东营地区地热回灌井钻井完井技术研究与试验

为了解决砂岩热储地热水回灌难题,确保地热资源的持续开发利用,开展了胜利油田东营地区地热回灌井钻井完井技术研究。在分析热储层地质特点及回灌井钻井完井技术难点的基础上,将油田油气井的钻井和射孔完井工艺应用到地热回灌井中,进行了钻具组合、钻井液和完井技术研究,形成了地热回灌井钻井完井技术,并在探灌1井进行了现场试验。结果表明,探灌1井热储层位于沾化凹陷馆陶组,试水温度68 ℃,试水水量90～105 m3/h,回灌量90～105 m3/h,实现了完全回灌。东营地区地热回灌井钻井完井技术解决了砂岩地热水回灌技术难题,保障了该地区地热能产业的健康发展,具有较好的推广应用价值。      

中深层砂岩热储层高效回灌研究

当前,地热能供暖是我国北方地区重要的清洁供暖方式。地热回灌技术是保障地热田可持续开发、保护地表环境的重要技术手段。该文以河南省兰考地区为例,评价分析其地热回灌性能,根据目前地热回灌情况,剖析造成目前地热回灌效率降低的原因,从完井工艺、地面流程、日常运营等多方面综合研究,提出提高回灌效率的方法。     

地热资源可循环利用井网模式评价方法 ——以东营凹陷中央隆起带地热田为例

在地热资源的开发利用过程中,为实现沉积盆地型地热资源的绿色可持续利用,并保持热储层压力不降低,地热尾水必须实施回灌,但不合理的采灌井网布局容易造成回灌井压力升高、采水井温度降低等问题。针对制约回灌的关键问题,提出利用数值模拟技术建立地热资源可循环利用井网模式评价方法,即在概化地热地质模型的基础上,利用渗流场—地温场耦合模拟软件Petrosim-Tough2进行地热流体运动和热交换的数值模拟,根据确定的最优单井出水量,针对不同的采灌井数比和采灌井距,通过经济评价和模拟运算,确定保证不产生热突破的最优井网模式。该评价方法有效地解决了沉积盆地型地热资源开发利用过程中采灌井网布局不合理导致热突破及回灌压力过高,进而造成成本过高的工程技术问题,可以为实现沉积盆地型地热尾水回灌及地热资源的绿色可持续利用提供有利的技术支持。     

基于水热耦合模拟的油气区地热开发井网布局

我国不少含油气沉积盆地同时也赋存着大量的地热资源,探讨地热田不同开发情景下热储温压场的变化,对于确定地热资源的合理开发策略至关重要。为此,以渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷东营城区地热田为例,综合各类地质、钻探和岩心资料,系统分析了该区储盖组合、地层热导率、温压场等地热地质特征,进而采用以Tough2为核心的Petrasim软件建立了地热田成因概念模型,研究了开采、回灌条件下热储的温压场响应,确定了采灌量等井网布局参数的限制条件,最后提出了地热资源开发优化策略。研究结果表明:①该区地热田最大开采量为63 m³/h,回灌量为32m³/h;②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。结论认为:①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;②水热耦合数值模拟是地热田管理的有效手段,能够确定开采量、回灌量、采灌比、采灌井距等布井关键参数,有利于优化地热开发模式,进而实现地热资源的可持续开发。     

中国油田地热开发利用现状与发展方向

基于中国地热发展现状、地热资源赋存和分布特点、不同地热开发方式对比,分析了油田地热资源开发利用潜力,并探讨了中国地热产业,尤其是油田地热未来的发展方向。研究结果表明：(1)中国的地热资源较为丰富,以中低温地热资源为主。浅层地热资源分布全国;中低温地热资源分布于沉积盆地、东南沿海和隆起山区,在不同深度形成了大面积分布的含地热水的热储层,为水热型地热资源;高温地热资源集中分布在西藏南部、四川西部、云南西部和台湾地区。中国浅层地热能资源(浅于200 m)年可开采量折合7×10⁸t标准煤。(2)由于浅层地热能开发利用的环境与效率问题、深井直接换热的效率问题,以及干热岩开发利用的技术瓶颈问题,中深层水热型地热资源将是当今中国地热资源开发利用最主要和最现实的领域。(3)油田地热开发中形成了地热资源勘查与评价、砂岩地层回灌、废弃井改造为地热井、高温钻完井等一批关键技术,均在大型地热开发项目中得到成功应用。油田拥有丰富的采出水资源,可以直接利用,大量的废弃井或低效油井可以通过工艺改造为地热井进行地热资源开发,从而降低地热开发成本,提高地热项目的经济性。(4)油田地热除用于油田生产...     

