DB12_T 664-2022 地热井资源评价技术规程.docx

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1、ICS27.101CCSF1512天津市地方标准DB12/T6642022代替DB12/T664-2016地热井资源评价技术规程Thetechnicalspecificationofgeothermalwellresourcesevaluation2022-07-20发布2022-08-20实施天津市市场监督管理委员会发布DB12/T6642022目次前言.II1范围.12规范性引用文件.13术语和定义.14总则.25地热井产能测试.26热储水文地质参数计算方法.57地热井资源计算与可靠性评价.88地热资源开发利用评价.119地热资源流体质量评价.1110资料整理及报告编写.11附录A（规范性

2、）产能测试原始记录表.13附录B（规范性）非稳定流降压试验求参方法.17附录C（规范性）地热井资源评价报告编写提纲.20参考文献.22IDB12/T6642022地热井资源评价技术规程1范围本文件规定了地热井产能测试、水文地质参数计算、可开采量和可回灌量的计算与评价、开发利用评价、报告编写及资料收集的技术要求。本文件适用于天津地区地热井储量评价、储量核实工作，新建地热井布局应参考执行。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T11

3、6152010地热资源地质勘查规范GB50027供水水文地质勘察规范DA/T412008原始地质资料立卷归档规则DZ/T03312020地热资源评价方法及估算规程NB/T100972018地热能术语NB/T100992018地热回灌技术要求3术语和定义GB/T116152010和NB/T100972018界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3.1试验降压trialpumpingtest正式降压试验之前，为检查抽水设备及其安装情况，掌握地热井最大出水量而进行的试验。3.2温度效应temperatureeffect地热井在抽水期间，尤其是在抽水的初期，井口流体温度随着时间的延续不断升高，而由于水

4、的密度与温度的变化成反比，此时尽管地热井内水位上升或保持不变，但热储压力却下降。3.3静水位埋深depthofstaticwaterlevel在非开采（或回灌）条件下，某一时刻井筒内具备某一液面温度的静止液面到自然地面的垂直距离。3.4热水头埋深depthofgeothermalwaterhead热储静压力按储层温度换算的地热井承压水头称为热水头，是井筒内流体上下形成统一热力场、隔水顶板之上的热液柱高度。以自然地面为基点到热水头液面之间的距离则为热水头埋深。3.5动水位埋深depthofdynamicwaterlevel在开采（或回灌）条件下，某一时刻井筒内对应某一液面温度和流量的井筒内液面到

5、自然地面的垂直距离。1DB12/T66420223.6降深drawdown地热井在井试条件下所产生的热流体水位变化或压力下降值。降压试验的稳定水位降深为稳定动水位埋深与热水头埋深之差。3.7单位产量specificcapacity指地热井在井试时，每米压力降的热流体产量。相当于单位涌水量。3.8地热尾水geothermaltailwater地热流体经换热后，温度降低但水质未受污染的地热原水。3.9开采权益保护半径protectionradiusofexploitationrights经地热资源综合评价，圈定的维持地热井在整个正常开采期内，产量与流体温度不会下降的热储范围。3.10热影响厚度he

6、ataffectedthickness开采热储中地热流体时，可提供热能补给的热储层厚度及各取水层之间的岩石厚度之和。3.11可开采量exploitablequantity依据区域热储水位年降幅、合理降深、相邻已有地热井的开采权益保护半径多种因素确定的地热井可开采能力。4总则4.1地热井资源评价是为地热资源可持续开发利用和政府审批地热矿山开采规模提供较为可靠的数据支撑。4.2应测量试验井的井口坐标（采用2000国家大地坐标系）和标高、测点至自然地面的距离。4.3天津平原地区，地热井静水位埋深、动水位埋深、热水头埋深统一以自然地面为零点进行计算。4.4计算开采井热储参数时所用的热水头埋深、动水位埋

