Researches on the reinjection of Dongli Lake bedrock reservoir in Binhai New Area, Tianjin
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摘要:
天津市滨海新区东丽湖地区雾迷山组热储层为该区主要开发利用热储层，共有11眼地热井，由于集中开发利用，静水位埋深以每年3m速度下降。为了缓解水位下降，目前利用地热流体尾水进行回灌，水位埋深下降仍然较快。东丽湖地区有丰富的地表水水源，为增加回灌量，在丰水期利用处理后的湖水开展集中回灌，建成集中回灌系统。为研究集中回灌后研究区的动力场和温度场特征，在本区开凿1眼回灌井，进行回灌试验，确定该井的最大回灌率为152m3/h。建立研究区的数值模型，模拟供暖季和非供暖季2种回灌方式下的动力场和温度场特征。供暖季回灌量为30×104m3/a，平均到供暖季120d，回灌水温20℃，自然回灌方式；非供暖季采用湖水回灌，回灌量为40×104m3/a，平均到丰水期120d，回灌水温20℃，自然回灌方式。在无湖水回灌和有湖水回灌条件下，预测1a和5a后研究区的动力场和温度场特征，结果表明，增加湖水回灌可减缓热储层压力下降速率，对温度场不会产生明显影响。
Abstract:The Wumishan Formation is the main development and utilization reservoir in the Donglihu district of Binhai New Ar-ea, Tianjin. There are 11 geothermal wells, and static level falls by the depth of 3m annaully due to the concentrated development and utilization. For the purpose of alleviating water level falling, geothermal fluid waste water has been used for reinjection; never-theless, the falling of the water level remains relatively fast. The Dongli Lake area is rich in surface water, the treated lake water is used for reinjection to increase the amount of reinjection in rich water period, and the concentrated reinjection system has been built in this area. A reinjection well was digged to carry out reinjection test and the largest reinjection of the well is 152m3/h. TOUGH2.0 software is adopted to establish the numerical model in the study area and simulate dynamic field and temperature field characteristics of two kinds of reinjection mode under the condition of the heating period and non-heating period. Reinjection rate is 30×104m3/a in the heating period averagely for 120 days, the reinjection water temperature is 20℃ and the natural reinjection modde is adopted. The reinjection rate is 40×104m3/a in the non-heating period for averagely 120 days, the reinjection water tem-perature is 20℃ and the natural recharge mode is adopted. This paper forecasts the dynamic field and temperature field characteris-tics of the study area under the conditions of the absence of lake water reinjection and the existence of water injection for 1 year and 5 years. The results show that increasing lake water reinjection can reduce heat reservoir pressure dropping rate and has no sig-nificant influence on the temperature field.
