隨著傳統(tǒng)化石能源消費(fèi)水平的上升以及所帶來的環(huán)境問題，世界范圍內(nèi)掀起了新能源開發(fā)的熱潮。地?zé)崮?/a>由于儲(chǔ)量巨大、對環(huán)境的負(fù)面影響小，被各國列為重要研究開發(fā)的新能源之一。相比于其他新能源（如風(fēng)能、光伏太陽能等）而言，地?zé)崮?/a>具有可靠性高、碳排放量低及維護(hù)成本低等特點(diǎn)，但其初期投資成本高、投資回收期長，制約了地熱能的發(fā)展。

 

  油氣盆地豐富的地?zé)豳Y源以及油田已有的基礎(chǔ)設(shè)施、生產(chǎn)技術(shù)、儲(chǔ)層資料等條件，為地?zé)崮荛_發(fā)提供了新的機(jī)遇。在當(dāng)前節(jié)能減排的大環(huán)境下，開發(fā)利用油田地?zé)豳Y源對油田的可持續(xù)發(fā)展也帶來了新的生機(jī)。

 

  1 油田地?zé)?/a>資源

 

  油田地?zé)?/a>資源包含地壓型熱流體資源、聯(lián)產(chǎn)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(chǔ)層通常為異常高壓地層（如美國墨西哥灣地壓型熱儲(chǔ)的壓力梯度達(dá)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(jì)美國墨西哥灣地壓型熱儲(chǔ)中溶解的甲烷體積達(dá)到（85～130）×1012m3[1]，楊玉新等推測塘沽古近系東營組地壓型地?zé)崴?/a>中的甲烷含量在0.5～1m3/m3 之間[2]。因此這類地壓型熱儲(chǔ)中有熱能、化學(xué)能（甲烷）和動(dòng)能等3 種可利用的能量形式。在油氣田開發(fā)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(fā)者并不關(guān)注這類含水層中的能源，致使這類潛在的地壓型地?zé)豳Y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(chǔ)中存在的非常規(guī)氣（地壓氣或水溶氣）資源量及其龐大的高溫水體，這類熱儲(chǔ)具有巨大的開發(fā)潛力。

 

  聯(lián)產(chǎn)型熱流體資源主要來自油井產(chǎn)出的高溫熱流體。油田產(chǎn)出水具有水量多、熱能總量大的特點(diǎn)，特別是進(jìn)入高含水期的油田。在這樣的油田，可充分利用已有資源實(shí)現(xiàn)油氣生產(chǎn)和地?zé)崮荛_發(fā)的雙重目的。

 

  油田中聯(lián)產(chǎn)型地?zé)豳Y源開發(fā)可采用如下幾種模式：

 

  ①利用目前正常生產(chǎn)井進(jìn)行“油—熱—電”聯(lián)產(chǎn)，所產(chǎn)熱量可用于集輸伴熱系統(tǒng)維持溫度或居民供熱，所發(fā)電能可供給現(xiàn)場使用或者進(jìn)入電網(wǎng)銷售。這種方式是油田利用地?zé)豳Y源的一種最佳模式，僅需要投入一部分安裝發(fā)電設(shè)備的費(fèi)用，采用水驅(qū)開發(fā)并且產(chǎn)出水回注的油田是這類聯(lián)產(chǎn)模式的首選場所。②利用處于生產(chǎn)壽命末期的油井或低產(chǎn)井進(jìn)行聯(lián)產(chǎn)。對于這類油井，在一定原油產(chǎn)量下可保持經(jīng)濟(jì)生產(chǎn)，但當(dāng)產(chǎn)出水體積增加到一定程度后就不再具有經(jīng)濟(jì)性，在這種情況下將其轉(zhuǎn)換成聯(lián)產(chǎn)模式生產(chǎn)可以獲取額外收益。由于地?zé)岚l(fā)電所需的流體流量較大，因此需要對這類油井進(jìn)行改造，增加流體流量，以滿足發(fā)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(dāng)所鉆井產(chǎn)出水太多而不能經(jīng)濟(jì)生產(chǎn)油氣時(shí)，可將該井重新完井后建成地?zé)峋?/a>，使水產(chǎn)量和發(fā)電能力達(dá)到最大。相比前兩種開發(fā)模式而言，這種模式的開發(fā)成本最高。④將油氣田的廢棄井改造成地?zé)峋?/a>，或者利用油田現(xiàn)有技術(shù)將儲(chǔ)層改造成增強(qiáng)型地?zé)嵯到y(tǒng)也是一種行之有效的油田地?zé)豳Y源開發(fā)方式。

 

  20 世紀(jì)70 年代，S.Cubric 就論證了注水開發(fā)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?zé)崮?/a>的可行性[3]。地?zé)?/a>和油氣在開采理論與技術(shù)方面具有共同之處，充分利用各方所長可促進(jìn)相互發(fā)展與提高。

 

