辛守良　刘团辉　毕扬扬　豆惠萍　辛 骜刘洁凡　张 晶　王 艺　周帅奇

1.中国石油华北油田公司勘探开发研究院　2.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院

含水层储气库建设与余热发电结合的可行性分析
——以冀中坳陷D5区块为例

辛守良1刘团辉1毕扬扬1豆惠萍1辛 骜2刘洁凡1张 晶1王 艺1周帅奇1

1.中国石油华北油田公司勘探开发研究院2.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院

辛守良等. 含水层储气库建设与余热发电结合的可行性分析——以冀中坳陷D5区块为例. 天然气工业，2016,36(3):108-113.

含水层改建地下储气库是我国未来储气库建设的主要发展方向，但目前在国内还没有先例。为此，以渤海湾盆地冀中坳陷D5区块含水层为例，从含水层构造特征、盖层和断层密封性、储层物性、流体性质、注采气能力、储气库参数设计、排液规模、地热水发电、余热水回注、经济性分析等方面探讨了建库与地热利用相结合的可行性。结果表明：①该区块盖层厚度大、分布稳定，泥岩压实程度高且岩性致密，储层和盖层之间的断层不连通，盖层密封性好；②该区块圈闭面积大、形态好、埋藏适中，储层发育好，符合建库条件，但注气驱水难度较大，适合排水注气；③排水注气过程中所排出的地热水温度高、水量大，适合利用中低温地热发电技术来发电，发电后的余热水回注地层并作为采气时的注水水源，可以实现循环利用；④利用该区块建库过程中所排出的地热水来发电，可以节约大量投资和运行成本，具有较好的经济效益和社会效益。结论认为：该区块具备含水层改建地下储气库和地热利用相结合的可行性，但需要进一步探测性地注气以验证圈闭的密封性，同时还要考虑注气排水的周期性对地热发电的影响。

含水层 地下储气库 地热利用 可行性 发电 余热水回注 渤海湾盆地 冀中坳陷

地下储气库具有储存量大、安全性高、灵活性大、调峰能力强、费用合理等优点。世界上大约有80座含水层地下储气库，其数量占各类储气库总数量的14%，主要分布在美国、俄罗斯、法国、德国和意大利等国[1-8]。这些国家的含水层储气库建设已经形成了一整套关键技术，覆盖了勘探评价、气藏工程、钻井完井和地面工程等各个环节。目前，含水层改建地下储气库在国内还没有先例，但在作为建库首选目标衰竭气藏越来越少的情况下，利用含水构造建设地下储气库将成为未来储气库建设的主要发展方向[9]。笔者以冀中坳陷东部的D5区块含水层为研究对象，从储层构造特征、圈闭密封性、断层封堵性、流体性质、注采气能力、库容参数设计等方面分析了其改建为地下储气库的可行性。同时，结合中国石油华北油田公司在留北潜山建成的国内第一座油田产出伴生热水地热发电站的经验[10]，探讨了利用D5区块水层建库过程中采出的热水进行发电的可行性及效果，并从地热水规模、地热水发电、余热水回注等方面进行了分析。

1　地质特征

1.1地质概况

D5构造位于冀中坳陷大城凸起东侧的里坦凹陷，基底发育中生界、上古生界石炭系—二叠系砂泥岩地层以及下古生界的奥陶系石灰岩地层，盖层为古近系、新近系。地震资料解释与钻探评价显示，里坦凹陷发育有多个石炭—二叠系和奥陶系的背斜圈闭，面积大、形态好、埋藏适中，储层较发育并且具有良好的封盖条件，初步评价具有含水层建设储气库的有利条件。D5区块已钻D5、D5-1c两口井，区块整体呈背斜形态，被北东向和北西向两组规模较小的断层切割，形成断背斜，二叠系下石盒子砂岩顶面圈闭面积为11.9 km2，高点埋深为2 275 m，幅度为225 m。建库目的储层为二叠系石盒子组含水砂岩，其上覆盖层为石盒子组厚层泥岩（图1）。

