大王庄油田地热资源可持续利用研究.pdf

华北油田按照“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走总体部署，建设化石能源与清洁能源全面融合发展的“低碳能源生态圈”。以第三采油厂大王庄油田为例，大王庄油田采出液温度较高，可通过调整开发方式，变传统油-气开发为油-气-热协同开发，实现对油气矿权范围内与油气伴生共存的地下地热资源开发利用。在开发过程中，采用“全密闭、全回灌、取热不取水”等保护性开发技术，能够保证油田地热资源的可持续利用。油田地热资源是一种可再生能源，油田站场积极利用地热资源，打造无烟站场，能够加快中国石油实现低碳发展的步伐，符合科学发展观、循环经济和可持续发展的要求，切合国家的“碳中和”战略，对华北油田改变能源结构，发展循环经济，建设资源节约型、环境友好型企业将起到促进的作用。关键词：地热资源；老井利用；单管集油；发电；供热Research on Sustainable Utilization of Geothermal Resources in Dawangzhuang OilfieldZHU ZhiguoNo.3 Oil Production Plant of Huabei Oilfield Company，CNPCAbstract：Huabei Oilfield follows the three-step overall deployment of clean substitution，strategicsuccession，and green transformation to build a low-carbon energy ecosystem that integrates fossilenergy and clean energy.Taking the Dawangzhuang Oilfield of the No.3 Oil Production Plant as an ex-ample，the produced fluid temperature of the Dawangzhuang Oilfield is relatively high.Traditional oil-gas development can be transformed into oil-gas-thermal collaborative development by adjusting thedevelopment method，achieving the development and utilization of underground geothermal resourcescoexisting with oil and gas within the scope of oil and gas mining rights.In the development process，the use of protective development technologies such as full airtightness，full recharge，and heat extrac-tion without water extraction can ensure the sustainable utilization of oilfield geothermal resources.Oil-field geothermal resource is a kind of renewable energy.Active use of geothermal resources in oilfieldstations to build smoke-free stations can speed up the pace of PetroChinas low-carbon development，meet the requirements of the scientific concept of development，circular economy，and sustainable de-velopment，and correspond with the countrys carbon neutrality strategy.At the same time，it willplay a catalytic role in changing the energy structure of Huabei Oilfield，developing a circular econo-my，and building a resource-saving and environment-friendly enterprise.Keywords：geothermal resources；utilization of old wells；single pipe oil collection；electric powergeneration；heating华北油田作为用能大户，在生产工艺中碳排放的最主要来源是油田站场加热炉燃烧燃气排放的烟气，减少烟气排放、实现低碳发展是绿色低碳循环发展的必由之路。