CN114575836A - 一种提升水热型地热井群采灌效率的方法 - Google Patents
一种提升水热型地热井群采灌效率的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114575836A CN114575836A CN202210103485.1A CN202210103485A CN114575836A CN 114575836 A CN114575836 A CN 114575836A CN 202210103485 A CN202210103485 A CN 202210103485A CN 114575836 A CN114575836 A CN 114575836A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- geothermal
- well
- water
- hydrothermal
- mining
- 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.)
- Pending
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 43
- 238000005065 mining Methods 0.000 title claims abstract description 27
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 58
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 29
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 19
- 238000011160 research Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000012795 verification Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 37
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 claims description 20
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 claims description 20
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 15
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 15
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 8
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 8
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 7
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims description 6
- 239000002122 magnetic nanoparticle Substances 0.000 claims description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 5
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 3
- 244000005700 microbiome Species 0.000 claims description 3
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 9
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 abstract description 4
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 25
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 6
- 238000005338 heat storage Methods 0.000 description 6
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 6
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- 239000000306 component Substances 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910001608 iron mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000010433 feldspar Substances 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- 230000005653 Brownian motion process Effects 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 241000295146 Gallionellaceae Species 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001579 aluminosilicate mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000005537 brownian motion Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 229910001748 carbonate mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 239000008358 core component Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000011545 laboratory measurement Methods 0.000 description 1
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
- F24T—GEOTHERMAL COLLECTORS; GEOTHERMAL SYSTEMS
- F24T10/00—Geothermal collectors
- F24T10/20—Geothermal collectors using underground water as working fluid; using working fluid injected directly into the ground, e.g. using injection wells and recovery wells
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F17/00—Digital computing or data processing equipment or methods, specially adapted for specific functions
- G06F17/10—Complex mathematical operations
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/10—Geothermal energy
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Data Mining & Analysis (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Mathematical Physics (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Mathematical Analysis (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Algebra (AREA)
- Computational Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Sustainable Energy (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mathematical Optimization (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Pure & Applied Mathematics (AREA)
- Databases & Information Systems (AREA)
- Software Systems (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
本发明涉及地热利用领域，公开了一种提升水热型地热井群采灌效率的方法，根据区域的物探资料等现有资料，确定地热井位，且按照同心圆等距布置；钻井施工采取岩心做岩性特征、孔隙度、渗透率、密度、导热系数等数据分析；完井后进行抽水试验等原位试验；通过水质分析开展地热水的堵塞机理研究，并对应做出防堵解堵措施，优化增注工艺；最后根据示踪试验研究及数值模拟对井群合理间距进行经验公式验证并以此调整井群采灌井布局。本发明以地热田为研究对象，优化布局水热型地热采灌井，保障高品位的地热资源综合梯级高效利用，实现水热型地热资源的可持续利用，延长地热田的使用寿命。
Description
技术领域
本发明涉及地热利用领域，特别涉及一种提升水热型地热井群采灌效率的方法。
背景技术
地热资源是一种储量巨大，可持续利用的绿色能源。随着全国范围内地热资源开发规模的不断扩大，尤其是用于供暖，地热水开采量迅速增长。水热型地热系统必须将利用后的地热尾水回灌至开采层位，以补给热储水源，保证热储压力平衡。地热回灌是实现中深层地热资源可持续开采利用的最直接最有效的手段。
中深层热储在回灌过程中，主要有回灌过程中的堵塞问题，以及采、灌井之间的连通性、采灌系统的合理井间距、回灌水温的控制、既经济又能保证水位恢复的回灌量、回灌率等问题，这些问题一直是国内外研究的重点和难点。地热原水及回扬水中垢物矿物成分有石英碎屑、长石、硅质岩碎屑、碳酸盐岩碎屑，地层原有成分随开采利用而搬运出。在中深层地热尾水回灌过程中，影响回灌效果最大的是回灌过程中的物理堵塞、化学堵塞、生物堵塞、气体堵塞以及复合堵塞物等。地热回灌与热储压力、水质、采灌井间距、成井结构、热储岩性、回灌方式方法及回扬方式方法均相关。