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Keywords:
- Tianjin /
- geothermal resources /
- reinjection /
- simulation and predication
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目前，在美国、新西兰、冰岛、意大利、法国、日本、罗马尼亚、丹麦、菲律宾、萨尔瓦多等国家，回灌已经成为地热田生产运行中的一项日常工作。高温地热回灌最有代表性的实例是美国盖塞尔斯(Geysers)地热田。法国是低温地热回灌最突出的代表。早在1969年，巴黎附近的Melunl’ Almont就建立了世界上第一个“对井”系统，1995年开始尝试“二采一灌”系统，目前已有一套完整的开采-回灌系统工艺。冰岛开展回灌工作较早，也是目前在改进和完善回灌新技术方法运用方面投入工作较多的国家之一，取得了很多宝贵经验[1-2]。
中国在20世纪60年代初开始回灌技术的开发和研究，最早的回灌试验研究在上海、北京等地进行。上海市为控制因浅层地下流体过量开采而造成的地面沉降，于1965年进行了一系列人工回灌试验；北京市地下流体人工回灌研究始于1965年，1981年开始生产性深井人工回灌。其他城市，如杭州、西安、德州、福州、南昌等，在推广上海市、北京市人工回灌技术的基础上，也陆续开展了相关技术的开发和回灌试验研究[3]。
天津市基岩裂隙热储层的回灌研究始于20世纪80年代。1997年天津市在王兰庄地热田内利用非采暖期进行了专门的科研性回灌试验，1998年开始，天津市的回灌研究主要结合供暖期生产性回灌运行展开。2005年以来，天津地区地热回灌工作进入了规范性生产运行阶段，回灌系统不断增加，整体回灌率逐年提高，相关的回灌技术开发(包括回灌系统的安装要求、监测设施、地面系统标准等)日趋科学合理。在地热管理规划工作方面也开始采用先进的信息化管理手段和方法，出台了一系列法规、标准和条例，使地热回灌工作逐渐进入快速发展阶段[4-6]。
以往的地热回灌保护研究中仅使用供暖期利用换热后的地热尾水作为回灌水源，进行地热回灌减缓热储压力[7-8]。而中国尚未有在非供暖期采用其他水源对热储层进行回灌补给的工程先例。本项目选取地表水源丰富的东丽湖温泉度假区，开凿1眼回灌井，对地表水进行处理，满足回灌水质要求后，开展回灌试验，确定回灌井的最大回灌量。采用模拟软件，对回灌后的压力场和温度场进行模拟，为天津市开展回灌保护研究提供了基础数据，也将填补中国相关回灌研究方面的空白。
本次工作选取天津市滨海新区东丽湖旅游度假区为研究区，面积67.84km2(图 1)。研究区地热资源丰富，为本地区的支柱能源，开发利用程度高，且地表水资源丰富，丰水期补给量大，水质较好，在该区开展地表水集中回灌试验具有天然的优势条件。
1. 地热地质条件
1.1 构造特征
研究区位于山岭子地热田的东北部，构造位置位于Ⅲ级构造单元沧县隆起之Ⅳ级构造单元潘庄凸起的西缘。潘庄凸起在平面上为呈NE向展布的狭长区域，西北、东南分别以天津断裂和沧东断裂与武清凹陷和北塘凹陷相邻，至南端以海河断裂为界与双窑凸起相接。潘庄凸起内基岩面为南高北低、局部突起形态，缺失新近系馆陶组、古近系和中生界，新生界下伏中生界—中新元古界，基岩顶板埋深1200~1900m (图 2)。
1.2 温度场特征
地温场平面展布特征与岩浆活动、地质构造特点、水文地质条件等有直接关系，一般沿断裂构造带和基岩凸起区地温梯度值相对较高。地温梯度等值线圈闭的地热异常区主要受NNE向沧东断裂带控制，主体方向沿NNE向展布，以断裂带为中轴向两侧地温梯度值逐渐降低，由5.0℃/100m降低至3.0℃/100m。在研究区北部靠近造甲城一带，地温梯度值达到5.0℃/100m (图 3)。
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图 3 研究区附近盖层平均地温梯度图Figure 3. Average geothermal gradient of the capping bed near the study area1.3 化学场特征
研究区雾迷山组热储层水质类型以HCO3·Cl·SO4-Na和HCO3 · Cl-Na为主，矿化度为1600~2200mg/L，沧东断裂附近地热井的矿化度差别不大。距离沧东断裂越远，地热井的矿化度越大。地热流体pH值为7.1~8.3，属轻微-强腐蚀性地热流体。
1.4 热储层特征
研究区从上往下共分布5个热储层，分别为明化镇组、馆陶组、奥陶系、寒武系和雾迷山组热储层，热储特征见表 1。
表 1 研究区热储特征Table 1. Thermal reservoir characteristics in the study area热储层 顶板埋深
/m厚度
/m单井涌水量
/(m3· h-1)温度/℃ 矿化度