  此外，開發(fā)利用油田地?zé)?/a>資源，可降低碳排放量、促進(jìn)油田節(jié)能減排。據(jù)估算，一個(gè)裝機(jī)容量為1MW的地?zé)岚l(fā)電站，每年二氧化碳減排量可達(dá)6000t[4]，一些中小型油田可供發(fā)電的中低溫地?zé)豳Y源具備建成上千兆瓦級(jí)規(guī)模的發(fā)電能力[5]，因此油田地?zé)衢_發(fā)還具有很大的減排潛力。

 

  2 油田地?zé)岚l(fā)電

 

  地?zé)岚l(fā)電是一種最重要的地?zé)崂?/a>方式。目前國外采用的地?zé)岚l(fā)電主要有擴(kuò)容閃蒸發(fā)電、雙工質(zhì)發(fā)電等幾種形式，其中雙工質(zhì)發(fā)電技術(shù)尤其適用于中低溫地?zé)豳Y源。雙工質(zhì)發(fā)電通過循環(huán)工質(zhì)與地?zé)崴?/a>之間的熱傳遞實(shí)現(xiàn)能量交換，其工作原理如圖1 所示。系統(tǒng)由換熱器、汽輪機(jī)、發(fā)電機(jī)、冷凝器和工質(zhì)循環(huán)泵等五大部分組成，有機(jī)工質(zhì)在換熱器中從地?zé)崴?/a>中吸收熱量，生成具一定壓力和溫度的蒸汽，蒸汽推動(dòng)汽輪機(jī)做功，從而帶動(dòng)發(fā)電機(jī)發(fā)電。從汽輪機(jī)排出的有機(jī)蒸汽在冷凝器中與冷卻水換熱后凝結(jié)成液態(tài)，最后借助工質(zhì)循環(huán)泵重新回到換熱器，如此不斷地循環(huán)下去實(shí)現(xiàn)連續(xù)發(fā)電。

 

  美國是中低溫地?zé)岚l(fā)電研究和應(yīng)用較多的國家。

 

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

 

  20 世紀(jì)70 年代初，我國曾在廣東豐順縣鄧屋（92 ℃、300kW）、湖南寧鄉(xiāng)縣灰湯（98 ℃、300kW）、河北懷來縣后郝窯（87 ℃、200kW）、山東招遠(yuǎn)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(kuò)容閃蒸發(fā)電或雙工質(zhì)發(fā)電技術(shù)的中低溫地?zé)岚l(fā)電站，并先后都試驗(yàn)成功發(fā)電[9]。當(dāng)時(shí)國內(nèi)的中低溫地?zé)岚l(fā)電技術(shù)已具備相當(dāng)水平，但由于沒有市場需求，限制了該技術(shù)的發(fā)展。近年來，國內(nèi)研制的螺桿膨脹動(dòng)力機(jī)發(fā)電技術(shù)拓展了我國中低溫發(fā)電的技術(shù)領(lǐng)域。螺桿膨脹機(jī)適用的工質(zhì)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(jī)直接發(fā)電，70～150℃的地?zé)崴?/a>可采用雙工質(zhì)循環(huán)的螺桿膨脹機(jī)發(fā)電[10]。

  由此可以看出，中低溫發(fā)電技術(shù)和設(shè)備已經(jīng)逐漸成熟，其關(guān)鍵是合適的地?zé)崴疁囟?/a>（70℃以上）和足夠大的地?zé)崴髁俊Ｄ壳埃瑖鴥?nèi)許多油田的含水率已經(jīng)達(dá)到或超過了90%，每天有大量“熱廢水”產(chǎn)出，這些“熱廢水”除用于集輸系統(tǒng)伴熱、供暖外，在溫度較高的情況下還可用于中低溫發(fā)電。近年來，美國和我國華北油田在油田地?zé)岚l(fā)電方面成功開展了礦場示范試驗(yàn)，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(yùn)行了一座雙工質(zhì)（有機(jī)朗肯循環(huán)）發(fā)電站，利用懷俄明州Tea Pot Dome油田邊遠(yuǎn)井產(chǎn)出的流體進(jìn)行發(fā)電，流體溫度大約為77℃，額定發(fā)電能力為250kW。該發(fā)電站是世界上首個(gè)“油—熱—電”聯(lián)產(chǎn)的商業(yè)應(yīng)用案例。從2008年9 月至2009 年2 月期間， 利用304×104bbl 油田產(chǎn)出水共發(fā)電586MW·h；2009 年9 月至2010年1 月期間，利用170×104bbl 油田產(chǎn)出水共發(fā)電322MW·h[11,12]。此外，美國佛羅里達(dá)州Jay 油田于2009 年也投入運(yùn)行了一座“油—熱—電”聯(lián)產(chǎn)發(fā)電站，該油田含水高達(dá)95%，產(chǎn)出水溫度為85～90℃，初期裝機(jī)容量為280kW，預(yù)計(jì)油田總的裝機(jī)容量可達(dá)5MW [13,14]。

 

  2011 年4 月，華北油田投產(chǎn)了國內(nèi)首座利用油田產(chǎn)出液發(fā)電的中低溫發(fā)電站，采用雙工質(zhì)螺桿膨脹動(dòng)力機(jī)發(fā)電技術(shù)，裝機(jī)容量400kW。發(fā)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(fù)荷條件下，預(yù)計(jì)其年發(fā)電能力為270×104kW·h，每年可增加原油產(chǎn)量12000t，節(jié)約燃料4100t[15]。該地?zé)岚l(fā)電站成為國內(nèi)油田梯級(jí)利用地?zé)豳Y源的成功典范。