因此必须建立一套涵盖热储特征分析、采灌井间距及布局、地层堵塞的原因分析与解决对策、增注技术研究的技术支撑体系，以提高水热型地热井群采灌效率、保证地热开发的良性循环及可持续发展。
发明内容
本发明的目的在于提出一种稳态提升水热型地热井群采灌效率的方法，克服水热型地热井开发利用过程中采灌井布局不当导致的回灌难、热突破等问题。
为达到上述目的，本发明采用的技术方案是：
一种提升水热型地热井群采灌效率的方法，包括以下步骤：
步骤100，根据区域的物探资料、已成井测井资料、成井资料、观测资料及前期回灌资料，分析得出该区域基本地质特征与地下水动态特征，以此确定地热井位，且按照同心圆等距布置；
步骤200，钻井施工过程中确保采取岩心，做岩性特征、孔隙度、渗透率、密度、导热系数等测试分析；
步骤300，成井后开展完钻测井和抽水试验等原位试验，并对成井水质进行全分析；
步骤400，驱替试验开展地热水的单井回灌系统试验，进行堵塞机理研究，并对应做出防堵解堵措施，优化增注工艺，提高单井回灌效率；
步骤500，根据示踪试验研究及数值模拟对井群合理间距进行经验公式验证并以此调整井群采灌井布局。
进一步地，所述步骤200中，在探采结合孔取热段每个热储层采取1～3组岩心。
优选的，所述步骤400中回灌系统试验，从地热井中抽取地热原水，依次通过去油除砂、排气、热能应用、多级过滤、加压、排气和酸化增注的工艺处理后回注至选定回灌井中。
优选的，地热水中沉淀堵塞、悬浮物堵塞和气体堵塞，分别采用阻垢剂、多级过滤以及多级排气的手段综合地防堵解堵；针对微生物堵塞，在不影响地热水水质的情况下，对尾水进行灭菌处理。
优选的，所述步骤500示踪试验所选用的示踪剂为磁性纳米颗粒。
优选的，地热井群采灌井在同心圆上均匀布置，地热田开发利用前期，划定开发边界及范围，设置地热井布局的第一层同心圆，圆的边界上设置均匀的地热井位，随着开发利用程度增加，根据地热模拟数据以及运行结果调整优化的地热井间距，逐层调整同心圆半径，以此调整地热采灌井间距。
优选的，所述地热井群中每口地热井的井口装置均采用多功能井口装置，设有供水管和回灌管，供水管和回灌管均设有调节阀。
优选的，地热采灌井口设置有氮气监测及充氮密闭系统，包括缓冲罐和氮气罐，地热井井口装置连接所述缓冲罐，所述缓冲罐连接所述氮气罐，井口装置与缓冲罐的连接管道上设置有充气阀，缓冲罐与氮气罐连接管道上设置有氮气放气阀，缓冲罐上设有压力显示屏。
优选的，地热井停运保养期间，地热井口应及时封闭，并应对系统进行密封。
进一步地，保证管道系统内压力为0.01-0.03Mpa的正压。
与现有技术相比，本发明提升水热型地热井群采灌效率的方法，以地热田为研究对象，前期在小同心圆内布设地热采灌井作为测试研究对象，科学地逐步开展地热能开发利用，优化水热型地热采灌井布局，调整同心圆半径实现采灌井间距更具科学性，保障高品位的地热资源综合梯级高效利用，实现水热型地热资源的可持续利用，延长地热田的使用寿命。
附图说明
通过阅读参照以下附图对非限制性实施例所作的详细描述，本发明的其它特征、目的和优点将会变得更明显：
图1为一种提升水热型地热井群回灌效率方法流程图；
图2为地热井群采灌井布井示意图；
图3为地热采灌井口氮气监测及充氮示意图；
图4为水热型地热利用处理工艺系统流程图。
图2中标号：A-1，A-2，A-3半径为ra的同心圆均匀布置的地热井，井间距为L1；B-1，B-2，B-3半径为rb的同心圆均匀布置的地热井，与同心圆A中地热井间距为L2；C-1，C-2，C-3，C-4，C-5，C-6半径为rc的同心圆布置的地热井，与同心圆B中地热井间距为L3。
图3中标号：1-地热井；2-井口装置；3-地热生产管；4-地热回灌管；5-生产井阀门；6-回灌井阀门；7-压力表；8-温度计；9-监测压力表；10-氮气罐；11-缓冲罐；12-氮气放气阀；13-充气阀；14-压力显示屏。
图4中标号：401-生产/回灌井；402-水力除砂器；403-闭式储水罐除气；404-热能应用；405-多级过滤；406-加压、排气；407-酸化增注；408-回灌/生产井。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明进行详细说明。以下实施例将有助于本领域的技术人员进一步理解本发明，但不以任何形式限制本发明。应当指出的是，对本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进。这些都属于本发明的保护范围。
参考图1，一种提升水热型地热井群采灌效率的方法，包括以下步骤：
步骤100，根据该区域的物探资料、已成井测井资料、成井资料、观测资料及前期回灌资料，通过对地热田热储层地区区域地质构造、断裂分布、储层特征进行研究，得出区域基本地质特征与地下水动态特征。以此确定地热井位，且按照同心圆等距布置；所述地热井群中每口地热井的井口装置均采用多功能井口装置，设有供水管和回灌管，供水管和回灌管均设有调节阀；
步骤200，钻井施工过程中确保采取岩心，做岩性特征、孔隙度、渗透率、密度、导热系数等测试分析，获取热储层岩石固结状态、胶结程度、渗透率、孔隙度、孔隙喉道特征、物理参数，通过采取岩心测试分析热储地层疏松程度，是否可进行压裂施工，或适当的进行解堵；进一步地，所述步骤200中，在探采结合孔取热段每个热储层采取1～3组岩心，取岩心的位置、数量、质量应满足后期实验室测定参数及热储层评价的要求；
步骤300，成井后开展完钻测井、抽水试验等原位试验，并对成井水质进行全分析；所述抽水试验，同时充分考虑温度场影响，结合水力坡度，选择单位降深涌水量大的井作为回灌井；
