鲁北砂岩热储地热尾水回灌试验研究

天津：地热资源循环梯级利用(组图)

天津：地热资源循环梯级利用(组图) 2007-5-18 15:51:21

采用地热梯级利用技术的高温热泵系统

人民网·天津视窗5月18日电： 节能降耗关键词 地热资源利用，回灌技术，梯级利用技术 项目单位： 天津市国土资源和房屋管理局 天津地热勘查开发设计院 天津市河东区房地产管理局供热公司 项目内容： 天津市地下蕴藏着丰富的中低温地热资源。全市地热分布面积达8700平方公里。地热资源已经成为天津经济发展和改善城市环境质量不可多得的清洁能源。但在地热资源利用过程中也显现出种种问题，地热资源在漫长的地质历史时期形成，其补给来源主要为大气降水，补给时间漫长（几千年乃至数万年），补给量有限，随着地热资源利用的广泛，长期以单纯开采井的形式开发，将会导致热储层水位下降过快，地热井使用寿命缩短。而且地热尾水排放温度过高，容易造成对环境的热污染。 为了解决保持热储压力，减少地热流体直接排放污染环境问题，并使地热资源得到充分利用，天津市国土资源和房屋管理局在地热的开采与利用过程中，组织地热勘查和开发利用单位研究和采用地热回灌技术和梯级利用技

术。 地热回灌技术是将经过利用温度降低的地热尾水或其他水源通过地热回灌井重新注回热储层。回灌的地热尾水和其他回灌水在热储层中经过与地热流体混合，并和热储层中的岩石骨架进行热交换，温度升高，可以再次循环利用。梯级利用技术根据地热资源温度高、富含丰富的矿物质等特点，多梯次利用地热资源。以冬季采暖为主，利用后的尾水可直接通过回灌井回灌到地下，也可以用于生活热水、理疗、种植、养殖等。通过这种方式增加了单井供热能力，提高了地热资源利用率，降低了地热水的排放温度，从而有效地节约和保护地热资源，提高了经济效益，避免了热污染和环境污染，资源的效能得到了充分发挥。

烃类充注对储层成岩作用影响

烃类充注对储层成岩作用影响 油气等有机烃类在储层中的聚集改变了成岩作用环境，从而控制着矿物的交代、转化及自生矿物的形成等成岩作用过程。所以充分认识有机油气注入与储层中矿物形成、转化之间的关系，深入探讨成岩作用机理，不仅可以为储层有利次生孔隙带的预测提供理论依据，而且可以确定油气充注方式、期次和时间，对研究油气藏的形成过程、总结油气藏的形成模式和分布规律具有重要的理论意义和应用价值。 其形成主要与有机质成熟过程释放有机酸对长石等颗粒的溶解有密切关系。近年来，随油气勘探发展，储层成岩作用在理论研究、具体实践中均获得了长远进展。在成岩作用的现代概念（Walther，1983）提出至今约一百年的历史中，成岩作用的研究经历了几个发展阶段，并取得了许多重大的进展。20 世纪40-50 年代以前，沉积学主要研究沉积作用的过程，大多数沉积地质学家的观点是沉积矿床为沉积作用或至多在同生期沉积就形成了（孙永传等，1996）。但是从20 世纪中期开始，人们对成岩（后生）作用的研究给予了很大的关注，成矿作用的阶段性的认识则从根本上改变了沉积岩石学的许多传统观念，并孕育了成岩作用研究的新时代。从上世纪70 年代中期开始至90 年代，成岩作用的研究进入了一个崭新的阶段，其中与石油地质学家的参与有着重要的关系。后期，由于诸多因素，促使石油地质学家们及沉积学家对储层成岩作用的研究愈加重视，其显著特征是对成岩反应中无机和有机过程相互作用及其系统演化的探索，并重新评价油气地质演化过程和有利储层形成及其演化历史（Hower等，1976），，成岩作用的研究由此进入了一个快速发展的阶段，相当一部分学者称之为现代成岩作用研究阶段。在该阶段盆地油气活动的研究为成岩作用或者成烃-成岩作用的深入研究提供了契机（Bredehoeft等，1990；），我国学者对诸多含油气盆地储层成岩作用也开展了不懈的研究和探索，为深入揭示中国陆相含油气盆地的成岩作用规律研究奠定了基础，成岩作用的研究亦被列入沉积学和储层地质学重要研究方向。盆地油气活动在成岩作用或成烃-成岩作用中的深入研究对于认识小尺度内成岩特征与大尺度盆地演化，揭示成岩作用的时空规律具有重要的意义（李忠等，2006）。目前，大多数研究者已认识到，储层的成岩作用是一个十分复杂的地球化学过程，受到构造演化、沉积作用、矿物、盆地热流性质、油气运移及成岩环境中的物理化学条件等多种因素控制，最关键的是在油气充注过程中，矿物与孔隙油气之间的相互作用条件、方式及随之发生的迁移方向、途经与沉淀位置等，油气流动是影响成岩作用的关键因素（张枝焕等，2000；）。 综合前人的研究，油气充注对成岩作用的影响可以概括为三个方面：（1）抑制胶结作用的进行，主要是抑制石英、伊利石和碳酸盐矿物的胶结；（2）油气中所包含的有机酸溶蚀可溶矿物，形成溶蚀孔隙，增加了储集空间；（3）油气形成产生的超压能缓冲压实作用，有利于原生孔隙的保存。 1油气充注对胶结作用的抑制 石油生成、运移后在储层中产生聚集，油气的注入孔隙水化学组成发生改变，造成孔隙水的无机离子的浓度减小，且直接由碳酸盐胶结作用、间接使pH值发生变化、油气部分代替地层水从而阻止了矿物的离子间质量传递，使矿物的交代和转化、自生矿物的形成受到抑