7、深均按热储平均温度下的流体密度进行换算，即计算所得参数为热储温度下的渗透系数、导水系数和导压系数。4.5评价热储导水性能时，统一用渗透率表征，或明确指出某一温度下的渗透系数（如热储温度）。4.6地热井允许开采年限以50年计算。5地热井产能测试5.1准备工作5.1.1产能测试前宜进行洗井，疏通热储层，以达到最佳出水能力和回灌效果。5.1.2产能测试前宜进行试验降压，确定地热井最大动水位埋深、最大降深和最大出水量，为选择抽水潜水泵型号提供依据。同时可利用试验降压后的水位恢复来初步确定热水头埋深。5.1.3资料收集应符合以下要求：a)区域地质、水文地质条件、地热地质条件、矿业权设置、周边地热井及开发

8、利用现状、动态监测等资料；2释水系数等）。5.3.2降压试验数据应能确定井流量方程sw=aQ+bQ或Qf(sw)，计算热储的热水头和地热井的产能，DB12/T6642022b)地热井钻探施工阶段取得的各项资料，包括但不限于地层划分、井身结构、岩土样分析报告、定向井施工报告、完井报告等。5.2一般要求5.2.1地热井产能测试包括降压试验和回灌试验，通过测试取得热储层压力、产能、温度、单位产量、井流方程和采灌量比及热储层的渗透性等参数。5.2.2产能测试所采用的设施均应是耐高温防腐蚀材质。5.2.3试验操作人员应明确各类试验目的、方法，制定详细方案，提示试验过程中可能出现的风险及困难，并提出应对预

9、案。5.2.4从井口测量水位时，条件具备的宜采用压力式水位计观测水位埋深，并应同步观测对应的液面温度。5.2.5试验前必须准确测量试验井的静水位埋深及对应的液面温度，观测时间不少于24h，观测频率为1次/h，精度达到1cm，以掌握水位天然动态变化规律为宜。5.2.6宜留存现场观测、地热流体取样等照片，并在报告中简单叙述设备和观测仪器型号、精度、量程、测管类型等信息。如进行观测仪器和试验设备维护，应在报告中详细介绍维护过程。5.2.7降压试验分类应符合以下要求：a)依据抽水时动水位稳定情况分为稳定流和非稳定流；b)稳定流降压试验通过不同的稳定流量及所对应的井中热储压力降低值即水位稳定降深，计算热

10、储水文地质参数（渗透系数K、导水系数T和降压影响半径R等）。并通过热储压力变化值与其对应的涌水量关系，推算地热井井流方程，绘制Q-f(sw)曲线；c)非稳定流降压试验通过热储压力随时间变化过程计算热储水文地质参数（导水系数T和弹性*5.2.8地热流体水化学分析应符合以下要求：a)地热流体分析样宜在产能测试结束之前采集。对于需要酸化处理的地热井应在酸化前采集流体样；b)一般流体质量化验为水质全分析，针对特殊利用行业的地热流体，还应有针对性的采集特殊组份样品送检，分析项目和取样按照GB/T116152010中7.7.2和附录B的要求进行。5.3降压试验5.3.1降压试验数据应能确定热储层流体运动方

11、程swf(t)和储层渗流类型，计算热储水文地质参数，进行开采动态预测。2确定地热井的可采资源量。5.3.3根据地热井试验降压情况，选择扬程、涌水量、温度、功率等技术指标相适宜的潜水泵，下泵深度要综合考虑热储层类型、动水位埋深、降深等。5.3.4试验前应检查排水管道是否畅通，检查水位、水量、水温等测试仪器仪表及用品、工具，确保降压试验能连续进行。5.3.5在同一降压试验中应采用同一方法和工具进行数据观测和采集。5.3.6依据勘查工作需要，分为单井和多井降压试验。5.3.7单井降压试验应按以下方法：a)应进行3次定流量降压试验，反映Qsw曲线形态。先进行大落程抽水，大落程停泵之后立即进行水位恢复观

