辽河油区地热资源评价及开发利用

张吉昌 赵艳 范显利 林中阔 杜文拓 吴荣碧 孙安培

（1.辽河油田环境工程公司；2.辽河油田勘探开发研究院）

辽河油田开发利用地热资源起步早，起点高，经过近20 a 持续试验、研究与应用实践，在“找热、取热、储热、用热、换热”方面，形成多项地热利用技术、兴建多项地热示范工程，具有良好的社会与经济效益，在地热资源勘察评价与综合开发利用方面走出一条成熟可行之路。地热开发利用先后经历三个阶段：2005—2011 年，完成辽河油区地热资源勘查、技术储备、尝试利用阶段；2012—2015 年，为持续研究、承揽项目，技术升级阶段；2016 年至今，为技术应用、成果转化、深入研究阶段。

1 概况

辽河坳陷地热资源普查与开发早在上个世纪80年代就引起了一些专家的关注，油田经历了几十年开发，主体区开发进入中后期，油区边部的地热开发利用与结合部滚动产能部署并行推进是未来发展方向。地热资源普查及目标区精细热储描述研究应有利依托油田已有成果，因地制宜，创新形成地热资源普查、热储精细描述、地热工程设计等为中心的一体化解决方案。

辽河坳陷莫霍面埋深30 km，位于区域幔隆区，地壳厚度薄[1]，东部坳陷及大民屯坳陷大部位于低值区，为地幔热源向上传递提供了良好条件。辽河坳陷基底花岗岩中所含放射性元素U、Th 等衰变而产生的放射性热能具有长久的持续性[2]，加之其良好的导热性，总体对高温地温场的形成和稳定起着主导作用。

区域属渤海湾裂谷系的一部分[3]，辽河裂谷盆地构造复杂，区域北东走向断裂带是区内热储发育的主要热力通道，包括佟二堡营口断裂带、台安大洼断裂带、大民屯沈北断层、大民屯坳陷东界断层及二界沟断层等[4]。这些深入基岩的大断裂为深部地热向上传导提供了良好的通道，热熔物质在断裂生成期上涌至盆地内部，成为综合诸因素的地温梯度异常高值区。

2 评价方法及结果

2.1 评价方法

主体研究方法：井震结合水层顶盖构造解释技术、岩心刻度测井热储层精细刻画技术、相控三维地质建模技术。

配套专项技术：断层封闭性研究技术、热储层反演预测技术、热储数值模拟技术[5]。

2.2 评价结果

在地热资源分布主控因素分析基础上，以区域3 000 多口探井为基础，采用序贯指示及克里金多种方法，对单层厚度大于5 m 水层进行大尺度热储三维地质建模。资料方面，首次在地热领域应用区域丰富的钻录测数据，以多源数据融合为基础，通过多人并行建模，实现“亿”节点三维地质建模。具体方法：在整体构造建模的基础上进行网格化，考虑工区范围及砂体分布特征，横向上采用200×200×2.5 m 网格，网格数共3.24 亿个。

由于完钻的老井或参与建模井并不是在热储最有利的位置，这是由完钻井的属性决定，这些完钻井是油田勘探开发几十年围绕油气进行部署的，因此在区域新建依托地热资源分布主控因素分析基础上300 余口虚拟井进行约束，模拟方案采用随机模拟中的序贯高斯模拟法，首次建立辽河坳陷热储层三维地质模型。

辽河坳陷4 000 m 以浅“热储建模法”资源详查总量8 800×108m3，折合标煤340×108t。

3 开发利用方式

在油区地热资源评价基础上，从生活和工业方面，开展地热资源开发利用，经过近20 a 努力，逐步形成具有油区特色地热综合开发利用技术，并兴建多项地热利用示范工程。

3.1 在生活方面开发利用

3.1.1 中深层地热钻完井技术及工程应用

油区地热资源主要埋藏在古近系东营组、沙河街组，热储分布范围广泛、热储单层厚度薄、不连续、构造复杂、热储物性差、地热水矿化度高、含气等特点。这样的地质特点，给地热开发利用过程的钻井、完井、采灌、长输等带来很多问题。常规的中深层地热开发利用技术已不能满足油田特殊的地热地质条件。经过与地质、录井、测井、钻井等多专业开展联合攻关，在井身结构、防砂、洗井、增产、气水分离、采灌水、地热水保温长输等方面取得了多项突破。形成多项国家专利技术，如一种导入式地热井套管分离器、潜水泵井下气水分离装置、一种地热井套管坐封器、电缆传送可钻式水源井堵漏方法。随着中深层地热井钻完井技术逐步成熟，近年来完成了多项地热利用工程。

