埕宁隆起区寒武系—奥陶系岩溶热储资源评价

冯 波,刘曦遥,王学鹏,冯守涛,刘 帅,崔振鹏

1.地下水资源与环境教育部重点实验室(吉林大学),长春 130021

2.山东省地勘局第二水文地质工程地质大队(山东省鲁北地质工程勘察院), 山东 德州 253072

3.山东省地热清洁能源探测开发与回灌工程技术研究中心,山东 德州 253072

0 引言

地热资源是指贮存于地球内部,能够被人类经济地开发利用的地热能、地热流体及其有用组分,如天然出露的温泉、可钻井开采的地热水、干热岩中所蕴含的热能等。综合考虑区域构造地质特征、热储传输方式、温度范围及开采利用方式等因素,可将地热资源划分为浅层地热资源、中深层水热型地热资源及深层干热岩型地热资源3类[1]。我国的地热资源储量丰富,以中低温地热资源为主,其中水热型地热资源总量折合标准煤1.25万亿t,年可采量折合标准煤19亿t,相当于2020年全国能源消耗的38%,具有极大的开采潜力[2-3]。近年来,随着化石燃料大规模使用导致的环境污染等问题的加剧以及“双碳”战略目标的提出,新型替代能源的开发和利用正受到越来越多的关注[4-5]。相较于传统化石能源,地热资源具有较大的环保优势,且具备储量巨大、分布广泛、开采稳定等特点,是一种理想的新型可再生清洁能源[6-8]。

埕宁隆起位于渤海湾盆地中部,是黄骅坳陷东南的一级构造单元,北临歧口凹陷,南抵济阳坳陷[9-10],区域总面积4 500 km2。综合考虑热储层的地层时代、含水空间、岩性、结构、厚度、沉积旋回组合、热水的物理化学性质、水文地质特征及地热资源的开发利用现状等因素,区内可划分出4个热储层组,按地层年代由老至新分别为:太古界泰山群变质岩系块状裂隙热储层组、寒武系—奥陶系碳酸盐岩岩溶-裂隙热储层组、新近系馆陶组孔隙-裂隙热储层组、新近系明化镇组下段孔隙热储层组。其中,寒武系—奥陶系碳酸盐岩岩溶-裂隙热储层组主要由碳酸盐岩系的石灰岩、白云岩类岩石的古风化壳所组成,并发育有岩溶裂隙与孔隙,该碳酸盐岩热储层组裂隙、溶孔较发育,渗透性强,表明其具有较高的开采潜力,但目前埕宁隆起区寒武系—奥陶系岩溶热储开发利用程度不高[9]。本次研究对区内寒武系—奥陶系热储进行资源量估算及开发前景分析,以期探究区域内热储资源量,制定合理可持续的开发方案,为地热资源的进一步勘探和综合开发提供科学依据。

1 埕宁隆起区地质概况

1.1 地质构造与地层

本次研究区为位于山东省境内、地处鲁西北平原北部的埕宁隆起区(图1)。研究区在大地构造单元上属于华北板块华北坳陷区(Ⅰ)济阳坳陷(Ⅰa)的埕子口—宁津潜断隆(Ⅰa1,包括埕子口潜凸起(Ⅰa11)、寨子潜凸起(Ⅰa12)、长官潜凹陷(Ⅰa13)、宁津潜凸起(Ⅰa14))和无棣潜断隆(Ⅰa2,包括柴胡庄潜凹陷(Ⅰa21)、大山潜凹陷(Ⅰa22)、无棣潜凸起(Ⅰa23))(图1、表1)[10]。受喜马拉雅运动与燕山运动的影响,区内断裂构造发育,主要构造为北东、北北东向,自南向北主要有陵城区—老黄河口断裂、边临镇—羊二庄断裂等(图1)。埕宁隆起区是中、晚古生代以来的长期隆起区,区域地壳结构的基本形态是西部厚、东部薄,靠近渤海最薄。

表1 区域构造单元划分一览表

F1. 边临镇―羊二庄断裂;F2. 庆云县—孔镇断裂;F3. 陵城区—老黄河口断裂;F4. 寨子镇—刘营伍断裂。Ⅰa33.义和庄潜凸起;Ⅰa42.惠民潜凸起;Ⅰa54.滨州潜凸起;Ⅰb11.老城潜凸起。

