① 地热回灌布井技术要求
一个地热田内的回灌布局主要取决于热储资源开采强度、规模与热储条件,要做到统筹规划、兼顾全局。由于地质构造特点、沉积环境、储层结构、边界条件对地层吸水能力影响较大,直接影响地热井的回灌量和回灌效果,因此热储特征是决定所采用不同回灌方式、回灌类型、回灌压力的重要因素。据天津市多年回灌资料统计:沉积盆地型地热田中,岩溶裂隙发育的基岩回灌井可灌性一般在70%左右;而位于深大断裂带附近的回灌井,由于断裂使储层岩石破碎,岩溶裂隙非常发育,回灌最易于进行,可灌性能达100%;但新近系孔隙型热储层由于渗透率小、岩石粒径细,回灌效果相对就不算理想。
为了防止回灌过程中地热田内热储产生较快热突破和热储流体水质突变,集中开采区群井回灌布局考虑以下5方面因素。
1.储层特征和地质条件
在一个地质单元,由于较厚热储层的吸水能力更有利于回灌,因此回灌井一般应布设于相对较厚且稳定的储层上,应避开储层的较薄地区和边缘地带;另外,在基岩岩溶裂隙热储层中,如果采、灌井之间存在岩溶裂隙管道窜流,那么回灌所产生的热突破即热储流体的冷却降温现象可能性较大,因此为避免回灌在短时间内对热储层温度场造成较大影响,回灌井不应布设在与开采井同一主构造方向的强径流带上。
示踪技术在获取储层方向性非均质特征和回灌流体运移规律方面有较大优越性:可分析热储层渗流场特征、探索回灌流体质点运移特点、采灌井之间的水力联系、预测采灌井之间热突破出现的可能性及时间等,同时也可以采用示踪剂试验并结合热储地质条件分析、抽水试验等方法,来判断采、灌井间是否存在裂隙管道窜流关系,变更和调整不宜运行的采灌系统方案,为地热田开发提供帮助,正确指导和优化规划采、灌井的合理布局。用作地热回灌的示踪剂主要有:化学示踪剂、放射性同位素和稳定同位素示踪剂、活性示踪剂、荧光染色示踪剂。需要考虑的问题有:试验井场的地质条件、热储特征、示踪剂种类、注入剂量、试验周期、取样制度、分析方法、本底背景、检出精度、安全性等。
传统的抽水试验也是一种经济有效的方法,如果计划用作回灌的地热井抽水时周边某一方位开采井水位出现持续下降情况,说明回灌井与该方位开采井的水力联系较大,这样的对井是不适宜作采灌对井之用的,应及时变更或调整采灌系统方案。
2.采、灌井合理井距
井距包括采、灌井井口距离和目的热储层内的井底距离两方面,两种距离均要科学合理。回灌流体注入储层后的运移情况非常复杂,且不同热储类型运移方式不同,如孔隙型热储注入流体在目的热储层中主要以水平径流为主;而基岩热储中回灌流体进入基岩储层后,首先以垂直向下径流为主,增温后水平运移、上返,情况复杂。可以说回灌流体在储层中的运移方式,直接影响着采灌井的布局。
天津地区多年回灌经验表明:采、灌对井的地面井口距离不应过大,井口装置及监测控制系统适宜建在一个站房内,这样更便于操作管理、有效监控,同时可缩短地面输水管网,节省相应资金投入。保证对井井底合理井距则是更重要的一项布井原则:井距过大,注入流体对开采储层的压力维持作用不明显,无法取得理想的回灌效果;而井距过小,尤其同层采灌对井,在构造条件复杂、流体动力场活跃的储层中,若采、灌对井水力联系较好,水流速度较快,相对低温的回灌流体会沿裂隙发育通道较快进入开采区域,很快就会产生开采井的降温现象,出现热突破,这样的采灌系统是不适宜运行的。
地热采、灌对井的井底合理距离,主要取决于冷、热流体混和锋面自回灌井向开采井的运移时间和速度,并与储层水文地质条件有关。根据AndreMENJOE等(1979)推导公式整理得知,各相均质同性、完整地热采、灌对井井距遵循以下数学关系:
沉积盆地型地热田勘查开发与利用
式中:D为地热对井井底距离(m);ρβw,ρaβa为流体和储层的热容(MJ/m3·℃);Q为总回灌量(m3/d);b为热储层有效厚度(m);t为冷热流体混和锋面到达开采井的时间(d)。
从关系式可看出这一理论井底距离主要与对井所处地质条件、储层特征和回灌规模有关。实际设计孔隙型地热采、灌对井布局时,为避免相互干扰或过早出现热突破现象,同层对井井底之间的距离应不小于合理井底距离计算值D。设计裂隙型地热采灌对井布局时,在进行地质构造条件分析的基础上,常采用垂直主裂隙发育方向布井,进行类比,分在两个地质构造单元或通过完成的一眼井进行抽水试验,分析曲线类型后再布第二眼井。
如果场地条件无法满足这一要求,或地热井分布较集中的地区,在布设对井时可以考虑适当减小井底间距,但应加大回灌井的深度,一般掌握比对应的开采井深200m左右的原则。因为回灌流体的水温相对较低,密度相对较大,回注入储层后由于重力流而向下运移,与地热开采井在开采时流体运动特征正相反。这种布井方式可以有效减缓由于回灌流体与热储层内流体温度差产生强烈对流作用,从而避免对热储层温度场造成影响和破坏。
3.布设回灌井的场地条件
一般早期地热田的开发,利用模式较为单一、粗放,多以单井开采为主,尤其在热储条件较优越、经济建设较发达的城市中心,开采强度规模均较大,多数形成了集中开采区,且地热井的布局也较密集。但随着时间的延续,一方面是开采条件已不乐观,回灌势在必行;另一方面是回灌井的布设受市政道路、建筑设施、施工场地以及采灌井合理井间距等诸多因素影响。因此一个地热田在开发伊始,回灌布局规划就应未雨绸缪;而处于开采中后期的地热田,受施工场地、地质条件等客观条件限制,如果补建回灌井,可能由于井距较近,需要布设定向井来保证目的层的距离满足采、灌井之间的合理井距要求,才能做到开采、回灌互不干扰。定向井施工要根据现有地热井的布局来确定合理的井方位角、井底水平位移和井斜角,根据地质条件设计井身结构满足定向井施工需要。
4.可操控性
回灌布局规划需具有很好的可操作性,这样才能为下一步的回灌实施工作提供技术支持。可操作性主要体现在以下几个方面:地质条件满足、场地条件具备、技术经济可行、符合各方利益。
5.回灌流体水质
充分回收利用后的地热尾水是回灌的主要目的之一,但前提是不能破坏原始储层性质和流体特性。由于不同水质的流体相混,在温度较高、压力较大的深部储层所引起的化学反应及生成的沉淀物往往难以预测,所以进行地热回灌时应遵循原水同层回灌的原则,且应对地下水流性质和不同温度下水岩相互作用进行评价;不能做到同层回灌的异层采灌系统,开采层的流体水质应好于回灌层,要求水质类型一致,pH值、矿化度相近,主要离子含量差异不大。同时应在回灌之前进行两种(或多种)不同水质的配伍试验,对水质混合和水岩相互作用作出评价,证实两种(或多种)流体的配伍性好,对储层无伤害方可注入,防止回灌水源对储层水质和储层渗透性的伤害,以免造成不可逆转的有害影响。