将油田内地热资源进行充分利用，使用地热进行供热，即可减少碳排放量又可消除燃煤供暖存在的氮氧化合物、二氧化硫、烟尘等DOI:10.3969/j.issn.1006-6896.2023.08.01050第 42卷第 08期（2023-08）油气田地面工程 https:/综合技术污染物排放问题，采出水经过梯级利用后全部注回到地下热储层，不破坏深层地热水的循环系统，不会抽空地下的水层，没有地层凹陷的风险1。油田地热资源是可以反复利用的再生资源，在降低油田开发成本的同时，实现油田清洁生产，打造绿色油田、生态油田是很有必要的。华北油田探区地热资源量巨大，开展大规模地热利用具有优越的条件，以大王庄油田为例，通过集输管道进行优化简化，利用地热供热，完全替代站场加热炉，实现大王庄油田站场无烟化，形成一套可推广、可复制的地热开发利用模式。大力开发利用油田地热资源，与我国可再生能源发展战略相符，对实现绿色清洁发展和可持续发展具有重要意义。1地热资源地质特征大王庄油田位于河北省肃宁县，其北与肃宁油田毗邻，东、南与留西、留北油田相连，勘探面积约 200 km2，其构造位置属于冀中拗陷饶阳凹陷中部隆起带的肃宁-大王庄潜山构造带，总的构造轮廓为一个被断层复杂化的穹隆背斜构造2，油田整体为西北倾、东南抬、走向北东的大型穹隆背斜构造，地层倾角下大上小，北西向断层将其切割，从而使该区构造复杂化，区域内发育了雾迷山组、沙河街组、东营组、馆陶组、明化镇组等多套储层，其中雾迷山组地层为一套浅海沉积的碳酸盐岩，岩性以白云岩为主，厚度大，且较为稳定，溶蚀缝洞发育物性好，是本次的主力取热层。大王庄油田周边发育有四个小型潜山构造，从北到南依次为宁古8 潜山、宁 4 潜山、留古 1 潜山、留 58 潜山，各小型潜山埋深高点从 4 042 m 到 4 700 m 不等，雾迷山组顶面埋深介于 4 1604 700 m，根据构造位置认为地热开发的有利潜山为留古 1潜山，其构造位置位 于 王 四 计 地 下，潜 山 顶 面 埋 深 较 浅，为4 2505 000 m 以浅面积较大，有利于地热开发井位的部署，根据留古 1井实测地层温度，推测储层中部温度为 157。大王庄油田地下地热资源丰富，可为本区域清洁供暖提供充足的资源保障。2地热能利用分析2.1储存量确定2.1.1计算方法根据 2010 年国家发布的 地热资源地质勘查规范，采用热储法计算地下热能3，按回采率计算可采资源量。（1）储存量的计算。储存量的计算公式为Qr=Qr+Qw=AdrCr()1-()tr-tj+()Ad+AH Cww(tr-tj)（1）式中：Qr为岩石储存的热量，J；Qw为水中储存的热量，J；d为热储层厚度，m；为岩石孔隙率；tr为热储平均温度，；tj为基准温度，地热水利用后的最低温度，；r为岩石的密度，kg/m3；Cr为岩石的比热容，J/(kg)；w为水的密度，kg/m3；Cw为水的比热容，J/(kg)；H为计算起始点以上高度，m；A为计算区面积，m2；为弹性释水系数。该公式考虑了热储层中岩石储存的热能，也考虑了地热水中储存的热能。可采地热资源量公式为Qwh=ReQr（2）式中：Qwh为可采出的热量，J；Re为回收率或称热能采收率，%；在进行地热资源评价时，碳酸盐岩裂隙热储地热资源的回收率取 15%。（2）地热水资源计算。地热资源的埋藏通常较深，需通过一定的流体把热能从地下带上来，地下水是地热能最好的载体，因此在计算地热资源时必须计算地热水的资源量。地热水与浅部地下水有着相似的储存特征和水动力特征，因此借鉴地下水资源计算方法来计算地热水资源4。静储量法计算公式如下：Qw=dA+HA（3）=MSs（4）该公式考虑了热储层段内地热水的体积存储量和弹性存储量，式中，A为地热田面积，m2；d为热储层厚度，m；为孔隙率，可按钻探、测井、实验室测试资料获取；H为热储层顶板算起的水头高度，m；为弹性释水系数；M为含水层厚度，m；Ss为比储水系数。该公式中的弹性释水系数应该与热储层中各含水段的储水性能有关，不同含水岩组能释放出的水量是不同的，深部地下热水应比浅部地下水其弹性释放量大。热水可采量利用回采系数法进行估算，第三系孔隙型热储层的回采系数取 5%，基岩碳酸盐岩裂隙性热储层回采系数取 1%5%，1%为理论推测数据，5%为远景规划的依据。