砂岩热储回灌难点识别与应对措施探讨

Insights into the root causes of difficulties in reinjection in sandstone geothermal reservoir and countermeasures

摘要

砂岩热储在我国分布面积广,热储厚度大,资源储量丰富,是我国北方和西部地区地热供暖的主力热储。但砂岩热储回灌量偏小,回灌过程易衰减,难以规模化开发,这些都是现实存在的难题。已有研究成果主要集中在钻井液污染、物理堵塞和化学堵塞方面,这些都是造成砂岩热储回灌困难的常见原因。本文在充分研究油田注水技术、收集砂岩岩心实验测试和野外回灌试验资料的基础上,分析总结了天津、山东、陕西等地砂岩热储生产性回灌实际案例,认为砂岩热储孔隙直径小、孔隙喉道迂曲度大和回灌流体渗流沿程摩阻力(压耗)大是造成回灌量偏小和衰减的根本原因。主要应对措施是精确识别砂岩热储特征,扩大回灌井井径,改造热储以减小近井地带的回灌流速,抑制以速敏为主的水岩作用发生,这是今后解决砂岩热储回灌困难的关键。

关键词

砂岩热储 / 回灌 / 堵塞 / 馆陶组 / 渗流通道 / 压力梯度

Key words

sandstone geothermal reservoirs / reinjection / clogging / Guantao Formation / seepage channel / pressure gradient

0 引言

实现地热可持续回灌是地热开发领域中关键技术问题之一。地热回灌是通过井筒,将低温地热尾水重新回注入热储内,其意义在于维持热储压力,增加资源潜力,避免因地热弃水排放对地表和地下水体产生热污染和化学污染^[1-2],使地热资源得以可持续开发利用。

砂岩热储主要分布于中、新生代沉积盆地,尤其在我国东部地区的华北盆地、松辽盆地、江汉盆地、苏北盆地等裂谷型盆地中有大面积分布^[3],具有热储埋藏浅、垂向多层叠加、沉积厚度大和资源储量丰富等特征,而且储层物性变化小,空间上温度场稳定^[4],是广大城乡开发地热资源供暖的主力热储。由于砂岩热储特殊的碎屑岩成分和结构,回灌困难是地热资源可持续开发的“卡脖子”难点。多年来我国在砂岩热储回灌方面开展了大量的研究工作,也取得了一定的技术突破,对提高砂岩热储的回灌能力起到了推动作用。但砂岩热储回灌量偏小、回灌衰减现象频繁出现,一直困扰着整个产业发展,究其原因是回灌机理认识不清、关键技术尚未突破等原因所致。本文在以往研究的基础上,就砂岩热储回灌难点识别、今后关键技术攻关方向和应对措施进行探讨。

1 砂岩热储回灌与研究现状

1.1 回灌现状

我国津冀鲁豫等省市砂岩地热资源丰富,开发利用地热主要用于供暖。随着行业管理部门的严格管理和回灌技术的进步,供暖后的地热尾水都进行了生产性回灌或部分生产性回灌,效果显著。以天津新近系馆陶组砂岩热储为例,2019年以前水位持续下降,平均水位埋深由1999年的40~50 m持续下降到2019年度的115~140 m,水位年降幅超过4 m。2019年以后随着回灌力度不断加大和无证地热井关停,热储水位开始大幅回升(见图1)^[5]。山东鲁北地区、河北省黄骅地区也在新近系馆陶组砂岩热储回灌中取得了较大进展。这些省市的基本做法是回灌井成井工艺以大口径填砾、射孔为主,滤水管为辅;回灌方式以同层、对井(一采一灌)和自然回灌为主,部分地区采用回扬回灌和加压回灌方式;回灌水源为密闭供热系统中被取走热量后的地热原水,尾水温度一般在15~35 ℃;尾水处理方式为二级过滤,粗过滤精度为50 μm左右,精过滤精度为3~5 μm。

在此基础上,一般单井初期稳定回灌量达到70 m³/h以上,个别井最大稳定回灌量在180 m³/h以上。随着回灌时间延续和供暖规模加大,一些长期运行的回灌井普遍出现回灌量衰减现象,使得回灌率降低,项目运维成本加大。在南华北盆地砂岩热储地热开发较晚地区,正在进行新近系馆陶组回灌试验和生产性回灌,单井回灌量为20~115 m³/h,差异显著^[6]。西部如甘肃民乐盆地、宁夏盆地和内蒙古临河盆地,普遍存在着热水头压力尚未释放(甚至自喷)、流体溶解性总固体含量偏高的现状,尚未切实开展砂岩热储回灌工作。

