地热尾水回灌设备联系方式

1. 地热回灌方式

(一)按工程结构分为对井回灌、同井回灌、外围回灌

对井回灌是施工两眼或两眼以上的深井,形成一采一灌或多采多灌,根据目的层的不同又分为同层采灌、异层采灌;同井回灌是同一眼井在上部热储中用较大口径成井,再在下部热储层中用较小口径成井,由套管固井隔离两个热储层,可以下抽上灌或上抽下灌;外围回灌指在开采区的外围或上游施工回灌井向热储层回灌。目前在各国实施回灌开采热储流体时,采用最多的是同层对井回灌开采模式,对井中开采井以一定流量抽水,而回灌井则把经过换热器提取热能以后的原地热流体回注入热储层中。这种对井开采方案使地下热源开采、地面综合利用、尾水回灌形成全封闭循环系统,只消耗热能不消耗水量,补充单井开采造成的热储流体的亏空,减缓热储压力场的下降,这样不仅可以防止排放弃水污染环境,还能通过回灌流体在储层中的再加热,使蕴藏在岩石骨架中的热能带出来得以循环利用,延长热田开发利用年限,保证地热井长年稳定开采。同时,由于对井回灌开采采取严格的全封闭系统,保证回灌水做到“原汁原味”,也利于保护热储层原有水化学平衡。

实际对井回灌项目中,有的将开采井与回灌井倒替运行,这样做管线控制是没有问题的,但实施中要提前考虑以下几点:(1)持续的回灌井在储层中有稳定的渗流通道,如改为开采井,可能会对储层造成伤害;(2)一般回灌井温度低,如开采利用,是否适宜供暖系统参数的设计参数;(3)如果采灌对井井口距离较远,之间水平管线也是一笔很大的费用;(4)回灌井井口有一套过滤、加压装置,开采井则没有,如果想切换,需提前设计。

(二)按进水通道的不同,地热回灌有3种方式

从泵管内进水,注入储层(孔隙型地热井经过滤水管渗入含水层);泵管外进水,流体从泵管与井管之间的环状空间进水,渗入含水层;整个井管(泵管内、外)同时进水。在回灌压力和储层周围水位保持不变的条件下,泵管内、外同时进水,水流断面最大,水流阻力最小,回灌水量最大;当井管的直径比泵管大较多时,泵管外水流断面大于泵管内水流断面,水流阻力小于泵管内,泵管外环状空间回灌量大于泵管内回灌量;但泵管内进水方式能有效防止气堵,依靠控制阀调节回灌量,由小到大逐渐增加,在较易产生气体阻塞的沉积盆地型回灌井中普遍采用。

(三)按流体注入储层的压力方式不同,分为自然回灌、真空回灌和加压回灌

依靠大气压力、井筒液位水柱压力以及利用系统尾水压力为驱动力进行回灌的方式为自然回灌。

真空回灌又称负压回灌,是在具有密封装置的回灌井中,先开泵使井管和地面出水管路内充满流体,然后停泵并立即关闭泵出口的控制阀门,此时由于重力作用,井管内地热流体迅速下降,在管内的液面与控制阀之间造成真空度,在这种真空状态下,开启控制阀门和回灌水管路上的进水阀,靠真空缸吸作用,水迅速进入管内,并克制阻力向含水层中渗透。真空回灌运行时严禁空气混入井管或输送管路。

当自然回灌和真空回灌不能正常实施时,依靠外力(压力泵等设备)作用在回灌系统中增加压力,进行强迫回灌的方式为加压回灌。加压回灌是增加回灌量的一种补救措施,但是由于地层构造不同,特别是胶结较差的孔隙型地层结构,加压回灌可能会造成对地层结构的破坏。原因是在强压力推进时,回灌流速加大,地层中胶结较差的粉细砂将被搬运。随着搬运距离延长、流速降低,在某一区域内粉细砂粒将会滞留。这种情况一旦发生,原本细小的砂岩孔隙将被紧密堆积,回灌堵塞的现象就此发生。因此,在采用加压回灌时,通常需要考虑定期或不定期的空压机气举或反抽回扬洗井,以清除附着在滤水管内表面上随回灌流体进入的杂质,疏通滤层网眼和过水通道,减少回灌井管及周围热储物理、化学阻塞,提高回灌能力。

自然回灌、真空回灌和加压回灌方式主要是通过水压驱动实现回灌,这一点在砂岩孔隙型地热回灌井中表现的比较明显。除此之外,依靠回灌流体与储层中地热流体的密度差异产生的重力作用来驱动,这一点在岩溶裂隙型地热回灌井表现的比较明显。

2. 地热回灌技术的发展和现状

1.国外地热回灌技术发展概况

有关地热回灌的研究及实际生产始于20世纪60年代末。在地热资源丰富的日本,开采技术较成熟,通过回灌主要是解决弃水中有害物质含量过高等问题;而新西兰的布兰德兰兹地热田“对井加压封闭式回灌”则较好地解决了地热发电后弃水所含的有害物质及余热造成环境污染问题。

高温地热回灌最有代表性的实例是美国加州北部的Geysers地热田。该地热田有500多眼地热井,建有世界上最大的地热发电厂,总装机容量超过2000MW。为了增加地热蒸汽产量,从20世纪末开始架设用于回灌的输水管线,将周围几个地区的弃水输送至Geysers地热田进行加压回灌,在处理城镇废水的同时总计增产了100MW发电装机容量。另外美国在利用地热发电的地热田(带),采用多种方法回灌,保证发电厂正常运转方面成绩也较突出,如加利福尼亚州的一个地热发电厂从80km外山区,落差700m引入中水回灌,保证了充足的地下高温蒸汽发电。

法国则是低温地热回灌效果最显著的国家。巴黎附近的Melunl’Almont早在1969年就建立了世界上第一个对井系统,将地下2000m深的、含盐量较高的热储流体开采利用后通过另一眼同层深井回灌到热储中,1995年又开始尝试二采一灌系统,至今已有70多对采灌井运行,并建立了相应的回灌数学模型,模拟回灌过程中温度场的变化,具有一套完整的采-灌系统工艺和先进的回灌技术。

冰岛Laugaland地热田则在示踪回灌技术方面经验丰富。利用示踪试验方法定量研究采、灌井之间的水力联系;对不同采、灌量条件所引起的开采井温度变化进行定量模拟;结合热流体化学成分、性质等动态特征长期跟踪监测资料,进行水化学质量平衡模拟计算,判断开采井中回灌流体的回采率等。

据2008年度亚洲地热资源直接利用国际研讨会有关资料,目前德国在回灌工作中进行了以下方面广泛的研究和试验:①对含水层宏观(断裂影响、分布、垂向结构变化)、微观(孔隙度、孔径、颗粒排列)等特征进行研究,如确定砂岩回灌储层应具备有效孔隙度大于20%、渗透率大于0.5μm²、砂层厚度大于20m、0.063mm以下粒径(泥砂和粉砂)的比率不能超过10%～12%、平均胶合率不超过8%～10%等特点;②对流体的化学组成(流体自身的性质、流体-流体的混合作用、流体-岩石的反应)、悬浮物、流体中所含气体、井口流体的温度、回灌温度等进行测试,在详细了解一系列参数后开始对回灌作出可靠的预测和试验。德国回灌效果较好的代表性项目有 Waren,Neuruppin,Klaipeda,Neubrandenburg等,回灌量多在50m³/h左右,最大的可达到150m³/h。