受差异性升降运动的影响,区域深部地层分布具有明显的差异性。其中:隆起区一般缺失古近系,新近系直接覆盖于太古宇、古生界或中生界之上;凹陷区新生界发育较齐全,厚度大于3 000 m。区内新生界及其基底地层自老至新依次为太古宇泰山群变质岩系,古生界寒武系—奥陶系、石炭系—二叠系,新生界古近系(孔店组、沙河街组、东营组)、新近系(馆陶组、明化镇组)及第四系(平原组)[11]。

1.2 区域地热地质条件

自中生代以来,受燕山期地壳运动的影响,埕宁隆起区形成了大规模的深大断裂,其使上地幔物质上涌或沿深大断裂岩浆侵入到地壳浅部,形成了区域温度或热流值普遍升高的背景。根据地热气体氦同位素分析结果[12],研究区热储地幔热流为28.51～29.86 mW/m2,平均为29.34 mW/m2;地壳热流为33.14～34.49 mW/m2,平均为33.82 mW/m2;地壳生热率为0.90～0.93 μW/m2,平均为0.915 μW/m2;幔源热流占大地热流的45.25%～47.40%。

由研究区寒武系—奥陶系岩溶热储资源分布特征图(图2)可知,研究区内寒武系—奥陶系岩溶热储与地层分布基本一致,除在埕子口潜凸起、无棣潜凸起东部缺失外,在其余地区均有分布[12]。热储顶板埋深一般为1 000～3 000 m,因受到基底构造的控制起伏较大,热储除在研究区内乐陵一带隐伏于石炭系—二叠系之下以外,绝大部分隐伏在新生界之下,主要由碳酸盐岩系的石灰岩、白云岩类的岩溶裂隙及岩石的古风化壳组成,具有岩溶裂隙发育程度高、古风化壳厚度大、富水性强的特点。由于岩溶裂隙发育程度和古风化壳发育厚度除受岩性影响以外,还受基底构造及岩石埋藏深度的影响,故热储层分布具有不均匀性。区内地热井及石油钻井资料[10]显示,寒武系—奥陶系岩溶热储热储单井出水量可达90 m3/h以上,井口水温为50～82 ℃,属温热—热水型低温地热资源。

图2 埕宁隆起区寒武系—奥陶系岩溶热储资源分布特征图

2 地热流体成因分析

2.1 热储盖层条件

研究区内第四系平原组松散沉积层中的黏性土与砂性土组成的松软层以及新近系、古近系及石炭系—二叠系所夹的泥岩与砂质泥岩具有厚度大、密度小、导热性能差、阻热能力强的特点,为寒武系—奥陶系地层提供了良好的热储盖层条件。此外,热储含水层所夹的厚度大小不等的泥岩,也起到了一定的保温作用。

对华北地区实际地温观测资料及区域地质条件分析可知,影响研究区地温变化的主要因素为基岩面的起伏和构造形态。正向构造区基岩埋藏浅,盖层地温梯度大;负向构造区基岩埋藏深,盖层地温梯度小。为了解埕宁隆起区地温场特征,本次研究对区内浅层地下水进行系统测温,并搜集全区地热井水温及取水段资料,对区内开展了地热地质调查工作。其中共搜集调查地热井73眼,钻孔数据如表2所示。本文综合地热井井口出水温度及地温梯度计算方法(式(1)),并利用MAPGIS计算机成图技术编图,绘制了研究区岩溶热储盖层地温梯度等值线图(图3)。

表2 研究区区域典型地热钻孔数据

图3 埕宁隆起区寒武系—奥陶系岩溶热储盖层地温梯度等值线图

G=(tj-th)/(h-h0)。

(1)

式中:G为地温梯度,℃/hm;tj为井口测量温度,℃;th为恒温带温度,℃;h为取水段中点埋深,m;h0为恒温带埋深,m。

由图3可知,区内岩溶热储盖层地温梯度变化范围介于2.8～4.2 ℃/hm之间,盖层地温梯度分布受地质构造格局的控制明显。盖层地温梯度在基底埋藏深的凹陷区普遍小于3.0 ℃/hm,而在太古界结晶基底埋藏浅的凸起区一般大于3.4 ℃/hm。宁津潜凸起和无棣潜凸起区域地温梯度值部分大于3.6 ℃/hm,而与基底凸起相邻的凹陷区呈现明显的低值。受西部埕宁隆起的影响,来自地球深部的均一热流向隆起区集中,造成了隆起区大地热流值变小,盖层地温梯度也相应地减小。