1.2 研究现状

德国研究发现砂岩热储回灌的难点主要是回灌引发了热储渗透率降低,其降低的主要因素有:(1)生产和回灌时水的流速过高而产生颗粒物流动;(2)冷的地热尾水与原热储水的含水层(如黏土或碳酸盐)发生化学反应;(3)地热系统管道中产生的氧化物和腐蚀物;(4)细菌活动等。为此,确定了用于回灌砂岩储层应具备的条件:孔隙率>20%;渗透率>0.2 μm²(200 mD);砂岩层最低厚度20 m;孔隙层中大孔隙的比例超过60%或中小孔隙<50%;小于0.063 mm的细砂粒(淤泥和黏土)<10%~12%。按此做法回灌量多在50 m³/h以上,最大的为150 m³/h^[7],代表性项目有Waren、Neuruppin、新鲁宾市等。

马致远等^[8]研究认为有80%的孔隙型热储回灌井出现了堵塞,回灌过程中的堵塞问题目前仍是制约深层孔隙型地下热水可持续开发利用的世界性难题。Su等^[9]认为储层孔隙度、渗透率、厚度、水位埋深及地质构造的复杂性和溶解气含量等因素会影响回灌热储层的选择;不同的成井工艺和水处理方法对改善回灌性能有很大的影响;中低温回灌水的水岩作用会造成黏土脱落和热液矿物的沉淀,回灌系统密封不好时会导致水的离子组成和pH值发生变化影响储层的渗透率。因此研究方向是水—岩相互作用的全过程及其对储层渗透率的影响。结合众多学者对砂岩热储回灌堵塞问题的研究成果,比较一致的认识是悬浮物颗粒填充砂粒介质孔隙引起的机械堵塞和细菌微生物积聚繁殖引起的生物堵塞是回灌井周围热储堵塞的主要原因^[10],同时,化学堵塞和气体堵塞也占一定比例。针对堵塞问题,地热回灌水处理技术取得了较大突破,采用二级过滤,过滤后尾水中的悬浮物颗粒一般小于5 μm。如天津某地热回灌井地热尾水过滤前悬浮物主要粒度分布在100~600 μm(图2a),过滤后精度达到0.2~0.5和1~5 μm(图2b)。抑制细菌技术主要有:(1)物理和机械杀菌,调整回灌管路流程、反冲洗过滤系统;(2)化学杀菌,选择标准可参照《油气注入水杀菌剂通用技术条件》(SY/T 5757—2010);(3)微生物竞争抑制等^[11]。 王明珠等^[12]根据土体固结理论和已有分层标监测数据,对德州市德城区砂岩热储地热开采对地面沉降影响进行了研究,结论是该区砂岩热储地热水开采对地面沉降影响不显著。

2 回灌技术难点识别

2.1 砂岩热储特征及常见影响因素

地热回灌能够持续进行的机理是:(1)地热热储面积和储层厚度较大,早期开采造成热储压力下降,为吸纳回灌流体提供了“压力空间”;(2)热储孔隙和裂隙发育为回灌流体运移提供了通道;(3)回灌流体为低密度水,在井筒水柱自重力作用下,回灌井井底形成的压力高值区为回灌流体运移提供了驱动力。

砂岩热储回灌影响因素颇多^[13⇓-15],最常见的有不合理的井身结构、成井工艺和钻井液对近井地带热储造成伤害,其次是回灌流体携带的悬浮物对热储孔隙和喉道产生物理堵塞以及微生物和化学堵塞等。钻井作业对热储造成损害难以避免,只能减弱或减小。目前的水处理工艺比较成熟,过滤精度已经达到0.5~1 μm,甚至硫酸盐还原菌体等都可以过滤掉,因此,常见的砂岩热储回灌影响因素在此暂不做研究。

砂岩热储回灌难主要源于以下因素:(1)碎屑由石英、长石等矿物和岩石颗粒组成,颗粒骨架之间的空(孔)隙空间是回灌流体的渗流通道,受碎屑颗粒球度、磨圆、分选排列等控制,孔隙直径一般为50~200 μm,孔(隙)、喉(道)直径具有多变性;(2)砂岩岩心数字化CT扫描表明渗流通道具有迂曲度大的多维性和部分孔隙的非有效连通性;(3)砂岩固结程度低,杂基含量高,热储矿物普遍具有多敏性。砂岩碎屑成分和结构的复杂化,是许多研究中急于突破砂岩热储回灌难题容易被忽略的关键。