步骤400，驱替试验开展地热水的堵塞机理研究，并对应做出防堵解堵措施，优化增注工艺，提高单井回灌效率。采用电子显微镜对沉淀物进行矿物成分分析，确定沉淀物的矿物成分；通过不同堵塞类型条件下的室内实验，确定堵塞效果，并制定出解堵防堵技术措施；通过分析并进行室内实验，研发出一套适合增注的酸液配方；通过软件模拟，对不同井间距条件下、不同回灌时间条件下循环换热进行模拟，并得出换热效果；
步骤500，根据示踪试验研究及数值模拟对井群合理间距进行经验公式验证并以此调整井群采灌井布局。本实施例所选用的示踪剂为磁性纳米颗粒，采用磁性纳米颗粒表面修饰技术及高温高压热稳定性分析，完成磁性纳米示踪剂选型及配置，磁性纳米颗粒示踪剂具有良好的热稳定性、以及较低的稳压敏感性。能反映水的运移速度，有助于确定发现水力联系密切的井，避免使用中出现热突破。通过数值计算、井间距模拟、示踪试验，并结合经验公式验证确定出生产井与回灌井之间的最佳井间距。
所述步骤500中，经验公式参考：罗天雨.热采回灌井注水能力研究[J].中外能源,2019,24(06):21-25.环装井排情况下的注入量中，假设有n口井环状分布，半径为R(m)，则：
确定储层厚度h，渗透率k，μ＝1×10-3Pa·s，s＝0、rw＝0.1m、re、地层压力pe，生产井生产压差为，注入井井底压力pw，生产井井底压力pw，此处以注入井注入量Q与生产井产量相等，推演计算可得R。
此外在项目前期可采用地下水流数值模拟软件Feflow求解地热采灌对井系统水热耦合模型，以及实现中深层地热开发过程中的采灌井距优化、高温热田生产井和回灌井中的结垢模拟及深井换热模拟验算的OpenGeoSys(OGS)模型。
参考图2，地热田在开发利用前期，划定开发边界及范围，设置地热井布局的第一层同心圆，圆的边界上设置均匀的地热井位，本实施例是在以ra为半径的小同心圆A上布设地热采灌井A-1，A-2，A-3作为测试研究对象，井间距为L1。随着开发利用程度增加，根据地热模拟数据以及运行结果调整优化的地热井间距，逐层调整同心圆半径，以此调整地热采灌井间距。中期开展以rb为半径的同心圆B均匀布置B-1，B-2，B-3地热井，其与同心圆A中地热井间距为L2。后期以rc为半径的同心圆C布置的C-1，C-2，C-3，C-4，C-5，C-6地热井，其与同心圆B中地热井间距为L3。科学得逐步开展地热能开发利用，优化水热型地热采灌井布局，调整同心圆半径实现采灌井间距更具科学性。
参考图3，一种提升水热型地热井群采灌效率的方法还包括地热采灌井口氮气监测及充氮密闭系统用于保证地热井液面之上的井管充满氮气，以保护地热井泵及悬空井管不被空气中的氧气腐蚀侵害。地热井1上的井口装置2一般不具完全密闭性，地热井停运保养期间，地热生产管3上的生产井阀门5及地热回灌管4上的回灌井阀门6关闭后，压力表7及温度计8均显示不出井下参数。需要以监测压力表9就地监测地热井内液面之上的井管；地热井井口装置2连接缓冲罐11，缓冲罐11连接氮气罐10，氮气罐10与缓冲罐11组成氮气保护装置，井口装置2与缓冲罐11的连接管道上设置有充气阀13，缓冲罐11与氮气罐10连接管道上设置有氮气放气阀12，缓冲罐上设有压力显示屏14。地热井保养期压力监测装置上保证管道系统内压力为0.01-0.03Mpa的正压。
参考图4，一种提升水热型地热井群采灌效率的方法还包括一种地热利用处理工艺系统。综合分析设计思路，针对不同地质特征和水质特征的回灌条件，采取水热型地热利用处理工艺系统流程包括从地热生产井401中抽取地热原水，依次经过水力除砂器402、闭式储水除气403后进行热能应用404，利用后的地热尾水再依次经过多级过滤405、加压、排气406、酸化增注407后进入回灌井408中。当生产井自溢流量不足以达到生产所需时，需设置潜水泵作为动力输出供给流量系统。回灌井中亦需要设置潜水泵作为回扬动力源。采出的地热水通过水力除砂、气水分离、梯级利用系统、物理过滤处理后全部同层回灌到对应的回灌井，加入加压、排气系统是为提升单井回灌效率；热能应用前采用闭式储水除气进行气水分离以保证后续工程的安全性；多级过滤采用高精度处理设备，解决砂岩热储地热尾水回灌过程中的物理堵塞问题。
初期单井回灌试验中，随着温度的改变，悬浮物堵塞与化学堵塞之间存在协同效应。温度增加，使得悬浮物颗粒布朗运动速率加快，加速了堵塞的程度。较大的的回灌速度亦会增加回灌效果。针对悬浮物堵塞的防堵解堵措施主要采取多级过滤的方式，对地热水中的大中小颗粒物依次以水力除砂器、储水罐、多级过滤器等进行去除。化学堵塞中温度的变化对碳酸盐类、部分铝硅酸盐类和铁类矿物沉淀影响较为敏感，且随着温度的升高，化学堵塞加剧；pH值主要对铁类矿物沉淀影响较为敏感；碳酸盐类矿物、部分铝硅酸盐类矿物和铁类矿物对Eh的变化敏感；根据混合比例模拟，回灌初期易发生化学堵塞。防堵解堵措施中如果在不改变地热水水质的情况下，可加入阻垢剂进行防堵。实验中发现构成气体堵塞主体的是直径与地层喉道相当的气泡，防堵解堵措施主要采取在地热利用处理工艺系统中加入自动排气装置。一般而言，地热储层中造成微生物堵塞主要为腐生菌和铁细菌。针对微生物堵塞的防堵解堵措施，可以在不影响地热水水质的情况下，对尾水进行灭菌处理。
地热田通常采用水力压裂增产措施或以解堵为目的常规酸化处理，砂岩是由砂粒和粒间胶结物所组成，砂粒主要是石英和长石，胶结物主要为硅酸盐类(如粘土)和碳酸盐类。砂岩地层油气储集空间和渗流通道就是砂粒之间未被胶结物完全充填的孔隙。通过酸处理，重点利用酸液溶解成井过程中地层的泥浆滤饼，固态颗粒入侵物以及部分砂粒之间的胶结物和部分砂粒，解除近井污染，通过HF和HFB4溶解空隙中的泥质堵塞物、其它结垢物以恢复、提高井底附近地层的渗透率，并达到稳固地层，控制微粒运移的目的。在参考地热井取心成份分析成果和不同酸液类型特性基础上，一般采用土酸配方，基本酸液选型为盐酸、氢氟酸、氟硼酸。出于增加目的热储地层通透性的目的，同时要兼顾砂岩地层的稳定性，需要配置HCL和HF的配方。
