深层地热能开发及其对地热水流场的影响
——以兰考县深层地热能开发为例

宋前进，王 刚，许一川，程 磊

(1.中国地质大学(北京) 工程技术学院，北京 100083；2.河南省地质矿产勘查开发局第二地质环境调查院，河南 郑州 450053；3.河南财经政法大学 工程管理与房地产学院，河南 郑州 450046)

地热资源是指贮存在地球内部的可再生热能，一般集中分布在构造板块边缘一带，起源于地球的熔融岩浆和放射性物质的衰变。根据地热资源所处深度，可将其划分为浅层地温能、深层地热能和干热岩等类型[1]。深层地热能需有特定的储藏条件，即热源、导热断裂、控热断裂、有效热储层和盖层等要素，地热水流场也与这些要素有关，其中热储层特征对地热水流场的影响不容忽视[2-5]。文慧俭等[6]认为有效热储层是具有一定埋深和厚度、可使地层水采出地面时仍有40～60℃的具有商用价值的含水岩层；李雪英等[7]对松辽盆地热储层渗流模型开展研究，基于质量和能量守恒原理、达西渗流规律，建立热储层流场的渗流数学模型；张萌等[8]研究浙江省地热资源的赋存特征，详细分析热储层特征；李海泉等[9]从区域地质构造角度研究临汾盆地曲沃地热田热储特征，明确地热田的热储边界；马月花等[10]以青海共和盆地地热资源勘探开发为例，从地层岩性、地质构造角度分析热储层特征对地热水流场的重要作用。

深层地热能是通过开发其载体得以利用，开采时会改变地热水的补径排条件，进而改变热储层地热水的流场状态。长期不合理开采会造成地热水水位持续下降，形成一定规模的降落漏斗，进而引发区域性地面沉降等环境地质问题。笔者以兰考县深层地热能开发为例，分析了区域地质条件和深层地热的储藏情况，并分区论述地热资源量及开发利用前景，运用数值模拟方法预测深层地热能开发对地热水流场造成的影响，以期为兰考县和周边地区地热资源开发及环境保护提供参考。

1 区域地质与地热开采状况

1.1 地质与构造

兰考县位于河南省东部，地热清洁能源开发利用在全省范围内起到了示范性作用。该县地处黄淮平原腹地，属流水堆积地貌，新生代以来，区内沉积巨厚新生代地层，包括古近系、新近系和第四系。古近系分为沙河街组和东营组，顶板埋深约2 000 m，底板埋深4 000～6 500 m，岩性有泥岩、砂岩、含砾砂岩及角砾状灰岩；新近系分为馆陶组和明化镇组；馆陶组(N1)为泥岩、砂质泥岩、块状砂岩，平均厚度650 m；明化镇组(N2)为砂质泥岩与粉细砂岩互层，底部为含砾砂岩或砂砾岩，平均厚度1 100 m；第四纪地层底板埋深300～360 m，岩性为粉细砂、粉质黏土及黏土。

根据地质构造区划，兰考县属华北地台区，位于秦岭东西向构造体系东端和新华夏构造体系的复合部位。该区被新乡-商丘大断裂(F3)分为南北两部分，北部在东濮凹陷内，南部在开封凹陷内，基底被NE、NW和EW向3组断裂切割为不同的次级断块构造，如图1所示。构造活动总体特征为断陷，不同断块的升降运动差异性明显。

1.2 地热开采历史、现状及存在问题

自20世纪80年代，兰考县开始零星开发地热，在2000年前后形成规模。2013年前主要是利用第四系(Q)和新近系明化镇组(N2)的地热能，地热井深度1 000～1 300 m，水温40℃左右。2013年，河南省中石化新星石油有限公司在兰考油田六社区内施工1口探采结合试验井，成井深度1 980 m，单井出水量120 m3/h，出孔水温72℃，开采对象为新近系馆陶组热储层水。随后，兰考油田六社区相继又施工3口井深2 000 m的地热井。截至2019年12月底，区内井深1 942～2 270 m的地热井超过24口，深度小于1 300 m的地热井逐步被停用。新近系馆陶组(N1)热储成为区内地热能的主要开发对象。

