西安市临潼区渭水曲项1-1井储层特征与地热资源评价

马荣图，李学森

西安市临潼区渭水曲项1-1井储层特征与地热资源评价

马荣图，李学森

（桂林理工大学，桂林 541006）

渭水曲项1-1井位于关中盆地西安凹陷东部渭南断阶构造，揭露蓝田灞河组（N2l+b）、高陵群（N1gl）、白鹿塬组（E3b）以及红河组（E2h）四组储层；其中白鹿塬组孔隙度高（31.2%）、热水温度高（91.21℃），为本井最优质储水层，属新生界砂砾岩-砂岩孔隙裂隙层状传导型热储系统。渭水曲项1-1井100年内预计产热量2.35×1016J，相当于标准煤1.35×106t，折合热能7.35MW。热水中，氟化物、砷、铜含量较高，不适宜作为饮用水、农田灌溉水和渔业用水。氟、偏硼酸、偏硅酸含量达到命名矿水浓度。

关中盆地；储层评价；地热井；热量，资源；陕西省

关中盆地是我国典型的隐伏型中低温地热资源分布区，地热资源储量十分丰富，具有很好的开发利用前景；已成为地热开发利用的示范基地。2018年4月，中石化绿源公司在西安市临潼新区完钻的渭水曲项1-1井，井深2830m，出水量3127m3/天，井口热水最高温度85℃，显示较好的开发前景。本项研究依据钻井地质资料，对渭水曲项1-1井的热储地质条件、热储层地质特征及地热资源量进行评价和总结。对认识关中盆地东部地区地热资源分布和热储层地质特征有理论意义；为地热开发方案制定提供重要技术支撑。

1 渭水曲项1-1井基本情况

1.1 构造部位

渭水曲项1-1井位于关中盆地西安凹陷、骊山凸起、渭南断阶三个二级构造单元交汇处，骊山山前断阶斜坡部位（图1）。

图1 渭水曲项1-1井构造位置图

1.2 钻遇地层

渭水曲项1-1井钻遇秦川群（Q2-4）、张家坡组（N2）、蓝田-灞河组（N2）、高陵群（N1）、白鹿塬组（E3）和红河组（E2）。各组地层的岩性特征（表1）。

1.3 地热井井身结构

成井为“二开”成井结构，完钻深度2830m，成井深度2800m。

一开：井深 0.00～450.46m，下入石油无缝钢管作为泵室段套管。泵室段套管外环状间隙内，用水泥进行全井段封固。

二开：井段450.46～2830m，下入国产石油无缝钢管，井段416.70～2799.58m（长2382.88m）。取水段深度1512.57～2799.58m，使用包网缠丝滤水管，长1105m，有效长983.37m，安装在开采层段中主要含水层部位。

2 曲项1-1井储层特征

依据曲项1-1井钻井、录井、测井、岩心、抽水试验等资料，在蓝田-灞河组、高陵群、白鹿塬组及红河组砂泥岩剖面中识别出4组储集井段。第四系秦川群（Q2-4）为厚635.6m粗碎屑沉积为主，具备良好隔热作用，是区域盖层。每组砂岩储层上覆厚度稳定的致密泥岩层，组成4组储层-盖层组合，为地热流体提供的运移和储存良好的储水层（张育平等，2019）。

表1 渭水曲项1-1井地层分层表

1）蓝田灞河组（N2）储层

灰白色细砂、含砾砂岩与棕紫色泥岩略等厚互层，为曲流河点砂坝沉积，埋深1110～1542.5m，厚432.5m；测井资料解释水层44层，砂体总厚度153.1m，储厚比33.4%。底部约12m的灰白色含砾粗砂岩是最重要储水层，是开采与回灌的主力井段。测井电阻率曲线在储集层显锯齿状低阻，自然电位曲线和自然伽马曲线以箱状和指装特征交互出现；储层中部，自然电位曲线呈明显中-高幅度负异常，自然伽马曲线呈低值（图2）。测井解释结果，本段平均孔隙度27.3%，平均渗透率为1303.4md。热储层顶板井温为70.15℃，底板温度85.65℃，整段平均78.13℃（兀少波和邵睿涛，2018）。

