李丽

(陕西工程勘察研究院，西安 710068)

1 前言

NS-A深层地热资源勘探地热井位于宁夏回族自治区石嘴山市，井口坐标：东经106°23′0.70″，北纬38°59′29.50″，地面高程1090 m。该地热水井于2016年8月5日10：08开钻，于2016年9月7日19：05钻至井深3203.79 m，历时31天8时57分，成井深度3203.50 m，最大井斜在3170.00～3195.00 m井段处，井斜为2.04°。经抽水试验，初始静止水位-98.51 m，降深147.20 m时，出水量14.30 L/s(51.48 m3/h)，水温65℃。2016年9月25日由宁夏回族自治区相关专家及甲、乙双方现场验收认为：该井的成井工艺先进、速度快、质量高、资料齐全，达到了设计要求，一致同意验收通过。

2 岩性与电性特征

2.1 第四系(Q1-4)

2.1.1 埋藏深度

埋藏深度0～1152.90 m，厚度1152.90 m。

2.1.2 岩性

为第四系松散层沉积物，无胶结，结构疏松，可钻性好。地表0～18 m为人工煤灰层，18 m以下主要岩性为粉砂岩、细砂与粉砂质黏土不等厚互层。粉砂质黏土为灰褐色，局部为灰黄色，硬塑，干硬度高。细砂层为灰白色，成分以石英为主，长石次之，含有白色云母片。该地层据测井解释成果反映，414.60～1152.90 m有28层砂层，砂层总厚度为140.30 m，砂厚比为19.00%，单层厚度最大为20.9 m，最薄为0.9 m。

2.1.3 电性

2.2 新近系上新统干河沟组(N2g)

2.2.1 埋藏深度

埋藏深度1152.90～1597.50 m，厚度444.6 m。

2.2.2 岩性

灰白色、浅黄色中、细砂砾岩，细砂岩，粉砂岩与泥砂岩夹灰褐色粉砂质泥岩不等厚互层。泥岩为灰褐色、浅灰色，性软，吸水性与可塑性强，粉砂质泥岩为灰褐色，呈粉末状，松散，砂岩为灰色、灰白色，主要矿物成分为石英，长石次之，石英含量为35%～40%，长石15%～20%，颗粒支撑，孔隙性胶结，碎屑颗粒为次圆～次棱角状，分选性差。该地层据测井解释成果反映，共有47层砂岩，砂岩总厚度为101.60 m，砂厚比为22.84%，单层厚度最大为9.6 m，最薄为0.8 m。泥岩为灰褐色、浅灰色，性软，吸水性与可塑性强。砂质泥岩为灰褐色，呈粉末状，松散。砂岩为灰色、灰白色，主要矿物成分为石英，长石次之，石英含量为35%～40%，长石15%～20%，颗粒支撑，孔隙式胶结，碎屑颗粒为次圆～次棱角状，分选性差。

2.2.3 电性

2.3 新近系中新统红柳沟组(N1h)

2.3.1 埋藏深度

埋藏深度1597.50～2463.90 m，厚度866.4 m。

2.3.2 岩性

上部岩性为浅灰色、灰白色、灰黄色砂砾岩，含砾中～粗砂岩、中～细砂岩夹桔黄色、暗紫红色泥岩及浅灰色、浅棕色、褐黄色粉砂质泥岩、泥岩互层。下部为浅灰黄色、浅灰色、灰白色、褐灰色砂砾岩、含砾中～细粒砂岩与棕红色、紫红、砖红、暗紫红色泥岩、粉砂质泥岩互层，单层厚度不等。泥岩以暗紫红色为主，坚硬易碎。砂岩为细粒长石、石英，砂岩发育有水平层理，含黑色线状物质，颗粒支撑，孔隙式胶结，碎屑颗粒为次圆～次棱角状。该地层据测井解释成果反映，共有77层砂岩，砂岩总厚度118.3 m，砂厚比13.65%，单层厚度最大5.6 m，最薄为0.6 m。

2.3.3 电性

2.4 古近系渐新统清水营组 (E3q)