② 地热回灌示踪试验
示踪试验是获取热储层渗流场特征、回灌流体质点运移方向和速度、采灌井之间水力联系以及研究回灌前后热储层温度场、化学场动态变化的重要技术手段之一,在地热资源开发利用中得到了广泛的应用。一般而言,示踪试验的设计、操作和示踪剂的选取因地热田具体条件不同而有所差别,但其主要目的基本相同。
天津在1999年和2001年分别在同一井场、目的层均为蓟县系雾迷山组(Jxw)热储层中进行了化学示踪和放射性示踪试验。选择的试验井场位置及各地热井基本资料见图7-3和表7-5。
图7-3 天津示踪试验井场位置图
1—断裂;2—井底位置及井号;3—对井井口位置;4—定向井方位角
(一)化学示踪试验
HX-25为开采井,HX-25B为回灌井。示踪剂投放井为HX25B地热回灌井,回灌流体为经板式换热器间接供暖后的地热循环尾水,回灌流量基本为100m3/h,回灌水温60℃左右,回灌时间为一个供暖期。观测井选择其周围的HX-25,HX-26,HX-14,HX-09共四眼生产井。示踪剂为20kg的碘化钾(KI)。投放时间为1999年1月5日。投入方法是示踪剂加供热尾水稀释后直接用铁皮桶灌入回灌井的测管中。在加入示踪剂的第二天就开始在观测孔中取热水样,每天一次,水样当天送到化验室,另外每周观测一次各生产井的水位、水温。延续一个月后,改为每周取3次样直至采暖期结束。试验结果见图7-4(曾梅香,2008)。
表7-5 示踪试验井场各地热井基础资料
(资料源于《天津市基岩岩溶裂隙热储层回灌研究》,2001)
图7-4 观测井示踪剂I-响应曲线
从图7-4中可以看出,I-离子浓度基本在0.09～0.15mg/L之间波动,没有出现峰值,原因可能有:
1)取样延续时间较短,没有观测到峰值。由于受深部地热地质构造、储层结构的影响,溶于回灌井中的示踪剂在岩石储层中传递速度慢,使示踪剂在较短时间内无法到达周围各观测孔中,并从观测孔的热水离子浓度中反映出来。例如HX-25井,根据1997年7月抽水资料求得的渗透系数为K=2.22m/d,HX-25生产井井底距回灌井HX-25B井底距离为850m,从回灌井HX-25B井中注入示踪剂要到达HX-25井中的时间应在一个采暖期以上(120d);
2)回灌井与观测孔之间基本没有水力联系或联系微弱。以往的各种抽水、回灌试验,都选取了观测孔进行同期观测,从监测的结果看,回灌对周围观测孔的温度场、化学场影响微小,可能与低温回灌流体进入储层后并非水平流向周围开采井有关。或者说是各井之间直接的水力联系不明显,而是回灌流体经深循环后与开采井存在间接的水力联系。因此,在观测孔中要检测到引起热水的某种离子浓度的明显变化将比较困难;
3)相对较大的热储层水体而言,示踪剂的加入剂量较少,在观测孔的离子浓度剂量上示踪剂离子峰值反映不出来。由于地热水中普遍存在碘离子,选择碘化钾作为示踪剂,示踪结果只能依靠示踪离子浓度的突变来表现示踪剂是否达到,因此,示踪剂的选择是不适宜的或者投放量应该是大剂量的。
(二)放射性示踪剂试验
2001年11月天津地热院和北京中国原子能科学研究院国家同位素工程技术研究中心工业应用实验室合作,进行了地热回灌示踪试验。示踪剂投放井仍为HX-25B,观测取样井分别选HX-25,HX-26,HX-14,HX-13共4眼生产井。选用半衰期较短的同位素35S(
根据样品分析结果,4个观测取样孔中只有HX-14井中分析出了35S,其他3个观测取样孔均未分析出35S。说明HX-14和HX-25井之间存在一定的水力联系,而与其他几眼地热井之间不存在水力联系。HX-14井35S响应曲线见图7-5。从图上可以看出130天左右35S浓度达到了峰值。
图7-5 HX-14地热生产井35S响应曲线图
根据此次示踪试验数据,结合场地地质条件分析,可得出如下经验与认识:
1)此次试验只在HX-14井中检测出示踪剂成分,说明HX-25B与HX-14地热井在采灌条件下有一定的水力联系,间接表明两井之间(NW)有相对直接的联系通道。分析该井场的地热地质条件,海河断裂是一条区域性的深大断裂带,走向NWW。两试验井之间的联系通道除受热储本身裂隙发育、采灌水动力场影响外,主要还受海河断裂带的影响,推测海河断裂南侧影响宽度在2km以上。同时该试验结果也给我们一个提示,在采灌对井布局时,应垂直于区域主构造断裂带走向,以避免低温回灌水在短时间内对开采井的温度场造成影响。
2)试验结果显示在HX-14井中检测到的示踪剂浓度最大只有1.229Bq/L,不到总注入量(1.3×1010Bq)的十亿分之一。尽管示踪剂会被巨大的热储流场所稀释,但从检测到的浓度较低、时间较短可以看出,回灌流体进入储层后,只有一小部分沿断裂优势方向,在130天左右到达了HX-14井,而绝大部分在因密度差产生的压力下垂向深循环补给到了其他区域。历年的动态观测资料也表明,HX-14井的出水温度多年来基本稳定,没有出现降温现象,表明HX-25B回灌井的低温流体对区域温度场影响甚微。
3)将近40年的勘探、开发表明,在天津地区所有深度在4000m以浅的雾迷山组地热井均有稳定的高产地热流体,而且凡钻遇该层位(无论其在什么构造部位)均出现钻井液(清水)明显漏失现象,出水量稳定(吴铁钧,2005),说明雾迷山组热储层微观结构具岩溶裂隙型各向异性,但在宏观上具有裂隙均一、各向同性的特征,巨大的厚度和良好的渗透性能使雾迷山组成为天津地区最大的地热流体储集层。本次示踪试验雾迷山组HX-25B地热回灌井与其他同层开采井在采灌条件暂未发现水力联系,也说明它们之间无管道流现象,热储裂隙发育均一。
4)目前在地热回灌中,用作示踪剂的主要有:化学示踪剂、放射性同位素和稳定同位素示踪剂、活性示踪剂、荧光染色示踪剂。但无论哪种示踪剂,都应具备以下要求。
示踪材料在热储层中的本底低,样品中产出情况可充分识别、检验分析灵敏度高;
在热储温度、化学、压力条件下,与储层和地热流体不发生反应,具足够的稳定性;
溶于水但不被储层岩石吸附;
与被示踪流体流动特征相似、配伍性好;
放射性同位素示踪剂要有合适的半衰期,安全无毒,具有环保和安全性能;
价格合理,使用数量适中,现场可操作性强并具经济性。
5)尽管示踪试验结果给我们认识沉积盆地地下热流体运移的复杂性有一个判断依据,但仍有一些问题需要我们去思考。比如,流体在储层中运动,会有优势水流问题,那么用示踪剂的试验结果如何去反推地下水流动?
