西寧盆地地熱水特征及回灌結垢風險

趙 振 ，秦光雄 ，羅銀飛 ，晁嘉豪 ，耿松鶴 ，張 亮

（1.青海省環境地質勘查局，青海 西寧 810001；2.青海省環境地質重點實驗室，青海 西寧810001；3.中國石油大學（華東）石油工程學院，山東 青島 266580；4.非常規油氣開發教育部重點實驗室，山東 青島 266580）

地下熱水資源是一種清潔能源，在一定程度上是可再生資源，因此具有較高的開發利用價值[1]。我國地熱資源豐富，地熱資源種類較多，分布較為廣泛[2]。相比于其他常規能源，地熱水資源熱量更高、節能減排和綠色低碳效應更加顯著[3]。當持續開采或開采強度逐漸增大時，會出現補給能力小于開采強度，發生熱儲壓力下降等不良地質環境問題，需要進行地熱尾水回灌[4-9]。國內外案例表明，地熱水開采及回灌過程中，常由于井筒溫壓變化等原因造成井口設備、井筒及地層中產生碳酸鹽或硫酸鹽沉淀、結垢[10]，井壁水垢脫落后如果落入井底，可能會對井筒形成堵塞；如果落在變徑口上，可能會將井筒堵死，這些都會導致回灌的衰減和堵塞[11]。另外，回灌水與地下熱水不配伍也是儲層回灌堵塞的主要影響因素[12]。結垢問題已嚴重制約了地熱開發效率[13]，而且還會對管材在地熱水介質中的局部腐蝕行為產生顯著影響[14]，嚴重時甚至導致停產停注[15]。

西寧盆地具有豐富的中低溫地熱資源。與東部天津、山東等地地熱資源對比[16-17]，西寧盆地地熱水含有大量硫酸根和碳酸根等腐蝕性離子、鈣和鎂等結垢離子以及氯化物、硫化物等環境污染成分，地熱儲層具有溶解性總固體高、水頭高、滲透率低等特點，地熱水回灌帶來極大挑戰，導致目前的開發方式還處于粗放狀態，極大限制了西寧盆地中低溫地熱能的高效開發。

因此，針對西寧盆地的中低溫地熱資源開發，本文在廣泛調研西寧盆地高溶解性總固體地熱水的基礎上，分析了回灌過程中可能發生的井筒和儲層結垢風險，提出了對應的除防垢建議，以期探索出適合于西寧盆地中低溫地熱資源的可持續高效開發利用方式。

1 西寧盆地地熱水分布特征

1.1 西寧盆地地熱成因

西寧盆地呈“凹中凸”構造，中央為西寧凸起，北為雙樹坳陷，南為總寨坳陷，兩側坳陷內廣泛分布沉積斷陷型中低溫地下熱水，由地殼內部獲得熱量，有較厚的保溫隔熱蓋層，深循環加熱后的地下熱水常常沿構造通道富集，形成隱伏熱異常。盆地坳陷區斷裂構造發育為封閉或半封閉的對流體系，有利于地熱異常的產生，而“凹中凸”構造的地熱增溫率則明顯提高，同時其旁側有利于地下熱水富集[18]。基于此，西寧盆地形成了大地熱流為熱源、低熱導率巖層聚熱、深循環逐漸加熱及對流機制控水控熱的熱儲概念模型，如圖1、圖2所示。

圖1 西寧盆地構造單元劃分略圖（據文獻[19]，略有修改）Fig.1 Sketch map of tectonic units in the Xining Basin(modified from Ref.[19])

圖2 西寧盆地中新生界熱儲構造概念模型縱向剖面（據文獻[18]，略有修改）Fig.2 Longitudinal section of the conceptual model of Mesozoic thermal reservoir structure in the Xining Basin（modified from Ref.[18]）