12、测，观测时间不少于6h，之后再进行中、小落程降压试验；3DB12/T6642022b)降压试验各落程应采用流量控制，其大小分别为Q1=Qmax，Q2、Q3分别为最大流量的2/3和1/3左右；c)大落程降压试验延续时间不少于48h，稳定延续时间不少于24h；中、小落程试验稳定延续时间分别不少于12h、8h；水位持续上升或下降的，应适当延长试验时间；d)各组试验是否达到稳定以流量变化不大于3%，观测水位埋深波动幅度孔隙型不大于10cm/60min，裂隙型不大于20cm/60min，考虑区域水位、潮汐的影响，没有持续下降或上升趋势为标准。5.3.8多井降压试验应按以下方法：a)主要在对井中第二眼井成

13、井时的降压试验中采用。当地热地质条件复杂、对井及附近地热井尤其是同层地热井较多且相距较近时，具备观测条件的都宜进行多井降压试验；b)宜进行12个落程的稳定流或非稳定流降压试验，最大一次降压的延续时间不少于120h。如果同期观测井出现水位持续下降或水位波动较大情况，应适当延长试验时间；c)试验资料除满足单井试验的各项要求外，还应能确定降压影响半径R、井间干扰系数等参数。5.4回灌试验5.4.1系统工艺5.4.1.1水质处理系统应依据试验井热储层类型，选择精度适宜的过滤设备作除砂、除污水质处理：a）热储层为孔隙型热储时，需同时安装粗过滤和精细过滤两级过滤器，粗过滤精度为不大于50m，精过滤精度为不

14、大于5m；b）热储层为基岩岩溶裂隙型热储时，过滤器精度不大于50m。5.4.1.2系统管路采、灌系统管路应保持密闭状态。仪表、仪器正常运行。正式回灌试验前应利用地热流体对管道及过滤设备内部污垢杂物进行冲洗，要求水清砂净。5.4.1.3回灌方式宜采用回灌管内进水方式进行回灌，包括自然回灌和加压回灌，回灌管应下至回灌井静水面以下1015m深度，保证回灌在真空密闭条件下进行。5.4.2试验操作5.4.2.1至少进行三组试验。宜采用定流量方法，回灌量从小到大依次进行。第一组小灌量以其产能测试时最大抽水流量的14为宜，后续每组逐级增加，最大一组灌量应达到或接近产能测试时的最大涌水量。5.4.2.2第一组

15、试验回灌井的动水位需稳定8h以上，第二、三组动水位需稳定16h、48h以上。各组试验是否达到稳定以流量变化不大于3%，观测水位埋深波动幅度孔隙型不大于10cm/60min，裂隙型不大于20cm/60min，考虑区域水位、潮汐的影响，没有持续下降或上升趋势为标准。5.4.2.3停灌后应进行水位恢复观测。5.4.2.4测试资料应满足确定流体运动方程的要求。利用多组回灌试验数据建立井流方程，计算热储注水渗透系数K注、导水系数T注和回灌影响半径R注等热储水文地质参数，评价合理回灌量。5.5数据采集与资料整理4采用水表计量时，开采量与回灌量读数应精确到0.1m。DB12/T66420225.5.1基本要

16、求观测数据精确到水位1cm、水温0.1。开采流量采用堰板计量时，过水堰高测量应读数精确到1mm；35.5.2降压试验数据观测要求5.5.2.1降压试验过程中，抽水井的瞬时流量、水位埋深、出水温度和观测井的水位埋深、液面温度均应同步观测。5.5.2.2稳定流观测时间为开泵后第1、5、10、15、20、25、30、40、60、80、100、120、150、180min，稳定后每60min观测一次。5.5.2.3非稳定流观测时间为开泵后第1、2、3、4、6、8、10、15、20、25、30、40、50、60、80、100、120min，之后每隔30min观测一次。5.5.2.4大降压试验停泵后立即观

