CN113065261B - 基于水热耦合模拟的地热资源回收率的评价方法 - Google Patents
基于水热耦合模拟的地热资源回收率的评价方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113065261B CN113065261B CN202110449138.XA CN202110449138A CN113065261B CN 113065261 B CN113065261 B CN 113065261B CN 202110449138 A CN202110449138 A CN 202110449138A CN 113065261 B CN113065261 B CN 113065261B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- well
- geothermal
- production
- reservoir
- max
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 59
- 238000004088 simulation Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 230000008878 coupling Effects 0.000 title claims abstract description 23
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 87
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 35
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 claims description 19
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 12
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims description 11
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 claims description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 4
- 230000001932 seasonal effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 4
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 3
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000012800 visualization Methods 0.000 claims description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 abstract description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000005338 heat storage Methods 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000010438 granite Substances 0.000 description 1
- 125000001475 halogen functional group Chemical group 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 230000002459 sustained effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
- G06F30/28—Design optimisation, verification or simulation using fluid dynamics, e.g. using Navier-Stokes equations or computational fluid dynamics [CFD]
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F2111/00—Details relating to CAD techniques
- G06F2111/10—Numerical modelling
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F2113/00—Details relating to the application field
- G06F2113/08—Fluids
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F2119/00—Details relating to the type or aim of the analysis or the optimisation