图1　D5井区构造剖面图

1.2圈闭密封性

D5井钻探揭示里坦凹陷发育膏岩、中生界和古生界石炭—二叠系上部泥岩、页岩3套盖层，石炭—二叠系大量发育的暗色泥岩、碳质泥岩、页岩和红色泥质岩类，均可作为良好的盖层。D5区块直接盖层为二叠系下石盒子组砂岩之上的泥岩，以灰色和紫灰色泥岩为主，盖层总厚度介于125～247 m,最大单层厚度为42 m，横向分布稳定。取心分析结果表明，泥岩黏土含量为22%～71%，渗透率为0.0 122～0.895 mD，孔隙度为5.88%～22.84%，突破压力为12.82～46.99 MPa。对石盒子组盖层砂岩层段进行地层测试，折算渗透率仅0.001 mD、0.004 mD，对已完钻的D5和D5-1c井之间进行干扰试井，结果表明储层和上覆盖层之间的断层是不连通的。静态、动态评价结果认为：盖层具有较好的密封能力，断层侧向封堵性良好，符合建库密封条件。

1.3储层特征

D5区块主要储层为二叠系砂岩，取心分析结果表明，岩石类型以长石岩屑砂岩为主，储集空间类型为孔隙型，岩石为颗粒支撑结构，胶结类型以孔隙式胶结为主，孔隙度介于2.5%～15.4%，渗透率介于0.04～129 mD，气水相渗实验表明含气饱和度介于31.66%～60.58%，敏感性分析为强速敏，弱水敏。对完钻井进行干扰试井表明储层连通性较好。综合评价结果认为：储层为长石岩屑砂岩，储集空间为孔隙型，孔喉微小，分选较差，物性较差，非均质性强，储集能力中等偏差，注气驱水难度较大。

1.4地层水性质

D5区块二叠系石盒子组砂岩储层产水井段在2 326～2 470 m，地层水平均矿化度4 624.8 mg/L，氯离子平均含量1 985.9 mg/L，水型为NaHCO3。地层条件下黏度为 0.34 mPa·s，压缩系数为0.435×10-4/ MPa,体积系数1.03。

1.5温度压力系统

D5区块地层温度约为84 ℃，推算地温梯度为2.8～3.03 ℃/100 m。原始地层压力为23.3 MPa，折算压力系数为1，为正常的温压系统。

2　注采气能力

为了保证采出气外输的要求，井口压力不能过低，应该保持在约10 MPa，利用节点分析方法计算相应的井底流压约为20.24 MPa。通过综合分析对比，确定D5含水层储气库合理的单井采气量约为20×104m3/d。

利用D5区块目前已完钻的两口井的地质资料及常规试井资料，首先在构造高部位打两口注气井进行探测性注气，形成次生气顶后滚动注气逐步扩大气顶容积至达容，由于D5区块水层区域物性条件不理想（K=26.5 mD），在注气井周围布置排水井，注气期间进行排水。利用排水井可以加快建库达容时间，降低注气过程中顶板压力达到极限压力的风险，同时可以降低气体沿大孔道突进，到达圈闭水封逸出点的风险。根据均采均注的原则，确定单井注气量约为20×104m3/d。

3　建库参数设计

3.1库容及工作气量

运用容积法计算库容为15.6×108m3，数值模拟运算结果表明在建库的第五周期达容。达容后进行120 d采气数值模拟运算，注气末压力为30.3 MPa，采气末压力为22.7 MPa，结果表明库容利用率为27.24%，由此计算工作气量为4.25×108m3。