用于研究地热回灌堵塞机理的模拟试验方法与设计方案

本技术涉及一种用于研究地热回灌堵塞机理的模拟试验方法，包括以下步骤：（1）铺设模拟砂槽，上部采用粘土作为隔水层，下部采用砂岩作为热储层，在砂岩中布设数个压力传感器，并进行编号；在热储层中设置有多个取水点，每一取水点处埋设示踪剂检测取样水管，并进行编号；位于同一直线上的示踪剂检测取样水管长度不同等。本技术的优点是：结构简单，便于施工。可以突破实际采灌工程由于经济投入和场地限制等，无法采集热储层岩心的问题，便于试验、便于获取回灌后的热储原状岩心，提高了测试结果的、真实可靠性，为堵塞机理研究提供支撑。 技术要求 1.一种用于研究地热回灌堵塞机理的模拟试验方法，其特征在于，包括以下步骤： （1）铺设模拟砂槽，上部采用粘土作为隔水层，下部采用砂岩作为热储层，在砂岩中布设数个压力传感器，并进行编号；在热储层中设置有多个取水点，每一取水点处埋设示 踪剂检测取样水管，并进行编号；位于同一直线上的示踪剂检测取样水管长度不同；

（2）设置贯通隔水层以及热储层的开采井和回灌井，在开采井和回灌井之间，以及在开采井和回灌井的外围，均匀等距布设同层位的水位监测井；在所述的开采井、回灌井以及水位监测井内布设压力水位计；所有的压力传感器以及压力水位计均通过数据采集器接入电脑；在隔水层和热储层上还布设砂样采集孔，在该砂样采集孔处的顶部安装有可折叠端盖，向砂样采集孔内放置砂样采集笼，该砂样采集笼的下部位于热储层段，采用桥式滤水管；与砂槽对应的砂样采集笼的下部装入砂，上部装入粘土，所述的砂样采集笼的内部可拆卸的安装有一同轴设置的内管，所述的内管的下部设置有与桥式滤水管对应的内管滤水孔，该内管的下部形成固定弧形板以及与固定弧形板对接的开合弧形板，该开合弧形板的上部转动的安装在环形片上，在该固定弧形板的下部设置有对开合弧形板限位的卡扣；所述的砂样采集笼与砂样采集孔的孔壁之间设置止水圈，所述砂样采集笼顶部焊接吊环； （3）配置抽水设备、回灌设备及管路：抽水设备安装在开采井，供水管路与抽水设备连通，分布在开采井；回灌管路分布在回灌井，回灌设备作为水处理设备，安装连接在供水管路与回灌管路之间； （4）在每一水位监测井中放入一与自吸泵连通的取水软管，该水位监测井同时作为示踪剂检测取样井使用； （5）所有的水位监测井通过连通管与水平设置的补水管道相连通，在连通管上安装有连通管阀门，所述的补水管道位于热储层的外部； （6）在砂槽外围接取水阀门，取水阀门安装在砂槽四周，自上而下均有分布，可实现对砂槽不同深度不同位置的水样提取，便于对各取水点的水样进行采集； （7）在砂槽底部布设带有滤水孔的石油套管，在石油套管的外围包网后形成排水管，用于放空砂槽内存储的水； （8）进行回灌实验。 2.根据权利要求1所述的一种用于研究地热回灌堵塞机理的模拟试验方法，其特征在于，在砂岩中布设的数个压力传感器呈网格状分布。

致密砂岩储层构造裂缝形成机制及定量预测研究进展_徐会永

第19卷第4期 2013年12月地质力学学报JOUＲNAL OF GEOMECHANICS Vol.19No.4 Dec．2013 文章编号：1006- 6616（2013）04-0377-08致密砂岩储层构造裂缝形成机制及 定量预测研究进展 徐会永1，冯建伟2，葛玉荣 3（1.中国石油大学期刊社，山东青岛266580； 2.中国石油大学地球科学与技术学院，山东青岛266580； 3.中国石油测井有限公司，新疆哈密735200） 收稿日期：2013- 03-02基金项目：山东省博士后基金项目“基于应力场模拟的低渗透砂岩储层裂缝多参数定量建模”（201003104） 作者简介：徐会永（1977- ），男，汉族，山东庆云人，副编审，博士，主要从事沉积学及石油地质学等方面的研究及科技论文编辑工作。E- mail ：xhy7714@https://www.wendangku.net/doc/e513536471.html, 摘 要：致密砂岩裂缝性储层已逐渐成为非常规油气资源勘探开发的重点，构造裂 缝形成机制研究及定量预测也相应成为热点问题。从构造地质学和地质力学角度对目前的裂缝研究方法进行系统分析，并对含微裂隙的岩石损伤力学实验分析、复合 地层本构关系及破裂准则的建立以及不同应力场作用下裂缝参数的定量表征方法进 行详细对比后认为，裂缝的产生、裂缝的位置和方向以及裂缝参数的量化是实现裂 缝准确预测的关键。今后裂缝研究的发展方向主要有3个，即基于构造地质学和岩 石损伤力学的宏观野外观察和微观室内试验相结合研究裂缝形成机制，考虑多重影 响因素并基于能量转换理论的复合岩石破裂准则建立，基于精细构造地质模型的有 限元数值模拟实现各期应力场作用下裂缝参数的三维定量表征。 关键词：致密砂岩储层；构造裂缝；形成机制；定量预测；非常规油气 中图分类号：P542；P553文献标识码：A 0引言 随着中国油气资源勘探开发逐渐由东部向西部、由常规储层向非常规储层转变，致密 气、页岩气和煤层气成为国家“十二五”规划后的开发重点［1］。很多学者认为在致密气、 页岩气和煤层气3种非常规天然气中，应该优先发展致密气［2 3］。致密气资源量数据相当可靠、开发致密气技术较成熟、致密气的分布与常规气在很多地方重叠、基础设施建设成本较低［3］，因此致密气的开发前景比页岩气更明朗。中国石化已启动鄂尔多斯致密油气增储上产会战［3］。此外，来自国土资源部的数据显示，2011年全国天然气产量为1011.15?108m 3［4］，致密气产量约为350?108m 3［3］，约占全国天然气总产量的三分之一。 非常规气藏开发有很多相似之处，如都需要打水平井和丛式井、都需要压裂工艺等。国内已基本掌握了致密砂岩油气的开发配套技术，有些技术已达国际先进水平。但大规模开发不能照搬国外模式，还需要通过有的放矢的基础研究和工程技术的先导性试验，提出适合中