51综合技术朱治国：大王庄油田地热资源可持续利用研究油气田地面工程 https:/2.1.2参数确定面积计算：应用最新落实的大王庄雾迷山组顶面构造图，圈定留古 1 潜山断块区控制的面积为3.2 km2，大 王 庄 潜 山 5 000 m 以 浅 储 层 面 积 为16.4 km2（图 1）。图 1留古 1潜山面积Fig.1 Liugu 1 Buried Hill area热储厚度：由于潜山埋深顶底高差较大，不同构造部位厚度有差别，但总体比较稳定。本次资源量计算视地下热储为静态，不考虑开采过程中水的自然补给。为了方便计算参数的求取，将复杂的、不规则的潜山锥体模型简化为一个理想的几何形态（图 2）。取潜山构造各个部位的钻孔资料读取实钻厚度，无井区用地震资料确定地震解释厚度，取所有读点的算术平均值作为地层的平均厚度5。根据大王庄油田周边潜山井雾迷山组储地比计算得出雾迷山组平均储地比为 40.74%（表 1），该区块资源量计算时储地比取 40%。留古 1潜山雾迷山组顶面高点埋深 4 277.5 m，通过地震资料测量本区雾迷山组地层厚度大于 800 m，计算储层厚度取320 m。表 1大王庄周边潜山储地比Tab.1 Storage land ratio of buried hills around Dawangzhuang井名留 3留古 1宁 4留 58宁古 8X平均值雾迷山组层厚/m232176.5195.86140270储层厚度/m55.882.436.478.4120.8储地比/%24.160.318.65644.740.74热 储 温 度：在 留 古 1 井 做 潜 山 雾 迷 山 组 的43 67.59 m 和 4 369.39 m 进行了温度测试，实际测量的地层温度为 157。根据蠡县地区已钻地热井 20202021 年采暖季的生产数据，蠡深热 1 井、蠡深热 3 井为采水井，1 井泵深为-352.67 m，3 井泵深为-397.13 m，1 井雾迷山组+类储层为 18.5 m/11 层，储地比为 5.5%，平均采水量为 2 856 m3/d，3 井平均采水量 2 712 m3/d，井口平均水温 130.8，蠡深热 2 井和蠡深热 5井为回灌井，2井雾迷山组+类储层为 40.8 m/18层，储地比为 21%，5井备用井，实现全部自然回灌，运行状况良好。留古 1 井储地比、+类储层厚度等均好于蠡县地区已钻潜山地热井（表 2），且进行过酸化措施，因此推测留古 1井产液量应大于蠡县潜山地热井，预测日产水量在 3 000 m3左右。其 他 参 数 取 经 验 值、地 热 资 源 计 算 参 数 见表 3。2.1.3计算结果计算可知留古 1 潜山 5 000 m 以浅区域总地热表 2留古 1潜山与蠡县潜山数据对比Tab.2 Comparison of data between Liugu 1 Buried Hill and Lixian Buried Hill项目蠡县地区地热井留古 1井进雾迷山组深度/m3 515.864 277.5上覆潜山地层厚度/m304.714.5揭开雾迷山组厚度/m273.15176.5储地比/%11.7560.3+类储层厚度/m29.65106.4平均孔隙度/%4.865.19地层压力系数0.9511是否酸化否是产水量/(m3d-1)2 784图 2潜山热储模型Fig.2 Buried hill thermal storage model52第 42卷第 08期（2023-08）油气田地面工程 https:/综合技术资源量为173.9108GJ，总地热水量为2.73108m3，可 采 地 热 资 源 量 为 26.09 108GJ，可 采 水 量 为0.55108m3，按照 1 采 1 灌（日采 3 000 m3）的开发设计思路，全年采水量为 109.5104m3，占总可采水量的 2%，资源量可以满足本区开发需求。雾迷山组地层在本区约 40 km2范围内广泛分布，区域上具有很好的连通性，分析认为本区可动用资源十分充足，地热资源作为可再生能源，下覆基岩地层会进行长期稳定的热补给，可满足地热资源的长期持续开发。2.2老井利用通过对区块内可利用的老井状况进行摸排，目前具备潜山层地热资源可利用开发的闲置井 2口即留古 1 井和留 3 井。留古 1 井 1985 年 1 月 10 日完钻，因综合解释为水层，故未投产，至今已有 36年，井筒情况良好，地面无占压有利于老井恢复利用，井表层套管为339.7 mm，下入深度148.28 m，技术套管为 244.5 mm，下入深度 2 845.36 m（图 3），依据目前的井筒条件，可以下入排量为 3 000 m3/d的大型潜水泵，若作为采水井，可满足采水量需求。