油田地热资源开发利用技术探讨

  随着传统化石能源消费水平的上升以及所带来的环境问题，世界范围内掀起了新能源开发的热潮。地热能由于储量巨大、对环境的负面影响小，被各国列为重要研究开发的新能源之一。相比于其他新能源（如风能、光伏太阳能等）而言，地热能具有可靠性高、碳排放量低及维护成本低等特点，但其初期投资成本高、投资回收期长，制约了地热能的发展。

 

  油气盆地丰富的地热资源以及油田已有的基础设施、生产技术、储层资料等条件，为地热能开发提供了新的机遇。在当前节能减排的大环境下，开发利用油田地热资源对油田的可持续发展也带来了新的生机。

 

  1 油田地热资源

 

  油田地热资源包含地压型热流体资源、联产型热流体资源等类型。

 

  地压型热流体资源一般埋藏较深，此类储层通常为异常高压地层（如美国墨西哥湾地压型热储的压力梯度达到10.46kPa/m），含有大量高温咸水（温度范围在90～200℃之间），并饱和有甲烷气体，如J.Griggs 估计美国墨西哥湾地压型热储中溶解的甲烷体积达到（85～130）×1012m3[1]，杨玉新等推测塘沽古近系东营组地压型地热水中的甲烷含量在0.5～1m3/m3 之间[2]。因此这类地压型热储中有热能、化学能（甲烷）和动能等3 种可利用的能量形式。在油气田开发过程中，为了提高油气采收率，都尽量避免射开含水层，并且油气田开发者并不关注这类含水层中的能源，致使这类潜在的地压型地热资源被“遗留”在地层中，目前还未引起足够重视。

 

  考虑到这类热储中存在的非常规气（地压气或水溶气）资源量及其庞大的高温水体，这类热储具有巨大的开发潜力。

 

  联产型热流体资源主要来自油井产出的高温热流体。油田产出水具有水量多、热能总量大的特点，特别是进入高含水期的油田。在这样的油田，可充分利用已有资源实现油气生产和地热能开发的双重目的。

 

  油田中联产型地热资源开发可采用如下几种模式：

 

  ①利用目前正常生产井进行“油—热—电”联产，所产热量可用于集输伴热系统维持温度或居民供热，所发电能可供给现场使用或者进入电网销售。这种方式是油田利用地热资源的一种最佳模式，仅需要投入一部分安装发电设备的费用，采用水驱开发并且产出水回注的油田是这类联产模式的首选场所。②利用处于生产寿命末期的油井或低产井进行联产。对于这类油井，在一定原油产量下可保持经济生产，但当产出水体积增加到一定程度后就不再具有经济性，在这种情况下将其转换成联产模式生产可以获取额外收益。由于地热发电所需的流体流量较大，因此需要对这类油井进行改造，增加流体流量，以满足发电要求。相比于第一种模式而言，成本较高。

 

  ③与油气公司合作钻新井。当所钻井产出水太多而不能经济生产油气时，可将该井重新完井后建成地热井，使水产量和发电能力达到最大。相比前两种开发模式而言，这种模式的开发成本最高。④将油气田的废弃井改造成地热井，或者利用油田现有技术将储层改造成增强型地热系统也是一种行之有效的油田地热资源开发方式。

 

  20 世纪70 年代，S.Cubric 就论证了注水开发油藏中在不损失原油采收率的情况下开采油藏下部水体中的地热能的可行性[3]。地热和油气在开采理论与技术方面具有共同之处，充分利用各方所长可促进相互发展与提高。

 

  此外，开发利用油田地热资源，可降低碳排放量、促进油田节能减排。据估算，一个装机容量为1MW的地热发电站，每年二氧化碳减排量可达6000t[4]，一些中小型油田可供发电的中低温地热资源具备建成上千兆瓦级规模的发电能力[5]，因此油田地热开发还具有很大的减排潜力。

 

  2 油田地热发电

 

  地热发电是一种最重要的地热利用方式。目前国外采用的地热发电主要有扩容闪蒸发电、双工质发电等几种形式，其中双工质发电技术尤其适用于中低温地热资源。双工质发电通过循环工质与地热水之间的热传递实现能量交换，其工作原理如图1 所示。系统由换热器、汽轮机、发电机、冷凝器和工质循环泵等五大部分组成，有机工质在换热器中从地热水中吸收热量，生成具一定压力和温度的蒸汽，蒸汽推动汽轮机做功，从而带动发电机发电。从汽轮机排出的有机蒸汽在冷凝器中与冷却水换热后凝结成液态，最后借助工质循环泵重新回到换热器，如此不断地循环下去实现连续发电。

 

  美国是中低温地热发电研究和应用较多的国家。

 

  位于阿拉斯加州Fairbanks 市的Chena 温泉发电站，其地热水温度为74℃左右，总装机容量为225kW，发电成本大约为50 美分(kW·h)，是目前国际上地热温度最低的商业发电站之一[6,7]。为了将低温余热高效地转换成电能，Ener-G-Rotors 公司开发了一种容量为40～60kW 的中低温发电装置——GEN4 系统，使用温度为65.5～148.9℃的热水或低热蒸汽进行发电，热电转换效率约为10%～15%。GEN4 系统采用完全模块化的便捷式有机朗肯循环系统（ORC），一般2～3 年内即可收回投资[8]。

 

  20 世纪70 年代初，我国曾在广东丰顺县邓屋（92 ℃、300kW）、湖南宁乡县灰汤（98 ℃、300kW）、河北怀来县后郝窑（87 ℃、200kW）、山东招远县汤东泉（98℃、300kW）、辽宁盖县熊岳（90 ℃、200kW）、广西象州市热水村（79℃、200kW）和江西宜春县温汤（67℃、100kW）等地建成了采用扩容闪蒸发电或双工质发电技术的中低温地热发电站，并先后都试验成功发电[9]。当时国内的中低温地热发电技术已具备相当水平，但由于没有市场需求，限制了该技术的发展。近年来，国内研制的螺杆膨胀动力机发电技术拓展了我国中低温发电的技术领域。螺杆膨胀机适用的工质类型可以过热蒸汽、饱和蒸汽，也可以是汽水两相以及含污热液热水。150℃以上的热水可采用螺杆膨胀机直接发电，70～150℃的地热水可采用双工质循环的螺杆膨胀机发电[10]。

 

  由此可以看出，中低温发电技术和设备已经逐渐成熟，其关键是合适的地热水温度（70℃以上）和足够大的地热水流量。目前，国内许多油田的含水率已经达到或超过了90%，每天有大量“热废水”产出，这些“热废水”除用于集输系统伴热、供暖外，在温度较高的情况下还可用于中低温发电。近年来，美国和我国华北油田在油田地热发电方面成功开展了矿场示范试验，取得了较好的效果。

 

  2008 年，ORMAT 公司在美国落基山油田测试中心（RMOTC）投入运行了一座双工质（有机朗肯循环）发电站，利用怀俄明州Tea Pot Dome油田边远井产出的流体进行发电，流体温度大约为77℃，额定发电能力为250kW。该发电站是世界上首个“油—热—电”联产的商业应用案例。从2008年9 月至2009 年2 月期间， 利用304×104bbl 油田产出水共发电586MW·h；2009 年9 月至2010年1 月期间，利用170×104bbl 油田产出水共发电322MW·h[11,12]。此外，美国佛罗里达州Jay 油田于2009 年也投入运行了一座“油—热—电”联产发电站，该油田含水高达95%，产出水温度为85～90℃，初期装机容量为280kW，预计油田总的装机容量可达5MW [13,14]。

 

  2011 年4 月，华北油田投产了国内首座利用油田产出液发电的中低温发电站，采用双工质螺杆膨胀动力机发电技术，装机容量400kW。发电站所用热水来自留北油藏8 口高含水井（含水97% 以上），温度为110℃，流量为2880m3/d。在满负荷条件下，预计其年发电能力为270×104kW·h，每年可增加原油产量12000t，节约燃料4100t[15]。该地热发电站成为国内油田梯级利用地热资源的成功典范。

 

  上述实例表明，基于现有的中低温发电技术，利用油田产出水实现“油—热—电”联产在技术上是完全可行的，其经济性主要取决于油田产出水流量和温度、发电规模、环境温度等因素[16]。就目前这些中低温地热发电站而言，其规模和发电功率均较小，但这种小型地热发电站通常都具备可扩展能力，根据油田生产情况容易进行升级改造。如果将现有整个油田转换成地热田联产，并与尚未受到重视的地压型地热资源项目相结合，则整个油田将具备大规模发电的能力。

 

  3 油田地热水驱

 

  稠油油藏储量巨大，在当前原油供需紧张和油价高升的情况下，稠油油藏的高效开发也成为未来油田开发的一个重点。稠油开采要确保地层流体能够顺畅入井、入井流体能高效举升到地面，其核心是降低原油黏度。目前采用的稠油开采技术有蒸汽驱、蒸汽吞吐、热水驱、电加热等，这些方法加热成本高（多以燃烧原油/ 天然气产生蒸汽/ 热水、电加热耗电量大）、热利用效率低等缺点。利用储层深部的地热水进行热水驱为稠油油藏开发提供了一种新的途径。

 

  热水驱被证明可降低原油黏度，进而降低流度

 

