合浦盆地热传导型地热田的开发潜力

合浦盆地热传导型地热田的开发潜力

1地质背景及盆地合浦盆地位于广东省西北部。它是中国-美国断裂带向东南的倾斜沉积盆地。它呈白色，在西南开放，像一座像歌剧一样收缩。盆地宽9.20公里，长68公里，面积2459公里。地势北东高南西低，海拔高度5.70米。向西南延伸至北部湾。盆地两侧的岩石裸露，山脉形成。合浦盆地的大地构造位于华南准地台南端的海湾凹陷区，与钦州剩余地槽和云开台的隆交。北东向的形成和发展受到北东向区域断裂的控制。基底为古生代亚纪纪念系、粘土系（页）砂岩、碳酸盐盐岩、华力西系和尖山系花岗岩。基底埋深约4000米。盆地覆盖层由白亚系、前近系和第四系组成。该地区的地质构造发育，花岗岩种类繁多（图1）。2盆地周边地形和热敏地温条件2.1砂岩与泥岩的厚度比合浦盆地没有温泉直接出露,但浅井的水温普遍较高,为26～29℃,有的达32℃.石油勘探乐参井综合测井结果表明,在600～2400m范围内,厚大于5m的热水层有190多层,水温最高达70多℃.经初步圈定,合浦盆地地热田总面积580km2.综合地质调查、地震勘探剖面及石油探孔资料,地热田地层剖面特征见图2.新近系上新统—中新统南康组(Nn):杂色河流相粗碎屑洪冲积沉积,岩性为卵石(局部为漂砾)、含粘土卵石、细砾、砾砂、含粘土砾砂夹粘土、粉质粘土.古近系渐新统沙岗组(E3s):上段(E3s2)为泥岩、含砾泥岩、粉砂质泥岩与含砾粉砂岩互层;下段(E3s1)为含砾砂泥岩、砾岩、泥岩与含砾粉砂岩互层.砂岩与泥岩的厚度比为(0.71～1.73)∶1.古近系始新统酒席坑组(E2j):四段为厚层状泥岩局部夹砂岩及黑色褐煤,厚48.00～225.00m;三段为泥岩或砂砾岩、泥质粉砂岩互层,厚72.00～279.00m;二段为粉砂岩、泥质粉砂岩、砂砾岩等,局部夹碳酸盐岩,厚44.00～145.00m;一段为炭质泥岩、泥质粉砂岩、细粒砂岩、含砾砂岩互层,厚36.00～284.50m.本组地层砂岩与泥岩的厚度比为(0.19～1.73)∶1.古近系古新统上洋组(E1s):上段为砂质泥岩、含膏泥岩、泥岩,厚152.00m;下段为泥岩、含膏粉细粒砂岩、含泥砂岩、粉砂岩互层,厚度156.80m.砂岩与泥岩的厚度比为为0.23∶1,孔隙度为13%～22.5%.白垩系上统罗文组(K2l):上部粉砂质泥岩、细粒砂岩、粉砂岩,厚501.00m;中部泥岩、粉砂岩、砂岩互层,厚314.00m.下部泥岩,砂岩互层,厚233.50～318.00m.砂岩与泥岩的厚度比为为(0.20～0.49)∶1.前中生界:志留系为一套砂岩页岩的轻变质碎屑岩系;泥盆系下—中统为砂岩、泥岩,上统为碳酸盐岩.基底局部地段有燕山期黑云母花岗岩和中粒花岗岩及华力西期黑云母花岗岩.基底岩石受现代活动断裂带的扰动,构造裂隙发育.根据地震勘探和重力解译,热田基底为一北东-南西向两翼不对称的向斜构造,总体上形成五洼四突形状(图3),即西场凹陷的西场洼地、沙岗南洼地、沙岗东洼地、沙岗低突起、上洋高突起、岑屋低突起和常乐凹陷的大山角洼地、天堂坡—常乐洼地及沙朗村低突起,基底凹陷的埋深在2000～4200m.基底被一系列北东、北西向断裂切割得支离破碎,断裂性质以张性为主,向上切割古近系—新近系,规模一般较大,主断层形成于加里东期,为区域上深大断裂即岑溪—博白断裂带西南段主干断层,属上地壳断裂,具有明显的张性正断层性质,盆地基底深洼地均沿该断层分布,它控制着合浦断陷盆地的形成及发展演化.