留 3 井 1998 年 4 月有杆泵投产东三段油组，初期日产纯油 7.2 t，1999年 2月无液关井，至今已有 22年，正常生产时日产液 3 t，日产油 2.7 t，含水 率 10%，测 不 出 动 液 面，累 计 产 油 2 367 t，累计产水量为 161 m3，目前井口被锯，生产管柱落井，无进井道路、无井场，地面占压严重，征地及修井投资高，不利于老井恢复。图 3留古 1井井身结构Fig.3 Well bore structure of Liugu 1 Well留古 1井钻至 4 329.3 m 时发生严重井漏，片刻便有进无出，漏速为 60 m3/h，静液面-25 m，在钻至 4 454 m 后，一直漏失严重，泥浆（清水）有进无出，共漏失泥浆（清水）7 696.97 m3，在油管测试的时候发生自喷，日产水量为 586 m3，故得出留古 1 井具有较强的产液及回灌能力；留 3 井所在区域储层不发育，储层预测显示留 3井井底距潜山内部裂缝发育带 140 m 左右；留古 1 井地面情况、试油产量、漏失情况及储地比均优于留 3 井（表 4）。由于留古 1 井雾迷山组含气，仅适合改造为回灌井，因此恢复利用留古 1 井，按照深采浅灌的原则，留古 1井作为回灌井，并新钻采出井，符合深采浅灌原则，采出井与留古 1井位于同一断块，处于两条断层的交接处，储层预测留古 1井及采出井均位于裂缝储层发育区，有利于与留古 1井建立地热水循环。表 4留古 1井与留 3井分析对比Tab.4 Analysis and comparison between Liugu 1Well and Liu 3 Well井名留 3井留古 1井雾迷山组上覆潜山地层厚度/m127.7214.5试油产水量/(m3d-1)114786漏失情况无7 696.97储地比/%24.160.3通过对雾迷山组进行模拟计算得出注采井距在500 m 以上时可以保证运行 20年采水温度不降。利用井位部署方案得出新钻井距留古 1井 795 m，设计井深4 600 m，进雾迷山组深度4 380 m，位于气水界面以下，钻遇雾迷山组深度 220 m，进山后地层同相轴扰动错断现象明显，可钻遇内幕断裂带，新钻井 4 288 m 进入潜山地层，4 380 m 进入雾迷山组地层，上 覆 寒 武 系 地 层 共 钻 遇 92 m，留 古 1 井4 280.364 341.14 m 试油气水同出，证明气层底界应在 4 341.14 m 以上，新钻井进雾迷山组地层深度在气层底界以下，可有效避免 CO2气体采出。3地面工艺简化优化为最大程度减少站场的用热需求，实现站场“瘦身”，通过对潜山层地热资源开发，利用地热为站场供热，完全替代站内加热炉，实现大王庄区域站场无烟化，站场伴生气处理后外输。大王庄油田共有站场 5 座，分别为王四站、王一站、王 4计、宁 50 站、留 69 站，计量站和集油阀组共 24表 3留古 1潜山雾迷山组地热资源量Tab.3 Geothermal resources of the Wumishan Formation in Liugu 1 Buried Hill井控范围5 000 m以浅区域控制面积/km216.4储层厚度/m320地层温度/157基准温度/15平均孔隙度/%5.2储层比热容/(Jkg-1-1)878水比热容/(Jkg-1-1)4 180总地热资源量/108GJ173.9总地热水量/108m32.73可采地热资源量/108GJ26.09可采地热水量/108m30.5553综合技术朱治国：大王庄油田地热资源可持续利用研究油气田地面工程 https:/座，留 62西区域（留 62-3计、王 16计）采用单管集油，宁 9 区域（宁 50-1、宁 50-2、宁 50-3 计）和留 69 区域采用环状掺水集油，其余 15 个计量站和 集 油 阀 组 共 240 口 井 采 用 三 管 伴 热 集 输 工 艺（图 4）。图 4大王庄油田计量站/集油阀组管线Fig.4 Metering station/oil gathering valve grouppipeline in Dawangzhuang Oilfield3.1三管伴热油井改为单管集油2021年二季度对大王庄现有 240口三管伴热井进行单管冷输现场试验，依据现场试验数据反算管线总传热系数，并结合站外建模软件对站外单井进行计算（图 5），对部分回压过高的单井进行配套辅助措施，实现全部单井单管输送6-7。各种单管辅助措施对比分析见表 5。