砂岩热储地热尾水回灌试验

砂岩热储地热尾水回灌试验 一、回灌试验 （一）一般规定 生产性回灌前应进行回灌试验，确定可回灌性和方法。 （二）梯级流量试验 梯级流量试验应在定水温条件下进行，控制灌入流量，确定该井的可回灌性，试验方法如下： a)以20m3/h 的回灌流量梯度增量进行回灌，水位每级应稳定48h。 b)最大自然回灌量以回灌井水位距井口不少于10m，稳定时间应大于120h 为 准。 （三）梯级温度试验 梯级温度试验应在定流量回灌条件下进行，通过调节温度，确定温度对回灌的影响，试验方法如下： a)原水温度回灌试验（与开采井井口水温相同）时，水位应稳定48h。 b)35℃（模拟地板辐射供暖尾水温度试验）时，水位应稳定48h。 c)25℃（模拟热泵利用供暖尾水温度试验）时，水位应稳定48h。 注：在易堵塞地区（回灌目的层泥质含量较高的地区），每个试验阶段结束后应进行回扬，至水清砂净。 二、回灌工艺 （一）一般规定 1．生产性回灌前，应分别对开采井和回灌井进行回扬，直至水清砂净，按抽水 试验要求做好水温、水位、水量数据记录，并进行相应的分析对比。

2．应通过回灌管进行回灌，回灌管应保持密封，浸入水中深度应大于 5m。 3．瞬时回灌率应不低于 80%。 （二）回灌方式 1．自然回灌 采用自然回灌的方式进行回灌应符合下列要求： a)回灌前应记录回灌井流量表起始读数、水位、液面温度等； b)检查并保证回灌系统密封。关闭回扬水阀和回扬排水阀，开足回灌进水阀， 再缓慢打开控制阀，让地热尾水从回灌管中进入回灌井； c)回灌过程中密切关注回灌系统畅通和回灌井水位变化情况。当回灌井水 位无快速上升，回灌量稳定时，持续回灌；当回灌井水位上升较快时应 加密观测，水位距井口小于10m 时，应停止回灌采取措施； d)回灌开始至结束后一定时间内，按要求连续观测、记录瞬时回灌量和累 计回灌量、水位、温度等数据。对异常情况发生的时间、现象、原因分 析、处理措施和效果要详细记录，确保回灌过程中数据记录准确、完整。2．加压回灌 加压回灌应先排出井筒内的气体，加压回灌应符合下列要求： a)加压回灌前观测、记录好流量表起始读数、回灌井水位、压力等原始数据。 b)当管网余压不足时开启加压泵进行加压回灌，压力从小到大逐渐迭加，直 至回灌量正常。 c)加压回灌时回灌系统应通畅，井口压力无明显、快速上升，加压管道无 异响、泄漏、变形等异常现象，确保人员与设备安全。 d)记录加压回灌量（瞬时回灌量和累计回灌量）、水温、井口管道压力表 读数，确保数据记录准确完整。 e)当井口压力达到加压回灌设计值，应停止加压回灌，待井口压力减小到 0 时，再进行检查、维护。 （三）回扬 3．回灌井堵塞时（见 10.4.2），宜用回扬的方法处理，恢复至初始单位开采量，

碎屑岩成岩作用和储层岩石学研究新进展

碎屑岩成岩作用和储层岩石学研究新进展 储层研究贯穿于油气勘探开发的始终，其在石油地质研究中所占比重也随着油气勘探开发阶段的向前推移而不断增大。 本文重点介绍沉积物（岩）的成岩作用和储层岩石学研究新进展。 一、砂质沉积物（岩）的成岩作用 （一）砂质沉积物（岩）的形成演化包括五个阶段：风化剥蚀—搬运—沉积—成岩—变质。 （二）成岩作用在沉积物（岩）的形成演化旋回中占有特别重要的地位 1、不同程度地改造了沉积物的成分和结构，甚至可以把它变得面目全非。 2、碎屑岩中有很多自生矿物形成于成岩阶段而非沉积产物，特别是自生粘土矿物。 3、砂体的很多结构也形成于成岩期而非沉积期形成。因而在恢复砂体沉积环境、再建古地理时必须了解其成岩变化，否则就会导致得出错误的结论。 4、成岩作用对砂质沉积物（岩）的孔隙性和渗透性有很大影响。要全面评价储层，必须把沉积相研究和成岩作用研究紧密结合起来。 5、砂岩孔隙类型的确定关系到储层评价预测和寻找优质储层的方向。而孔隙成因的确定有赖于成岩作用的深入研究。 6、成岩致密带和成岩隔层的研究可为新区合理部署探井和划分开发层系提供重要依据。 7、成岩史和孔隙演化史的研究是油气成藏的重要组成部分。 8、成岩圈闭的发现为勘探非构造隐蔽油藏指出了新领域。 9、生油岩成岩作用和粘土矿物成岩演化的研究已作为判别生油岩成熟度的重要标志。有机质热演化的研究成果是现代晚期生油理论和油气初次运移理论的重要支柱。 10、油层保护和改造与储层的成岩粘土矿物、自生矿物、岩石成岩后结构构造有密切关系。 11、原来当作岩浆热液成因的砂岩中的金属矿，实际上是成岩期在地下水作用下，沉积物中分散物质发生溶解、沉淀、富集形成的，提出了“成岩矿产”的概念和沉积期分异作用的理论，受到了广泛重视。 12、随着成岩作用研究的不断深化，使我们有可能模拟预测地下孔隙性砂体的性质和展布，提高油气勘探成功率，国内外已有不少成功的例子。 综上，成岩作用关系到油气生成、运移、聚集成藏等一系列石油地质问题，也关系到不少金属矿床的形成，具有重要的理论意义和实际意义，发展迅速，国内外都十分重视。 （三）成岩作用研究的历史、现状和发展趋势 成岩作用这一概念自贡别尔（V on Gumbel，C.W.1886）提出已有100多年的历史。在本世纪四十年代以前，主要是对碎屑岩的研究，特别是对其中的一些矿物如石英、长石、锆石等的自生作用进行观察。自四十年代及五十年代发现了中东及加拿大的碳酸盐岩大油田后，碳酸盐岩石学、沉积学及成岩作用方面的研究在六十年代和七十年代蓬勃发展。就在碳酸盐岩研究工作方兴未艾之时，在七十年代后期和八十年代初，人们的注意力又开始转移到碎屑岩的研究上来。