从各国不同目的、不同方式的回灌实践来看,地热回灌到现阶段已发展成一项较为成熟的实用技术。但是世界各地的回灌工作主要是在高温裂隙型地热田中进行,中低温孔隙型热储中则普遍存在回灌量衰减等问题。

2.国内地热回灌技术的发展和现状

地热回灌于20世纪70年代开始。伴随着地热资源规模化、商业化的开发利用,热储压力下降过快和日益严重的环境热污染问题突出表现出来。为此,逐步开始了深部对井和多井原水加压、自然采灌或集中回灌,通过多年实践,逐渐掌握了回灌工艺和回灌关键技术,并取得了较好的效果。1979年江西宜春温汤热田用河水在震旦系变质砂岩断层交叉带进行人工回灌,以抬高生产井的水位、增大水量、增高温度。1986～1987年华北石油管理局水电厂在河北省任丘市新近系馆陶组孔隙热储进行了单井回灌试验,主要研究吸水指数变化规律及注水温度对吸水指数的影响和解堵措施。北京地区为解决长期开采地热流体引起的水位下降,于1980～1981年在东南城区地热田26号基岩井用冷水进行了单井回灌试验,研究回灌对抬高地热田区域水位的作用,探索了不同回灌量对热储层的温度效应。2001年在小汤山地热田开始进行地热回灌,2004年回灌井数增加到6个,回灌量达到102.7×10⁴m³/a,占当年热田开采量的36.5%,2006年回灌量达到132.27×10⁴m³/a,占当年热田开采量的56.6%。目前北京市地热回灌总量超过150×10⁴m³/a,通过控制开采量,增大回灌量,主要开采层雾迷山组热储层水位下降幅度近年逐渐减小,甚至在2005年还出现热储压力回升现象,地热回灌效果明显。其他城市如杭州、西安、德州、福州、南昌等也陆续开展了相关回灌技术的开发和试验研究工作。

天津地区对地热资源回灌研究最早开始于20世纪80年代,经历了以下几个阶段:①1982年天津地矿局为维持新近系明化镇组热储水头压力就开始对井回灌、多井回灌数值模拟及回灌理论研究;②1990年天津地热院、大港石油管理局和南开大学数学系在大港油田水电厂对新近系馆陶组热储进行回灌试验,通过试验证明在中低温孔隙型热储中进行回灌是可行的;③1995年以后开始基岩热储回灌研究,开展了示踪试验,成立了专门回灌研究部门,总结出了同层对井采灌、同层二采一灌、异层对井采灌、定向对井采灌等模式的实践经验,在回灌规划布局、回灌井钻井技术和成井工艺、回灌方式、地面防阻防堵配套工艺及处理设备、回灌系统地面工程建设、日常回灌运行规范性操作以及采灌前后水动力场、水化学场、温度场跟踪监测、示踪试验、数值模拟等方面,进行了深入研究,具有了成熟的回灌技术和理论成果。目前天津地热回灌已经具有一定规模,回灌率以5～7个百分点逐年递增,2008年度回灌量达到586×10⁴m³,占当年地热资源总开采量的22.5%。尤其是基岩热储层回灌效果较好,其中主要开采层雾迷山组2008年地热回灌率为33.4%,而奥陶系热储层由于有异层采灌致使年度回灌量大于开采量, 2006年至2008年的回灌率分别为122.5%,147.9%,138.8%,在回灌井附近热储层水位埋深明显高于其他区域,且水位年降幅呈逐年减小之势。天津在改进和完善新技术回灌,新方法的开发运用方面成果非常突出,建立了一大批梯级利用,在保护中开发地热资源的示范工程。

虽然全国各地均进行了大量的回灌探索和研究,地热回灌的作用和意义也已得到了各界的认同和广泛关注,但总的来说,地热回灌在全国推广程度还比较低,没有从根本上解决孔隙型热储可持续回灌问题以及基岩热储回灌量不稳定、井管腐蚀等问题。尤其是孔隙型热储层,开展回灌研究最早,回灌试验最多,地面净化系统精度最高,但目前对回灌流体运移机理、灌量衰减处理措施仍然没有明确的认识和解决办法,未能实现持续的、生产性回灌。

根据天津、北京、陕西等城市地热田开发经验,回灌工作应该在地热田大规模开采出现问题之前开展。从未来的发展趋势看,回灌无论是保护环境,还是保持热储压力,保证地热资源可持续开发都将起到重要作用。

3. 地热回灌布井技术要求

一个地热田内的回灌布局主要取决于热储资源开采强度、规模与热储条件,要做到统筹规划、兼顾全局。由于地质构造特点、沉积环境、储层结构、边界条件对地层吸水能力影响较大,直接影响地热井的回灌量和回灌效果,因此热储特征是决定所采用不同回灌方式、回灌类型、回灌压力的重要因素。据天津市多年回灌资料统计:沉积盆地型地热田中,岩溶裂隙发育的基岩回灌井可灌性一般在70%左右;而位于深大断裂带附近的回灌井,由于断裂使储层岩石破碎,岩溶裂隙非常发育,回灌最易于进行,可灌性能达100%;但新近系孔隙型热储层由于渗透率小、岩石粒径细,回灌效果相对就不算理想。

为了防止回灌过程中地热田内热储产生较快热突破和热储流体水质突变,集中开采区群井回灌布局考虑以下5方面因素。

1.储层特征和地质条件

在一个地质单元,由于较厚热储层的吸水能力更有利于回灌,因此回灌井一般应布设于相对较厚且稳定的储层上,应避开储层的较薄地区和边缘地带;另外,在基岩岩溶裂隙热储层中,如果采、灌井之间存在岩溶裂隙管道窜流,那么回灌所产生的热突破即热储流体的冷却降温现象可能性较大,因此为避免回灌在短时间内对热储层温度场造成较大影响,回灌井不应布设在与开采井同一主构造方向的强径流带上。

示踪技术在获取储层方向性非均质特征和回灌流体运移规律方面有较大优越性:可分析热储层渗流场特征、探索回灌流体质点运移特点、采灌井之间的水力联系、预测采灌井之间热突破出现的可能性及时间等,同时也可以采用示踪剂试验并结合热储地质条件分析、抽水试验等方法,来判断采、灌井间是否存在裂隙管道窜流关系,变更和调整不宜运行的采灌系统方案,为地热田开发提供帮助,正确指导和优化规划采、灌井的合理布局。用作地热回灌的示踪剂主要有:化学示踪剂、放射性同位素和稳定同位素示踪剂、活性示踪剂、荧光染色示踪剂。需要考虑的问题有:试验井场的地质条件、热储特征、示踪剂种类、注入剂量、试验周期、取样制度、分析方法、本底背景、检出精度、安全性等。

