段忠丰 李福来 巩 亮 杨永红 李晓燕

1.中国石油大学（华东）深层油气重点实验室 2.中国石油大学（华东）新能源学院3.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院

0 引言

我国各大含油气沉积盆地同时也赋存着大量的地热资源[1]，随着2017年《地热能开发利用“十三五”规划》的发布，各大油气田纷纷开展地热开发业务，用于生活采暖、输油伴热、管道清洗等，节约了大量燃油、燃气和燃煤，经济、社会效益显著[2-3]。然而，地热流体的过度开采会导致热储压力下降，带来诸如地面沉降、地表水体污染等一系列环境问题[4]。回灌式开采是目前公认的地热资源可持续开采方式[5-7]。低温回灌水注入热储后，储层的压力（水位）、温度等均呈复杂的动态变化，若采灌量、采灌井距等井网布局参数设置不合理，将引发热储压力下降过快、开采井温度降低（热突破）等系列问题，影响地热田寿命。因此，探讨不同开发情景下热储温压场的变化，对于确定油气区地热资源合理开发策略至关重要。

水热耦合模拟是认识地热开发过程中热储响应的有效方法，已广泛应用于地热田的规划和管理[8]。回灌开采模式下，热储中的流体运移上是复杂的水动力—温度耦合过程，可应用数值模拟手段刻画这一过程，定量研究不同地质条件、开发情境下热储层温度场和压力场的变化，从而找出最优化的地热开发模式[9]。不同地区、不同类型地热田的研究结果表明，在控制好采灌井间距的情况下，回灌式开采不会对开采井温度造成影响，而且能够很好地维持储层压力[10-14]。

笔者以济阳坳陷东营凹陷中央隆起带东营城区地热田为例，综合油区前期勘探所得的丰富测温、测井、岩心、地震等各类资料，建立了地热田成因概念模型，采用Tough2为核心的PetraSim软件建立数值模型，系统研究了开采、回灌条件下热储的温压场响应，确定了采灌量、采灌比、采灌井距等井网布局参数的限制条件，进而提出了地热开发优化策略。

1 地热田地热地质特征

正确分析、认识地热田的地热地质特征是制定地热开发方案的前提。热储的采灌能力取决于热储的岩性、孔渗性、补给等地质条件。需要对地热系统综合认识，根据地热地质条件确定合理的布井方案，保证地热资源的可持续开发[15-16]。油气田在多年勘探开发过程中取得了大量的地质钻孔、岩心和物探资料，这大大降低了油气区地热勘探的成本[17]。在地热研究过程中需要充分挖掘这些数据，这也是油气区地热田在开发初期就能采用数值模拟手段进行开发模拟，确定采灌井网布局策略的前提。

研究区为位于济阳坳陷东营凹陷中央隆起带西部辛镇构造带的东营城区地热田（图1）。根据初步勘探，区内广泛分布低温地热资源，热储为新近系馆陶组和古近系东营组砂岩。

1.1 储盖组合

根据地热开采井HR2井的垂向孔渗性分布，新近系馆陶组下段和古近系东二段、东三段孔渗良好，热储温度介于50～75 ℃，可满足使用要求。而下伏古近系沙河街组是胜利油田的主力含油层系，采出水含油花，总溶解固体（TDS）也较高，主要为保证油气生产，不作为目的热储考虑。因此，馆下段、东二段、东三段是主要目的热储层。

图1 东营凹陷构造分区及研究区馆陶组顶面分布图

馆陶组和东营组都有良好的储水空间。东营组厚350～500 m，砂地比介于40%～50%，砂岩以细砂岩—含砾砂岩为主，孔隙度介于28%～30%。馆陶组厚320～440 m，砂地比介于40%～50%，砂岩岩性以砂岩—砂砾岩为主。馆陶组下段下部主要发育辫状河道微相的粗碎屑砂岩或砂砾岩[18]，颗粒较粗大，孔隙度介于32%～36%。根据抽水试验结果，馆陶组热储平均渗透率为600 mD，东营组热储平均渗透率为400 mD[19-20]。

盖层为上覆第四系、新近系明化镇组和馆陶组上段。明化镇组下部主要为浅棕红色泥岩夹棕黄色泥质粉砂岩、粉砂岩及灰绿色粉砂岩，第四系平原组以松散黄色泥砂岩为主。这套地层渗透性较差，热导率较低，是良好的隔水隔热顶板。