致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异

致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异 随着世界油气工业勘探开发领域从常规油气向非常规油气延伸，非常规油气的勘探和研究日益受到重视。20 世纪90 年代以来，中国出现深盆气、根源气、深盆油、向斜油、非稳态成藏、致密油、致密气、页岩气、页岩油、源岩油气等概念。油气地质基础研究呈现出由常规油气向非常规油气发展的新趋向（图1）。 图1 中国陆上主要非常规油气有利区分布图（据邹才能等，2013C）致密油是一种重要的非常规资源，是指夹在或紧邻优质生油系的致密储层中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集，是与生油岩系共生或紧邻的石油资源。储层致密、油气在运移、聚集、成藏等方面与常规砂岩油藏存在较大差异，导致致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发上地质主控因素存在较大差异，本文主要从储层特征、流体性质、边界条件进行简要分析。 一、储层特征 非常规油气储层以纳米、微米孔喉为主，微观孔喉结构复杂，决定了其低孔低渗的储集特征，控制了油气聚集机制、富集规律等基本地质特征。

（一）储层质量 1.宏观 致密砂岩储层以纳米级孔喉系统为主，导致其储层致密物性较差，一般孔隙度小于10%，渗透率小于0.1mD，而常规砂岩储层物性相对较好，如表1-1。 致密砂岩油藏储层总体致密是其与常规油气储层的最大区别。 表1-1 致密砂岩储层与常规砂岩储层宏观储层质量对比 2.微观 （1）孔隙结构 孔隙结构：岩石中所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通的关系。微米与纳米尺度是通过扫描电镜与微-纳米CT扫描可以识别的微观孔隙形态与空间特征，如图1-1。 图1-1微观孔隙形态与空间特征（据于清艳，2015）

致密砂岩储层评价研究现状

致密砂岩储层评价研究现状 致密砂岩油气藏作为一种特殊非常规油气藏，已受到石油工业界的高度关注。目前致密砂岩储层的评价主要是在地层层组划分的基础上，依据测井解释、岩心物性分析、X-衍射分析、显微薄片鉴定等分析和实验资料，结合产能情况，对储层岩性、储层的物性下限、脆性、厚度和分布范围等多个方面进行评价。 标签：致密砂岩储层储层评价研究现状 0引言 致密砂岩油气藏作为一种特殊非常规油气藏，已受到石油工业界的高度关注。自20世纪80年代以来多位石油地质专家提出了深盆气（Masters，1979）、盆地中心气（Rose，1986）和连续型油气藏（Schmoker，1995）等新概念，就是针对非常规储层用新的思维以及创新的技术方法[1～3]。中国致密储层天然气的分布十分广泛勘探潜力巨大，形成了以四川盆地须家河组、鄂尔多斯盆地苏里格地区二叠系为代表的致密砂岩大气区[4]。 目前致密砂岩储层的评价主要是在地层层组划分的基础上，依据测井解释、岩心物性分析、X-衍射分析、显微薄片鉴定等分析和实验资料，结合产能情况，对储层岩性、储层的物性下限、脆性、厚度和分布范围等多个方面进行评价。 1岩性评价 岩性评价是致密砂岩储层评价的重要组成部分之一，且较常规储层评价的要求更高。致密砂岩储层储集空间小，测井信息中所包含的孔隙部分贡献相对较低，因此，为了求准测井孔隙度，要求更加精细的岩性组分以保障骨架参数的准确性。此外，岩性评价能够十分有助于致密砂岩储层的压裂设计，如可根据岩性类别及其组分确定出的脆性指数以及黏土矿物类型及其各种黏土相对含量，均是压裂设计着重考虑的因素。 常规测井评价岩性的方法主要为：以自然伽马测井计算泥质含量，以密度、中子和声波孔隙度测井确定岩性骨架类别及其比例大小。如果有自然伽马能谱测井资料，可进一步确定出黏土类型。最后以岩性实验分析（如X衍射）刻度测井计算结果。近年来，斯伦贝谢公司研发的新一代地球化学元素测井技术-元素俘获谱测井（ECS）已在我国推广应用，丰富了测井岩性评价的内容，提升了岩性组分的计算精度[5～7] [14]（如图1）。 2有效储层物性下限评价 有效储层物性下限是指储集层能够成为有效储层应具有的最低物性。有效储层是指在现有工艺技术及经济条件下能够产出具有商业价值油气流的储层。有效储层的物性下限值主要包括储层孔隙度、渗透率和含油饱和度下限值。有效储层

致密砂岩岩石物理模型研究

致密砂岩岩石物理模型研究致密砂岩油气作为非常规能源的一种，对世界常规能源的接替起到了至关重要的作用。其显著的特征是渗透率低（小于或等于0.1×10-3μm2）、岩石压实紧密、微观储渗机理复杂。多数情况下，致密储层的胶结程度高，塑性大，岩屑含量及粘土含量相对多，常规的解释与评价方法很难揭示岩石的储集与渗流机理，并且现有的岩石物理解释模型也难以精细的表征其微观特征，表征物性特征的参数同样也不仅仅为孔、渗的数值大小，因此对于致密砂岩，基于岩石微观孔隙结构参数的表征是对物性进行描述的重要内容。但在致密砂岩储层中如何明确裂缝的形成过程并把它表征出来一直是一个难点。在致密砂岩形成过程中，成岩作用对其影响最大。在成岩作用过程中，压实作用和胶结作用较大幅度地降低了储层的孔隙度和渗透率，粘土等矿物的充填也是渗透率降低的重要原因。 致密砂岩储层复杂的地质特征使得储层的渗流特征、弹性及物性特征有别于常规砂岩储层，加之极强的非均质性，使得致密砂岩岩石物理分析研究具有很大的挑战性，常规的孔隙度、渗透率以及饱和度等公式适用性差，利用测井手段识别致密砂岩中的气层特别困难、精确评估致密砂岩储层难度大。对此许多学者进行了岩石物理分析及建模方法、测井评价、储层横向预测，以及在开发过程中利用微地震、时移地震等进行储层动态监测的研究。有效的对岩石物理模型进行研究，能够合理地对储层含油气性进行预测。 1、致密砂岩储层特征 在常规砂岩储层中，有效孔隙度通常只比总孔隙度稍低，然而如图 3-1 所示（蓝色部分为容纳气体的孔隙空间），致密砂岩储层中，强烈的成岩作用导致有效孔隙度值比总孔隙度要小很多。伴着成岩作用的发生，致密砂岩得原生孔隙结构发生重大改变，平均孔隙直径减小，弯曲度加大，不连通孔隙增多，于是岩石的孔隙类型和孔隙微结构变得十分复杂。