2）高陵群（N1）储层

灰白色砂岩与棕紫色泥岩形成等厚-不等厚互层；为冲积平原、曲流河道及河漫沉积环境。埋深1542.5～1952.8m，厚410.3m。测井资料解释水层43层，储层砂体总厚130.7m，储厚比31.85%。高陵群上部砂岩多，泥岩少，下部砂岩少、泥岩多；曲流河道砂层为有利储水层段，是区域内主要储水层。电阻率曲线呈小锯齿形态低阻，自然电位曲线和自然伽马曲线呈现指状特征（图3）。主要储层段位于上部以及下部层段，储层段自然电位曲线呈现负异常，自然伽马曲线呈低值。测井解释结果，本段平均孔隙度21.8%，平均渗透率625.6md，热储层顶板井温89.05℃，底板温度98.05℃，平均91.21℃（李国敏和李峰，2010）。

3）白鹿塬组（E3）储层

以曲流河点砂坝和河漫沉积为主，含5个正旋回，岩性为灰白色细砂岩和含砾砂岩与棕红色泥岩不等厚互层。地层埋深1952.5～2388.2m，厚435.4m，测井解释水层42层，储层砂体总厚135.7m，储厚比31.17%。电阻率曲线显尖峰状高阻，自然电位曲线与自然伽马曲线由上至下由锯齿状向指状、尖峰状变化。上、中、下部有大段连续优质储层；自然电位曲线呈现较高负异常，自然伽马曲线呈低值（图4）。测井解释结果，本段平均孔隙度31.2%，平均渗透率为305.5md。热储层顶板井温89.05℃，底板温度98.05℃，平均91.21℃（杨梦辉，2012）。

4）红河组（E2）储层

图2 蓝田-灞河组（N2l+b）储层测井曲线综合解释图

图3 高陵群（N1gl）储层测井曲线综合解释图

图4 白鹿塬组（E3b）储层测井曲线综合解释图

图5 红河组（E2h）储层测井曲线综合解释图

表2 临潼区本井抽水试验成果表

以曲流河点砂坝和河漫沉积为主，为灰白色细砂岩和含砾砂岩与棕红色泥岩形成不等厚互层。红河组埋深2388.2～2830m，厚441.8m，测井资料解释水层34层，储层砂体总厚112.1m，储厚比25.37%，主要储集层在中下部，以2800m深度明显。电阻率曲线呈小尖峰状局部增加，自然电位曲线和自然伽马曲线自上至下由锯齿状到平直变化（图5）。测井解释，本段平均孔隙度20.8%，平均渗透率732.4md（符卉等，2015）。

蓝田-灞河组、高陵群、白鹿塬组和红河组，随埋藏深度增大，地层孔隙度、渗透率降低，为压实作用结果，后期成岩作用不明显。

3 单井产热量

3.1 曲项1-1井抽水试验

根据地质技术设计要求和规范规定，进行了大落程、中落程、小落程三次降深抽水试验；测试数据及参数（表2）。

3.2 曲项1-1井产热量

依据抽放水实验确定可采水量3127m3/d，出水温度91.65℃，按开采一百年产出总热量（杨建中，2018）：

QW=36500Q采CW（tr-t0） （1）

其中，QW—热水井开采100年采出的热量（J）；Q采—热水井日采出量（m3）；tr—热储温度， 取均值为91.65℃；t0—当地年平均气温，15℃；CW—水的比热容，取4.18KJ/m3·℃。

计算出本井100年产水144×106m3，热资源量2.35×1016J，相当标准煤1.35×106t，折合热能7.53MW。

表3 渭水曲项1-1井水质检验报告

表4 理疗热矿水水质评价表 单位：㎎/L

4 地热资源评价

4.1 地热水物理及水化学特征

1）地热水物理及水化学特征

根据陕西工程勘查研究院水土检测中心提供的水质检验报告，Cl-含量为2393mg/L，Na+含量1998mg/L，水化学类型为CI-Na型水，矿化度6160mg/L，属咸水，溶解性固体5952mg/L，以碳酸钙计总硬度390mg/L，pH值7.78，属中性水（表3）。