以上对本发明的具体实施例进行了描述。需要理解的是，本发明并不局限于上述特定实施方式，本领域技术人员可以在权利要求的范围内做出各种变形或修改，这并不影响本发明的实质内容。
Claims (10)
1.一种提升水热型地热井群采灌效率的方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤100，根据区域的物探资料、已成井测井资料、成井资料、观测资料及前期回灌资料，分析得出该区域基本地质特征与地下水动态特征，以此确定地热井位，且按照同心圆等距布置；
步骤200，钻井施工过程中确保采取岩心，做岩性特征、孔隙度、渗透率、密度、导热系数测试分析；
步骤300，成井后开展完钻测井和抽水试验原位试验，并对成井水质进行全分析；
步骤400，驱替试验开展地热水的单井回灌系统试验，进行堵塞机理研究，并对应做出防堵解堵措施；
步骤500，根据示踪试验研究及数值模拟对井群合理间距进行经验公式验证并以此调整井群采灌井布局。
2.根据权利要求1所述提升水热型地热井群采灌效率的方法，其特征在于，所述步骤200中，在探采结合孔取热段每个热储层采取1～3组岩心。
3.根据权利要求1所述提升水热型地热井群采灌效率的方法，其特征在于，所述步骤400中回灌系统试验，从地热井中抽取地热原水，依次通过去油除砂、排气、热能应用、多级过滤、加压、排气和酸化增注的工艺处理后回注至选定回灌井中。
4.根据权利要求1所述提升水热型地热井群采灌效率的方法，其特征在于，地热水中沉淀堵塞、悬浮物堵塞和气体堵塞，分别采用阻垢剂、多级过滤以及多级排气的手段综合地防堵解堵；针对微生物堵塞，在不影响地热水水质的情况下，对尾水进行灭菌处理。
5.根据权利要求1所述提升水热型地热井群采灌效率的方法，其特征在于，所述步骤500示踪试验所选用的示踪剂为磁性纳米颗粒。
6.根据权利要求1所述提升水热型地热井群采灌效率的方法，其特征在于，地热井群采灌井在同心圆上均匀布置，地热田开发利用前期，划定开发边界及范围，设置地热井布局的第一层同心圆，圆的边界上设置均匀的地热井位，随着开发利用程度增加，根据地热模拟数据以及运行结果调整优化的地热井间距，逐层调整同心圆半径，以此调整地热采灌井间距。
7.根据权利要求1所述提升水热型地热井群采灌效率的方法，其特征在于，所述地热井群中每口地热井的井口装置均采用多功能井口装置，设有供水管和回灌管，供水管和回灌管均设有调节阀。
8.根据权利要求7所述提升水热型地热井群采灌效率的方法，其特征在于，地热采灌井口设置有氮气监测及充氮密闭系统，包括缓冲罐和氮气罐，地热井井口装置连接所述缓冲罐，所述缓冲罐连接所述氮气罐，井口装置与缓冲罐的连接管道上设置有充气阀，缓冲罐与氮气罐连接管道上设置有氮气放气阀，缓冲罐上设有压力显示屏。
9.根据权利要求1所述提升水热型地热井群采灌效率的方法，其特征在于，地热井停运保养期间，地热井口应及时封闭，并应对系统进行密封。
10.根据权利要求9所述提升水热型地热井群采灌效率的方法，其特征在于，保证管道系统内压力为0.01-0.03Mpa的正压。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210103485.1A CN114575836A (zh) | 2022-01-27 | 2022-01-27 | 一种提升水热型地热井群采灌效率的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210103485.1A CN114575836A (zh) | 2022-01-27 | 2022-01-27 | 一种提升水热型地热井群采灌效率的方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114575836A true CN114575836A (zh) | 2022-06-03 |
Family
ID=81772875
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202210103485.1A Pending CN114575836A (zh) | 2022-01-27 | 2022-01-27 | 一种提升水热型地热井群采灌效率的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114575836A (zh) |
Citations (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN2733262Y (zh) * | 2004-09-24 | 2005-10-12 | 天津大学 | 用于地热第三系砂岩回灌的井口装置 |
| CN103267979A (zh) * | 2013-05-20 | 2013-08-28 | 中国石油大学(华东) | 基于纳米磁流体的储层裂缝检测系统及检测方法 |
| CN104533372A (zh) * | 2014-12-30 | 2015-04-22 | 王作韬 | 利用定向压裂技术开采地热能的方法 |
| US20150260025A1 (en) * | 2014-03-14 | 2015-09-17 | Solvay Sa | Multi-well solution mining exploitation of an evaporite mineral stratum |