2.2 热源

华北地区的实际地温观测资料表明,区内热源主要为正常的地壳深部及上地幔传导热流和深部岩浆热传导[13]。如图1所示,区内存在许多大规模的深大断裂。其中陵城区—老黄河口、边临镇—羊二庄等规模较大的深大断裂深度直达莫霍面,对地壳深部和上地幔的岩浆热源起到了不可忽视的沟通和传导作用,构成地下热流的良好通道,其本身也产生并提供了一定的摩擦热能。此外,研究区位于深坳断陷沉积盆地内,在巨厚中新生代沉积层压力下产生重力压缩热,新生代古近系的生油、储油形成过程中化学反应产生的热能也是研究区内的热源之一。这些热量在上覆巨厚的松散沉积物盖层的阻热保温作用下在地层中储存下来,是研究区主要的地热来源。

2.3 水源

根据氢、氧同位素测试资料(表3),区内岩溶热储地热水氢氧同位素点均位于大气降水线(δD=8δ18O+10)之下(图4),表明寒武系—奥陶系地热水主要为大气降水成因,并通过深循环在地温作用下加热而形成[14]。该地区热水补给一部分来自于盆地沉积物形成时保存下来的沉积水和封存水,另一部分来源于沉积物形成后漫长的地质时期中远近山区的大气降水补给,主要为南部鲁中山区和西部太行山区大气降水垂直入渗,并沿构造断裂向平原区运移而形成补给源。

表3 岩溶热储地热水氢氧同位素数据

图4 研究区岩溶热储地热水中D、18O同位素关系图

基于上述分析,本次研究确定了研究区寒武系—奥陶系岩溶热储成因模式(图5)。在高处凸起、低处凹陷的构造格局下,深部地热沿着各处深大断裂传输至储水性能良好的寒武系—奥陶系,高热阻的盖层将热量封存,循环至深部的大气降水被不断加热,形成了该地区的地下热水储层。

图5 埕宁隆起区寒武系—奥陶系岩溶热储成因模式示意图

3 地热资源量计算

地热储层能被有效地开发和利用需要其具有足够的热量和能将热量带至地表的地热流体。故本次研究先进行地热可利用资源量的计算,再进行地热水静储量及可开采量的计算。其中,地热水可采资源量计算中应考虑开采过程中引起的环境地质问题,例如地面沉降、地震等,在计算与实际开采过程中主要依靠控制开采期末最大水位降深的方法防止环境地质问题的产生。

3.1 计算分区

热储厚度与热储温度是进行地热资源估算时的主要参数。本次地热资源估算分区根据储层顶板埋深与热储厚度进行划分。研究区内凹陷区热储埋深一般大于3 000 m,寒武系—奥陶系热储主要分布于凸起区,其受地质构造控制明显且不连续,根据顶板埋深及热储厚度可划分为17个计算分区,如图6所示。

图6 埕宁隆起区寒武系—奥陶系热储地热资源估算分区图

3.2 参数选择

3.2.1 热储厚度

依据前期研究的大地电磁测深解译结果,本次计算地层厚度取值为3 000 m[15]。区域钻孔资料[12]显示,寒武系碳酸盐岩热储层厚度约占地层厚度的20%～35%,奥陶系碳酸盐岩热储层厚度约占地层厚度的25%～45%,故本次计算取地层厚度的30%作为热储的平均厚度。各计算分区面积及热储厚度见表4。

表4 研究区计算分区及相应参数

3.2.2 热储地热地质参数

1)热储温度和基准温度

热储温度是储层内不同深度地热水的混合温度,地热储层温度可以从调查地热井后的出水温度与钻进过程中对地热井的分层测温两方面进行测定,也可以通过地热增温梯度等值线计算得出[16]。因此,依据研究区岩溶热储盖层地温梯度等值线图(图3),可计算各分区地温梯度近似加权平均值,并在此基础上进行热储温度的计算。根据本次浅井测温资料及区内气温变化规律,计算过程中恒温带深度取值20 m,基准温度统一取值12.9 ℃,温度计算点埋深取热储中点埋深。热储温度计算结果见表4。