传统的抽水试验也是一种经济有效的方法,如果计划用作回灌的地热井抽水时周边某一方位开采井水位出现持续下降情况,说明回灌井与该方位开采井的水力联系较大,这样的对井是不适宜作采灌对井之用的,应及时变更或调整采灌系统方案。

2.采、灌井合理井距

井距包括采、灌井井口距离和目的热储层内的井底距离两方面,两种距离均要科学合理。回灌流体注入储层后的运移情况非常复杂,且不同热储类型运移方式不同,如孔隙型热储注入流体在目的热储层中主要以水平径流为主;而基岩热储中回灌流体进入基岩储层后,首先以垂直向下径流为主,增温后水平运移、上返,情况复杂。可以说回灌流体在储层中的运移方式,直接影响着采灌井的布局。

天津地区多年回灌经验表明:采、灌对井的地面井口距离不应过大,井口装置及监测控制系统适宜建在一个站房内,这样更便于操作管理、有效监控,同时可缩短地面输水管网,节省相应资金投入。保证对井井底合理井距则是更重要的一项布井原则:井距过大,注入流体对开采储层的压力维持作用不明显,无法取得理想的回灌效果;而井距过小,尤其同层采灌对井,在构造条件复杂、流体动力场活跃的储层中,若采、灌对井水力联系较好,水流速度较快,相对低温的回灌流体会沿裂隙发育通道较快进入开采区域,很快就会产生开采井的降温现象,出现热突破,这样的采灌系统是不适宜运行的。

地热采、灌对井的井底合理距离,主要取决于冷、热流体混和锋面自回灌井向开采井的运移时间和速度,并与储层水文地质条件有关。根据AndreMENJOE等(1979)推导公式整理得知,各相均质同性、完整地热采、灌对井井距遵循以下数学关系:

沉积盆地型地热田勘查开发与利用

式中:D为地热对井井底距离(m);ρβ_w,ρ_aβ_a为流体和储层的热容(MJ/m³·℃);Q为总回灌量(m³/d);b为热储层有效厚度(m);t为冷热流体混和锋面到达开采井的时间(d)。

从关系式可看出这一理论井底距离主要与对井所处地质条件、储层特征和回灌规模有关。实际设计孔隙型地热采、灌对井布局时,为避免相互干扰或过早出现热突破现象,同层对井井底之间的距离应不小于合理井底距离计算值D。设计裂隙型地热采灌对井布局时,在进行地质构造条件分析的基础上,常采用垂直主裂隙发育方向布井,进行类比,分在两个地质构造单元或通过完成的一眼井进行抽水试验,分析曲线类型后再布第二眼井。

如果场地条件无法满足这一要求,或地热井分布较集中的地区,在布设对井时可以考虑适当减小井底间距,但应加大回灌井的深度,一般掌握比对应的开采井深200m左右的原则。因为回灌流体的水温相对较低,密度相对较大,回注入储层后由于重力流而向下运移,与地热开采井在开采时流体运动特征正相反。这种布井方式可以有效减缓由于回灌流体与热储层内流体温度差产生强烈对流作用,从而避免对热储层温度场造成影响和破坏。

3.布设回灌井的场地条件

一般早期地热田的开发,利用模式较为单一、粗放,多以单井开采为主,尤其在热储条件较优越、经济建设较发达的城市中心,开采强度规模均较大,多数形成了集中开采区,且地热井的布局也较密集。但随着时间的延续,一方面是开采条件已不乐观,回灌势在必行;另一方面是回灌井的布设受市政道路、建筑设施、施工场地以及采灌井合理井间距等诸多因素影响。因此一个地热田在开发伊始,回灌布局规划就应未雨绸缪;而处于开采中后期的地热田,受施工场地、地质条件等客观条件限制,如果补建回灌井,可能由于井距较近,需要布设定向井来保证目的层的距离满足采、灌井之间的合理井距要求,才能做到开采、回灌互不干扰。定向井施工要根据现有地热井的布局来确定合理的井方位角、井底水平位移和井斜角,根据地质条件设计井身结构满足定向井施工需要。

4.可操控性

回灌布局规划需具有很好的可操作性,这样才能为下一步的回灌实施工作提供技术支持。可操作性主要体现在以下几个方面:地质条件满足、场地条件具备、技术经济可行、符合各方利益。

5.回灌流体水质

充分回收利用后的地热尾水是回灌的主要目的之一,但前提是不能破坏原始储层性质和流体特性。由于不同水质的流体相混,在温度较高、压力较大的深部储层所引起的化学反应及生成的沉淀物往往难以预测,所以进行地热回灌时应遵循原水同层回灌的原则,且应对地下水流性质和不同温度下水岩相互作用进行评价;不能做到同层回灌的异层采灌系统,开采层的流体水质应好于回灌层,要求水质类型一致,pH值、矿化度相近,主要离子含量差异不大。同时应在回灌之前进行两种(或多种)不同水质的配伍试验,对水质混合和水岩相互作用作出评价,证实两种(或多种)流体的配伍性好,对储层无伤害方可注入,防止回灌水源对储层水质和储层渗透性的伤害,以免造成不可逆转的有害影响。

4. 建立地热能实验室需要哪些设备

以上仅供参考

5. 地热回灌目的

地热资源利用总是以集中开采方式出现。当持续开采或开采强度逐渐增大专时,会出现属补给能力小于开采强度,发生热储压力下降等不良地质环境问题。为了减缓开发地热资源对地质环境的不良影响,保持地热田的可持续开发,地热回灌是积极、有效的措施。

地热回灌是将利用后温度降低了的地热流体或其他水源,经过水质处理后通过回灌井重新注入热储层的一项技术工程。它不仅仅是回收处理供热循环尾水、减少排放,更重要的意义是灌入储层的低温流体可以从岩石骨架中再获热能,增加热储压力,达到循环利用地热资源的目的。有效的回灌对延长热田使用寿命、减少供热尾水排放对环境污染、预防因开采而引起地面沉降具有十分重要的意义。目前采取回灌式开采地热资源已得到共识,有的国家已将回灌作为地热勘查开发和地热资源管理的一个重要组成部分。

6. 孔隙型地热回灌典型实例分析

天津地热田属典型的沉积盆地型地热资源,回灌开采历史长、规模大。据统计数据,2008年度回灌量近600×10⁴m³/a,整体回灌率近23%,其中基岩回灌率达41%,效果明显。相对而言,孔隙型热储回灌工作进展缓慢,回灌率不足2%。究其原因是由于各种因素引起的堵塞致使回灌量衰减过快,回灌率太低,难以做到连续稳定的回灌,这些问题一直是阻碍其回灌工作快速发展的重要因素。影响回灌效果的原因很多,除了孔隙型储层“先天存在缺陷、后天易受损害”的特征外,主要有三个方面:一是成井过程对储层造成伤害,包括井身结构选择,钻井液、洗井方式和成井工艺等;二是地面回灌系统,包括地面净化系统、回灌方式、采灌井间距及回灌井的定期维护;三是回灌流体进入储层以后与储层及地热流体的物理作用、化学作用等。谢玉洪等将其归纳为储层的外在伤害因素(钻井、开采、修井引起)和内在伤害因素(储层空间、矿物、岩石表面、强度,应力及环境变化)。在实际进行回灌操作时,如果能较好的解决对储层伤害问题,且回灌运行操作技术措施得当,回灌率是有望得到提高的。