2.2 孔隙通道对回灌流体的渗流阻力

回灌流体在孔隙通道渗流中主要有沿程阻力和局部压力损失。解剖局部管道内水流流速的变化可知,受管壁面粗糙度和流体黏滞性相互作用产生摩擦力的影响,紧贴壁面的流体速度趋于0,从壁面向流体主体(管道中心)方向,速度很快增加至稳定(为主体速度的99%)(图3a),速度趋于0的区域称为边界层范围,流体流动的沿程阻力(压力损失)主要集中在此。当管道发生直径变化或弯曲时,流动流体受惯性作用,相互摩擦产生旋涡和微团,以消耗机械能来调整流线,这里的碰撞和摩擦旋涡是局部压力损失的主要原因(图3b,c),理论计算结果表明,在相同长度的流通路径中,局部损失比沿程损失要大得多。

砂岩热储孔隙直径一般在50~200 μm,孔隙直径大小多变的复杂性和渗流通道弯曲迂回的多维性,使得回灌流体流动的沿程阻力和局部压力损失增大,这是砂岩热储回灌困难的根本所在。另一方面,随着回灌时间的延长和回灌量增加,井筒周围岩石骨架温度降低、体积冷缩导致储层渗透能力变差,回灌后的渗透能力为回灌前的41%~86%^[16];同时,回灌流体水羽前沿因温度升高、体积膨胀对推进的流体产生阻力,二者叠加进一步使回灌流体压力梯度减小,推进速度减缓(示意见图4),具体表现是在回灌井口出现回灌量不变而井筒水位上升或者井筒水位不变而回灌量衰减。因此,从物性特征,尤其是孔隙结构特征上对砂岩热储进行精确识别是选择回灌目的层和确定砂岩热储井回灌能力的重要因素^[17]。

2.3 热储孔隙压力变化分析

热储原始孔隙压力大小直接制约着回灌效果。在一个地热田或地热资源开采区的开发初期,热储孔隙压力较大,甚至呈自流或自喷现象时,进行地热回灌往往是比较困难的。原因在于未对热储进行压力释放,腾出“压力空间”,人为制造高压差的注水驱动在技术上有难度,在经济性上也没有优势。

砂岩热储回灌过程就是对储层进行一个施压过程。从机理上分析,流体进入热储后,除了常规的水岩之间的物理、化学作用影响井的回灌能力外^[18],最主要的是回灌过程对热储形成了挤压应力,井筒外的回灌渗流场中每一个水流运动质点的孔隙压力持续在增加,增大了水流与孔隙壁面渗流阻力的法向应力,能量损失增大,压力梯度值变小^[19],结果表现为热储的渗透性能降低,回灌困难。实验室内应用砂岩岩心进行渗透率、孔隙度随围压的变化规律研究,当围压等于34 MPa时,渗透率和孔隙度与未施加压力时相比分别下降了25%和5%,因此加压时渗透率的变化绝对不能忽略。利用实验研究泥质砂岩和纯砂岩两组岩样,做出了K/K₀随压力的变化曲线,先增压,后减压,结论是低渗透泥质砂岩的渗透率不可逆损伤高达60%。生产性实践中,天津地区对上百眼砂岩热储回灌井进行试验、计算,结果也证明回灌较开采,其渗透系数、渗透率和单位涌水量均偏低。

回灌井筒周围流速增大造成回灌困难。在一定的回灌量前提下的渗流场中,愈靠近井筒,过水断面愈小,等压线就愈密集,单位面积上的流速就越大,摩擦阻力随之增大(图5)。理论计算表明,20%以上的压力损耗在距井筒中心1 m的半径范围内。这个结论很重要,为采取酸化、压裂等工程措施以提高回灌能力提供了理论依据。