 

  上述實(shí)例表明，基于現(xiàn)有的中低溫發(fā)電技術(shù)，利用油田產(chǎn)出水實(shí)現(xiàn)“油—熱—電”聯(lián)產(chǎn)在技術(shù)上是完全可行的，其經(jīng)濟(jì)性主要取決于油田產(chǎn)出水流量和溫度、發(fā)電規(guī)模、環(huán)境溫度等因素[16]。就目前這些中低溫地?zé)?/a>發(fā)電站而言，其規(guī)模和發(fā)電功率均較小，但這種小型地?zé)岚l(fā)電站通常都具備可擴(kuò)展能力，根據(jù)油田生產(chǎn)情況容易進(jìn)行升級(jí)改造。如果將現(xiàn)有整個(gè)油田轉(zhuǎn)換成地?zé)崽?/a>聯(lián)產(chǎn)，并與尚未受到重視的地壓型地?zé)豳Y源項(xiàng)目相結(jié)合，則整個(gè)油田將具備大規(guī)模發(fā)電的能力。

  稠油油藏儲(chǔ)量巨大，在當(dāng)前原油供需緊張和油價(jià)高升的情況下，稠油油藏的高效開發(fā)也成為未來油田開發(fā)的一個(gè)重點(diǎn)。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(shù)有蒸汽驅(qū)、蒸汽吞吐、熱水驅(qū)、電加熱等，這些方法加熱成本高（多以燃燒原油/ 天然氣產(chǎn)生蒸汽/ 熱水、電加熱耗電量大）、熱利用效率低等缺點(diǎn)。利用儲(chǔ)層深部的地?zé)崴M(jìn)行熱水驅(qū)為稠油油藏開發(fā)提供了一種新的途徑。

 

  熱水驅(qū)被證明可降低原油黏度，進(jìn)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(shù)未得到大規(guī)模應(yīng)用。相對于熱水驅(qū)而言，地?zé)崴?qū)利用油田地?zé)豳Y源和現(xiàn)有注水技術(shù)，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(huán)境污染。

 

  一些室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬結(jié)果表明，采用地?zé)崴?qū)優(yōu)于傳統(tǒng)的天然水驅(qū)，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(shù)值模擬研究發(fā)現(xiàn)采用地?zé)崴?qū)比傳統(tǒng)水驅(qū)可提高采收率7.6% 以上。20 世紀(jì)90 年代初，美國對得克薩斯州南部油區(qū)利用地壓型地?zé)豳Y源開采稠油的可行性進(jìn)行了研究，其結(jié)果認(rèn)為：在原油價(jià)格為14 美元/bbl、天然氣價(jià)格為2 美元/103ft3 的情況下，采用地壓型地?zé)豳Y源開采稠油油藏就能實(shí)現(xiàn)項(xiàng)目的收支平衡。在這樣的價(jià)格體系下，當(dāng)時(shí)的投資回收期不到兩年時(shí)間[23]。

 

  地壓型地?zé)醿?chǔ)層由于具有異常高溫高壓以及含有溶解甲烷氣等特點(diǎn)，因此利用其進(jìn)行強(qiáng)化采油具有以下優(yōu)勢：①自身龐大的水體能提供高溫?zé)崴瑹o需外界補(bǔ)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(fèi)用；③通過井下分離技術(shù)產(chǎn)出的甲烷氣可驅(qū)動(dòng)地面設(shè)備發(fā)電或進(jìn)入輸氣管網(wǎng)，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(qū)動(dòng)力，起到氣—水混合驅(qū)的作用。但該技術(shù)的可行性取決于：①是否可找到合適的地壓型地?zé)豳Y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(zhì)、流體含量）和地壓型熱流體之間的化學(xué)和熱動(dòng)力學(xué)等技術(shù)問題；③地壓型熱儲(chǔ)生產(chǎn)過程中的溫度、壓力、礦化度變化是否會(huì)影響到其生產(chǎn)能力。

 

  4 油田地?zé)岚l(fā)電—地?zé)狎?qū)油聯(lián)產(chǎn)可行性

 

  我國油區(qū)中的地?zé)豳Y源潛力巨大，按目前的估算結(jié)果來看，如果開發(fā)2% 的資源量，就相當(dāng)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(qū)的正常地溫梯度為3.4～3.8 ℃/100m[25]。

 

  熱儲(chǔ)主要分布在館陶組、東營組和深部奧陶系—寒武系，其熱儲(chǔ)分布和特征如表1 和表2 所示。據(jù)測算，上述3 個(gè)層系的熱水總儲(chǔ)量為4600×108m3，折合標(biāo)煤125×108t；可采儲(chǔ)量為750×108m3，折合標(biāo)煤27×108t[25,26]。勝利油田絕大多數(shù)油井深度為1000～3000m，油田產(chǎn)出液溫度為60～100℃，有些甚至?xí)摺?/div>