天津东部的滨海新区大港某职业学院内,有孔隙型地热井两眼,目的层均为馆陶组,开采井DG-49为校区宿舍、教学楼及办公大楼提供供暖热源和生活热水,回灌井DG-49B用于循环尾水回灌。该供暖系统运行状况不理想,能耗大、资源利用效率低;回灌系统不规范,同时,该地区馆陶组储层泥质含量大,多为粉细砂,导致回灌量较小,回灌持续时间短,资源浪费严重。针对存在问题对供暖系统和回灌系统进行多种技术改造后,资源利用率和回灌率得以提高,最大限度的减少了资源消耗。

1.原对井回灌系统存在的问题

开采井DG-49于2005年成井,目的层为新近系馆陶组下段,井口流体温度61℃,成井初期最大流量为81m³/h,实际平均开采量为64m³/h,供热面积9×10⁴m²;回灌井DG-49B目的层馆陶组下段,井深1892m,出水温度62℃,成井初期流量为85m³/h。该项目建成之初,开采井和回灌井泵房均处于地下,DG-49B井泵房内长期积水,井口设备受到强烈的腐蚀,井房大小为3m×2m×3m,空间狭小,没有任何监测仪器,地热换热后直接进行回灌,没有任何水质处理措施及加压等其他配套设施,回灌效果差,回灌量仅10～15m³/h。

2.回灌系统改造

鉴于该项目回灌效果不佳的状况,依据《天津市地热回灌地面工程建设标准(DB29—187—2008)》和《天津市地热回灌运行操作规程》(2006年)等地方工程建设标准和行业规程,对回灌系统进行整体改造。将开采井井口改造修建成景观亭台式地下泵房,进一步完善泵房功能,泵房室内面积近40m²,高2.6m,泵房地面及四周墙壁均做了防水处理,泵房屋顶提供井泵检修及提、下泵所需的活动井泵孔,室内有0.8m×0.8m×0.8m的集水坑,集水坑内设置潜水排污泵,弃水可通过潜水排污泵提升到室外排水处。回灌井DG-49B的改造包括提升井口,在地面修建了空间较大的井泵房,并安装了温度变送器(0～50℃,L=100mm)、压力变送器(0～1.6MPa)、电磁流量计、自动水位监测仪等一系列监测装置,同时安装了下位机,建立了智能远程控制系统;为了与智能化监测系统结果相互校核,更准确、更稳定的观测回灌运行参数,同时在井口安装人工监测装置,包括热水表、温度表(0～50℃)、压力表(0～1.0MPa)、水位测管,用以监测流量、温度、压力、水位等动态参数;回灌井泵房内安装有具备反冲洗功能的精度为50μm的粗效过滤器(DL3P-2S)和精度达到3μm的精密过滤器(LGFN-125-1.0B),配备反冲泵、反冲储水箱、排气灌、加压泵等各种设备,用于对回灌流体进行地石净化处理和加压;在房顶安装了电动葫芦,用于方便提下泵;同时设置有排水沟及排水地漏,用于收集地面散水或设备溢流;各类输水管网均采用普通钢管并进行防腐防垢处理,同时选用厚为30mm的聚氨酯保温层、外包0.5mm镀锌钢板保温。

改造后回灌系统中,地热循环尾水先行经过粗效-精密两道过滤流程后,再通过排气装置进行排气处理,流体最后从回灌井注入储层。同时加压泵的设置能随时在回灌量不理想时启动,进行加压回灌试验和压力回灌。

3.回灌试验

回灌试验在冬季供暖期进行,进水方式为井管与泵管的环状间隙,回灌量通过阀门控制。为方便回扬,回灌井中下置潜水泵。试验中的各项参数由电磁流量计、温度传感器、压力传感器和自动水位监测仪等进行实时监测。共进行4组试验,持续时间75天共1800小时,试验具体数据见表7-4。

表7-4 DG 49B井回灌试验相关数据

第Ⅰ组:自然间歇回灌试验。依靠流体自重进行的自然回灌,当回灌井内水位接近井口时则停止,以自然间歇方式恢复水位24小时后开始进行下一次试验,反复多次以判断自然间歇情况下回灌井的回灌能力。

第Ⅱ组:定流量“回扬—回灌”试验。回灌量控制在20m³/h左右的自然回灌,每次试验开始前先进行一段时间的回扬,以判断不同回扬量对回灌能力的影响。

第Ⅲ组:大流量“回扬—回灌”试验。试验前先进行一段时间的回扬,回灌量以30m³/h为目标逐渐增加的自然回灌试验,以判断“回扬—回灌”模式下回灌井的最大回灌能力。

第Ⅳ组:加压回灌试验。回扬后先自然回灌,当水位涨至井口后开始加压回灌,额定压力稳定在0.2MPa,加压后将回灌量上调至40m³/h,以此判断压力对回灌效果的影响。

从试验数据可知:DG 49B回灌井在自然间歇模式下回灌能力是有限的,没有回扬的第Ⅰ组试验较其他3组回灌量要明显偏小,且间隔24小时之后的每次试验回灌量出现递减,无论从回灌持续时间还是累计回灌量上,均清楚地反映出“回扬—回灌”模式下的回灌能力强于自然间歇模式。

图7-1是此次第Ⅰ、第Ⅱ组试验的回灌效果图(吸水指数指单位时间内回灌量与井底压差之比值,为衡量回灌井回灌能力和效果的重要指标),对比图上各曲线形态可发现:经过第一次回扬4小时后, DG-49B井回灌能力能基本恢复到回灌初期的水平(曲线Ⅱ-1);再经过第二次回扬8小时后,回灌能力得到了显著提升,在灌量基本稳定的情况下,回灌延续时间也大大延长(曲线Ⅱ-2);到了第三次回扬4小时后,DG-49B井的回灌能力与前一次相比有了一定程度下降,并在一段时间内回灌量不稳定出现大幅波动(曲线Ⅱ-3),但总体而言,其回灌效果仍好于前4次试验。由此表明定期回扬措施可以使回灌井的回灌能力,得以逐步恢复,但随着回灌量的不断累计,在回扬量不变的情况下,回扬的效果会逐渐减弱。

“回扬—回灌”实际上是回灌能力“恢复—消耗”的过程。在“回扬—回灌”模式下,回扬率(即一次回扬量与回扬后能够注入的水量比值)越低,说明回灌能力消耗越缓慢,回灌效果越佳。从试验数据分析:回扬率在20%～30%时,平均回灌量可维持在20m³/h左右,回灌持续时间最长,累计灌量也较大。但应避免回扬率过大,防止储层可灌能力过度消耗,影响回灌的持续,如第Ⅲ组大流量“回扬—回灌”模式下,回扬率大于50%时,回灌的整体效果就不太理想了。从实际运行数据来看,回灌操作时应以小流量开始,在一定时间后再以额定流量回灌,这样可有效延长回灌的持续时间,降低回扬率。

