长庆油田区中深层地热资源储量评价

郭路，夏岩，段晨阳，高文冰，陈凯，侯亚云，郭鸿

（1.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，陕西 西安，710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西 西安 710018；3.陕西省地调院水工环地质调查中心，陕西 西安，710068；4.陕西省城市地质与地下空间工程技术研究中心，陕西 西安 710068）

“双碳”目标加速了中国能源结构转型，低碳清洁能源在中国能源消费比重逐渐增大[1]。地热能作为一种重要的清洁能源，具有稳定、持续的特点，越来越受到重视[2]。地热与石油是共存于沉积盆地的2种能源资源[3]。中国油田区蕴藏着大量的地热资源，具有巨大的开发潜力[4]。油田在开发过程由于各种原因存在大量废弃井和关停井[5]，不但提供了丰富的地质和钻孔资料，而且直接降低了地热开发的钻井成本，有助于油田地热资源的研究与开发[6]。近些年来，除了传统开采地热水，“取热不取水”的开发方式，如中深层套管式换热技术，也得到广泛应用。2022 年，长庆油田运用中深层套管式换热技术建立了首个长停井地热示范工程。

中国油田地热开发研究始于20 世纪80 年代，对主要产油盆地内地热资源赋存特征及开发利用方式进行了不同程度的研究[7-9]。长庆油田所处鄂尔多斯盆地作为稳定的含油气盆地，构造简单，地热资源储量巨大[10]，但由于缺少必要的地层参数和地温场特征资料，不同学者估算的资源量差异较大[11-14]。以鄂尔多斯盆地长庆油田区为研究区，充分收集了区内钻孔资料，对区内部分钻孔进行了温度测井和岩心热物性测试，在此基础上分析区内热储层及地温场分布特征，采用单元容积法对长庆油田区地热资源进行评估，并划定区内地热资源潜力区，提出区内地热资源的开发建议。

1 研究区概况

研究区位于鄂尔多斯盆地中南部，为长庆油田开发区及周边区域，涉及陕北地区、陇东地区和盐池部分地区，总面积约5×104km2。

1.1 地质构造

研究区位于鄂尔多斯地块中部伊陕斜坡和天环坳陷上（图1），盆地内部构造相对简单，断裂较少，地层平缓，相对沉积稳定[15-17]。

图1 研究区地质构造及测温井位分布（据文献[18]修改）Fig.1 Geological structure and temperature measure wells distribution in the study area（modified from reference[18]）

1.2 地层分布

研究区基底由太古界—古元古界结晶片岩、中新元古界浅变质碎屑岩-碳酸盐岩及少量火山岩组成。地层由老到新有太古界、元古界、古生界、中生界和新生界。其中，中、新生界沉积层与热储关系密切。

1.3 水文地质条件

研究区内地下水可分为新生界松散层孔隙含水层系统、白垩系碎屑岩孔隙裂隙含水层系统、石炭系—侏罗系碎屑岩裂隙含水层系统和寒武系—奥陶系碳酸盐岩岩溶含水层系统。其中与地热开发关系密切的主要是白垩系碎屑岩孔隙裂隙含水层系统，该含水层系统是以洛河组为主的深层地下水，含水层岩性以中细砂岩为主，砂岩结构疏松，孔隙发育。单井涌水量变化较大，介于100～1 000 m3/d。

2 热储及地温场特征

2.1 地层温度垂向分布特征

对研究区内12 眼钻孔（图1）进行温度测井，井深介于840～2 650 m，主要地层为第四系、洛河组、安定组、直罗组、延安组和延长组。温度测井结果如图2所示，不同地温梯度区域内地层温度均随井深增加近线性升高，符合传导型热储的增温模式，但随着井深增加，地层升温速率逐渐下降。

图2 长庆油田区内井温－深度曲线Fig.2 Temperature-depth curve in Changqing oilfield

表1 为部分钻孔洛河组—延长组各地层平均增温率。据测温资料统计分析，安定组—延安组的地层增温率普遍比延长组的高。这是由于研究区内采用了注水增效技术，将温度较低的（普遍介于25～35 ℃）洛河组地下水注入井内，油田在开采延长组石油时采取的地下水回灌对该层地温场的影响显著。

