大庆油田地热资源潜力及开发利用方向

吕建才

（大庆油田有限责任公司勘探开发研究院, 黑龙江大庆 163712）

随着国家碳达峰、碳中和目标的提出, 地热资源作为一种新型清洁、可再生能源倍受重视[1]。2020年, 中国石油践行绿色低碳发展战略, 大力推动新能源业务发展, 确定了“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走战略, 并针对新能源做了“十四五”整体规划部署。2020年底, 集团公司耗能总量1180×104t标煤, 大庆油田是耗能大户, 耗能总量600×104t标煤, 总耗能量占中石油的50.85%, 替代任务较为艰巨, 尤其是欧洲能源危机和东北三省拉闸限电, 给大庆油田敲响了警钟。

大庆油田积极抢抓绿色低碳转型机遇, 编制《大庆油田绿色低碳可持续发展示范基地建设规划方案》, 在“十四五”期间, 积极探索碳中和新路径, 实现减碳、替碳、用碳、埋碳等多种措施并行推进。松辽盆地北部平均地温梯度3.8℃/100m, 是中低温传导型热盆[2], 地热资源丰富, 类型多样, 是实现“清洁替代”的现实领域, 同时具备油田热能“清洁替代”的潜力和基础, 要加快地热能勘探开发步伐, 推进地热能综合利用进程, 为实现清洁替代目标、绿色低碳发展提供保障。

1 国内地热资源利用现状

1.1 地热资源基本概念

地热能是由地壳抽取的天然热能, 这种能量来自地球内部的熔岩, 并以热力形式存在, 是引致火山爆发及地震的能量[3]。地热是赋存于地球内部岩土体、流体和岩浆体中, 能够为人类开发和利用的热能。地热资源与其他能源相比, 具有独特的优势, 一是资源量巨大、可再生, 储量煤炭储量的1.7亿倍；二是利用率高, 不受时间和气候的影响, 全天满足基础载荷；三是虽初投资建设成本相对高, 但总成本只相当于燃油锅炉供暖的四分之一, 无污染。但后期运行成本低；四是减排优势明显, CO2排放低；五是可梯级利用, 从高温—中温—低温各有用途, 将能量吃干榨净。按照埋藏深度和地层温度, 可将地热能分为浅层地热能、地热水地热能及干热岩。浅层地热能主是要200m以浅土壤源热能, 可利用地源热泵实现供暖或制冷, 水热型地热资源是天然热水储层, 可用于供暖、洗浴、养殖和种植等, 干热岩埋藏较深, 致密层, 不含水或含少量水, 需要人工建造储层, 开发成本较高, 主要用于发电。

1.2 国内地热能开发利用现状

我国是一个地热资源较丰富的国家, 特别是中低温地热资源几乎遍及全国, 但资源探明率和利用程度较低, 开发利用潜力很大。由于相较于其他太阳能、水能、风能等清洁能源, 地热发电有着更高的成本, 主要原因是我国地热能开发利用处于起步阶段, 关键技术有待突破。

地热开发利用分为直接利用和地热发电。到2020年底, 我国地热直接利用规模达4×104MW, 占全世界的37%, 开发主要集中在供暖、制冷以及浅层地热开发, 地热能供暖制冷面积累计约13.9×108m2, 稳居世界第一, 其中水热型地热供暖面积约5.8×108m2, 浅层地热能供暖/制冷面积为8.1×108m2。近年来由于技术原因地热发电发展处于停滞状态, 地热发电规模很小, 至2020年底, 我国地热发电装机量仅为44.56MW。

2 大庆油田地热资源潜力分析及利用情况

2.1 地热资源潜力分析

结合国家标准《地热资源地质勘查规范》GB 11615-2010中对地热能按温度分类标准, 温度界限大于25℃小于90℃是低温地热资源；温度界限大于90℃小于150℃是中温地热资源；大于150℃是高温地热资源。按照国家标准对标划分松辽盆地北部地热资源分三种类型, 第一种以青二三段和姚家组含水砂岩为主, 深度1000～2000m, 地层温度40℃～80℃；第二种以泉二段及以下致密层为主, 深度2000～3500m, 地层温度80℃～150℃；第三种以基底花岗岩为主, 深度3500～6000m, 地层温度大于150℃, 具备“清洁替代”的潜力和基础[4-5]。