图7-1 DG-49B井吸水指数历时曲线

图7-2 DG-49B井加压回灌历时曲线

孔隙型热储层中要想增加回灌量,“回扬—加压回灌”方式是一种不错的选择。DG-49B井在加压到0.2Mpa时,回灌量尽管也出现衰减,但最终衰减趋势趋于平缓,并可逐渐稳定在30m³/h左右(图7-2),加压回灌量最大可增加20%左右。

该项目供暖期的生产性回灌采用封闭井口的带压回灌,以2天为一周期,遵循“回灌44小时—回扬4小时”的定时循环运行方式,其回灌量可提升至25m³/h左右。

4.试验分析

综合天津地区典型回灌实例,可以得出以下结论:

(1)正确认识储层特点,选择合理的采灌对井布局,有助于对回灌系统的长期运行。以孔隙型储层为例,布置在古河道中的采灌对井自然回灌效果就好,天津塘沽、武清下朱庄馆陶组回灌井回灌能力都在100m³/h以上;布置在深大断裂下降盘、快速堆积的深凹陷区回灌效果就差,天津白塘口凹陷馆陶组回灌井回灌能力在40m³/h左右。德国总结出用于地热回灌的砂岩层应具备条件值得我们借鉴。

(2)回灌依靠抬高井口压力使回灌水克服阻力向井筒外围运动,而井口压力又是各种因素综合影响的结果。在一切条件均相同的情况下,回灌量随井口压力增大而增加。但两者之间是一种非线性关系,可以根据回灌时的具体情况找出最佳灌量时的最佳井口压力。

(3)造成地热井回灌能力下降的主要原因是阻塞。当循环尾水被回灌到原热储层之后,化学的不相容性短期内不会起太明显的作用,但有相当量的固体悬浮物质是由抽出的流动水体携带向回灌井的,从过滤截留材料中发现的斜长岩、钾长石、石英,以及由劣质套管(潜水泵、测管、输水管网)氧化而新形成的铁-锌氧化物与硫化物是引起堵塞、回灌困难的主要原因。

(4)孔隙型储层厚度较大,热能近70%赋存于岩石骨架,且一个采灌期仅为一年的1/3。以热储温度77℃,回灌量50m³/h,回灌水温38℃,76℃为冷锋面为例,用二维流数值模拟结果显示,回灌30年冷锋面半径为360-375m,最大冷水动力锋面为570m,温度场运移速度大约是水动力场运移速度的2/5。若生产井寿命为30年,回灌井距抽水井800-1000m,抽水井温度不会受到影响(欧阳矩勤,1994)。

(5)尽管孔隙型热储回灌目前还是一个世界性的难题,但人们在不断的实践中也探索出了一些宝贵的经验,如:“回扬—回灌”循环运行方式可以在一定程度上保证回灌的持续性;灌量应从小到大逐渐递增;当地热井的回扬率低于20%时,及时回扬反抽洗井是保证回灌持续的关键。天津地区的回灌实践经验只具有借鉴作用,对于不同的沉积盆地,应视热储层地质条件的不同,地热井的成井技术、地面处理工艺、运行操作而异进行探索和完善。

7. 地热回灌操作技术

经过在沉积盆地型地热田中多年回灌实践和探索,总结出一套回灌运行操作技术方法。它不仅是国内外其他地区类似地热田回灌开采运行中成功的先进技术,同时也是结合当前国家地热勘查、评价相关规范和法规,充分考虑回灌工作的发展趋势而形成的。回灌是一项系统的复杂工程,实际日常生产运行中,综合影响因素和注意事项较多,各环节都应有科学合理和可操作性强的技术要求和规程,才能使相关工作都做到有章可循,以规避各类随意行为,防止事故发生,提高地热回灌率。

1.回灌前准备工作的技术要求

(1)合理选择适宜的回灌方式

为了保证回灌系统在真空密封状态下进行,宜采取通过回灌水管内进水的方式进行回灌(需要反复进行回扬方式除外),回灌管应下至回灌井内静水位以下5～10m的深度,整个运行系统应严格密封。地热回灌应遵循原水同层回灌(成井目的层相同)的原则;不能做到同层回灌的异层采灌系统,回灌流体质量应好于回灌层的流体质量,保证回灌水对热储层无伤害。

(2)回灌系统管路检查

地热回灌管网系统应保持密闭状态,且应始终保持正压,各种监测仪表、仪器的运转正常,过滤器的精度须达到规定要求。回灌运行前,要对整个系统管网系统进行彻底冲洗,保证系统管道及设备在充分清洁后再使用,以消除系统管路内的杂质被传输到回灌井内,影响回灌效果。

2.回灌启动时的技术要求

在回灌运行正式启动时灌量不宜过大,应从小到大逐渐增加灌量,如一开始就采用大流量回灌,容易造成井下滤层破坏。并且注入量由小到大可以尽可能的排除井管内的空气,避免井管内空气由于来不及逃逸而随回灌流体压入储层内,产生气堵。密切观测回灌过程中压力变化,调节回灌量,以压力表、水位数据的变化情况来判断回灌能力,待确认回灌通畅时,再逐渐增加灌量,直至正常运行。加压回灌时,压力也应从小到大逐渐增加。在运行一段时间后,回灌井内水位基本稳定(波动范围在5～10cm/30min)或水温无明显变化时,分别在开采井井口、回灌井井口同时取样送检进行流体质量化验分析。

3.回灌运行中的技术要求

在回灌运行过程中,应确保整个回灌系统的密闭状态,对管网中的接口部分应随时进行密封检修。回灌运行时要密切监视开采井、回灌井的水位、开采量、回灌量、水质及过滤器两端压力、管路压力等数据变化情况,正确判断回灌系统的运行状况,针对各种堵塞情况及时采取有效措施,如对于回灌管路的堵塞,可直接用连续反冲洗方法处理;对于回灌井本身产生的堵塞,可用间歇停泵空压机气举洗井或回扬反冲洗的方法进行处理。

回灌运行时如果灌量随着时间的延长而逐渐下降,同时反冲洗井效果不甚理想时,可采用加压回灌、间歇回扬方式,以增加回灌量。在常压自然回灌的基础上,待回灌水管和放气阀溢水后,关闭放气阀从小到大缓慢加压进行压力回灌运行操作。如果压力回灌时,灌量仍在不断减小,说明系统堵塞严重或回灌井滤水管内表面上随回灌流体进入的杂质不断增加,回灌阻力增大,需要暂时停止回灌操作而采取间歇回扬洗井措施来疏通滤层,清除井下集聚沉淀的杂质,恢复回灌能力。当回灌井出水量恢复至初始出水量及水清砂净后,停止回扬,再进行下一次常压回灌与加压回灌。抽水回扬后由于井内流体动水位下降,井管内充满空气,需要及时排气。

4.停灌期间系统设施的养护

在地热回灌系统停止使用期间,要认真封闭开采井、回灌井井口,对系统各部分进行密封处理,并且利用自动控制的氮气保护装置,将停用的地热井液面以上的井管部分充满惰性气体,隔绝空气,防止空气渗入井管,造成氧化腐蚀。

