干热岩地热资源开发的重要性及实现途径,地质工程论文.docx

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1、干热岩地热资源开发的重要性及实现途径,地质工程论文干热岩资源存在于地壳上部310km深处,含热量宏大,要开发它,必须建立加强型地热系统(EGS)。20世纪70年代以来,各国一直在进行着 干热岩(hot dry rock) 的试验,后称之为 加强型地热系统(EGS) 的试验。当前世界上已建立加强型地热系统的国家有美、英、法、德、日、瑞典和澳大利亚,华而不实除了北莱茵地堑内法国的Soults和德国的Landau的EGS尚在试验中,澳大利亚的Cooper盆地的EGS尚未运转外,其余的皆因技术问题或经济效益不佳而终止试验。至今全世界还没有一个加强型地热系统能投入商业运行。 我们国家极其重视地热能的开发

2、利用。 2020年1月10日国家能源局、财政部、国土资源部和住房城乡建设部印发(关于促进地热能开发利用的指导意见。华而不实提到: 地热能是清洁环保的新型可再生能源,资源储量大、分布广、发展前景广阔,市场潜力宏大。积极开发利用地热能对缓解我们国家能源资源压力、实现非化石能源目的、推进能源生产和消费革命、促进生态文明建设具有重要的现实意义和长远的战略意义 。其主要目的:2021年全国地热供暖面积5亿m2,地热发电装机容量10万kW,地热能年利用量2 000万t标准煤。华而不实还提及: 积极开展深层高温地热发电项目示范,重点在青藏铁路沿线、西藏、云南或四川西部等高温地热资源分布地区,在保卫好生态环境

3、的条件下,以知足当地用电需要为目的,新建若干万千瓦级高温地热发电项目,对西藏羊八井地热电站进行技术升级改造。 同时,密切跟踪国际加强型地热发电技术动态和发展趋势,开展加强型地热发电试验项目的可行性研究工作,初步确定项目场址并开展必要的前期勘探工作,为后期开展加强型地热发电试验项目奠定基础 。 鉴于干热岩地热资源异常丰富,早就引起我们国家地热工作者的注意,但当前均处于无钻探的资源评估阶段,也未进行任何加强型地热系统的试验。近年来,李福在海南岛陵水地区选择160km2作为全国首座深层干热岩示范电站的地址,估计3 000m深处能够到达150。曾梅香等以为天津团泊东南地层深处埋藏着较大基性岩体,估计在

4、34km的温度可达110150,储存的地热资源为1.72 1029J,产热量7.15MJ/km2。徐雪球4报道江苏苏北盆地45km深处,地温为150,局部达170。孙知新等在青海省共和盆地通过钻探发现地温梯度达67/hm,揣测3km深度可达200。冉恒谦等对沉积盆地(东北、华北、苏中)、近代火山区(长白山、腾冲、五大连池)和高热流花岗岩区(闽、粤、赣)等3种不同地质构造区的干热岩地热资源潜力进行评估。然而,怎样建立加强型地热系统还未摆上日程,华而不实包括怎样着手干热岩科学钻探、进行人工压裂试验、注入与回灌试验、热储模拟技术的开发、干热岩地热发电的技术研究和预防诱发地震等问题。 本文将对为什么要

5、开发干热岩地热资源、怎样开采干热岩地热资源、国外EGS试验进展怎样,我们应该怎么办?提出一些粗浅的意见和建议,但愿能起到抛砖引玉之作用。 1、为什么要开发干热岩地热资源? 1.1可再生能源中的地热能2000年世界能源协会在长达500页(能源和持续性的挑战的报告中,对各种可再生能源的容量进行了评估(表1),地热能处于首要之位,表示清楚其潜力非常宏大。而且地热能的利用源远流长,其直接利用在远古时代即已开场,从1904年起就开场探寻求索利用它生产二次能源,文章中报道: 美国在新墨西哥州中北部的芬顿山成立了干热岩研究中心,美国于1973年赞助针对干热岩开发的EGS实验研究,1977年获得了成功,最深钻