2006 年7 月首次钻成第一口中深层地热井——沈水501 井。设计井深2 480 m，构造位置位于辽河盆地大民屯凹陷静安堡构造带安89 西块，开采地热储层为古近系沙河街组沙三段热储层，该井自2006 年7 月4 日开钻，8 月2 日完井，完钻井深2 480 m，套管下深2 477.34 m，单井开采量为1 500 m3/d，井口温度65 ℃，地热井直井型井身结构示意图见图1。验证了油田矿区前期地热资源勘察、评价成果。

图1 地热井直井型井身结构示意图Fig.1 Schematic diagram of the vertical wellbore structure for geothermal wells

同年8 月完成第2 口地热井，2006 年10 月沈采地热利用示范工程正式投入使用，取代了原燃煤锅炉向矿区油田职工供生活热水。作为辽河油田首例中深层地热综合利用工程，每年实现外输水量80×104m3，经过15 a 的使用，水量保持稳定。年节约燃煤约1×104t，使沈采矿区制热水的吨水成本由原来的30 元降为6.4 元，年减少CO2排放1.82×104t。

2011 年辽河油田又成功部署1 口地热定向井茨1-01 井，该井位于辽河坳陷东部凹陷茨榆坨中段茨16 东断块高部位，设计井深（垂深）2 350 m，靶心位移339 m，取水层位为古近系沙河街组三段、一段地热储层。2011 年10 月6 日开钻，11 月15 日完井，经过产能测试，测得该井最大涌水量为62 m3/d，地热井定向井型井身结构示意图见图2。

多年以来，辽河油田公司累计设计完成了锦州市华帝城地热项目、新民市美国郡地热利用工程等十几个地热开发利用项目，先后部署设计了100 多口地热井，设计合格率达100%。拉开了辽河油田及周边地区的中深层地热资源大规模开发利用的序幕，有力带动了周边地区房地产、温泉旅游业、地热供暖发展，经济效益、社会效益十分显著。

3.1.2 高效热泵利用技术及工程应用

在开发利用矿区内低温地热资源方面，从2008年起，辽河油田公司先后开展了水源热泵、地源热泵、燃气热泵的生产运行试验与生产实践活动，通过优化水源热泵高效运行工艺流程，即以螺杆压缩式热泵与磁悬浮热泵串联逆流（蒸发器水路串联、冷凝器水路串联、蒸发器的水流向、与冷凝器相反）方式，有效提升了热泵的运行效率，大大提高了热泵能效比。多年来在高效热泵利用方面积累了诸多经验与技术[6]。

2012 年，辽河油田公司建设实施了首例水源热泵原油集输伴热工程-小龙湾输油泵站热泵利用工程[7]。共部署钻探水源井4 口，利用水源热泵制出80℃循环热水，通过壳管换热器实现小龙湾输油泵站的进出站原油加热、大罐保温及建筑物供暖，尾水全部实现同层回灌。年可节约天然气145×104m3、减少CO2排放4 885 t。

2013 年，辽河油田公司开展了地源热泵在油田原油集输伴热工业化利用先导性试验，对兴隆台油田兴35 站原油集输伴热系统进行了改造，以地源热泵伴热系统取代原站内的水套炉加热系统，共钻探孔深100 m 的“单U”换热井30 口，经过近3 个月的试验运行，系统运行良好，可以将原油由32 ℃加热到42 ℃（最高可到达52 ℃）完全满足实际生产需求[8]。年可以节约天然气22.8×104m3，相当于节约标煤296.4 t，减少CO2排放587 t。

3.1.3 砂岩同层回灌技术及工程应用

为解决砂岩型热储回灌难的问题，从2008 年以来，辽河油田公司先后持续对油区内第四系、新近系、古近系的砂岩型热储层，开展了长期的采灌试验，并完成多项砂岩型热储的开采/回灌的生产实践。经过近20 a 的努力，针对不同地区不同地热储层特点，通过制定不同回灌、回扬制度，地热井维护保养制度等，实现了地热尾水100%同层回灌。通过多年回灌试验及生产实践，在砂岩地热尾水回灌、回扬方式、地热井解堵、地热井清洗、提高地热井采灌效率等方面积累了丰富的技术经验，其中水源井“对井”边开采边回注方法及其所采用的开采回注系统，获得了国家专利。

2008 年，辽河油田的润诚苑小区地热供暖工程投入使用。这是辽河油田首例地热供暖民用工程，共新建地热井6 口，井深1 000～1 100 m，主要开发新近系馆陶组热储。采用3 采3 灌方式，结合高温热泵技术，实现小区17×104m2住宅供暖需求。在供热周期内，该工程通过优化地热井开采/回灌工艺，控制地热回灌强度和回灌量等，最终实现了新近系热储的1∶1 同层自然回灌。经过连续6 a 的供暖运行，系统运行稳定。年节约标准煤0.6×104t，减少CO2排放1.6×104t。