- G06F2119/08—Thermal analysis or thermal optimisation
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F2119/00—Details relating to the type or aim of the analysis or the optimisation
- G06F2119/14—Force analysis or force optimisation, e.g. static or dynamic forces
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Geometry (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Pure & Applied Mathematics (AREA)
- Mathematical Physics (AREA)
- Mathematical Optimization (AREA)
- Mathematical Analysis (AREA)
- Computing Systems (AREA)
- Algebra (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
Abstract
本发明构建了基于水热耦合模拟的地热资源回收率的评价技术，并且在计算过程中充分考虑地热资源的可持续利用。克服了实践和地热规范中，依据岩性及空隙粗略赋值，导致对可采地热资源量评估不准确，缺乏可靠性的问题，本发明提出的技术依据热储层性质，以多种参数进行赋值，并基于生产情景，提高回收率计算的可靠性，对地热资源可开采热量的评估及地热资源的可持续利用具有重要意义。
Description
技术领域
本发明属于地热技术领域，涉及一种基于水热耦合模拟的地热资源回收率的评价方法。
背景技术
地热能是清洁可再生能源，具有储量大、连续稳定、高效等特点，开发利用前景广阔。近些年来，地热能源的利用显著增加，开发者们更关注可开采的热量及回收率。回收率指提取的热能(在井口测量)与最初包含在给定地下岩石和水体积中的总热能量的比率，其对于在现有开采条件下评价地热资源开发价值具有重要意义，可为地热资源可持续开发利用提供依据。现有标准中指出回收率的大小取决于岩性，孔隙及裂隙发育情况，是否采取回灌措施以及回灌井布置是否科学合理等。在进行地热资源评价时，对回收率的要求是：对大型沉积盆地的新生代砂岩，当孔隙度大于20％时，热储回收率定为0.25；碳酸盐岩裂隙热储定为0.15；中生代砂岩和花岗岩等火成岩类热储则根据裂隙发育情况定为0.05～0.1。
目前的回收率评估方法没有根据实际生产条件，仅依据岩性及空隙粗略赋值，导致对可采地热资源量评估不准确，缺乏可靠性，不利于对地热资源开采价值及生产效益的预估；地热资源的可持续利用是科学界面临的新挑战，不加控制地开采地热水可能会导致地下水位和储层温度持续下降，可采资源量对于可持续资源管理非常重要，然而，当前的回收率定义未考虑地热资源的可持续性。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是提供一种基于水热耦合模拟的地热资源回收率的评价方法，使其在应用时具有一套标准的操作流程和成果分析步骤。
为解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案是：一种基于水热耦合模拟的地热资源回收率的评价方法，它包括如下步骤：
S1，建模，建立网格化模型和地热数值模型，将数值模型建立在二维瞬态传热模型上；地热数值模型包括单井模型和对井模型；
S2，赋值，根据多孔介质中水流的质量守恒控制方程以及热传导和热对流本构方程设定模型参数，并对参数赋值，形成单井数值模型和对井数值模型；
S3，模拟，分别模拟单井无回灌开采情景和对井采灌开采情景，得出模拟数值；
S4，分析，分别将单井无回灌开采情景模拟数值和对井采灌开采情景模拟数值导入单井数值模型和对井数值模型，拟合曲线方程得出回收率值进行评价。
在S1中，采用网格化、可视化和水热耦合模拟软件，根据储层岩石、流体性质、热物理性质、储层厚度、边界条件、侧向径流和季节性供暖建立网格化模型。
在S2中，多孔介质中水流的质量守恒方程：其中，S表示贮水率(1/m)，P表示地下水压力(Pa)，t表示时间(s)，k表示渗透率(m2)，μ表示地下水动力粘滞系数(Pas)，ρl表示地下水密度(kg/m3)，g表示重力加速度(m/s2)，q是地下水流源或汇项(kg/m3/s)。
在S2中，热传导和对流过程本构方程:其中，ρ代表介质(储层)的密度(kg/m3)，λ代表介质(储层)的热导率(W/m/℃)，Cr代表介质(储层)的比热容(J/kg/℃)，Cl代表地下水的比热容(J/kg/℃)，υ代表流体速度(m/s)，Tw代表地下水温度(℃)，qT是热流源/汇项(W/m2)。
在S3中，单井无回灌开采情景模拟包括如下步骤，
S3-1，在单井数值模型中，任意设定一个开采流量值Qmax，初始和边界条件保持不变；
