地熱流體離子檢測方法

❶ 離子檢驗方法以及排除哪些離子的干擾

離子檢驗方法以及排除哪些離子的干擾
檢測某離子時，用到的方法不止可以測這種離子，還適用於測定其它離子，其它離子可能在測定條件下也產生信號，即對測定離子產生干擾，所以，要去除。比如：雙硫腙分光光度法測定鉛時，由於鎘、鉍、錫、銅等離子均能與雙硫腙反應產生有顏色的絡合物，可能產生干擾，通過控制pH值，加掩蔽劑排除干擾。

❷ 地暖的迴路是否正常，有什麼辦法可以檢查

作為一種提高住宅舒適性的產品，地板暖水受到越來越多的家庭主義者的青睞。但地板加熱仍然沒有標准化，而魚類混合。我有很多安裝地板加熱已進入驗收階段，如何接受和檢查地板加熱？

6.使用學習

安裝完成，正常，我們必須學習鍋爐和恆溫器的運行，另一個相應的手動或大多學習手冊。

❸ 主要監測內容

1.水位(壓力)

理論上熱儲層的壓力變化應在儲層中測試。但在熱儲層中測試經濟成本高、時間較長,在現實中往往很困難。通過測量地熱井井筒液面的動態變化,可以推算出熱儲層中的壓力變化,所以,實際工作中人們往往採用該方法求取熱儲層壓力。由於地熱井筒中的液面動態不僅受儲層壓力影響,而且與上下液柱不同溫度有很大關大禪系,所以,地熱動態水位(壓力)監測項目包括地熱井水位(或水位埋深)、溫度(靜水位、動水位時的液面溫度)。

天津地區地熱井主要用於供暖,開采量比較大,從多年地熱開采井穩定溫度曲線圖(圖6-1)可以看出,井口溫度在開采量大小影響下僅有微小變化,表明在多年開采情況下,熱儲層溫度恆定。

圖6-1 天津地區地熱開采井多年穩定井口溫度曲線圖

地熱井液面溫度在不開採的情況下與對應的地層溫度保持平衡;在動態開采情況下,通常穩定井口溫度可近似代表儲層溫度(實際差別可見表4-1),停采10小時後液面與地層保持溫差小於1℃的平衡(近似看做靜水位)。因此,地熱井液面溫度通常取兩個,一個是靜態的,一個是動態的。

天津地區地熱資源動態監測靜態液面溫度一般取20℃,用於表徵地熱井目前靜水位埋深狀況,指導實際生產中的下泵深度;動態液面溫度根據不同儲層情況而定,用於表徵同一熱儲層平面壓力分布狀況,為地熱研究及資源評價提供基礎資料。圖6-2和圖6-3為天津地區2009年度館陶組40℃水位埋深和換算後的熱儲壓力等值線圖。

2.開采量

採用機械流量表、電磁流量表、渦輪磁電流量表等計量裝置對地熱開采井瞬時流量、累計開采量進行監測、記錄。受地熱流體溫度、壓力的影響,計量表的安裝要注意開采流量與管道直徑、表的最大計量單位的匹配,安裝質量符合安裝技術標准要求等,否滾悄塵則會出現計量偏差。

3.流體化學

流體化學監測主要定期對地熱流體進行全分析取樣檢測。天津地區一般在每年4月份、10月份統測期間取樣、測試。圖6-4為孔隙型館陶組地熱流體近幾年主要離子組分變化圖;圖6-5為裂隙型霧迷山組近幾年主要離子組分變化圖。可以看出,地熱流體主要離子組分近年並無明顯變化,其離子組分含量穩定,人為開采擾動並沒有對地熱流體化學組分造成明顯影響。

圖6-2 2009年度天津地區館陶組熱儲層水位埋深等值線圖(40℃水柱)

圖6-3 2009年度天津地區館陶組熱儲壓力等值線圖

圖6-4 天津地區西部WQ-05(左)和東部TG-16(右)館陶組地熱井主要離子組分變化圖

圖6-5 天津地區北部BD-02(左)和南部JH-02(右)霧迷山組地熱井主要離子組分變化圖

雖然地熱流體相對組分沒有明顯變化,但在天津地區時間尺度較長的多年動態監測中發現,地熱流體礦化度有下降趨勢。如XQ-07地熱井,1997年礦化度為2.5g/L,至2008年時降為2.0g/L。對其他不運敬同熱儲層56眼地熱井連續多年監測資料統計發現(表6-1),地熱流體礦化度有一定的下降趨勢。從霧迷山組地熱流體礦化度歷年曲線圖6-6也可以看出,部分地熱井有下降趨勢。

表6-1 天津地區地熱井礦化度連續4年變化趨勢統計表

注:3次間隔數據中有兩次下降的為下降趨勢井,其餘為波動或上升井。

進行地熱流體化學監測必要時可對地熱流體中特殊組分如硫,鐵單項,同位素,溶解、溢出氣體等按需要進行定期或不定期監測。

4.回灌系統

回灌系統回灌量(瞬時回灌量和回灌總量)、水溫和水位(或井口壓力)及水質監測內容基本同開采井。所不同的是回灌量監測比較困難,回灌流體對儲層溫度場影響還需進行專項監測。

(1)回灌量計量問題

回灌流量計量是地熱開採回灌動態信息監測工作中不可缺少的一部分,在近幾年地熱尾水回灌中有的回灌井回灌瞬時流量常出現許多問題(主要是基岩地熱回灌井)。如回灌瞬時流量忽大忽小;累計回灌量大於開采量;有的回灌過程中出現負壓,儀表顯示的瞬時回灌量高出實際回灌量一倍以上。致使監測過程中難以得到准確的回灌量數據。

圖6-6 霧迷山組地熱井礦化度歷年變化曲線圖

通過對天津市現有地熱供熱站回灌系統考察調研,回灌流量計量不準存在以下問題:

1)測量裝置安裝不規范。將電磁流量計安裝在室外、回灌管道最高處、地線未接地以及流量表半管或不足半管時計量。

2)產生負壓。回灌方式不當造成回灌水流速加快,累計流量會高出開采量一倍或更多。

3)回灌系統沒有排氣裝置。使回灌管道中充有氣體(回灌井口帶入空氣、地熱流體溢出氣、水蒸氣等),流量計量偏小等。

為了解決這一問題,在天津興達地熱供熱站開展試驗研究工作。通過對原有回灌系統管道改造,選擇不同流量計、按不同安裝方式,開展多種方案的地熱水回灌瞬時流量試驗,找出回灌量計量不準的解決辦法,主要結論有:

1)無論電磁流量計、磁電流量計、機械流量表,安裝時過水斷面應為滿管。以電磁流量計為例,其安裝方式如圖6-7所示。當水平直管安裝不能滿足要求時,可採用直管、下凹或斜管安裝方式。

圖6-7 電磁流量計的幾種安裝方法

2)回灌管浸入液面下10m,能有效地減少負壓影響。試驗中發現,回灌管在液面上10m時,回灌井口負壓為0.4MPa,平均30～50s產生一次負壓;當回灌管侵入液面以下10m時,回灌井口負壓為0.01～0.02MPa,平均2min左右產生一次負壓(與回灌量有關)。

