀东油田公司，河北唐山 063004）

0 引言

地热能是一种绿色、低碳、可循环利用的清洁能源，具有储量大、分布广、清洁环保、稳定可靠等特点[1-4]。中国地热资源十分丰富[5-9]，供暖市场潜力巨大，国家《地热能开发利用“十三五”规划》[2]明确“十三五”期间中国将新增地热能供暖面积11×108m2。截至2015年全国地热能供暖面积仅为3.92×108m2，其中以地源热泵开发浅层地热能供暖为主[10-11]，中深层水热型地热能供暖尚未形成规模。河北省平原地区新近系馆陶组水热型地热能开发采用“只采不补”的方式，造成地下水位持续下降，严重影响了地热资源的可持续利用[12]。雄县地区开采蓟县系雾迷山组大型岩溶热储供暖，2004—2012年年均水位下降5 m。近年来水热型地热资源的开发逐步由粗放式的“乱采乱排”转变为采灌均衡的“取热不取水”的可持续开发模式[3]。岩溶裂隙热储回灌技术在华北雄安地区得到了规模应用，而砂岩孔隙型热储国内尚无规模生产性回灌[3,13]，规模化供暖缺乏成功案例。采灌均衡的地热资源开发利用技术将是未来京津冀地区地热能开发利用攻关的主要目标[3,14]。笔者利用多年油气勘探获得的地质资料与技术积累，结合当地供暖市场需求，优选高尚堡—柳赞热田开展砂岩孔隙型热储地热规模供暖试验，探索地热田资源评价与开发目标选区、孔隙型砂岩热储模拟与评价、砂岩热储同层采灌均衡技术、分散式采灌开采方案优化等大型砂岩热储供暖开发利用配套技术，为中深层地热能可持续开发利用提供借鉴。

1 区域地质背景

南堡凹陷地理位置上位于华北平原北部，构造上位于渤海湾裂谷盆地中北部，北依燕山台褶带南缘，是在华北地台基底上经中生代、新生代裂陷作用形成的北断南超单断脊状凹陷，面积约2 000 km2。南堡凹陷及周边地区可划分为拾场次凹、林雀次凹和曹妃甸次凹等 3个次凹和柏各庄凸起、马头营凸起和老王庄凸起等3个凸起（见图1）。燕山运动晚期—喜马拉雅运动早期，在中国东部由北西向挤压变为北西向拉张构造应力场背景下，南堡凹陷及周边地区构造变形受郯庐走滑断裂带、张家口—蓬莱走滑断裂带多重影响，多期地质活动形成一系列北东向断裂，为地热传导起到良好的沟通作用，南堡凹陷第三系发育良好沉积盖层为地热田的形成提供了便利条件[5,15-16]。

图1 南堡凹陷构造单元划分与地热异常带分布图

1.1 区域热背景

地热异常带一般出现在各大板块的边缘，热源与板块扩张或消亡有明显关系，不同的构造演化造成了不同类型沉积盆地地热背景的差异[17-18]。渤海湾盆地属于西太平洋弧后裂谷盆地[19-20]，地幔物质上涌[21]，深部热岩浆、热液沿大断裂喷溢至地表浅处，引起高热流值，裂谷边界断层附近高热流异常更明显。渤海湾盆地处于中国东部地壳厚度较薄的上地幔隆起区，整体为一个复杂的大地热田。南堡凹陷新生代以来经历了 4期裂陷演化，每一期裂陷均伴随着岩浆热事件[12-13]，尽管新近纪末期热活动结束，但仍保留前期存留下来的较高的热背景[22]。南堡凹陷现今大地热流值为 93.8～100.1 mW/m2，与河北雄县（大地热流值 113.9 mW/m2）、天津大港（大地热流值 105.9 mW/m2）基本相当。马头营凸起大地热流值相对较高，为148.9 mW/m2[23-24]。热流分布呈现“凸起高、凹陷低”的特征。凹陷区高尚堡—柳赞、南堡等热田馆陶组水温大部分低于90 ℃，属于中低温热田；靠近凹陷边界断裂的柏各庄、马头营凸起地区馆陶组发现了高于100 ℃的中高温热田。

1.2 地层特征

南堡凹陷为发育在中古生界基底之上的第三系沉积湖盆，沉积充填主要为前第三系（古生界、中生界）、古近系沙河街组和东营组，以及新近系明化镇组、馆陶组，第三系最大沉积厚度8 000 m。新近纪以来渤海湾盆地拗陷成统一盆地，本区新近系的沉积特征与渤海湾盆地其他地区基本类似，馆陶组由周边凸起向凹陷内部逐渐变厚，其中林雀次凹至曹妃甸次凹厚度最大。馆陶组以辫状河沉积为主，主要为辫状河道沉积和河道间沉积，含砂率在 60%～70%，馆陶组平均厚度300～900 m，馆陶组累计热储厚度120～300 m。岩性由灰白色块状砂岩、砂砾岩、基性火山岩夹薄层灰色、杂色泥岩组成[5]（见图2）。