S3-2，采用水热耦合模拟软件运行单井数值模型，模拟储层的水热状态，提取在生产井处压力随时间步长的变化曲线；
S3-3，分析得到压力下降达到峰值的生产井处的水位降深△P；
S3-4，设定多组开采流量值Qmax，重复S3-1～S3-3，得到多组对应的开采流量值与生产井处压力下降的峰值△P；
在S3-3中，在无回灌的单井开采中，热储层没有冷水的注入，储层的温度不发生明显改变，地热回收率只需考虑储层的压力。
在S3中，对井采灌开采情景模拟包括如下步骤，
S3-5，在对井数值模型中，任意设定一个开采流量值Qmax，初始和边界条件保持不变；
S3-6，采用水热耦合模拟软件运行对井数值模型，模拟储层的水热状态，提取在生产井处温度和压力随时间步长的变化曲线；
S3-7，提取温度发生临界变化即热突破时间，作为地热田寿命tlife；
S3-8，设定多组开采流量值Qmax，重复S3-5～S3-7，得到对应的多组开采流量值与热突破时间tlife；
在S3-7中，维持热储层可持续提取热能不变，保持回灌冷水未运移到开采井。
在S4中，单井数值模型拟合曲线方程得出回收率值包括如下步骤，
S4-1，据S3-4的对应关系，作出开采流量Qmax与生产井处压力下降峰值△P的相关关系图，并拟合其相关曲线方程；
S4-2，计算在生产井处水位降深△P为设置的阈值30m时的最大开采量Qmax；
S4-3，采用热储体积法计算热储层中的地热资源总量，E＝ρCV(TR-Tref)，其中，ρ和C分别是储层密度(kg/m3)和比热容J/(kg℃)，V是储层体积(m3)，TR是储层温度，Tref是参考或废弃温度(℃)；
S4-4，计算可采资源量Erecovery＝mWH(hWH-href)，其中，mWH是可提取水的质量，hWH是提取流体的焓，href是参考温度下的焓，mWH＝Qmaxρltlife，hWH＝ClTR，href＝ClTref，Erecovery＝QmaxρlCltlife(TR-Tref)，其中，Qmax为地热井的最大开采量(m3/d)，ρl和Cl分别是流体密度(kg/m3)和比热容J/(kg℃)，tlife是热突破或生产井压力下降达到阈值之前的时间，即地热田寿命(y)；
S4-5，计算回采率值其中，Erecovery是开采出的热量，即从井口得到的热量；E是埋藏在地下热储中的地热资源量，Qmax为最大开采量，tlife为50年；
在S4-4中，地热井的最大开采量在地热田寿命期间要维持生产井在压力下降阈值内。
在S4中，对井数值模型拟合曲线方程得出回收率值包括如下步骤，
S4-6，据S3-8的对应关系，作出开采流量Qmax与地热田寿命tlife的相关关系图，并拟合其相关曲线方程；
S4-7，分析拟合曲线方程，在热突破时间tlife为50年时，得到开采量Qmax；
S4-8，从模型中提取出生产井处压力随时间步长的变化曲线，得到生产井处压力下降峰值；
S4-9，计算回采率值，
其中，Erecovery是开采出的热量，即从井口得到的热量；E是埋藏在地下热储中的地热资源量，Qmax为最大开采量，tlife为50年；若生产井处的最大水位降深小于阈值30m，则此时的开采量Qmax为最大开采量；若生产井处的最大水位降深大于阈值30m，则以最大水位降深值为30m的开采量作为最大开采量Qmax。
本发明构建了基于水热模拟的地热资源回收率的评价技术，并且在计算过程中充分考虑地热资源的可持续利用。克服了实践和地热规范中，依据岩性及空隙粗略赋值，导致对可采地热资源量评估不准确，缺乏可靠性的问题，本发明提出的技术依据热储层性质，以多种参数进行赋值，并基于生产情景，提高回收率计算的可靠性，对地热资源可开采热量的评估及地热资源的可持续利用具有重要意义。
附图说明
下面结合附图和实施例对本发明作进一步说明。
图1为本发明提供一种基于水热耦合模拟及可持续利用的地热资源回收率评估的技术流程图。
图2为本发明的具体实施例中热储层模型图。
图3为本发明的具体实施例中生产井温度随时间而变化图。
图4为本发明的具体实施例中地热井开采量与热突破时间对应关系图。
具体实施方式
如图1～图4中，一种基于水热耦合模拟的地热资源回收率的评价方法，它包括如下步骤：
S1，建模，建立网格化模型和地热数值模型，将数值模型建立在二维瞬态传热模型上；地热数值模型包括单井模型和对井模型；
S2，赋值，根据多孔介质中水流的质量守恒控制方程以及热传导和热对流本构方程设定模型参数，并对参数赋值，形成单井数值模型和对井数值模型；
S3，模拟，分别模拟单井无回灌开采情景和对井采灌开采情景，得出模拟数值；
S4，分析，分别将单井无回灌开采情景模拟数值和对井采灌开采情景模拟数值导入单井数值模型和对井数值模型，拟合曲线方程得出回收率值进行评价。
优选的方案中，在S1中，采用网格化、可视化和水热耦合模拟软件，根据储层岩石、流体性质、热物理性质、储层厚度、边界条件、侧向径流和季节性供暖建立网格化模型。
优选地，如图2所示储层的模型为一个10km长、10km宽的矩形；储层厚度为500m；模型的长度保证热晕不会影响边界；储层位于地下1.5km深处，储层厚度为500m，对井采灌井间距为600m,该模型在空间上离散化,建立研究区网格化模型及地热数值模型，在模型中设置侧向径流量和季节性供暖条件。