3)井口安裝排氣裝置,可有效減少正壓產生,如圖6-8所示。

4)每年回灌前,應回揚至水清、無色、無味,保證回灌通道暢通;每3～4年徹底洗井一次,恢復回灌井的回灌能力。

圖6-8 回灌系統安裝示意圖

(2)低溫回灌流體對熱儲層溫度場影響主要採用連續測溫方法進行監測

由於供暖結束後,地熱回灌井基本處於靜止狀態,按一定的時間間隔對回灌儲層溫度進行連續監測,可以基本掌握儲層的溫度變化情況。天津地區對多眼地熱回灌井進行了長年連續測溫,以河西區HX-25B回灌井為例,該回灌井地層岩性組合為1400m以上為第四系、新近系砂泥岩;1400m以下為薊縣系霧迷山組白雲岩。其回灌目的層為霧迷山組岩溶裂隙型儲層,每年回灌20×10⁴～25×10⁴m³、30～40℃的低溫地熱尾水。從圖6-9可以看出,1400m以上新生界鬆散層溫度變化趨勢較大(未有對流),而基岩熱儲層溫度3年平均只下降0.38～0.39℃/a,反映出井底熱儲只是低溫回灌流體的徑流通道,而不是儲存空間。

圖6-9 回灌井HX-25B多年測溫曲線圖

大量的低溫流體持續回灌入儲層而儲層溫度變化卻很小,分析與回灌流體的最終去向有關。劉傳虎在《潛山油氣藏概論》中,分析了單期次岩溶發育(圖6-10)和多期次岩溶發育(圖6-11)規律,其空間展布都具有垂向滲流帶和水平方向溶蝕帶,儲層具備垂向滲流、水平徑流的地質條件。北京在小湯山地區進行了多年的回灌試驗,分析認為,小湯山地區熱儲屬於白雲岩裂隙型,回灌冷水柱在井底形成的壓力水頭大於熱水柱造成的壓力水頭,冷水必然向下流動,熱水向上運動,二者形成對流,對流擴大了回灌流體的影響范圍。從天津地區裂隙型地熱流體礦化度與儲層埋深沒有相關關系(圖3 14)可間接證明,這種深部對流是客觀存在的。因此說,裂隙儲層的地質條件和回灌試驗測試、分析結果表明,回灌流體進入儲層後,不是聚集在回灌井周圍,而是徑流到了熱儲層深部,有利於水溫的恢復。

圖6-10 單期次岩溶孔洞發育特徵(據劉傳虎,2006)

圖6-11 多期次滲流帶岩溶孔洞發育特徵(據劉傳虎,2006)

低溫回灌流體的動態軌跡監測目前尚無較好辦法,有些大專院校採用回灌井周圍微重力監測,但目前處於小范圍的研究、試驗階段。

(3)回灌流體化學場監測除常規分析外,還可對地熱回灌流體中懸浮物、微生物等進行定期或不定期檢測,必要時對回灌井回揚水質進行檢測,分析、研究回灌流體與儲層的相互作用,為實現持續、科學回灌奠定基礎。

❹ 請問下關於檢測溶液中各種離子的方法。

陽離子：Na+、K+一般用焰色反應。Na+——黃色、K+——透過藍色鈷玻璃看：紫色。
NH4+，加入濃鹼液（如：NaOH）加熱，產生使濕潤的紅色石蕊試紙變藍的氣體。
Cu2+、Fe2+、Fe3+三種離子可以加強鹼，產生沉澱的顏色不一樣。
Fe2+、Fe3+還可以採用KSCN 法。
Ag+，用濃氨水檢驗。
陰離子：Cl-，用硝酸酸化的硝酸銀，產生不溶解的白色沉澱。
SO42-，用鹽酸酸化的BaCl2溶液，產生不溶解的白色沉澱。
NO3-，濃縮後，加入銅片微熱，產生NO、NO2的說明含……
HCO3-、CO32-加酸後，產生能使澄清的石灰水變渾濁的無色無味氣體。
HSO3-、SO32-加酸後，產生氣體能使品紅褪色，加熱後又能恢復原色。等等等等

❺ 常用井下物理測井方法介紹

1.視電阻率測井

(1)視電阻率測井原理

在實際測井中,岩層電阻率受圍岩電阻率、鑽井液電阻率、鑽井液沖洗帶電阻率的影響,井下物探測得的電阻率不是岩層的真電阻率,這種電阻率稱為視電阻率。視電阻率測井主要包括三部分:供電線路、測量線路和井下電極系,如圖4-6所示。

圖4-6 視電阻率測井原理圖

在井下將供電電極(A,B)和測量電極(M,N)組成的電極系A,M,N或 M,A,B放入井內,而把另一個電極(B或N)放在地面泥漿池中。當電極系由井底向井口移動時,由供電電極A,B供給電流,在地層中造成人工電場。由測量電極M ,N測得電位差ΔU_MN。M ,N兩點的電位差直接由它所在位置的岩層電阻率所決定,岩層電阻率越高,測得的電位差就越大;岩層電阻率越低,測得的電位差就越小。電位差的變化,反映了不同地層電阻率的變化。視電阻率測井實際上就是對電位差的連續測量,經過計算就可求得視電阻率。

(2)視電阻率曲線形態

視電阻率曲線形態與電極系的分類有關。當井下測量電極系為A,M,N時,稱為梯度電極系;當井下測量電極系為M,A,B時,稱為電位電極系。由供電電極到電極系記錄點的距離稱為電極距,常用的有2.5m梯度電極系和0.5m電位電極系。梯度電極系根據成對電極系(AB或 MN)與不成對電極系(AM或MA)的位置又分為頂部梯度電極系和底部梯度電極系。

實際測井中,底部梯度電極系曲線形態如圖4-7所示。頂部梯度電極系曲線形態正好相反。

電位電極系曲線形態如圖4-8所示,曲線沿高阻層中心對稱,A表示異常幅度,A/2稱為半幅點,岩層上下界面與半幅點位置對應。

圖4-7 底部梯度電極系視電阻率曲線形狀

圖4-8 電位電極系視電阻率測井曲線形狀

(3)視電阻率測井的應用

1)確定岩性。一般純泥岩電阻率低,砂岩稍高,碳酸鹽岩相當高,岩漿岩最高。根據視電阻率曲線幅度的高低,可以判斷地下岩層的岩性。但當岩層中含高礦化度的地下水時,其對應的視電阻率相應降低。由於影響視電阻率的因素很多,曲線具有多解性,要結合岩屑、岩心等其他錄井資料綜合判斷。

2)劃分地層。實際應用中,以底部梯度電極系曲線的極大值劃分高阻層的底界面,以極小值劃分高阻層的頂界面,單純用視電阻率曲線劃分頂界面往往有一定誤差,應結合其他曲線進行劃分。視電阻率曲線確定高電阻岩層的界面比較准確,而對電阻率較低的地層則准確度較差。

2.自然電位測井

(1)自然電位測井原理

地層中有3種自然電位,即擴散吸附電位、過濾電位和氧化還原電位。擴散吸附電位主要發生在地熱、油氣井中,是我們主要測量的對象;過濾電位很小,常忽略不計;氧化還原電位主要產生在金屬礦井中,這里不做研究。

在砂岩儲層地熱井中,一般都含有高礦化度的地熱流體。地熱流體和鑽井液中都含有氯化鈉(NaCl)。當地熱流體和鑽井液兩種濃度不同的溶液直接接觸時,由於砂岩地層水中的正離子(Na⁺)和負離子(Cl^-)向井液中擴散,Cl^-的遷移速度(18℃時為65×10⁵cm/s)比Na⁺的遷移速度(18℃時為43 ×10⁵cm/s)大,所以隨著擴散的進行,井壁的井液一側將出現較多的Cl^-而帶負電,井壁的砂岩一側則出現較多的Na⁺而帶正電。這樣,在砂岩段井壁兩側聚集的異性電荷(砂岩帶正電荷,鑽井液帶負電荷)就形成了電位差。