我国北方地热供暖的现状、问题及展望

我国地热供暖的现状、问题及展望 马致远1，郭森1，李劲彬1，裴蓓1,郑磊1,李修成1,张雪莲1 (1. 长安大学环境科学与工程学院，西安 710054） 摘要；地热资源作为一种重要的清洁能源，在治污降霾，改变能源结构，提倡生态文明的今天，在我国北方供暖方面的作用日益凸显。目前我国北方地区地热供暖以地热流体供暖为主，同时利用地源热泵和干热岩供暖也逐渐普及。本文在对地热流体、地源热泵、干热岩供暖的历史、现状及前景分析的基础上提出了我国北方未来利用地热供暖思考及建议。 关键词：地热能，供暖，地热流体，地源热泵，干热岩 0引言 雾霾加重,化石能源的枯竭,使清洁可再生能源的应用出现了一个新的高潮。党的十八大报告中已将生态环境建设纳入五位一体的国家战略层面。地热一个非常重要的清洁能源,却一度被忽视[1]。地热能分为浅热（地源热泵）、水热和干热（干热岩）3种主要类型[2]中国是地热资源最丰富的国家，中国地热资源占世界的六分之一，但是目前开发利用程地热资源度较低，开发潜力巨大，发展地热刻不容缓。而利用地热资源进行供暖，是对地热资源最直接的利用方式。利用地热采暖，供热，不仅能优化产业结构并且能大量减少有害物质的排放，减轻雾霾污染有着非常重要的作用[3]。鉴于此，本文将归纳总结迄今为止我国地热供暖的现状及问题，为将来地热能的可持续开发提供一些建议。1我国水热型地热供暖的现状、问题和前景 1.1我国水热型地热供暖现状 水热型地热供暖是指利用开采井抽取地下热水，通过换热站，将热量传递给供热管网循环水，输送至用户。我国开发利用水热型地热供暖已有上千年的历史，改革开放以后尤其是近年来，水热型地热供暖的开发利用在规模、深度和广度上都有很大发展，目前我国水热型地热采暖的利用总量已位居世界首位[3]。天津和咸阳是利用水热型地热进行供暖的典型城市。目前，天津是我国利用地热供暖规模最大的城市，全市140个地热站，天津每年地热水开采量为2600万吨、地热供暖面积达到1200万平方米，约占全市集中供暖总面积的10%，占全国地热供暖总面积的50%[4]。咸阳市孔隙热储处于陕西关中断陷型沉积盆地北部，开采1600-4000米深度新近系蓝田灞河组地下热水，曾被命名为全国首家“中国地热城”及“国家级地热资源开发利用示范区”。截至目前，已开凿深层孔隙型地热井45眼，地热水年开采量400万立方米，地热供暖面积达到260万平方米[5-6]。在技术层面上我们从最直接的简单利用，设备陈旧，腐蚀严重，到如今的梯级利用配套专用设备，完善的回灌系统，先进的测试手段，网络化自动管理信息系统，以及资源保证和评价体系的建立，使得我国在地热资源开发利用水平在不断的与世界水平靠近。 1.2水热型地热供暖的优势 ①水热型地热供暖供热量稳定，供热面积大，单井供暖面积在20万平米左右。 ②初始费用与运营费用要远低于集中供暖和燃气 锅炉供暖。其初始投资在100元/m2，运营成本在12元/m2。 ③环境效益巨大，尤其是在污染严重的今天，利用地热供暖可以有效地减少CO 2 的排放，降低雾霾污染，以咸阳为例咸阳每年减少煤燃烧30万吨，减少排放废气18000吨[7]。 1.3我国水热型地热供暖的问题及解决方法 由于地热水的过量开采，造成地下热水水位、水温、水压下降甚至部分开采井变成干井。地热水利用不充分，例如咸阳部分地热井的尾水排放温度在60℃以上不仅造成了资源的巨大浪费，同时会造成环境污染。地热水开发利用规范较少，部分地区盲目打井，破坏了地下热水赋存环境，严重干扰地下热水的自然更新。 解决这些问题的关键措施就是进行地热尾水回灌，地热尾水回灌不仅能够避免地热尾水排放污染，还能够提高地下热水水位，实现地下热水可持续开采，形成地下热水开发的良性循环[6-8]。中国目前的地热尾水回灌可分为两种，一种为基岩裂隙型热储回灌，包括灰岩和白云岩；另一种为孔隙型砂岩热储，主要为新近纪和古近纪[9]。基岩裂隙型热储地热尾水回灌效果普遍较好，以天津为例其主要开采层层舞迷山组地热回灌率为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[4]。较之基岩裂隙型地热尾水回灌，孔隙型砂岩地下热水的回灌面临地压增