优选的方案中，在S2中，多孔介质中水流的质量守恒方程：其中，S表示贮水率(1/m)，P表示地下水压力(Pa)，t表示时间(s)，k表示渗透率(m2)，μ表示地下水动力粘滞系数(Pas)，ρl表示地下水密度(kg/m3)，g表示重力加速度(m/s2)，q是地下水流源或汇项(kg/m3/s)。
优选的方案中，在S2中，热传导和对流过程本构方程:其中，ρ代表介质(储层)的密度(kg/m3)，λ代表介质(储层)的热导率(W/m/℃)，Cr代表介质(储层)的比热容(J/kg/℃)，Cl代表地下水的比热容(J/kg/℃)，υ代表流体速度(m/s)，Tw代表地下水温度(℃)，qT是热流源/汇项(W/m2)。
优选的方案中，在S3中，单井无回灌开采情景模拟包括如下步骤，
S3-1，在单井数值模型中，任意设定一个开采流量值Qmax，初始和边界条件保持不变；
S3-2，采用水热耦合模拟软件运行单井数值模型，模拟储层的水热状态，提取在生产井处压力随时间步长的变化曲线；
S3-3，分析得到压力下降达到峰值的生产井处的水位降深△P；
S3-4，设定多组开采流量值Qmax，重复S3-1～S3-3，得到多组对应的开采流量值与生产井处压力下降的峰值△P；
在S3-3中，在无回灌的单井开采中，热储层没有冷水的注入，储层的温度不发生明显改变，地热回收率只需考虑储层的压力。
优选的方案中，在S3中，对井采灌开采情景模拟包括如下步骤，
S3-5，在对井数值模型中，任意设定一个开采流量值Qmax，初始和边界条件保持不变；
S3-6，采用水热耦合模拟软件运行对井数值模型，模拟储层的水热状态，提取在生产井处温度和压力随时间步长的变化曲线；
S3-7，提取温度发生临界变化即热突破时间，作为地热田寿命tlife；
S3-8，设定多组开采流量值Qmax，重复S3-5～S3-7，得到对应的多组开采流量值与热突破时间tlife；
在S3-7中，维持热储层可持续提取热能不变，保持回灌冷水未运移到开采井。
优选地，在S3-6中，运行模型，模拟储层的水热状态，如图3所示提取在生产井处温度和压力随时间步长的变化曲线。
优选的方案中，在S4中，单井数值模型拟合曲线方程得出回收率值包括如下步骤，
S4-1，据S3-4的对应关系，作出开采流量Qmax与生产井处压力下降峰值△P的相关关系图，并拟合其相关曲线方程；
S4-2，计算在生产井处水位降深△P为设置的阈值30m时的最大开采量Qmax；
S4-3，采用热储体积法计算热储层中的地热资源总量，E＝ρCV(TR-Tref)，其中，ρ和C分别是储层密度(kg/m3)和比热容J/(kg℃)，V是储层体积(m3)，TR是储层温度，Tref是参考或废弃温度(℃)；
S4-4，计算可采资源量Erecovery＝mWH(hWH-href)，其中，mWH是可提取水的质量，hWH是提取流体的焓，href是参考温度下的焓，mWH＝Qmaxρltlife，hWH＝ClTR，href＝ClTref，Erecovery＝QmaxρlCltlife(TR-Tref)，其中，Qmax为地热井的最大开采量(m3/d)，ρl和Cl分别是流体密度(kg/m3)和比热容J/(kg℃)，tlife是热突破或生产井压力下降达到阈值之前的时间，即地热田寿命(y)；
S4-5，计算回采率值其中，Erecovery是开采出的热量，即从井口得到的热量；E是埋藏在地下热储中的地热资源量，Qmax为最大开采量，tlife为50年；
在S4-4中，地热井的最大开采量在地热田寿命期间要维持生产井在压力下降阈值内。
优选的方案中，在S4中，对井数值模型拟合曲线方程得出回收率值包括如下步骤，
S4-6，据S3-8的对应关系，作出开采流量Qmax与地热田寿命tlife的相关关系图，并拟合其相关曲线方程；
S4-7，分析拟合曲线方程，在热突破时间tlife为50年时，得到开采量Qmax；
S4-8，从模型中提取出生产井处压力随时间步长的变化曲线，得到生产井处压力下降峰值；
S4-9，计算回采率值，
其中，Erecovery是开采出的热量，即从井口得到的热量；E是埋藏在地下热储中的地热资源量，Qmax为最大开采量，tlife为50年；若生产井处的最大水位降深小于阈值30m，则此时的开采量Qmax为最大开采量；若生产井处的最大水位降深大于阈值30m，则以最大水位降深值为30m的开采量作为最大开采量Qmax。
上述方法提供了一种在实际应用时具有一套标准的操作流程和成果分析步骤，并且在计算过程中充分考虑地热资源的可持续利用。提出的技术依据热储层性质，以多种参数进行赋值，并基于生产情景，提高回收率计算的可靠性，可采地热资源是地热开发利用的重要资源，回收率是衡量地热田地热资源开采热量的重要指标，本发明对地热资源可开采热量的评估及地热资源的可持续利用具有重要意义。
上述的实施例仅为本发明的优选技术方案，而不应视为对于本发明的限制，本申请中的实施例及实施例中的特征在不冲突的情况下，可以相互任意组合。本发明的保护范围应以权利要求记载的技术方案，包括权利要求记载的技术方案中技术特征的等同替换方案为保护范围。即在此范围内的等同替换改进，也在本发明的保护范围之内。
Claims (6)
1.一种基于水热耦合模拟的地热资源回收率的评价方法，其特征是，它包括如下步骤：
S1，建模，建立网格化模型和地热数值模型，将数值模型建立在二维瞬态传热模型上；地热数值模型包括单井模型和对井模型；
S2，赋值，根据多孔介质中水流的质量守恒控制方程以及热传导和热对流本构方程设定模型参数，并对参数赋值，形成单井数值模型和对井数值模型；