3 应对措施探讨

3.1 精确识别热储

造成砂岩热储回灌困难的本质是砂岩热储特征所限。依据瓦尔特相律和砂岩沉积旋回特点,其相邻沉积相在纵向上的依次变化与横向上的依次变化是一致的,即可以根据相邻的沉积相在纵向上或横向上的变化预测其在横向上或纵向上的变化^[20],因此,砂岩热储是最佳的、可以概化为均质层状的地质体,通过井下取心,开展室内测试实验可进行全岩矿物、微粒类型和孔隙渗流空间的定性或定量分析,开展动态监测、井下分层回灌能力测试等可以综合识别出适宜回灌的热储或反推其组合成井后的回灌能力。综合天津地区多年的砂岩热储回灌研究成果见表1^[21]。通常情况下,选择颗粒粗,固结程度高,单层厚度>10 m,总厚度>80 m,渗透率>500×10^-3 μm²,孔隙度>20%,泥质含量<15%的砂岩热储作为回灌目标层,回灌率即可达到90%以上。同时在选层中,一般不跨越两个沉积旋回,原因在于复杂的沉积旋回会造成内部孔隙分布的不均匀,形成局部狭窄的喉道,削弱回灌流体渗透能力^[22]。行业标准《砂岩热储地热尾水回灌技术规程》(DZ/T 0330—2019)在考虑全国地质条件的基础上,也提出了砂岩热储回灌的选层标准,具体为:(1)砂岩段颗粒为细砂级(0.1 mm)以上,不均匀系数宜小于5;(2)砂岩单层段孔隙度大于15%;(3)砂岩单层段渗透率大于200 mD;(4)砂岩单层段厚度宜大于10 m;(5)满足(1)至(4)条件的砂岩层累计厚度应大于80 m^[23]。

华北某地有3口深1 900 m的地热井,目的热储均为90 m的新近系馆陶组厚底砾岩,孔隙度为28%~32%,渗透率为100~200 mD。井试时压力下降180 m,出水量为30~60 m³/h,回灌系统全封闭,采灌水质变化不大,流体中不含气体,测试未发现微生物,回灌系统精过滤达到3 μm,但生产中回灌量由50—30—20 m³/h衰减,无法持续利用。为了解决回灌问题,开展了加压回灌、酸化洗井、压裂加砂等工作,但回灌效果最终仍不理想。由于掌握资料有限,从井试压力降大、出水量小和岩心测试渗透率在200 mD以下,初步断定其成井时未对砂岩热储进行精确识别,选择新近系馆陶组底砾岩为目标层值得考量。

3.2 成井工艺改进

3.2.1 大口径填砾成井

大口径填砾成井工艺是一种传统的工法,其优点是:成井深度一般小于1 500 m,施工成本相对经济;砾石充填地层与筛管之间的环空对地层起支撑作用,防止井壁坍塌造成成井后过水通道复杂化;能有效防止地层砂运移,形成高渗透带,对易出砂地层来说防砂效果好,工作寿命长等。不足是:孔径大,需要分级扩孔钻进才能成井,而且大孔径作业易造成携屑困难,钻井液对热储伤害时间延长;地层固结程度低,结构松散,孔壁易失稳。现实中最易出现不分层进行砂岩热储粒度分析,全井只用一个级别的滤料进行回填,而且回填不到位,球度、圆度选择不符合要求。如图6所示,某回灌井回填滤料不规范,以及下管前破壁作业缺失等造成回灌能力不足^[24]。

3.2.2 射孔成井

射孔成井工艺的优点是能够准确打开回灌目的热储层,避开上、下泥岩层对回灌的干扰^[25];穿透深度一般大于60 cm,避免了钻井过程中钻井液污染带的伤害;射深大相对增大了井径(见图7)。以孔径311.2 mm为例,用127枪射孔,射孔后回灌井径将变为1 511 cm,过水断面增大使得单位面积上的流速减小,相应减小了回灌压力损失和所需井筒液柱压力;当射孔段长度小于热储厚度时,回灌流体由射孔井段的径向流向前拓展至球状流,最后发展到热储厚度的径向流,也相应地减小了回灌流体在热储中的流速。但射孔成井工艺的不足是每延米射孔数为16或30个,孔径10~12 mm,孔隙度远小于传统滤水管;每个孔的抽吸强度大, 出水流速大,易携砂;射孔作业过程中,对热储的孔隙度、渗透率会产生伤害。实际作业中需要选择固结程度高、颗粒粗和渗透率大的热储进行射孔。胶结性差、井深较浅(一般小于1 500 m)的砂岩热储不适宜射孔作业。