③ 东营市地热资源开发利用与保护研究
李明
（山东省东营市国土资源局，东营257091）
作者简介：李明（1967—），男，高级工程师，从事地矿管理工作。
摘要：本文阐述了东营市地热资源的基本情况及开发利用现状，指出其地热资源开发利用与管理上存在的主要问题，并提出了地热资源勘查开发利用和保护的措施与建议。
关键词：地热资源；开发利用；保护
东营市地热储量巨大，是继油气资源的第二大能源矿产。地热作为一种新的、替代能源，具有其他能源无法具备的优势，除了具有的热能外，还具有医疗和保健功效。其开发利用可用于居民供暖、生活洗浴、温泉理疗、温池游泳、温室花卉、养殖等。在能源紧缺的今天，大力开发地热资源，对于缓解能源紧张、减少环境污染、促进经济的可持续发展具有重要意义。近几年来，东营市委、市政府对地热资源的勘查和开发非常重视，采取多项措施促进地热资源开发利用，并取得了显著成效。
1 地热资源概况及开发利用现状
东营市地热资源是胜利油田在钻探油气资源过程中发现的，为进一步探明东营区域内地热资源情况，几年来投资325 万元，先后组织实施了“东营市（东城）地热资源普查”、“黄河三角洲地区地热资源调查”、“东营市城区地热资源评价”等项目。调查结果表明，东营市地热资源自上而下有三个热储层组：馆陶组热储层组、东营组热储层组、寒武系—奥陶系热储层组。埋深1000～1800m，热储温度55～95℃，地热水矿化度5～20g/L，单井出水量1000～2000m3/d，水化学类型为Cl-Na型，富含偏硅酸、溴、碘、锶、锂等有益化学组分。经测算，黄河三角洲地区三个热储层内积存的热水量为4600×108m3，资源总量为3.60×1020J，折合标准煤123×108t；可采热水量为7.50×1010m3，资源量为7.85×1019J，折合标准煤27×108t。
目前，东营市开发利用地热井14口，其中东西城区地热井7口，河口区地热井7口，用于集中供暖的9口，供暖面积达4×105m2。地热资源的开发带动了房地产、旅游和服务业的发展。如东营宾馆作为东营市重要接待场所，开发利用地下热水，兴建集室内游泳、温泉洗浴、理疗为一体的多功能浴疗中心，使地热温泉疗养成为我市接待工作的一张名片，提高了服务档次和竞争能力。同时，年节约费用150万元，取得了良好的经济、环境和社会效益。
2 地热资源保护管理情况
众所周知，地热资源是有限的，再生能力差，若过量开采，超过允许开采强度，将导致资源的枯竭。为保障资源的可持续利用，东营市深入贯彻中央人口、资源、环境的基本国策，坚持“在保护中开发，在开发中保护，资源开发与节约并举，把节约放在首位”的原则，在开发规划、监督管理、地热井监测、资源保护方面采取有力措施，加强对地热资源的监督管理，有效保护了有限的地热资源。
2.1 做好地热资源的规划工作
按照“综合规划，逐步实施，稳定推进”的原则，结合《东营市矿产资源总体规划》的编制工作，进行了“东营市地热资源开发利用规划研究”，明确了地热井的井间距等布局要求，避免了地热资源破坏与浪费、生态环境污染等现象，使地热资源得到合理开发利用，资源环境得到有效保护。近年来，东营市委、市政府对地热资源的保护工作非常重视，2004年3月18日，市政府组织有关部门对天津市地热开发保护工作进行了考察学习。为做到地热资源的统一规划、统一管理、合理布局、综合利用，按照市政府要求，正在编制《东营市地热资源开发利用保护规划》。
2.2 加强地热资源的监督管理工作
在地热开发初期，为加强地热资源的监督管理，合理开发、永续利用地热资源，东营市邀请山东省内外有关专家对地热资源的开发、地热井的布设进行了研讨论证，根据论证结论，东营市国土资源局于2003年印发了《东营市地热资源管理暂行规定》。严把地热井审批关，对不符合规划的地热井一律不予审批，保证了东营市地热资源的合理开发利用。为进一步规范东营市地热资源的开发利用，推进地热资源的规模开发，市政府已将《东营市地热资源管理办法》纳入2005年市政府规范性文件制订计划。
2.3 严格地热资源开发规程
在地热资源管理中，东营市严格执行地热勘查开发规程，加强对地热企业准入条件、矿产资源开发利用方案、地热井施工队伍、地热井施工设计的审查，强化地热施工监理和地热井流量、水温、水位变化情况的监测，要求采矿权人安装设置流量表和观测孔，及时掌握地热井动态变化，为科学管理提供数据和参数，同时促使企业采用梯级综合利用，提高地热资源利用率。
2.4 注重生态环境的保护工作
在地热资源开发利用的同时，加强对地热尾水的排放管理。一是弃水温度：严格按照《地热资源开发利用方案》进行审查，尤其对地热尾水的排放进行了规定，要求符合国家环保规定和标准，地热尾水排放温度不得高于25℃。二是矿化度：目前所开发利用的地热井矿化度较高，在10～20 g/L之间。规定地热尾水排放不能进入城市污水处理管网，一律进入雨水排放管网。
2.5 积极推进地热回灌试验工作
地热回灌可改善或恢复热储的产热能力，提高地热资源的再利用效率，有效避免生态环境污染。为此，我们投资60 万元，正在组织实施《东营市城区地热资源人工回灌调查》项目。并立项开展“山东省东营市地热资源潜力调查与保护”项目，项目的实施将对加快东营市地热产业化步伐，改善能源结构，保证地热资源的合理开发利用与资源环境的有效保护，推动东营市地热产业的发展，具有重要意义。
3 存在的主要问题
3.1 地热勘查程度有待进一步提高
虽然对东营市的地热资源进行了多次勘查，但还没有达到C＋D级地质储量。因此，要进一步加大地热地质勘查投入，加强地热勘查、地热资源量计算、地热资源综合评价、地热综合管理和地热开发利用等方面的研究，提高资源储量级别，保障地热资源的可持续供给。
3.2 地热资源利用率低，浪费资源的现象比较严重
部分地热开发企业资源节约意识不强，工艺流程落后，技术力量薄弱，经营粗放，不采取综合利用措施，资源利用率低，造成尾水排出温度过高，既污染了环境，又浪费了有限的资源。
3.3 地热资源开发与管理存在薄弱环节
地热管理法规、政策、规划和标准体系尚不完善，对地热资源的破坏浪费缺乏强有力的法律约束，对地热资源开采造成的生态地质环境问题难以进行有效监督；探矿权、采矿权市场尚不健全，采矿权人保护和节约资源的自我约束意识尚未形成。
4 措施与建议
4.1 强化地热资源勘查开发利用的监督管理
坚持日常监管和集中整治相结合，加大执法监察和监督管理力度，严厉查处各类违法勘查开采和破坏浪费地热资源的行为。严格执行地热井的审批制度、设计审查、施工管理、钻探监理、开采监测和水量控制等一系列监督管理工作制度，切实保护好、开发利用好地热资源。
4.2 加强规划实施管理
严格执行地热资源规划，强化对规划的落实和管理，对地热资源实行年度计划开采，严格控制开采总量。及时、准确掌握城区地热资源量变化，自觉接受社会对规划实施的监督。
4.3 做好地热勘查开发利用的监测工作