5.地热回灌系统中相关监测工作

为分析地热回灌的综合效应,其中一项较为重要而又基础的研究内容就是对比分析回灌前后地热井储层参数的变化特征。地热回灌过程中的相关数据监测,并不仅仅局限于监测地热田本身和地热开发对热储层参数的影响,对与开采井、回灌井有关参数的定期监测应同时进行。水位、水温、水质是最基本的监测内容。回灌运行前、停灌期间对开采井、回灌井进行静水位及对应液面温度观测尤为重要。同时为保证回灌进展顺利,在地热回灌系统运行过程中,相关回灌开采动态信息也要定期实时监测,因为通过对运行数据的监测和数据分析,可以更多的掌握和分析出不同地层构造对回灌量的影响程度,回灌对维持储层压力、抬升区域水位的综合影响。观测项目要包括:回灌运行时开采井、回灌井动水位及对应液面温度;开采量(开采总量和瞬时开采量)、回灌量(回灌总量和瞬时回灌量);井口压力;过滤器进口与出口端压力值及压差;排气罐口压力、气体组分和携带物、气体释放量、水质等。水位的监测频率以每月1～2次为宜;各种压力应随时监测;气体分析应在回灌初期进行。有些数据依靠普通的仪表仪器或常规取样化验即可获得,但深层次的研究数据则需要特别手段,如悬浮物、细菌的定性定量分析需借助油田精细检测技术,深部热储层的温度、压力情况需通过井下测温测压技术等。

回灌流体的水质、储层回灌前后流体化学性质及成分的变化是地热回灌中需要重点长期监测的一项内容。地热回灌各阶段所获得的水质跟踪监测数据可及时发出警示,提醒及时采取相应防范措施。另外尽管在地面设施上已充分考虑了当温度压力变化可能造成的化学物理堵塞问题,但低温回灌流体注入储层后,与地层局部热流体混合再发生的化学变化是一个很复杂很隐蔽问题,导致的潜在堵塞、腐蚀或结垢影响需作详细地专项分析,长期跟踪检测。回灌系统水质监测项目应包括:全分析、酸性样、碱性样、气体样、悬浮物、溶解氧含量、侵蚀性二氧化碳、过滤器残渣样、细菌样(铁细菌、硫酸盐还原菌、腐生菌)等。回灌初期、中期各取样监测一次;过滤器前、后要分别取样;回扬早、中、晚期分别取样;特殊情况如出现异常或专项试验研究则要加密取样和进行针对性取样。

回灌对热储层地温场的影响是在进行大规模回灌的情况下首先要监测的内容。由于地热井开采时的流体温度(即使是最大稳定流温)也并不能完全真实地代表深部热储层的温度,因此要取得地热回灌对热储温度场影响方面的实测数据,应有针对性的在某一回灌连续性较好的地点,在回灌停止时间段内,选取不同目的层的回灌井进行井下连续稳态测温测压工作,获得热储层内各井段在一个停灌周期内的井温、压力资料。回灌井测井工作应从停灌后立即开始至下一次回灌来临之前这一时间段内连续进行。最好每月进行一次;如考虑工作成本,也要做到每2个月测井一次。通过这些连续性的测井资料,才能更好的了解回灌后储层温度场、压力场逐月变化情况和发展势态。

8. 回灌流体水质处理措施

因为回灌流体中的固体悬浮颗粒、化学沉淀、微生物等是产生堵塞的主要因素,所以保证回灌流体的质量、减少悬浮物,避免形成微生物是解决堵塞的关键。

1.回灌水质基本要求

水质稳定,回灌水与储层流体相混不应产生沉淀,不应使岩石矿物产生水化反应。

不得携带大量固体悬浮物,以防堵塞回灌井滤水管网或渗流裂隙通道。

不应是存放时间长、流经途径过长,已滋生有各种细菌的二次污染水。

严格控制水中溶解氧的含量,对输水管路、注水设施腐蚀性要小,如果回灌流体腐蚀率不达标时,应首先检测溶解氧含量,因为当水中有溶解氧时可加剧腐蚀。

控制水中侵蚀性二氧化碳的含量。当水中侵蚀性二氧化碳等于零时此水稳定;大于零时此水可溶解碳酸钙并对注水设施有腐蚀作用;小于零时此水有碳酸盐沉淀出现。

限制回灌水中硫化氢的含量。系统中硫化物增加是细菌作用的结果,硫化物过高的水也可导致水中悬浮物增加。

回灌水的pH值应控制到7±0.5为宜。

控制回灌水中总铁的含量,尤其是水源中亚铁离子的含量,由于Fe²⁺的不稳定性或在铁细菌作用可转化为Fe³⁺而生成Fe(OH)₃沉淀,另外若水中含硫化物(S^2-)时,可生成FeS沉淀,使水中悬浮物增加。

表7 3是推荐的部分回灌流体主要控制指标。从中可看出,地热回灌对水源质量要求非常严格,一般要求同层原水回灌,而且对其水质的要求也因热储层性质不同而异:孔隙型热储层的孔隙率虽然远大于基岩裂隙率,但其孔隙直径却比裂隙小,回流的悬浮物和化学沉淀更易聚集堵塞含水层,并极易滋生各类细菌,所以对水质要求更严格,一般要求回灌水质的铁离子含量＜0.3mg/L,雷兹诺指数＞7.0,pH=8.0±,若地热水中含有溶解氧,则应根据溶解氧的成分和含量对回灌水质提出相应要求。而在碳酸盐岩类的基岩裂隙型热储层中回灌,除上述要求外,还要限制

的含量,防止磷酸钙堵塞裂隙。

表7-3 地热回灌水推荐主要控制指标

2.保证回灌水质的具体措施

(1)缩短水源循环路径

水质较好、氯离子含量低的地热流体可采用较为经济、简单的直接供暖方式,但由于地热流体与供热循环管网的金属设备长期直接接触,因此对其水质要求非常高,一旦系统漏气或管道材质低劣,极易造成氧化、腐蚀,使循环水水质发生较大变化,因此直接供热的尾水不宜作为回灌水源。对井系统一般要采用间接供热方式,地热流体通过换热设备将所含热量传给供暖系统循环水,而换热后地热流体直接进入回灌系统,不直接接触二次供暖循环系统,从而避免地热流体与外循环管网直接接触造成的水质污染,也避免地热流体对外循环管网特别是室内散热终端的腐蚀。地热流体的变化主要是损失掉一部分热量,温度降低以及温度降低后部分气体的逸出,其他化学成分和性质基本不受影响,作为回灌水源通过回灌井注入热储层中,基本能做到“原水”回灌。

(2)回灌管网的材质

对井系统长期监测结果发现,如果回灌运行时采用直供钢制管道,当地热水流经铁制管道和终端设备后,排放口处尾水中铁离子的含量要大大高于地热开采井出口处的含铁量,并发现铁细菌,当工作系统处于开口状态时,系统腐蚀是较严重的。因此为有效防止腐蚀和物理、生物堵塞,在回灌输水管道的材料上,应首选非金属管材(玻璃钢管材或PP-R管材)或内外涂塑复合钢管,并做到回灌运行时全系统中应始终保持正压,形成一个完整的严格密闭系统。