3.2 在工业方面综合利用

3.2.1 废弃油气井改造地热井技术及工程应用

油田开发至中、后期，形成大量废弃油气井，这部分油气井虽然不再具备油气生产条件，但却可以用来实现地热资源开发利用。热储层成岩程度相对较好、井下情况相对简单、井口离用热点近的废弃油气井都可以改造成地热井[9]。改造后的地热井开采量、回灌量与新建地热井相近，可以节约建井费用，因而具有明显的经济效益，是油田区开展地热能开发利用的主要方式。通过对油气开发过程中成熟的井下作业技术集成创新，便形成了废弃油气井改造地热井技术。同时自主研发了多项技术，如定点取换套技术，星孔烧结筛管制作技术，高扬程潜热水泵技术等。大庆油田、华北油田等单位都先后进行了废弃油水井改造地热井的尝试试验，均取得了很好的利用效果。

2016 年辽河油田公司首次利用废弃油井黄06-6 井、黄6-5C、黄04-4 改造为地热井，开采热储层为古近系东营组，通过射孔、定点取换套、抽汲等方式，单井最大开采量达到45～50 m3/h，温度为41 ℃左右，结合热泵技术实现兴一矿3.5×104m2办公楼供暖，取缔了原燃煤锅炉。通过经济性分析，与新建地热井对比，改造后地热单井涌水量接近新建地热井，但成井费用要比新建地热井低约200 万元左右。废弃油井改造地热井示意图见图3。

图3 废弃油井改造地热井示意图Fig.3 Schematic diagram of transforming abandoned oil wells into geothermal wells

2020 年，辽河油田公司实施了中石油重点工程-欢三联地热利用示范工程，利用废弃油井改造技术把14 口废弃油井改造成地热井，结合2 口新建地热井，以6 口地热井（80 ℃）为热源，利用燃气热泵技术和换热器替代原水套加热炉为联合站原油脱水、原油外输、软化水加热、站内采暖，欢三联工艺流程见图4。可实现年节省天然气931.5×104m3，减少CO2排放1.88×104t。

图4 欢三联工艺流程Fig.4 Flow of Huansanlian process

3.2.2 油田采出水余热能换热技术及工程

在石油开采过程中，将各油层采出液经原油脱水工艺处理后的脱出水被称为油田采出水。油田采出水主要来源于原油脱水站、联合站内原油储罐的罐底水及含盐原油洗盐后的油田采出水；油层中原有的地层水、对注水井进行洗井作业的洗井水；钻井油田采出水、井下作业油田采出水、油区站场周边工业废水等。在石油的生成、运移和储集过程中，石油的主要伴生物是水。随着开发时间的延长，采出的原油含水量就会不断升高[10]。原油开采过程中会产生大量的油田采出水，特别是对于辽河油田等在进入油气开采末期的油田，油田采出水产出量一般会占到总液量的90%以上。据计算，每年可产生热能相当于17.5×104tce 的发热量，这些热能完全可利用热泵技术提取油田采出水热量，解决联合站原油处理的供热问题，前景十分广阔。

2015 年，辽河油田在油田工业生产中开展了吸收式热泵技术应用生产性试验，曙五联示范工程工艺流程见图5。在曙光油田曙五联合站利用站内高温油田采出水等工业余热作为热源，通过燃气热泵技术替代原系统的燃气加热炉工艺，可以将进站原油由60 ℃加热到90 ℃以上。试验表明，该套生产工艺完全满足原油脱水和外输的温度要求。而采用燃气热泵替代传统燃气加热炉输送原油方式，可使输送单耗由7.92 元降为6.5 元，输油成本降低18%。通过此次试验，最终形成了一套适合原油集输伴热的燃气热泵应用技术。为油田生产余热能利用提供了有效手段。

图5 曙五联示范工程工艺流程Fig.5 Flow of Shuwulian demonstration project process

3.2.3 地热能换热技术及工程

地下200 m 以内的地热能通常称为浅层地热能，浅层地热能由于具有分布广泛、储量巨大、持续稳定、清洁环保，倍受人们的青睐，结合水源热泵、地源热泵技术，人们利用浅层地热能供暖与制冷，实现“取热制冷不取水”，是我国利用最为广泛的地热能。2012 年以来，辽河油田首次进行了尝试，并积累了许多经验与技术。然而受地埋管占地面积大、易形成冷/热堆积等因素限制，应用受到限制。及时针对中深层地热能换热进行了探索，利用废弃油井改造换热井，进行了试验性研究。从地热井改造、工艺设计、现场施工进行了探讨，并对不同工况进行测试，如进出口温度之间关系，循环水与换热量之间关系，确定了最大换热量。