/(mg· L-1)明化镇组 280~320 950 30~100 45~75 700~2000 馆陶组 1420~1530 360~440 50~80 65~75 1600~1800 奥陶系 1674~2630 22~419 85 96~99 1600~2800 寒武系 1550~2470 80~300 80~120 75~96 1700 雾迷山组 1600~2000 500~600 80~120 96~102 1600~2200 2. 地热资源开发利用现状
研究区地热开采井分布较集中，目前共有地热井18眼，其中有11眼雾迷山组地热井，5眼开采井，6眼回灌井；2012年总开采量为140.7×104m3，总回灌量为119.9×104m3。由于蓟县系雾迷山组热储层是本地区乃至山岭子地热田的主力开采和回灌目的层，回灌井也是雾迷山组热储地热井，因此下面对其热储层开采现状进行分析。近几年，雾迷山组热储静水位埋深呈现逐年下降的趋势，根据2012年动态监测资料可知，该区雾迷山组静水位埋深110m左右，年降幅3m/a。图 4为研究区部分雾迷山组地热井历年的静水位埋深情况。由图 4可知，部分井的年降幅超过3m, 水位呈明显下降趋势，最大水位埋深达129m左右。
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图 4 研究区雾迷山组地热井历年静水位埋深变化趋势(20℃液位)Figure 4. Geothermal well static water level buried depth change trend of Wumishan Formation in the study area (20℃ fluid surface)3. 回灌井施工及试验
3.1 回灌井施工
在研究区施工1眼回灌井(H-1)，目的层为雾迷山组热储层，井深为2495m, 目的层厚度为671m。
3.2 回灌试验
回灌试验进行前，测量H-1井的静水位埋深为112.14m, 对应液面温度为25℃，进行了5个阶段的回灌试验。回灌试验记录见表 2。
表 2 回灌试验记录Table 2. Reinjection test record试验组别 稳定灌量/(m3· h-1) 回灌水温/℃ 稳定动水位/m 稳定时间/h 第一阶段 60 21.5 107.6 19 第二阶段 80 20.6 96.6 30 第三阶段 100 19.8 77.6 100 第四阶段 120 19.2 48.9 120 第五阶段 140 14 20 60 在数据资料整理过程中，为了便于计算分析，需要对回灌流体的温度进行统一校正，消除井筒效应的影响。由于温度的传导扩散特性，地热井流体内温度与深度可认为呈线形关系，校正水位可由公式(1) 计算出来。在本次数据计算中，以20℃作为统一温度对回灌试验观测数据进行校正，校正后回灌试验历时曲线见图 5。
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图 5 校正后H-1井地表水回灌试验曲线Figure 5. The correction surface water reinjection test curve in H-1 wellh=H−ρ平×[H−(h1−h0)]ρ高 (1) 式中：h为校正后水位埋深(m)；H为取水段中点的埋深(m)；h1为观测水位(m)；h0为基点高度(m)；ρ平为地热井内水柱平均密度(kg/m3)；ρ高为热储平均温度对应密度(kg/m3)。
3.3 热储参数
依据《地热单(对)井资源评价技术规程》(DB12/T664—2016) 的规定进行热储相关参数的计算。
(1) 注水渗透系数K注
K注=0.366Q注M×S升lgRrw (2) R=10S升√K (3) 式中：K注为注水渗透系数(m/d)；Q注为注水量(m3/d)；S升为水位回升值(m)。
当T=20℃时，把回灌试验基本数据带入公式(2) 和公式(3) 进行计算，并将得到的注水渗透系统进行平均，得到地表水回灌试验K注=1.47m/d。
(2) 回灌潜力计算
根据热储层吸收率P与水位上升高度ΔH呈幂函数递减关系，将数据分别带入20℃条件下回灌试验的基本公式(4)，并绘制ΔH-P关系曲线图(图 6)。
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图 6 地表水回灌试验ΔH-P关系曲线Figure 6. The ΔH-P relation curve of surface water reinjection testQ=PMΔH (4) 式中：Q为稳定回灌量(m3/d)；P为热储层吸收率(m3/d· m2)；M为热储层有效裂隙厚度(m)；ΔH为回灌时井内水位上升的稳定高度(m)(当井内水位上升至井口)。
假设目前热储层的流体场已趋于稳定，使用地表水进行回灌，当ΔH取112.94m时，根据ΔH-P关系曲线图(图 6)，吸收率为0.015m3/(d· m2)，即动水位为0m时，H-1的最大理论回灌量为152m3/h。
4. 回灌对热储的影响评价
