隨著傳統化石能源消費水平的上升以及所帶來的環境問題，世界范圍內掀起了新能源開發的熱潮。地熱能由于儲量巨大、對環境的負面影響小，被各國列為重要研究開發的新能源之一。相比于其他新能源（如風能、光伏太陽能等）而言，地熱能具有可靠性高、碳排放量低及維護成本低等特點，但其初期投資成本高、投資回收期長，制約了地熱能的發展。

 

  油氣盆地豐富的地熱資源以及油田已有的基礎設施、生產技術、儲層資料等條件，為地熱能開發提供了新的機遇。在當前節能減排的大環境下，開發利用油田地熱資源對油田的可持續發展也帶來了新的生機。

 

  1 油田地熱資源

 

  油田地熱資源包含地壓型熱流體資源、聯產型熱流體資源等類型。

 

  地壓型熱流體資源一般埋藏較深，此類儲層通常為異常高壓地層（如美國墨西哥灣地壓型熱儲的壓力梯度達到10.46kPa/m），含有大量高溫咸水（溫度范圍在90～200℃之間），并飽和有甲烷氣體，如J.Griggs 估計美國墨西哥灣地壓型熱儲中溶解的甲烷體積達到（85～130）×1012m3[1]，楊玉新等推測塘沽古近系東營組地壓型地熱水中的甲烷含量在0.5～1m3/m3 之間[2]。因此這類地壓型熱儲中有熱能、化學能（甲烷）和動能等3 種可利用的能量形式。在油氣田開發過程中，為了提高油氣采收率，都盡量避免射開含水層，并且油氣田開發者并不關注這類含水層中的能源，致使這類潛在的地壓型地熱資源被“遺留”在地層中，目前還未引起足夠重視。

 

  考慮到這類熱儲中存在的非常規氣（地壓氣或水溶氣）資源量及其龐大的高溫水體，這類熱儲具有巨大的開發潛力。

 

  聯產型熱流體資源主要來自油井產出的高溫熱流體。油田產出水具有水量多、熱能總量大的特點，特別是進入高含水期的油田。在這樣的油田，可充分利用已有資源實現油氣生產和地熱能開發的雙重目的。

 

  油田中聯產型地熱資源開發可采用如下幾種模式：

 

  ①利用目前正常生產井進行“油—熱—電”聯產，所產熱量可用于集輸伴熱系統維持溫度或居民供熱，所發電能可供給現場使用或者進入電網銷售。這種方式是油田利用地熱資源的一種最佳模式，僅需要投入一部分安裝發電設備的費用，采用水驅開發并且產出水回注的油田是這類聯產模式的首選場所。②利用處于生產壽命末期的油井或低產井進行聯產。對于這類油井，在一定原油產量下可保持經濟生產，但當產出水體積增加到一定程度后就不再具有經濟性，在這種情況下將其轉換成聯產模式生產可以獲取額外收益。由于地熱發電所需的流體流量較大，因此需要對這類油井進行改造，增加流體流量，以滿足發電要求。相比于第一種模式而言，成本較高。

 

  ③與油氣公司合作鉆新井。當所鉆井產出水太多而不能經濟生產油氣時，可將該井重新完井后建成地熱井，使水產量和發電能力達到最大。相比前兩種開發模式而言，這種模式的開發成本最高。④將油氣田的廢棄井改造成地熱井，或者利用油田現有技術將儲層改造成增強型地熱系統也是一種行之有效的油田地熱資源開發方式。

 

  20 世紀70 年代，S.Cubric 就論證了注水開發油藏中在不損失原油采收率的情況下開采油藏下部水體中的地熱能的可行性[3]。地熱和油氣在開采理論與技術方面具有共同之處，充分利用各方所長可促進相互發展與提高。

 

  此外，開發利用油田地熱資源，可降低碳排放量、促進油田節能減排。據估算，一個裝機容量為1MW的地熱發電站，每年二氧化碳減排量可達6000t[4]，一些中小型油田可供發電的中低溫地熱資源具備建成上千兆瓦級規模的發電能力[5]，因此油田地熱開發還具有很大的減排潛力。

 

  2 油田地熱發電

 

  地熱發電是一種最重要的地熱利用方式。目前國外采用的地熱發電主要有擴容閃蒸發電、雙工質發電等幾種形式，其中雙工質發電技術尤其適用于中低溫地熱資源。雙工質發電通過循環工質與地熱水之間的熱傳遞實現能量交換，其工作原理如圖1 所示。系統由換熱器、汽輪機、發電機、冷凝器和工質循環泵等五大部分組成，有機工質在換熱器中從地熱水中吸收熱量，生成具一定壓力和溫度的蒸汽，蒸汽推動汽輪機做功，從而帶動發電機發電。從汽輪機排出的有機蒸汽在冷凝器中與冷卻水換熱后凝結成液態，最后借助工質循環泵重新回到換熱器，如此不斷地循環下去實現連續發電。

 

  美國是中低溫地熱發電研究和應用較多的國家。

 

