李麗

(陜西工程勘察研究院，西安 710068)

1 前言

NS-A深層地?zé)豳Y源勘探地?zé)峋挥趯幭幕刈遄灾螀^(qū)石嘴山市，井口坐標(biāo)：東經(jīng)106°23′0.70″，北緯38°59′29.50″，地面高程1090 m。該地?zé)崴?016年8月5日10：08開鉆，于2016年9月7日19：05鉆至井深3203.79 m，歷時31天8時57分，成井深度3203.50 m，最大井斜在3170.00～3195.00 m井段處，井斜為2.04°。經(jīng)抽水試驗，初始靜止水位-98.51 m，降深147.20 m時，出水量14.30 L/s(51.48 m3/h)，水溫65℃。2016年9月25日由寧夏回族自治區(qū)相關(guān)專家及甲、乙雙方現(xiàn)場驗收認為：該井的成井工藝先進、速度快、質(zhì)量高、資料齊全，達到了設(shè)計要求，一致同意驗收通過。

2 巖性與電性特征

2.1 第四系(Q1-4)

2.1.1 埋藏深度

埋藏深度0～1152.90 m，厚度1152.90 m。

2.1.2 巖性

為第四系松散層沉積物，無膠結(jié)，結(jié)構(gòu)疏松，可鉆性好。地表0～18 m為人工煤灰層，18 m以下主要巖性為粉砂巖、細砂與粉砂質(zhì)黏土不等厚互層。粉砂質(zhì)黏土為灰褐色，局部為灰黃色，硬塑，干硬度高。細砂層為灰白色，成分以石英為主，長石次之，含有白色云母片。該地層據(jù)測井解釋成果反映，414.60～1152.90 m有28層砂層，砂層總厚度為140.30 m，砂厚比為19.00%，單層厚度最大為20.9 m，最薄為0.9 m。

2.1.3 電性

2.2 新近系上新統(tǒng)干河溝組(N2g)

2.2.1 埋藏深度

埋藏深度1152.90～1597.50 m，厚度444.6 m。

2.2.2 巖性

灰白色、淺黃色中、細砂礫巖，細砂巖，粉砂巖與泥砂巖夾灰褐色粉砂質(zhì)泥巖不等厚互層。泥巖為灰褐色、淺灰色，性軟，吸水性與可塑性強，粉砂質(zhì)泥巖為灰褐色，呈粉末狀，松散，砂巖為灰色、灰白色，主要礦物成分為石英，長石次之，石英含量為35%～40%，長石15%～20%，顆粒支撐，孔隙性膠結(jié)，碎屑顆粒為次圓～次棱角狀，分選性差。該地層據(jù)測井解釋成果反映，共有47層砂巖，砂巖總厚度為101.60 m，砂厚比為22.84%，單層厚度最大為9.6 m，最薄為0.8 m。泥巖為灰褐色、淺灰色，性軟，吸水性與可塑性強。砂質(zhì)泥巖為灰褐色，呈粉末狀，松散。砂巖為灰色、灰白色，主要礦物成分為石英，長石次之，石英含量為35%～40%，長石15%～20%，顆粒支撐，孔隙式膠結(jié)，碎屑顆粒為次圓～次棱角狀，分選性差。

2.2.3 電性

2.3 新近系中新統(tǒng)紅柳溝組(N1h)

2.3.1 埋藏深度

埋藏深度1597.50～2463.90 m，厚度866.4 m。

2.3.2 巖性

上部巖性為淺灰色、灰白色、灰黃色砂礫巖，含礫中～粗砂巖、中～細砂巖夾桔黃色、暗紫紅色泥巖及淺灰色、淺棕色、褐黃色粉砂質(zhì)泥巖、泥巖互層。下部為淺灰黃色、淺灰色、灰白色、褐灰色砂礫巖、含礫中～細粒砂巖與棕紅色、紫紅、磚紅、暗紫紅色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖互層，單層厚度不等。泥巖以暗紫紅色為主，堅硬易碎。砂巖為細粒長石、石英，砂巖發(fā)育有水平層理，含黑色線狀物質(zhì)，顆粒支撐，孔隙式膠結(jié)，碎屑顆粒為次圓～次棱角狀。該地層據(jù)測井解釋成果反映，共有77層砂巖，砂巖總厚度118.3 m，砂厚比13.65%，單層厚度最大5.6 m，最薄為0.6 m。

