油田地熱資源開(kāi)發(fā)利用技術(shù)探討

  隨著(zhù)傳統化石能源消費水平的上升以及所帶來(lái)的環(huán)境問(wèn)題，世界范圍內掀起了新能源開(kāi)發(fā)的熱潮。地熱能由于儲量巨大、對環(huán)境的負面影響小，被各國列為重要研究開(kāi)發(fā)的新能源之一。相比于其他新能源（如風(fēng)能、光伏太陽(yáng)能等）而言，地熱能具有可靠性高、碳排放量低及維護成本低等特點(diǎn)，但其初期投資成本高、投資回收期長(cháng)，制約了地熱能的發(fā)展。

 

  油氣盆地豐富的地熱資源以及油田已有的基礎設施、生產(chǎn)技術(shù)、儲層資料等條件，為地熱能開(kāi)發(fā)提供了新的機遇。在當前節能減排的大環(huán)境下，開(kāi)發(fā)利用油田地熱資源對油田的可持續發(fā)展也帶來(lái)了新的生機。

 

  1 油田地熱資源

 

  油田地熱資源包含地壓型熱流體資源、聯(lián)產(chǎn)型熱流體資源等類(lèi)型。

 

  地壓型熱流體資源一般埋藏較深，此類(lèi)儲層通常為異常高壓地層（如美國墨西哥灣地壓型熱儲的壓力梯度達到10.46kPa/m），含有大量高溫咸水（溫度范圍在90～200℃之間），并飽和有甲烷氣體，如J.Griggs 估計美國墨西哥灣地壓型熱儲中溶解的甲烷體積達到（85～130）×1012m3[1]，楊玉新等推測塘沽古近系東營(yíng)組地壓型地熱水中的甲烷含量在0.5～1m3/m3 之間[2]。因此這類(lèi)地壓型熱儲中有熱能、化學(xué)能（甲烷）和動(dòng)能等3 種可利用的能量形式。在油氣田開(kāi)發(fā)過(guò)程中，為了提高油氣采收率，都盡量避免射開(kāi)含水層，并且油氣田開(kāi)發(fā)者并不關(guān)注這類(lèi)含水層中的能源，致使這類(lèi)潛在的地壓型地熱資源被“遺留”在地層中，目前還未引起足夠重視。

 

  考慮到這類(lèi)熱儲中存在的非常規氣（地壓氣或水溶氣）資源量及其龐大的高溫水體，這類(lèi)熱儲具有巨大的開(kāi)發(fā)潛力。

 

  聯(lián)產(chǎn)型熱流體資源主要來(lái)自油井產(chǎn)出的高溫熱流體。油田產(chǎn)出水具有水量多、熱能總量大的特點(diǎn)，特別是進(jìn)入高含水期的油田。在這樣的油田，可充分利用已有資源實(shí)現油氣生產(chǎn)和地熱能開(kāi)發(fā)的雙重目的。

 

  油田中聯(lián)產(chǎn)型地熱資源開(kāi)發(fā)可采用如下幾種模式：

 

  ①利用目前正常生產(chǎn)井進(jìn)行“油—熱—電”聯(lián)產(chǎn)，所產(chǎn)熱量可用于集輸伴熱系統維持溫度或居民供熱，所發(fā)電能可供給現場(chǎng)使用或者進(jìn)入電網(wǎng)銷(xiāo)售。這種方式是油田利用地熱資源的一種最佳模式，僅需要投入一部分安裝發(fā)電設備的費用，采用水驅開(kāi)發(fā)并且產(chǎn)出水回注的油田是這類(lèi)聯(lián)產(chǎn)模式的首選場(chǎng)所。②利用處于生產(chǎn)壽命末期的油井或低產(chǎn)井進(jìn)行聯(lián)產(chǎn)。對于這類(lèi)油井，在一定原油產(chǎn)量下可保持經(jīng)濟生產(chǎn)，但當產(chǎn)出水體積增加到一定程度后就不再具有經(jīng)濟性，在這種情況下將其轉換成聯(lián)產(chǎn)模式生產(chǎn)可以獲取額外收益。由于地熱發(fā)電所需的流體流量較大，因此需要對這類(lèi)油井進(jìn)行改造，增加流體流量，以滿(mǎn)足發(fā)電要求。相比于第一種模式而言，成本較高。