热储层地热水的天然流场受区域地质构造、地层条件控制[11-13]。随着地热开发，人工开采成为热储层热水的主要排泄方式，对流场的影响也越来越大。前期开采第四系和新近系明化镇组地热能时，热水用完后基本排入河流等地表水体，造成很大资源浪费。地热开发到一定规模后，热储层热水的排泄量远大于补给量，造成地下水水位持续下降。根据兰考县三义寨乡三义寨村地热井的水位观测资料，新近系明化镇组热储层水位下降情况如图2所示，下降速度惊人。水位持续下降会形成不同规模的降落漏斗，导致原有的流场遭到破坏。同时，热储层水位降低改变了热储层及上覆地层的应力状况，进而引发地面沉降等环境问题。

图1 区域地质构造Fig.1 Regional geological structure

图2 新近系明化镇组热储层水位下降曲线Fig.2 Decline of heat storage head at Neogene Minghua Town Formation

近几年，随着新近系馆陶组地热能的开发利用，第四系和新近系明化镇组地热的开采井逐渐被停用。2018年后，区内地热开发利用方式也发生变化，开始采用封闭循环利用热能，将取热后回水同层回灌热储层。根据应用情况，一对一抽采回灌时回灌率普遍较低，一般在40%～50%。

2 区域地热资源特征

2.1 区域热储层

兰考县深层地热能属沉积盆地热储类型[14]，热源供给为大地热流传导，即地球深部的热能传输至地表。区内新生界地层厚度大，具备形成热储层的条件，浅部第四系发育有多层黏土和砂质黏土层，具有保温隔热作用，有利于地热的富集与储存。区内主要有第四系(Q)、新近系明化镇组(N2)、新近系馆陶组(N1)及古近系等热储层。第四系(Q)热储层深度300～350 m，水温略高于25℃；明化镇组(N2)热储层深度350～1 300 m，水温30～55℃；馆陶组(N1)热储层深度1 500～2 200 m，水温80～90℃。目前，本区古近系及其以下的地热资源尚未开发。

2.2 构造影响

区内发育有聊城-兰考断裂(F1)、郑州-兰考断裂(F2)、新乡-商丘断裂(F3)等多条区域性断裂，切穿地壳，活动强烈[15]。这些断裂形成良好的地下热水运移通道和储存空间，使深部热能可通过F3、F7等断裂传至新近系馆陶组(N1)、明化镇组(N2)及第四系的热储层中，如图3所示。传导至N1、N2及Q的热能被上覆第四系黏土层、砂质黏土层等阻隔得以大量储存，形成可开采的深层地热资源。热储层的地热资源量由地层结构和沉积特征决定，与导热断裂发育情况密切相关。根据地热调查，区内浅层地下水温度分布的特点为基底断裂构造越发育，温度越高、地热异常越明显。

2.3 热储层的差异及影响因素

图3 兰考县热储层结构Fig.3 Thermal reservoir structure of Lankao County

兰考县深层地热水的补给源主要为开封凹陷西部山区大气降水，地下水排泄方式以侧向径流和人工开采为主。研究区深层地热能在地表无地热显示，自恒温带以下温度随深度的增加而升高。根据兰考职业技术学院地热井施工时的测井资料，地层温度随深度的增加曲线如图4所示。研究区目前所开采的深层地热能有第四系(Q)热储层、明化镇组(N2)热储层和馆陶组(N1)热储层。第四系热储层深度300～350 m，新近系明化镇组热储埋深1 000～ 1 300 m，新近系馆陶组热储埋深1 900～2 400 m，3个热储层的地下水在地质、地温、水文地质、水化学特征等方面明显不同，为3个相互独立的热储层。由于各热储层之间存在较厚的隔水层，各层之间的垂向水力联系不明显，不同热储层的水位高度差异较大。例如兰考县三义寨乡三义寨村矿泉水井，成井深度650 m，开采层埋深463.6～644.35 m，水位埋深为70.12 m；兰考县天泉洗浴广场的地热井，成井深度1 161.4 m，开采层埋深1 087.4～1 153.3 m，水位埋深27 m；兰考县油田六社区1号地热井，成井深度1 980 m，开采层埋深1 511.4～1 972.3 m，水位埋深为60.69 m。