结合研究区雾迷山组热储层岩性特征、流体特征、构造特点和地层特征，利用TOUGH2.0软件建立研究区的数值模型，分析模型的初始条件、边界条件，对雾迷山组热储层进行参数分区，识别模型。根据本次湖水回灌的监测数据，模拟湖水回灌后对热储层温度场和动力场的影响，对比模拟结果和实际监测，进而预测以一定方式回灌条件、确定的时间条件下研究区动力场和温度场的分布特征[9-10]。
4.1 数值模型
(1) TOUGH2.0简介
TOUGH2.0是多相流软件模拟中应用最广泛的软件之一，由美国加州大学伯克利分校劳伦斯实验室开发，它采用积分有限差分方法进行空间离散，能在一维、二维、三维空隙和裂隙介质中流动，在地下水流、地热、CO2地质封存、天然气水合物等模拟方面应用广泛。
从20世纪80年代开始，TOUGH2.0广泛应用于地热储藏问题的研究，包括自然状况模拟、野外实验的设计和分析等，目前TOUGH2.0在地热工程方面的应用仍然非常广泛。
(2) 数学模型(水-热耦合模型)
TOUGH2.0软件平台的基本能量-质量控制方程为公式(5)。
ddt∫VnM(κ)dVn=∫ΓnF(κ)⋅ndΓn+∫Vnq(κ)dVn (5) 将公式(5) 离散为一般的热流-水流控制方程：
∂Mκ∂t=−∇Fκ+qκ (6) 热流：
Mh=φ(SlρlUl+SgρgUg)+(1−φ)ρsUs (7) Fn=∑β=l,ghβρβuβ−λ∇T (8) 水流：
Mw=φ(SlρlXwl+SgρgXwg) (9) Fw=Xwlρlul+Xwgρgug (10) qw=qwl+qwg (11) 根据达西定律可得得渗流速度：
uβ=−κκrβμβ(∇Pκ)β=l,g (12) 其中：Vn为控制单元的体积；Гn为单元表面积；Mκ为控制单元里每单位体积的质量的累积量；Fκ为质量通量；qκ为控制单元里每单位体积的质量源和热量源；n为内部的单位法向向量；T为温度；U为内能；u为达西速度；X为质量分数；Ф为孔隙率；ρ为密度；μ为粘度；λ为热导率；k为渗透率；kr为相对渗透率；g为重力加速度；P为压强；q为源/汇；S为饱和度。
下角标意义：g为气相；h为热；l为液相；r为反应；κ为控制方程指数；β为相指数；s为固相；w为水。
模型各个层允许考虑下面2种边界条件：其方程的流量边界条件可以采用Dirichlet边界条件和Neumann边界条件，但流量边界常用Neumann边界条件，温度边界条件采用Dirichlet边界条件。
Dirichlet边界条件是把边界上的地下水位、侧压水头或势函数描述为时间的函数。Neumann边界条件是给定边界上的流量，任何已知边界流量可通过定义零流量边界上节点源汇(回灌或抽水)的方式来处理。
{1μ[kxkrx∂Pl∂x+kykry∂Pl∂y+kzkrz(∂Pl∂z+ρlg)]|Γ=ql(x,y,z,t)(x,y,z)∈Γ(Dirichlet−水流)T(x,y,z,t)=ϕ1(x,y,z,t)(x,y)∈D(Neumann−热流) 4.2 地热地质模型
本次以雾迷山组热储层为主要开采、回灌目的层，为了更好地模拟该热储层地热流体的运移和开采动态，将数值模型范围以地热田的地质断裂为边界，形成较完整的区块。具体为北部至汉沽断裂，南部为自然流量边界，西部以天津断裂为界，东部边界为沧东断裂，区域面积约347km2(图 7)。根据研究区的地热地质条件，地热地质模型可概化为热源(生热层)、热储层、盖层、热传递方向、控热、储热构造(图 8)。
4.3 回灌对压力场的影响
根据以上数学模型，对研究区地热资源回灌条件动力场进行模拟预测，湖水回灌前动力场见图 9。
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图 9 湖水回灌前研究区动力场Figure 9. Dynamic field before lake water reinjection in the study area本次湖水回灌试验自2013年9月27日开始，至10月31日共持续35d, 累计回灌地表水6.6×104m3。按照回灌量60m3/h、80m3/h、100m3/h、120m3/h和140m3/h进行了5组回灌试验，其中最大灌量140m3/h时动水位稳定在20m左右，水位回升值约为93.6m, 回灌试验情况如表 3所示。
表 3 湖水回灌试验情况Table 3. Reinjection test of lake water落程 水量/(m3· h-1) 动水位/m 持续时间/h 水温/℃ 静水位/m 第一落程 60 107.6 21 21.5 113.58
（20℃液面）第二落程 80 96.6 49 20.6 第三落程 100 77.6 142 19.8 第四落程 120 48.9 229 19.2 第五落程 140 20 81 14 压力测试数据和模拟结果显示，回灌一个月后，热储压力有略微增大的表现，集中回灌能有效缓解热储压力下降，保证了地热资源的可持续开发利用，特别是在集中开采区，地表水较丰富的地区，可以采用地表水集中回灌方式维持热储压力。
用该数值模型模拟将来湖水回灌对热储动力场影响。回灌方式分为供暖季和非供暖季，供暖季回灌量为30×104m3/a, 平均到供暖季120d, 回灌水温20℃，自然回灌方式；非供暖季采用湖水回灌，回灌量为40×104m3/a, 平均到丰水期120d, 回灌水温20℃，自然回灌方式。其他地热井保存当初的开采和回灌条件，预测在无湖水回灌条件下，以及有湖水回灌的条件下，1a和5a后研究区的动力场特征(图 10、图 11)。