沿断裂带有岩浆岩体侵入,现代地震活动频繁发生,新构造活动明显,预测基底地层中的许多断裂和裂隙胶结程度差,为热水的运移和赋存提供良好的途径和空间.2.2储层与储层结构热储层:据石油测井资料,热水赋存于新近系上新统—古近系渐新统砂岩热储孔隙裂隙与其它基岩热储构造裂隙中,按热田热储埋藏条件与介质特征,划分为3种类型:孔隙热储、孔隙裂隙热储和基岩构造裂隙、溶隙热储层(表1).热储温度按下式推算tr=(D-h)G+t0.(1)式中:tr为热储温度(℃);D为热储埋藏深度(m);h为常温层埋藏深度(m),取25m;G为平均地温梯度(℃/m);t0为常温层温度(℃),取25.0℃.推算结果见表2.根据有利于热水储集的各地层中砂岩、砂砾岩、粉砂岩的厚度、介质特征,又将地热田热储按优劣程度划分3个等级:(Ⅰ)好的热储层.包括西场凹陷的南康组和沙岗组,以及常乐凹陷的南康组、沙岗组和酒席坑组孔隙与孔隙裂隙热储.南康组砂岩与泥岩厚度比为为1∶1,呈互层状;沙岗组砂岩泥岩呈互层状;酒席坑组在常乐凹陷呈泥岩夹砂岩至互层状;砂岩厚度大,成岩程度低,孔隙度大,渗透性能较好,分布面广,是热田开发的目的热储层.(Ⅱ)一般热储层.包括分布于西场凹陷的酒席坑组一段和二段孔隙裂隙热储层和热田基底基岩构造裂隙、岩溶裂隙热储层.酒席坑组一段和二段以砂、泥岩互层为主,成岩程度差、孔隙度高,但砂岩热储累计厚度相对常乐凹陷小而影响热水的富集.古生界基底中的砂岩、灰岩层,受现代活动断裂带扰动,裂隙极为发育,灰岩层在热水的作用下,可形成溶蚀裂隙,有利于热水赋存.同时,基底基岩构造裂隙、岩溶裂隙热储层埋深大,与其它热储相比,具有热水温度最高的优点.(Ⅲ)差的热储层.包括西场凹陷的酒席坑组4～3段,上洋组及罗文组热储层.它们均以泥岩为主,含煤、螺、沥青、油、膏盐等不良成分,砂岩的单层厚度及累计厚度小.上洋组及罗文组成岩程度高、孔隙度小、渗透性差,该热储的赋水条件较差,基本上不具可利用性.盖层:泥岩热导率低,导热性能明显低于砂岩特别是饱水砂岩层.热田内泥岩单层厚度与累计厚度大,分布稳定,对大地热流具有很强的滞留作用.热田内的泥岩横向分布到边,竖向分布则与砂岩呈相间叠置状产出,单层厚度多在数米至十数米之间,累计厚度占岩层总厚度一半以上,厚度巨大且连续分布.新生代断裂在上部成岩程度较低的地层中,错动小,岩层松软,后期容易自行闭合,因而泥岩层形成了对热田的圈闭作用,且密封性好,是热田良好的隔热保温盖层.2.3热田地温梯度地热来自地球内部的热量,地壳结构决定了区域性热流强度.本区邻近太平洋板块和印度洋板块交接地带,以及大陆性地壳过渡到大洋性地壳的变异地带,莫氏面埋深29.5～30.5km、康氏面埋深14～15.5km、结晶基底埋深仅为4～5.5km,处于广西地壳最薄、地幔埋深最浅的地段.本区地壳相对较新,经历了华力西等多期次的构造运动,存在多期次岩浆侵入活动,控制合浦盆地热田的合浦断层,切割深约25km,深达上地壳.在盆地内由8条大断层组成,沿断裂带有花岗岩体充填及多处温泉分布.该断裂形成于加里东期,至今仍有活动,属张扭性,是深大断裂即博白—岑溪断裂带向西南延伸部分.