图4 兰考县地层温度随深度变化曲线Fig.4 Temperature-increasing curve of strata with depth in Lankao County

研究区内各热储层埋藏条件不同，热储量和资源量差别较大，不同构造部位热储层的水文地质参数也有所不同，见表1。处在不同的构造部位，受到断裂构造的影响，导致这些地带热储层裂隙较发育，形成地热水良好的运移通道和储存空间，热储层的富水性与断裂构造的关系极为密切。油田六社区地热井在一抽一回状态下，其回灌量可达114.8 m3/h，回灌系统稳定压力水头高19.65 m，回灌效果比较好，推测其原因也与断裂附近的裂隙发育密度密切相关。

另外，热储层同层之间地下水的流动性提高了岩体导热效果，使地热梯度值变小，地温场的垂向变化一定程度上也受地层岩性和地下水活动情况的影响。

2.4 地热分区及地热资源量

针对目前研究区所开发的3个深层热储层，采用GDP-32Ⅱ多功能电法仪对全区280 km2进行可控源音频大地电磁测深[16]，查明区内的导热断裂分布、热储层发育、隔水边界等条件，并通过地质勘探方法进行印证。区内不同部位热储层的厚度、埋深及地热资源量有所差异。为便于计算资源量，根据热储层特征结合构造将全区分为4个地热分区(Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ区)，如图5所示。

Ⅰ区面积107.78 km2，热储层埋深1 300～1 940 m，累计厚度201～361 m；

Ⅱ区面积57.49 km2，热储层埋深986～1 880 m，累计厚度50～388 m，区内新生界厚度由东南向西北逐渐减小；

表1 不同构造部位热储层水文地质参数Table 1 Index of thermal reservoir in different tectonic sites

图5 兰考县地热分区Fig.5 Geothermal zoning in Lankao County

Ⅲ区面积54.80 km2，热储层埋深1 078～1 896 m，累计厚度127～375 m，区内新生界厚度由西南向东北逐渐减小；

Ⅳ区面积59.93 km2，热储层埋深1 300～1 940 m，累计厚度202～357 m。

利用“热储法”对各区的地热资源储量进行计算，全区热储层存热量为2.16×1019J。其中第四系总存热(Q)为2.21×1018J，水中储存热量(QW)为 1.06×1018J；明化镇组(N2)热储层存热量(Qz)为2.92×1018J，水中储存热量(QW) 1.33×1018J；馆陶组(N1)热储层存热量(Qz)为1.65×1019J，水中存热量(QW)为1.04×1019J，Ⅰ—Ⅳ区各层地热资源情况见表2，包括岩体储热量QR。根据计算，回灌条件下馆陶组地热流体可采量为90 067 134.31 m3/a，明化镇组地热流体的可开采量约为16 468 660.80 m3/a，馆陶组地热可开采量是明化镇组可采量的5.47倍。

表2 Ⅰ—Ⅳ区地热资源情况Table 2 Ⅰ-Ⅳ region geothermal resources

2.5 针对性策略

随着兰考县城市的快速发展，仅馆陶组热储层的资源量已无法满足经济社会对地热的需求，区内古近系东营组及更深的地热资源也应开发利用。综合利用第四系、明化镇组、馆陶组及古近系东营组等多个热储层的资源，且合理规划地热开采井的平面布局[17]，是本区地热科学、合理的开发方式。

回灌率低是国内地热开发中的主要技术难题之一，压力回灌是解决此问题的主要思路。为研究回灌情况，在兰考油田六社区地热井分别进行了小灌量加压回灌试验和大灌量加压回灌试验。小灌量回灌试验曲线如图6所示，回灌量78.5 m3/h时回灌系统稳定压力水头为17.58 m；大灌量回灌试验曲线如图7所示，回灌量113.8 m3/h时回灌系统稳定压力水头为19.65 m；回灌量加大44.97%，而回灌压力水头仅升高11.77%，即回灌系统加压后，回灌率可得到有效提高。