图 5模拟软件建模及成果Fig.5 Simulation software modeling and achievements3.2计量站优化以王 4计量站为例，2009年建成投产，现具备原油集输、供热功能；本次简化工艺停用站内加热炉（由地热提供热能），站内集输流程保持不变，实现站场无人值守。王 4计量站工艺流程优化后使站外来液依次进混输泵橇、外输换热器、王四站。根据产量预测对王 4计量站现有油气集输设备进行能力校核（表 6），核算结果完全满足。3.3转油站优化以留 69 转油站为例：留 69 站具备掺水集油、供热、输油、注水等功能，该站日产液量为 236 m3，产油量 58 t，产出液进入储油罐，掺王四站调过来表 5单井改造方案对比Tab.5 Comparison of single well reconstruction schemes集油供热技术电磁加热器空气源热泵内穿集肤电伴热井口气电加热器复合内衬隔热油管太阳能光热技术加药装置能源消耗电电电电或气太阳能药剂原理利用电磁感应原理产生的高速变化的交变磁场，使金属管道（加热体）自行发热并加热内部的液体介质采用逆卡诺原理，吸取空气中的热能，电能驱动压缩机作功，生产出适合需求的热能将交流电通过管道内穿导线与金属管壁形成电流回路，导线与金属管道形成超长感应线圈，产生交变电磁场作用于金属管道而使其发热采用井场套管气和电力两种热源，加热器配置低氮燃烧器燃烧，热效率可达 90%在普通油管内部衬入 34 mm 的高密度聚乙烯复合材料；在油管外部外裹 36 mm的导热系数极低、防水性好的隔热材料，外侧缠绕保护钢带和高密度聚乙烯形成保护层吸收太阳能，为生产和生活提供热量在井口加注降黏剂，降低原油的黏度，起到辅助流体流动的作用运行费用0.68元/kW0.42元/kW0.45元/kW0.38元/kW1.2万元/t特点及适用范围电力驱动，施工简便，运行费用高，热效率 90%左右适用地点：单管集油管线橇装装配，输出热功率较高适用地点：地热资源匮乏的小型站场优先适用电力驱动，施工简便，应用灵活，能耗低，维护方便适用地点：单管集油管线电力或燃气驱动，可有效利用单井套管气，可达标排放适用地点：单井存在套管气优先不需要额外能源消耗，井场无新增设备适用地点：液量大的远端井清洁能源技术，运行费用低，占地面积大适用地点：空间较大的站场占地面积小，流程简单，能耗低适用地点：转向点附近的压力油井54第 42卷第 08期（2023-08）油气田地面工程 https:/综合技术的采出水进行维温，原油掺水外输至王四站处理。存在采出水来回调用问题，因此进行工艺流程优化，留 69 站至王四站集油干线站外掺水集油工艺改 为 单 管 集 油 输 送 流 程（输 油 管 线 管 径 为159 mm5 mm，长度为 10.2 km），在留 69-32 井场设 2 台 125 kW 的空气源热泵8，对外输液进行二次升温输送至王四站。水系统改造（图 6）如下：在王四站水区新建调水泵，调王四站处理后采出水至留 69 站，站外利旧D114 mm5 mm 调水管线，王四联至留 69 站沿程摩阻约 35 m，留 69 站注水水源由水源井更换为王四站调水，利旧留 69 站已建清水罐改造为注水罐，实现留 69站“清改污”。4发电工艺改造留古 1 井为回灌井，留古 1 井场内新钻采水井 1口，井场采水管线和回灌管线中间通过设置切换阀组实现 2口井的采灌切换，使生产井和回灌井互为备用。通过计算可知采水量为 3 000 m3/d（125 m3/h），按进蒸发器水温 150，出预热器水温夏季按 85、冬季按 112，热源夏季总发功率 938 kW，净 发 功 率 724 kW，冬 季 总 发 功 率766 kW，净发功率 598 kW。综合考虑双工质发电机 组 的 运 行 效 率 与 发 电 机 的 性 能 衰 减，选 择900 kW 的双工质发电机组进行发电，双工质油田余热发电工艺以低沸点有机工质作为中间介质进行发电，有机朗肯循环（ORC）系统通过中间换热器实现油田余热能的提取，对油田余热流体的化学组分、干度以及不凝性气体含量等影响因素的适应性较强9。ORC 透平不直接接触油田余热流体，因此不存在油田余热流体的腐蚀和结垢问题10。双工质发电机组冷端系统可采用水冷或直接空冷，考虑水冷方案在投资、占地面积以及年净发电量均优于空冷方案，发电机组冷端工艺选择水冷工艺。水冷 ORC发电工艺流程如图 7所示，气态有机工质在透平发电机做功后的进入凝气器，经过凝气器冷却后的液态工质经过工质泵加压后先进入预热表 6王四站油气集输设备核算Tab.6 Accounting of oil and gas gathering and transportation equipment in Wangsi Station设备名称外输换热器外输泵设备参数F=160 m2，4.0 MPaqv=50 m3/h，h=100 m，P=45 kW数量12传热式换热能力参数F=120 m2，0.6 MPaqv=35 m3/h，h=60 m核算结果满足满足注：F为换热面积，qv为排量，h为扬程，P为功率。