2.3.3 電性

2.4 古近系漸新統(tǒng)清水營組 (E3q)

2.4.1 埋藏深度

埋藏深度2463.90～2902.90 m，厚度439.0 m。

2.4.2 巖性

灰白色細砂巖，棕紅色、棕黃色泥巖不等厚互層，砂巖鈣質(zhì)膠結(jié)，泥巖呈塊狀。細砂巖主要為灰白色，較致密，主要礦物成分為石英、長石；結(jié)構(gòu)密實，孔隙接觸式膠結(jié)，富水性較強。該地層據(jù)測井解釋成果反映，共有28層砂巖，砂巖總厚度為34.3 m，砂厚比為7.81%，單層厚度最大為4.1 m，最薄為0.6 m。泥巖為棕紅色、棕褐色、棕黃色泥巖，呈塊狀，堅硬斷面含有藍色物質(zhì)，吸水，可塑性強。細砂巖主要為灰白色，較致密，成分為石英、長石；結(jié)構(gòu)密實，孔隙接觸式膠結(jié)，富水性較強，含少量藍灰色礫石。

2.4.3 電性

2.5 奧陶系 (O)

2.5.1 埋藏深度

埋藏深度2902.90～3203.79 m，厚度300.89 m，未穿透該層。

2.5.2 巖性

灰白色細砂巖，棕紅色、棕黃色泥巖不等厚互層，砂巖鈣質(zhì)膠結(jié)，泥巖呈塊狀。中細砂巖主要為灰白色，較致密，主要礦物成分為石英、長石。結(jié)構(gòu)密實，孔隙接觸式膠結(jié)，含有較多灰?guī)r顆粒，有灰黑色灰?guī)r顆粒。泥巖為棕紅色、棕褐色、棕黃色泥巖，呈塊狀，堅硬斷面，吸水，含有白色石膏顆粒。細砂巖：主要為灰白色，較致密；成分為石英、長石；結(jié)構(gòu)密實，孔隙接觸式膠結(jié)，有部分鈣質(zhì)膠結(jié)，有白色石膏顆粒，有灰黑色灰?guī)r顆粒。該地層據(jù)測井解釋成果反映，共有31層砂巖，砂巖總厚度為43.4 m，砂厚比為14.42%，單層厚度最大為2.6 m，最薄為0.6 m。

2.5.3 電性

3 熱儲特征與開采段確定

3.1 地層劃分

根據(jù)該地?zé)峋衣兜貙訋r性特征與綜合測井資料分析，可劃分出第四系保溫蓋層及新近系上新統(tǒng)干河溝組(N2g)；新近系中新統(tǒng)紅柳溝組(N1h)；古近系漸新統(tǒng)清水營組 (E3q)；奧陶系(O)四個熱儲層。

3.2 第四系保溫蓋層

地層厚度為1152.90 m。該地區(qū)第四系沉積厚度較大，但由于砂厚比較大，砂層多疏松，沒有沉積較厚的大段泥巖，隔熱保溫作用較差，儲熱條件相對較差，井溫梯度全孔平均僅3.15℃/100 m。

3.3 熱儲層

3.3.1 新近系上新統(tǒng)干河溝組(N2g)

埋藏深度1152.90～1597.50 m，厚度444.60 m。該地層據(jù)測井解釋成果反映，共有47層砂巖，砂巖總厚度為101.60 m，砂厚比為22.84%。砂巖孔隙度22.96%～47.38%，滲透率18.02～1444.70 md；熱儲層頂板井溫為58.11℃，底板溫度為66.06℃。

3.3.2 新近系中新統(tǒng)紅柳溝組(N1h)

埋藏深度1597.50～2463.90 m，厚度866.4 m。該地層據(jù)測井解釋成果反映，共有77層砂巖，砂巖總厚度為118.3 m，砂厚比為13.65%。砂巖孔隙度12.75%～27.57%，滲透率1.51～99.29 md；熱儲層頂板井溫為66.35℃，底板溫度為79.98℃。