干热岩地热资源开采技术现状与挑战

干热岩地热是一种具有独特优势的清洁可再生能源,具有储量大、分布广、低碳环保、稳定高效等特点,实现干热岩地热资源的高效开发对于推动我国能源结构转型和绿色低碳发展具有重要意义。本文从干热岩地热资源分布和成因类型出发,介绍了我国干热岩地热资源禀赋和热源机制,阐述了干热岩地热的主要开采方式和国内外研究现状,结合已建和在建的增强型地热系统(EGS)示范工程,系统剖析了干热岩EGS开采所面临的钻井建井、压裂造储及取热优化3大挑战,并从基础科学研究层面给出了未来攻关思路：以“岩体表征—钻井建井—压裂造储—流动取热—集成调控”为主体路线,探究干热岩破碎动态力学响应特征与缝网连通机理,阐明热储取热过程中热—流—固—化多场耦合关联机制,形成干热岩钻井建井、压裂造储与取热调控理论及新方法,为干热岩地热资源高效开采奠定理论和方法基础。     

砂岩地热储层回灌堵塞机理研究及治理对策

针对胜利油田地热井尾水灌压力上升快、回灌率低的问题,开展地热尾水回灌储层堵塞机理研究。结果发现:回灌尾水中悬浮物及铁离子超标、尾水与地层水不配伍存在结垢是回灌储层的堵塞因素,在回灌过程中会对储层造成较大伤害。提出了预防储层损害的措施和手段,研发并优化适合胜利地热回灌储层的低成本的解堵体系,实现地热资源的经济高效开发。     

地热回灌井回灌效果降低原因分析及解决办法

本文从回灌井堵塞和回灌井间压力差补偿两方面对地热回灌井回灌效果降低原因进行了分析,并提出了有效的解决办法。     

缝洞型岩溶热储流动传热耦合数值模拟

缝洞型岩溶热储是一种典型的地热能储层,具有出水量大且地热利用后尾水易于回灌的优势,是我国最具开发利用潜力的地热储层类型之一,但由于其储集空间类型多样（孔缝洞）,且具有复杂的多尺度、强非均质性、多流态特征,因此对于热采过程中所涉及的流动、传热过程及热采动态等特征的认识尚不清晰。为此,基于缝洞型岩溶热储的特点,提出了基于离散缝洞网络方法的热流耦合数值模拟方法,并进行了模型准确性验证。研究结果表明：(1)提出了多孔介质渗流区采用达西定律描述,溶洞自由流区域采用Navier-Stokes方程描述,两区域间采用Beavers-Joseph-Saffman边界条件进行耦合的流动传热耦合数值模型;(2)裂缝网络连通性是控制和评价缝洞型热储流动传热效果的关键参数,而溶洞的存在对热储内的流动传热效果起重要影响;(3)离散缝洞网络热流耦合模型能够有效地描述缝洞型热储的流动传热过程,并发现裂缝网络连通性控制着缝洞型热储的热流耦合过程;(4)溶洞的存在会严重影响热储的热流耦合过程,一是增多系统内贯穿的高速流动通道数量,甚至使系统从不连通变为连通,二是增大系统内局部流动通道速度。结论认为,该方法对于研究缝洞型岩...     