图2 高尚堡—柳赞热田综合柱状图

2 地温场分布特征及影响因素

2.1 地温场分布特征

沉积盆地型地热资源大部分属于中低温传导型地热资源[8]。南堡凹陷特殊的地理位置及第三纪以来经历的热事件决定了其特殊的地温场背景。与凹陷凸凹相间的地质结构相对应，地温场变化呈现出“高低相间、带状分布”[25-27]的特征，高地温及高地温梯度区与基底隆起和凸起区相吻合[28]。高地温场延伸方向与主要构造带走向和深大断裂走向基本一致，以近东西向和北东向为主。基岩隆起区地温梯度相对较高，钻探证实新生界盖层底部地温梯度大于5.0 ℃/100 m，最高可达8.3 ℃/100 m；凹陷区新生界盖层底部地温梯度相对偏低，地温梯度一般在3.0～4.0 ℃/100 m。按地温梯度大于3.0 ℃/100 m的标准，南堡凹陷及周边地区共发育5个地热异常带（见图3、表1），叠合面积约2 160 km2。

图3 南堡凹陷及周边地区地温梯度等值线与地热异常叠合图

表1 南堡凹陷及周边地区地热异常带参数表

高尚堡—柳赞热田位于拾场次凹与马头营基岩隆起区之间、紧邻凹陷二级断裂高柳断层，地温梯度为3.5～4.0 ℃/100 m。地热资源优越、储量大，对应地面区域为曹妃甸新城，供热需求集中、用热量大。

2.2 地温场影响因素

受地质结构、断裂活动、岩浆活动、地层特征、地下水运动、岩性等因素影响[24,29]，南堡凹陷地温场分布主要与区域热背景、裂陷期断裂、盖层岩性及厚度等因素密切相关。

2.2.1 区域热背景

中国东部中新生代盆地的形成演化过程与岩石圈减薄决定了中国东部地热田的区域热背景[24,30-31]。渤海湾裂谷系是西太平洋弧后裂谷盆地的一个典型，渤海湾盆地虽然经历了中、新生代复杂的构造-热演化过程，但地球物理资料显示其莫霍面至今保持相对平坦，地壳厚度平均在34～36 km[32-34]。南堡凹陷同裂陷期岩浆热活动痕迹证实其属于内裂谷盆地的演化模式，岩石圈减薄[12-13,27,30]，控制了地温场的分布。裂谷初期地壳减薄，地幔物质上涌，深部热能沿着深大断裂喷溢地表或带到地表浅处，导致地表高热流值，裂谷区边界断层附近热流值呈现高异常。裂谷后期岩浆上涌减弱、消失，盆地地表热流值逐渐降低，但仍保留前期残留下来的较高的热背景[27,30]，使盆地现今地表热流值仍较高[21-22,24,30]。渤海湾盆地平均热流值为（64.4±8.1）mW/m2[28]，高于中国大陆平均热流值（60 mW/m2）。东部的济阳、渤中和辽河坳陷热流值相对较高，为60～80 mW/m2，向西热流值逐渐降低，中部的黄骅坳陷热流值主要为60～70 mW/m2，西部的冀中和临清坳陷热流值偏低，为55～65 mW/m2[20,35]。盆地内在凸凹相间的构造格局下，因基岩热导率高于沉积盖层，凹陷内潜山低隆起及凸起区呈现地热高异常[36]。

2.2.2 裂陷期断裂

深大断裂是深部热能上传到地表浅处的关键路径之一，裂陷期发育的边界断裂或凹陷内二级断裂是深层热能向浅部运移的主要通道。由于断裂的通道作用有利于热的传导和对流，使地温增高，地热异常带常常发育在裂陷期断层附近，在凹陷区低地温梯度背景下形成局部地热高异常带。

2.2.3 盖层岩性及厚度

新生界覆盖于基岩之上，砂、泥岩热导率低于基岩热导率[37]，其厚度越大，阻止地热向上传导的能力就越强，因此浅部地热高异常带主要分布在第三系盖层相对较薄的区域[38-40]，盖层地温梯度的大小与基岩顶面埋深有关。