图 6留 69转油站工艺流程优化Fig.6 Process flow optimization of Liu 69 Oil Transfer Station图 7水冷 ORC发电工艺流程Fig.7 Water-cooled ORC power generation process flow55综合技术朱治国：大王庄油田地热资源可持续利用研究油气田地面工程 https:/器，由经过蒸发器降温后的油田余热水加热升温，再进入蒸发器，由高温油田余热水进一步加热实现蒸发气化。蒸发器中产生的高温高压工质蒸气输送至有机工质透平，推动透平发电机组做功发电，以此循环。5供热工艺王四站、王一站、王 4计、宁 50站站场供热系统均采用开式供热系统，各站供热设施运行情况良好，供热系统在实际的运行中存在热水中含有少量油的现象。考虑到一次网输送距离长达 8.9 km，为保证一次网水质和充分利用站场现有的供热设施，采用二次网进行换热。余热能源站供热工艺流程如图 8 所示，冬季采出水经过余热发电后由 150 降至 109，进入供热主机房内的换热器与一次网循环水换热，将采出水由 109 利用至 55，然后通 过 换 热 器 将 一 次 网 循 环 回 水 由 50 升 温 至80，供给下游站场使用，经过换热利用后的采出水通过集输管网注入回灌井。根据大王庄油田 15 年产能预测情况，对大王庄油田集输管道进行优化简化设计后，各站冬季用热负荷为 8 1637 875 kW，夏季用热负荷为 4 0413 847 kW，大王庄油田 15 年预测期内用热负荷波动很小，基本平稳，地热能足以支撑大王庄油田整个系统的热量需求，系统的冬、夏季热平衡如图 9和图 10所示。6结论大王庄油田地热资源预估年利用余热资源量38.3104GJ，折合标煤 1.31104t，碳减排 2.14104t/a，年总净发上网电量 506104kWh，为站场提供余热 19.5104GJ，替代华港燃气量 218.2104m3/a、外输商品气量 527104m3/a，可以解决大王庄区域采用清洁能源替代外购燃气的问题，减少华北油田对外用电需求，社会及环境效益显著。油田地热资源丰富，联合站利用地热供热，完全替代站场加热炉，实现油田站场无烟化，从技术和经济上是可行的。油田地热相比传统能源具有的清洁和可持续特点，与整个社会的环保、可持续发展战略相符。图 8余热能源站供热工艺流程Fig.8 Heat supply process flow of waste heat energy station图 9冬季热平衡Fig.9 Thermal equilibrium in winter56第 42卷第 08期（2023-08）油气田地面工程 https:/综合技术参考文献1 乔勇，易跃春，赵太平，等2021年中国地热能发展现状与展望J水力发电，2022，48（8）：1-3QIAO Yong，YI Yuechun，ZHAO Taiping，et al Statusand prospect of geothermal energy development in China in2021JHydropower，2022，48（8）：1-32 张艺华北油田实现能源综合利用J石油钻采工艺，2011，33（3）：86ZHANG YiRealization of comprehensive utilization of en-ergy in Huabei OilfieldJ Petroleum Drilling and Produc-tion Technology，2011，33（3）：863 邓寿禄，黄学义油田联合站利用污水余热供暖的可行性分析J区域供热，2009（5）：25-28DENG Shoulu，HUANG XueyiFeasibility analysis of uti-lizing wastewater waste heat for heating in oilfield combinedstationsJDistrict Heating，2009（5）：25-284 唐志伟，刘爱洁油田污水余热资源开发利用J化工进展，2009，28（增刊 1）：423-425TANG Zhiwei，LIU Aijie Development and utilization ofsewage waste heat resources in 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