松辽盆地北部面积约为11.6×104km2, 为大型陆相近海湖相沉积。在盆地发育断陷期和坳陷期两大地层段, 通过地热资源评价结果, 低温地热水主要分布长垣以北地区, Ⅰ类区主要分布林甸、黑鱼泡、新村等非油区范围, 产能大于500m3/d, 出口温度50℃～60℃；Ⅱ类区主要分布在长垣老区及采油九厂北部, 产能200～500m3/d, 出口温度55℃～60℃；Ⅲ类区主要分布在长垣南及两侧齐家古龙、三肇凹陷等地区, 单井产能小于200m3/d。松辽盆地北部中浅层地热水有利区基本情况, 见表1。

表1 大庆油田中浅层地热水有利区基本情况表

中温地热能规模大, 估算资源丰度2200×104GJ/km2, 全盆地稳定分布, 是今后油区用热主要方向。中温地热能热储层属于致密层, 孔隙度、渗透率较小, 物性条件较差, 但地层温度相对较高, 长垣及外围采油厂地温梯度大于3.5℃/100m, 其中, 采油十厂平均地温梯度大于4.3℃/100m, 是中温地热能开发利用最有利地区[6], 中温层地热能分布及适宜开发方式, 见表2。

表2 中温层地热能分布及适宜开发方式

干热岩有利区位于古中央隆起南部, 估算资源丰度（4000～8400）×104GJ/km2。干热岩富集区主要是采油八厂所辖探区, 古中央隆起南部基底碎裂花岗岩风化壳易于人工热储层建造, 是干热岩首选靶区, 靶区面积约500km2, 厚度150～300m, 埋深3800m, 地层温度约150℃, 靶区热量（205～428）×108GJ, 折合标煤7.0～14.6）×108t。

2.2 地热开发利用情况

低温地热水：少量零星应用, 地热水应用主要以地方政府为主, 林甸应用较为集中[7], 主要用于温泉、洗浴和少量的供暖, 大庆油田仅有一口地热井应用, 萨热1井是2000年地下资源公司在龙南游泳馆周边打的一口地热井, 井深1560m, 水层埋深1277.8～1378.8m, 预算日产水460m3, 水温47℃～48℃, 用于游泳馆温泉、洗浴用水, 但因水量递减、水质差等因素停用[8]。

浅层地热能利用：2005年, 采油九厂地质大队改造供暖项目, 热源采用108根盘管替代原燃煤热水锅炉, 供暖面积24546m2, 目前系统运行稳定, COP值在4～5左右, 供暖效果较好, 近年来由于设备老化, 供暖效果有所下降, 但能保证室温18℃以上。2004年水务公司利用200m深的水源井7℃～8℃地下水, 结合热泵技术提取2℃～3℃热能, 替代2台渣油锅炉, 进水水量70m3/h, 热泵提温至55℃, 室内温度满足供暖要求, 替代渣油275t, 折合标准煤385t/a。由于水温较低, 目前该采暖项目主要问题热泵机组耗电较高, 大庆地区供暖温度要求入口温度70℃, 地源温度低需要电量较高, 在高寒地区推广潜力小, 两个项目的具体情况如表3所示。

表3 采油九厂和红岗水源热泵供暖改造项目基本情况表

废弃井改造应用：2017年, 大庆油田海拉尔贝28作业区新世纪提捞公司办公区及车库开展过“单井闭式循环水换热”现场试验, 取热不取水试验首获成功, 改造废弃老井2口, 1口取热井ZK1, 1口地温监测井ZK2, 试验起止日期2017年11月～2019年12月, 三个取暖季换热井温度出水16℃, 进水4.5℃, 实现供暖面积2000m2, 室内温度18℃～21℃, 基本达到供暖要求。单井闭式循环换热能力低, 单井热输出功率0.2～0.6MW, 延米换热量仅为90W。且废弃井分布分散, 距离用热端相对较远, 难以规模替代。2017年11月～2019年12月, 三个取暖季, 由于提捞公司办公区及车库改入集中供暖系统, 这个试验项目目前已经关闭。单井闭式循环技术优势：结构简单易于维护、闭式循环没有污染、返排工质无需处理、地下热储无需改造, 真正实现“取热不取水”；存在问题是换热能力低, 难以规模替代。

