黄国勇 王中华 陈秋月

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300456）

1 引言

油井开采主要是在地面通过向下钻井，打开目的层，再用完井技术封隔无关地层、完善地层流体流到地面的通道，将地下油气输送到地面加以处理。在油井开采过程中发现地热资源加以利用，早有文献记载。我国20 世纪70 年代在石油勘探过程中就发现了地热资源，并进行了小规模的开发利用［1］。在油田区域因为有现成的井网、管道及处理设施，开发地热能非常便利，目前国内主要利用这种模式开发地热资源。在油区外采用油井开采技术开发地热资源就要增加钻井、完井、铺设管道、建立处理装置的巨大成本（其中钻完井技术服务及用料成本约占60%），面临项目投资大、资本回收周期长的风险，严重制约着地热开发行业的发展。原油开采业拥有钻完井、地面系统建设方面的技术优势，在国家倡导绿色经济的大环境下，相关行业应当对钻完井技术进行创新，大幅降低钻井成本，缩短资金回收周期，因此开发、利用地热资源也给石油行业带来了挑战与机遇。

2 地热资源分类

地热资源包含地压型热流体资源（温度高的高压水层）、伴生型热流体资源（随油气产出到地面的高温水）等类型，不同地热资源的开发方式不同。在油区内开发地热资源，由于其具有现成的技术和配套设施，成本较低，经济效益较好。

2.1 地压型热流体资源

地压型热流体资源一般埋藏较深，此类储层通常为异常高压地层，含有大量高温咸水（温度范围在90～200 ℃之间）。水层中地热资源储量巨大，可以通过钻井建立流动通道，有选择地打开水层加以利用。

2.2 伴生型热流体资源

油井产出的流体具有量大、热能多的特点，可将这些流体携带的热能收集起来，集中处理以便利用。这种油田生产过程中伴生的地热资源利用模式有常规联产、转产、废弃井再利用等。联产模式利用油田生产过程中伴生的热量为生产系统伴热，维持其运转所需温度，同时也能为居民生活供热，亦可用于发电，最终回注到地层中。这是油田地热资源利用的最经济模式，利用过程中要防范其对居民饮用水安全的威胁。对于没有原油开采价值的油井，用于开发地热也可以获益，比如地热发电。据测算，一个装机容量为1 MW 的地热发电站，每年节约标准煤约5 000 t［2］。目前我国绝大部分陆地油田都进入了注水开发后期，开采出的流体含水率在90%以上。即使一些中小型油田可供发电的中低温地热资源也具备建成上千兆瓦级规模的发电能力，减排潜力很大。

3 地热资源开发现状

目前在中国石油（CNPC）、中国石化（SINOPEC）所属的部分油区，对地热资源的利用已形成了一定的规模、效益。由于受钻井成本制约，非油区只是零散钻井开采，很少成规模。

中国石油华北、辽河、大庆等油田都有地热开发示范项目，主要用于居民供热和农业生产，规模较小。中国石油勘探开发研究院廊坊分院设计了地热综合利用示范工程方案［1］，在油区外进行小规模开发应用尝试。我国陆地各油区以中低温地热资源居多，主要用于维持生产运转，地热发电尚处在探索阶段。目前地热开发是以经济效益为主，常见模式有以下几种。

3.1 常规模式

利用油区原有的废井或新井，直接开发油区内符合标准的地热资源，服务周边居民。如居民日常生活所用热水、供暖、温室产业等。

3.2 伴生热资源利用模式

我国大部分油田实施注水开发，采出液含水率逐渐升高，到了后期油井原油开采产出不及投入，只能关停。采出液经过处理，大部分回注到地层用于驱替原油；若产液温度较高，也能用于流程伴热、供暖，达到节能减排的目的。

2011 年，中石油华北油田将晋古2－4 井的地热水引入油气处理站，为原油生产提供热源，取代了部分加热锅炉［2］。

3.3 浅层地热资源开发模式

目前热泵技术已十分成熟，基本不受地域限制，只要所在地的浅层水文地质条件满足回灌要求，浅层地热的开发即可实施。中国海洋石油（CNOOC）承揽的雄安新区任县民用地热项目采用的就是这种模式。该项目主要解决当地居民的冬季取暖、日常用热水需求，现已进入应用阶段。该项目采用常规技术钻井15 口，平均井深约1 200 m，供暖面积7.2×105m2，最大采水量620 m3/h。原油开采业中的大公司具备钻井、地面流程建设的优秀技术与丰富经验，在这种地热开发方面技术优势较大。

3.4 地热发电模式

地热发电工程中，地热水温度高于75 ℃、有实施大排量抽液及回注的储层条件是两个关键因素，厚度大的碳酸盐岩储层是首选目标。目前这种技术还处在试验阶段［3］。

3.5 地热水提高稠油采收率模式

热水可降低原油黏度，增加原油的流动性，提高最终采收率。利用地热水驱替稠油是一种经济、高效、绿色的油藏开发途径。试验结果表明，地热水驱与传统的水驱相比，可提高采收率4%～10%。印度尼西亚Balam South 油田采用地热水驱比传统水驱可提高采收率7.6%以上［4］；据测算，美国得克萨斯州南部油区使用高温地热资源开采稠油的投资回收期小于2 年。国内大庆、吉林、辽河、胜利等油田都进行过利用地热开采原油试验，均取得成功。中国海洋石油在南海某区块也进行了地热水驱油矿藏试验［5］，地热水温度最高为110 ℃，受效井增油效果明显。地热驱油能够就地取材，节能降耗效果明显。其实现的主要难度是需要有现成的地热源井可用，其次是如何减少流程中的热损失。

4 大幅降低钻完井成本的可行性分析

大幅降低钻完井成本是地热产业在非油区发展的唯一出路。国内外从未停止对新的或具有颠覆性的钻井技术探索，目前已经尝试超临界CO2钻井等多项技术。结合人工智能、石墨烯等新材料的应用，相信将来一定会出现一种或多种颠覆性的钻井技术，能大幅降低钻完井成本。

5 结语

油井开采技术是目前我国地热资源开发的主要手段，充分利用油井开采技术可降低地热开发成本，减轻环境保护压力。高昂的钻井成本制约了地热产业在非油区的发展，需要开发出颠覆性的钻井技术，大幅降低钻完井成本。因此，地热资源的开发为传统的原油开采行业带来了挑战与机遇。