2)岩石和水的比热与密度

依据《地热资源地质勘查规范》(GB/T 11615—2010)[17],并参考周边地区资料,取水的比热为4.2×103J/(kg·℃),岩石比热为8.78×102J/(kg·℃),岩石密度为2.6×103kg/m3,并确定热水密度如表4所示。

3.2.3 热储水文地质参数

1)弹性释水系数

场地抽水试验测得寒武系—奥陶系热储的贮水率约为2.14×10-6m-1,本次各计算分区内热储弹性释水系数按照式(2)进行求取,结果见表4。

S=SsM。

(2)

式中:S为弹性释水系数;Ss为贮水率;M为热储层厚度,m。

2)孔隙度

研究区岩溶热储属埋藏型,岩溶-裂隙发育程度主要受岩石的可溶性、裂隙的发育程度及水的溶蚀能力控制,具有不均匀性。结合文献[18]及区域钻孔资料分析可知,研究区内寒武系—奥陶系灰岩平均孔隙度为5.3%。

3)水头高度

即从热储层顶板算起的水头高度(m)。区内深部岩溶埋藏一般大于1 000 m,且仅在局部地区开发利用岩溶热储,故水头高度受开发利用影响较小。因此为方便计算,区内水头高度统一取热储顶板到地面的距离,即顶板埋深。

综上,本次研究所选取的各项计算参数见表4。

3.3 资源量估算

3.3.1 地热资源量估算

地热资源量是客观存在于地层岩石及热流体中的热量,依据《地热资源地质勘查规范》(GB/T 11615—2010)[17]、《地热资源评价方法及估算规程》(DZ/T 0331—2020)[19]中的相关规定,区内层状热储地热资源量计算宜采用热储法,计算公式如下。

Q=Qr+Qw;

(3)

Qr=A1dρrCr(1-φ)(tr-t0);

(4)

QL=Wx+Q1;

(5)

Wx=A1φM;

(6)

Q1=A1SH1;

(7)

Qw=QLCwρw(tr-t0)。

(8)

式中:Q为热储中储存的热量,J;Qr为岩石中储存的热量,J;Qw为水中储存的热量,J;QL为热储中储存的水量,m3;Wx为截止到计算时刻孔隙中热水的静储量,m3;Q1为水位降低到取水能力极限深度时热储释放的水量,m3;A1为计算区面积,m2;d为热储厚度,m;ρr为热储岩石密度,kg/m3;Cr为岩石比热容,J/(kg·℃);φ为孔隙度;tr为热储温度,℃;t0为当地年平均气温,℃;ρw为热水密度,kg/m3;H1为计算热储起始点以上水头高度;Cw为水的比热容,J/(kg·℃)。

将各参数代入式(7)(8),计算结果见表5。可知研究区寒武系—奥陶系热储地热资源量为1.31×1020J,折合标准煤44.71×108t。其中,埕子口—宁津潜断隆地热田地热资源量为2.53×1019J,折合标准煤8.63×108t;无棣潜断隆地热田地热资源量为1.06×1020J,折合标准煤36.08×108t。

表5 研究区地热资源量估算结果

3.3.2 可利用地热资源量估算

本次研究采用回收率法进行地热资源可开采量的计算:

Qk=REQ。

(9)

式中:Qk为地热资源开采量,J;RE为回收率。

回收率结合研究区的实际情况及《地热资源评价方法及估算规程(DZ/T 0331—2020)》[19]进行确定。其中:松散孔隙类热储孔隙率大于20%时,回收率可取25%,本次计算取25%;岩溶裂隙类热储回收率可取15%～20%,本次计算取15%。可利用地热资源量估算结果见表5。计算结果表明:寒武系—奥陶系热储可利用地热资源量为1.97×1019J,折合标准煤6.72×108t。其中,埕子口—宁津潜断隆地热田可利用地热资源量为3.79×1018J,折合标准煤1.30×108t;无棣潜断隆地热田可利用地热资源量为1.59×1019J,折合标准煤5.42×108t。

3.3.3 地热水静储量估算

静储量是客观存在于地层中的热水资源量[20]。静储量由两部分组成,一部分为热储层的容积储量,另一部分为弹性储存量。其计算公式为:

Wj=Wr+Wt=Vμ+A2LSe;V=A2H2。

(10)

式中:Wj为静储量,m3;Wr为容积储量,m3;Wt为弹性储量,m3;V为热储层的体积,m3;A2为热储面积,m2;H2为热储厚度,m;μ为热储层平均给水度;L为热水的水头高度,m;Se为热储层平均弹性释水系数。

将所确定的各类参数代入式(10),计算结果如表6所示。可知研究区寒武系—奥陶系热储地热流体资源静储量为195.12×108m3,蕴含热量6.238 7×1015kJ。其中:埕子口—宁津潜断隆地热田热储地热流体资源静储量为97.33×108m3,蕴含热量3.053 9×1015kJ;无棣潜断隆地热田热储地热流体资源静储量为97.79×108m3,蕴含热量3.184 8×1015kJ。

表6 研究区静储量估算结果

3.3.4 地热水可开采量估算

本次研究目标储层具有较大的地热储存量,本文采用开采强度法进行地热水可开采量的估算:

Qka=4εbL;

(11)

(12)

a=T/S。

(13)

式中:Qka为年均地热可开采量,万m3/a;ε为开采强度,10-4m3/(d·m2);smax为最大允许降深,m;a为导压系数,cm2/s;T为开采时间,a;σ为折减系数;2L为开采区长度,km;2b为开采区宽度,km。

根据地热水目前的水头情况、取水设备能力以及规范要求,确定地热开采期限为100 a;再根据开发后造成的环境影响、社会效益及可持续开发利用等因素,设定100 a末地热水水头最大允许降深为150 m。将各计算分区概化为长为2L、宽为2b的等面积矩形,将各参数代入式(11)—(13)计算,结果见表7。可知寒武系—奥陶系热储地热水年均可采量为29 777.40 万m3/a。其中,埕子口—宁津潜断隆地热田热储地热水年均可采量为11 787.94 万m3/a,无棣潜断隆地热田热储地热水年均可采量为17 989.46 万m3/a。

4 岩溶热储地热资源开采条件评价

4.1 评价方法

影响深部岩溶热储地热资源开发利用条件的因素较多,且地热资源开发利用条件优劣等级界限以及影响因素的分级界限也存在不明确性,为减小人为因素的影响,本次采用综合指数法对区内深部岩溶热储地热资源开发利用条件进行评价分区。首先根据各地热田因子的状态得到评价因子分值(Pi),然后通过式(14)求取各评价单元的综合评价指数P,再根据P值的大小,按一定标准进行分区。

(14)

式中:P为综合评价指数;N为参与评价要素数目;wi为第i个评价因子的权重;Pi为第i个参与评价因子分值。

4.2 评价因子及权重

研究区寒武系—奥陶系岩溶热储开采条件的优劣主要受到地热资源丰富程度及热水资源开采潜力的控制,与热储温度及岩溶发育程度也具有较强的相关性。此外,深部岩溶热储埋深也直接影响着地热资源的开发利用和经济效益。因此,本次研究选取的评价因子为地热资源量、热水资源潜力、热储埋深、热储温度及岩溶热储孔隙度。本次根据计算结果按10分制原则确定其分值。据资料统计,本区灰岩岩溶热储孔隙度大于0.05的多在0.05～0.06之间,其分布范围较大,而大于0.06分布范围较小,故分值取为6,而不取10。各评价因子分值标准如表8所示。

各评价因子权重根据其在单因素中的贡献和重要程度,按傅勒德三角形法进行确定。傅勒得三角形法是确定评价因子权重的一种方法。具体方法是:将评价因子(A、B、C、D、E、F、G、H)列成傅勒三角形(图7)。各评价因子两两比较它们的相对重要程度,给重要者计数加1,如果同等重要,则两者均计数加1。计算每个评价因子与其余因子相比较重要的次数,其与总比较次数的比值,即为该评价因子的权重。计算公式为

图7 确定各评价因子权重的傅勒三角形

(15)

式中:Ai为第i个评价因子较重要的次数;B为总比较次数;n为评价因子数目。

4.3 分区阈值确定

根据计算所得的各分区综合评价指数P值,绘制地热资源开发利用条件综合指数的累计频数统计纵向直方图(图8),根据计算出的综合分值及该地区地热资源可持续开发能力,设定研究区内深部岩溶热储地热资源开采利用条件的分区阈值为:开发利用条件好区,P>6.0、开发利用条件较好区,5.0