6、孔达4.5km,岩体温度为330,热交换系统为3.6km。 1984年建成了世界上第一座高温岩体地热发电站,发电功率由最初3MW提高至10MW,地热流值达250mW/m2。 这种报道完全不符合事实,不知信息从何而来?报道有何目的?但是,误导的效果是极坏的。 芬顿山建立过 干热岩地热发电试验电站 是肯定的,但是,仅仅仅是短暂的试验,如今早已不存在了。 2018年巴厘会议的文献具体介绍了美国地热发电的情况,在芬顿山所在的新墨西哥州,2018年在Laser有一个240kW的双循环试验电站,另外在该州西南角的Lightming Dock正在建造一座10MW的电站,地热发电专家Bertani8 根本没有

7、提 芬顿山还有一座10MW的高温干热岩发电站在成功地运行 。 (5)在EGS的研究、开发中,严防科技诈骗也是必要的。例如,某些企业主没有经过具体的地质勘察工作,就向当地提出地热梯级综合利用项目的规划与建议,申请在某地建设一个EGS基地,准备搞地热发电和水产养殖等项目。而且,竟然还得到地方的批准立项。其实企业主心中最在意的还是通过立项能够收购上千亩土地罢了。 5 、我们的建议。 (1)根据我们国家干热岩地热资源的分布和储量,最有利的开发地区是西藏南部和云南腾冲,其次为东南沿海。首先必须认真进行选点,开展试验。我们以为第一个干热岩试验钻,最佳选择应该在羊八井北区(即硫黄矿区)。 1993年11月在

8、硫黄矿采坑内钻成ZK4002孔,终孔深2 006.8m,钻及1 850m时井下温度即高达262。 11月7日测得孔底完井后泥浆的最高温度为262.3。静水位为80m。 1994年3月,下筛管后用气举法引喷成功,喷高超过18m,孔口温度超过200。 1994年5月8日,测得成井后恢复的最高温度为329.8,井口最高工作温度204,孔口最大工作压力16kg/cm2,最大端压6kg/cm2,计算得出汽水总量298t/h,干度47%。然而15min后,汽水总量即衰减到153t/h,54h后,端压降为0。 1995年9月17日,在ZK4002孔附近的ZK4001开钻,1996年10月15日完井,终孔深度

9、1 459.09m,井下温度平均247,最高251。自喷、放喷半月,井口无任何结垢。遗憾的是当时没有进行注水、回灌,也没有在生产井内进行水压致裂。如能在生产井深部扩大裂隙系的分布,同时另外再钻注水井,不断保持深部裂隙内的水量,则该区当时就有可能建成加强型地热系统。 如今,假如我们利用已有的ZK4002孔,并在附近再钻一口2 000多m的井,作为对井,两口井井底距离保持在500m左右,一口井作生产井,另一口作注水井(回灌井,其深度应比生产井大一些,两者的排列方向应以近南北向为宜)。在生产井内不断地通过水压致裂,制造人工热储,进行EGS试验。 假如人工热储的体积V为1km3,热储温度T为330,地

10、表年平均温度T0为5,热储岩石和水的比热 为2.7J/(cm3 ),能够利用体积法计算该人工热储的热能Wr: Wr=V (T T0)=1015cm3 2.7J/(cm3 ) (330-5)=0.877 5EJ第二步是计算井口热能Qwh,即能够从钻孔中提取的那一部分热能,由热储热能Wr乘以采收率Rg即可,一般取0.25。因而,该EGS的井口热能Qwh=Wr Rg=0.219EJ。 第三步是计算有用功Wa,要让地热流体发电,首先要将热能转化成动能,然后将动能再转化为电能,根据热力学第一定律,即能量守恒定律,有用功可用下式求得: Wa=(H-H0)-T0(S-S0)式中: H和H0分别代表排放流体在

11、井口和尾水排放时的焓值;(H-H0)项表示总热能;S和S0分别代表排放流体在井口和尾水排放时的熵值;T0(S-S0)项表示在可逆经过中没有能转化成功的热能。 但是在实际操作中并不要如此复杂,只要知道热储的温度,就能够查到有用功Wa与热储热能Wr的比值(Wa/Wr),该比值随着热储温度的升高而加大。当热储温度为330时,该比值为0.085,因而,有用功Wa为0.074 6EJ。 第四步是计算发电潜力,计算公式如下: E=WaB式中B是动能转化成电能的工作效率。对于不同温度的工作流体和不同类型的循环系统,工作效率变化很大。对于单次闪蒸系统一般B值取0.10.3,双循环系统取0.30.4,二次闪蒸取