2.4.1 埋藏深度

埋藏深度2463.90～2902.90 m，厚度439.0 m。

2.4.2 岩性

灰白色细砂岩，棕红色、棕黄色泥岩不等厚互层，砂岩钙质胶结，泥岩呈块状。细砂岩主要为灰白色，较致密，主要矿物成分为石英、长石；结构密实，孔隙接触式胶结，富水性较强。该地层据测井解释成果反映，共有28层砂岩，砂岩总厚度为34.3 m，砂厚比为7.81%，单层厚度最大为4.1 m，最薄为0.6 m。泥岩为棕红色、棕褐色、棕黄色泥岩，呈块状，坚硬断面含有蓝色物质，吸水，可塑性强。细砂岩主要为灰白色，较致密，成分为石英、长石；结构密实，孔隙接触式胶结，富水性较强，含少量蓝灰色砾石。

2.4.3 电性

2.5 奥陶系 (O)

2.5.1 埋藏深度

埋藏深度2902.90～3203.79 m，厚度300.89 m，未穿透该层。

2.5.2 岩性

灰白色细砂岩，棕红色、棕黄色泥岩不等厚互层，砂岩钙质胶结，泥岩呈块状。中细砂岩主要为灰白色，较致密，主要矿物成分为石英、长石。结构密实，孔隙接触式胶结，含有较多灰岩颗粒，有灰黑色灰岩颗粒。泥岩为棕红色、棕褐色、棕黄色泥岩，呈块状，坚硬断面，吸水，含有白色石膏颗粒。细砂岩：主要为灰白色，较致密；成分为石英、长石；结构密实，孔隙接触式胶结，有部分钙质胶结，有白色石膏颗粒，有灰黑色灰岩颗粒。该地层据测井解释成果反映，共有31层砂岩，砂岩总厚度为43.4 m，砂厚比为14.42%，单层厚度最大为2.6 m，最薄为0.6 m。

2.5.3 电性

3 热储特征与开采段确定

3.1 地层划分

根据该地热井揭露地层岩性特征与综合测井资料分析，可划分出第四系保温盖层及新近系上新统干河沟组(N2g)；新近系中新统红柳沟组(N1h)；古近系渐新统清水营组 (E3q)；奥陶系(O)四个热储层。

3.2 第四系保温盖层

地层厚度为1152.90 m。该地区第四系沉积厚度较大，但由于砂厚比较大，砂层多疏松，没有沉积较厚的大段泥岩，隔热保温作用较差，储热条件相对较差，井温梯度全孔平均仅3.15℃/100 m。

3.3 热储层

3.3.1 新近系上新统干河沟组(N2g)

埋藏深度1152.90～1597.50 m，厚度444.60 m。该地层据测井解释成果反映，共有47层砂岩，砂岩总厚度为101.60 m，砂厚比为22.84%。砂岩孔隙度22.96%～47.38%，渗透率18.02～1444.70 md；热储层顶板井温为58.11℃，底板温度为66.06℃。

3.3.2 新近系中新统红柳沟组(N1h)

埋藏深度1597.50～2463.90 m，厚度866.4 m。该地层据测井解释成果反映，共有77层砂岩，砂岩总厚度为118.3 m，砂厚比为13.65%。砂岩孔隙度12.75%～27.57%，渗透率1.51～99.29 md；热储层顶板井温为66.35℃，底板温度为79.98℃。

3.3.3 古近系渐新统清水营组 (E3q)

埋藏深度2463.90～2902.90 m，厚度439.0 m。该地层据测井解释成果反映，共有28层砂岩，砂岩总厚度为34.3 m，砂厚比为7.81%。砂岩孔隙度10.38%～28.41%；砂岩渗透率1.15～134.72 md；热储层顶板井温为80.56℃，底板温度为86.72℃。

3.3.4 奥陶系(O)

埋藏深度2902.90～3203.79 m，厚度300.89 m。该地层据测井解释成果反映，共有31层砂岩，砂岩总厚度为43.4 m，砂厚比为14.42%。砂岩孔隙度2.63%～19.68%；砂岩渗透率0.04～46.44 md；热储层顶板井温为87.41℃，底板温度为92.87℃。

3.4 开采段的确定

根据深层地热资源勘探工程NS-A地热井施工组织设计的设计要求及对组合测井资料的综合分析，经综合研究分析，确定该地热井取用中新统红柳沟组下部及渐新统清水营组级石炭系上部热储，确定取水段为1594.75～3167.11 m。止水位置确定在1555.84～1558.31 m、1559.11～1571.58 m。