借鉴国外含水圈闭和幅度评价的经验，针对D5区块的埋深、圈闭幅度等参数进行计算，当增压系数γ =1.3时，圈闭幅度评价参数为0.33，属于大幅度圈闭，建库风险较小。根据谨慎性原则，确定增压系数为1.3，由此推算储气库上限压力为30.4 MPa。下限压力一方面要保证气井在最大携液量下正常产气，另一方面还要保证井口压力能够满足外输的需要。参考已建储气库的运行压力及地面管线压力，并考虑到含水层储气库含水饱和度高、携液生产需要地层压力高等特点，结合数值模拟计算结果，初步确定下限压力为22 MPa。

3.2运行周期

D5区块含水层储气库是以保证北京市用气为主，兼顾天津、河北等地用气，因此储气库的运行周期主要取决于北京市的用气规律。将储气库的运行周期设定为注气期、采气期和平衡期，其中注气期为220 d，采气期为120 d，平衡期为25 d（表1）。

表1　D5区块储期库运行周期表

4　含水层建库地热利用的可行性

水层建库地热水利用可行性研究首先应该确定排出的水量是否能够满足地热综合利用的需要。根据水层建库设计安排，可以利用的地下热水主要包括两部分：①储气库达容期间排出的地热水；②储气库运行期间排出的地热水。用达西公式法、产水指数法对排液能力进行了计算。

4.1排液能力计算

4.1.1达西公式计算

根据平面径向流达西公式：

式中K表示地层渗透率，D；h表示储层厚度，cm；pe表示地层压力，105Pa；pw表示井底压力，105Pa；μ表示流体黏度，mPa·s；re表示供给半径，cm；rw表示油井半径，cm；S表示表皮系数。

在D5区块有针对性的取样并实验计算出相应的参数如下：渗透率为0.0 265 D，厚度为8 480 cm，地层压力为23.6 MPa，井底压力为9.4 MPa，供给半径为20 000 cm，油井半径为5 cm，流体黏度为0.365 mPa·s，表皮系数为43。对D5区块单井的排液能力进行了计算，单井的排液量为924.8 m3/d。

4.1.2采液指数法计算

根据1985年至2014年的测试结果（表2），计算了D5区块的采液指数为0.63。则单井的排液能力为758.62 m3/d。

表2　D5区块采液指数测试结果表

4.1.3排液量预测

采用Schlumberger公司的Eclipse数值模拟中的黑油模型，分析计算各种因素对工作气量的影响。模拟结果表明，D5区块单纯依靠压缩水体来注气是不现实的，必须通过排水的方式来注气。为达到目标库容，对每个周期的排液量进行了模拟。如表3所示，储气库达容分为4个周期，其中第4个周期的排液量最小，为20×104m3，折合日排液量为2 500 m3；在达容的第1、3两个周期日排液量为4 500 m3；在达容的第2个周期以及运行期日排液量为5 000 m3。利用数值模拟方法得到D5区块单井排液量与时间关系曲线（图2）。当单井排液量在600 m3/d以下时，至少可以稳定生产220 d，可以满足储气库在达容和运行阶段的要求；当单井排液量在700 m3/d时，只能稳定约130 d，之后排液量不断下降，只能满足储气库在达容阶段的要求。因此，设定单井排液量为500 m3/d。

表3　D5区块储期库达容周期表

图2　生产时间和单井日排液量关系曲线图

4.2排液温度

D5区块含水层位于冀中坳陷东部的大城凸起，属于高地温异常区，地温梯度平均约为3.5 ℃/100 m，中部埋深2 450 m，地层温度83 ℃。根据雁翎油田地热开发利用可行性研究以及留北油田现场试验结果，在井深和井底温度一定的情况下，井筒温度损失与流量成反比，即流量越大井筒温度损失越小。当流量大于500 m3/d并连续采液时，井筒温度损失小于5℃甚至更小，由此推算，D5区块排水井井口出水温度约为78 ℃。