17、测恢复水位，按非稳定流间隔时间观测，持续时间不少于6h，要求水位和液面温度同步监测。5.5.3回灌试验数据观测要求5.5.3.1每一组试验观测时间为回灌开始后第1、5、10、15、20、25、30、40、50、60、80、100、120、150、180min，之后每60min观测一次。5.5.3.2回灌试验过程中，要求动水位埋深、回灌温度、回灌量同步观测。5.5.4产能测试资料整理5.5.4.1产能试验现场应绘制必要的草图（如Qsw、Qt、St、swlgt、swt曲线），以了解水位水量的变化趋势，判断是否存在降压反曲线，若存在问题应重新做试验。5.5.4.2试验现场应做好原始数据记录工作，表格

18、见附录A。试验前后应准确记录时间、流量表累计读数等。5.5.4.3现场应审查校对水位、流量、温度、观测时间等数据，发现记录错误的应及时进行修正，问题数据不可涂抹，应划掉后在旁边记录正确数值，备注原因并由核对人在修正处签字。5.5.4.4试验记录表在试验阶段改变、表格换页时应完整填写年份、月份、日期、时、分。5.5.4.5原始记录必须保持字体清晰、干净整洁，留档备查。6热储水文地质参数计算方法6.1水位校正6.1.1基本要求将产能测试获得的、不同温度的观测水位统一换算到某一温度下的校正水位埋深，消除温度效应。一般按热储平均温度进行校正。6.1.2校正方法降压试验所取得的观测水位换算到热储平均温度

19、下的水位校正可采用（1）式进行。回灌试验时，回灌井内不同温度下的观测水位埋深，均采用（1）式统一校正到25温度下的水位埋深，即高为25温度所对应的流体密度。5Ht=H中-DB12/T6642022r平H中-(ht-h0).(1)r高q=.(2)式中：Ht校正后自然地面起算的水位埋深（m）；H中热储有效厚度段中点垂深（m）；平井筒内水柱平均密度（即热储温度与液面温度的平均值所对应的流体密度）（kg/m3）；ht观测水位埋深（m）；h0观测基点距自然地面的高度（m）；高热储温度所对应流体密度（kg/m3）。6.1.3热水头埋深确定方法热水头埋深通常采用以下两种方法计算：a）Q-h曲线法：根据3个落

20、程校正后的稳定动水位埋深（h）和对应的涌水量（Q），绘制Q-h关系曲线图，其与纵轴截距即热水头埋深。b）静水位校正法：将抽水前测得的静水位埋深按照公式（1）校正到热储平均温度下的水位埋深，即热水头埋深。6.2单位产量计算方法QSW式中：q单位产量（m3/hm）；Q抽水流量（m3/h）；sW抽水产生的稳定水位降深（稳定动水位埋深与热水头埋深之差）（m）。6.3稳定流降压试验求参方法6.3.1基本要求采用承压完整井公式计算热储水文地质参数。6.3.2热储有效厚度6.3.2.1确定热储有效厚度应结合地热井地质录井和地球物理测井资料，统计具有有效空隙和渗透性的地层、岩体和构造带的总厚度。6.3.2.2

21、岩溶裂隙型热储有效厚度为以测井结果划分的、类裂隙厚度之和。采取酸洗压裂措施后其厚度为、类裂隙厚度之和。6.3.2.3孔隙型热储有效厚度为滤水管（射孔段）位置对应的测井解译的含水层厚度之和。6.3.3单井降压试验求参方法6.3.3.1采用裘布依Dupuit公式（3）及奚哈特W.Sihardt影响半径经验公式（4），叠代求取热储渗透系数K和降压影响半径R。6DB12/T6642022K=0.366QswMlgRrw.(3)R=10swK.(4)式中：K热储平均温度下的渗透系数（m/d）；Q抽水流量（m3/d）；M热储层有效厚度（m）；R降压影响半径（m）；sw抽水井稳定水位降深（m）；rw抽水井热