 

  ③與油氣公司合作鉆新井。當所鉆井產(chǎn)出水太多而不能經(jīng)濟生產(chǎn)油氣時(shí)，可將該井重新完井后建成地熱井，使水產(chǎn)量和發(fā)電能力達到最大。相比前兩種開(kāi)發(fā)模式而言，這種模式的開(kāi)發(fā)成本最高。④將油氣田的廢棄井改造成地熱井，或者利用油田現有技術(shù)將儲層改造成增強型地熱系統也是一種行之有效的油田地熱資源開(kāi)發(fā)方式。

 

  20 世紀70 年代，S.Cubric 就論證了注水開(kāi)發(fā)油藏中在不損失原油采收率的情況下開(kāi)采油藏下部水體中的地熱能的可行性[3]。地熱和油氣在開(kāi)采理論與技術(shù)方面具有共同之處，充分利用各方所長(cháng)可促進(jìn)相互發(fā)展與提高。

 

  此外，開(kāi)發(fā)利用油田地熱資源，可降低碳排放量、促進(jìn)油田節能減排。據估算，一個(gè)裝機容量為1MW的地熱發(fā)電站，每年二氧化碳減排量可達6000t[4]，一些中小型油田可供發(fā)電的中低溫地熱資源具備建成上千兆瓦級規模的發(fā)電能力[5]，因此油田地熱開(kāi)發(fā)還具有很大的減排潛力。

 

  2 油田地熱發(fā)電

 

  地熱發(fā)電是一種最重要的地熱利用方式。目前國外采用的地熱發(fā)電主要有擴容閃蒸發(fā)電、雙工質(zhì)發(fā)電等幾種形式，其中雙工質(zhì)發(fā)電技術(shù)尤其適用于中低溫地熱資源。雙工質(zhì)發(fā)電通過(guò)循環(huán)工質(zhì)與地熱水之間的熱傳遞實(shí)現能量交換，其工作原理如圖1 所示。系統由換熱器、汽輪機、發(fā)電機、冷凝器和工質(zhì)循環(huán)泵等五大部分組成，有機工質(zhì)在換熱器中從地熱水中吸收熱量，生成具一定壓力和溫度的蒸汽，蒸汽推動(dòng)汽輪機做功，從而帶動(dòng)發(fā)電機發(fā)電。從汽輪機排出的有機蒸汽在冷凝器中與冷卻水換熱后凝結成液態(tài)，最后借助工質(zhì)循環(huán)泵重新回到換熱器，如此不斷地循環(huán)下去實(shí)現連續發(fā)電。

 

  美國是中低溫地熱發(fā)電研究和應用較多的國家。

 

  位于阿拉斯加州Fairbanks 市的Chena 溫泉發(fā)電站，其地熱水溫度為74℃左右，總裝機容量為225kW，發(fā)電成本大約為50 美分(kW·h)，是目前國際上地熱溫度最低的商業(yè)發(fā)電站之一[6,7]。為了將低溫余熱高效地轉換成電能，Ener-G-Rotors 公司開(kāi)發(fā)了一種容量為40～60kW 的中低溫發(fā)電裝置——GEN4 系統，使用溫度為65.5～148.9℃的熱水或低熱蒸汽進(jìn)行發(fā)電，熱電轉換效率約為10%～15%。GEN4 系統采用完全模塊化的便捷式有機朗肯循環(huán)系統（ORC），一般2～3 年內即可收回投資[8]。

 