严格执行每井一表一孔制度，做好地热井地热地质动态监测工作，及时分析监测资料，掌握地热井相关指标的变化情况，及时调整开发利用方案，保护好地热资源。同时，做好地热资源的勘查开发利用的研究工作，保证地热资源的可持续开发利用。
4.4 制定优惠政策，推动地热开发
在法律法规允许的情况下，适当减免开发地热资源补偿费，免收水利方面的规费，推动地热资源的开发利用。同时，积极开展地热资源回灌试验研究工作，通过优惠政策措施，鼓励地热开采企业利用地热尾水回灌补源。
4.5 完善探矿权和采矿权市场，推进地热资源有偿使用
积极完善和规范探矿权与采矿权市场，充分发挥市场配置资源的作用，引入市场竞争机制，对符合条件的推行通过招标、拍卖和挂牌等方式出让探矿权和采矿权，逐步建立起矿业权人自觉保护和节约地热资源的自我约束机制。
4.6 建立地热开发资金，走以热养热的路子
从每年还返的矿产资源补偿费中，拿出部分资金，建立地热开发利用专项资金，主要用于地热开发初期资源的勘查、评价、规划、设计论证等，走以热养热的路子，促进地热产业的蓬勃发展。
④ 地热回灌技术的发展和现状
1.国外地热回灌技术发展概况
有关地热回灌的研究及实际生产始于20世纪60年代末。在地热资源丰富的日本,开采技术较成熟,通过回灌主要是解决弃水中有害物质含量过高等问题;而新西兰的布兰德兰兹地热田“对井加压封闭式回灌”则较好地解决了地热发电后弃水所含的有害物质及余热造成环境污染问题。
高温地热回灌最有代表性的实例是美国加州北部的Geysers地热田。该地热田有500多眼地热井,建有世界上最大的地热发电厂,总装机容量超过2000MW。为了增加地热蒸汽产量,从20世纪末开始架设用于回灌的输水管线,将周围几个地区的弃水输送至Geysers地热田进行加压回灌,在处理城镇废水的同时总计增产了100MW发电装机容量。另外美国在利用地热发电的地热田(带),采用多种方法回灌,保证发电厂正常运转方面成绩也较突出,如加利福尼亚州的一个地热发电厂从80km外山区,落差700m引入中水回灌,保证了充足的地下高温蒸汽发电。
法国则是低温地热回灌效果最显著的国家。巴黎附近的Melunl’Almont早在1969年就建立了世界上第一个对井系统,将地下2000m深的、含盐量较高的热储流体开采利用后通过另一眼同层深井回灌到热储中,1995年又开始尝试二采一灌系统,至今已有70多对采灌井运行,并建立了相应的回灌数学模型,模拟回灌过程中温度场的变化,具有一套完整的采-灌系统工艺和先进的回灌技术。
冰岛Laugaland地热田则在示踪回灌技术方面经验丰富。利用示踪试验方法定量研究采、灌井之间的水力联系;对不同采、灌量条件所引起的开采井温度变化进行定量模拟;结合热流体化学成分、性质等动态特征长期跟踪监测资料,进行水化学质量平衡模拟计算,判断开采井中回灌流体的回采率等。
据2008年度亚洲地热资源直接利用国际研讨会有关资料,目前德国在回灌工作中进行了以下方面广泛的研究和试验:①对含水层宏观(断裂影响、分布、垂向结构变化)、微观(孔隙度、孔径、颗粒排列)等特征进行研究,如确定砂岩回灌储层应具备有效孔隙度大于20%、渗透率大于0.5μm2、砂层厚度大于20m、0.063mm以下粒径(泥砂和粉砂)的比率不能超过10%～12%、平均胶合率不超过8%～10%等特点;②对流体的化学组成(流体自身的性质、流体-流体的混合作用、流体-岩石的反应)、悬浮物、流体中所含气体、井口流体的温度、回灌温度等进行测试,在详细了解一系列参数后开始对回灌作出可靠的预测和试验。德国回灌效果较好的代表性项目有 Waren,Neuruppin,Klaipeda,Neubrandenburg等,回灌量多在50m3/h左右,最大的可达到150m3/h。
从各国不同目的、不同方式的回灌实践来看,地热回灌到现阶段已发展成一项较为成熟的实用技术。但是世界各地的回灌工作主要是在高温裂隙型地热田中进行,中低温孔隙型热储中则普遍存在回灌量衰减等问题。
2.国内地热回灌技术的发展和现状
地热回灌于20世纪70年代开始。伴随着地热资源规模化、商业化的开发利用,热储压力下降过快和日益严重的环境热污染问题突出表现出来。为此,逐步开始了深部对井和多井原水加压、自然采灌或集中回灌,通过多年实践,逐渐掌握了回灌工艺和回灌关键技术,并取得了较好的效果。1979年江西宜春温汤热田用河水在震旦系变质砂岩断层交叉带进行人工回灌,以抬高生产井的水位、增大水量、增高温度。1986～1987年华北石油管理局水电厂在河北省任丘市新近系馆陶组孔隙热储进行了单井回灌试验,主要研究吸水指数变化规律及注水温度对吸水指数的影响和解堵措施。北京地区为解决长期开采地热流体引起的水位下降,于1980～1981年在东南城区地热田26号基岩井用冷水进行了单井回灌试验,研究回灌对抬高地热田区域水位的作用,探索了不同回灌量对热储层的温度效应。2001年在小汤山地热田开始进行地热回灌,2004年回灌井数增加到6个,回灌量达到102.7×104m3/a,占当年热田开采量的36.5%,2006年回灌量达到132.27×104m3/a,占当年热田开采量的56.6%。目前北京市地热回灌总量超过150×104m3/a,通过控制开采量,增大回灌量,主要开采层雾迷山组热储层水位下降幅度近年逐渐减小,甚至在2005年还出现热储压力回升现象,地热回灌效果明显。其他城市如杭州、西安、德州、福州、南昌等也陆续开展了相关回灌技术的开发和试验研究工作。
天津地区对地热资源回灌研究最早开始于20世纪80年代,经历了以下几个阶段:①1982年天津地矿局为维持新近系明化镇组热储水头压力就开始对井回灌、多井回灌数值模拟及回灌理论研究;②1990年天津地热院、大港石油管理局和南开大学数学系在大港油田水电厂对新近系馆陶组热储进行回灌试验,通过试验证明在中低温孔隙型热储中进行回灌是可行的;③1995年以后开始基岩热储回灌研究,开展了示踪试验,成立了专门回灌研究部门,总结出了同层对井采灌、同层二采一灌、异层对井采灌、定向对井采灌等模式的实践经验,在回灌规划布局、回灌井钻井技术和成井工艺、回灌方式、地面防阻防堵配套工艺及处理设备、回灌系统地面工程建设、日常回灌运行规范性操作以及采灌前后水动力场、水化学场、温度场跟踪监测、示踪试验、数值模拟等方面,进行了深入研究,具有了成熟的回灌技术和理论成果。目前天津地热回灌已经具有一定规模,回灌率以5～7个百分点逐年递增,2008年度回灌量达到586×104m3,占当年地热资源总开采量的22.5%。尤其是基岩热储层回灌效果较好,其中主要开采层雾迷山组2008年地热回灌率为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。天津在改进和完善新技术回灌,新方法的开发运用方面成果非常突出,建立了一大批梯级利用,在保护中开发地热资源的示范工程。