2）理疗热矿泉水评价

按照GB/T 11615-2010《理疗热矿水水质评价标准》评价，氟、溴、碘、锶、偏硼酸、偏硅酸等含量具有医疗价值浓度，其中氟（3.16mg/L）、偏硼酸（158mg/L）、偏硅酸(76.8mg/L)达到命名矿水浓度（表4），可命名为氟水、碘水、硼水、硅水。具有理疗价值（刘战军，2011）。

4.2 地热水腐蚀性和结垢评价

地热水Cl-检测结果为67.5％，按照GB/T11615—2010对氯离子含量高（超过25%摩尔当量）的地热流体，可采用拉申指数（LI）判断碳酸钙的结垢趋势和腐蚀性程度（路明，2017）。拉申指数（LI）按下式计算：

LI=(Cl+SO4)/ALK =（67.5+17.9）/340=0.25 （2）

表5 碳酸钙结构趋势和腐蚀性判断表

式中，Cl：氯化物或卤化物浓度（以当量碳酸钙计）；SO4：硫酸盐浓度（以当量碳酸钙计）；ALK：总碱度（以当量碳酸钙计）。

根据水质检验报告结果，换算数值后带入公式得：LI=0.25（表5）。

但Cl-Na型水，矿化度6160 mg/L，对钢铁有较强的电化诱蚀作用。

5 结论

渭水曲项1-1井钻遇地层从上到下发育蓝田灞河组（N2）、高陵群（N1）、白鹿塬组（E3）以及红河组（E2）四组储层，其中白鹿塬组储集性能最优，均为典型的曲流河沉积。

储层的孔隙度、渗透率随着埋藏深度变小，储集性能逐渐变差。储层上覆的泥岩结构致密，起到盖层作用，下部储层属于新生界砂砾岩-砂岩孔隙裂隙层状传导型热储系统。

计算渭水曲项1-1井100年内产热量2.35×1016J，相当标准煤1.35×106t，折合热能7.35MW。产出的热水不适宜饮用，农田灌溉和渔业用水，具有理疗热矿水利用价值。

张育平，黄少鹏，杨甫，王兴，余如洋，李毅，荀迎九，周聪. 2019. 关中盆地西安凹陷深层地热U型对接井地温特征[J]. 中国煤炭地质，31(06)：54-61.

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Geothermal Deposit Features and Geothermal Resource Assessment of Geothermal Well 1-1 at Quxiang in Lintong District , Xi’an

MA Rong-tu LI Xue-sen

(Guilin University of Science and Technology, Guilin, Guangxi 541006)

Geothermal well 1-1 at Quxiang in Lintong District , Xi’an lies in the Weinan fault-step structure in the east of the Xi’an depression of the Guanzhong basin, through 4 geothermal deposits such as Lantianbahe Formation (N2l+b), Gaoling Group (N1gl), Bailuyuan Formation (E3b) and Honghe Formation (E2h). The Bailuyuan Formation (E3b) is characterized by high porosity with hot water of 91.21℃,being best geothermal deposit in the well. The Bailuyuan Formation consisting of the Cenozoic glutenite- sandstone is a layered conductive thermal storage system with pores and fractures. The well is expected to produce 2.35×1016j over 100 years, equivalent to 1.35×106tons of standard coal or 7.35 MW of heat. The geothermal water contains higher fluorides, As, Cu, not suitable for drinking water, farmland irrigation water and fishing water. The content of fluoride, metaboric acid and metasilicate acid reaches the concentration of named ore water.

Guanzhong basin; geothermal deposit assessment; geothermal well; resource; Shaanxi

2020-01-04

马荣图（1993-），男，内蒙古赤峰人，硕士研究生，研究方向：石油与天然气地质

P314

A

1006-0995（2021）01-0062-05

10.3969/j.issn.1006-0995.2021.01.011