2012 年，兴35 站热泵供热改造工程投入使用。工程采用地埋管技术，钻探30 口地埋管孔从土壤中提取热量，利用热泵机组产出50 ℃以上的循环热水，替代水套炉为进站原油加热，提高操作的安全性，并为站内冬季供暖，解决边远小站供热问题。每年可节约天然气22.8×104m3，减少CO2排放587 t。

2012 年，运输大队地源热泵供暖制冷工程投入使用。该项目共钻探83 个地埋管孔，其中单U 孔80 个、双U 孔2 个、钢管换热器单U 孔1 个，孔间距均为4 m，单孔取热量为3.5 kW。按照66 W/m2热量值计算，单孔可实现供热70 m2。实现供暖、制冷面积6 000 m2。

2017 年，利用废弃油井黄32 井，开展井下换热试验，采用同心管柱提取井下热量，测试不同进水温度、不同进水水量时的热工参数，并利用模型计算出井下换热的最优值。井深2 449 m，井内径121 mm，地温梯度2.8 ℃/100 m，最大制热量242 kW。试验的成功，验证了“取热不取水”在油田矿区应用的可行性，换热试验后接入矿区供暖系统。

3.3 深度综合利用发展方向

3.3.1 低孔低渗热储改造

辽河油区中深层砂岩水热型地热资源分布广、开发利用潜力大，但存在回灌难的问题。由于热储层低孔低渗、地热流体矿化度高、腐蚀、结垢严重等问题，严重制约着中深层地热的开发利用。目前辽河油田公司正在组织开展低孔低渗地热储层的改造技术研究，对工艺技术比较成熟的油井压裂、酸化等技术进行优化研究，最终形成一套适合油区地热资源综合利用完整的废弃油气井改造-地热井增产-热储层改造的工艺流程，通过加大地热流体运移通道的间隙，增加地热水的流动速率等手段，大幅度提高地热采灌井的采灌量，进一步提高中深层地热资源的利用效率，对提高地热工程的经济价值具有十分重要的意义。

3.3.2 中低温地热发电

地热发电具有对环境无污染、占地面积小、不需要消耗大量燃料、不需要大型锅炉设备等优势。目前中低温地热水便可满足地热发电技术的要求，只要能提供稳定、连续的80～120 ℃的热水便可。辽河油区具备中低温地热发电先行先试的条件，辽河凹陷内下伏多个古潜山构造，岩性大多为花岗岩、玄武岩、灰岩、白云岩等。根据勘察结果，辽河油田矿区内古潜山热储温度一般为84～165 ℃。特别是碳酸岩古潜山，其富水性相对较好，地热井后期改造潜力巨大，是最有可能首先开发利用的古潜山地热资源。下一步辽河油田公司将选择适合的地段，利用废弃油气井改造为地热井，充分利用已有油井井组、井网及注采开发技术开展地热发电及梯级利用生产性试验，为后期大规模开发利用做好技术储备。

3.3.3 增强型地热系统（EGS）开发技术研究

在充分利用已有石油勘探、开发成果的基础上，开展油田矿区EGS 地热系统开发利用的可行性评价，引进、吸收国际先进的地下人工储热、取热的技术和工艺，开展热储层数值模拟研究，用数值模拟结果指导建设和生产过程。

3.3.4 深层闭式井下换热技术研究

包括地热深层井身结构优化设计、深层施工技术、井下深层材料隔热技术、深层换热的性能评价、动态监测技术等。应加大此技术研究力度，将理论和实践统一，形成一套完整的深层闭式井下换热设计标准，逐步形成深层闭式井下换热技术行业规范。为辽河油田地热资源开发利用技术升级提供支撑。

4 结论

油区地热资源是中深层水热型砂岩热储的重要组成部分，具有分布广泛、资源丰富、开发难度大等特点。辽河油田经过近20 a 的努力，在资源评价、综合利用方面积累了丰富的经验、形成了许多实用技术、建设了多项示范工程，并形成以下几点认识。

1）油气田开发中后期，形成了大量废弃油气井，这些井可以改造成地热井，开采量（回灌量）与新建地热井相近，为地热开发利用工程建设节约大量资金。

2）油气勘探开发过程中形成许多勘探、评价、钻修井、采注等全链条技术，经过技术整合、借鉴到地热开发利用过程中，可以快速提升地热综合利用技术。

3）油气开发利用过程中许多设备、设施都可以直接用于地热资源开发利用。

4）油气开发利用过程中培养了许多优秀的技术人员，是未来的地热开发利用过程中一支重要的有生力量。