| CN204989151U (zh) * | 2015-10-10 | 2016-01-20 | 马致远 | 一种模拟地热尾水回灌化学堵塞的实验装置 |
| CN105696996A (zh) * | 2016-01-29 | 2016-06-22 | 太原理工大学 | 一种干热岩地热人工热储的建造方法 |
| CN106707365A (zh) * | 2016-12-06 | 2017-05-24 | 中国石油大学(华东) | 一种监测地热储层温度和裂缝分布的方法和装置 |
| CN107664029A (zh) * | 2016-07-28 | 2018-02-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 砂岩热储地热资源可循环利用最优井网布局方法 |
| 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 |
| CN109154186A (zh) * | 2016-05-09 | 2019-01-04 | 韦尔泰克油田解决方案股份公司 | 地热能提取地下系统 |
| CN109505580A (zh) * | 2019-01-17 | 2019-03-22 | 东北大学 | 一种径向井低温地热开采方法 |
| WO2019095054A1 (en) * | 2017-11-17 | 2019-05-23 | Pamban Energy Systems Canada Inc. | Enhancing hydrocarbon recovery or water disposal in multi-well configurations using downhole real-time flow modulation |
| CN110689793A (zh) * | 2019-11-05 | 2020-01-14 | 山东省地勘局第二水文地质工程地质大队(山东省鲁北地质工程勘察院) | 一种用于研究地热回灌堵塞机理的模拟试验方法 |
| CN210688797U (zh) * | 2019-10-31 | 2020-06-05 | 中核坤华能源发展有限公司 | 一种地热回灌系统 |
| CN113294137A (zh) * | 2021-01-08 | 2021-08-24 | 西安交通大学 | 水热型地热井工厂的建立方法及水热型地热井工厂 |
| CN113847744A (zh) * | 2021-10-07 | 2021-12-28 | 张景明 | 一种地热开采利用方法 |
-
2022
- 2022-01-27 CN CN202210103485.1A patent/CN114575836A/zh active Pending
Patent Citations (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN2733262Y (zh) * | 2004-09-24 | 2005-10-12 | 天津大学 | 用于地热第三系砂岩回灌的井口装置 |
| CN103267979A (zh) * | 2013-05-20 | 2013-08-28 | 中国石油大学(华东) | 基于纳米磁流体的储层裂缝检测系统及检测方法 |
| US20150260025A1 (en) * | 2014-03-14 | 2015-09-17 | Solvay Sa | Multi-well solution mining exploitation of an evaporite mineral stratum |
| CN104533372A (zh) * | 2014-12-30 | 2015-04-22 | 王作韬 | 利用定向压裂技术开采地热能的方法 |
| CN204989151U (zh) * | 2015-10-10 | 2016-01-20 | 马致远 | 一种模拟地热尾水回灌化学堵塞的实验装置 |
| CN105696996A (zh) * | 2016-01-29 | 2016-06-22 | 太原理工大学 | 一种干热岩地热人工热储的建造方法 |
| CN109154186A (zh) * | 2016-05-09 | 2019-01-04 | 韦尔泰克油田解决方案股份公司 | 地热能提取地下系统 |
| CN107664029A (zh) * | 2016-07-28 | 2018-02-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 砂岩热储地热资源可循环利用最优井网布局方法 |
| CN106707365A (zh) * | 2016-12-06 | 2017-05-24 | 中国石油大学(华东) | 一种监测地热储层温度和裂缝分布的方法和装置 |
| WO2019095054A1 (en) * | 2017-11-17 | 2019-05-23 | Pamban Energy Systems Canada Inc. | Enhancing hydrocarbon recovery or water disposal in multi-well configurations using downhole real-time flow modulation |
| 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 |
| CN109505580A (zh) * | 2019-01-17 | 2019-03-22 | 东北大学 | 一种径向井低温地热开采方法 |
| CN210688797U (zh) * | 2019-10-31 | 2020-06-05 | 中核坤华能源发展有限公司 | 一种地热回灌系统 |