S3，模拟，分别模拟单井无回灌开采情景和对井采灌开采情景，得出模拟数值；
S4，分析，分别将单井无回灌开采情景模拟数值和对井采灌开采情景模拟数值导入单井数值模型和对井数值模型，拟合曲线方程得出回收率值进行评价；
所述多孔介质中水流的质量守恒方程：其中，S表示贮水率(1/m)，P表示地下水压力(Pa)，t表示时间(s)，k表示渗透率(m2)，μ表示地下水动力粘滞系数(Pas)，ρl表示地下水密度(kg/m3)，g表示重力加速度(m/s2)，q是地下水流源或汇项(kg/m3/s)；
所述热传导和热对流本构方程:其中ρ代表储层介质的密度(kg/m3)，λ代表储层介质的热导率(W/m/℃)，Cr代表储层介质的比热容(J/kg/℃)，Cl代表地下水的比热容(J/kg/℃)，υ代表流体速度(m/s)，Tw代表地下水温度(℃)，qT是热流源/汇项(W/m2)。
2.根据权利要求1所述的基于水热耦合模拟的地热资源回收率的评价方法，其特征是：在S1中，采用网格化、可视化和水热耦合模拟软件，根据储层岩石、流体性质、热物理性质、储层厚度、边界条件、侧向径流和季节性供暖建立网格化模型。
3.根据权利要求1所述的基于水热耦合模拟的地热资源回收率的评价方法，其特征是：在S3中，单井无回灌开采情景模拟包括如下步骤，
S3-1，在单井数值模型中，任意设定一个开采流量值Qmax，初始和边界条件保持不变；
S3-2，采用水热耦合模拟软件运行单井数值模型，模拟储层的水热状态，提取在生产井处压力随时间步长的变化曲线；
S3-3，分析得到压力下降达到峰值的生产井处的水位降深△P；
S3-4，设定多组开采流量值Qmax，重复S3-1～S3-3，得到多组对应的开采流量值与生产井处压力下降的峰值△P；
在S3-3中，在无回灌的单井开采中，热储层没有冷水的注入，储层的温度不发生明显改变，地热回收率只需考虑储层的压力。
4.根据权利要求1所述的基于水热耦合模拟的地热资源回收率的评价方法，其特征是：在S3中，对井采灌开采情景模拟包括如下步骤，
S3-5，在对井数值模型中，任意设定一个开采流量值Qmax，初始和边界条件保持不变；
S3-6，采用水热耦合模拟软件运行对井数值模型，模拟储层的水热状态，提取在生产井处温度和压力随时间步长的变化曲线；
S3-7，提取温度发生临界变化即热突破时间，作为地热田寿命tlife；
S3-8，设定多组开采流量值Qmax，重复S3-5～S3-7，得到对应的多组开采流量值与热突破时间tlife；
在S3-7中，维持热储层可持续提取热能不变，保持回灌冷水未运移到开采井。
5.根据权利要求1所述的基于水热耦合模拟的地热资源回收率的评价方法，其特征是：在S4中，单井数值模型拟合曲线方程得出回收率值包括如下步骤，
S4-1，根据S3-4的对应关系，作出开采流量Qmax与生产井处压力下降峰值△P的相关关系图，并拟合其相关曲线方程；
S4-2，计算在生产井处水位降深△P为设置的阈值30m时的最大开采量Qmax；
S4-3，采用热储体积法计算热储层中的地热资源总量，E＝ρCV(TR-Tref)，其中，ρ和C分别是储层密度(kg/m3)和比热容J/(kg℃)，V是储层体积(m3)，TR是储层温度，Tref是参考或废弃温度(℃)；
S4-4，计算可采资源量Erecovery＝mWH(hWH-href)，其中，mWH是可提取水的质量，hWH是提取流体的焓，href是参考温度下的焓，mWH＝Qmaxρltlife，hWH＝ClTR，href＝ClTref，Erecovery＝QmaxρlCltlife(TR-Tref)，其中，Qmax为地热井的最大开采量(m3/d)，ρl和Cl分别是流体密度(kg/m3)和比热容J/(kg℃)，tlife是热突破或生产井压力下降达到阈值之前的时间，即地热田寿命(y)；
S4-5，计算回采率值其中，Erecovery是开采出的热量，即从井口得到的热量；E是埋藏在地下热储中的地热资源量，Qmax为最大开采量，tlife为50年；
在S4-4中，地热井的最大开采量在地热田寿命期间要维持生产井在压力下降阈值内。
6.根据权利要求1所述的基于水热耦合模拟的地热资源回收率的评价方法，其特征是：在S4中，对井数值模型拟合曲线方程得出回收率值包括如下步骤，
S4-6，据S3-8的对应关系，作出开采流量Qmax与地热田寿命tlife的相关关系图，并拟合其相关曲线方程；
S4-7，分析拟合曲线方程，在热突破时间tlife为50年时，得到开采量Qmax；
S4-8，从模型中提取出生产井处压力随时间步长的变化曲线，得到生产井处压力下降峰值；
S4-9，计算回采率值，
其中，Erecovery是开采出的热量，即从井口得到的热量；E是埋藏在地下热储中的地热资源量，Qmax为最大开采量，tlife为50年；若生产井处的最大水位降深小于阈值30m，则此时的开采量Qmax为最大开采量；若生产井处的最大水位降深大于阈值30m，则以最大水位降深值为30m的开采量作为最大开采量Qmax。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110449138.XA CN113065261B (zh) | 2021-04-25 | 2021-04-25 | 基于水热耦合模拟的地热资源回收率的评价方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110449138.XA CN113065261B (zh) | 2021-04-25 | 2021-04-25 | 基于水热耦合模拟的地热资源回收率的评价方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113065261A CN113065261A (zh) | 2021-07-02 |