虽然全国各地均进行了大量的回灌探索和研究,地热回灌的作用和意义也已得到了各界的认同和广泛关注,但总的来说,地热回灌在全国推广程度还比较低,没有从根本上解决孔隙型热储可持续回灌问题以及基岩热储回灌量不稳定、井管腐蚀等问题。尤其是孔隙型热储层,开展回灌研究最早,回灌试验最多,地面净化系统精度最高,但目前对回灌流体运移机理、灌量衰减处理措施仍然没有明确的认识和解决办法,未能实现持续的、生产性回灌。
根据天津、北京、陕西等城市地热田开发经验,回灌工作应该在地热田大规模开采出现问题之前开展。从未来的发展趋势看,回灌无论是保护环境,还是保持热储压力,保证地热资源可持续开发都将起到重要作用。
⑤ 地下水的人工补给
大气降水的入渗补给、河流的渗漏补给等是在没有人为因素影响下进行的，通常也是不可人为控制的，属于地下水的天然补给。相对于天然补给，有时需要对地下水进行人工补给。地下水的人工补给指的是在人为有计划的操纵下把水从地面转移到地下含水层中的过程。人工补给是可以人为控制的。人工补给又称为人工回灌、人工注水等。
人工补给地下水的目的在于补充和储存地下水量，抬高地下水位或恢复含水层压力，调节和改善地下水开采条件等。为了一些专门目的，有时也要进行人工补给地下水。例如为了防止海水入侵，保持地下热储层的热能，在含水层中储存热能提供冷、热水源，改善地下水质等。潜水含水层可以看作是巨大的储水场所，当地形和地质条件适宜时，也可以看成是一个地下水库。在丰水季节在地表水源充足时，可以将水储存在含水层空隙中，以备日后开采使用。例如平面上面积为100km2、给水度为0.20的潜水含水层，通过人工补给使地下水位抬高5m，就可以储存多达1×108m3的水。由于地下水运动是缓慢的，其蒸发排泄也很有限，只要合理调配，就可以回收利用绝大部分人工补给的水。
图3.7 人工补给示意剖面图
a—入渗坑；b—入渗池；c—入渗渠；d—大口径入渗井；e—承压含水层回灌井；f—加压深井回灌
人工补给地下水的方式大体上分为两类。一类称为地表引渗法，是将需要回灌的水引流到地形低洼的渗水洼地、池塘、砂坑以及专门开挖的沟、渠、池中，让水通过其底部下渗补给潜水含水层（图3.7a，b，c），通过这种方法可以起到储水和净化水质的作用。例如，可以将雨季的洪水引渗补给地下水，作为旱季灌溉所用，起到水量调节作用。水流通过渗水池底部以下细颗粒物质时，细颗粒物质对水可以起到过滤作用。地表引渗法一般选择在冲洪积扇和冲积平原中的潜水含水层。另一类称为井灌补给法，是利用已有的抽水井或专门建造的注水井将水回灌到地下（图3.7d，e，f），可以补给潜水含水层，也可以补给承压含水层。井水回灌时可以自由灌注，也可以加压进行灌注。对于浅层潜水含水层，可以通过大口径井自由注入，对于深层承压含水层，可以利用深井加压进行回灌。
人工补给地下水遇到的困难有水源问题和堵塞问题。欲进行人工补给，必须具备足够的回灌水源。通常是在丰水期及洪水期间将水汇集、引渗和回注。对于深层地下热水开采井，可以在开采井附近打一口回灌井，利用地热尾水回灌。堵塞现象既可以在渗水池中发生，也可以在回灌井中发生。既有物理堵塞、化学堵塞，也有生物堵塞，堵塞严重时可以大大降低渗水池的渗漏量，甚至使回灌井不能回灌。一般在细颗粒松散沉积物和碎屑岩含水层中进行回灌时容易出现堵塞。回灌水在向地下回灌之前一般都要进行沉淀、过滤等预处理，以便尽可能减轻堵塞。
⑥ 地热回灌方式
(一)按工程结构分为对井回灌、同井回灌、外围回灌
对井回灌是施工两眼或两眼以上的深井,形成一采一灌或多采多灌,根据目的层的不同又分为同层采灌、异层采灌;同井回灌是同一眼井在上部热储中用较大口径成井,再在下部热储层中用较小口径成井,由套管固井隔离两个热储层,可以下抽上灌或上抽下灌;外围回灌指在开采区的外围或上游施工回灌井向热储层回灌。目前在各国实施回灌开采热储流体时,采用最多的是同层对井回灌开采模式,对井中开采井以一定流量抽水,而回灌井则把经过换热器提取热能以后的原地热流体回注入热储层中。这种对井开采方案使地下热源开采、地面综合利用、尾水回灌形成全封闭循环系统,只消耗热能不消耗水量,补充单井开采造成的热储流体的亏空,减缓热储压力场的下降,这样不仅可以防止排放弃水污染环境,还能通过回灌流体在储层中的再加热,使蕴藏在岩石骨架中的热能带出来得以循环利用,延长热田开发利用年限,保证地热井长年稳定开采。同时,由于对井回灌开采采取严格的全封闭系统,保证回灌水做到“原汁原味”,也利于保护热储层原有水化学平衡。
实际对井回灌项目中,有的将开采井与回灌井倒替运行,这样做管线控制是没有问题的,但实施中要提前考虑以下几点:(1)持续的回灌井在储层中有稳定的渗流通道,如改为开采井,可能会对储层造成伤害;(2)一般回灌井温度低,如开采利用,是否适宜供暖系统参数的设计参数;(3)如果采灌对井井口距离较远,之间水平管线也是一笔很大的费用;(4)回灌井井口有一套过滤、加压装置,开采井则没有,如果想切换,需提前设计。
(二)按进水通道的不同,地热回灌有3种方式
从泵管内进水,注入储层(孔隙型地热井经过滤水管渗入含水层);泵管外进水,流体从泵管与井管之间的环状空间进水,渗入含水层;整个井管(泵管内、外)同时进水。在回灌压力和储层周围水位保持不变的条件下,泵管内、外同时进水,水流断面最大,水流阻力最小,回灌水量最大;当井管的直径比泵管大较多时,泵管外水流断面大于泵管内水流断面,水流阻力小于泵管内,泵管外环状空间回灌量大于泵管内回灌量;但泵管内进水方式能有效防止气堵,依靠控制阀调节回灌量,由小到大逐渐增加,在较易产生气体阻塞的沉积盆地型回灌井中普遍采用。
(三)按流体注入储层的压力方式不同,分为自然回灌、真空回灌和加压回灌
依靠大气压力、井筒液位水柱压力以及利用系统尾水压力为驱动力进行回灌的方式为自然回灌。
真空回灌又称负压回灌,是在具有密封装置的回灌井中,先开泵使井管和地面出水管路内充满流体,然后停泵并立即关闭泵出口的控制阀门,此时由于重力作用,井管内地热流体迅速下降,在管内的液面与控制阀之间造成真空度,在这种真空状态下,开启控制阀门和回灌水管路上的进水阀,靠真空缸吸作用,水迅速进入管内,并克制阻力向含水层中渗透。真空回灌运行时严禁空气混入井管或输送管路。
当自然回灌和真空回灌不能正常实施时,依靠外力(压力泵等设备)作用在回灌系统中增加压力,进行强迫回灌的方式为加压回灌。加压回灌是增加回灌量的一种补救措施,但是由于地层构造不同,特别是胶结较差的孔隙型地层结构,加压回灌可能会造成对地层结构的破坏。原因是在强压力推进时,回灌流速加大,地层中胶结较差的粉细砂将被搬运。随着搬运距离延长、流速降低,在某一区域内粉细砂粒将会滞留。这种情况一旦发生,原本细小的砂岩孔隙将被紧密堆积,回灌堵塞的现象就此发生。因此,在采用加压回灌时,通常需要考虑定期或不定期的空压机气举或反抽回扬洗井,以清除附着在滤水管内表面上随回灌流体进入的杂质,疏通滤层网眼和过水通道,减少回灌井管及周围热储物理、化学阻塞,提高回灌能力。