1.2 地层热导率

地层的热导率是计算热流的基本数据，也是地温场模拟中的必需参数。采集了研究区20个砂岩、泥岩样品，采用瑞典Hot Disk瞬变平面热源法实测了样品饱水热导率数据。另外，收集了本文参考文献[21-22]中研究区的117个热导率数据，所得数据统计如表1所示。这些样品的主要岩性是泥岩和砂岩，个别为火成岩，取自新生代—古生代各段地层，基本上代表了盆地沉积盖层的主要岩石类别。根据济阳坳陷各段地层的泥岩、砂岩含量，采用厚度调和平均法计算出各地层的平均热导率（表2）。

1.3 温压场特征

东营凹陷恒温带深度（H0）为14 m，恒温带温度（T0）为14.7 ℃[22]。对于深部地温场则采用东营凹陷各油井的试油温度数据进行分析。地层温度T随深度Z基本呈线性相关，显示了明显的传导型地温场的特征（图2-a）。线性回归的关系式为：T=0.036Z+14.0。

新近系、古近系平均地温梯度为3.6 ℃/100 m，中央隆起带地温梯度为4.02 ℃/100 m，高于渤海湾盆地（3.3 ℃/100 m）和济阳坳陷的整体平均值（3.55℃/100 m）。馆陶组底部温度为65～70 ℃，东营组底部温度为70～90 ℃。整个济阳坳陷大地热流值都偏高，为65.8±5.4 mW/m2，东营凹陷为66.0±6.1 mW/m2[23]。较高的大地热流背景是该区形成地热有利区的根本原因。

表1 不同岩性热导率统计表

表2 济阳坳陷地层平均热导率表

图2 东营凹陷温压场垂向分布图

东营凹陷地层流体压力以地层实测资料为主（图2-b）。可以看出：东营凹陷地层压力纵向上由常压带、压力过渡带和超压带组成。沙二段以上的层位，超压仅零星出现，为正常压力梯度；超压带出现的起始深度在2 100 m，受油气排替影响，沙三段和沙四段普遍发生超压[24]。因此，对地热开发目的层馆陶组与东营组来说，初始地层压力符合静水压力分布。

1.4 热储概念模型

东营城区地热田为低温传导型地热系统，热储为馆陶组—东营组层状孔隙型热储。地壳深部较高的大地热流值（60～70 mW/m2）是形成该区地热田的地热背景。深部热流主要以热传导的形式向上传递，在中央隆起带聚热，地温梯度为3.6 ℃/100 m。地下水吸收深部传导上来的热量，温度升高形成低温热储，古近系东营组底界温度介于70～90 ℃。盖层包括馆陶上段、明化镇组及第四系。渗透性较差，热导率较低，是良好的隔水隔热顶板。该区地热田地热地质概念模式如图3所示。

图3 东营城区地热田地热地质概念模式图

2 地热开发井网布局数值模拟研究

2.1 热储模型设置

2.1.1 模型结构和网格剖分

第四系—馆陶组上段作为盖层处理；馆下段和东营组为目标热储层，也是主要模拟层；下伏沙河街组为底板，底部埋深2 500 m。各层面的空间展布采用地震层面解释数据。

网格剖分时，纵向上对馆陶组下段和东营组加密。水平方向上采用多边形剖分。考虑到模型会用于不同开发情景的温压场预测，布置不同布井方案，最大网格面积不宜过大，限制在1×104km2。共剖分39 408个网格，空间剖分图如图4所示。

图4 数值模型网格剖分图

2.1.2 初始条件与边界条件

对模型顶部边界设为定温度—压力边界，取恒温带温度14.7 ℃，压力为1个标准大气压（1.013×105Pa）；底部设为定热流边界，初始设为65 mW/m2。由于目前研究区内仅有两眼地热井，开采量较小，其开采不会影响到边界压力，因而设为定压力边界。

模型初始地温梯度为3.6 ℃/100 m，初始压力梯度为静水压力梯度。目的热储层古近系为砂泥岩互层，垂向渗透率较低，为水平渗透率的1/10。上覆盖层与下伏地层和热储层之间有多层泥岩相隔，可视为隔水层。地层热导率见表2，热储层孔渗参数见表3。

2.2 模型参数识别与验证

目前研究区还未进行地热开发，监测数据较少，故采用地层试油温度数据及HR1、HR2井的抽水试验数据对数值参数进行识别与验证。

表3 模型初始及拟合参数值表

在无人为扰动下，可认为地温场为稳态地温场。因此，对模型进行天然状态模拟已校正地温场参数。运行模型100 Ma至地温场稳定，对比馆陶组与东营组地温分布情况。模型校正后，东营组底界温度介于76～86 ℃，馆陶组底界温度介于64～67 ℃，与实际地质情况吻合（图5）。校正后的底部大地热流值为70 mW/m2，地温梯度为4.02 ℃/100 m。