| CN110689793A (zh) * | 2019-11-05 | 2020-01-14 | 山东省地勘局第二水文地质工程地质大队(山东省鲁北地质工程勘察院) | 一种用于研究地热回灌堵塞机理的模拟试验方法 |
| CN113294137A (zh) * | 2021-01-08 | 2021-08-24 | 西安交通大学 | 水热型地热井工厂的建立方法及水热型地热井工厂 |
| CN113847744A (zh) * | 2021-10-07 | 2021-12-28 | 张景明 | 一种地热开采利用方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 赵苏民等: "沉积盆地型地热田勘查开发与利用", vol. 1, 31 December 2013, 地质出版社, pages: 217 - 220 * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Brown et al. | Mining the earth's heat: hot dry rock geothermal energy | |
| CN109374495B (zh) | 一种页岩强制渗吸能力的实验测试装置及方法 | |
| Qun et al. | The “fracture-controlled reserves” based stimulation technology for unconventional oil and gas reservoirs | |
| Liu et al. | A novel natural gas hydrate recovery approach by delivering geothermal energy through dumpflooding | |
| CN109209333B (zh) | 页岩气多井群高效开采间距优化方法 | |
| CN109958411B (zh) | 一种水平井簇射孔分段压裂方法 | |
| CN104653148A (zh) | 废弃油井井群改造综合利用方法 | |
| CN110259421B (zh) | 一种裂缝性的致密油藏注水补充能量方法 | |
| CN102587873A (zh) | 一种水平井二氧化碳吞吐控水增油方法 | |
| CN108661613B (zh) | 一种注水开发油藏的増注方法 | |
| Fei et al. | A pressure drop model of post-fracturing shut-in considering the effect of fracturing-fluid imbibition and oil replacement | |
| CN110905469A (zh) | 一种基于模拟的砂岩热储地热尾水高效回灌方法 | |
| CN110006185B (zh) | 干热岩地热开采方法 | |
| Zhang et al. | Formation blockage risk analysis of geothermal water reinjection: Rock property analysis, pumping and reinjection tests, and long-term reinjection prediction | |
| Ji et al. | An overview of efficient development practices at low permeability sandstone reservoirs in China | |
| Zhu | Improving the production efficiency of high rank coal bed methane in the Qinshui Basin | |
| CN115749759B (zh) | 油井压裂井筒出砂规律评价装置及评价方法 | |
| CN114575836A (zh) | 一种提升水热型地热井群采灌效率的方法 | |
| CN109611056B (zh) | 一种基于复杂构造带瓦斯抽采立体防突系统及方法 | |
| CN116877062A (zh) | 一种模拟存在隔层的气藏高温高压水侵的实验方法 | |
| RU2524703C1 (ru) | Способ разработки мелких нефтяных залежей | |
| CN116432546A (zh) | 一种水平井网地浸采铀井储耦合模拟方法及系统 | |
| Guo et al. | Research on optimization of key areas of drainage borehole sealing in ultrathick coal seam | |
| Fei et al. | Pump-stopping pressure drop model considering transient leak-off of fracture network | |
| Yu et al. | Simulation study of novel methods for water reinjection efficiency improvement of a doublet system in guantao sandstone geothermal reservoir |
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 |