  20 世紀70 年代初，我國曾在廣東豐順縣鄧屋（92 ℃、300kW）、湖南寧鄉縣灰湯（98 ℃、300kW）、河北懷來(lái)縣后郝窯（87 ℃、200kW）、山東招遠縣湯東泉（98℃、300kW）、遼寧蓋縣熊岳（90 ℃、200kW）、廣西象州市熱水村（79℃、200kW）和江西宜春縣溫湯（67℃、100kW）等地建成了采用擴容閃蒸發(fā)電或雙工質(zhì)發(fā)電技術(shù)的中低溫地熱發(fā)電站，并先后都試驗成功發(fā)電[9]。當時(shí)國內的中低溫地熱發(fā)電技術(shù)已具備相當水平，但由于沒(méi)有市場(chǎng)需求，限制了該技術(shù)的發(fā)展。近年來(lái)，國內研制的螺桿膨脹動(dòng)力機發(fā)電技術(shù)拓展了我國中低溫發(fā)電的技術(shù)領(lǐng)域。螺桿膨脹機適用的工質(zhì)類(lèi)型可以過(guò)熱蒸汽、飽和蒸汽，也可以是汽水兩相以及含污熱液熱水。150℃以上的熱水可采用螺桿膨脹機直接發(fā)電，70～150℃的地熱水可采用雙工質(zhì)循環(huán)的螺桿膨脹機發(fā)電[10]。

 

  由此可以看出，中低溫發(fā)電技術(shù)和設備已經(jīng)逐漸成熟，其關(guān)鍵是合適的地熱水溫度（70℃以上）和足夠大的地熱水流量。目前，國內許多油田的含水率已經(jīng)達到或超過(guò)了90%，每天有大量“熱廢水”產(chǎn)出，這些“熱廢水”除用于集輸系統伴熱、供暖外，在溫度較高的情況下還可用于中低溫發(fā)電。近年來(lái)，美國和我國華北油田在油田地熱發(fā)電方面成功開(kāi)展了礦場(chǎng)示范試驗，取得了較好的效果。

 

  2008 年，ORMAT 公司在美國落基山油田測試中心（RMOTC）投入運行了一座雙工質(zhì)（有機朗肯循環(huán)）發(fā)電站，利用懷俄明州Tea Pot Dome油田邊遠井產(chǎn)出的流體進(jìn)行發(fā)電，流體溫度大約為77℃，額定發(fā)電能力為250kW。該發(fā)電站是世界上首個(gè)“油—熱—電”聯(lián)產(chǎn)的商業(yè)應用案例。從2008年9 月至2009 年2 月期間， 利用304×104bbl 油田產(chǎn)出水共發(fā)電586MW·h；2009 年9 月至2010年1 月期間，利用170×104bbl 油田產(chǎn)出水共發(fā)電322MW·h[11,12]。此外，美國佛羅里達州Jay 油田于2009 年也投入運行了一座“油—熱—電”聯(lián)產(chǎn)發(fā)電站，該油田含水高達95%，產(chǎn)出水溫度為85～90℃，初期裝機容量為280kW，預計油田總的裝機容量可達5MW [13,14]。

 

  2011 年4 月，華北油田投產(chǎn)了國內首座利用油田產(chǎn)出液發(fā)電的中低溫發(fā)電站，采用雙工質(zhì)螺桿膨脹動(dòng)力機發(fā)電技術(shù)，裝機容量400kW。發(fā)電站所用熱水來(lái)自留北油藏8 口高含水井（含水97% 以上），溫度為110℃，流量為2880m3/d。在滿(mǎn)負荷條件下，預計其年發(fā)電能力為270×104kW·h，每年可增加原油產(chǎn)量12000t，節約燃料4100t[15]。該地熱發(fā)電站成為國內油田梯級利用地熱資源的成功典范。

 