3.3.3 古近系漸新統(tǒng)清水營組 (E3q)

埋藏深度2463.90～2902.90 m，厚度439.0 m。該地層據(jù)測井解釋成果反映，共有28層砂巖，砂巖總厚度為34.3 m，砂厚比為7.81%。砂巖孔隙度10.38%～28.41%；砂巖滲透率1.15～134.72 md；熱儲層頂板井溫為80.56℃，底板溫度為86.72℃。

3.3.4 奧陶系(O)

埋藏深度2902.90～3203.79 m，厚度300.89 m。該地層據(jù)測井解釋成果反映，共有31層砂巖，砂巖總厚度為43.4 m，砂厚比為14.42%。砂巖孔隙度2.63%～19.68%；砂巖滲透率0.04～46.44 md；熱儲層頂板井溫為87.41℃，底板溫度為92.87℃。

3.4 開采段的確定

根據(jù)深層地?zé)豳Y源勘探工程NS-A地?zé)峋┕そM織設(shè)計的設(shè)計要求及對組合測井資料的綜合分析，經(jīng)綜合研究分析，確定該地?zé)峋∮弥行陆y(tǒng)紅柳溝組下部及漸新統(tǒng)清水營組級石炭系上部熱儲，確定取水段為1594.75～3167.11 m。止水位置確定在1555.84～1558.31 m、1559.11～1571.58 m。

4 鉆井、成井工藝特點

4.1 井身結(jié)構(gòu)

該地?zé)峋赉@深度3203.79 m，成井深度3203.50 m。成井結(jié)構(gòu)為三級成井結(jié)構(gòu)，按不同井徑下入三種規(guī)格國產(chǎn)石油無縫鋼管。井深0.00～405.90 m，井徑為444.5 mm，0.00～405.90 m下入直徑339.7 mm石油無縫鋼管作為表套管，長度405.90 m。井深405.90～1594.75 m，井徑為311.2 mm，358.24～1594.75 m下入直徑244.5 mm石油無縫鋼管作為技術(shù)套管，長度1236.51 m，?339.7 mm與?244.5 mm套管重合段長度47.66 m。井深1594.75～3203.50 m井徑為215.9 mm，1551.26～3203.75 m下入直徑139.7 mm國產(chǎn)石油無縫鋼管，長度1652.49 m，其中隔水管長度984.61 m，濾水管有效長度667.88 m。?244.5 mm與?139.7 mm套管重合段長度40.49 m。在?244.5 mm管內(nèi)與?139.7 mm管外環(huán)狀間隙內(nèi)用橡膠止水器進行止水。

井身結(jié)構(gòu)示意圖見圖1。

圖1 井身結(jié)構(gòu)圖

4.2 固井

下完一開及二開套管后，分別對套管與井壁之間的環(huán)狀間隙采用水泥封固。其中一開套管與井壁之間共注入油井水泥34 t，水泥漿33 m3，二開套管與井壁之間共注入油井水泥52 t，水泥漿51 m3。經(jīng)最后測井檢測固井水泥效果良好，符合設(shè)計要求。

4.3 濾水管安裝及技術(shù)指標(biāo)

濾水管選用直徑139.7 mm，壁厚7.72 mm國產(chǎn)石油無縫鋼管，鋼級J55，加工打孔，孔徑14 mm，孔隙率12%，過濾器采用不銹鋼絲網(wǎng)，纏不銹鋼絲，纏絲間距0.7～0.9 mm，下深1594.75～3167.11 m，濾水管有效長度667.88 m，其中不銹鋼絲388.22 m。安裝在取水層段中主要含水層部位，濾水管與含水層基本吻合。

4.4 止水位置與方法

4.4.1 止水位置

止水位置自上而下分別設(shè)在?244.5 mm技術(shù)套管與?139.7 mm生產(chǎn)套管之間的環(huán)狀間隙，取水段上部，具體深度為1559.34～1575.08 m。