與砂岩相鄰的泥岩中所含的地層水的成分和濃度一般與砂岩地層水相同,泥岩中高濃度的地層水也向井內鑽井液中擴散。但由於泥質顆粒對負離子有選擇性的吸附作用,一部分氯離子被泥岩表面吸附在井壁側帶負電,井壁的井液一側將出現較多的Na⁺而帶正電。這樣,在泥岩段井壁兩側聚集的異性電荷(泥岩帶負電荷,鑽井液帶正電荷)就形成了電位差。

由於正負電荷相互吸引,這種帶電離子的聚集發生因地層岩性不同,在兩種不同濃度溶液的接觸(井壁)附近,形成自然電位差(圖4-9)。用一套儀器測量出不同段的自然電位差,就可以研究出地下岩層的性質。

(2)自然電位曲線形態

在滲透性砂岩地層中,若岩性均勻,自然電位曲線的形態與地層中點是對稱的。異常幅度大小等於自然電流在井內的電位降。一般用異常幅度的半幅點確定地層頂底界面,如圖4-9所示。

圖4-9 井內自然電位分布與自然電位曲線形狀

(3)自然電位測井的應用

A.劃分滲透層

自然電位曲線異常是滲透性岩層的顯著特徵。當地層水礦化度大於鑽井液礦化度時(地熱水多為此例),滲透層自然電位曲線呈負異常,泥岩層自然電位曲線呈正異常。當地層水礦化度小於鑽井液礦化度時則相反。

劃分滲透層一般以泥岩自然電位為基線,砂岩中泥質含量越少,自然電位幅度值愈大,滲透性愈好;砂岩中泥質含量越多,自然電位幅度值就愈小,滲透性就變差。

劃分地層界面一般用半幅點確定。但當地層厚度h小於自然電位曲線幅度Am時,自1/3幅點算起;地層厚度h≥自然電位曲線幅度5Am時,自上、下拐點算起。

B.劃分地層岩性

岩石的吸附擴散作用與岩石的成分、結構、膠結物成分、含量等有密切關系,故可根據自然電位曲線的變化劃分出地層岩性。如砂岩岩性顆粒變細,泥質含量越多,自然電位幅度值就降低,據此可劃分出泥岩、砂岩、泥質砂岩等。

3.感應測井

(1)感應測井原理

感應測井是研究地層電導率的測井方法。井下部分主要測井儀器有:發射線圈、接收線圈和電子線路,如圖4-10所示。在下井儀器中,當振盪器向發射線圈輸出固定高頻電流(I)時,發射線圈就會在井場周圍的地層中形成交變電磁場,在交變電磁場的作用下,地層中就會產生感應電流(I),感應電流又會在地層中形成二次電磁場(或叫次生電磁場),在次生電磁場的作用下,接收線圈會產生感應電動勢,地面記錄儀將感應電動勢的信號記錄下來,就成為感應測井曲線。

圖4-10 感應測井原理圖

(2)感應測井曲線形態

由於感應電流大小與地層電導率成正比,所以,地層電導率大,感應測井曲線幅度高;地層電導率小,感應測井曲線幅度低。

(3)感應測井的應用

A.確定岩性

與其他曲線配合,可區分出砂岩、泥岩、泥質砂岩、砂質泥岩等岩性。劃分厚度大於2m的地層,按半幅點確定其界面;厚度小於2m的地層,因用半幅點分層較麻煩,實際中往往不用感應曲線分層。

注意的是,感應曲線上讀的是電導率,其單位是毫歐姆/米(mΩ/m)。它的倒數才是視電阻率,單位是歐姆米(Ω·m)。

B.判斷含水儲層,劃分界面

感應測井曲線對地層電阻率反應極為靈敏。由於電阻率的變化導致電導率的變化,水層電導率明顯升高,分界面往往在曲線的急劇變化處。

4.側向測井

(1)側向測井原理

側向測井是視電阻率方式之一,不同的是它的電極系中除有主電極系外,還有一對屏蔽電極,其作用是使主電流聚成水平層狀電流(又稱聚焦測井),極大地降低了鑽井液、沖洗帶和圍岩的影響,能解決普通電極測井不能解決的問題,如在碳酸岩地層、鹽水鑽井液以及薄層交互剖面中提高解釋效果。

側向測井有三側向、六側向、七側向、八側向和微側向。下面僅介紹常用的七側向、八側向、雙側向和微側向。

(2)七側向測井

1)七側向測井是一種聚焦測井方法,其主電極兩端各有一個屏蔽電極,屏蔽電極使主電流成薄層狀徑向地擠入地層,此時,井軸方向上無電流通過,七側向測井曲線就是記錄在不變的主電流全部被擠入地層時,所用的電壓值。當地層電阻率較大時,主電流不易被擠入地層,所用的電壓值就大;相反,當地層電阻率較小時,主電流容易被擠入地層,所用的電壓值就小。在測井曲線上,對應高阻層,曲線有較高的視電阻率;對應低阻層,曲線有較低的視電阻率。

2)七側向測井曲線的應用

七側向測井曲線的特點是正對高阻層,曲線形狀呈中心對稱,曲線上有兩個「尖子」,解釋時取地層中點的視電阻率作為該高阻層的視電阻率值,取突變點作為地層的分界線,如圖4-11所示。

七側向測井可分為深、淺兩種側向。深側向能反映地層深部的電阻率;淺側向能反映井壁附近地層的電阻率變化。對於熱儲層而言,它僅反映鑽井液沖洗帶附近的電阻率變化。根據七側向測井的特點,將它們組合起來,就能較好地劃分地層所含流體的性質。此外,還可以求出地層的真電阻率。七側向測井常用於孔隙型地層測井中。

圖4-11 七側向測井曲線形狀圖

(3)八側向測井

八側向測井是側向測井的一種,原理與七側向測井相同,實際為一探測深度很淺的七側向測井,只是電極系尺寸大小和供電迴路電極距電極系較近,因此看起來很像一個八個電極的電極系,故名八側向。八側向探測深度為0.35m,應用地層電阻率范圍0～100Ωm,且泥漿電阻率大於0.1Ωm(魏廣建,2004)。因八側向探測深度淺,縱向分層能力較強。它是研究侵入帶電阻率的方法,通常不單獨使用,而是和感應測井組合應用,稱為雙感應-八側向測井,是目前井下地球物理測井的主要測井項目。

(4)雙側向測井

雙側向電極系結構:由七個環狀電極和兩個柱狀電極構成。

雙側向探測深度:雙側向的探測深度由屏蔽電極A₁,A₂的長度決定,雙側向採用將屏蔽電極分為兩段,通過控制各段的電壓,達到增加探測深度的目的。側向測井由於屏蔽電極加長,測出的視電阻率主要反映原狀地層的電阻率;淺側向測井探測深度小於深側向,主要反映侵入帶電阻率。

雙側向縱向分層能力:與O₁,O₂的距離有關,可劃分出h＞O₁,O₂的地層電阻率變化。

雙側向影響因素:層厚、圍岩對深、淺雙側向的影響是相同的,受井眼影響較小。

雙側向測井資料的應用:

1)劃分地質剖面:雙側向的分層能力較強,視電阻率曲線在不同岩性的地層剖面上,顯示清楚,一般層厚h＞0.4m的低阻泥岩,高阻的緻密層在曲線上都有明顯顯示。

2)深、淺側向視電阻率曲線重疊,快速直觀判斷油(氣)水層。

由於深側向探測深度較深,深、淺測向受井眼影響程度比較接近,可利用二者視電阻率曲線的幅度差直觀判斷油(氣)、水層。在油(氣)層處,曲線出現正幅度差;在水層,曲線出現負幅度差。如果鑽井液侵入時間過長,會對正、負異常差值產生影響,所以,一般在鑽到目的層時,應及時測井,減小泥漿濾液侵入深度,增加雙側向曲線差異。