12、0.4,全流系统取0.5,蒸汽系统取0.6等。在这里我们将B值取为0.5,则羊八井EGS到发电潜力能够到达: E=0.074 6EJ 0.5=0.037 3EJ/946 080 000s=39.4MW30a(式中的946 080 000s=30a 365d/a 24h/d 3 600s/h)假如人工热储温度为250,采收率为0.25,Wa/Wr=0.068,B值取0.4,用同样方式方法求得羊八井EGS的发电潜力约为19MW30a。 假如是前者,一个对井组成的EGS发电装机容量是如今羊八井地热电站(24MWe)的1.6倍;假如是后一情况,也是它的80%。从计算结果来看,我们会惊叹用EGS技术开发

13、3km下面的HDR地热资源是多么诱人,3km下面的干热岩地热资源要比3km以上的水热型地热资源丰富得多,关键是如何才能使建立的EGS长时间地运转,并不断地知足Rybach提出的6个条件。值得重视的是,通过热能转换后的热水,绝不能就地排放,而必须回灌到地下深处,必要时还需增加注水,这是保持热储水量、延长地热系统运行寿命和避免环境污染的重要措施,这也是加强型地热系统与普通地热系统的主要区别。 (2)在我们国家滇藏地区,应采用高精度的遥感影像,通过对于呈负地形的环形构造(直径为数千米)进行解译,来找寻可能存在的新生代的、地壳上部的隐伏中酸性岩体,其埋深宜在10km之内,为找寻和选择新的干热岩地热资源

14、分布区打下基础。 (3)在我们国家东部地区含油气沉积盆地内的局部基底隆起地带,受断裂带所控制的地下水深循环的影响,普遍出现对流型的 地热异常 。经常在12km的深处,就可获得大于100的中温地热流体,华而不实部分钻井还含有适量的烃类。如今不少油气田对于此类地热流体通常采用封井的办法,以避免油水界面的下降。其实,在提取有机烃之后的热流体就很合适就地建立中低温加强型地热系统,采用双介质的发电系统。一边抽取地热流体,另一边又不断把热能转化为电能之后的流体回灌到深部储层,这样对整个油气田的开发是不会产生不良影响的,也不会造成环境的污染。当然这样做的成本较高。主管部门应该制定政策,鼓励并给予财政补贴,支

15、持各油气田在不断挖掘油气资源潜力、大力开发页岩气的同时,开发地热能,努力进行加强型地热系统的试验,在获得经历体验之后,再逐步推广。 (4)在我们国家东部很多中低温水热系统的开发中,应制定政策、法规,保证地下热水在使用之后,经消毒、处理后回灌到地下深处,以避免地下热水位的迅速下降与环境的污染。 (5)在东部经济发达、能源紧缺的地区,选择重点,可试验性地进行中低温加强型地热系统的开发。 在进行压裂试验经过中,不要以为裂隙系统能够全方位地构成。根据我们国家石油勘探中注水试验的经历体验教训,有时在基岩内注水后,经常不知水的去向。在这里,笔者建议地热系统设计者应该十分注意:与当代区域最大主压应力方向几乎

16、一致的裂隙,都明显地呈现为张性,其浸透率能够比其他方向大几倍到十倍左右。因此,沿着当代最大主压应力方向来布置注水井与生产井的位置是比拟妥当的。这就是讲:注水井与生产井的位置,在我们国家东北地区应该沿着NE-SW方向,华北地区为ENE-WSW向,山东-河南-陕西南部为近东西向,华南为NW-SE向;而在我们国家西部地区则基本上都是近南北向。如不注意这一点,则经常会出现压裂、注水后,注水的损失率极大,甚至流体不知去向,使流体无法在地下增温后循环使用,无法构成加强型地热系统。由于在我们国家,当代构造应力作用较强,各地的最大主压应力方向差异很大,并且其差应力普遍到达2030MPa。建议在布置钻井时,千万不要忽略这一点。