5　含水层建库余热发电利用

5.1地热水发电

地热发电属于热能发电，对于中低温地热水（90～150 ℃）主要有3种基本发电方法，即扩容（闪蒸）发电法、双工质（双循环）发电法和全流发电法。其中双工质发电法是目前针对中低温地热资源应用较多的一种方法，根据选用的工质不同，又分为有机朗肯双工质发电法和卡里纳双循环发电法[11]。华北油田第一台地热发电机技术就是采用有机朗肯双工质发电法，方法是采用低沸点的流体（正丁烷、异丁烷、氯乙烷等）作为循环工质，地热水通过换热器加热工质，工质在定压条件下吸热汽化，产生的饱和工质蒸汽进入汽轮机做功，汽轮机带动发电机发电。

在改建储气库过程中，无论是储气库达容阶段还是运行阶段都要采出大量地热水并且回注，这部分采出的地层水温度较高、水量较大，如果直接回注到地层，就浪费了这部分清洁能源。另外高温地层水对地面注水管线和注水泵的密封也会造成损坏。如果利用地热水进行发电，发电后的水温控制在60℃以下再回注，可以避免或者减小上述不利影响。按照发电机进口温度78～80 ℃、出口温度60 ℃计算，利用双工质发电技术，可以安装一台净发电功率约为50 kW的地热发电机，每天净发电量1 200 kW·h。由于储气库在达容阶段和运行阶段都不是连续排水，会对地热发电机的利用效率造成不利影响，在实际应用中需要精心设计并合理部署。

5.2余热水回注

目前国内有不少余热水回注的成功案例，回注温度一般约为35 ℃，回注量为40～150 m3/h，回注层位为上第三系或奥陶系[12-13]，余热水回注不仅可以减少排放，也可以及时补充地层能量，实现循环利用。D5区块发电后的余热水温度约为60 ℃，根据留北油田地热综合利用先导试验结果，这个温度的热水回注会对注水管线特别是注水泵的密封部件造成较大的损坏，但是由于D5区块距离市区较远，实现地热梯级利用存在一定的困难，回注也是目前较好的选择。该区块钻井资料显示，在395 m处钻遇上第三系，厚度905 m，在2 081 m处钻遇下古生界奥陶系，可以在这两个层进行余热水回注，当储气库采气时，也可以作为注水水源。

5.3经济性分析

利用地热水发电工程大概需要5个部分的投资：钻井（包括提液井和回注井）、提液和回注设备、地面集输管线、发电机组和运行成本等。如果利用水层建库排出的地热水进行发电，除了发电机组的投资外，其他投资和成本可以不予考虑，因为在利用水层建库中，无论是在达容阶段以及运行阶段都要采出并且回注部分地热水，所以钻井、集输管线、注采设备条件等均已具备，这样不仅节约了大部分投资，还实现了这部分清洁能源的循环利用。

按照净发电功率50 kW的设计，达容期共300 d，累计净发电量36×104kW·h；运行期间每年排液220 d，年净发电量可达26.4×104kW·h。电价按0.9 元/（kW·h）算，储气库达容期可实现经济收益32.4×104元，预计3 年内可收回发电机的成本。正常运行后每年发电可实现经济效益23.76×104元。

5.4环境保护优势

地热作为一种可再生的清洁能源，利用水层建库排出的地热水发电既可以节约传统能源，也减少了污染物排放。节约标煤按0.35 kg/（kW·h）计，减少二氧化碳指标0.8316 kg/（kW·h）计，则达容期可节约燃煤126 t，减少CO2排放299.3 t；运行期间每年可以节约燃煤92.4 t，每年减少CO2排放219.5 t。

利用水层建库排出的地热水进行发电，在大量节约投资和成本的前提下，实现了清洁能源的循环利用和节能减排，具有良好的经济效益和社会效益。

6　结论

1）D5区块盖层厚度大，分布稳定，泥岩压实程度高且岩性致密，储层和盖层之间断层不连通，盖层密封性好，具备建设地下储气库的有利条件。

2）D5区块圈闭面积大、形态好、埋藏适中，储层发育好，但注气驱水难度较大，适合排水注气，排出的地热水温度高、水量大，适合利用中低温地热发电技术发电，发电后的余热水回注地层并作为采气时的注水水源，可以循环利用。