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图 10 地热流体回灌后1a (a)、5a (b)后研究区动力场图Figure 10. Dynamic field of the study area one year (a) and five year (b) after geothermal fluid reinjection![]()
图 11 湖水和地热流体回灌后1a (a)、5a (b)后研究区动力场Figure 11. Dynamic field of the study area one year (a) and five year (b)after reinjection of lake water and geothermal fluid由图 10、图 11对比可知，当增加湖水回灌后，相对于单纯的地热流体回灌，5a后H-1井雾迷山组热储层的压力由20.65MPa增加至20.70MPa, 相当于每年减缓下降0.01MPa, 说明了回灌能缓解热储压力下降的趋势，如果长期开展此项回灌工作，对于地热资源的可持续开发具有推动作用。
4.4 回灌对温度场的影响
湖水回灌前，研究区温度场分布见图 12和图 13，湖水回灌后研究区温度场见图 14和图 15。根据模拟结果，湖水回灌后，基岩段温度有下降趋势，下降了0~0.58℃，主要因为刚回灌后就进行温度测试，未给回灌流体充分的热交换时间，可能经过一段时间之后，在基岩的回灌流体温度将达到与热储平衡状态，温度恢复到回灌前状态，因此需要对回灌流体进入热储层后的温度变化情况进行模拟预测。
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图 13 湖水回灌前研究区温度场Figure 13. Ttemperature field before lake water reinjection in the study area![]()
图 14 湖水和地热流体回灌1a后研究区温度场Figure 14. Temperature field in the study area after lake water and geothermal fluid reinjection for 1 year![]()
图 15 湖水和地热流体回灌5a后研究区温度场Figure 15. Temperature field in the study area after lake water and geothermal fluid reinjection for 5 years用该数值模型模拟将来湖水回灌对温度的场影响。回灌方式分为供暖季和非供暖季，供暖季回灌总量为30×104m3，回灌流体温度20℃，自然回灌方式；非供暖季采用湖水回灌，回灌总量为40×104m3，回灌水温20℃，自然回灌方式。其他地热井保存当初的开采和回灌条件，预测在此回灌条件下，1a和5a后研究区的温度场特征(图 13、图 14)。根据单井的数据分析，1a后H-1井的温度降低0.01℃，5a后约降低0.05℃。
因此，根据以上模拟预测，在丰水期采用地表水对本地区雾迷山组热储层进行回灌补给，可以有效缓解区域大规模开发地热资源所造成的热储层压力值逐年快速下降的趋势，同时，大量回灌入热储层的低温流体并未对热储层温度场产生明显影响，因此，地表水回灌不会对本地区的地热资源开发利用造成不利影响。
5. 结论
(1) 根据研究区地热地质条件开凿1眼雾迷山组地热回灌井(H-1)，对该地热井开展回灌试验，确定该地热井的最大回灌量为152m3/h。
(2) 在科学建立地质模型的基础上，采用TOUGH2.0模拟软件对回灌条件下热储层压力场和温度场进行预测。预测结果表明，5a内地表水回灌可减缓热储层压力下降速率1m/a；同时对温度场不会产生明显影响，1a后H-1井的温度降低0.01℃，5a后约降低0.05℃。
致谢: 资料收集和项目开展得到天津市国土资源和房屋管理局领导的高度重视，项目顺利进展得到了天津东丽湖能源科技有限公司大力支持，在此表示诚挚的谢意。 -
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图 3 研究区附近盖层平均地温梯度图
Figure 3. Average geothermal gradient of the capping bed near the study area
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图 4 研究区雾迷山组地热井历年静水位埋深变化趋势(20℃液位)
Figure 4. Geothermal well static water level buried depth change trend of Wumishan Formation in the study area (20℃ fluid surface)
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图 5 校正后H-1井地表水回灌试验曲线