22、储段井半径（m）；其余符号意义同前。6.3.3.2热储导水系数T采用（5）式求得T=KM(5)式中：T导水系数（m2/d）；其余符号意义同前。6.3.3.3热储渗透率k采用（6）式求得。k=hgK(6)k热储渗透率（m/s）；式中：2k热储渗透系数（m/s）；热储平均温度下热流体的运动粘滞系数（m2/s）；g重力加速度（9.8m/s2）；其余符号意义同前。6.3.3.4依据同一热储层渗透率k值相同的原理，采用（7）式计算不同流体温度下的渗透系数KT。KT=khTg（7）式中：KTT时热储的渗透系数（m/s）；TT时热流体的运动粘滞系数（m2/s）；其余符号意义同前。6.3.4多井降压试验求参方

23、法6.3.4.1当带有一个观测井时，如果观测井受抽水主井影响水位有变化时，采用（8）式，（9）式计算降压影响半径和热储渗透系数。slgr-s1lgrwlgR=wsw-s1.(8)7DB12/T6642022K=0.366QM(sw-s1)lgrrw.(9)式中：sw抽水井稳定水位降深（m）；s1观测井稳定水位降深（m）；r观测井与抽水井井底水平距离（m）；其余符号意义同前。6.3.4.2当带有两个观测井时，采用（10）式，（11）式计算水文地质参数。slgr2-s2lgr1lgR=1s1-s2.(10)lg2.(11)K=0.366QM(s1-s2)rr1式中：s1近观测井稳定水位降深（m）；

24、s2远观测井稳定水位降深（m）；r1近观测井与抽水井井底水平距离（m）；r2远观测井与抽水井井底水平距离（m）；其余符号意义同前。6.4非稳定流降压试验求参方法计算方法见附录B。6.5回灌试验热储注水参数方法回灌条件下热储注水渗透系数、回灌影响半径和注水导水系数按公式（3）、（4）和（5）进行计算。6.6复杂条件下热储水文地质参数计算如果降压试验受到不同水文地质边界影响时，则应根据实际情况选取符合水文地质条件的方法进行计算，具体方法参见水文地质手册第二版。或按边界水力性质设置虚拟井按势叠加原理进行计算。6.7热储水文地质参数选取选取大降深产能测试资料所求得的相关参数，作为该地热井热储的水文地质

25、参数。7地热井资源计算与可靠性评价7.1可开采量计算根据3个落程降压试验数据，绘制Q-sw曲线，确定地热井井流方程公式（12），采用公式计算或内插法估算地热井可开采量Q，使用的水位最大降深值见表1。8水位年降幅（m/a）最大降深取值（m）250230sw=aQ+bQ2DB12/T6642022.(12)式中：a热储层流损失系数；b井筒紊流损失系数；其余符号意义同前。表1水位降深约束条件一览表Q注=.（13）注：最大降深取值不应大于降压试验最大降深值。7.2可回灌量计算7.2.1利用回灌试验资料，采用（3），（4）式计算回灌流体温度为25时的注水渗透系数K注、回灌影响半径R注。采用（13）、（1

26、4）式来估算回灌流体温度为25时回灌井的可灌量。K注s注MR注0.366lgrwR注=10s注K注.（14）式中：Q注回灌流体温度为25时回灌井稳定可灌量（m3/d）；K注回灌流体温度为25时的热储注水渗透系数（m/d）；s注回灌井内流体水位上升到允许的最大值（统一取距离井口10m，水位以25校正）（m）；R注回灌影响半径（m）；其余符号意义同前。7.2.2保证50年开采期内不产生热突破，采用（15）、（16）式计算回灌井的允许灌量。注式中：D与距离最近的同层开采井的井底距离（m）；t冷峰面到达开采井的允许时间（d，按50年计）；wcw25时流体密度与比热之乘积（MJ/m3）；rcr25时岩石