  上述實(shí)例表明，基于現有的中低溫發(fā)電技術(shù)，利用油田產(chǎn)出水實(shí)現“油—熱—電”聯(lián)產(chǎn)在技術(shù)上是完全可行的，其經(jīng)濟性主要取決于油田產(chǎn)出水流量和溫度、發(fā)電規模、環(huán)境溫度等因素[16]。就目前這些中低溫地熱發(fā)電站而言，其規模和發(fā)電功率均較小，但這種小型地熱發(fā)電站通常都具備可擴展能力，根據油田生產(chǎn)情況容易進(jìn)行升級改造。如果將現有整個(gè)油田轉換成地熱田聯(lián)產(chǎn)，并與尚未受到重視的地壓型地熱資源項目相結合，則整個(gè)油田將具備大規模發(fā)電的能力。

 

  3 油田地熱水驅

 

  稠油油藏儲量巨大，在當前原油供需緊張和油價(jià)高升的情況下，稠油油藏的高效開(kāi)發(fā)也成為未來(lái)油田開(kāi)發(fā)的一個(gè)重點(diǎn)。稠油開(kāi)采要確保地層流體能夠順暢入井、入井流體能高效舉升到地面，其核心是降低原油黏度。目前采用的稠油開(kāi)采技術(shù)有蒸汽驅、蒸汽吞吐、熱水驅、電加熱等，這些方法加熱成本高（多以燃燒原油/ 天然氣產(chǎn)生蒸汽/ 熱水、電加熱耗電量大）、熱利用效率低等缺點(diǎn)。利用儲層深部的地熱水進(jìn)行熱水驅為稠油油藏開(kāi)發(fā)提供了一種新的途徑。

 

  熱水驅被證明可降低原油黏度，進(jìn)而降低流度

 

  比，提高最終采收率[17,18]。但由于熱水含熱量少，不能有效地將熱量帶入油藏而使得該技術(shù)未得到大規模應用。相對于熱水驅而言，地熱水驅利用油田地熱資源和現有注水技術(shù)，通過(guò)同井深部采出、淺部注入的方式將深部高溫流體（油、氣、水及混合物）的熱量帶入淺部油層，一方面減少了地面和井筒中的熱損失，另一方面還可避免地面低溫注入水對地層造成的冷傷害，此外還能減少能源消耗和環(huán)境污染。

 

  一些室內實(shí)驗和數值模擬結果表明，采用地熱水驅優(yōu)于傳統的天然水驅?zhuān)商岣卟墒章?%～10%左右[19～22]。如印度尼西亞Sumatra 中部的BalamSouth 油田，數值模擬研究發(fā)現采用地熱水驅比傳統水驅可提高采收率7.6% 以上。20 世紀90 年代初，美國對得克薩斯州南部油區利用地壓型地熱資源開(kāi)采稠油的可行性進(jìn)行了研究，其結果認為：在原油價(jià)格為14 美元/bbl、天然氣價(jià)格為2 美元/103ft3 的情況下，采用地壓型地熱資源開(kāi)采稠油油藏就能實(shí)現項目的收支平衡。在這樣的價(jià)格體系下，當時(shí)的投資回收期不到兩年時(shí)間[23]。

 

  地壓型地熱儲層由于具有異常高溫高壓以及含有溶解甲烷氣等特點(diǎn)，因此利用其進(jìn)行強化采油具有以下優(yōu)勢：①自身龐大的水體能提供高溫熱水，無(wú)需外界補充淡水，避免了地面水源不足的問(wèn)題；②利用自身高壓將熱水注入低壓目的層，減少了地面注入費用；③通過(guò)井下分離技術(shù)產(chǎn)出的甲烷氣可驅動(dòng)地面設備發(fā)電或進(jìn)入輸氣管網(wǎng)，或者溶解的甲烷氣隨熱水一同注入目的層以提供額外的驅動(dòng)力，起到氣—水混合驅的作用。但該技術(shù)的可行性取決于：①是否可找到合適的地壓型地熱資源以及注入目的層；②能否解決注入地壓型熱流體所涉及的目的層（巖石基質(zhì)、流體含量）和地壓型熱流體之間的化學(xué)和熱動(dòng)力學(xué)等技術(shù)問(wèn)題；③地壓型熱儲生產(chǎn)過(guò)程中的溫度、壓力、礦化度變化是否會(huì )影響到其生產(chǎn)能力。