2.3 高尚堡—柳赞地热田成因模式

高尚堡—柳赞热田位于南堡凹陷拾场次凹，地热高异常带沿二级断裂高柳断层两侧分布。其上覆第三系厚度为4 000～4 800 m。主力热储馆陶组上覆第四系及新近系明化镇组地层厚度为1 800～2 200 m。

高尚堡—柳赞热田属于沉积凹陷水热型热田，其热成因模式可概括为正常大地增温叠加放射性元素共同生热[25,36]（见图4）。垂向上，地下深部的热能通过上覆沉积地层或深断裂向上传导，对地层进行加热，大气降水经过深循环吸取围岩热量并与围岩发生水-岩相互作用，同位素组成、水化学成分发生改变，形成较高温度的热水。西南庄断层、柏各庄断层以及高柳断层均为地下水运移通道。侧向上，马头营凸起新近系热储直接覆盖于太古宇花岗岩之上，花岗岩岩体内放射性生热作为附加热源，形成高地温异常带[41]。花岗岩中富含U、Th、K等放射性元素，放射性蜕变将质量转变成辐射能量，进而转变成邻近环境中的热能[42]。这也是老爷庙—高尚堡—柳赞地热异常带、马头营地热异常带形成的原因之一。

图4 高尚堡—柳赞地热田成因模式（剖面位置见图1）

3 热储特征

3.1 岩石学特征

油气勘探中将馆陶组分为 4段，供暖采水层选取馆Ⅰ—馆Ⅲ段，热储厚度大，连通性好。岩心观察与薄片鉴定显示，高尚堡—柳赞热田馆陶组采水层热储为辫状河相沉积，主要发育砾质河道沉积，岩性较粗，分选中—好，次棱—次圆状，颗粒支撑，点接触。岩石类型以岩屑长石砂岩为主，其次为长石岩屑砂岩。陆源碎屑颗粒中，石英含量为23%～32%，平均30%；长石含量30%～35%，平均32%；岩屑含量33%～46%，平均41%。长石、岩屑含量超过 70%，储集层砂岩成分成熟度低。

3.2 孔隙结构特征

研究区热储孔隙度为 28%～35%，平均 30%；渗透率一般在（600～2 000）×10-3μm2，平均 1 500×10-3μm2，属于高孔—特高孔、高渗—特高渗储集层。自然产能条件下，米产液能力最高能达到100 m3/d以上。

馆陶组主要发育粒间溶孔、粒内溶孔、颗粒碎裂隙、铸模孔等，粒间孔是主要储集空间，约占 70%。接触-孔隙式胶结，胶结物含量 1%～3%，杂基泥含量不超过 1%，黏土含量不超过 1%；黏土矿物总含量2.0%～4.7%，其中高岭石占 17%～25%，绿泥石占29%～54%，伊利石占 6%～16%，蒙皂石占 25%～36%。储集层岩石结构成熟度较低。具有无—弱速敏、无酸敏、极强盐敏、弱—极强水敏特征。

3.3 地热水化学性质

新近系明化镇组和馆陶组以中—细砂岩和砂砾岩构成的含水系统具有区域连续、稳定分布的特性，受沉积特征影响，其同生水基本是矿化度较低的淡水。由于第三系与第四系之间的沉积间断，该含水系统受淋滤水影响，地下水交替强烈，形成低矿化度、强交替的水化学特征，矿化度在1.1～2.8 g/L，德国度小于8.4，属于极软水—软水，有利于地热资源的开采及利用。馆陶组水质较好，无异臭、异味，Na+含量324.36～394.23 mg/L，HCO3-含量 502.28～608.54 mg/L，Cl-含量 99.25～152.22 mg/L，按照舒卡列夫分类法为HCO3·Cl-Na型水（见表2）。

表2 高尚堡—柳赞地热田馆陶组地下水矿化度与离子浓度

4 地热资源评价

按照《地热资源地质勘查规范》GB/T 11615—2010，地热资源评价应以地热地质勘查资料为依据，在综合分析热储的空间分布、边界条件和渗透特征，研究地热流体的补给和运移规律，研究地热的成因、热传导方式、地温场特征，并建立地热系统概念模型的基础上进行。

4.1 三维地质模型建立

三维地质模型能够直观地表现地形地貌、地层岩性、地质构造的空间分布形态以及它们之间的相互关系。本文以地球物理和钻井资料为基础，充分考虑研究区区域构造背景，明确研究区断裂成因演化过程，重新梳理断裂体系特征与断裂组合形式，从而明确断裂的平面和垂向组合关系。再根据解释层面和断层模型建立地层框架，从而建立时间域三维地质结构模型。