27、骨架密度与比热之乘积（MJ/m3）；aca25时流体、岩石骨架的密度与比热乘积的均值（MJ/m3）；回灌井热储层的孔隙度或裂隙率；其余符号意义同前。7.2.3可回灌量综合确定9DB12/T6642022根据以上2种不同计算方法估算可回灌量，结合回灌试验时地热井的实际回灌情况，取最小值确定地热回灌井的可回灌量。7.3地热资源可靠性评价7.3.1地热井资源可靠性评价是在综合考虑各种影响因素的情况下，地热井所能允许的稳定的可采资源量。这些因素包括但不限于：Q-sw曲线、区域水位年降幅、热（量）均衡条件下的开采合理降深、开采权益保护半径，在确定地热井可采量时，不应以单一指标来简单评价。7.3.2开采井

28、的可开采量不应大于回灌井的可回灌量。7.3.3依据初步确定的地热可开采量估算其热影响范围。对盆地型热储类型，按开采年限50年，采用式（17）估算地热井开采50年的热影响半径R热。热估w，r，a水的密度，岩石的密度，岩石骨架与水的平均密度（kg/m）；()式中：R热地热井开采50年排出热量对热储的热影响半径（m）；N地热井50年开采期内的开采总日数（d）；Q估初步确定的地热井可开采量（m3/d）；f水的体积比热、岩石骨架与水的平均体积比热的比值；H地热井开采50年排出热量对热储的热影响厚度（最上一个取水层顶板至最下一个取水层底板之间的厚度，m）；w热储热能回收率（孔隙型取0.25，裂隙型取0.1

29、5）；3cw，cr，ca水的比热，岩石的比热，岩石骨架与水的平均比热（kJ/kg）；M热储层有效厚度（m）；开采井热储岩石的孔隙度或裂隙率。7.3.4若开采井因钻遇溶洞、破碎带等导致揭露热储层厚度较小，但出水量与周边同层地热井相比无明显差异，可扩大均质同性的概化范围，参考同一构造单元内地热地质条件及成井工艺相近的地热井确定该开采井的热影响厚度，并依据式（17）评价其可靠性。7.3.5将初步估算的可开采量Q带入公式（3）、（4），计算该开采量下的降压影响半径R，并与R热对比，以大者作为地热井的开采权益保护半径。平面上以开采井揭露的热储中部为圆心、以开采权益保护半径确定的开采权益保护范围应不侵犯周

30、边同层地热井的开采权益保护范围，如不侵犯则估算的开采量即为开采井的可开采量；如有侵犯应以实际井底水平距离与已有开采井的权益保护半径之差作为该开采井的权益保护半径，用式（17）及式（3）、（4）反求开采井的可开采量，取小值。7.3.6相对密集的两个及以上同层开采井，可按群井开采整体确定可开采量及权益保护范围，以各开采井排出热量对热储的热影响厚度均值、可开采量之和作为参数代入式（17）评价群井开采的可靠性。平面上以群井揭露的热储中部的中心位置为圆心、整体开采权益保护半径确定的权益保护范围不侵犯周边同层开采井的权益；如有侵犯应参考7.3.5方法反求群井可开采量。7.3.7新布设地热开采井时，其与同层

31、开采井井底水平距离应大于与其距离最近的已有开采井权益保护半径的2倍。新布设回灌井时应按7.2.2计算与同层开采井井底的合理距离，防止发生热突破。10DB12/T66420227.4开采动态预测以可开采量、可回灌量作为开采方案，当区域地热井相对密集、钻井资料相对完整、动态监测资料相对齐全且连续时，宜采用数值法或统计分析法进行水位动态预测；当区域地热井相对稀疏、钻井资料相对不够完整、动态监测资料为短期监测或偶测值时，宜采用解析法、比拟法进行水位动态预测。8地热资源开发利用评价8.1经济效益评价8.1.1地热资源经济价值的评价采用类比常规能源（燃煤）的方法进行折算。依据地热流体可开采量所采出的热量，