4 钻井、成井工艺特点

4.1 井身结构

该地热井完钻深度3203.79 m，成井深度3203.50 m。成井结构为三级成井结构，按不同井径下入三种规格国产石油无缝钢管。井深0.00～405.90 m，井径为444.5 mm，0.00～405.90 m下入直径339.7 mm石油无缝钢管作为表套管，长度405.90 m。井深405.90～1594.75 m，井径为311.2 mm，358.24～1594.75 m下入直径244.5 mm石油无缝钢管作为技术套管，长度1236.51 m，∅339.7 mm与∅244.5 mm套管重合段长度47.66 m。井深1594.75～3203.50 m井径为215.9 mm，1551.26～3203.75 m下入直径139.7 mm国产石油无缝钢管，长度1652.49 m，其中隔水管长度984.61 m，滤水管有效长度667.88 m。∅244.5 mm与∅139.7 mm套管重合段长度40.49 m。在∅244.5 mm管内与∅139.7 mm管外环状间隙内用橡胶止水器进行止水。

井身结构示意图见图1。

图1 井身结构图

4.2 固井

下完一开及二开套管后，分别对套管与井壁之间的环状间隙采用水泥封固。其中一开套管与井壁之间共注入油井水泥34 t，水泥浆33 m3，二开套管与井壁之间共注入油井水泥52 t，水泥浆51 m3。经最后测井检测固井水泥效果良好，符合设计要求。

4.3 滤水管安装及技术指标

滤水管选用直径139.7 mm，壁厚7.72 mm国产石油无缝钢管，钢级J55，加工打孔，孔径14 mm，孔隙率12%，过滤器采用不锈钢丝网，缠不锈钢丝，缠丝间距0.7～0.9 mm，下深1594.75～3167.11 m，滤水管有效长度667.88 m，其中不锈钢丝388.22 m。安装在取水层段中主要含水层部位，滤水管与含水层基本吻合。

4.4 止水位置与方法

4.4.1 止水位置

止水位置自上而下分别设在∅244.5 mm技术套管与∅139.7 mm生产套管之间的环状间隙，取水段上部，具体深度为1559.34～1575.08 m。

4.4.2 止水方法

0～405.90 m表套管及358.24～1594.75 m技术套管外环状间隙，采用水泥全段固井。在∅244.5 mm技术套管与∅139.7 mm生产套管之间的环状间隙内1555.84～1558.31 m、1559.11～1571.58 m段间，采用橡胶止水器进行封固，本次固井采用的止水材料为新型膨胀橡胶，经过现场试验，该橡胶遇水8小时内可膨胀30%，止水位置井径为244.5 mm，止水器直径为230 mm，膨胀后直径可达286 mm以上，达到设计止水要求，该止水方法止水效果良好，技术比较先进，施工比较方便。

4.5 洗井

4.5.1 洗井方法

本井采用SF-1.32/22-170型撬装式空气压缩机及美国寿力增压机，先将油管下至井底循环抽洗，然后分别于1300 m和900 m进行压风机气举洗井。利用高压空气压缩机气举洗井、潜水电泵抽水洗井，共历时51 h，直到地热水水清砂净。

4.5.2 洗井质量检测

在正式抽水试验前进行试抽水试验，第一次试抽持续14 h，水量、动水位、水温已处于稳定状态。后下油管探底，采用泵冲洗循环，提油管至上部再次气举洗井。热水变清后进行了第二次试抽水试验，试抽延续时间18 h，水量、动水位、水温也已处于稳定状态，经过对两次试抽试验的数据对比分析，两次试抽水温相同，水位与水量的变化规律符合设计中试抽水试验的要求，同时证明洗井工作达到了要求。

4.6 钻井液

根据本井地层岩性特点及保护产层热水资源，全井段采用聚合物优质低固相泥浆。为了防止水层受泥浆滤液损害，在目的层段钻井液主要技术指标为：密度1.05～1.15 g/cm3，黏度25～45 s，API滤失量8 mL/30 min，pH 8～9，含砂量小于0.3%，泥饼厚0.2～0.5 mm。井内液柱与地层压力系数差不大于1 MPa，达到近平衡钻进，井壁稳定，未发现卡钻、垮塌和井涌、井漏现象，该套钻井液体系具有抗高温性能，降低对热储层污染。