自然回灌、真空回灌和加压回灌方式主要是通过水压驱动实现回灌,这一点在砂岩孔隙型地热回灌井中表现的比较明显。除此之外,依靠回灌流体与储层中地热流体的密度差异产生的重力作用来驱动,这一点在岩溶裂隙型地热回灌井表现的比较明显。
⑦ 影响我国地热事业发展的主要问题
我国是地热能利用最早的国家之一，应用历史可以追溯到2000多年以前。但真正科学地大规模开发、研究始于本世纪70年代（1970年），比美国晚十年，比日本晚四年，比大多数发展中国家如菲律宾、印尼等还早几年，四分之一世纪过去了，我们与世界的差距不是在缩小而是在拉大，这不仅体现在科技水平上，也体现在地热能在全国能源构成中的位置。我们在20多年的研究发展之后，基本形成了地热利用的主格局，即天津为重点城市供热、羊八井为重点的发电利用。近期又计划在腾冲建立万千瓦级地热电站。中国的地热专家曾称，地热能为21世纪能源，但现在国家的投资方向又充分表明，作为替代能源的地热能，有被再一次替代的可能。“八五”期间国家投入400万元开展地热研究，但到“九五”国家不曾为地热研究投入一分钱。云南腾冲以股份制开始运作，这也可能是发展中国地热事业的一条新途径，但就国家的总投入来说是在逐年减少。但从另一方面观察，近两年全国各地在中低温地热资源直接利用方面，利用地方资金如雨后春笋般崛起。总之，我们的技术水平还很低，这是差距，也是潜力所在。
影响我国地热事业发展的主要因素包括以下几个方面：
一、地热能开发的环境效应
地热能一直以“清洁能源”而著称，但在开发利用中也会引起一些环境问题，这些问题包括：地面破坏、噪音、热污染和化学污染等。
1.地面破坏
地热能发电均在地热田附近进行，不像火力发电厂需要运输车辆、废料处理等，需要很大的面积，因此地热发电对地面的破坏是很小的。
2.化学污染
地热开发的化学污染主要是地热流体中的可溶固体、非凝结气体如NH3和H2S气体等。
在温度低于150℃的低温地热田，地热流体的矿化度变化从几十或几万个ppm，这主要取决于热储的岩性。在火山岩或结晶岩地区，地热流体的化学组分含量很低，大多数可以直接利用，甚至适合于饮用，这些水的开发不存在化学污染问题。另一方面，若热储由某些沉积岩组成，热水的化学成分含量较高，需要热交换器间接提取热能利用，地热尾水要回灌到地下，腐蚀和结垢会很严重。地热流体含有多种气体，主要为CO2、H2S及少量NH3和氡等。H2S对人类健康影响不大，主要问题是它可以引起腐蚀。
3.噪音
噪音污染主要发生在地热电站。
4.地面沉降
当从地热储中抽取地热流体后，改变了原系统的压力分布，从而产生地面沉降，沉降与地质条件密切相关。在冰岛的SUARTSENGI和意大利的LARDERELLO地热田，年平均沉降分别为11mm和32mm，而在新西兰的WAIRAKEI地热田，开采区外的一个小区域内年沉降量高达400mm。
5.热污染
热污染主要发生在地热弃水排放之后，若将地热弃水回灌到地下，则可完全避免热污染。
总之，地热开发对环境影响不大，在目前状态下，对我国地热开发影响很小。但在西方国家，已比较重视地热开发的环境效应。我国应在开发的初期就注意此类问题，做到高起点、高技术、高效益、低成本。
二、资金短缺
由于我国尚属发展中国家，经济相对落后，国家财力不足，这就决定了国家不可能拿出可与西方国家均衡的资金开发地热资源。另外，地热资源开发的初期投入较大，这也是西方国家地热开发资金短缺的一个主要原因。
三、地热资源在地域分布上的不均衡
中国大陆的高温地热资源主要分布在我国西南的西藏和云南省，这两个省区地处偏僻、交通不便、经济较落后，加之云南水利资源丰富，西藏风能和太阳能资源丰富，这在很大程度上制约了区内高温地热资源的开发。云南西南部高温地热资源丰富，但由于区内气温较高，地热能非电利用前景较差，因此，大量150℃以下的热水白白流失，如1996年在云南瑞丽完成两个千米深孔，孔口温度在110℃以上，但由于达不到发电温度要求，至今尚未开发。
中低温地热资源主要分布在我国东南沿海、辽东及胶东半岛，内陆地区主要分布在中新生代断陷盆地，埋藏深度较大。而温泉出露区大都处于地处偏僻的山区，交通不便，经济落后，所有这些都增加了地热开发的成本，限制了地热资源的广泛利用。
四、地热开发技术问题
地热投资的高低及资源利用是否合理，不仅直接与地热前期勘探、钻探、规划等有关，而且与地热利用技术存在密切关系。新技术新方法的使用不仅可以减少投资，而且可以大大节约资源，减少浪费现象。
如天津各地热井普遍安装高频调速器，初步统计可节电20%～30%，节约地热资源10%～20%；利用地热水的二次循环或低温大流量供热，即提高了低温地热资源可利用性，又解决了地热尾水排放温度高的问题。这都是成功的经验，我们可以借鉴，并不断研究其他领域的可行方法，达到节约资源、省电、安全、高效的目的。
五、地热资源管理
迄今，我国从国家到地方尚未建立健全的地热资源管理体系，从而造成宏观失控、资源浪费、技术开发力度不够等问题，严重影响了地热资源科学合理开发利用。
1.缺乏区域规划
地热资源属于一种宝贵矿产资源，它的形成需要特定的地质构造环境，如果不在区域上进行全面的规划管理，这一资源将会遭到严重破坏。地热资源规划的任务是：①研究地热资源赋存规律；②地热资源评价；③开采规划及布井方案；④不同特征地热资源的利用方向；⑤为政府管理部门提供科学调控的有关数据。
2.地热资源开发缺乏严格的审批制度
利用方向的盲目性，缺乏梯级综合利用意识。
3.缺乏监测体系
在地热资源开采过程中，应对地热水的温度、压力、化学成分进行定期监测，从而评价热田开采潜力，限制或规划开采规模。
4.评价滞后于开发
开发成热点，研究遭冷落。
⑧ 地热回灌操作技术
经过在沉积盆地型地热田中多年回灌实践和探索,总结出一套回灌运行操作技术方法。它不仅是国内外其他地区类似地热田回灌开采运行中成功的先进技术,同时也是结合当前国家地热勘查、评价相关规范和法规,充分考虑回灌工作的发展趋势而形成的。回灌是一项系统的复杂工程,实际日常生产运行中,综合影响因素和注意事项较多,各环节都应有科学合理和可操作性强的技术要求和规程,才能使相关工作都做到有章可循,以规避各类随意行为,防止事故发生,提高地热回灌率。
1.回灌前准备工作的技术要求
(1)合理选择适宜的回灌方式
为了保证回灌系统在真空密封状态下进行,宜采取通过回灌水管内进水的方式进行回灌(需要反复进行回扬方式除外),回灌管应下至回灌井内静水位以下5～10m的深度,整个运行系统应严格密封。地热回灌应遵循原水同层回灌(成井目的层相同)的原则;不能做到同层回灌的异层采灌系统,回灌流体质量应好于回灌层的流体质量,保证回灌水对热储层无伤害。
(2)回灌系统管路检查
地热回灌管网系统应保持密闭状态,且应始终保持正压,各种监测仪表、仪器的运转正常,过滤器的精度须达到规定要求。回灌运行前,要对整个系统管网系统进行彻底冲洗,保证系统管道及设备在充分清洁后再使用,以消除系统管路内的杂质被传输到回灌井内,影响回灌效果。
2.回灌启动时的技术要求