32、采用（20）式计算地热井的产能（热能或电能）。.（20）式中：Wt热功率（kW）；4.1868热功当量换算系数；QW地热流体可开采量（L/s）；Tw地热流体温度（）；Tq当地年平均气温（）。8.1.2地热流体全年开采累计可利用的热能量，采用（21）式进行估算。式中：Wt地热井开采一年可利用的热能量（MJ）；d全年开采日数（d）；Wt由（20）式计算得出的热功率值（kW）；86.4单位换算系数。8.2环境效益评价8.2.1地热资源开发利用所获热量与之相当的节能效果，减排量、节省污染治理费用等，按GB/T11615-2010中附录F所列方法和要求进行估算和评价。8.2.2按GB/T11615-20

33、10中10.2的要求，对地热资源开发利用的环境影响进行综合分析和评价。9地热资源流体质量评价地热流体的水质、不同用途、有用矿物组分、腐蚀性、结垢趋势等评价，按GB/T11615-2010中第9章所列方法和要求进行。理疗、洗浴等特殊行业按GB/T11615-2010中附录E进行评价。10资料整理及报告编写10.1新建成地热井应对地热资源勘查工作取得的各项资料,包括：地质调查、地球物理与地球化学勘查、地热钻井、地球物理测井、试井、井史、地热流体化学分析、岩土测试、降压及回灌试验观测原始记录表、完井报告等资料，进行分类整理、编目、造册、存档备查。11DB12/T664202210.2应整理地热钻井取

34、得的实物地质资料（岩心、岩屑等），有重要地质意义的地热钻井实物资料（岩心、岩屑）应予以长期保存。10.3地热井资源评价报告主要依据勘探成果评价其可开采量、可回灌量及开采保护区范围,为资源的开发管理提供依据。报告内容应充分反映地热钻探地质编录、物理测井和井试成果，明确提出地热井合理回灌量、可开采量、开采权益保护半径，以及矿权开采期限内可采地热流体热能，具体如下：a）前言：简述地热勘查/储量核实项目概况；地热井所处的地理位置；探矿权、采矿权登记概况；以往开展地热地质工作概况及地热地质研究程度；勘查目的和任务；勘查工作量及质量评述等。b）地热地质特征：简述地热井所处的地质构造部位；构造特征；地层概况

35、；地温场及热储层特征；勘查项目附近地热开发利用现状。c）钻井工程：详述地热井钻探工程实施情况与问题；成井地质剖面；物探测井及井身结构；钻遇地层情况及特征；地温梯度及热储发育特点。d）地热井资源评价：产能测试资料分析；数据整理及热储水文地质参数计算；地热井可灌性分析及合理回灌量确定；计算地热井开采量及降压影响半径。最终评价确定地热井开采权益保护半径、可开采量，并计算整个开采期内可开采的地热流体热能。e）开采保护区评价：结合地热井降压影响半径、已有同层开采井距离及保护范围，评价并圈定地热开采权益保护范围。f）水质评价：针对实际用途进行评价。g）利用效益评价：对地热流体利用所产生的经济、环境、社会效益进行客观评价。h）结论及开发利用建议：侧重热储层特征、地热井可开采量、可回灌量、水质及用途、开采权益保护范围及其合理井距、环境影响评价等方面的结论和意见。10.4地热井资源评价报告编写提纲见附录C。12观测时间观测数据记录人月日时分间隔时间（min）累计时间（min）水位埋深（m）液面温度（）气温（）DB12/T6642022AA附录A（规范性）产能测试原始记录表A.1静水位观测原始记录表井号：井位：第页测点距自然地面距离：m共页审核人：时间：13观测时