Figure 5. The correction surface water reinjection test curve in H-1 well
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图 6 地表水回灌试验ΔH-P关系曲线
Figure 6. The ΔH-P relation curve of surface water reinjection test
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图 9 湖水回灌前研究区动力场
Figure 9. Dynamic field before lake water reinjection in the study area
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图 10 地热流体回灌后1a (a)、5a (b)后研究区动力场图
Figure 10. Dynamic field of the study area one year (a) and five year (b) after geothermal fluid reinjection
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图 11 湖水和地热流体回灌后1a (a)、5a (b)后研究区动力场
Figure 11. Dynamic field of the study area one year (a) and five year (b)after reinjection of lake water and geothermal fluid
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图 13 湖水回灌前研究区温度场
Figure 13. Ttemperature field before lake water reinjection in the study area
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图 14 湖水和地热流体回灌1a后研究区温度场
Figure 14. Temperature field in the study area after lake water and geothermal fluid reinjection for 1 year
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图 15 湖水和地热流体回灌5a后研究区温度场
Figure 15. Temperature field in the study area after lake water and geothermal fluid reinjection for 5 years
表 1 研究区热储特征
Table 1 Thermal reservoir characteristics in the study area
热储层 顶板埋深
/m厚度
/m单井涌水量
/(m3· h-1)温度/℃ 矿化度
/(mg· L-1)明化镇组 280~320 950 30~100 45~75 700~2000 馆陶组 1420~1530 360~440 50~80 65~75 1600~1800 奥陶系 1674~2630 22~419 85 96~99 1600~2800 寒武系 1550~2470 80~300 80~120 75~96 1700 雾迷山组 1600~2000 500~600 80~120 96~102 1600~2200 
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表 2 回灌试验记录
Table 2 Reinjection test record
试验组别 稳定灌量/(m3· h-1) 回灌水温/℃ 稳定动水位/m 稳定时间/h 第一阶段 60 21.5 107.6 19 第二阶段 80 20.6 96.6 30 第三阶段 100 19.8 77.6 100 第四阶段 120 19.2 48.9 120 第五阶段 140 14 20 60
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表 3 湖水回灌试验情况
Table 3 Reinjection test of lake water
落程 水量/(m3· h-1) 动水位/m 持续时间/h 水温/℃ 静水位/m 第一落程 60 107.6 21 21.5 113.58
（20℃液面）第二落程 80 96.6 49 20.6 第三落程 100 77.6 142 19.8 第四落程 120 48.9 229 19.2 第五落程 140 20 81 14
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