摘要：含水层改建地下储气库是我国未来储气库建设的主要发展方向,但目前在国内还没有先例。为此,以渤海湾盆地冀中坳陷D5区块含水层为例,从含水层构造特征、盖层和断层密封性、储层物性、流体性质、注采气能力、储气库参数设计、排液规模、地热水发电、余热水回注、经济性分析等方面探讨了建库与地热利用相结合的可行性。结果表明:①该区块盖层厚度大、分布稳定,泥岩压实程度高且岩性致密,储层和盖层之间的断层不连通,盖层密封性好;②该区块圈闭面积大、形态好、埋藏适中,储层发育好,符合建库条件,但注气驱水难度较大,适合排水注气:③排水注气过程中所排出的地热水温度高、水量大,适合利用中低温地热发电技术来发电,发电后的余热水回注地层并作为采气时的注水水源,可以实现循环利用;④利用该区块建库过程中所排出的地热水来发电,可以节约大量投资和运行成本,具有较好的经济效益和社会效益。结论认为:该区块具备含水层改建地下储气库和地热利用相结合的可行性,但需要进一步探测性地注气以验证圈闭的密封性,同时还要考虑注气排水的周期性对地热发电的影响。

摘要：砂岩孔隙热储100%回灌难度大,亦为世界性难题。冀中某地上第三系馆陶组砂岩热储出水量大,水温高。为实现经济可持续开发,确定热储层水力连通性、单井采灌速度、井网井距、回扬及回灌制度等地热开发参数,设计了4口井的单井抽水试验及89d的大型井组间采灌试验。试验结果为进一步的开发方案运行提供了方法及数据支撑,对同类型热储开发借鉴意义大。经计算研究区馆陶组热储层渗透系数为0.33~0.5m/d,导水系数为19.95~40.30m^(2)/d,贮水系数为(7.41~9.85)×10^(-5);根据抽水试验水位降深关系确定地下水力连通性最好的方向为东北至西南;单井采灌速度建议控制在50~60m^(3)/h;热储层在1800m左右存在高渗层,热水井距布设至少应在400m以上;回扬制度推荐选择大排量+中排量+小排量,回灌制度推荐选择小排量+中排量+大排量。

摘要：地热资源是一种与石油天然气共存于沉积盆地且可再生的高清洁能源,在其开发利用过程中,需要关注地下温度场的变化,岩石的导热系数和比热是影响地下温度场变化的重要因素。华北油区潜山油藏岩石成分以石英和白云石为主,二者的含量在95%以上,其含量及变化是影响岩石热物理性质的主要因素,其中石英含量对岩石导热系数影响较大。根据测定结果,岩石导热系数变化区间为2.0 W/（m·℃^-1）-3.9 W/（m·℃^-1）,比热变化区间为0.8J/（g·℃^-1）-1.0J/（g·℃^-1）。另外,针对潜山油藏岩石的特点,重点开展了温度、压力、孔隙度等对岩石热物性的实验研究;在此基础上,结合并联电阻等热理论模型,提出了适用于华北油区潜山油藏的热物性计算模型,为地热开发利用方案设计提供理论依据。

摘要：地下热水开采过程中,井筒周围持续散热导致地热水温度降低形成了井筒温度损失。目前关于井筒温度损失的研究很少,在地热利用方案的编写过程中难以确定设计排量下的井口热水温度,致使后续井网部署及单井配产困难,配产量与实际用热需求易产生供需矛盾。该文首次建立了地热井井筒温度损失模型。借助大型有限元软件COMSOLMultiphysics,以华北油田某潜山区块实际生产数据为例,进行热采井筒温度损失影响因素分析,并分别对实际生产中雾迷山组热水井和高于庄组热水井井筒温度损失进行了预测,为下一步地热开采方案的编制提供借鉴和理论指导。