4.4.2 止水方法

0～405.90 m表套管及358.24～1594.75 m技術(shù)套管外環(huán)狀間隙，采用水泥全段固井。在?244.5 mm技術(shù)套管與?139.7 mm生產(chǎn)套管之間的環(huán)狀間隙內(nèi)1555.84～1558.31 m、1559.11～1571.58 m段間，采用橡膠止水器進行封固，本次固井采用的止水材料為新型膨脹橡膠，經(jīng)過現(xiàn)場試驗，該橡膠遇水8小時內(nèi)可膨脹30%，止水位置井徑為244.5 mm，止水器直徑為230 mm，膨脹后直徑可達286 mm以上，達到設(shè)計止水要求，該止水方法止水效果良好，技術(shù)比較先進，施工比較方便。

4.5 洗井

4.5.1 洗井方法

本井采用SF-1.32/22-170型撬裝式空氣壓縮機及美國壽力增壓機，先將油管下至井底循環(huán)抽洗，然后分別于1300 m和900 m進行壓風(fēng)機氣舉洗井。利用高壓空氣壓縮機氣舉洗井、潛水電泵抽水洗井，共歷時51 h，直到地?zé)崴迳皟簟?/p>

4.5.2 洗井質(zhì)量檢測

在正式抽水試驗前進行試抽水試驗，第一次試抽持續(xù)14 h，水量、動水位、水溫已處于穩(wěn)定狀態(tài)。后下油管探底，采用泵沖洗循環(huán)，提油管至上部再次氣舉洗井。熱水變清后進行了第二次試抽水試驗，試抽延續(xù)時間18 h，水量、動水位、水溫也已處于穩(wěn)定狀態(tài)，經(jīng)過對兩次試抽試驗的數(shù)據(jù)對比分析，兩次試抽水溫相同，水位與水量的變化規(guī)律符合設(shè)計中試抽水試驗的要求，同時證明洗井工作達到了要求。

4.6 鉆井液

根據(jù)本井地層巖性特點及保護產(chǎn)層熱水資源，全井段采用聚合物優(yōu)質(zhì)低固相泥漿。為了防止水層受泥漿濾液損害，在目的層段鉆井液主要技術(shù)指標(biāo)為：密度1.05～1.15 g/cm3，黏度25～45 s，API濾失量8 mL/30 min，pH 8～9，含砂量小于0.3%，泥餅厚0.2～0.5 mm。井內(nèi)液柱與地層壓力系數(shù)差不大于1 MPa，達到近平衡鉆進，井壁穩(wěn)定，未發(fā)現(xiàn)卡鉆、垮塌和井涌、井漏現(xiàn)象，該套鉆井液體系具有抗高溫性能，降低對熱儲層污染。

5 抽水試驗

洗井結(jié)束后，開始測定初始靜止水位，從地面算起，初始靜止水位為-98.51 m。根據(jù)地質(zhì)技術(shù)設(shè)計要求和規(guī)范規(guī)定，該井進行了大、中、小落程抽水試驗，并在大落程結(jié)束后進行恢復(fù)水位觀測。抽放水試段1594.75～3167.11 m，含水層厚度196.00 m，恢復(fù)水位-98.55 m。抽水試驗成果見表1。

表1 抽水試驗結(jié)果

6 合理開采量

根據(jù)三次降深抽水試驗資料所作的涌水量—降深關(guān)系曲線Q=f(S)不屬于直線關(guān)系，為此據(jù)三次降深資料分別繪制S/Q=f(Q)、lgQ=f(lgS)、Q=f(lgS)曲線，見圖3、圖4、圖5。

依據(jù)曲線擬合進行誤差判別看屬何種涌水量方程，從表2、表3、表4的計算，可以看出擬合誤差C值的計算結(jié)果為│C拋│<│C指│<│C對│，從而確定方程為拋物線方程S/Q=a+bQ，其中a、b值可通過一般方法求得：a=3.529，b=0.473。帶入數(shù)據(jù)得：S/Q=3.529+0.473Q。