由此可见,合浦盆地具有地壳厚度薄、结晶基底埋深较浅、深大断裂深切等有利于地壳深部和地幔热流向地表浅部快速传递的地壳结构和构造条件.根据热田地热地质条件以及钻孔温度测量成果,钻孔的深度—温度曲线基本上呈直线(图4),直线斜率基本上相当于区域背景地温梯度值,属典型的大地热流传导型曲线.至今可供利用的热田地温梯度值资料很少,根据收集到的前人资料整理分析,其地温梯度值见表3.由于受热田上部丰富冷水影响,区内的地温梯度与有利的壳层构造条件比较,却相对较低,但影响热田地温梯度的因素很多,除受浅部冷水影响外,还受基底起伏形态及构造影响;地温梯度值与介质的热导率有密切联系,介质热导率高,则地温梯度小,热田岩层介质在横向上的变化较大,地温梯度也将随之有所变化.热田区内大地热流值平均为52.43mW/m2,高于所处构造地块的平均值45.0mW/m2,这与本地区壳层埋深浅的背景条件相吻合,合浦地热田具有良好的热源供给条件.3初步评估地热资源3.1热储层储存率评价地热地质条件分析表明,该地热田属典型的热传导中低温隐伏地热田,地热能包括两部分:一是储积于热储体内岩石介质的热能量;二是储存在热储层地下热水中的热能量.这两部分能量之和即为热田的地热资源量,其中可采收的部份即为可利用资源量.根据目前的经济技术条件,地下热水的开发是热能开发的主要方式,因而在进行地热资源量评价时重点需要评价地下热水的储存量及可开采量.本次按垂向从埋深约600m、温度约40℃起算至基底埋深约3000m为止,作为本热田能利用地热资源量的评价范围,热田面积为580km2.评价对象为古近系—新近系砂质岩孔隙裂隙热储层(局部为孔隙热储),对地下热水资源的利用按孔隙度来确定地热能采收率.地热资源量采用“热储法”进行计算QR=C¯¯¯⋅V⋅(tr−tj).(2)QR=C¯⋅V⋅(tr-tj).(2)式中:QR为地热储积总能量即地热资源总量(J);V为热储体积(m3);tr为热储温度(℃);tj为基准温度(即恒温带温度),取25.0℃;C¯¯¯C¯为热储岩石和水的平均热容量(J/(m3·℃)).可利用资源量的计算:采用地热资源总量与热能采收率的乘积.热能采收率与热储岩性、孔隙裂隙发育程度有关,据经验,新生代沉积盆地砂岩热储,孔隙率一般在20%以上,采收率取25%;孔隙度在15%～20%时,采收率取20%;孔隙度小于15%时,采收率取15%.故可利用能量用下式求得QWh=QR·RE.(3)式中:QWh为可利用能量(J);QR为地热储积总能量(J);RE为热能采收率(%).地下热水储存量计算:地下热水储存量是指储存于含水热储层中的重力水体积,它包括容积储量和弹性储量,即:W总=W容+W弹=AHϕ+μ*A·h.(4)式中:W总为热储系统内储存的地下热水总储存量(m3);W容为热储层岩石空隙中的地下热水容积(m3);W弹为承压热储层的弹性储存量,即储层在开采过程中,由于减压后从储层介质中释放出的热水量(m3);A为热储面积(m2);H为热储含水层厚度(m);ϕ为热储层岩石孔隙度(%);μ*为热储层储水(或释水)系数,无因次;h为热储层自顶板算起的压力水头高度(m).3.2地热储积资源由于篇幅所限,计算过程从略,最终计算结果为:全热田地下热水总储存量(W总)为568.74亿m3,热水储存总能量为83.596×1017J,相当于2.860亿t标准煤的热能量.