鄂尔多斯盆地致密砂岩气层测井评价新技术

作者简介:杨双定,1966年生,高级工程师;1991年毕业于西南石油学院测井专业,1999年获西南石油学院地球探测与信息专业硕士学位;现从事测井资料综合解释及方法研究工作。地址:(710201)陕西省西安市长庆路方元大厦。电话:(029) 86029722。E 2mail :cjc_ysd @https://www.wendangku.net/doc/e513536471.html, 鄂尔多斯盆地致密砂岩气层测井评价新技术 杨双定 (中国石油集团测井有限公司长庆事业部) 杨双定.鄂尔多斯盆地致密砂岩气层测井评价新技术.天然气工业,2005;25(9):45～47 摘　要　鄂尔多斯盆地上古生界以陆相、海陆交互相碎屑岩为主,属于低孔、低渗的致密砂岩储集层。由于其低孔、低渗、非均质性强等原因,使利用常规测井资料正确识别气层的难度增大。文章分析认为,上古生界气田测井特征受岩性物性作用比较明显,石英砂岩和岩屑砂岩的测井特征与含气特征不同,电性上高低电阻率气层共存。在综合利用成象测井新技术提供的新方法及多信息、高精度参数,在分析储层特征的基础上,结合实验数据确定了核磁共振变等待时间的测井参数,提出了对致密气层识别有效的气层识别新方法,主要为基于核磁共振测井的差谱法、移谱法,基于交叉偶极声波测井纵波差值法。通过实例分析,证明了方法的有效性,较好地解决了低孔、低渗致密气层和低阻砂岩储层的气层识别问题,提高了测井识别的准确率,解释符合率达85%以上。 主题词　鄂尔多斯盆地　核磁测井　声波测井　致密砂岩　储集层　流体 一、储层特征 鄂尔多斯盆地上古生界以陆相、海陆交互相碎屑岩为主。自下而上发育着石炭系本溪组、太原组、 二叠系山西组、石盒子组和石千峰组。其中太原组、山西组、石盒子组是主要储集层,储集层岩性为浅灰色含砾粗砂岩,灰—灰白色中粒石英砂岩,灰绿色岩屑质石英砂岩,岩屑砂岩等。 上古生界主要储集层砂岩经历了漫长而复杂的成岩后生作用的改造,储集岩中的原生孔隙大部分遭受破坏,仅存残余粒间孔、自生溶孔以及高岭石晶间孔,从而构成了上古生界低孔、低渗砂岩的储集体系。通过12口井的岩心分析样品统计,其物性特征如表1所示。 表1　储层物性统计表 地　层孔隙度(%)平均孔隙度(%) 渗透率(10-3μm 2) 平均渗透率 (10-3μm 2) 石盒子组3～169.60.05～6.79 1.09山西组 4～10 6.1 0.01～5.63 0.69 该类储层一般必须经压裂改造才有产能,是否产气的影响因素多,即使采用成像测井,也存在多解 性,测井解释难度大。 二、电性特征 在鄂尔多斯盆地上古生界气田,测井特征受岩 性物性作用比较明显,随岩石中岩屑含量增加,或粒度变细,孔隙度减小,渗透率降低,密度增大,电阻率增大,双测向曲线趋于重合。相反,随岩石中岩屑含量减小,或粒度变粗,孔隙度增大,渗透率升高,密度变小,双测向曲线幅度差异变大。一般纯石英砂岩的自然伽马值小于35A PI ,Pe 值小于2b/e ,骨架密度值为2.65g/cm 3,井径正常或缩径;岩屑砂岩自然伽马值大于40A PI ,Pe 介于2.2～3.2b/e ,骨架密度值为2.7g/cm 3,常扩径。高低阻气层并存,山2 段储层电阻率在100Ω?m 可能出水,而盒8段电阻率20Ω?m 可出纯气。 三、气层测井识别新方法 常规测井识别气层主要是通过气层与水层的电阻率差异来识别,对于低孔、低渗、低阻气层识别难度较大。测井新技术的应用,为气层识别提供了新的依据。利用核磁共振测井、交叉偶极声波测井等成象测井资料提取气层识别方法,提高气层识别精度。 ? 54?第25卷第9期 天　然　气　工　业 地质与勘探

地热尾水回灌砂岩热储大口径填砾井、固井射孔井、定向钻井井身结构、常用套管尺寸及规格

附录A （资料性） 合理采灌井距 A.1 相对独立的砂岩热储对井同层回灌 若该采灌对井与其他采灌井距离较远，其他采灌井对该采灌对井的影响可以忽略，回灌量等于开采量时，可参考式（A.1）进行合理采灌井距计算： ····························································(A.1) 式中： r T ——合理井距，单位为米(m)； c w——地热水比热容，单位为焦耳每千克摄氏度(J/(kg℃))； Q——开采量（回灌量），单位为千克每秒(kg/s)； t ——热突破时间，单位为秒(s)； H——回灌层段砂岩层总厚度，单位为米(m)； 算： ρ=nc wρw+(1?n)c rρr···················································(A.2) 式中： n——砂岩孔隙度； c w——地热水比热容，单位为焦[耳]每千克摄氏度(J/(kg·℃))； ρw——地热水密度，单位为千克每立方米(kg/m3)； c r——砂岩比热容，单位为焦[耳]每千克摄氏度(J/(kg·℃))； ρr——砂岩密度，单位为千克每立方米(kg/m3)。 A.2 受其他采灌井影响的砂岩热储对井同层回灌 若该采灌对井与其他采灌井距离较近，受其他采灌井影响时；或回灌量不等于开采量时，合理采灌井距宜用数值模拟法确定。 A.3 岩溶热储对井同层回灌 合理采灌井距宜用数值模拟法确定。

附录B （资料性） 砂岩热储大口径填砾井井身结构 砂岩热储大口径填砾井井身结构见图B.1。 图A.1砂岩热储大口径填砾井井身结构

致密储层的研究

1.2 致密储层研究 1.2.1 致密储层的基本特征 致密砂岩储层具有岩性致密、低孔低渗、气藏压力系数低、圈闭幅度低、自然产能低等典型特征。由于不同学者所研究的对象和角度不同，对致密的理解也不相同。低渗透储层本身就是一个相对概念，随着资源状况和技术条件的变化，致密储层的标准和界限也会随之变化，因此长期以来致密砂岩储层一直没有一个完整的、明确的定义和界限。美国联邦能源管理委员会(FERC)把低渗透(致密)天然气储层定义为估算的原始地层渗透率为0．1 X10-3 um2或者小于0．1×10-3 u m2(B．E．Law等，1986)的储层。关德师( 1995) 等在《中国非常规油气地质》 中,把致密砂岩气藏的储层描述为孔隙度低(小于12%)、渗透率比较低( 1 ×10- 3 um2) 、含气饱和度低( 小于60%)、含水饱和度高( 大于40% )。杨晓宁( 2005) 认为致密砂岩一般是指具有7% ~ 12%的孔隙度和小于1. 0× 10- 3 um2的空气渗透率,砂岩孔喉半径一般小于0. 5 um。按照我国的标准, 致密储层有效渗透率 ≤0. 1 ×10- 3 um2(绝对渗透率≤1 ×10- 3 um2)、孔隙度≤10%。另外一般具有较高的毛细管压力，束缚水饱和度变化也比较大，一般储层中的束缚水饱和度都比较高。张哨楠根据对鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层束缚水饱和度的分析，束缚水饱和度都在40％以上；在孔隙度为4％～11％的范围内，束缚水饱和度在42％～56％之间变化。他根据对四川盆地上三叠统致密砂岩储层孔隙度和束缚水饱和度的统计(表1)，用两种方法测试的结果表明束缚水饱和度和孔隙度之间存在负相关关系。鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层的孔隙度、渗透率和束缚水饱和度之间的关系同样说明致密砂岩储层的束缚水饱和度随着孔隙度和渗透率的降低而增高(图1)。