由于該井水位降深比較大，根據(jù)抽水試驗及S/Q曲線，該井合理開采量不宜大于10.0 L/s。

表2 對拋物線方程的適合情況擬合誤差計算

表3 對指數(shù)方程的適合情況擬合誤差計算

表4 對數(shù)方程的適合情況擬合誤差計算

圖3 S/Q=f(Q)擬合曲線

圖4 lgQ=f(lgS)擬合曲線

圖5 Q=f(lgS)擬合曲線

7 地?zé)豳Y源開發(fā)利用環(huán)境影響評價

7.1 地?zé)崂玫墓?jié)能減排效果估算

依照國家標(biāo)準(zhǔn)GB/T 11615-2010《地?zé)豳Y源地質(zhì)勘查規(guī)范》，計算該井地?zé)崂玫墓?jié)煤量、減排量及節(jié)省污染治理費。

7.1.1 地?zé)峋_采1年可獲得的熱量

地?zé)峋_采1年可獲得的熱量Qw可按公式(1)計算。

Qw=365×24×Q1×Cw×(tw-t0)

(1)

式中：Qw為熱水井開采1年所排放的總熱量，kJ；Q1為熱水井可開采量，取值50 m3/h；Cw為熱水平均熱容量，取4.1868×103kJ/(m3·℃)；tw為地?zé)崴诔鏊疁囟?，?5 ℃；t0為地層常溫帶溫度，取15℃。代入相關(guān)數(shù)據(jù)可得：

Qw=9.17×1010kJ

7.1.2 節(jié)煤量

該井可開采量取值50 m3/h時，地?zé)崴_采一年所獲熱量所相當(dāng)?shù)墓?jié)煤量M計算見公式(2)。

M=Qw×103/(4.1868×7×109)

(2)

式中：M為節(jié)煤量，噸/年；Qw為地?zé)崴_采一年所獲得的熱量，取9.17×1010kJ。代入相關(guān)數(shù)據(jù)可得：M=3.13×103噸/年。

7.1.3 地?zé)崴_采一年相當(dāng)節(jié)煤量的減排量及節(jié)省治理費用(見表5)。

表5 地?zé)崴_采一年相當(dāng)節(jié)煤量的減排量及節(jié)省治理費用

7.2 地?zé)崃黧w排放對環(huán)境影響評價

7.2.1 所含的非凝氣體對大氣的污染評價

根據(jù)水質(zhì)化驗報告，該井地?zé)崴蟹悄龤怏wCO2含量為8.80 mg/L，不會對大氣造成污染。

7.2.2 地?zé)崴欧艑Νh(huán)境污染評價

排放的污水水質(zhì)最高允許濃度必須符合國家《污水綜合排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB 8978-1996)的要求。將地?zé)崴械母黜椖孔罡吆颗c《污水綜合排放標(biāo)準(zhǔn)》中的各項最高允許濃度列表對照，該地?zé)峋竽c桿菌群數(shù)超標(biāo)外，其余各項指標(biāo)均符合《污水綜合排放標(biāo)準(zhǔn)》，該井水需要對大腸桿菌進行處理，并將水溫度降到25℃以下才可以排放，避免造成污染。

8 結(jié)論

(1)該地?zé)峋@井深度3203.79 m，成井深度3203.50 m；取水段深度1594.75～3167.11 m；400 m處井斜0.84°，1600 m處井斜1.34°；3200 m處井斜5.36°，剔除井底異常數(shù)據(jù)，3070 m處井斜最大，為2.04°，符合全井最大井斜小于10°的設(shè)計要求；計算井底距井口水平位移為19.49 m，閉合方位角為140.93°；井斜符合設(shè)計要求。

(2)該地?zé)峋疅醿訜崴a給性差，壓力衰減快。

(3)依據(jù)GB 11615—2010理療熱礦水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)評價該地?zé)崴墟J、偏硼酸、偏硅酸等礦物含量具有醫(yī)療價值，其中鍶、偏硅酸達到命名礦水濃度，可命名為鍶水、硅水。該地?zé)崴莾?yōu)質(zhì)的熱礦水，具有較高的醫(yī)療價值。

(4)地?zé)峋羌療崮堋⒌V物質(zhì)、水、氣于一體的清潔能源礦產(chǎn)，是一種寶貴資源。地?zé)豳Y源對大氣污染比燃煤小很多，有利于較少有害物質(zhì)的排放，更有利于環(huán)境保護。