3.2.3 人工改造热储

王德新^[26]研究认为一条宽十几微米的连通性裂缝,渗透性相当于几十毫达西的砂岩储层。谢玉洪和苏崇华^[27]研究认为在砂岩储层可以进行加砂压裂,其目的是:(1)渗流方式得到改善,由径向流变为线性渗流;(2)提高渗流面积,增大倍数可达几十到几千倍;(3)产生的裂缝可能沟通较远处的高渗透区。南华北盆地某新近系馆陶组回灌率通常在50%左右,为增加回灌率,人工改造热储措施为供暖前对回灌井施加5 MPa的水力压裂,即可达到开采量100 m³/h的70%回灌,供暖间再施加一定压力,实现了100%回灌,已连续运行多年,回灌效果较好。陕西某地2 407 m砂岩热储地热井回灌效果差,通过水力加砂压裂,压裂后较压裂前,相同回灌量下回灌压力下降70%~90%,自然回灌量达到40~70 m³/h,回灌能力显著提高。可见,人工对热储进行改造,就是形成人工高渗透率裂缝,减小回灌流体水羽大范围推进的阻力。

3.3 控制水岩速敏作用发生

水岩速敏作用造成热储内不易感知的堵塞,对砂岩热储伤害最为关键。根据沉积学中著名的尤尔斯特龙图解,在砂级沉积物的搬运和沉积过程中,不易被搬运的是泥级(<0.005 mm)、粉砂级(0.005~0.05 mm)和粗粒级(>0.25 mm),原因是泥级和粉砂级需要较大的起动流速,而粗粒级需更大的起动流速和继动流速。最为活跃即最容易被搬运的粒级是沉积物中的细砂和极细砂(0.25~0.05 mm),这一点通过对油田注水层取心测试试验已证实。天津武清某回灌井砂岩储层平均粒度中值为0.092 mm,说明该回灌井砂粒是极易丢失的。在回灌试验时初始流速相对较小,回灌量稳定。在第2 485 min时回灌量增大到84.51 m³/h,1 h后水位溢出井口,分析是回灌流速过大,超过了该井储层结构稳定的临界流速。因此,在储层保护技术中将使储层微粒开始运移的流体速度称为临界流速,通过取心、实验测试确定不同砂岩热储的临界流速,取其值的80%作为控制回灌流速,是砂岩热储回灌防止衰减、保持可持续回灌的主要技术措施。

回灌流体与砂岩热储水岩作用敏感性强,油田注水研究已到了13敏,地热回灌常见的有5敏(水敏、速敏、温敏、酸敏和碱敏),敏感性产生的条件和抑制方法见表2。其中表现最直观的是温敏,由于回灌水的输送是非等温的,温度的降低会导致回灌水的黏度升高,而回灌水羽前沿的温度升高会导致水体积膨胀,产生的阻力也会阻止前沿的水流^[6]。

4 结论

砂岩热储回灌是众所周知的世界性难题,影响因素较多。其中固体悬浮物和细菌微生物积聚繁殖堵塞砂岩孔隙介质属于较常见的现象,可以通过粗过滤、精过滤、密闭回灌系统和抑菌技术来解决。本文重点对砂岩热储回灌难点进行了分析识别,提出了实现砂岩热储回灌的应对措施。

砂岩热储回灌难主要源于碎屑颗粒骨架之间的空(孔)隙直径具有多变性,渗流通道具有迂曲度大的多维性和部分孔隙的非有效连通性,以及杂基含量高的多敏性等,这些因素使得回灌流体流动的沿程阻力和局部压力损失增大,这是砂岩热储回灌困难的根本所在。正确认识砂岩热储复杂的碎屑成分和结构,是突破砂岩热储回灌不能忽略的关键。

砂岩热储回灌过程就是对储层进行的一个施压过程,回灌流体进入热储层后,在近井1 m地带,因过水断面小,流速增大,压力损失达到20%左右。随着回灌流体推进,温敏导致热储渗透能力降低,与沿程阻力、局部压力损失效应进一步叠加,使得回灌流体压力梯度减小,推进速度减缓。

应对措施主要有正确认识砂岩热储回灌困难的机理,从孔隙结构特征上对砂岩热储进行精确识别,选择颗粒粗、固结程度高、单层厚度大和渗透能力强的砂岩热储作为回灌目标层,回灌率即可达到90%以上。为减小近井带流速和扩大渗流面积,主要工程措施有采用大口径填砾成井、射孔成井和人工储层改造。为拟制水岩作用常见的敏感性,主要措施有识别临界流速和添加拟制剂。

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基金资助

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