3)確定地層電阻率。

根據深、淺雙側向測出的視電阻率,可採用同三側向相同的方法求出地層真電阻率Rt和侵入帶直徑Di。

4)計算地層含水飽和度。

5)估算裂縫參數。

(5)微側向測井

微側向裝置是在微電極繫上增加聚焦裝置,使主電流被聚焦成垂直井壁的電流束,電流束垂直穿過泥餅,在泥餅厚度不大的情況下可忽略不計,測量的視電阻率接近沖洗帶的真電阻率。

由於主電流束的直徑很小(僅4.4cm),所以,微側向測井的縱向分辨能力很強。因此,應用微側向測井曲線可以劃分岩性,劃分厚度為5cm的薄夾層、緻密層,常用於碳酸鹽岩地層測井中。

5.聲波時差測井

(1)聲波時差測井原理

聲波時差測井原理如圖4-12所示,在下井儀器中有一個聲波發射器和兩個接收裝置。當聲波發射器向地層發射一定頻率的聲波時,由於兩個接收裝置與發射器之間的距離不同,因此,初至波(首波)到達兩個接收器的時間也不同。第一個接收器先收到初至波,而第二個接收器在第一個接收器初至波到達Δt時間後才收到初至波。Δt的大小隻與岩石的聲波速度有關,而與泥漿影響無關。通常兩接收器之間的距離為0.5m,測量時儀器已自動把Δt放大了一倍,故Δt相當於穿行1m所需的時間。這個時間又叫做聲波時差,單位是μs/m (1s=10⁶μs)。聲波時差的倒數就是聲波速度。

圖4-12 聲波時差測井原理圖

(2)聲波時差測井的應用

A.判斷岩性

岩石越緻密,孔隙度越小,聲波時差就越小;岩石越疏鬆,孔隙度越大,聲波時差就越大。因此,可以利用聲波時差曲線判斷岩性,從泥岩、砂岩到碳酸鹽岩聲波時差是逐漸減小的(泥岩252～948μs/m;砂岩300～440μs/m;碳酸鹽岩125～141μs/m)。

B.劃分油、氣、水層

當岩層中含有不同的流體時,由於流體密度存在差異,聲波在不同流體中傳播速度不同。因此,在其他條件相同的前提下,沉積地層中的流體性質也影響聲波時差,如淡水聲波時差為620μs/m,鹽水為608μs/m,石油為757～985μs/m,甲烷氣為2260μs/m。同樣,岩石中有機質含量也可影響聲波的速度,一般情況下,泥頁岩中有機質含量越高,所對應的聲波時差值越大(操應長,2003)。

實際應用中,氣層聲波時差較大,曲線的特點是產生周波跳躍現象。油層與氣層之間聲波時差曲線的特點油層小,氣層大,呈台階式增大;水層與氣層之間聲波時差曲線的特點是水層小,氣層大,也呈台階式增大。但水層一般比油層小10%～20%,如圖4-13所示。

C.劃分滲透性岩層

當聲波通過破碎帶或裂縫帶時,聲波能量被強烈吸收而大大衰減,使聲波時差急劇增大。根據這個特徵,可以在聲波時差曲線上將滲透性岩層劃分出來。

D.沉積地層孔隙度、地層不整合面研究

在正常埋藏壓實條件下,沉積地層中孔隙度的對數與其深度呈線性關系,聲波時差對數與其深度也呈線性關系,並且隨埋深增大,孔隙度減小,聲波時差也減小,若對同一口井同一岩性的連續沉積地層,表現為一條具有一定斜率的直線。但是,有的井聲波時差對數與其深度的變化曲線並不是一條簡單的直線,而是呈折線或錯開的線段,可能就是地層不整合面或層序異常界面。

圖4-13 聲波時差測井曲線應用

6.自然伽馬測井

(1)自然伽馬測井原理

在自然界中,不同岩石含有不同的放射性。一般地,岩石的泥質含量越高放射性越強,泥質含量越低放射性越弱。其射線強度以γ射線為最。

自然γ測井中,井下儀器中有一γ閃爍計數器,計數器將接收到的岩層自然γ射線變為電脈沖,電脈沖由電纜傳至地面儀器的放射性面板,變為電位差,示波儀把電位差記錄成自然伽馬曲線。岩層的自然伽馬強度用脈沖/分表示,如圖4-14所示。

圖4-14 自然伽馬測井裝置及曲線形狀圖

h—岩層厚度;d₀—井徑

(2)自然伽馬曲線形態

1)自然伽馬曲線對稱於地層層厚的中點;

2)當地層厚度大於3倍井徑時,自然伽馬曲線極大值為一常數,用半幅點確定岩層界面;

3)當地層厚度小於3倍井徑時,自然伽馬曲線幅度變小,小於0.5倍井徑時,曲線表現為不明顯彎曲,岩層越薄,分層界限越接近於峰端,如圖4-14所示。

(3)自然伽馬測井的應用

A.劃分岩性

在砂泥岩剖面中,泥岩、頁岩自然伽馬曲線幅度最高,砂岩最低,而粉砂岩、泥質砂岩則介於砂岩和泥岩之間,並隨著岩層泥質含量增多而曲線幅度增高(見圖4-15)。

在碳酸鹽岩剖面中,泥岩、頁岩自然伽馬曲線值最高,純灰岩、白雲岩最低;而泥質灰岩、泥質白雲岩則介於二者之間,並隨著泥質含量的增加而自然伽馬值也增加。

圖4-15 應用自然伽馬和中子伽馬曲線判別岩性

B.判斷岩層的滲透性

根據自然伽馬曲線的幅度可判斷泥質膠結砂岩滲透性的好壞,也可間接判斷碳酸鹽岩裂縫的發育程度,劃分裂縫段。

C.進行地層對比

由於自然伽馬曲線不受井眼、鑽井液、岩層中流體性質等因素的影響,所以,在其他測井曲線難以對比的地層中,可用自然伽馬曲線進行地層對比。

D.跟蹤定位射孔

由於自然伽馬測井不受套管、水泥環的影響,所以,在下完套管之後的射孔作業中,將下套管的自然伽馬測井曲線與裸眼測井曲線對比,確定跟蹤射孔層位。

❻ 天津地熱動態監測

一、天津地熱基本情況

1.熱儲層特徵

天津地區發育有兩種熱儲類型，分別為以陸相碎屑沉積為主的新生界孔隙型熱儲(孔隙熱儲)和以海相沉積為主的古生界、中新元古界碳酸鹽岩岩溶裂隙型熱儲(基岩熱儲)。孔隙熱儲包括新近系明化鎮組(Nm)和館陶組(Ng)、古近系東營組(Ed)熱儲層；基岩熱儲包括古生界奧陶系(O)、寒武系昌平組(∈c)和中元古界薊縣系霧迷山組(Jxw)熱儲層(圖12-1)。

新近系明化鎮組熱儲層頂板埋深300～600m，底板埋深589～1996m，涌水量在40～100m³/h之間，出水水溫40～70℃，地熱流體化學類型(舒卡列夫分類，下同)為HCO₃-Na，HCO₃·ClNa和SO₄·Cl-Na型，溶解性總固體含量一般﹤1500mg/L，局部地區﹥3000mg/L，多為無—輕微腐蝕性熱流體。該層是本區埋藏最淺的熱儲層，在寧河-寶坻斷裂以南普遍分布。