图6 小灌量回灌试验曲线Fig.6 Experimental curve of small irrigation volume

图7 大灌量回灌试验曲线Fig.7 Experimental curve of big irrigation volume

3 热储层流场的数值模拟

3.1 数学模型建立

为有效控制深层地热资源开发对区域地质环境造成的不良影响[18]，需预测地热开采造成的热储层热水流场的变化情况。根据研究区热储层水文地质特征及相关参数，建立数学模型模拟地热资源开采一段时间后地热水流场的变化情况。由于近期本区无开发古近系热储的规划[14]，本次数值模拟不涉及古近系地下水流场。考虑到区内原生地下水流场稳定，同一含水层组地下水间存在较强的水力联系，故将区内热储层地热水流系统概化为均质三维稳定地下水流系统，在不考虑流体密度变化的情况下，采用数学模型为：

式中：H是地下水位，m；Kx、Ky、Kz依次为x、y、z方向的渗透系数，m/d；K为边界法线方向的渗透系数；Ss为含水层储水率，1/m；Γ为模拟区域第一类边界；H0是含水层初始水位，m；q为含水层第二类边界单位面积过水断面补给流量，m2/d；ε为源汇项强度(包括开采强度等)，d-1；Ω为渗流区域；n为渗流区边界的单位外法线方向。

本次使用GMS(Groundwater Modeling System)10.4.5_64数值模拟软件，水流模拟采用软件中的MODFLOW2005模块进行三维流模拟。GMS地下水模拟系统是一个综合性的、用于地下水模拟的图形界面软件。

1) 模型剖分

建模范围为兰考县地热开采区，总面积210 km2，垂向深度为2 000 m。模型水平方向剖分网格为22 514个，网格水平间距在150 m左右，开采井及回灌井位置进行网格局部加密以控制井损。综合考虑地热特征及地质条件，本次研究的3大热储层在垂向上剖分为5层：第1层为第四系含水层，底板埋深600 m，等效厚度200 m，忽略浅层水的影响；第2层为隔水层，底板埋深900 m，层厚300 m；第3层为明化镇组热储层，底板埋深1 300 m，层厚400 m；第4层为隔水层，底板埋深1 800 m，层厚500 m；第5层为馆陶组热储层，底板埋深2 000 m，层厚200 m。

2) 边界条件

边界条件是研究边界处水位或流量应满足的条件，反映模拟区内水流与周围环境的相互制约关系。一般分为已知边界水位变化规律的第一类边界，已知边界处流量变化规律的第二类边界，已知边界上水位与流量线性组合规律的第三类边界。本次根据区内所有地热井的实测水位数据，采用插值外推计算出边界处的水位值。在可持续开采状态下，应保持边界处水位稳定，即区内深层地热开发不能对周边区域热储层流场造成明显影响，故将边界定义为第一类边界。

3) 初始水位

模型校正采用供暖末时刻同点位水位对比和供暖过程中动态监测点水位对比相结合的方法。

4) 水文地质参数

考虑到第四系(Q)地下水经过多年开发利用，其水位值下降剧烈，弹性释水量已远小于重力释水量，故本次模拟中忽略其弹性释水量。

3.2 初始赋值与模型修正

根据地热井抽水试验结果及监测井长期实测数据对模型进行初始赋值。数值模型设定2018年底的地热水流场为初始流场，第四系(Q)地下水初始流场如图8a所示，区域内棕红色越深表示水位埋深越大；明化镇组热储层(N2)初始流场如图8b所示，区域内蓝色越深表示水位埋深越小；馆陶组(N1)热储层初始流场如图8c所示，区域内蓝变绿越深表示水位埋深逐渐增大。