3）根据D5储气库正常的运行周期，利用注气阶段排出的高温地热水进行发电，不仅不影响储气库的正常运行，还能在节约大量投资和运行成本的前提下，实现这部分清洁能源的有效、循环利用，具有较好的经济和社会效益。与建设同规模的地热发电站相比，利用含水层储气库建设排出的地热水进行发电，减少了大量的地热井钻井及热水管网投资和提液、回注热水的运行成本。

结论认为，该区块具备含水层改建地下储气库与地热利用相结合的可行性，但需要进一步探测性地注气以验证圈闭的密封性，同时考虑注气排液的周期性对地热发电的影响。

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（修改回稿日期2016-01-29编 辑陈嵩）

Feasibility analysis on the combination of aquifer UGSs rebuilding with geothermal power generation: A case study of D5 Block in the Jizhong Depression,Bohai:Bay Basin

Xin Shouliang1, Liu Tuanhui1, Bi Yangyang1, Dou Huiping1, Xin Ao2, Liu Jiefan1, Zhang Jing1, Wang Yi1, Zhou Shuaiqi1
(1. Exploration and Development Research Institute of PetroChina Huabei Oilfield Company, Renqiu, Hebei 062552, China; 2. School of Geoscience, China University of Petroleum, Qingdao, Shandong 266580, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 3, pp.108-113, 3/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

Up to now, no underground gas storage (UGS) has been built in aquifers in China, even though aquifer UGSs are becoming the principal development orientation. In this paper, the aquifer in D5 Block of the Jizhong Depression, Bohai Bay Basin, was taken as an example to discuss the feasibility of combining UGS building with geothermal utilization from the aspects of structural characteristics of aquifers, caprocks and fault sealing capacities, reservoir physical properties, fluid properties, gas injection and recovery capacities, UGS parameter design, drainage scale, geothermal power generation, waste heatwater reinjection, and the resulted economical efficiency. Findings are as follows. First, the caprocks in this block are characterized by huge thickness, stable distribution, high shale compaction and tight lithology and good sealing capacity without fault connection between caprocks and reservoirs. Second, the trap in this block is suitable for UGS building by virtue of its large area, good shape, moderate burial depth and well developed reservoirs, but it is recommended to adopt drainage gas injection because it is difficult to displace water by injecting gas. Third, the produced geothermal water in the process of drainage water injection is high in temperature and large in volume, so middle-low temperature geothermal power generation technologies are appropriate for power generation. And the waste heatwater produced can be reinjected into the strata to act as the water injection source for gas exploitation. In this way, the geothermal water can be recycled. Fourth, the geothermal water produced in the process of UGS building can be used for power generation, so both investment and operation cost can be saved greatly and good economic and social benefits can be realized. It is concluded that this block is feasible for UGS rebuilding and geothermal utilization simultaneously, but it is necessary to verify the sealing capacity of traps by means of gas injection tests and to analyze the effect of periodical drainage gas injection on geothermal power generation.

Aquifer; Underground gas storage (UGS); Geothermal utilization; Feasibility; Electrical power generation; Waste heat water reinjection; Bohai Bay Basin; Jizhong Depression

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.03.015

国家高技术研究发展计划（863计划）项目“中低温地热并网发电综合技术研究与示范”（编号：SS2012AA053004）。

辛守良，1963年生，高级工程师；主要从事油气田开发和地热综合利用方面的研究工作。地址：（062552）河北省任丘市中国石油华北油田公司勘探开发研究院。ORCID:0000-0002-9310-628X。E-mail:yjy_xsl@petrochina.com.cn