新近系館陶組熱儲層可分為館I砂岩熱儲段和館Ⅲ砂礫岩熱儲段。館Ⅰ砂岩熱儲段厚100～200m，出水溫度55～65℃。底部館Ⅲ砂礫岩熱儲段出水水溫60～80℃，水量80～130m³/h，流體化學類型以HCO₃-Na，Cl·HCO₃-Na型為主，溶解性總固體含量800～1900mg/L。

圖12-1 熱儲層垂向分布示意圖

奧陶系熱儲層屬海相碳酸鹽岩沉積建造，滲透系數高值區分布在海河斷裂以南瞎燃、天津斷裂以東和白塘口東、西斷裂之間，單井出水量在100～200m³/h之間，井口穩定流溫48～76℃，流體化學類型以HCO₃·Cl-Na，SO₄·Cl-Na·Ca型為主，溶解性總固體含量1000～4600mg/L。該熱儲層的地熱井相對較少，開發利用強度不大。

寒武系昌平組熱儲層頂板埋深950～3734m，厚度14～103m。單井出水量60～100m³/h，井口穩定流溫70～80℃，流體化學類型以HCO₃-Na，HCO₃·SO₄-Na型為主，溶解性總固體含量1000～2000mg/L。

薊縣系霧迷山組熱儲層是天津地區分布最廣、沉積厚度最大的地層，也是天津地區地熱開發最主要的層位，具有分布穩定、厚度大(﹥2000m)、埋深適中(1500～3500m)的特點。流體化學類型以Cl·HCO₃·SO₄-Na，Cl·SO₄·HCO₃-Na和Cl·SO₄-Na型為主，溶解性總固體含量1700～2100mg/L，局部出現﹥5000mg/L高值區，總硬度300mg/L，pH值7.5左右。

2.開發利用現狀

2011年度納入動態監測的地熱井共有381口，其中開采井數313口，年開采總量為2900.11萬m³；回灌井數68口，年回灌總量為908.64萬m³，地熱資源當年整體回灌率為31.33%。各熱儲層開采情況見表12-1。

3.回灌系統基本情況

2011年度天津市已建成的回灌系統共有74處，目的層包括薊縣系霧迷山組和鐵嶺組、寒武系、奧陶系、古近系東營組、新近系館陶組及明化鎮組熱儲層，實際對46處回灌系統進行了回灌。回灌系統的地熱流體年度開采總量為1348.45萬m³，回灌總量為908.64萬m³，回灌系統整體回灌率約為67.38%。

表12-1 2011年度各熱儲層動態監測地熱井數量及采碰神叢灌量統計表

註：據天津地熱勘查開發設計院，2012。

二、地熱監測范圍及內容

地熱監測范圍平面上覆蓋了除薊縣山區外的整個南部平原區，面積11 919.7km²；垂向上包括各個主要熱儲層。

地熱資源動態監測的主要內容包括：

(1)地熱井使用情況調查，包括地熱井開發利用現狀調查，地熱井井口監測設施調查；

(2)地熱井動態監測，包括地熱井井口坐標及測點基準高度，地熱井液面埋深(被測水面距井口的距離)及對應液面溫度，按月統計開采量和回灌量，水質監測笑櫻等內容；

(3)監測設施維護及改造。

(4)物探測井，包括井底測壓、連續井溫測試，測試地熱井包括開采井、回灌井；

(5)地熱流體水質化學分析。

三、監測方法及設備

1.監測方法

(1)動態系統監測。天津地區地熱資源動態監測項目每月對有觀測條件的地熱井監測1次，重點監測井每月監測2次。將每次監測到的數據與前次數據進行對照，如發現異常，分析原因，必要時檢查測量工具和觀測方法，進行復測，並在備注欄說明情況。

(2)回灌系統監測。對運行的對井系統建立長期監測網(包括供暖期、非供暖期)，連續監測對井系統壓力、水位、流量、溫度等參數。對回灌井的回灌運行狀況、回灌效應進行完整的分析、研究。監測頻率為供暖期每月2次。監測內容包括熱儲水位、開采量及回灌量、開采溫度和回灌溫度、運行情況等。

2.監測設備

(1)水位監測——人工監測設備。採用測繩、電流表等進行水位測量(圖12-2)。

(2)水位監測——水位自動化監測設備。圖12-3為2011年天津地熱勘查開發設計院與南開大學共同研製的地熱井水位-溫度自動監測系統，目前正在天津進行試點應用，測量數據精度和穩定性較好。該系統溫度測量范圍為-10～125℃，解析度為0.01℃；水位測量范圍為0～200m，解析度為0.001m。

圖12-2 人工測量地熱井水位埋深現場照片

圖12-3 地熱井水位-溫度自動監測系統樣機

(3)水溫、水量監測設備

目前地熱井水溫、水量監測以自動化監測為主，人工監測為輔。2011年度全市監測井中有300眼安裝了「地熱井智能測控終端」(圖12-4)，基本實現了對這些地熱井流量及溫度的自動化監測。

圖12-4 地熱井智能測控終端照片

四、數據採集和分析

1.數據採集

數據採集方式有人工採集和水位自動化監測設備採集，現階段以人工採集為主。重點監測井採集頻率每月 2次，一般監測井採集頻率每月1次。

為全面了解各熱儲層的水位動態特徵和變化規律，根據本地區地質構造特徵和熱儲分布特點，在一些重點地區布設了重點監測井。2011年度重點監測井的水位數據採集率在70%以上。

2.數據分析

通過地熱井水位監測(圖12-5)，獲得熱儲水位動態數據，發現並歸納總結出其動力場特徵和變化規律，預測水位變化趨勢、分析熱儲開采潛力，為地熱資源開發利用規劃及決策提供科學合理依據。

由多年的動態監測數據可知，新近系明化鎮組、館陶組和薊縣系霧迷山組熱儲層數據相對豐富、完整和連續，監測報告對其熱儲壓力和水位動態特徵進行了詳細分析。

(1)明化鎮組熱儲層水位動態特徵分析。由地熱井動態監測資料經整理後所得數據繪制的20℃液面水位埋深等值線立體圖(圖12-6)可以看出，2011年度明化鎮組熱儲層靜水位埋深整體上呈由中心城區及新四區向周圍逐漸變淺的趨勢，靜水位埋深較大的地區主要分布在集中開採的中心城區和西青區，形成了水位降落漏斗中心，靜水位埋深最大達到97m以上；水位埋深較小的地區主要分布在天津西北部的武清區及北部寶坻地區，普遍﹤58m，寶坻區馬家店BD-01井僅為33.4m左右。

圖12-5 自動監測數據和人工監測數據對比圖

(據天津地熱勘查開發設計院，2012)

圖12-6 2011年度天津地區明化鎮組熱儲層20℃液面靜水位埋深立體圖

(據天津地熱勘查開發設計院，2012)

(2)館陶組熱儲層水位動態特徵分析。由2011年度館陶組熱儲層20℃液面水位埋深等值線立體圖(圖12-7)可以看出，開采強度較大的塘沽、大港和東麗部分地區熱儲層水位埋深及降幅均較大。館陶組缺失帶西側冀中坳陷的武清區由於熱儲層水動力條件相對較差，靜水位埋深達78m以上；缺失帶東側則由於集中開采出現了多個水位埋深較大的降落漏斗區。

圖12-7 2011年度天津地區館陶組熱儲層20℃液面靜水位埋深立體圖

(據天津地熱勘查開發設計院，2012)