基于多目标的干热岩注采取热性能均衡优化方法

地热能是一种清洁、环保的可再生能源,是未来自然资源开发利用的重要对象,其中干热岩是重要的深部地热资源之一。目前取热性能多目标优化较少考虑储层开采模型,也未综合比较不同优化思路下的效果。为了提高热储取热效率、延长地热开采寿命,基于青海共和地区干热岩开采热—流—固耦合模型与三种取热优化方法,得到合适的地热系统运行参数（注入温度、注入排量、生产压力、注采间距）,并对比评价了不同方案下的取热效果。研究结果表明：(1)注采参数敏感性分析指出,发电功率、采收率与注采压差之间呈逆向关系,这是采用多目标优化的直接原因;(2)基于参数化研究得到的优化方案热储寿命最短为10年、注采压差达67 MPa,存在显著的热突破现象,储层安全受到挑战;(3)采用多目标优化决策一体化方法,得到了最佳的干热岩系统运行参数组合,热储寿命可超20年,实现了均衡优化的结果。结论认为,多目标优化思路在地热开采中具有可行性与适用性,该方法为地热高效开发利用提供了参考和借鉴,并可助力我国“双碳”目标实现。     

基于水热耦合模拟的油气区地热开发井网布局

我国不少含油气沉积盆地同时也赋存着大量的地热资源，探讨地热田不同开发情景下热储温压场的变化，对于确定地热资源的合理开发策略至关重要。为此，以渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷东营城区地热田为例，综合各类地质、钻探和岩心资料，系统分析了该区储盖组合、地层热导率、温压场等地热地质特征，进而采用以Tough2为核心的Petrasim软件建立了地热田成因概念模型，研究了开采、回灌条件下热储的温压场响应，确定了采灌量等井网布局参数的限制条件，最后提出了地热资源开发优化策略。研究结果表明：①该区地热田最大开采量为63 m3/h，回灌量为32 m3/h；②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。结论认为：①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；②水热耦合数值模拟是地热田管理的有效手段，能够确定开采量、回灌量、采灌比、采灌井距等布井关键参数，有利于优化地热开发模式，进而实现地热资源的可持续开发。     

留北潜山地热能开发井提液效果分析

留北潜山地热资源比较丰富,目前油井含水比较高,但采出程度较低,为了充分利用地热资源,同时提高油藏的最终采收率,在该断块进行提液试验,提液效果分析认为:留北潜山地层能量保持状况较好,供液能力比较充足,油层连通状况比较好,通过水井的及时回注,可以满足油井的大排量生产;大排量提液后,日产油量及产液温度均有大幅度提高,可以满足提液增油及地热水综合利用的需要.     

单井闭循环地热系统可持续开发潜力数值模拟

为了提高地热系统的产热量、实现地热能高效可持续开发的目标，需要明确储层温度恢复在地热系统间歇运行过程中的作用及其重要性。为此，以吉林省松原市某实际供热场地的单井闭循环地热系统为研究对象，利用物联网技术进行地热系统智能监测与数据采集，采用TOUGH2-WELL模拟程序模拟了单井闭循环地热系统可持续开发的潜力；进而将实测、模拟数据进行拟合来确定精确的模型参数，通过改变注入温度和注入流速来探究最佳的开采方式。研究结果表明：①在现有开采模式下，地热系统运行30年后产热量下降17%；②若将注入温度由25℃提高到31℃，则出水口温度下降幅度变小，产热量降低10.5%；③若将注入流速从8 kg/s提高到20 kg/s，出水温度虽然降低约4℃，但岩层的热恢复情况较好，产热量增大2.67%。结论认为：①在保持注入温度不变的情况下，提高注入流速，系统长期运行后生产水温下降幅度较小，岩层的热恢复情况好，更有利于地热能的持续开采；②在保持注入流速不变时情况下，地热系统在长期运行后注入温度越高，出水温度下降幅度越低，储层热恢复情况越好。     

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大池干井气田是川东高陡构造带东部的一个大型整装气田，由多个高点和多个气藏组成，在开发中均产生气藏局部水侵，严重地影响了气田生产规模和高效开发。在对气藏早期水侵机理及地质特征深入研究和论证的基础上，提出了大池干井气田石炭系气藏各高点水侵早期整体综合治理最优方案：即龙头－吊钟坝高点是池27井水区机抽排水汇压提高池39井产能、池1井地层水回注及池34井控水采气和地层水处理后就地排放的方案；万顺场高点是池6井带水采气、池24井地层水回注的方案；磨盘场高点是池61井酸化解堵提高产量后气水同产并用同井场池38井回注地层水的方案。通过实施和现场生产试验，在一定程度上达到了抑制水侵进一步恶化的目的，使出水气井的产能有较大提高，稳住了气藏开采规模，保护了资源和环境，经济效益显著。通过试验，也形成了一套比较成熟的水侵综合治理技术，对其它类似气田的水侵治理具有先导作用。     