 

  4 油田地熱發(fā)電—地熱驅油聯(lián)產(chǎn)可行性

 

  我國油區中的地熱資源潛力巨大，按目前的估算結果來(lái)看，如果開(kāi)發(fā)2% 的資源量，就相當于我國2010 年能源消耗總量的100 倍 [24]。

 

  目前已處于高含水期的勝利油田，地處渤海灣盆地，油區的正常地溫梯度為3.4～3.8 ℃/100m[25]。

 

  熱儲主要分布在館陶組、東營(yíng)組和深部奧陶系—寒武系，其熱儲分布和特征如表1 和表2 所示。據測算，上述3 個(gè)層系的熱水總儲量為4600×108m3，折合標煤125×108t；可采儲量為750×108m3，折合標煤27×108t[25,26]。勝利油田絕大多數油井深度為1000～3000m，油田產(chǎn)出液溫度為60～100℃，有些甚至會(huì )更高。

 

  從表1 和表2 可以看出，孤島地區是一個(gè)潛在的高溫地熱開(kāi)采區域， 如孤東281-5 井、孤東301-1 井和孤東18 塊的地層溫度分別達到了141.3 ℃、121.7 ℃ 和114.3 ℃，王學(xué)忠等對此論證了在該油區進(jìn)行地熱采油的可行性[19]。對于該油區來(lái)講，若通過(guò)進(jìn)一步的地層和井筒改造，則地面產(chǎn)出流體可以達到中低溫地熱發(fā)電的要求。結合中低溫地熱發(fā)電技術(shù)和地熱采油工藝，設計了如下地熱梯級利用工藝方案（圖2）。

 

  從地熱井產(chǎn)出的高溫流體，通過(guò)換熱器換熱后，熱能用于雙工質(zhì)發(fā)電機發(fā)電，換熱后的低溫流體進(jìn)一步通過(guò)三相分離器和換熱器進(jìn)行處理；雙工質(zhì)發(fā)電機所發(fā)電量一部分供油井舉升設備用，一部分供產(chǎn)出水回注設備用，多余部分可并入當地電網(wǎng)；通過(guò)分離器和換熱器處理后的熱水回注稠油油藏（熱水溫度低時(shí)可輔助太陽(yáng)能加熱）、原油進(jìn)行外輸銷(xiāo)售、熱量用于集輸伴熱和供暖。

 

  相比于高含水期通過(guò)提液實(shí)現地熱發(fā)電和增產(chǎn)原油工藝[15] 以及單純的地熱采油工藝[19] 而言，本方案兼具了這兩種工藝的優(yōu)點(diǎn)，在熱水驅提高稠油油藏采收率的同時(shí)實(shí)現了地熱能的梯級利用。

 

  5 結論與建議

 

  （1）含油氣盆地存在豐富地熱資源，借助于油氣田現有基礎設施和勘探開(kāi)發(fā)數據，實(shí)現油田地熱資源的高效開(kāi)發(fā)和利用，是維持油田可持續發(fā)展和實(shí)現新能源開(kāi)發(fā)的“雙贏(yíng)”選擇。

 

  （2）中低溫發(fā)電技術(shù)的不斷進(jìn)步使油田伴生中低溫地熱資源實(shí)現“油—熱—電”聯(lián)產(chǎn)成為可能；將油田轉換成地熱田聯(lián)產(chǎn)，并與潛在的地壓型地熱資源項目相結合，能極大地提升油田的發(fā)電規模和發(fā)電能力，在一定程度上可滿(mǎn)足油田生產(chǎn)需要。

 

  （3）地壓型地熱資源具有異常高溫高壓及含溶解甲烷氣等特點(diǎn)，適合用于稠油油藏熱水驅以提高油藏采收率，但該類(lèi)地熱資源的勘探程度低，還未引起足夠重視。