致密砂岩气国内外现状

致密砂岩气研究现状 根据中国近年来发现的大型致密砂岩气藏的开发地质特征，可将致密砂岩气划分为 3 种主要类型。透镜体多层叠置致密砂岩气，以鄂尔多斯盆地苏里格气田为代表。发育众多的小型辫状河透镜状砂体，交互叠置形成了广泛分布的砂体群，整体上叠置连片分布，但气藏内部多期次河道的岩性界面约束了单个储渗单元的规模，导致储集层井间连通性差，单井控制储量低。苏里格气田砂岩厚度一般为30?50 m辫状河心滩形成的主力气层厚度平均10 m左右，砂岩孔隙度一般4%- 10% 常压渗透率为（0.001?1.000 ）X 10-3卩m2含气饱和度55%?65% 埋藏深度3 300?3 500 m异常低压，平均压力系数0.87，气藏主体不含水。鄂尔多斯盆地上古生界天然气藏，鄂尔多斯盆地构造简单稳定。成熟源岩面积13X104平 方千米，烃源岩成熟度0.6%~3%，砂岩平均孔隙度8.3% , 平均渗透率小于1*103 2 卩m; 四川盆地上三叠统须家河组平均孔隙度 4. 77% ,平均渗透率小于1*103卩m；为致密-超致密砂岩储层，储层总体表现为低孔低渗高含水，强非均质性的特征。 孔喉直径均值0.313卩m；成熟度1.0%~3.6%源岩分布面积（1.4~1.7 ）X104如2 （大于100m，连片砂体面积超过1X 104如2,砂体普遍含气，以川中地区须家河组气藏、松辽盆地长岭气田登娄库组气藏为代表的多层状致密砂岩气，砂层横向分布稳定。川中地区须家河组气藏发育 3 套近100 m 厚的砂岩层，横向分布稳定，但由于天然气充注程度较低，构造较高部位含气饱和度较高，而构造平缓区表现为大面积气水过渡带的气水同层特征。须家河组砂岩孔隙度一般为4%?12%，常压渗透率一般为（0.001?2.000 ）X 10-3卩m2埋藏深度为2 000?3 500 m，构造高部位含气饱和度55%?60%，平缓区含气饱和度一般为40%?50%，常压—异常高压，压力系数1.1 ?1.5。长岭气田登娄库组气藏砂层横向稳定，为砂泥岩互层结构，孔隙度4%?6%常压渗透率一般小于0.1 X 10-3卩m2天然气充注程度较高，含气饱和度55%?60%，埋藏深度 3 200 ? 3 500 m ，为常压气藏。 块状致密砂岩气，以塔里木盆地库车坳陷迪西1井区为代表，侏罗系阿合组厚层块状砂岩厚度达200?300 m,内部泥岩隔夹层不发育，孔隙度4%?9%常压渗透率一般小于0.5 X 10-3卩m2,埋藏深度4 000?7 000 m，为异常高压气藏，压力系

【CN209742834U】一种砂岩热储地热回灌井井下止水器【专利】

(19)中华人民共和国国家知识产权局 (12)实用新型专利 (10)授权公告号 (45)授权公告日 (21)申请号 201920484359.9 (22)申请日 2019.04.11 (73)专利权人 山东地矿新能源有限公司 地址 250000 山东省济南市历山路74号 (72)发明人 崔圆圆　郭新亮　郭红霞　封进勃　 邢继飞　 (74)专利代理机构 北京轻创知识产权代理有限 公司 11212 代理人 谈杰 (51)Int.Cl. E21B 33/12(2006.01) (54)实用新型名称 一种砂岩热储地热回灌井井下止水器 (57)摘要 本实用新型公开了一种砂岩热储地热回灌 井井下止水器，包括止水器连接上管、保护钢圈、 正反丝接手、外部钢管、橡胶圈和止水器限位圈， 所述止水器连接上管下方固定安装连接有止水 管路，且所述止水管路外侧固定设置有保护钢 圈，所述保护钢圈下方设置有正反丝接手，所述 正反丝接手内部嵌套安装有外部钢管，所述外部 钢管下侧，且在所述正反丝接手内部设置有橡胶 圈，所述橡胶圈下侧，且在所述正反丝接手外侧 下方设置有止水器限位圈，通过在止水器的正反 丝接手内底部采用遇水膨胀橡胶材料的橡胶圈， 通过橡胶吸水膨胀来止水，不仅有效节省水用 量，而且防水效果更为可靠，能够有效阻止回灌 水的串层流动，加大地热回灌水的回灌率，能够 持续回灌。权利要求书1页 说明书2页 附图1页CN 209742834 U 2019.12.06 C N 209742834 U

权　利　要　求　书1/1页CN 209742834 U 1.一种砂岩热储地热回灌井井下止水器，包括止水器连接上管（1）、保护钢圈（2）、正反丝接手（3）、外部钢管（4）、橡胶圈（5）和止水器限位圈（6），其特征在于：所述止水器连接上管（1）下方固定安装连接有止水管路，且所述止水管路外侧固定设置有保护钢圈（2），所述保护钢圈（2）下方设置有正反丝接手（3），所述正反丝接手（3）内部嵌套安装有外部钢管（4），所述外部钢管（4）下侧，且在所述正反丝接手（3）内部设置有橡胶圈（5），所述橡胶圈（5）下侧，且在所述正反丝接手（3）外侧下方设置有止水器限位圈（6）。 2.根据权利要求1所述的一种砂岩热储地热回灌井井下止水器，其特征在于：所述橡胶圈（5）是采用遇水膨胀橡胶材料制成。 3.根据权利要求1所述的一种砂岩热储地热回灌井井下止水器，其特征在于：所述止水管路分别穿过保护钢圈（2）、正反丝接手（3）、外部钢管（4）、橡胶圈（5）和止水器限位圈（6）连接井管。 4.根据权利要求1所述的一种砂岩热储地热回灌井井下止水器，其特征在于：所述止水器连接上管（1）管路密封连接滤水管。 5.根据权利要求1所述的一种砂岩热储地热回灌井井下止水器，其特征在于：所述橡胶圈（5）过盈嵌入连接在正反丝接手（3）底部。 2