含水层储气库建设与余热发电结合的可行性分析——以冀中坳陷D5区块为例

含水层改建地下储气库是我国未来储气库建设的主要发展方向,但目前在国内还没有先例。为此,以渤海湾盆地冀中坳陷D5区块含水层为例,从含水层构造特征、盖层和断层密封性、储层物性、流体性质、注采气能力、储气库参数设计、排液规模、地热水发电、余热水回注、经济性分析等方面探讨了建库与地热利用相结合的可行性。结果表明:①该区块盖层厚度大、分布稳定,泥岩压实程度高且岩性致密,储层和盖层之间的断层不连通,盖层密封性好;②该区块圈闭面积大、形态好、埋藏适中,储层发育好,符合建库条件,但注气驱水难度较大,适合排水注气:③排水注气过程中所排出的地热水温度高、水量大,适合利用中低温地热发电技术来发电,发电后的余热水回注地层并作为采气时的注水水源,可以实现循环利用;④利用该区块建库过程中所排出的地热水来发电,可以节约大量投资和运行成本,具有较好的经济效益和社会效益。结论认为:该区块具备含水层改建地下储气库和地热利用相结合的可行性,但需要进一步探测性地注气以验证圈闭的密封性,同时还要考虑注气排水的周期性对地热发电的影响。     

胡尖山油田安201区块裂缝性油藏开发技术探讨

胡尖山油田安201区块长61油藏属于典型的裂缝性油藏,自2009年投入开发以来,暴露出部分区域高水饱、主向井裂缝性见水、侧向油井见效缓慢,低产井比例高、合理生产压差不确定、水驱动用程度低、产量递减较大等问题,削约了油田高效开发.论文针对安201区块开发中暴露出的主要矛盾,通过对开发方式、井网系统、注采压力系统、注水参数等综合分析研究,提出适合该类裂缝性油藏合理的开发技术,为同类油藏后期的开发具有指导意义.     

低渗透油藏活性水增注技术探讨

受储层物性以及开发方式影响,低渗透油藏在注水开发过程中存在注入压力高、压力传导慢、油井产能递减快等矛盾,目前主要通过酸化等方式增注,存在有效期短,对套管损害等缺点。针对上述问题,通过室内研究复合活性体系,该体系可以降低注入压力,扩大波及系数,提高低渗透油藏采收率;现场先导试验表明,活性水具有降压增油效果。     

低渗透油藏精细水驱提效再认识

低渗透油藏储层岩性致密,具有孔喉细、压力系数低、裂缝发育等特点。注水开发单井产量低、产量递减快,稳产基础薄弱;储层非均质严重,动用程度和驱替程度较低;易水淹水窜,采油速度及采收率难以提高。为了克服这些问题,持续攻关形成了精细油藏刻画技术,配套精细分层注水工艺,在低渗透油藏开发中成功应用。油藏精细描述是实施精细水驱的基础,主要包括单砂体精细刻画、裂缝精细表征、储层微观孔隙结构精细刻画等技术。精细水驱包括井网加密调整技术、精细分层注水技术、智能分层注水技术、纳米微球调驱技术、温和超前注水技术等,可解决低渗透油藏注水开发水平及垂向注采不平衡的矛盾,有效提高采收率。温和超前注水技术对克服裂缝开启、地层破裂、启动压力梯度三者间的矛盾具有重要意义,使地层压力维持在相对平均的稳定状态,有利于延长油田稳产期。相对于常规水驱,精细水驱技术预期提高低渗透油藏采收率5%以上。     

大牛地气田回注井地层敏感性实验研究

大牛地气田W-4污水回注井储层结构致密,岩心孔隙度在10%～15%,属于低孔隙度、低渗透率砂岩储层。该井在污水回注过程中,回注压力急剧升高,影响正常回注。针对该井回注压力升高过快的问题,进行了储层敏感性实验研究。结果表明:W-4井储层具有弱速敏、强水敏和弱碱敏,且随着回注水水量的增大,岩心渗透率逐渐降低,影响回注生产作业。根据实验研究结果,提出了对策措施,对于解决压力升高的问题具有指导意义。