在回灌运行正式启动时灌量不宜过大,应从小到大逐渐增加灌量,如一开始就采用大流量回灌,容易造成井下滤层破坏。并且注入量由小到大可以尽可能的排除井管内的空气,避免井管内空气由于来不及逃逸而随回灌流体压入储层内,产生气堵。密切观测回灌过程中压力变化,调节回灌量,以压力表、水位数据的变化情况来判断回灌能力,待确认回灌通畅时,再逐渐增加灌量,直至正常运行。加压回灌时,压力也应从小到大逐渐增加。在运行一段时间后,回灌井内水位基本稳定(波动范围在5～10cm/30min)或水温无明显变化时,分别在开采井井口、回灌井井口同时取样送检进行流体质量化验分析。
3.回灌运行中的技术要求
在回灌运行过程中,应确保整个回灌系统的密闭状态,对管网中的接口部分应随时进行密封检修。回灌运行时要密切监视开采井、回灌井的水位、开采量、回灌量、水质及过滤器两端压力、管路压力等数据变化情况,正确判断回灌系统的运行状况,针对各种堵塞情况及时采取有效措施,如对于回灌管路的堵塞,可直接用连续反冲洗方法处理;对于回灌井本身产生的堵塞,可用间歇停泵空压机气举洗井或回扬反冲洗的方法进行处理。
回灌运行时如果灌量随着时间的延长而逐渐下降,同时反冲洗井效果不甚理想时,可采用加压回灌、间歇回扬方式,以增加回灌量。在常压自然回灌的基础上,待回灌水管和放气阀溢水后,关闭放气阀从小到大缓慢加压进行压力回灌运行操作。如果压力回灌时,灌量仍在不断减小,说明系统堵塞严重或回灌井滤水管内表面上随回灌流体进入的杂质不断增加,回灌阻力增大,需要暂时停止回灌操作而采取间歇回扬洗井措施来疏通滤层,清除井下集聚沉淀的杂质,恢复回灌能力。当回灌井出水量恢复至初始出水量及水清砂净后,停止回扬,再进行下一次常压回灌与加压回灌。抽水回扬后由于井内流体动水位下降,井管内充满空气,需要及时排气。
4.停灌期间系统设施的养护
在地热回灌系统停止使用期间,要认真封闭开采井、回灌井井口,对系统各部分进行密封处理,并且利用自动控制的氮气保护装置,将停用的地热井液面以上的井管部分充满惰性气体,隔绝空气,防止空气渗入井管,造成氧化腐蚀。
5.地热回灌系统中相关监测工作
为分析地热回灌的综合效应,其中一项较为重要而又基础的研究内容就是对比分析回灌前后地热井储层参数的变化特征。地热回灌过程中的相关数据监测,并不仅仅局限于监测地热田本身和地热开发对热储层参数的影响,对与开采井、回灌井有关参数的定期监测应同时进行。水位、水温、水质是最基本的监测内容。回灌运行前、停灌期间对开采井、回灌井进行静水位及对应液面温度观测尤为重要。同时为保证回灌进展顺利,在地热回灌系统运行过程中,相关回灌开采动态信息也要定期实时监测,因为通过对运行数据的监测和数据分析,可以更多的掌握和分析出不同地层构造对回灌量的影响程度,回灌对维持储层压力、抬升区域水位的综合影响。观测项目要包括:回灌运行时开采井、回灌井动水位及对应液面温度;开采量(开采总量和瞬时开采量)、回灌量(回灌总量和瞬时回灌量);井口压力;过滤器进口与出口端压力值及压差;排气罐口压力、气体组分和携带物、气体释放量、水质等。水位的监测频率以每月1～2次为宜;各种压力应随时监测;气体分析应在回灌初期进行。有些数据依靠普通的仪表仪器或常规取样化验即可获得,但深层次的研究数据则需要特别手段,如悬浮物、细菌的定性定量分析需借助油田精细检测技术,深部热储层的温度、压力情况需通过井下测温测压技术等。
回灌流体的水质、储层回灌前后流体化学性质及成分的变化是地热回灌中需要重点长期监测的一项内容。地热回灌各阶段所获得的水质跟踪监测数据可及时发出警示,提醒及时采取相应防范措施。另外尽管在地面设施上已充分考虑了当温度压力变化可能造成的化学物理堵塞问题,但低温回灌流体注入储层后,与地层局部热流体混合再发生的化学变化是一个很复杂很隐蔽问题,导致的潜在堵塞、腐蚀或结垢影响需作详细地专项分析,长期跟踪检测。回灌系统水质监测项目应包括:全分析、酸性样、碱性样、气体样、悬浮物、溶解氧含量、侵蚀性二氧化碳、过滤器残渣样、细菌样(铁细菌、硫酸盐还原菌、腐生菌)等。回灌初期、中期各取样监测一次;过滤器前、后要分别取样;回扬早、中、晚期分别取样;特殊情况如出现异常或专项试验研究则要加密取样和进行针对性取样。
回灌对热储层地温场的影响是在进行大规模回灌的情况下首先要监测的内容。由于地热井开采时的流体温度(即使是最大稳定流温)也并不能完全真实地代表深部热储层的温度,因此要取得地热回灌对热储温度场影响方面的实测数据,应有针对性的在某一回灌连续性较好的地点,在回灌停止时间段内,选取不同目的层的回灌井进行井下连续稳态测温测压工作,获得热储层内各井段在一个停灌周期内的井温、压力资料。回灌井测井工作应从停灌后立即开始至下一次回灌来临之前这一时间段内连续进行。最好每月进行一次;如考虑工作成本,也要做到每2个月测井一次。通过这些连续性的测井资料,才能更好的了解回灌后储层温度场、压力场逐月变化情况和发展势态。
⑨ 什么是地热尾水
地热尾水就是地暖供暖经过住户以后，流经管道之后又回到锅炉里面或者回收系统的水，叫尾水。统称是供暖尾水，如果是地暖供热的，就叫地热尾水，也叫地暖尾水。想要了解更多关于供暖的知识，或者需要了解供暖臭味剂，防失水剂的话，直接搜索“欣格瑞”就行 。
⑩ 北京顺义金汉绿港家园小区地热井结合水源热泵供暖工程
赵建康 张勇 邹登亮 黄长军 何运成 杨俊伟 石涵静 李卫芳
（北京市地热研究院）
摘要：文章介绍了北京顺义金汉绿港家园小区地热井结合水源热泵供暖，以及提供温泉洗浴的地热资源综合利用技术。结合该工程，作者给出了地热井水量、水温与供暖面积之间的关系式，此关系式对于地热供暖工程的前期论证具有指导意义。本文着重对地热井结合水源热泵供暖技术的运行成本进行了详细的分析。研究表明，地热井结合热泵技术供暖的运行成本为18元/m2，低于北京市集中供热的采暖收费标准24元/m2，同时，温泉洗浴比加热自来水洗浴成本低得多。
1 前言
以往，对于中低温地热资源，尤其是50℃左右地热水，通常只是提供温泉洗浴和种植养殖，很少用于供暖。这主要是因为老式的暖气片采暖的供回水温度要求较高，一般为95℃/70℃，50℃的地热水通过暖气片供暖很难达到室温要求。目前，随着地板采暖技术、风机盘管技术以及辐射吊顶技术的发展，采暖所需的热源温度大大降低，一般40～45℃即可满足供暖的需要。由此，给地热直接供暖和地源热泵技术供暖提供了广阔的市场空间。
北京顺义金汉绿港家园小区，是我院承担的一项利用中低温地热资源供暖和提供温泉洗浴的地热综合利用工程。该工程室内末端采用地板辐射采暖，利用热泵技术，用3口地热井基本解决了23万m2的住宅小区供暖和温泉洗浴的需求，使低温地热资源得到了有效地用。使用清洁的地热能源供暖、温泉入户，大大提升了住宅的品质，不但给小区居民提供了良好的生活环境和大气质量，同时也给了开发商丰厚的回报。
2 工程概况