在充分描述构造情况之后，对储集层属性分布进行描述，构建沉积相模型。本文采用确定性与随机性“二元”建模+数据约束的建模方案，建立储集层岩相模型。

4.2 地热资源量计算

根据研究区热储介质特征，采用传统热储体积法对高尚堡—柳赞热田馆陶组砂岩热储地热资源进行评价。该方法计算某一地区岩体和水中所含全部热量，即地热能的积存量，其公式为：

热水资源量的计算公式为：

计算地热资源量和热水资源量所需参数如表3所示。按照《地热资源地质勘查规范》GB/T 11615—2010，馆陶组砂岩孔隙型热储热能采出率取 25%，热水采出率取 20%。高尚堡—柳赞热田馆陶组砂岩热储地热资源量为13.79×1018J，折合标准煤 4.70×108t，取采出率为 25%，则可采热储存量为 3.45×1018J；热水资源量为231.6×108m3，可采热水资源量为46.3×108m3（见表4）。

表3 计算地热资源量和热水资源量所需参数

表4 高尚堡—柳赞热田馆陶组热储资源量统计表

5 曹妃甸地热能供暖实践

5.1 同层采灌均衡技术

采用采灌均衡技术开发地热资源是一种“取热不取水”的方式。同层采灌均衡技术将地下热水采出进行热值萃取后再次回注到与开采热储相同的热储系统内，在这个过程中地下水作为地热能的载体，在不断循环过程中反复使用。使用同层采灌均衡技术可以保证地下水系统的平衡、稳定，保持开采井中的压力、水量，有利于地热资源的长期持续稳定开发。目前，中国针对砂岩热储在辽河油田、陕西咸阳等地进行了一些技术探索，但目前尚无规模生产性回灌[3]。主要制约因素有两个方面，一方面是采灌工程问题，包括：①回灌水中含有的颗粒碎屑成分堆积在滤水管孔处堵塞滤水管，引起热储物理堵塞；②回灌水中的有机物或溶解物等在回灌过程中易与地层水、岩石骨架、黏土矿物等发生作用，产生阻塞，无法实施长期连续回灌，且距井轴越近，阻塞程度越大，渗透系数值越小，越难于回灌；③热交换处理后的尾水因温度改变使水化学成分发生变化，导致热储化学堵塞。实际供暖项目建设过程中，为了降低建设成本，不但要解决砂岩热储采出水回灌的难题，还必须满足无压回灌的要求。另一方面是采灌方案的优选问题，包括：①地下地质条件是否适合开展同层同步采灌；②地下水系统、地温场在局部采灌状态下的动态变化及开发可持续性。

为解决馆陶组砂岩热储生产性回灌的难题，探索馆陶组热储同层采灌的地质和工程可行性，在研究区优选了两口废弃油井改造成抽水井和回灌井开展同层采灌试验。两口井位于曹妃甸供暖项目西南约1 km处，两口井井口相距约250 m，井底相距380 m，取水和回灌层位均为馆陶组，埋深2 050～2 150 m。G129×2井作为主抽水井，套管内径 224.44 mm，射开热储 6层91.6 m，抽水流量可稳定在95 m3/h，井口温度75 ℃，井底温度 78 ℃。G149×1井作为回灌井，套管内径121.36 mm，射开馆陶组热储7层90.4 m（与G129×2井对应层位）进行阶梯升排量回灌试验，最大回灌量80.08 m3/h，累计回灌量14 250 m3，井口压力0.71 MPa（见图5）。

图5 G149×1井回灌试验流量、井口压力与温度曲线图

为有效避免回灌水受空气中氧气影响，降低铁质、钙质盐类氧化生成沉淀及铁细菌、硫酸盐还原菌、排硫杆菌、脱氮硫杆菌等而产生阻塞，在回灌过程中采用氮气将抽水井和回灌井进行密封，并在回灌系统中针对试验区储集层特性增加了回灌过滤设备。回灌过程中周围热储一旦发生堵塞，在相同的回灌压力下，回灌量会随时间的推移不断衰减，回灌效率逐渐降低，甚至无法实施回灌。实际生产过程中需根据情况采用回扬措施消除或缓解堵塞问题。采灌实践证明回灌量与渗透系数、压差成正比，与过水通道长度成反比。早期利用废弃油井开展“采灌试验”为后续集中规模供暖奠定了技术基础。曹妃甸地热供暖项目采用了同层采灌均衡技术，经过 2018—2019年和 2019—2020年两个采暖季运行，有效地保持了动液面的稳定。图6a是GR1-1井回灌曲线，回灌量稳定在55～65 m3/h，动水位稳定在-60 m左右。图6b是GR1-2井采水曲线，2019—2020年供暖季从2019年11月15日开始至2020年3月24日结束，采水量稳定在110～120 m3/h，温度稳定在80 ℃，动水位稳定在-80 m左右。同层采灌均衡技术的成功应用可保持地下水位相对稳定，保障项目持续运行。