表1 部分钻孔洛河组—延长组各地层平均增温率Table 1 Average temperature increase rate from the Luohe to Yanchang Formation in partial wells

根据搜集到的区内测温资料可知，研究区内地温梯度一般介于2.2～3.0 ℃/hm，平均地温梯度2.6 ℃/hm。调查区内地温梯度大体呈西高东低特点（图3）。地温梯度梯度大于3.0 ℃/hm 的地热异常高区范围较小，仅分布在麻黄山—冯地坑一带，黄陵地区、铁边城和塔儿湾局部地块；小于2.6 ℃/hm 的区域主要分布在定边—环县—镇原一带及吴起—志丹—靖边一带；其余大部分地区地温梯度介于2.6～3.0 ℃/hm。

图3 长庆油田区内地温梯度等值线Fig.3 Geothermal gradient contour in Changqing oilfield

2.2 地层温度水平分布特征

研究区内1 500 m 深处地层温度介于45～60 ℃（图4a），其中樊学镇—麻黄山—大水坑一带、吴起镇铁边城附近及黄陵西部地层温度超过55 ℃，最高可达58.22 ℃；2 000 m 深处地层温度一般介于55～70 ℃（图4b），大水坑—麻黄山—冯地坑一带、黄陵西部、周湾镇、安塞西—志丹东一带、青龙山地区温度超过70 ℃；2 500 m 深处地层温度一般介于65～80 ℃（图4c），山城—冯地坑以北、黄陵西部、吴起及安塞局部温度超过80 ℃。对比不同深度处地温场等值线可以看出，随着深度的增加，地温场在平面上的变化特征具有继承性。

图4 长庆油田区内不同深度处地层温度等值线Fig.4 Isoline of formation temperature at different depths in Changqing Oilfield

2.3 热储层特征

研究区内热储主要为传导型中生界砂岩热储，各热储层沉积厚度及埋深差异巨大。根据研究区内地质孔、水文孔及钻孔测温资料按照地层的沉积顺序，将中生界热储系统划分成6 个层段（表2）。研究区内除洛河组外，其余地层富水性均很差。

表2 长庆油田区内各热储层特征Table 2 The characteristics of each geothermal reservoir in Changqing oilfield

3 地热资源储量估算

目前，评价地热资源的方法主要包括地表热流量法、最大允许降深法、类比法、单元容积法和数值模型法等[19-24]。单元容积法在热储法基础上的改进方法，将区域进行网格化处理，利用插值法对每个网格进行参数赋值后再采用热储法进行计算，最后累加得到整个区域的地热资源量[25-26]。采用单元容积法对研究区内地热资源进行评价。根据规范要求，并考虑研究区内已有钻井深度，主要计算中生界沉积型热储中地热资源量。将研究区剖分为100×100的网格（每个网格代表5 km2）。

3.1 主要参数

1）热储面积

成井资料显示，研究区内地层埋深小于500 m时，地层温度均小于25℃，地热资源价值可忽略，因此主要计算500 m以深的地热资源量，各热储层分布面积见表3。

表3 各热储层地热资源量及地热流体储量计算结果Table 3 Calculation results of geothermal resources and geothermal fluid in each geothermal reservoir

2）热储层厚度及热储温度

将各井中地层厚度和热储平均温度（以地温梯度表示）赋值在各节点上，采用3 次埃尔米特插值法进行插值计算，即可得到各网格的热储层的厚度和平均温度值。

3）地层参数

根据岩石物性测试结果，结合已有资料，得到区内各储层主要物性参数（表4）。

表4 各热储层岩石主要物性参数Table 4 The main physical parameters of rocks in each geothermal reservoir

3.2 地热资源量计算

各热储地层总热量计算公式为：

式中：Q为热储中储存的热量,单位J；A为研究区面积，单位m2；M为热储层厚度，单位m；Cv为热储层体积比热容，单位kJ/（m3·℃）；Tr为热储平均温度，单位℃；T0为恒温层温度，单位℃，研究区内恒温层温度为11 ℃。