(3)薊縣系霧迷山組熱儲層水位動態特徵分析。由20℃液面靜水位埋深等值線立體圖(圖12-8)可以看出，2011年霧迷山組熱儲層水位埋深為64～140m。從西南部的靜海縣唐官屯到大邱庄，水位埋深逐漸增大；從大邱庄向北，總體上表現為沿深大導水斷裂(如滄東斷裂和白塘口西斷裂)水位埋深相對較淺、靠近阻水斷裂水位埋深相對較大的特點，越靠近阻水的天津斷裂水位埋深越大，河東區HD-09井附近成為降落漏斗中心，最大水位埋深已達140m左右。

圖12-8 2011年度天津地區霧迷山組熱儲層20℃液面靜水位埋深立體圖

(據天津地熱勘查開發設計院，2012)

❼ 德州市城區地熱流體的水質特徵及水質評價

馮守濤 吉延數衡梅 王小剛

（山東省魯北地質工程勘察院，德州253015）

作者簡介：馮守濤（1978—），男，助理工程師，主要從事水工環地質勘查工作。

摘要：對德城區現有13 口地熱井的水質分析資料進行統計分析，對本區地熱流體的物理、化學特徵進行了闡述，重點對地熱流體的水質和地熱開發利用過程中的腐蝕與結垢趨勢進行了評價。

關鍵詞：德州；地熱流體；水質評價；腐蝕；結垢

1997年華北石油康海實業公司水井工程大隊，在山東省地勘局第二水文地質工程地質大隊院內打出德州市第一口探伍畢褲采熱水井，由此揭開了德州市開發利用地熱資源的序幕。到目前為止，德城區已打了13口優質探采結合地熱井，取水層位主要為新近系館陶組下部砂礫岩和古近繫上部的細砂岩，井口水溫為54～58.5℃，主要應用於洗浴、供暖、游泳、醫療保健等領域。

1 地溫場的分布

德州市城區位於新華夏構造體系華北地台遼冀台向斜臨清坳陷的次級構造單元德州凹陷范圍內，德州凹陷位於滄縣、埕寧、魯西三個隆起帶的傾狀交匯處和黃驊、臨清、濟陽三個坳陷帶的收斂部位。其西南與臨清凹陷相通，北與吳橋凹陷相連，西與武城-隆興庄凸起相鄰，東與寧津凸起相接，南與高唐-堂邑凸起相鄰。區內發育有一組北北東向斷裂，其構成了德城區的基底構造輪廓。

根據德州城區100餘口井的溫度資料，德州城區平均地溫梯度在2.7～3.8℃/100m之間，與區域地溫梯度值基本一致，將地溫梯度大於3℃/100m地區定為地熱異常區，則除大院-市府-煙廠一線外，全區均為地熱異常區。其中地溫梯度3.0～3.5℃/100m的熱異常區位於德州凹陷邊緣及武城凸起部位，基岩埋深為1450～1550m；地溫梯度大於3.5℃/100m的熱異常區分布在滄東斷裂帶，中心最大地溫梯度為3.8℃/100m，基岩埋深為1550m。

2 地熱流體特徵

2.1 地熱流體的物理特徵

本區館陶組地熱水，清澈透明，口感咸，色度為5～25度，渾濁度為2～7.5度，無異味，無肉眼可見物，井口平均水溫55.7℃。地熱流體中含有較多的氣體成分，其中游離CO₂含量達到5.10mg/L，H₂S含量為0.19mg/L，受其影響地熱水抽至孔口時呈淺乳白色，並混雜有許多小水珠，經短時間靜置後變成無色透明。由於Fe^3＋含量達到1.52mg/L，地熱水放置一段時間後呈微黃色。

2.2 地熱流體化學特徵

分析結果表明（表1），地熱流體中陰離子以氯離子為主，含量1562.5～1725mg/L，摩爾分數大於74%，陽離子以鈉離子為主，含量2060.89～2251.08mg/L，摩爾分數大於90%，水化學類型為Cl—Na型；總礦化度4772.12～4987.57mg/L。礦化度與水中Cl^-、Na^＋濃度呈正相關，相關系數r_Na＋-礦＝0.76，r_Cl--礦＝0.44（n＝13）（圖1、圖2）。由於館陶組熱儲層在水平方向上埋藏、分布穩定，地熱水水化學成分基本一致，水化學類型相同。在垂直方向上，館陶組熱儲層與明化鎮組下段熱儲層的水化學類型明顯不同，後者水質類型一般為HCO₃—Na型，礦化度較低，兩者具明顯的垂直分帶性。

表1 館陶組熱儲層地熱流體主要化學成分一覽表（平均值）

註：表中數據除pH外，其餘單位為mg/L。

圖1 Cl^-與礦化度關系

圖2 Na^＋與礦化度關系

3 地熱流體補給來源探討

地熱流體各組分之間的比例系數可以用來判斷地熱流體的成因，常用的比例系數有Cl/Br、γ_Na/γ_Cl等，經計算德城區館陶組熱儲中地熱流體Cl/Br為884.54、γ_Na/γ_Cl＝1.18，這些系數都大於海水（Cl/Br為300、γ_Na/γ_Cl＝0.85），說明本區的地熱流體具有大陸溶濾水的特徵。

德城區館陶組熱儲層地熱流體的δD為-75.05‰～-118.7‰，δ¹⁸O為-9.54‰～-12.01‰，根據中國大氣降水直線投點知，δD和δ¹⁸O值均在中國大氣降水直線附近，δ¹⁸O值略偏離中國大氣降水直線，這是因為地熱流體在運移過程中的分餾作用使¹⁸O增加所致。據推測，熱水補給主要來自東南部的泰沂山區或西部的太行山區的大氣降水。地熱水中氚含量很低，一般在（0.50～5.26）±2.97Tu之間，同時經¹⁴C測定，該區館陶組地熱水絕對年齡為1.526萬年，這說明地下熱水屬於較古老的雨水。

4 熱儲溫度評價

地球化學溫標建立的基礎是地熱流體與固相圍岩中的礦物腔簡，在一定的溫度條件下達到化學平衡，在隨後地熱流體溫度降低時，這個「記憶」仍於保持。我們分別利用T_K/Na溫標、T_K/Mg溫標、T_石英溫標、T_玉髓溫標進行了計算，認為只有T_玉髓溫標較適用於本區。採用的公式為：

山東省環境地質文集

式中：T_玉髓為有蒸氣損失時的熱儲溫度，℃；ρ（SiO₂）為地熱流體中 SiO₂的質量濃度，mg/L。

經推算館陶組熱儲層的溫度為51.6℃，與實測館陶組熱儲層的溫度（54～58.5℃）比較接近。

5 地熱流體水質評價

5.1 醫療與洗浴用水水質評價

水溫是醫療礦水的重要指標，不同水溫產生不同的治療作用和效果。本區館陶組熱儲層地熱流體的井口溫度為54～58.5℃，為低溫地熱資源的溫熱水，符合醫療熱礦水標准，可用於洗浴、醫療。

本區館陶組熱儲地熱流體中氟含量達到醫療價值濃度標准；偏硼酸、偏硅酸含量達到礦水濃度值標准，可命名為含硼、硅的氟氯化鈉型熱礦水。其他微量元素雖沒有達到命名礦水濃度，但仍具有一定的保健作用。

5.2 漁業用水水質評價

地熱水養魚在地熱直接利用中是十分普遍的，同時也是地熱梯級綜合利用低溫段尾水余熱的有效途徑。從地熱水的水質特點出發，突出主要有害元素的影響，可將氟化物、硫化物、酚、砷及汞作為地熱水養魚的水質控制指標（蔡義漢，2004），在適當與低氟冷水混合使用後，根據地熱水養魚水質評價分級表，本區地熱水作為漁業用水的評價結果為良。

