地热流体资源一般埋藏较深, 相应的补、径、排条件较单一。从均衡的角度出发, 地热系统总流入量和总流出量之差等于贮水量的变化量^[11]。模拟的热流体均衡变化与实际情况应基本相符。依据均衡原理, 结合热流体补给、径流、排泄条件, 建立天津地热资源热流体可采资源量均衡方程如下:

Q可采=Q补+Q允许消耗-Q排Q补=Q回灌+Q越入+Q泥岩释水+Q径入Q允许消耗=S* ×F×S最大允许降-S现水位ΔtQ排=Q径出+Q越出。 (1)

式中: Q_补为地热流体总补给量, m³; Q_排为地热流体总排泄量, m³; S^* 为弹性释水系数; F为均衡区面积, km²; Δ t为均衡时间段长, a; Δ H为与Δ t对应的水位变幅, m; Q_径入为侧向径流补给量, m³; S最大允许降为孔隙型热储, 200 m, 裂隙型热储, 250 m; S_现水位为热储目前静水位, m; Q_径出为侧向径流排泄量, m³; Q_越入为热储层通过导水断裂获得的越流补给量, m³; Q_越出为热储层越流流出量, m³; Q_泥岩释水为热储层中泥岩层压缩变形释放水量, m³; Q_回灌为人工回灌总量, m³; Q_允许消耗为允许损失热流体水头压力以换取的流体资源量, m³。

天津地热大部分属于沉积盆地型地热资源, 由于热储层相对埋深较深, 地热流体补径排较缓慢^[12]。在地热资源开发利用中应综合考虑经济效益和环境承载力等因素, 对地热资源条件限定一定的损耗以换取地热资源开发的最优方案^[13]。

(1)损失热储层水头压力以换取可采资源量。由于天津地热资源赋存条件及各热储层地热资源开发规模的限制, 地热资源开发损耗的地热流体无法在短期内得到相应的补给, 造成热储层水头压力损失。综合考虑目前天津各热储层实际热流体水头压力值及现阶段开采设备的实际情况, 对各热储层热流体水头压力作如下限定:

①对孔隙型地热储层, 地热开采期末热流体水头压力最大允许埋深≤ 200 m;

②对裂隙型地热储层, 地热开采期末热流体水头压力最大允许埋深≤ 250 m。

(2)地热回灌对热储层温度场的影响限定。由公式(1)可知, 均衡方程式中所有项的量值均具有局限性, 唯有Q_允许消耗和Q_回灌可人为增大量值。Q_允许消耗可通过增大降深值获得更大的可开采资源量; Q_回灌也可通过增大回灌量增大热储层水头压力, 从而获得更大的热流体可采资源量; Q_回灌理论上可远大于其他项值, 但随Q_回灌的增大, 由于灌入流体温度一般较小, 将影响回灌井周围热储层温度的变化。因此, 在回灌热储层必须给出限定条件, 即回灌时热储层温度场不能发生太大变化。

(3)其他条件限定。地热回灌是否引起热储层流体化学场的明显变化, 特别是异源回灌的热流体化学场变化^[14]。

为提高计算精度及获取计算参数, 每个计算值按计算区大小剖分为1 km²的若干单元, 先计算每个单元值, 然后按区域范围累加, 则公式(1)中Q_允许消耗分解为:

Q允许消耗=∑iQi允许消耗=∑iSi* ×Fi×Si最大允许降-S现水位Δt。(2)

式中: i为计算区域第i个剖分单元; 其他参数意义同公式(1)。

根据前述各均衡项所求数值, 按年求出每项均衡项的平均值并带入均衡式, 求得各热储层地热资源30 a热流体可采资源量(表1)。

表1

Tab.1

表1(Tab.1)

表1 天津市热储法-水均衡法计算的热流体可采资源量统计 Tab.1 Calculation r of exploitable resource quantities using thermal reservoir method combined with water balance method in Tianjin 热储类型 热储层 补给量/m3 排泄量/m3 30 a可采资源量 Q泥岩释水 Q径入+Q越入 Q允许消耗 Q越出+Q径出 热流体/(108m3) 换算热量/(1016J) 孔 明化镇组 0.302 2.137 9.860 < 0.000 1 12.299 13.40 隙 馆陶组 0.139 1.205 4.197 < 0.000 1 5.541 9.42 型 东营组 0.027 0.327 0.806 < 0.000 1 1.160 2.17 裂 奥陶系 0.015 0.469 1.121 < 0.000 1 1.605 3.91 隙 寒武系 0.004 0.184 0.344 < 0.000 1 0.532 1.38 型 雾迷山组 0.056 1.237 4.582 < 0.000 1 5.875 16.70 总计 0.543 5.559 20.910 27.012 47.00

表1 天津市热储法-水均衡法计算的热流体可采资源量统计 Tab.1 Calculation r of exploitable resource quantities using thermal reservoir method combined with water balance method in Tianjin