考虑到Q层和N2层开采井已经被逐步关停，开采呈现出显著减少的收敛趋势，本次模拟Q层和N2层开采井只维持目前开采状态(图8a、图8b)，重点关注层位为N1层，共布设长观点5个，剔除异常数据后得到3个点位的有效动态监测数据(图8c)，3个点位分别为1、2、3号观测点。为保证模拟符合实际，采用流场随机识别法，即把各观测孔的水位投放到相同时刻的模拟流场中的对应位置上，检验模拟效果并修正渗透系数等参数。通过模型拟合修正得到模型的运行参数值，详见表3。水位拟合曲线如图9—图10所示。其中，图9为空间上的拟合情况，图10为时间上的拟合情况。实测值为各监测井实际测得的水位值，修正值为通过参数调整后的模拟水位值。修正后模拟数值与实测值接近，变化趋势保持一致，基本认定模型校正结果可以接受。

3.3 数值模拟结果

根据区内第四系(Q)、明化镇组(N2)、馆陶组(N1)3个热储层特征及地热开采对地热水初始流场的影响模式，综合考虑时间离散等因素校正后的数值模型，每5天为一个步距，推演出不同时期热储层地热水流场情况及其发展趋势：采用限制条件下小规模开发利用方式模拟第四系(Q)及明化镇组(N2)热储层在开采5 a(2023年)后的地热水流场(图11a—图11b)；采用取热后加压同层回灌、封闭循环利用方式模拟馆陶组(N1)在地热开采5 a后的热储层热水流场情况如图11c所示。

图8 不同热储层地下水初始流场Fig.8 Initial groundwater flow fields in different thermal reservoir

图9 统测点水位拟合情况Fig.9 Water level fitting at survey points

图10 1—3号动态监测点水位拟合情况Fig.10 Water level fitting at monitoring point No.1-No.3

表3 水文地质参数Table 3 Hydrogeological parameters

3.4 数值模拟结果分析

通过对比兰考县深层地热能开采至2023年后热储层流场的数值模拟结果与初始流场情况，可以看出：Q热储层流场由2处大面积降落漏斗状态演变为自西向东的面状径流，虽然Ⅲ区、Ⅳ区的水位显著下降，但降落漏斗逐步消失；而N2地热水流场漏斗面积小于0.05 km2，且未形成二级漏斗，流场漏斗效应明显减小[19]；N1热储层流场漏斗效应明显。

分析研究可知：Q热储层流场变化是由于其接受侧向径流补给，随着该层位开采井的逐步关停，恢复到自西向东的原始流场模式；N2热储层随着开采井分批关停，漏斗效应逐步减弱；N1热储层是区内地热主要的开采层，随着地热资源持续开采，漏斗效应明显，受开采井分布、热储层渗透系数、弹性释水系数等影响，降落漏斗分布不规则。

4 结论

a.新近系馆陶组(N1)地热资源量明显大于新近系明化镇组(N2)资源量，回灌条件下前者地热流体可采量为90 067 134.31 m3/a，后者地热流体可开采量为16 468 660.80万m3/a。

b.新近系明化镇组(N2)热储和新近系馆陶组(N1)热储的地质、地温、水文地质、水化学特征明显不同，为2个相互独立的热储层。明化镇组(N2)热储层的渗透系数与弹性释水系数分别为1.00 m/d、0.001 73，馆陶组(N1)的渗透系数与弹性释水系数分别为1.25 m/d、0.047 20。

c.通过数值模拟，Q热储层流场随着该层位开采井的逐步关停，恢复到自西向东的原始流场模式；N2热储层随着开采井分批关停，漏斗效应逐步持续减弱；N1热储层随着地热资源持续开采，漏斗效应明显，受开采井分布、热储层渗透系数、弹性释水系数等影响，降落漏斗分布不规则。

d.采用加压回灌方式可以大幅度提供回灌率，封闭循环利用地热资源、取热后同层回灌的方式能有效降低热储层流场的漏斗效应。具备条件时可同时开采古近系东营组的热储，综合利用多层热储，合理规划各层的开采量及平面布局，以有效控制漏斗效应。

图11 2023年不同热储层地下水流场Fig.11 Groundwater flow field in different thermal reservoirs in 2023