各热储地层可采热量计算公式为：

式中：Qk为地热资源可开采量，单位kJ；RE为回收率。RE的取值根据《地热资源评价方法及估算规程》中B.2.3条中推荐参数，鄂尔多斯盆地区内RE取8%。

由于研究区内除洛河组外，其余热储层富水性很差，本次只计算洛河组地热水储量，计算公式如下：

式（3）—式（5）中：QL为热储中储存的水量，单位m3；Q1为截止到计算时刻，热储孔隙中热水的静储量，单位m3；Q2为水位降低至目前取水能力极限深度时热储所释放的水量，单位m3；A为调查区面积，单位m2；d为砂层厚度，单位m；φ为热储岩石的孔隙率；S为弹性释水系数；H为计算热储起始点以上水头高度，单位m。

根据表2、表3 中参数，利用式（1）—式（5）得到研究区内各热储层地热资源量、可采资源量及地热流体储量，结果见表4。由结果可知，研究区内地热资源总量为79.91×1017kJ，可采量为6.39×1017kJ，延长组为主要热储层，地热资源总量达到45.85×1017kJ。洛河组地热流体储量为2.47×1012m3。

3.3 地热资源潜力（P值）分区

地热资源潜力（P值）为每平方千米的地热资源量，全区地热资源潜力P值介于（0.7～2.7）×108kJ/km2（图5）。根据统计结果，将地热资源潜力分为4 级，P≥2.0×108kJ/km2的区块为潜力高区，作为地热资源开发有利区（I）；1.5×108kJ/km2≤P<2.0×108kJ/km2的区块为潜力中等区，作为次开发有利区（Ⅱ）；1.0×108kJ/km2≤P<1.5×108kJ/km2的区块为潜力低区，作为一般开发区（Ⅲ）；P＜1.0×108kJ/km2的区块为潜力极低区，作为远景开发区（Ⅳ）。如图5所示地热资源开发有利区3 个区域，总面积7 329.7 km2，占研究区面积的14.7%，具体如下：

图5 长庆油田区内地热资源开发潜力分区Fig.5 Geothermal resource development potential zoning in Changqing Oilfield

1）红柳沟镇—大水坑—姬村—山城区块（I1）

地热资源潜力介于（2.0～2.7）×108kJ/km2，地温梯度2.8～3.0 ℃/hm，2 500 m 深度地层温度介于80～90 ℃，面积3 764.60 km2，占研究区的7.5%。

2）张沟门-流曲镇-三岔镇区块（I2）

地热资源潜力介于（2.0～2.7）×108kJ/km2，地温梯度介于2.4～2.6 ℃/hm，2 500 m 深度地层温度介于65～75 ℃，面积2 880.73 km2，占研究区的5.8%。

3）庆阳市附近区块（I3）

地热资源潜力介于2.0～2.2×108kJ/km2，地温梯度介于2.6～2.8 ℃/hm，2 500 m 深度地层温度介于70～80 ℃，面积684.28 km2，占研究区的1.4%。

3.4 地热资源开发建议

长庆油田区地热资源量较为丰富，然而地热流体仅赋存于埋深较浅、温度较低的洛河组热储中，热储量较少，地热资源主要储存于储层岩石中。区内已有数十年的开采历史，存在大量长停井。若对这些长停井进行技术改造成为中深层套管式换热系统，可有效、经济的开发区内地热资源。因此，可优先考虑在研究区西部地热资源潜力高区将长停井改造成中深层套管式换热系统开发地热资源。

4 结论

1）长庆油田区内构造相对简单，地温梯度一般介于2.2～3.0 ℃/hm，整体上呈西高东低的特点，区内主要经济性热储层为中生界砂岩热储，除洛河组外，其余热储层富水性较差。

2）研究区地热资源丰富，资源总量达到79.91×1017kJ，可采地热资源量6.39×1017kJ，地热流体资源量为2.47×1012m3。

3）全区地热资源潜力介于（0.7～2.7）×108kJ/km2，区内西部红柳沟镇—大水坑—姬村—山城、张沟门—流曲镇—三岔镇和庆阳市附近区域地热资源潜力较高。可优先考虑将研究区西部地热潜力高区将废弃油气井改造成中深层套管式换热系统进行开发利用。