5.3 工業用水水質評價

該地熱水水質中，氯化物、硫酸鹽、鐵離子、礦化度等組分含量高，不適宜於製革、染料、紡織、製糖、澱粉、食品、建築等工業用水。但由於溫度較高，可作為工業供熱。

5.4 灌溉用水水質評價

灌溉水的水質對農作物生長影響很大，將地熱水是否能作為灌溉水的控制項目定為總溶解固體（TDS）、氯化物、碳酸鹽、鈉吸附比（SAR）、硼、砷及氟化物。根據地熱水灌溉水質評價分級表，本區地熱水作為灌溉用水的評價結果為嚴重，不可作為灌溉用水。

5.5 直接排放水質評價

本區地熱水中的有害成分小於地熱水有害成分最高允許排放濃度，可以直接排放到地下管道中，但排放水溫應低於30℃。將氟化物、硫化物、總溶解固體、酚、汞、砷和硼7個項目作為地熱水直接排放水質的控制指標，對地熱水排放水質進行評價分級，並與德城區淺層地下水水質進行比較，本區地熱水直接排放的評價結果為優。

6 地熱開發的腐蝕與結垢趨勢評價

6.1 地熱開發的腐蝕趨勢評價

地熱流體中通常含有7種具有明顯腐蝕作用的化學物質：氯離子、溶解氧、硫酸根、pH值、硫化氫（包括H₂S、HS、S^2-）、二氧化碳、氨

另外地熱流體中的總固形物也對金屬的腐蝕產生影響。

根據天津地熱研究培訓中心（天津大學）所做的大量分析研究表明（白麗萍等，1992）：當地熱水中氯離子的摩爾分數超過25%時，可用拉伸指數（LI）評價地熱流體的腐蝕趨勢。拉伸指數的表達式為：

山東省環境地質文集

式中：LI為拉伸指數；［ Cl］為氯化物或鹵化物濃度，以等當量的CaCO₃表示（mg/L）；［ SO₄］為硫酸鹽濃度，以等當量的 CaCO₃表示（mg/L）；AIK 為總鹼度，以等當量的CaCO₃表示（mg/L）。

經計算本區地熱流體的拉伸指數LI＝19.28，大於10，為強腐蝕性水，對金屬具有強腐蝕性。因此，在工程設計中應考慮地熱流體對金屬的強腐蝕性。

6.2 地熱開發的結垢趨勢評價

根據垢層的化學成分，水垢可分為碳酸鈣垢、硫酸鹽垢和硅酸鹽垢。

6.2.1 碳酸鈣垢結垢趨勢評價

影響碳酸鈣結垢的主要因素有 pH 值、壓力（CO₂分壓力）、溫度及共存鹽濃度（總固形物）。根據天津地熱研究培訓中心（天津大學）所做的大量分析研究表明：當地熱水中氯離子的摩爾分數超過25%時，同樣可以採用拉伸指數（LI）判斷地熱水中碳酸鈣結垢趨勢，當拉伸指數LI＞0.5時，不結垢，反之可能結垢。由於本區地熱流體的拉伸指數為19.28，大於0.5，因此，本區的地熱水在開發利用過程不會產生碳酸鈣結垢問題。

6.2.2 硫酸鈣垢結垢趨勢評價

硫酸鈣垢以無水硫酸鈣和二水硫酸鈣（石膏）兩種形式析出，無水硫酸鈣的溶解度比二水硫酸鈣小，但由於動力學的原因，無水硫酸鈣在低於93℃時不會析出。影響硫酸鈣沉積的主要因素為水溫和水中總固形物的含量。地熱流體中硫酸鈣生成趨勢可由石膏（CaSO₄·2H₂O）的相對飽和度（S_r）定性估算，其表達式：

石膏的相對飽和度

山東省環境地質文集

經計算（圖3），石膏S_r＝0.13＜1，地熱流體為未飽和，不會生成石膏垢。

圖3 低溫地熱水中CaSO₄·2H₂O的溶解度積

溶解度積按質量表示而不按摩爾表示，並對離子強度和溫度作了修正（Radian Corporation，1979）

6.2.3 硅酸鹽垢結垢趨勢評價

硅酸鹽垢的成分比較復雜，通常含有40%～50%的SiO₂、25%～30%鐵和鋁的化合物以及10%～20%的Na₂O，地熱流體中硅酸鹽的結垢趨勢可用無定形SiO₂的相對飽和度（S_r）的大小來判斷。其表達式為：

無定形SiO₂的

經計算，本區地熱水中無定形SiO₂的S_r＝0.0013＜1，所以無硅酸鹽水垢生成。

7 結語

德州市城區館陶組熱儲層中的地熱流體，在開發利用過程中存在的主要問題是地熱流體對金屬的強腐蝕問題，在設計地熱系統時，應伴以防腐工程設計，遵循簡便可行、使用壽命長、成本低、經濟性好的原則，在地熱系統中安裝熱交換器，使地熱流體將熱量傳遞給潔凈無腐蝕性的循環水而不直接進入系統，不失為一種較經濟的方法。

參考文獻

白麗萍，孟憲級.1992.地熱水碳酸鈣結垢趨勢的判斷.見：第一屆天津地熱學術研究會論文集.天津：天津大學出版社

蔡義漢.2004.地熱直接利用.天津：天津大學出版社

❽ 地熱資源勘查的基本理論和方法

地熱資源的預測和尋找，要從地質、水文地質、地球化學和地球物理四個方面來進行。地質和水文地質是地熱勘查的基礎資料，是進行地球化學分析研究和部署物探工作的依據。地質、水文地質資料的分析要注意地層岩性的特點，導水性、滲透性、保溫性、熱導率等指標，基本判斷該區斷裂的分布和走向，可能賦存地下水的地質條件和特徵。地球化學分析，要尋找具有地熱顯示的化學組分，通過地表水的水質類型分析水中的總溶解固體的多少、地表水溫度、鈉鎂離子含量、偏硅酸含量分析，推斷地熱存在的可能性和概率，熱源深淺和多少，為綜合分析提供基礎和依據。通過各種物探結果，分析該區斷裂存在的可能性、位置、深度、性質，分析其岩性厚度和斷裂的走向（延伸方向），判斷斷裂的儲水性質。通過地熱地質條件的綜合論證分析，判定深部裂隙的導水、滲透性，影響出水量的原因，主要解決熱儲、蓋層和熱源條件。基岩的斷裂裂隙是復雜的，即使最精密的預測也可能遇上意想不到的變化，地質體是世界上最大的不均質體，所以會存在一定的風險，特別是鑽井溫度可能不夠理想和出水量偏小的風險，這些需要隨著鑽井的地質觀察和研究，再適當調整設計，盡量減少和規避風險。

❾ 地熱回灌示蹤試驗

示蹤試驗是獲取熱儲層滲流場特徵、回灌流體質點運移方向和速度、采灌井之間水力聯系以及研究回灌前後熱儲層溫度場、化學場動態變化的重要技術手段之一,在地熱資源開發利用中得到了廣泛的應用。一般而言,示蹤試驗的設計、操作和示蹤劑的選取因地熱田具體條件不同而有所差別,但其主要目的基本相同。

天津在1999年和2001年分別在同一井場、目的層均為薊縣系霧迷山組(Jxw)熱儲層中進行了化學示蹤和放射性示蹤試驗。選擇的試驗井場位置及各地熱穗昌井基本資料見圖7-3和表7-5。