图8 研究区综合评价指数的累计频数统计直方图

4.4 评价结果及分区

根据以上评价方法及评价结果,区内深部岩溶热储计算分区地热资源开发利用条件按优劣程度可划分为3种,即开采条件好区、开采条件较好区、开采条件较差区(表9、图9),各计算分区开发利用条件分级如下。

表9 埕宁隆起区开采条件评价分级表

图9 埕宁隆起区寒武系—奥陶系岩溶热储开采条件分区图

开采条件好区岩溶热储面积为1 019.66 km2,占岩溶热储总面积的57.13%,地热资源开采潜力较大,热储顶板埋深一般为1 000～2 000 m,单位面积平均可利用地热资源量12.48×1012kJ/km2,单位面积平均地热水可采量12.40×106m3/km2。

开采条件较好区岩溶热储总面积为518.63 km2,占岩溶热储总面积的29.05%,地热资源开采潜力一般,热储顶板埋深一般为2 000～2 500 m,单位面积平均可利用地热资源量17.64×1012kJ/km2,单位面积平均地热水可采量6.24×106m3/km2。

开采条件较差区岩溶热储总面积246.63 km2,占岩溶热储总面积的13.82%,地热资源开采潜力较差,热储顶板埋深一般大于2 500 m,单位面积平均可利用地热资源量3.17×1012kJ/km2,单位面积平均地热水可采量4.37×106m3/km2。

综上所述,寒武系—奥陶系岩溶热储在研究区内广泛分布,地热资源储量巨大,开采条件好—较好区面积为1 538.29 km2,占岩溶热储总面积的86.18%,开采条件总体较好,具有较高的开发利用潜力。

地热资源的开发利用会引起一系列环境问题,合理开发和保护地热流体资源是资源可持续利用的前提。为保护地热资源,缓解水位下降,避免地质灾害,开发过程必须应用合适的开采设备与工艺,合理布局,统一规划。分为以下两个方面。

工程工艺方面:①开采井成井工艺的选择。如前所述,区内岩溶热储盖层差异较大。具体成井结构应结合该区域具体地层条件及岩性特征,选择合适的井身结构。若岩溶热储地层岩石较破碎,则应下入滤水管;如果岩溶热储地层岩石结构稳定,则可以选择裸眼成井。②开采井止水材料的选择。岩溶热储地热井更适合采用水泥固井止水。止水时,根据地层岩性及地下水水温等条件选择不同型号的水泥、水泥外加剂以及用量计算方法等。当地热井不超过1 500 m,水温不超过50 ℃时,可采用普通水泥止水;当地热井深度大于1 500 m,水温超过50 ℃时,可采用油井水泥止水(固井)。

布局规划方面:①开发时应考虑抽水影响半径,设置合理的地热能开采井间距,减缓地下水位下降速率,避免开采地区集中的问题。②加强对取热设备的研究和应用,提高热能提取率。③该地区地热资源主要应用于采暖与洗浴方面,综合利用率低。将地热水分级利用可以大大提高地热能资源的利用效率,做到热尽其用。④制定尾水、废水排放标准,将尾水处理之后再排放等。

5 结论

1)寒武系—奥陶系岩溶热储在研究区内广泛分布,仅在埕子口潜凸起、无棣潜凸起东部有所缺失,地热热源主要来自正常的地壳深部及上地幔传导热流,地热水补给来源为大气降水。

2)研究区寒武系—奥陶系岩溶热储地热资源量为1.31×1020J,折合标准煤44.71×108t;可利用地热资源量为1.97×1019J,折合标准煤6.72×108t;地热流体资源静储量为195.12×108m3,年均可采量为29 777.40 万m3/a。

3)区内寒武系—奥陶系岩溶热储开采条件总体较好。其中,开采条件好区岩溶热储面积为1 019.66 km2,占岩溶热储总面积的57.13%;开采条件较好区岩溶热储面积为518.63 km2,占岩溶热储总面积的29.05%;开采条件较差区岩溶热储面积246.63 km2,占岩溶热储总面积的13.82%。