研究区中仅有HR1、HR2两口地热井，HR1井开采层位为东营组热储，井口温度64 ℃，HR2井为馆陶组、东营组混采，井口水温53 ℃。PetraSim软件中可方便地设置开采/回灌井，通过定义开采井段深度，将开采量/回灌量按剖分单元厚度分配到各单元格。两井分别进行了抽水试验，利用抽水量—压力历时曲线对地层孔渗性参数进行识别调参。经过多轮调参后，HR2井压力拟合结果见图6-a。实测热储层的压力变化与模拟的压力变化值吻合较好。随后，采用HR1井的抽水试验历时曲线对模型参数进行验证，结果如图6-b所示。模型参数能够匹配热储压力的变化。调参后的模型参数见表3。

图5 天然状态地温场分布图

图6 地层参数拟合结果图

2.3 地热开发优化布井模拟

2.3.1 单井开采量

为保护地热资源的可持续开发，防止地热田开发效应，国家或各省市对热储压力下降（或地热水位允许降深）有不同的规定，以保护资源环境[25-26]。《地热资源地质勘查规范：GB/T 11615—2010》[27]规定，地热井单井产能时热储压力降低值一般不大于0.3 MPa，年压力降低速率不超过0.02 MPa。而东营市处于资源保护目的，要求更为严格，要求热储压力降低值一般不大于0.2 MPa。目前，研究区内地热井较少，开采量较少，停暖后水位基本恢复正常，所以不需考虑年压力降低速率的限制，但要求开采井动压力下降小于0.2 MPa，据此确定单井出水量。

基于已建立的数值模型，进行不同开采量的情景模拟，在开采期（120 d）末水位降深最大，可得到不同开采量对应的压力下降值（图7）。分析出水量与水位降深之间的关系，确定研究区地热田最大单井开采量约为63 m3/h。

图7 不同开采量下开采井的压力下降图

2.3.2 单井回灌量及采灌比

回灌水温度取决于地面利用方式，按照地热梯级利用的理念，需要对采出的地热水分温利用，“吃干榨净”，回灌水温越低越好。但回灌温度越低，水黏度越大，在地层中的渗透系数越小，从而影响回灌量。

东营城区地热田目前地热尾水温度25 ℃，回灌水头最大升高空间为40 m（0.40 MPa）。根据模拟结果，最大自然回灌量为32 m3/h（图8）。若要实现100%回灌，则需要采取“一采两灌”的布井方式。

图8 不同回灌量下回灌井的压力上升图

2.3.3 采灌井距

采灌井距过大则回灌对开采压力的补充过慢，同时回灌压力过高，输水成本也会增加；采灌井距过小则容易导致热突破，不能保证热储层对回灌水的加热效果。采灌井距的布置原则是在不产生热突破的前提下，采灌井距尽量小。

由于回灌冷水的长期注入，回灌井周边温度不断下降，直至接近回灌温度。非取暖期回灌冷水吸收周边岩石骨架的热量，温度略有回升，但远无法恢复到初始温度，因此回灌井周边的温度影响范围是逐渐扩大的。图9-a为随时间变化回灌井周围的温度影响范围。在不考虑开采情景的其他变化时，100年后回灌井周围Δt＞0.5 ℃的范围为330.75 m（图9-b）。考虑储层的非均质性等因素，建议采灌井距约400 m。

图9 采灌结合下回灌井周边温度影响范围随时间的变化图

3 结论

1）水热耦合数值模拟是地热田管理的有力手段，能够确定开采量、回灌量、采灌比、采灌井距等布井关键参数。这对优化地热开发模式，实现地热资源可持续开发是非常有价值的。

2）合理的地热田概念模型是进行数值模拟的前提。油气田在长期的勘探过程中积累了丰富的地质、地温和岩心测试数据资料，为正确认识油气区的地热资源分布和热储特征提供了数据支撑。

3）以东营城区地热田为例，充分挖掘济阳坳陷东营凹陷的勘探资料，系统分析了储盖组合、热储特征、温压场特征等，建立了可靠的地热地质模型。对不同开发情景下热储温压场变化进行了系统研究，确定了地热开发参数。模拟结果表明，东营城区地热田最大开采量为63 m3/h，最大回灌量为32 m3/h，要实现100%回灌，需采取“一采两灌”的布井方式，最优采灌井距为400 m。