圖7-3 天津示蹤試驗井場位置圖

1—斷裂;2—井底位置及井號;3—對井井口位置;4—定向井方位角

(一)化學示蹤試驗

HX-25為開采井,HX-25B為回灌井。示蹤劑投放井為HX25B地熱回灌井,回灌流體為經板式換熱器間接供暖後的地熱循環尾水,回灌流量基本為100m³/h,回灌水溫60℃左右,回灌時間為一個供暖期。觀測井選擇其周圍的HX-25,HX-26,HX-14,HX-09共四眼生產井。示蹤劑為20kg的碘化鉀(KI)。投放時間為1999年1月5日。投入方法是示蹤劑加供熱尾水稀釋後直接用鐵皮桶灌入回灌井的測管中。在加入示蹤劑的第二天就開始在觀測孔中取熱水樣,每天一次,水樣當天送到化驗室,另外每周觀測一次各生產井的水位、水溫。延續一個月後,改為每周取3次樣直至採暖期結束。試驗結果見圖7-4(曾梅香,2008)。

表7-5 示蹤試驗井場各地熱井基礎資料

(資料源於《天津市基岩岩溶裂隙熱儲層回灌研究》,2001)

圖7-4 觀測井示蹤劑I^-響應曲線

從圖7-4中可以看出,I^-離子濃度基本在0.09～0.15mg/L之間波動,沒有出現峰值,原因可能有:

1)取樣延續時間較短,沒有觀測到峰值。由於受深部地熱地質構造、儲層結構的影響,溶於回灌井中的示蹤劑在岩石儲層中傳遞速度慢,使示蹤劑在較短時間內無法到達周圍各觀測孔中,並從觀測孔的熱水離子濃度中反映出來。例如HX-25井,根據1997年7月抽水資料求得的滲透系數為K=2.22m/d,HX-25生產井井底距回灌井HX-25B井底距離為850m,從回灌井HX-25B井中注入示蹤劑要到達HX-25井中的時間應在一個採暖期以上(120d);

2)回灌井與觀測孔之間基本沒有水力聯系或聯系微弱。以往的各種抽水、回灌試驗,都選取了觀測孔進行同期觀測,從監測的結果看,回灌對周圍觀測孔的溫度場、化學場影響微小,可能與低溫回灌流體進入儲宴蘆層後並非水平流向周圍開采井有關。或者說是各井之間直接的水力聯系不明顯,而是回灌流體經深循環後與開采井存在間接的水力聯系。因此,在觀測孔中要檢測到引起熱水的某種離子濃度的明顯變化將比較困難;

3)相對較大的熱儲層水體而言,示蹤劑的加入劑量較少,在觀測孔的離子濃度劑量上示蹤劑離子峰值反映不出來。由於地熱水中普遍存在碘離子,選擇碘化鉀作為示蹤劑,示蹤結果只能依靠示蹤離子濃度的突變來表現示蹤劑是否達到,因此,示蹤劑的選擇是不適宜的或者投放量應該是大劑量的。

(二)放射性示蹤劑試驗

2001年11月天津地熱院和北京中國原子能科學研究院國家同位素工程技術研究中心工業應用實驗室合晌族帶作,進行了地熱回灌示蹤試驗。示蹤劑投放井仍為HX-25B,觀測取樣井分別選HX-25,HX-26,HX-14,HX-13共4眼生產井。選用半衰期較短的同位素³⁵S(

=87d)作示蹤劑,其檢測靈敏度約為0.5Bq。2001年11月27日,通過分析試驗場地的熱儲條件和流體動態特徵,估算在HX-25B回灌井中投放³⁵S350mCi(約1.3×10¹⁰Bq)。取樣方法為用5L塑料筒從生產井口取5L水樣,取出後立即加1mL穩定劑,蓋緊瓶蓋,室溫放置。樣品由北京中國原子能科學研究院國家同位素工程技術研究中心工業應用實驗室進行分析。該試驗從2001年11月28日開始至2002年5月20日止,共取樣551個。

根據樣品分析結果,4個觀測取樣孔中只有HX-14井中分析出了³⁵S,其他3個觀測取樣孔均未分析出³⁵S。說明HX-14和HX-25井之間存在一定的水力聯系,而與其他幾眼地熱井之間不存在水力聯系。HX-14井³⁵S響應曲線見圖7-5。從圖上可以看出130天左右³⁵S濃度達到了峰值。

圖7-5 HX-14地熱生產井³⁵S響應曲線圖

根據此次示蹤試驗數據,結合場地地質條件分析,可得出如下經驗與認識:

1)此次試驗只在HX-14井中檢測出示蹤劑成分,說明HX-25B與HX-14地熱井在采灌條件下有一定的水力聯系,間接表明兩井之間(NW)有相對直接的聯系通道。分析該井場的地熱地質條件,海河斷裂是一條區域性的深大斷裂帶,走向NWW。兩試驗井之間的聯系通道除受熱儲本身裂隙發育、采灌水動力場影響外,主要還受海河斷裂帶的影響,推測海河斷裂南側影響寬度在2km以上。同時該試驗結果也給我們一個提示,在采灌對井布局時,應垂直於區域主構造斷裂帶走向,以避免低溫回灌水在短時間內對開采井的溫度場造成影響。

2)試驗結果顯示在HX-14井中檢測到的示蹤劑濃度最大隻有1.229Bq/L,不到總注入量(1.3×10¹⁰Bq)的十億分之一。盡管示蹤劑會被巨大的熱儲流場所稀釋,但從檢測到的濃度較低、時間較短可以看出,回灌流體進入儲層後,只有一小部分沿斷裂優勢方向,在130天左右到達了HX-14井,而絕大部分在因密度差產生的壓力下垂向深循環補給到了其他區域。歷年的動態觀測資料也表明,HX-14井的出水溫度多年來基本穩定,沒有出現降溫現象,表明HX-25B回灌井的低溫流體對區域溫度場影響甚微。

3)將近40年的勘探、開發表明,在天津地區所有深度在4000m以淺的霧迷山組地熱井均有穩定的高產地熱流體,而且凡鑽遇該層位(無論其在什麼構造部位)均出現鑽井液(清水)明顯漏失現象,出水量穩定(吳鐵鈞,2005),說明霧迷山組熱儲層微觀結構具岩溶裂隙型各向異性,但在宏觀上具有裂隙均一、各向同性的特徵,巨大的厚度和良好的滲透性能使霧迷山組成為天津地區最大的地熱流體儲集層。本次示蹤試驗霧迷山組HX-25B地熱回灌井與其他同層開采井在采灌條件暫未發現水力聯系,也說明它們之間無管道流現象,熱儲裂隙發育均一。

4)目前在地熱回灌中,用作示蹤劑的主要有:化學示蹤劑、放射性同位素和穩定同位素示蹤劑、活性示蹤劑、熒光染色示蹤劑。但無論哪種示蹤劑,都應具備以下要求。

示蹤材料在熱儲層中的本底低,樣品中產出情況可充分識別、檢驗分析靈敏度高;

在熱儲溫度、化學、壓力條件下,與儲層和地熱流體不發生反應,具足夠的穩定性;

溶於水但不被儲層岩石吸附;

與被示蹤流體流動特徵相似、配伍性好;

放射性同位素示蹤劑要有合適的半衰期,安全無毒,具有環保和安全性能;

價格合理,使用數量適中,現場可操作性強並具經濟性。

5)盡管示蹤試驗結果給我們認識沉積盆地地下熱流體運移的復雜性有一個判斷依據,但仍有一些問題需要我們去思考。比如,流體在儲層中運動,會有優勢水流問題,那麼用示蹤劑的試驗結果如何去反推地下水流動?