5 抽水试验

洗井结束后，开始测定初始静止水位，从地面算起，初始静止水位为-98.51 m。根据地质技术设计要求和规范规定，该井进行了大、中、小落程抽水试验，并在大落程结束后进行恢复水位观测。抽放水试段1594.75～3167.11 m，含水层厚度196.00 m，恢复水位-98.55 m。抽水试验成果见表1。

表1 抽水试验结果

6 合理开采量

根据三次降深抽水试验资料所作的涌水量—降深关系曲线Q=f(S)不属于直线关系，为此据三次降深资料分别绘制S/Q=f(Q)、lgQ=f(lgS)、Q=f(lgS)曲线，见图3、图4、图5。

依据曲线拟合进行误差判别看属何种涌水量方程，从表2、表3、表4的计算，可以看出拟合误差C值的计算结果为│C抛│<│C指│<│C对│，从而确定方程为抛物线方程S/Q=a+bQ，其中a、b值可通过一般方法求得：a=3.529，b=0.473。带入数据得：S/Q=3.529+0.473Q。

由于该井水位降深比较大，根据抽水试验及S/Q曲线，该井合理开采量不宜大于10.0 L/s。

表2 对抛物线方程的适合情况拟合误差计算

表3 对指数方程的适合情况拟合误差计算

表4 对数方程的适合情况拟合误差计算

图3 S/Q=f(Q)拟合曲线

图4 lgQ=f(lgS)拟合曲线

图5 Q=f(lgS)拟合曲线

7 地热资源开发利用环境影响评价

7.1 地热利用的节能减排效果估算

依照国家标准GB/T 11615-2010《地热资源地质勘查规范》，计算该井地热利用的节煤量、减排量及节省污染治理费。

7.1.1 地热井开采1年可获得的热量

地热井开采1年可获得的热量Qw可按公式(1)计算。

Qw=365×24×Q1×Cw×(tw-t0)

(1)

式中：Qw为热水井开采1年所排放的总热量，kJ；Q1为热水井可开采量，取值50 m3/h；Cw为热水平均热容量，取4.1868×103kJ/(m3·℃)；tw为地热水井口出水温度，取65 ℃；t0为地层常温带温度，取15℃。代入相关数据可得：

Qw=9.17×1010kJ

7.1.2 节煤量

该井可开采量取值50 m3/h时，地热水开采一年所获热量所相当的节煤量M计算见公式(2)。

M=Qw×103/(4.1868×7×109)

(2)

式中：M为节煤量，吨/年；Qw为地热水开采一年所获得的热量，取9.17×1010kJ。代入相关数据可得：M=3.13×103吨/年。

7.1.3 地热水开采一年相当节煤量的减排量及节省治理费用(见表5)。

表5 地热水开采一年相当节煤量的减排量及节省治理费用

7.2 地热流体排放对环境影响评价

7.2.1 所含的非凝气体对大气的污染评价

根据水质化验报告，该井地热水中非凝气体CO2含量为8.80 mg/L，不会对大气造成污染。

7.2.2 地热水排放对环境污染评价

排放的污水水质最高允许浓度必须符合国家《污水综合排放标准》(GB 8978-1996)的要求。将地热水中的各项目最高含量与《污水综合排放标准》中的各项最高允许浓度列表对照，该地热井除大肠杆菌群数超标外，其余各项指标均符合《污水综合排放标准》，该井水需要对大肠杆菌进行处理，并将水温度降到25℃以下才可以排放，避免造成污染。

8 结论

(1)该地热井钻井深度3203.79 m，成井深度3203.50 m；取水段深度1594.75～3167.11 m；400 m处井斜0.84°，1600 m处井斜1.34°；3200 m处井斜5.36°，剔除井底异常数据，3070 m处井斜最大，为2.04°，符合全井最大井斜小于10°的设计要求；计算井底距井口水平位移为19.49 m，闭合方位角为140.93°；井斜符合设计要求。

(2)该地热井热储层热水补给性差，压力衰减快。

(3)依据GB 11615—2010理疗热矿水水质标准评价该地热水中锶、偏硼酸、偏硅酸等矿物含量具有医疗价值，其中锶、偏硅酸达到命名矿水浓度，可命名为锶水、硅水。该地热水是优质的热矿水，具有较高的医疗价值。

(4)地热井是集热能、矿物质、水、气于一体的清洁能源矿产，是一种宝贵资源。地热资源对大气污染比燃煤小很多，有利于较少有害物质的排放，更有利于环境保护。