  位于阿拉斯加州Fairbanks 市的Chena 溫泉發電站，其地熱水溫度為74℃左右，總裝機容量為225kW，發電成本大約為50 美分(kW·h)，是目前國際上地熱溫度最低的商業發電站之一[6,7]。為了將低溫余熱高效地轉換成電能，Ener-G-Rotors 公司開發了一種容量為40～60kW 的中低溫發電裝置——GEN4 系統，使用溫度為65.5～148.9℃的熱水或低熱蒸汽進行發電，熱電轉換效率約為10%～15%。GEN4 系統采用完全模塊化的便捷式有機朗肯循環系統（ORC），一般2～3 年內即可收回投資[8]。

 

  20 世紀70 年代初，我國曾在廣東豐順縣鄧屋（92 ℃、300kW）、湖南寧鄉縣灰湯（98 ℃、300kW）、河北懷來縣后郝窯（87 ℃、200kW）、山東招遠縣湯東泉（98℃、300kW）、遼寧蓋縣熊岳（90 ℃、200kW）、廣西象州市熱水村（79℃、200kW）和江西宜春縣溫湯（67℃、100kW）等地建成了采用擴容閃蒸發電或雙工質發電技術的中低溫地熱發電站，并先后都試驗成功發電[9]。當時國內的中低溫地熱發電技術已具備相當水平，但由于沒有市場需求，限制了該技術的發展。近年來，國內研制的螺桿膨脹動力機發電技術拓展了我國中低溫發電的技術領域。螺桿膨脹機適用的工質類型可以過熱蒸汽、飽和蒸汽，也可以是汽水兩相以及含污熱液熱水。150℃以上的熱水可采用螺桿膨脹機直接發電，70～150℃的地熱水可采用雙工質循環的螺桿膨脹機發電[10]。

 

  由此可以看出，中低溫發電技術和設備已經逐漸成熟，其關鍵是合適的地熱水溫度（70℃以上）和足夠大的地熱水流量。目前，國內許多油田的含水率已經達到或超過了90%，每天有大量“熱廢水”產出，這些“熱廢水”除用于集輸系統伴熱、供暖外，在溫度較高的情況下還可用于中低溫發電。近年來，美國和我國華北油田在油田地熱發電方面成功開展了礦場示范試驗，取得了較好的效果。

 

  2008 年，ORMAT 公司在美國落基山油田測試中心（RMOTC）投入運行了一座雙工質（有機朗肯循環）發電站，利用懷俄明州Tea Pot Dome油田邊遠井產出的流體進行發電，流體溫度大約為77℃，額定發電能力為250kW。該發電站是世界上首個“油—熱—電”聯產的商業應用案例。從2008年9 月至2009 年2 月期間， 利用304×104bbl 油田產出水共發電586MW·h；2009 年9 月至2010年1 月期間，利用170×104bbl 油田產出水共發電322MW·h[11,12]。此外，美國佛羅里達州Jay 油田于2009 年也投入運行了一座“油—熱—電”聯產發電站，該油田含水高達95%，產出水溫度為85～90℃，初期裝機容量為280kW，預計油田總的裝機容量可達5MW [13,14]。

 

  2011 年4 月，華北油田投產了國內首座利用油田產出液發電的中低溫發電站，采用雙工質螺桿膨脹動力機發電技術，裝機容量400kW。發電站所用熱水來自留北油藏8 口高含水井（含水97% 以上），溫度為110℃，流量為2880m3/d。在滿負荷條件下，預計其年發電能力為270×104kW·h，每年可增加原油產量12000t，節約燃料4100t[15]。該地熱發電站成為國內油田梯級利用地熱資源的成功典范。

 

  上述實例表明，基于現有的中低溫發電技術，利用油田產出水實現“油—熱—電”聯產在技術上是完全可行的，其經濟性主要取決于油田產出水流量和溫度、發電規模、環境溫度等因素[16]。就目前這些中低溫地熱發電站而言，其規模和發電功率均較小，但這種小型地熱發電站通常都具備可擴展能力，根據油田生產情況容易進行升級改造。如果將現有整個油田轉換成地熱田聯產，并與尚未受到重視的地壓型地熱資源項目相結合，則整個油田將具備大規模發電的能力。

 

  3 油田地熱水驅

 

  稠油油藏儲量巨大，在當前原油供需緊張和油價高升的情況下，稠油油藏的高效開發也成為未來油田開發的一個重點。稠油開采要確保地層流體能夠順暢入井、入井流體能高效舉升到地面，其核心是降低原油黏度。目前采用的稠油開采技術有蒸汽驅、蒸汽吞吐、熱水驅、電加熱等，這些方法加熱成本高（多以燃燒原油/ 天然氣產生蒸汽/ 熱水、電加熱耗電量大）、熱利用效率低等缺點。利用儲層深部的地熱水進行熱水驅為稠油油藏開發提供了一種新的途徑。

 

  熱水驅被證明可降低原油黏度，進而降低流度

 