| CN113065261B true CN113065261B (zh) | 2024-01-02 |
Family
ID=76567689
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110449138.XA Active CN113065261B (zh) | 2021-04-25 | 2021-04-25 | 基于水热耦合模拟的地热资源回收率的评价方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113065261B (zh) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114016992A (zh) * | 2021-11-15 | 2022-02-08 | 吉林大学 | 一种适合于大规模水热型地热资源开采的布井方法 |
| CN114689647A (zh) * | 2022-05-27 | 2022-07-01 | 山东省地质矿产勘查开发局八〇一水文地质工程地质大队(山东省地矿工程勘察院) | 一种热对流型地热田开发与保护模拟系统及模拟方法 |
| CN115375867B (zh) * | 2022-10-24 | 2023-01-31 | 山东省地质调查院(山东省自然资源厅矿产勘查技术指导中心) | 利用网格模型计算地热资源量方法、系统、设备及介质 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH09236075A (ja) * | 1995-12-28 | 1997-09-09 | Mitsubishi Materials Corp | 地熱レザーバ評価方法とそのシミュレーション装置 |
| CN106123383A (zh) * | 2016-08-17 | 2016-11-16 | 北京市水文地质工程地质大队 | 一种智能地热采灌系统及方法 |
| CN108846245A (zh) * | 2018-07-09 | 2018-11-20 | 清华大学 | 城市尺度地热田群井系统高效数值模拟方法及装置 |
| CN109614753A (zh) * | 2018-12-29 | 2019-04-12 | 胜利油田森诺胜利工程有限公司 | 一种针对地热资源的热藏工程评价方法 |
| CN111798078A (zh) * | 2019-04-09 | 2020-10-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种水热型地热动态可采资源量的评价方法及系统 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2945879B1 (fr) * | 2009-05-20 | 2011-06-24 | Inst Francais Du Petrole | Methode d'exploitation de milieu poreux au moyen d'une modelisation d'ecoulements de fluide |
-
2021
- 2021-04-25 CN CN202110449138.XA patent/CN113065261B/zh active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH09236075A (ja) * | 1995-12-28 | 1997-09-09 | Mitsubishi Materials Corp | 地熱レザーバ評価方法とそのシミュレーション装置 |
| CN106123383A (zh) * | 2016-08-17 | 2016-11-16 | 北京市水文地质工程地质大队 | 一种智能地热采灌系统及方法 |
| CN108846245A (zh) * | 2018-07-09 | 2018-11-20 | 清华大学 | 城市尺度地热田群井系统高效数值模拟方法及装置 |
| CN109614753A (zh) * | 2018-12-29 | 2019-04-12 | 胜利油田森诺胜利工程有限公司 | 一种针对地热资源的热藏工程评价方法 |