(3)过滤器

由于回灌水中的悬浮物、腐蚀后的生成物、沉淀物含量过高或细菌过多会堵塞多孔介质的孔隙,从而使井的回灌能力不断减小直到无法回灌,因此通过预处理控制回灌水水质是防止回灌井堵塞、保证回灌效果的主要措施。

化学沉淀所引起的堵塞与悬浮物堵塞存在着交叉、重叠部分,某一方面的解决,也可能使另一问题迎刃而解。对这些问题提出理论上的合理解释,有助于优化解决回灌中出现的不同原因的堵塞问题。回灌流体中的固体悬浮物质或化学沉淀物与液体的密度不同,重力作用影响明显,比流体运动慢的颗粒就可能驻留在砂岩的某个位置而不随流体运动,聚集到一定程度,就会以某种形式沉积下来,在储层中尤其是砂岩地层中会堵塞多孔介质孔隙,从而使其回灌能力不断减小直到无法回灌。井壁上吸附的细小颗粒或流体中所含的块状物虽然可通过回扬和酸处理的手段来消解,但地层内因颗粒驻留而形成的环状阻塞区域则是反抽等措施不能完全消除的。另外地热供暖系统长年运行,管道不可能经常更换,由于管路的老化、锈蚀,会使流经的地热流体质量受到不同程度的影响,这种成分复杂的循环水作为水源来回灌,其效果必然会受到影响。在地热回灌系统中增设过滤器是常用的水质净化处理措施,可有效的除掉回灌流体中悬浮固相物、沉淀物和滋生的细菌,降低因水源质量不佳对回灌效果的不良影响。另外环境温度或腐化等因素而在回灌流体中滋生的细菌所引起的堵塞较难处理,由于一般的加入消毒杀菌药剂处理对热储层的影响较大,因此较好的办法是采用超滤膜过滤掉水源中的细菌,这种过滤膜的滤径级别精度要求较高,尤其适合运用于极易产生细菌堵塞的孔隙型热储回灌系统中。

目前在天津的基岩回灌工艺中,回灌水源经除砂处理后,在地面净化措施上一般要求再增加滤径不小于50μm的管道过滤或其他过滤装置(粗滤),滤芯为第三代缠绕棒式或滤袋式,可多次冲洗重复使用,此种过滤装置能有效将管道及系统残留的相对直径较大的颗粒过滤;而在孔隙型回灌井中则要求同时安装精、粗两级过滤系统,精过滤器精度应达到3～5μm,不仅要滤掉大部分悬浮颗粒,有效地减少物理堵塞,还可以有效地拦截或吸附一部分微生物,防止细菌堵塞。

(4)隔氧保护措施

由于地热井内水位随系统运行时间和采灌量变化影响较大,井内气体空间容积有可能会变化几倍,内部的压力也会相应的变化。尽管采用再严格的隔氧措施,在井内容积变化较大时,阀门、孔板等截流部件可能出现局部负压,如果阀门和截流器件密封不严,很难控制氧的渗入;同时地热井投入运行后,管道和设备有含氧不凝气体,其中的氧也有可能混入到地热流体液面上的空间中。环空中长期有氧气的存在,容易产生两个方面的严重后果:一是井管的内壁、泵管的内外壁会慢慢生成锈片,当潜水电泵启动引起井管和泵管震动时,这些锈片会脱落并掉入井底,可能堵塞井下滤水管和储层通道,而且这种堵塞还可能是不可逆的,因为锈片的体积和重量较大,连回扬也很难将其抽出清除;二是泵管法兰连接螺栓长期处于腐蚀环境中,加之泵管的震动,易断裂使潜水泵脱落,造成事故。

氮气保护是目前应用较多的地热井防腐技术,利用自动控制的充气装置,将井内液面之上的井管充满惰性气体(如氮气),以氮气作为井封,可有效地维持井内压力,阻止空气中的氧气渗入到井内。

(5)除砂器、除污器

为了保证地热流体中裹携的岩屑微粒尤其是新近系孔隙型储层(因为岩性松散,细小的砂粒容易随水流被吸出)的砂岩颗粒不被传输到回灌井口,生产井口处要求安装除砂器、回灌井口增设除污器等水质处理措施,以减小过滤器的工作负担。在天津的对井井口一般都安有这种装置,效果较好。

(6)生活热水不宜回灌

一般供应生活热水的系统为了进行除铁处理,需要设置曝气装置、过滤及储水箱。由于流经途径较多且长,可能会由于储存时间过长或条件的变化滋生细菌或产生其他污染(停留在水箱中40℃左右的生活热水温度最适宜细菌滋生或促进细菌的繁殖),尽管这种生活热水未进行任何化学处理,但由于系统原因,循环的生活热水是不宜作为回灌水源的,应单独设置管路直接排放。

(7)其他措施

因化学变化引起的水质问题较复杂,处理起来也很棘手,应根据所处地质条件和回灌流体水质具体分析可能的堵塞原因来制定相应的对策。运行中,视可能的堵塞原因运用机械的或是化学的办法,对回灌井进行周期性的再生处理是保持其回灌能力的基本要求。其中可采用的机械方法有回扬反抽、空压机气举射入高压空气或水以及分段冲洗等;化学方法包括加酸、加药杀菌以及加入氧化剂等。

机械处理方法不难理解,也比较保险,例如定期对回灌井采取回扬洗井措施已成为多数回灌系统特别是孔隙型回灌系统保持回灌顺畅的有效手段。但回扬反抽有可能会使储层细颗粒重组而引起负面影响,需通过科学试验制定出适宜合理的回扬方案。

化学处理方法针对回灌中的细菌堵塞具有一定效果。有些碳酸盐地区通过加酸来改变流体的pH值,以防止化学沉淀的生成。为防止生物膜形成产生细菌堵塞,有效的方法是进行真空全封密回灌,避免水源在地面设备传输过程中受到污染,防止细菌入侵或空气混入加速细菌滋生。但如果回灌井内流体已受到细菌污染或井管壁或滤水管网附近已滋生了细菌,那处理起来更为困难,这时地面的粗滤甚至精滤处理已起不到任何作用,这种井下细菌堵塞已形成时,常用的做法是采用回扬反抽等机械方法进行处理,但效果不想想时,只能采用化学灭菌处理方法去除井内流体中的有机质或进行消毒杀死微生物等手段,较常见的处理灭菌方法是向流体中加入氯消毒杀菌药剂。但这种方法运用在地热回灌中应特别谨慎,因为如果过量加入消毒药剂会改变地热水质,不相容的化学添加剂和抑制剂也会影响流体水质,有污染热储层的可能。

9. 地热回灌示踪试验

示踪试验是获取热储层渗流场特征、回灌流体质点运移方向和速度、采灌井之间水力联系以及研究回灌前后热储层温度场、化学场动态变化的重要技术手段之一,在地热资源开发利用中得到了广泛的应用。一般而言,示踪试验的设计、操作和示踪剂的选取因地热田具体条件不同而有所差别,但其主要目的基本相同。

天津在1999年和2001年分别在同一井场、目的层均为蓟县系雾迷山组(Jxw)热储层中进行了化学示踪和放射性示踪试验。选择的试验井场位置及各地热井基本资料见图7-3和表7-5。