  比，提高最終采收率[17,18]。但由于熱水含熱量少，不能有效地將熱量帶入油藏而使得該技術未得到大規模應用。相對于熱水驅而言，地熱水驅利用油田地熱資源和現有注水技術，通過同井深部采出、淺部注入的方式將深部高溫流體（油、氣、水及混合物）的熱量帶入淺部油層，一方面減少了地面和井筒中的熱損失，另一方面還可避免地面低溫注入水對地層造成的冷傷害，此外還能減少能源消耗和環境污染。

 

  一些室內實驗和數值模擬結果表明，采用地熱水驅優于傳統的天然水驅，可提高采收率4%～10%左右[19～22]。如印度尼西亞Sumatra 中部的BalamSouth 油田，數值模擬研究發現采用地熱水驅比傳統水驅可提高采收率7.6% 以上。20 世紀90 年代初，美國對得克薩斯州南部油區利用地壓型地熱資源開采稠油的可行性進行了研究，其結果認為：在原油價格為14 美元/bbl、天然氣價格為2 美元/103ft3 的情況下，采用地壓型地熱資源開采稠油油藏就能實現項目的收支平衡。在這樣的價格體系下，當時的投資回收期不到兩年時間[23]。

 

  地壓型地熱儲層由于具有異常高溫高壓以及含有溶解甲烷氣等特點，因此利用其進行強化采油具有以下優勢：①自身龐大的水體能提供高溫熱水，無需外界補充淡水，避免了地面水源不足的問題；②利用自身高壓將熱水注入低壓目的層，減少了地面注入費用；③通過井下分離技術產出的甲烷氣可驅動地面設備發電或進入輸氣管網，或者溶解的甲烷氣隨熱水一同注入目的層以提供額外的驅動力，起到氣—水混合驅的作用。但該技術的可行性取決于：①是否可找到合適的地壓型地熱資源以及注入目的層；②能否解決注入地壓型熱流體所涉及的目的層（巖石基質、流體含量）和地壓型熱流體之間的化學和熱動力學等技術問題；③地壓型熱儲生產過程中的溫度、壓力、礦化度變化是否會影響到其生產能力。

 

  4 油田地熱發電—地熱驅油聯產可行性

 

  我國油區中的地熱資源潛力巨大，按目前的估算結果來看，如果開發2% 的資源量，就相當于我國2010 年能源消耗總量的100 倍 [24]。

 

  目前已處于高含水期的勝利油田，地處渤海灣盆地，油區的正常地溫梯度為3.4～3.8 ℃/100m[25]。

 

  熱儲主要分布在館陶組、東營組和深部奧陶系—寒武系，其熱儲分布和特征如表1 和表2 所示。據測算，上述3 個層系的熱水總儲量為4600×108m3，折合標煤125×108t；可采儲量為750×108m3，折合標煤27×108t[25,26]。勝利油田絕大多數油井深度為1000～3000m，油田產出液溫度為60～100℃，有些甚至會更高。

 

  從表1 和表2 可以看出，孤島地區是一個潛在的高溫地熱開采區域， 如孤東281-5 井、孤東301-1 井和孤東18 塊的地層溫度分別達到了141.3 ℃、121.7 ℃ 和114.3 ℃，王學忠等對此論證了在該油區進行地熱采油的可行性[19]。對于該油區來講，若通過進一步的地層和井筒改造，則地面產出流體可以達到中低溫地熱發電的要求。結合中低溫地熱發電技術和地熱采油工藝，設計了如下地熱梯級利用工藝方案（圖2）。

 

  從地熱井產出的高溫流體，通過換熱器換熱后，熱能用于雙工質發電機發電，換熱后的低溫流體進一步通過三相分離器和換熱器進行處理；雙工質發電機所發電量一部分供油井舉升設備用，一部分供產出水回注設備用，多余部分可并入當地電網；通過分離器和換熱器處理后的熱水回注稠油油藏（熱水溫度低時可輔助太陽能加熱）、原油進行外輸銷售、熱量用于集輸伴熱和供暖。

 

  相比于高含水期通過提液實現地熱發電和增產原油工藝[15] 以及單純的地熱采油工藝[19] 而言，本方案兼具了這兩種工藝的優點，在熱水驅提高稠油油藏采收率的同時實現了地熱能的梯級利用。

 

  5 結論與建議

 

  （1）含油氣盆地存在豐富地熱資源，借助于油氣田現有基礎設施和勘探開發數據，實現油田地熱資源的高效開發和利用，是維持油田可持續發展和實現新能源開發的“雙贏”選擇。

 

  （2）中低溫發電技術的不斷進步使油田伴生中低溫地熱資源實現“油—熱—電”聯產成為可能；將油田轉換成地熱田聯產，并與潛在的地壓型地熱資源項目相結合，能極大地提升油田的發電規模和發電能力，在一定程度上可滿足油田生產需要。

 

  （3）地壓型地熱資源具有異常高溫高壓及含溶解甲烷氣等特點，適合用于稠油油藏熱水驅以提高油藏采收率，但該類地熱資源的勘探程度低，還未引起足夠重視。