国外致密砂岩气藏储层研究现状和发展趋势

国外致密砂岩气藏储层研究现状和发展趋势 谷江锐 刘岩(中国石油勘探开发研究院) 摘要 致密砂岩气藏具有低孔渗、连通性差的特点,储层评价研究水平是有效开发该类气藏的关键因素。美国和加拿大致密砂岩气藏勘探和开发程度最高,在致密储层评价研究方面积累了大量的经验。致密砂岩气藏主要指发现于盆地中心或者是连续分布的大面积天然气藏,也有观点认为大多数的致密气藏是位于常规构造、地层或复合圈闭中的低渗储层中,通常被称为 甜点 。国外致密气藏描述、评价和评估主要依赖于岩石学、测井和试井三种手段。未来致密砂岩气藏储层评价描述水平的提高主要基于两个方面:一是为了准确地评估和开发致密气藏,需要从岩心、测井和钻(录)井以及试井分析中获取更多的基础数据;二是使致密储层描述向高精度发展,进一步研究气藏砂体展布和含气富集带,包括透镜体砂岩大小、形状、方向和分布的确定,储层物性在空间分布的定量描述,低渗、特低渗岩心物性测定技术。 关键词 致密砂岩气藏 砂岩储层 气藏类型 储层评价 发展趋势 DOI:10 3969/j.issn.1002 641X 2009 07 001 1 引言 在世界石油资源供需矛盾加剧、原油价格居高不下、天然气储采比持续下降的形势下,随着人类对清洁、环保、高效能源需求的持续高涨,人们对非常规能源特别是非常规天然气的关注日益增加。非常规天然气又称分散天然气,是指储藏在地质条件复杂的非常规储层中的天然气,主要包括致密砂岩气、页岩气、煤层甲烷气、地下水中(水溶性)的天然气以及天然气水合物等。 与常规天然气相比,非常规天然气的类型和赋存形式更为多样,分布范围更为广泛,潜在资源量远远大于常规天然气资源。M asters [1]提出的天然气资源金字塔充分说明了致密气资源在世界天然气资源分布中的重要地位(图1)。从图上可以看出, 在金字塔的底部,致密气资源(储层渗透率 0 1) 的体积非常巨大。另据世界石油委员会报告(Raymond 等,2007),在全球,致密砂岩气藏中的天然气资源量大约为114 108m 3,煤层甲烷气资源量大约为233 108 m 3[2] 。 图1 天然气资源金字塔示意图(Masters,1980) 本文关注致密砂岩气藏,致密砂岩气的开发主 要局限在拥有巨大储量的美国和加拿大。美国已有近70年勘探开发低渗透致密砂岩气藏的历史,在非常规天然气优惠政策促进下,致密储层气开采的天然气量逐年增加,随之形成了一套较为成熟的勘探开发技术、方法系列,积累了大量的经验,也发表了许多这方面的成果。致密砂岩气藏本身具有的低孔渗、连通性差的复杂地质条件的特点,开采难度相对较大,给地质工程师和油藏工程师带来了很大的挑战,以致于当前低渗致密气田的有效开发,特别是储层评价研究,已是国内低渗透致密气田面临的一个普遍问题。为了对国外低渗致密气田的储层研究现状和做法有所了解,本文通过查阅大量文献资料,从致密砂岩气藏的类型、储层评价手段等角度入手,总结了国外特别是北美的致密砂岩气藏的储层研究成果,并就其发展趋势进行了分析,力求对国内致密气砂岩储层的评价研究起到一定的参考借鉴作用。 2 致密砂岩气藏的定义及其一般特征 致密砂岩储层通常是指储层渗透率低的砂岩储层,根据储层所含流体的不同,对孔隙度和渗透率的要求也不同,所以低渗透储层是一个相对的概念。不同的组织对致密砂岩气藏有不同的定义,最原始的定义可以追溯到1978年美国天然气政策法案,其中规定只有砂岩储层对天然气的渗透率等于或小于0 1 10 -3 m 2 时的气藏才可以被定义为致

致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异

致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地 质主控因素差异 令狐采学 随着世界油气工业勘探开发领域从常规油气向非常规油气延伸，非常规油气的勘探和研究日益受到重视。20 世纪90 年代以来，中国出现深盆气、根源气、深盆油、向斜油、非稳态成藏、致密油、致密气、页岩气、页岩油、源岩油气等概念。油气地质基础研究呈现出由常规油气向非常规油气发展的新趋向（图1）。 图1 中国陆上主要非常规油气有利区分布图（据邹才能等， 2013C） 致密油是一种重要的非常规资源，是指夹在或紧邻优质生油系的致密储层中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集，是与生油岩系共生或紧邻的石油资源。储层致密、油气在运移、聚集、成藏等方面与常规砂岩油藏存在较大差异，导致致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发上地质主控因素存在较大差异，本文主要从储层特征、流体性质、边界条件进行简要分析。 一、储层特征 非常规油气储层以纳米、微米孔喉为主，微观孔喉结构复杂，决定了其低孔低渗的储集特征，控制了油气聚集机制、 令狐采学

富集规律等基本地质特征。 （一）储层质量 1.宏观 致密砂岩储层以纳米级孔喉系统为主，导致其储层致密物性较差，一般孔隙度小于10%，渗透率小于0.1mD，而常规砂岩储层物性相对较好，如表1-1。 致密砂岩油藏储层总体致密是其与常规油气储层的最大区别。 表1-1 致密砂岩储层与常规砂岩储层宏观储层质量对比 2.微观 （1）孔隙结构 孔隙结构：岩石中所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通的关系。微米与纳米尺度是通过扫描电镜与微-纳米CT扫描可以识别的微观孔隙形态与空间特征，如图1-1。 图1-1微观孔隙形态与空间特征（据于清艳，2015） 非常规油气储层孔隙微观结构复杂，孔喉多小于1μm。 表1-2非常规油气致密砂岩储层与常规油气砂岩储层特征 对比表 令狐采学