根据天津各热储层热流体可采资源量计算结果, 绘制各热储层可采热流体资源量占比图(图3)及不同类型热储层可采热流体资源量占比图(图4)。

图3

Fig.3

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	图3 各热储层热流体可采资源量占比Fig.3 Exploitable resource quantities ratio of thermal fluid in each thermal reservoir

图4

Fig.4

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	图4 不同类型热储层可采资源质量占比Fig.4 Exploitable resource quantities ratio of thermal fluid in different kinds of thermal reservoir

从图3和图4可以看出, 天津可采热流体资源主要集中在热储层明化镇组、馆陶组和雾迷山组, 分别占可采资源总量的46%、20%和22%, 其他热储层可采热流体总量共占可采资源总量的12%。从热储类型看, 热流体可采资源主要分布在孔隙型热储(70%), 其次分布在裂隙型热储(30%)。

将热流体可采热量换算结果分别绘制成各热储层热流体可采热量占比图(图5)和不同类型热储层热流体可采热量占比图(图6)。

图5

Fig.5

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	图5 各热储层热流体可采热量占比Fig.5 Exploitable heat ratio of thermal fluid in each thermal reservoir fluid

图6

Fig.6

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	图6 不同类型热储量热流体可采热量占比Fig.6 Exploitable heat ratio of thermal fluid in different kinds of thermal reservoir

从图5和图6可以看出, 天津热流体可采热量集中在热储层明化镇、馆陶组和雾迷山组。对比图3和图4, 发现雾迷山组热流体出水温度较高(一般在85 ℃以上), 虽然热流体可采资源质量占比为22%, 但可采热量占比为36%; 明化镇组热流体可采资源质量占比较大, 但由于出水温度较低, 可采热量占比仅为27%; 馆陶组热流体出水平均温度约为60 ℃, 质量占比与热量占比均为20%; 其他热储层热流体可采热量占比为17%。从热储类型(图6)看, 孔隙型热储层热流体可采热量占比为53%, 裂隙型热储层热流体可采热量占比为47%。

在热储层雾迷山组维持现有开采井布局的基础上, 按照优化管理模型平均布井, 在管理分区增加虚拟开采、回灌对井。回灌流体温度以25 ℃计, 运行时间为30 a, 每年离散为取暖期和非取暖期。依据《天津市地热资源规划(2016— 2020)》^[16]设计3个开采方案。

方案一: 至2020年, 天津市地热资源开采量达3 100× 10⁴m³/a, 回灌量达1 980× 10⁴m³/a, 该开采量、回灌量延续至2045年。

方案二: 至2020年, 天津市地热资源开采量达3 100× 10⁴m³/a, 回灌量达1 980× 10⁴m³/a; 至2025年, 开采量达3 420× 10⁴m³/a, 回灌量达2 400× 10⁴m³/a, 延续至2045年。

方案三: 至2020年, 天津市地热资源开采量达3 100× 10⁴m³/a, 回灌量达1 980× 10⁴m³/a; 至2025年, 开采量达3 420× 10⁴m³/a, 回灌量达2 400× 10⁴m³/a; 至2045年, 开采量达3 990× 10⁴m³/a, 回灌量达3 590× 10⁴m³/a。

将不同方案的开采量、回灌量输入TOUGH2进行计算, 分别预测3个方案30 a地热流体压力的变化情况(图7, 图8, 图9)以及模型预测末期, 3个方案30 a后温度场的具体变化(图10, 图11, 图12)。

图7

Fig.7

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	图7 方案一30 a预测压力图Fig.7 30 years’ pressure prediction of case 1

图8

Fig.8

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	图8 方案二30 a预测压力图Fig.8 30 years’ pressure prediction of case 2

图9

Fig.9

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	图9 方案三30 a预测压力图Fig.9 30 years’ pressure prediction of case 3

图10

Fig.10

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	图10 方案一30 a预测温度图Fig.10 30 years’ temperature prediction of case 1

图11

Fig.11

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	图11 方案二30 a预测温度图Fig.11 30 years’ temperature prediction of case 2

图12

Fig.12

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	图12 方案三30 a预测温度图Fig.12 30 years’ temperature prediction of case 3

由图7, 图8和图9可知, 3个开采方案的地热流体压力动态变化趋势一致, 热流体压力略有下降, 但降幅较小。3个方案流体压力最小值分别为36.621 MPa、36.591 MPa和36.840 MPa, 最大年均降幅分别为0.038 MPa、0.042 MPa和0.023 MPa。方案一和方案二开采回灌差值相同, 期末最小压力和压力下降幅度也基本一致; 方案三开采量最大, 但开采回灌差值最小, 模拟期末流体压力场最大, 流体压力降最小。以上结果说明, 地热资源开发利用可采热流体资源量与回灌量具有直接联系。从图10、图11和图12可以看出, 由于3个开采方案设计回灌量均较大, 动态预测期末3个开采方案温度均有变化, 下降幅度为方案一< 方案二< 方案三, 但下降不明显。按照方案一、方案二计算, 30 a平均温度下降1.02 ℃, 方案三按照开采量90%回灌计算, 30 a平均温度下降3.18 ℃。