2.3 大庆油田地热开发利用方向

（1）低温地热水利用方向：国家出于对能源的保护出台了回灌不低于90%的政策, 增加了低孔低渗区地热水应用难度, 部分只采不灌的地热水应用项目已经停用, 大庆油田要严格执行国家政策, 应用采—灌平衡方式开采地热水资源[9]；

（2）中温地热能利用方向：通过海拉尔贝28作业区废弃井改造试验首获成功, 但单井闭式循环换热效率低, 影响项目的经济效益评价, 下步需改进换热工艺及流程, 采用压裂或管道换热的方式增加换热面积, 提高换热效率, 虽不如传统水热型地热利用效率高, 但在大庆油田少水有热的地区也是一个有益的尝试。

3 地热现场试验进展及应用前景

低温地热水、中温地热能和干热岩三种不同类型的地热能开发方式和应用技术成熟度不同：

（1）低温地热水利用技术路线是采出热水经热泵换热后, 尾水回灌到地层中, 实现采—灌平衡, 砂岩回灌技术成熟, 具备产业化开发条件, 地热水“采—灌平衡”优点：产能高、热负荷大（0.7～2MW）、投入产出比相对高；缺点水温低（40℃～60℃）、矿化度高设备腐蚀严重, 不能直接利用、低孔低渗回灌难度大、分布局限部分地区发育。

（2）中温地热能利用技术路线是在封闭系统应用清水与高温地层换热, 出口热水经热泵换热后, 再注入井中循环系统, “取热不取水”技术成熟, 大庆已开展废弃井换热试验, 正在探索增加换热面积U型井试验, 待成功后在油区范围内推广；取热分两种方式, 第一种, 人工造缝优点是注水量、换热面积、热负荷增大（0.5～2MW）、投资小；缺点是压裂缝网不可控、降低井间压力难度大、注水和采水量待验证；第二种方式是管道换热, 优点是热负荷大（2～3.0MW）、井口水温高50℃～70℃、油田各场站均可利用、运行成本低、系统稳定；缺点是初期投资大、运行热负荷稳定性待验证。

（3）干热岩利用技术路线是对高温热储层改造后, 利用循环水出口蒸汽发电, 属于前瞻性技术, 需持续攻关。

以上3种类型分别采用三种方式开发利用, 未来将实现砂岩回灌和循环换热的效益开发, 建立地面与地下配套关键技术, 为地热规模化推广奠定基础, 为其他地区地热开发方案编制提供技术支撑。

4 存在问题和建议

技术瓶颈问题：地热开发利用是多专业、多学科交叉的集成技术, 水热型地热资源评价精度低, 砂岩储层回灌能力较低、缺乏有效的监测手段[10]；中深层单井闭式循环换热量低；干热岩属于前沿领域, 资源评价、开发利用技术不成熟。建议依托公司科技项目, 明确油田内部地热资源成矿机理, 精细刻画热储层空间分布, 评价经济可采地热资源及开发利用潜力, 攻关形成地热开发利用关键技术；与国内知名大学和研究机构合作共同开展开发利用核心技术攻关, 提高成果转化能力；尽快开展现场试验, 完善配套开发技术, 规模化推广。

开发效益问题：除了技术因素影响外, 经济效益低是影响地热能规模化开发推广的主要问题, 从目前开发情况看, 地热项目初投资相对较高, 配套技术不完善, 产业规模较小, 导致项目评价内部收益率不达标[11-12]。建议争取投资支持、税费减免、热价补贴等相关扶持政策, 为地热能效益开发提供保障；加快配套地热勘探、钻井、建造和运营一体化技术攻关, 尽快形成产业规模, 最大程度地降低建设和运营成本；大庆油田在60年的勘探开发过程中, 有大量的废弃井处于闲置, 是地热利用的切入点, 改造废弃老井盘活低效资产。

5 结论

（1）国家层面密集出台有关地热能行业的利好政策, 产学研各界持续攻关, 助推地热效益开发。

（2）松辽盆地北部是中低温传导型热盆, 地热资源量大, 类型多, 具备“清洁替代”的资源潜力和开发利用的技术基础。

（3）改造废弃老井实现循环换热, 即减少建设项目初投资, 又盘活了企业低效资产, 是油田企业实现地热效益开发的切入点。

（4）攻关技术瓶颈问题, 通过现场试验加快实现地热勘探、钻井、建造和运营一体化配套技术, 尽快形成产业规模, 最大程度地降低建设和运营成本。