图6 2019—2020年供暖季GR1-1井回灌曲线（a）和GR1-2井采水曲线（b）

5.2 布井方案

本文以曹妃甸地区井丛平台分布出发，进行井距200，300，400，500 m 情况下开采井及回灌井的温度变化数值模拟研究（见图7）。

图7 不同井丛在不同井间距情景下开采井温度变化趋势

可以看出针对井丛1、2、3、5和6，当井距为200 m时从第6年开始开采井温度即开始下降，第10年出现明显的温度下降趋势；当井距为300 m时，从第18年开始出现温度下降，25年之后出现明显下降；当井距为400 m时，温度基本保持不变，只有井丛4略有下降。因此，对于井丛1，2，3，5，6，合理的井距为不小于400 m，而对于井丛4，合理的井距为不小于450 m。最终，确定曹妃甸地热供暖工程的井距为450 m。

5.3 建设及运行效果

新建7座钻井平台共钻探地热井40口，其中采水井16口，回灌井20口，备用井4口。采用筛管完井方式，馆Ⅰ段—馆Ⅲ段平均钻遇热储厚度158 m，井口温度78～82 ℃，井底温度86～92 ℃，采水井平均水量96.0 m3/h，回灌井平均水量76.6 m3/h，动水位75～92 m，静水位32～45 m（与区域静水位相当）。采出水实现100%回灌，釆灌比1∶1.2。

供暖面积 230×104m2，地热供暖平均热负荷为31.5 W/m2（见图8），较燃煤锅炉供暖平均热负荷高出16.8%（本区燃煤供暖平均热负荷26.2 W/m2），室内温度平均高出3～5 ℃，达到设计要求与国家标准。

图8 2018—2019年曹妃甸新城地热供暖热力运行曲线

项目运行后年节约标准煤6.06×104t，减排二氧化碳15.87×104t，取得了良好的社会和经济效益。

6 结论

南堡凹陷新近系馆陶组广泛发育沉积盆地水热型地热资源，在基底古隆起及深大断裂带附近发育多个地热异常带（地温梯度大于3.0 ℃/100 m）。高尚堡—柳赞热田面积200 km2，地热资源量为13.79×1018J，折合标准煤4.70×108t。具有资源丰度较高、埋深相对适中的特点，可开展规模供暖开发。

高尚堡—柳赞热田馆陶组热储岩性以砂岩、砂砾岩为主。厚度平均为 120～300 m，孔隙度为 28%～35%，渗透率一般在（600～2 000）×10-3μm2，属于高—特高孔、高—特高渗储集层，具有储集物性好、产水量高、井口水温度高的特点。可采用同层采灌均衡技术进行“取热不取水”方式持续开发。

利用曹妃甸新城230×104m2地热供暖试验项目，探索了热田资源评价、热储分布预测、孔隙型砂岩热储同层采灌均衡及分散式布井方案优化等地热供暖配套技术。试验项目运行两个供暖季，运行参数均达到或优于设计方案，年节约标煤6.06×104t，减排二氧化碳 15.87×104t。证明京津冀地区新近系馆陶组水热型地热资源具有广阔的地热供暖前景。

在调整能源结构、防止大气污染的背景下，地热资源以其“减排效益显著、可持续利用”的优势成为新的产业增长点。特别是对于油气田企业而言，油气勘探开发过程中积累了大量的第一手资料，拥有雄厚的钻采技术和工程建设实力，同层采灌均衡技术规模应用的突破为中深层地热能可持续规模开发提供了关键技术保障。

致谢：本文在研究和撰写过程中得到了中国石油勘探开发研究院闫家泓教授、中国石油辽河油田公司水文院姚艳华总地质师、中国科学院地质与地球物理研究所孔彦龙博士的支持与帮助，在此一并表示感谢。

符号注释：

A——计算区域地表面积，m2；Cr，Cw——岩石和水的比热容，J/（kg·K）；d——热储厚度，m；Hw——水头高度，m；Q——计算区域岩体和水中所含全部热量，J；Tr——指定体积内岩石和水的平均温度，K；T0——基准温度，K；W——地下热水资源量，m3；φ——岩石的孔隙度，%；μe——弹性释水系数；ρr，ρw——岩石和水的密度，kg/m3。