  比，提高最终采收率[17,18]。但由于热水含热量少，不能有效地将热量带入油藏而使得该技术未得到大规模应用。相对于热水驱而言，地热水驱利用油田地热资源和现有注水技术，通过同井深部采出、浅部注入的方式将深部高温流体（油、气、水及混合物）的热量带入浅部油层，一方面减少了地面和井筒中的热损失，另一方面还可避免地面低温注入水对地层造成的冷伤害，此外还能减少能源消耗和环境污染。

 

  一些室内实验和数值模拟结果表明，采用地热水驱优于传统的天然水驱，可提高采收率4%～10%左右[19～22]。如印度尼西亚Sumatra 中部的BalamSouth 油田，数值模拟研究发现采用地热水驱比传统水驱可提高采收率7.6% 以上。20 世纪90 年代初，美国对得克萨斯州南部油区利用地压型地热资源开采稠油的可行性进行了研究，其结果认为：在原油价格为14 美元/bbl、天然气价格为2 美元/103ft3 的情况下，采用地压型地热资源开采稠油油藏就能实现项目的收支平衡。在这样的价格体系下，当时的投资回收期不到两年时间[23]。

 

  地压型地热储层由于具有异常高温高压以及含有溶解甲烷气等特点，因此利用其进行强化采油具有以下优势：①自身庞大的水体能提供高温热水，无需外界补充淡水，避免了地面水源不足的问题；②利用自身高压将热水注入低压目的层，减少了地面注入费用；③通过井下分离技术产出的甲烷气可驱动地面设备发电或进入输气管网，或者溶解的甲烷气随热水一同注入目的层以提供额外的驱动力，起到气—水混合驱的作用。但该技术的可行性取决于：①是否可找到合适的地压型地热资源以及注入目的层；②能否解决注入地压型热流体所涉及的目的层（岩石基质、流体含量）和地压型热流体之间的化学和热动力学等技术问题；③地压型热储生产过程中的温度、压力、矿化度变化是否会影响到其生产能力。

 

  4 油田地热发电—地热驱油联产可行性

 

  我国油区中的地热资源潜力巨大，按目前的估算结果来看，如果开发2% 的资源量，就相当于我国2010 年能源消耗总量的100 倍 [24]。

 

  目前已处于高含水期的胜利油田，地处渤海湾盆地，油区的正常地温梯度为3.4～3.8 ℃/100m[25]。

 

  热储主要分布在馆陶组、东营组和深部奥陶系—寒武系，其热储分布和特征如表1 和表2 所示。据测算，上述3 个层系的热水总储量为4600×108m3，折合标煤125×108t；可采储量为750×108m3，折合标煤27×108t[25,26]。胜利油田绝大多数油井深度为1000～3000m，油田产出液温度为60～100℃，有些甚至会更高。

 

  从表1 和表2 可以看出，孤岛地区是一个潜在的高温地热开采区域， 如孤东281-5 井、孤东301-1 井和孤东18 块的地层温度分别达到了141.3 ℃、121.7 ℃ 和114.3 ℃，王学忠等对此论证了在该油区进行地热采油的可行性[19]。对于该油区来讲，若通过进一步的地层和井筒改造，则地面产出流体可以达到中低温地热发电的要求。结合中低温地热发电技术和地热采油工艺，设计了如下地热梯级利用工艺方案（图2）。

 

  从地热井产出的高温流体，通过换热器换热后，热能用于双工质发电机发电，换热后的低温流体进一步通过三相分离器和换热器进行处理；双工质发电机所发电量一部分供油井举升设备用，一部分供产出水回注设备用，多余部分可并入当地电网；通过分离器和换热器处理后的热水回注稠油油藏（热水温度低时可辅助太阳能加热）、原油进行外输销售、热量用于集输伴热和供暖。

 

  相比于高含水期通过提液实现地热发电和增产原油工艺[15] 以及单纯的地热采油工艺[19] 而言，本方案兼具了这两种工艺的优点，在热水驱提高稠油油藏采收率的同时实现了地热能的梯级利用。

 

  5 结论与建议

 

  （1）含油气盆地存在丰富地热资源，借助于油气田现有基础设施和勘探开发数据，实现油田地热资源的高效开发和利用，是维持油田可持续发展和实现新能源开发的“双赢”选择。

 

  （2）中低温发电技术的不断进步使油田伴生中低温地热资源实现“油—热—电”联产成为可能；将油田转换成地热田联产，并与潜在的地压型地热资源项目相结合，能极大地提升油田的发电规模和发电能力，在一定程度上可满足油田生产需要。

 

  （3）地压型地热资源具有异常高温高压及含溶解甲烷气等特点，适合用于稠油油藏热水驱以提高油藏采收率，但该类地热资源的勘探程度低，还未引起足够重视。