金汉绿港家园是集住宅、酒店、餐饮、娱乐于一体的大型综合性住宅小区。建筑总面积为63万m2。一期建筑为23万m2，公建面积3万m2。金汉·绿港家园总的供暖负荷及公建部分冷负荷如下：供热负荷：冬季单位面积热指标为41W/m2，总计9430kW；公建部分：夏季单位制冷指标为80W/m2，总计2400kW。
根据以上冷热技术指标及该地地质条件，我院提出，冬季利用地热温泉井结合水源热泵技术供暖和提供温泉洗浴，供暖室内末端采用地板辐射采暖；夏季利用水源热泵机组和冷水井给公建部分供冷，末端采用风机盘管。该工程是深部地热能和浅部地热能综合利用的项目。
3 供暖制冷所需水量的确定
3.1 供暖制冷面积与水量关系式的推导
根据能量守恒定律可以推导出供暖面积与所需地热温泉井的水量的关系式，由此，可以根据供暖面积确定所需的地下水量；同样，也可以根据地热井的出水量和水温确定能够供暖的面积。
a.直接供暖
浅层地热能：全国地热（浅层地热能）开发利用现场经验交流会论文集
式中：S为供暖面积，m2；q为单位面积热负荷，W/m2；J为热功当量系数，4187焦耳/大卡；ρ为水的密度，1 T/m3；c为水的比热容，1×103kcal/T·℃；Q为地热井出水量，m3/h；t1为地热井的出水温度，℃；t2为供暖后尾水水温度，℃。
b.结合热泵技术供暖
浅层地热能：全国地热（浅层地热能）开发利用现场经验交流会论文集
式中：cop为热泵机组的供热系数，一般为4；t3为通过热泵提取热量后尾水的温度，℃。
由（1）、（2）关系式可以看出，地热井供暖的面积和地热水水量成正比。水量一定的情况下，与利用的温差成正比，即利用温差越大，供暖面积越大。
地热井结合热泵技术供暖，可以加大地热水的利用温差，相应减少了地热水的需求量，从而达到地热资源的集约利用的目的。如关系式（1）、（2）中的t2一般为40℃左右，而t3在10℃左右，提高利用温差30℃。对于一口出水温度70℃的地热井，通过热泵技术，可使1口地热井发挥两口地热井的效能，不但节约了投资，同时也节约了宝贵的地热资源。
3.2 所需地热井水量的确定
已知该小区的供暖总负荷为9430kW；热泵机组提取热量后的尾水温度可降低到7℃；根据可靠的地质资料分析推测地热井的水量、水温预测分别为水温55℃，水量60m3/h，井深3000m，热储目的层为蓟县系雾迷山组。
根据以上已知数据，可得出所需地热井水量为：126m3/h。
3.3 所需冷水井水量的确定
同样，根据能量守恒定律，可得出公建部分供冷时的水量与供冷面积关系式：
浅层地热能：全国地热（浅层地热能）开发利用现场经验交流会论文集
式中：EER为热泵机组的能效比，所得制冷量与输入电能之比，一般取5；t1为冷水井的出水水温，℃；t3为回灌时的水温，℃。
已知供冷总负荷2400kW；冷水井的出水温度为15℃，水量，井深；回灌温度27℃。根据以上已知数据代入关系式（3），可得3万m2公建部分所需水量为：206m3/h。
4 工程技术方案设计
该工程供暖需要温度55℃地热水流量为126m3/h，根据已知的水文地质资料可知，两口地热井即能满足水量的需要。该地区地热井回灌情况良好，1 口回灌井即能满足需要。因此，该供暖工程设计利用3口“地热井-热泵机组”（两抽一灌）满足一期建筑23万m2建筑面积的供暖要求和小区居民的温泉洗浴。
公建部分的供冷需冷水井水量为206m3/h，而地区井深100m，水量可达80m3/h，因此3口抽水井即能满足需要。该地区回灌情况一般，抽灌比例为1∶2，因此，冷水井的总数量为9口。利用冷水井-热泵机组满足公建部分夏季供冷的需要。室内末端采用地板采暖技术，公建部分末端采用风机盘管。
为满足水源热泵机组蒸发器侧进出水温度的要求，同时因地热井水不能够直接进入机组使用，因此将地热井水通过板式换热器进行换热使用，板式换热器一次侧进水流量为120吨/小时，温度为55℃，出水温度为9℃，二次侧（水源热泵机组侧）水流量约为750吨/小时，进水温度为7℃，出水温度为15℃。二次侧水量能够满足机组全部运行时的总水量的要求。
5 运行费用分析
5.1 机房内主要设备及配电量（表1）
表1 机房内主要设备及配电量
其他设备总计暂估为150kW。总配电量暂估为2880.2kW。冬季的最大用电量为2880.2kW，夏季最大用电量为300kW。
5.2 运行费用成本分析
供暖运行成本主要包含以下几项内容：用电成本、人员工资及福利、设备折旧费、年维修费各种税费等。
运行6台热泵机组可以满足最大荷载，6台机组冬季可以提供的最大热量为9504kW，冬季机组满载运行时，机组本身和其相关辅助配套设备总用电功率为2880.2kW。
根据以上功率（2880.2kW）负荷计算冬季运行费用，设每天的平均满载运行时间为12小时。水源热泵中央空调冷热源方案设备的年运行电费为：240.56万元（冬季）。
由于本工程采用自动控制技术因此运行时需要6 人维护即可（三班倒），人员工资为：
6人×4月×1600元/（人月）＝3.84万元
所有设备的使用年限为15年，水井为15年，则每年的折旧费用为：设备，77万元/年；水井，83万元/年；总计160万元。每年维修费为10万元。总计414.40万元。折合每平米的年运行费用为18 元/m2。目前北京市集中供暖的价格为24 元/m2，天然气采暖的为30元/m2，因此，利用地热井结合水源热泵技术进行城市供暖不但技术上是可行的，而且具有价格优势。
该小区地热井不但作为供暖的热源，还可提供小区的温泉洗浴。使用电热水器加热一吨自来水需23元，燃气热水器需14元，而家用地热温泉水洗浴只需每吨交纳3.5元的矿产资源税。遇到极端寒冷天气，供暖和洗浴用水发生冲突时，可以启动冷水井进行调峰。
6 结论和启示
利用地热井结合水源热泵技术进行城市供暖和提供温泉洗浴，技术上是完全可行的，运行成本相对于燃气也占优势。更重要的是地热资源是一种近乎可再生的清洁能源，无任何废气、废料的排放，非常有利于改善城市的大气质量。
地热井结合热泵技术供暖相对于普通的水源热泵供暖，还具有以下几个优点：
（1）在供暖的同时，可以兼顾提供温泉洗浴；
（2）由于水温较高，相应降低了对水量的要求，进而减少了水井的数量，减少了占地；
（3）地热井深度一般在3000m左右，开采的热水一般为基岩裂隙水，对地面沉降几乎无任何影响；冷水井一般80m左右，大部分抽取的是第四纪含水层中的承压水，相对影响稍大。
缺点主要是地热井的造价较高，钻井的风险也较大。
地热井结合水源热泵供暖技术，为低温地热用于供暖提供了一条新思路。我国大部分城市都具有这种低温地热资源，如能广泛利用，对于解决城市大气污染、节能、节约占地等都有非常积极的意义。
参考文献
［1］戚筱俊.水文地质与工程地质.北京：水利电力出版社，1985
［2］周念沪.地热资源开发利用实物全书.北京：中国地质科学出版社，2005
［3］陆耀庆.暖通空调设计指南.北京：建筑工业出版社，1990
［4］何满潮等.中国中低焓地热工程技术.北京：科学出版社，2004
［5］朱家玲等.地热能开发与应用技术.北京：化学工业出版社，2006