| CN111798078A (zh) * | 2019-04-09 | 2020-10-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种水热型地热动态可采资源量的评价方法及系统 |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| A coupled thermal-hydraulic-mechanical modeling and evaluation of geothermal extraction in the enhanced geothermal system based on analytic hierarchy process and fuzzy coprehensive evaluation;Tiankui Guo 等;《Applied Energy》;第258卷;第1-12页 * |
| 地热资源量评价计算方法评述;李冬怀 等;《地球科学前沿》;第8卷(第3期);第546-554页 * |
| 深层地热资源评价中的回收率问题;赵静 等;《地质科技情报》;第27卷(第6期);第89-97页 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN113065261A (zh) | 2021-07-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN113065261B (zh) | 基于水热耦合模拟的地热资源回收率的评价方法 | |
| CN107100605B (zh) | 一种双水平井循环超临界二氧化碳开发干热岩的方法 | |
| CN115357837B (zh) | 一种多数据融合快速计算沉积盆地地热资源的方法 | |
| CN105805969A (zh) | 一种注co2开采废弃高温气藏地热的工艺方法 | |
| CN115146551A (zh) | 用于不同采灌场景下的地热资源动态资源量的评价方法 | |
| Zhang et al. | Thermal attenuation and heat supplementary analysis of medium-deep coaxial borehole system-based on a practical project | |
| CN115587674A (zh) | 油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能预测方法 | |
| CN106503284B (zh) | 页岩气水平井水平段气层产气性评价方法 | |
| CN112943230B (zh) | 一种普通稠油油藏的剩余油分布预测方法 | |
| CN111798078A (zh) | 一种水热型地热动态可采资源量的评价方法及系统 | |
| Ma et al. | Production performance optimization of water-enhanced geothermal system based on effective time-averaged volume | |
| CN108798607B (zh) | 一种水平井分段射孔开发非均质天然气水合物藏的方法 | |
| Li et al. | Performance characteristics of geothermal single well for building heating | |
| CN116341195A (zh) | 一种深层裂缝-基岩互层型干热岩热能开采方法 | |
| Ma et al. | Numerical simulation of the heat production potential of Guide Basin in China considering the heterogeneity and anisotropy of the reservoir | |
| Shen et al. | Study on the mechanism of water and heat transfer in sandstone geothermal system: a case study of doublet well | |
| CN109989736B (zh) | 一种设计egs热储压裂和改造方案的方法 | |
| Wang et al. | Study on the production law of heavy oil gravity‐drainage‐assisted steam flooding | |
| CN112834404A (zh) | 页岩储层的产气能力的确定方法和装置 | |
| Chen et al. | 1d heat loss models to predict the aquifer temperature profile during hot/cold water injection | |
| CN111852461A (zh) | 一种模拟致密油藏基岩与裂缝间非稳态窜流的方法 | |
| CN114429011B (zh) | 干热岩热储压裂裂缝换热总面计算方法、装置及介质 | |
| CN118376118B (zh) | 一种基于重构改造废弃煤矿井筒的矿井水储热装置及方法 | |
| CN111581584B (zh) | 一种地热开发过程中的压降换热定量计算方法 | |
| CN118296922B (zh) | 一种基于飞行时间优化地热田井网布局的方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |