碳中和背景下油田区地热资源的低成本可持续利用

宋超凡，赵军*，尹洪梅，李扬，王贵玲，邹红丽

（1.天津大学机械工程学院，天津300350；2.中国地质科学院水文地质环境地质研究所，石家庄050061；3.大港油田经济技术研究院，天津300280）

0 引言

在我国明确提出力争2030年前碳达峰、2060年前碳中和的目标后，未来常规化石能源的使用要逐渐减少［1］。大部分可再生能源如风能、太阳能等，都是波动性、间歇性的，而地热能储量丰富、分布广泛，具有稳定连续的优势［2］。作为非碳基能源，地热能具有强大的代替化石能源的功能，是实现碳达峰、碳中和目标不可或缺的能源，理应发挥更大的作用。然而，由于存在高昂的打井成本和较高的地质风险，传统地热能的开发受到阻碍［3］。

我国油田区蕴藏着大量的地热资源，且井下温度及地温梯度较高，具有巨大开发潜力。随着我国油田的油气资源开发难度日益增大，如果能实现油田区地热资源低成本、可持续的开发利用，则会推进油田企业从传统能源向可再生地热能转型，对实现碳达峰、碳中和目标及清洁供暖等具有重大意义。

对于油气开采已经没有价值的油井，经过改造利用后对地热资源的开采有重要意义，这类油井大量存在于油田区，可以认为处于“沉睡”状态。主要包括以下3类。

（1）由于地质原因、工程事故、损坏等而报废的废弃油井。

（2）经过钻探后没有油气显示的勘探井。

（3）经过多年油气开采已经到达寿命末期的老油井、长期停产或低产的油井。

截至2010年年底，中国石油矿权区内约有报废井92 000 余口［4］，而且每年新钻井数量及废弃井数量也较多。随着油气勘探等工作的不断开展，这几类井还在逐年持续增加。

如果将这些沉睡油井改造为地热井，不仅能大幅降低钻井成本、减小地质风险，还可以唤醒油田地热价值，实现双赢。本文介绍油田区沉睡油井改造为地热井的方法，综述我国油田利用改造后地热井的工程实例，分析其中的优势和瓶颈，在此基础上展望其应用前景，为后续的工程研究提供了参考。

1 油井改造方法

在对沉睡油井实施改造成为地热井之前，需要先进行水文地质勘探，首先要调查该油井周围区域的地质情况，并且对地下热源温度、总量、稳定性、水质等参数进行探测，满足条件后才可以进一步对热井参数进行合理设计［5］。

工程应用上通常采用井身完好的三开井进行改造，主要改造方法包括：开天窗侧钻法、直接射孔法、改造泵室射孔法，见表1［6］。

表1 油井改造方法Tab.1 Oil well reconstruction methods

2 我国油井改造为地热井的工程实例

我国主要油田区井下地温及地温梯度较高（见表2），开发潜力大。现阶段油井改造地热的工程开发项目主要集中在渤海湾盆地的华北油田、辽河油田、冀东油田以及松辽盆地的大庆油田等油区，在已开展应用的地热改造项目中，有大量将沉睡油井改造为地热井的应用实例。

表2 我国主要油区井下地温及地温梯度［8-9］Tab.2 Geo-temperatures and geo-temperature gradients in main oil fields in China［8-9］

2.1 华北油田区油井改造为地热井实例

华北油田油井进行地热井改造开发的相关工艺较为先进，实际改造开发的项目数量较多。

（1）晋14井，位于河北省辛集市，是一口报废石油井，井深2 900 m，井身结构如图1 所示。该油井采用泵室射孔法技术进行改造，在该井馆陶组1 600～1 800 m井段内射开有效含水层约100 m，泵室深度为200 m。改造后产水量为100 m³/h，出口水温为64 ℃。经过改造该井每年可供应5 万m2的采暖面积，并向周围商用热水场所（浴池、旅馆）提供了热水供应；该项目改造总费用约为50 万元，相比于同类型的地热井新钻投资可节约130 万元，具有良好的经济效益和社会效益［7］。射孔技术在辛集市的晋古14 井以及黄骅市的庄64 井改造工程中也取得了成功的实际应用，射孔后洗井水温达64 ℃，其测试指标已经达到同区域内同层段热水井的平均水平。

图1 晋14井井身结构［11］Fig.1 Wellbore structure of well Jin 14［11］

（2）霸9 井，位于河北省霸州市，该井作为南孟潜山地热田区域中一口石油勘探井，因没有油气显示而报废，完钻井深2 771.13 m，封灰至2 475.14 m。改造方法为酸化洗井后改造泵管［9］，产水段在井深1 983～2 475 m。经过改造该井合理采水量为100 m³/h，出口水温92 ℃。改造总费用38 万元，节约钻井成本282万元。该井经改造后，供暖面积21 万m2，每个采暖期节约天然气2.10×106m3，地热水同时供应1.5 万m2花卉种植用温室大棚供热需求，其在经济上平均产值约为50 元/m2［6］。华北油田利用废弃油井霸9井对水热型地热资源进行可持续的开发利用，在节能减排的同时取得了很好的经济效益，是一个典型的成功实例。

（3）位于华北油田南部荆二联合站中的晋古2-4、晋古2-7井，均为已经长期停产的石油井。2000年，通过对这两口井地热资源的评价，确认其可改造为热水井提供地热水。2001 年，采油厂关停了站内原有的燃油燃气加热炉和热水泵，利用晋古2-4 和晋古2-7井直供的高温热水伴热输油。两地热井改造后供地热水800 m3/d，热水进站温度为108 ℃，经改造后投产运行状况良好，日节约燃料油5 t、增产原油7 t，日产伴生天然气3 485 m3用于发电，其经济效益显著，年创产值142 万元［12-14］。这种应用数量众多的闲置油井中地热资源的措施，改造费用低、节约燃油/气效果好，是地热在油田区实现可持续开发利用切实可行的方案。

（4）华北油区还进行了老油井转地热井的开采方法试验性研究，于2006 年和2009 年，分别在采油一厂雁1 井、雁28 井、采油三厂留24 井、留44 井和新留检1 井进行了潜油电泵试采项目，含油地热水排量为600 m3/d 和1 000 m3/d。留24 井自2006 年9月7 日开抽，日均产液727.8 m3，含水97.9%，井口温度113 ℃；新留检1 井每天平均产液1 932 m3，含水98%，井口温度116 ℃［15］。试验结果表明，运用潜油电泵排采的方法，将老油井转为地热井的方案切实可行，排液量大，能够满足开发经济性要求，对今后油田地热资源的开发具有指导借鉴意义。

2.2 大港油田区油井改造为地热井实例

（1）1996年开始，大港油田就对3口报废油井进行了改造试验，改造方法均为开天窗侧钻法：GS43井，井深为2 184.00 m，改造工期为70 d，改造后试水求产量为1 500 m3/d，井口水温超过80 ℃，主要用于周围居民区冬季供暖；GX307 井，井深1 872.64 m，其改造工程工期为68 d，在1 711.54～1 715.28 m位置设置开窗，改造后洗井求产量为1 000 m3/d，井口出水水温超过65 ℃，主要用于满足附近居民区洗浴需求；XH24-28 井，其改造工程工期为64 d，井深为2 096.00 m，改造后试水求产量为1 000 m3/d，井口出水水温66 ℃，主要用于冬季供暖［6］。上述沉睡油井经改造后用于满足当地的生产生活需求，应用情况良好，达到了改造项目的目标，取得了较为良好的社会效益和经济效益。

（2）TR3 井，位于天津市北辰区，井深3 400 m。原由于908 m 处套管断裂而导致报废，2001 年应双发房地产公司的要求进行地热井改造，改造方法为射孔法。在该井明化镇组800～900 m 井段内射开有效含水层约60 m，改造后试井出水量为40 m³/h，水温35～38 ℃，用于向周围住户、游泳馆及浴池直接提供地热水。改造工程投资费用为30万元，相比于新钻同类型地热井节约资金60万元［7］。

（3）T38-1，T38-2 井，位于天津市塘沽区，均是因不具备油气开发价值于20 世纪90 年代报废的3口石油井，2009 年，根据东沽石油井改造地热资源保护工程要求，选择新近系馆陶组段热储层作为改造目的层，运用射孔、防砂技术改造成了地热井，建成了一采两灌的地热系统，即一口井作为开采井，其余两口为回灌井。

T38-1，T38-2 石油井井深3 301.5m，改造后T38-1 井为开采井，T38-2 井为回灌井，井身结构如图2 所示。通过降压试验，测得T38-1 井出水量60 m3/h，水温62 ℃，达到供暖取水要求［16-18］。

图2 T38-1，T38-2井改造后井身结构［16］Fig.2 Wellbore structure of well T38-1 and T38-2 afterreconstruction［16］

该项目在2009—2010 年供暖期内进行了生产性回灌试验，试验中T38-2 单井最大回灌量达到63.79 m3/h，稳定回灌量达到60 m3/h，回灌率接近100%，标志着我国新近系孔隙型含水层地热尾水回灌工作取得重要成就。

与开凿两口T38-1，T38-2 同类型地热井的总费用相比，改造这两口废弃油气井的改造费用仅需要约280 万元，节约成本约844 万元，节省钢材百余t，地热水用于东沽宏苑小区采暖季供热以及生活热水供应，增加了7 万m2的供热面积［19-20］。该项目不仅降低了打井等初投资，同时通过同层回灌避免了地热资源的浪费，而且还可以降低CO2及污染物排放，取得了良好的经济、社会以及环境效益，对后续天津滨海新区油井改造应用研究有着宝贵的借鉴意义。

（4）2019 年，课题组项目将大港油田C 井改造为馆陶组地热井，井深1 764.36 m，井底温度71 ℃，出水温度68 ℃。改造后的地下换热器分为内管、外管两部分，采用内采外灌的单井换热技术，如图3所示。地热水从1 729.48～1 752.80 m 处的含水层抽出，回灌入1 664.30～1 718.78 m 处的含水层内，两个含水层之间包含10.7 m 的弱透水层。为了避免热贯通造成抽出的地热水温度衰减，内管采用保温性能较好的管材，同时在抽水层和回灌层中间的隔断层处设置封隔器。潜水泵放置于上部内管内，位于井下210～220 m处固定。

图3 C井改造后井身结构Fig.3 Wellbore structure of well C after reconstruction

带有封隔器的单井换热试验持续60 h，稳定温度均值56.31 ℃，最高抽水温度58.00 ℃，井口回灌温度均值为22.32 ℃，井内循环流量26 m³/h，平均采热量可达1 020 kW。无封隔器单井换热试验持续60 h，稳定抽水温度均值37.48 ℃，单井换热功率496 kW，井口回灌温度均值21.87 ℃，井内循环流量26 m³/h。

2.3 大庆油田区油井改造为地热井实例

（1）自1998 年来，大庆油田成功改造了包括萨5、萨32、高19 井在内的几十口废弃油井，利用地热水及含油污水中的热能对油田设施及厂站建筑供暖，总供暖面积达1.66×106m2，实现了油田区水热型地热资源的可持续利用［20］。

（2）大庆油田在林甸县相继开发了5口地热井：林4 井、林深1 井、林热1 井、林热3 井和李3 井。其中两口井就是利用废弃油井进行改造而成的地热井.大大降低了地热钻探的风险，同时节约了成井费用［22-23］。

（3）松页油1 井，地处大庆市萨尔图区，是大庆油田松辽盆地页岩油战略调查项目在2019 年钻探的石油勘探井，井深2 547 m，热储层温度和地温梯度较高，具有良好的开发潜力。2020 年，沈阳地质调查中心组织等成功将松页油1井改造成地热井，运用螺旋布孔射孔技术对井深为1 300～1 700 m，1 900～2 500 m段射开有效含水层394.2 m，改造后可开采水量163.7 m3/d，井口水温稳定在44～50 ℃，达到低温地热资源温热水标准，可以用于周围生活区用户洗浴和供暖，满足供暖面积7 241.4 m2，该项目对松嫩平原腹地及类似地域的水热型地热资源的可持续开发利用具有重要的指导意义，对类似工程项目有一定借鉴作用。预计投产后，每年可利用地热水热量6.85×106MJ，相当于年节约标准煤量234.1 t，同时，每年可以实现减排二氧化碳558.55 t、二氧化硫3.99 t、氮氧化物1.40 t，悬浮粉尘1.87 t，年节约排放治理费用共计65 093 元［24］。可见，该地热井改造工程将产生良好的的社会、环境与经济效益。

2.4 辽河油田区油井改造为地热井实例

辽河油田在油田勘探开发过程中开凿了大量的油气勘探、生产井，其中不少都具有很高的地热开发利用价值。针对进入开采中后期的闲置井，辽河油田通过地热井改造技术将其中的地热能进行利用，既可减少打井投入，又避免了资源浪费。

（1）辽河油田兴隆台采油一区通过将废弃井黄06-6 井改造为地热井，改造后向3.5×104m2办公楼及厂房冬季供暖，与新钻一口地热井相比，节约投资200万元，建设成本降低了50%以上；实现了对燃煤锅炉的替代，每年节约燃煤420 t，运行成本降低90万元。该项目投资回收周期为7年［25］。

（2）2006 年，辽河油田对锦260 井进行改造施工，方法为改造泵室直接射孔法，射孔段位于2 305～2 385 m 的第三系沙3 段含水层。改造后井深2 400 m，洗井求产量40 m3/h，水温75 ℃［26］，达到了预期效果，证明了报废油井改造成地热井可以取得很好的经济和社会效益。

2.5 胜利油田区油井改造为地热井实例

胜利油田结合已经实施的河67-X6、牛85、辛65 井改造热水井的工作经验，指出了油井改造存在的问题并给出了相应对策［27］。在废弃油井改造实例中，中目前处于运行状态的牛85、辛65 井运行良好，河67-X6井则作为开发试验用井。

2.6 冀东油田区油井改造为地热井实例

冀东油田在进行油气开发勘探的过程中，开凿出很多井内水温在54～109 ℃的井，自1994 年起，相关部门对冀东地区地热资源及地下热水资源的开发利用进行了研究，将油田唐海基地的废弃油井N34×1井改造为地热井［28］。改造后产水量1 500 m3/d，出水温度53 ℃，几年来一直向周围2 000 多户住户及浴池提供洗浴热水，取得了良好的经济效益和社会效益。

2.7 江苏油田区油井改造为地热井实例

江苏油田的地热井改造主要对1口报废的勘探井（真31 井）进行了地热井改造，井口出水温度74 ℃，该井目前已纳入扬州市旅游圈，准备进行旅游项目的开发工作［28］。

2.8 吉林油田区油井改造为地热井实例

1988 年，吉林油田在龙山侧杨家村勘探钻井，至1 000 余m 深时虽然没有油气显示，却涌出清澈温泉。温泉井井深1 256.58 m，井水自溢量为861.4 m3/d，自溢水温50 ℃。由于其地热水中所含化学成分具有一定的理疗作用、符合相关国家标准，2003 年，由吉林东华教育集团投资进行温泉项目建设，历时6 年，建成占地面积8 万m2的御龙温泉度假村并投入运营，使废弃油井经过相关工作、项目的支持蜕变为带动旅游、体闲、餐饮一体的生态温泉产业的优质资源［19］，工程改造实例汇总见表3。

表3 油井名称及改造方法汇总Tab.3 Summary of well names and reconstruction methods

3 油井改造的优势与瓶颈

3.1 油田区沉睡油井改造为地热井的优势

由上节案例可知，利用沉睡油井进行地热井改造，具有以下优势。

（1）油田区的地热资源储量丰富、开发潜力巨大。我国地热资源基本与各大油田处于共生状态，所以在开发油气资源的同时开发利用地热资源切实可行。

（2）经过多年油气勘探，油田公司具有丰富的地质资料，可直接用于地热资源评价，节约了地热勘探成本。

（3）沉睡油井直接改造为地热井，省去了高昂的打井成本，同时大大降低了地质风险和施工作业能耗。油田测试、热水输送、水处理、地面工程等常规技术和设备也适用于地热能开发［29］，用少部分资金就可以稍加改造，为地热资源的可持续利用提供了十分便利的转换条件，具有良好的经济效益。

（4）沉睡油井改造为地热井，不仅避免了国有资产的价值流失，而且是油田区节能减排、降耗的有效手段，具有良好的社会效益和环境效益。

3.2 油田区地热资源开发的瓶颈

（1）油井改造为地热井工程施工上存在着一定的技术难点。

报废油气井的井身结构与热水井不同，勘探井一般有3 层套管（即表层套管、技术套管、油层套管），开发井有2层套管（表层套管、油层套管），热水井2层套管（表层套管、水层套管+筛管）。对于不同的报废油气井应采取不同的作业方法。

常见废弃油井改造中应用的技术主要有：射孔技术、酸化压裂技术、井内套管切割技术及套管磨铣技术等［30］。

目前，射孔技术已较为成熟，其在地热开发中的成功应用，是一种行业技术的突破。然而由于地热储层与油气储层的差异，以及油井与地热井井身结构和功能的差异，石油成井射孔技术、防砂技术主要针对油气储层。如果将技术完全复制到地热资源的开发上，可能会由于改造工艺或技术措施不当，破坏地层结构，堵塞地层喉道，不能最大限度地发挥地层出水效果［19］。因此，要针对热储层特征，优化射孔参数，采用合理的射孔工艺和正确的射孔技术，高质量地完成射孔作业，使射孔对储层的伤害降到最小，井底完善程度高，从而获得预期的产能。

酸化技术、压裂技术主要目的是提高油水井的生产能力，可单独或配合使用，但此2种技术只适用于碳酸盐地层中的裸眼完成的废油井改造，一般作业难度和施工费用相对较高，需对该类井温度和产水量进行评估，另外酸化作业后必须认真洗井，防止酸污染影响改造后的地热井使用。

勘探井由3 层套管组成，其改造的技术难点是需要拔出水泥返高以上的油层套管，拔管设备要求高，作业成功率低。若在油层套管内进行射孔或侧钻，则需要钻穿两层套管，施工难度大，且出水量小，可能达不到采暖目的［30］。如果采用侧钻的办法，其出水效果好，但侧钻后作业难度更大。

油田报废井大部分是开发井，开发井改造的难点在于射孔后防砂，射孔后仍采用绕丝管防砂技术，由于中间没有滤水层，导致防砂效果不好；即便用侧钻法也需要防砂，防砂后由于井眼过小，导致出水量小。

综上所述，需要在已有经验的基础上对沉睡油井改造的关键技术进行进一步的研究，形成适合地热资源开发的专业技术，这将对油田区地热资源的可持续利用具有重要意义。

我国石油企业从事地热开发利用的研究人员不多，地热能开发利用的关键技术尚不成熟，大部分技术是从国外引进的。探索适用于地热井改造开发的新技术、新思路，开发利用地热资源的新途径、新方法势在必行。

（2）目前仍缺乏地热能开发利用方面的总体规划和标准规范。实现油田地热能的可持续利用，需要根据资源条件制定统一的开发利用规划。此外，在地热资源勘探、资源评价、热水回注、地热能开发项目评价指标等方面没有标准和规范，也没有职能机构和运营管理机构，这将直接制约油田地热资源的开发［31］。

（3）油田地热资源的开发虽然具有优势，但在我国还没有得到配套的支持政策，如财政补贴、减免税收等，这也制约了油田地热资源的开发。

4 结论

本文综述了油田区沉睡油井改造为地热井的方法，分析了我国油田利用改造后地热井的工程实例，以及油田区开发利用地热能的优势和瓶颈，得出主要结论如下。

（1）我国各主要油田利用几类沉睡油井进行地热井改造，取得了很好的效果。应用于周围用户供暖、洗浴等场景，均取得了良好的经济、社会及环境效益。

（2）沉睡油井改造为地热井，具有潜力大、成本低、可持续等独特的优势。

（3）油田区地热资源开发还存在着技术不成熟、缺乏统筹规划、资源评价和经济评价缺乏标准、缺乏激励政策等制约因素，直接制约了油田地热资源的开发利用。

开展沉睡油井调研评估，挖掘其中的地热资源潜力，以低成本、可持续的原则对油田地热能进行开发利用，是许多老油田多元化和能源接替的必然选择，也是其可持续发展的重要举措。积极开发油田沉睡井中的地热资源以代替传统化石能源，实现降本增效，有望对碳中和、碳达峰目标的实现做出巨大贡献，具有广阔的发展前景，将成为未来油田的发展方向之一。