地热储积资源总能量为301.074×1017J,折合标准煤为10.275亿t;其中可利用能量44.426×1017J,折合标准煤1.516亿t,热田单位面积储积能量0.519×1017J/m2.算得Q有效为5.0186×1015J/a,达大型中低温地热田规模.4热水开发的前景评估4.1热储计算单井出水量热田热水单井出水量的估算,按出水段井径130mm,降深30m估算.估算对象主要是指2400m深度范围内南康组、砂岗组和酒席坑组热储层单井出水量.这样对热田单井出水量起控制作用的是热储层的厚度、孔隙度和渗透率.据南宁地热田三塘地热井资料,三塘地热井开采热储层深度为550.40～1181.0m,热储层累计厚度为224.0m,水位降深29.73m时,涌水量为30.74m3/h,其每米热储厚度单井出水量为:q=30.74÷224=0.14m3/(h·m),合浦热田热储平均孔隙度达25.1%,大体与南宁地热田热储层孔隙度相当,而合浦热田热储平均渗透率略小.又据煤田勘探抽水资料,合浦地热田砂岗组每米热储层厚单井出水量为0.37m3/(h·m),南康组(Nn)为0.52m3/(h·m),取上述三者的平均值乘以0.60系数,即0.34m3/(h·m)×0.6=0.204m3/(h·m)作为基本值进行热水单井出水量的估算.热田地温梯度,据已有资料采用最保守的梯度值,即西场凹陷取2.93℃/100m,常乐凹陷取2.25℃/100m进行计算.根据南宁市地热田三塘地热井的经验,由多层热储构成的地热井,井口混合热水温度等于开始利用的顶层热储(550m处)温度(42℃)与井底热储温度(64.8℃)的平均值(53.5℃).故地热井井口混合水温估算时采用热储起始和终止温度的平均值.热储温度按(1)式计算,计算结果见表2.4.2地热田热水的性质研究至今尚无法获得热田深部热水的水化学资料,然而浅层低温温水与深部热水的化学成分密切相关,故采用浅层低温温水与冷水的混合水化学成分特征作简要分析,根据水质测试结果并结合水化学背景条件分析,推断地热田的热水具有以下水化学特征:(1)地下热水的水质类型主要为HCO3-Na、HCO3-Ca、HCO3-Ca·Mg、SO4-Ca·Mg型,随着深度的增加和水温的提高,推断重碳酸根、硫酸根离子数值将进一步增加.局部地段可能出现Cl-Na或SO4-Ca型水;(2)溶解性总固体含量一般较低,总体属低矿化淡水;(3)除浅层水pH值偏低呈弱酸性-酸性外,一般呈中性水;(4)一般总硬度较低,呈软水-极软水;(5)热水的特殊组份中,偏硅酸、锶及CO2气体等的含量较高.随着深度增大水温增高,其含量还会进一步增加,可达医疗热矿水标准.4.3热储单井开发地热资源因为其清洁、价廉、用途广泛而得到人们的重视和普遍利用.合浦盆地地热田地热资源丰富,地热田可利用的资源量达44.426×1017J,折合标准煤1.516亿t.热田热水温度、单井出水量视热储层的埋藏条件及累计厚度的不同而不同,在深度600～2400m范围内,推算热田古近系—新近系热储单井出水量在16.1～152.5m3/h,热水温度在40.19～66.8℃,根据《地热资源勘查规范》(征求意见稿,GB/T11615-200x)属最经济和经济型地热田开发类型.水质可达到医疗热矿泉标准,对照地热矿水利用评价表(表4),其用途十