图7-3 天津示踪试验井场位置图

1—断裂;2—井底位置及井号;3—对井井口位置;4—定向井方位角

(一)化学示踪试验

HX-25为开采井,HX-25B为回灌井。示踪剂投放井为HX25B地热回灌井,回灌流体为经板式换热器间接供暖后的地热循环尾水,回灌流量基本为100m³/h,回灌水温60℃左右,回灌时间为一个供暖期。观测井选择其周围的HX-25,HX-26,HX-14,HX-09共四眼生产井。示踪剂为20kg的碘化钾(KI)。投放时间为1999年1月5日。投入方法是示踪剂加供热尾水稀释后直接用铁皮桶灌入回灌井的测管中。在加入示踪剂的第二天就开始在观测孔中取热水样,每天一次,水样当天送到化验室,另外每周观测一次各生产井的水位、水温。延续一个月后,改为每周取3次样直至采暖期结束。试验结果见图7-4(曾梅香,2008)。

表7-5 示踪试验井场各地热井基础资料

(资料源于《天津市基岩岩溶裂隙热储层回灌研究》,2001)

图7-4 观测井示踪剂I^-响应曲线

从图7-4中可以看出,I^-离子浓度基本在0.09～0.15mg/L之间波动,没有出现峰值,原因可能有:

1)取样延续时间较短,没有观测到峰值。由于受深部地热地质构造、储层结构的影响,溶于回灌井中的示踪剂在岩石储层中传递速度慢,使示踪剂在较短时间内无法到达周围各观测孔中,并从观测孔的热水离子浓度中反映出来。例如HX-25井,根据1997年7月抽水资料求得的渗透系数为K=2.22m/d,HX-25生产井井底距回灌井HX-25B井底距离为850m,从回灌井HX-25B井中注入示踪剂要到达HX-25井中的时间应在一个采暖期以上(120d);

2)回灌井与观测孔之间基本没有水力联系或联系微弱。以往的各种抽水、回灌试验,都选取了观测孔进行同期观测,从监测的结果看,回灌对周围观测孔的温度场、化学场影响微小,可能与低温回灌流体进入储层后并非水平流向周围开采井有关。或者说是各井之间直接的水力联系不明显,而是回灌流体经深循环后与开采井存在间接的水力联系。因此,在观测孔中要检测到引起热水的某种离子浓度的明显变化将比较困难;

3)相对较大的热储层水体而言,示踪剂的加入剂量较少,在观测孔的离子浓度剂量上示踪剂离子峰值反映不出来。由于地热水中普遍存在碘离子,选择碘化钾作为示踪剂,示踪结果只能依靠示踪离子浓度的突变来表现示踪剂是否达到,因此,示踪剂的选择是不适宜的或者投放量应该是大剂量的。

(二)放射性示踪剂试验

2001年11月天津地热院和北京中国原子能科学研究院国家同位素工程技术研究中心工业应用实验室合作,进行了地热回灌示踪试验。示踪剂投放井仍为HX-25B,观测取样井分别选HX-25,HX-26,HX-14,HX-13共4眼生产井。选用半衰期较短的同位素³⁵S(

=87d)作示踪剂,其检测灵敏度约为0.5Bq。2001年11月27日,通过分析试验场地的热储条件和流体动态特征,估算在HX-25B回灌井中投放³⁵S350mCi(约1.3×10¹⁰Bq)。取样方法为用5L塑料筒从生产井口取5L水样,取出后立即加1mL稳定剂,盖紧瓶盖,室温放置。样品由北京中国原子能科学研究院国家同位素工程技术研究中心工业应用实验室进行分析。该试验从2001年11月28日开始至2002年5月20日止,共取样551个。

根据样品分析结果,4个观测取样孔中只有HX-14井中分析出了³⁵S,其他3个观测取样孔均未分析出³⁵S。说明HX-14和HX-25井之间存在一定的水力联系,而与其他几眼地热井之间不存在水力联系。HX-14井³⁵S响应曲线见图7-5。从图上可以看出130天左右³⁵S浓度达到了峰值。

图7-5 HX-14地热生产井³⁵S响应曲线图

根据此次示踪试验数据,结合场地地质条件分析,可得出如下经验与认识:

1)此次试验只在HX-14井中检测出示踪剂成分,说明HX-25B与HX-14地热井在采灌条件下有一定的水力联系,间接表明两井之间(NW)有相对直接的联系通道。分析该井场的地热地质条件,海河断裂是一条区域性的深大断裂带,走向NWW。两试验井之间的联系通道除受热储本身裂隙发育、采灌水动力场影响外,主要还受海河断裂带的影响,推测海河断裂南侧影响宽度在2km以上。同时该试验结果也给我们一个提示,在采灌对井布局时,应垂直于区域主构造断裂带走向,以避免低温回灌水在短时间内对开采井的温度场造成影响。

2)试验结果显示在HX-14井中检测到的示踪剂浓度最大只有1.229Bq/L,不到总注入量(1.3×10¹⁰Bq)的十亿分之一。尽管示踪剂会被巨大的热储流场所稀释,但从检测到的浓度较低、时间较短可以看出,回灌流体进入储层后,只有一小部分沿断裂优势方向,在130天左右到达了HX-14井,而绝大部分在因密度差产生的压力下垂向深循环补给到了其他区域。历年的动态观测资料也表明,HX-14井的出水温度多年来基本稳定,没有出现降温现象,表明HX-25B回灌井的低温流体对区域温度场影响甚微。

3)将近40年的勘探、开发表明,在天津地区所有深度在4000m以浅的雾迷山组地热井均有稳定的高产地热流体,而且凡钻遇该层位(无论其在什么构造部位)均出现钻井液(清水)明显漏失现象,出水量稳定(吴铁钧,2005),说明雾迷山组热储层微观结构具岩溶裂隙型各向异性,但在宏观上具有裂隙均一、各向同性的特征,巨大的厚度和良好的渗透性能使雾迷山组成为天津地区最大的地热流体储集层。本次示踪试验雾迷山组HX-25B地热回灌井与其他同层开采井在采灌条件暂未发现水力联系,也说明它们之间无管道流现象,热储裂隙发育均一。

4)目前在地热回灌中,用作示踪剂的主要有:化学示踪剂、放射性同位素和稳定同位素示踪剂、活性示踪剂、荧光染色示踪剂。但无论哪种示踪剂,都应具备以下要求。

示踪材料在热储层中的本底低,样品中产出情况可充分识别、检验分析灵敏度高;

在热储温度、化学、压力条件下,与储层和地热流体不发生反应,具足够的稳定性;

溶于水但不被储层岩石吸附;

与被示踪流体流动特征相似、配伍性好;

放射性同位素示踪剂要有合适的半衰期,安全无毒,具有环保和安全性能;

价格合理,使用数量适中,现场可操作性强并具经济性。

5)尽管示踪试验结果给我们认识沉积盆地地下热流体运移的复杂性有一个判断依据,但仍有一些问题需要我们去思考。比如,流体在储层中运动,会有优势水流问题,那么用示踪剂的试验结果如何去反推地下水流动?