1.2 西寧地區地熱水分布特征

研究區地熱資源開發較早，地熱儲層位于西寧盆地中央凸起附近，埋深在700～1 600 m，水溫在30～70 ℃，分布不均勻且含水層情況復雜，其地下熱水來源于大氣降水補給，在沿大斷裂深循環過程中從深部熱儲獲得熱量，又從流經的侏羅系—新近系等地層中溶濾出鹽分。不同成因類型的地熱流體其熱儲環境存在一定的差異，在漫長的地質歷史時期，水巖反應程度決定熱儲流體水化學的主控因素[20]。研究區熱儲層巖性主要是含有大量石膏和鈣芒硝透鏡體的砂巖，所以西寧地區地熱水溶解性總固體普遍較高，水化學類型多屬于SO4·Cl—Na型。前期鉆獲的主要地熱井概況如表1所示。根據表1中的西寧地區地熱水分布特征，基于其中典型11口地熱井的井口水溫和溶解性總固體，采用Surfer軟件繪制西寧地區地熱水的井口水溫和溶解性總固體分布等值線圖，如圖3所示。這些典型地熱水井分布在西寧河谷地區，總體上，井口水溫從北向南逐漸升高，在11.00～62.00 ℃，地熱水溶解性總固體從西向東逐漸升高，在2.16×104～6.48×104mg/L。

表1 西寧地區主要地熱井基本情況Table 1 Statistics of the major geothermal wells in the Xining area

圖3 研究區地熱水分布特征Fig.3 Distribution characteristics of geothermal water in the study area

2 典型地熱水回灌結垢風險判斷

對西寧地區5口典型地熱井于2018—2019年進行水樣采集（另有DR2005、DR2016地熱原有水質分析資料），測定離子組成，采用礦物溶解度法、飽和指數法等[21-25]進行單一地熱水和混合地熱水結垢趨勢預測，分析判斷地熱水回灌井筒內的結垢風險。

2.1 地熱水水化學特征

參考《地下水質檢驗方法》（DZ/T 0064.1-80—1993），對7個地熱水樣進行離子組成監測，結果如表2所示，DR2005和DR2016兩口地熱井的前期測定結果亦列在表中（DR2005原及DR2016原）。地熱水含有大量結垢陰陽離子，Ca2+含量為24.04～549.55 mg/L，量為0.69×103～2.82×103mg/L，此外還含有少量鋇鍶離子；除8401井地熱水呈弱酸性，其余水樣均呈弱堿性，部分地熱水如DR2005和DR2016還含有微量的游離CO2。地熱水溶解性總固體為1.85×103～4.80×104mg/L。采用舒卡列夫分類法判斷各地熱水水化學類型，雖然水化學類型差異較大，但主要以SO4·Cl—Na型為主。由于DR2005井目前坍塌，取得水樣受淺層水污染，水質較前期變化明顯，其余水樣如DR2007和DR2016測定結果與前期一致。

表2 西寧地區典型地熱水樣水質分析結果Table 2 Hydrochemical ananlyses of typical geothermal water samples in the Xining area

2.2 單一地熱水結垢風險判斷

回灌過程中，地熱水流經回灌井筒進入地層，井筒內為單一回灌水狀態，進入地層后為回灌水與地下熱水兩兩混合狀態。因此，首先針對單一地熱水狀態進行結垢趨勢預測，判斷井筒結垢風險。

2.2.1 礦物溶解度法

采用礦物溶解度法判斷各地熱水樣結垢趨勢。根據地熱水離子組成，將水中結垢陽離子與結垢陰離子進行配對（4種陽離子×2種陰離子），計算得到4種碳酸鹽垢和4種硫酸鹽垢在水中的最大生成量，并與這些鹽垢在水中的溶解度進行對比，判斷可能存在的結垢風險，結果見圖4、圖5（最大生成量小于0.01 mg/L的鹽垢未在圖中標出）。

圖4 不同地熱水碳酸鹽垢最大生成量與溶解度曲線對比Fig.4 Comparison of the maximum formation and solubility curves of carbonate scale in different geothermal waters

圖5 不同地熱水硫酸鹽垢最大生成量與溶解度曲線對比Fig.5 Comparison of the maximum formation and solubility curves of sulfate scale in different geothermal waters

對比碳酸鹽垢與硫酸鹽垢在水中的溶解度可知：①以10 mg/kg水為界，鋇鍶垢溶解度一般大于鈣鎂垢溶解度；②硫酸鹽垢溶解度受溫度影響較小，一般隨溫度升高而稍微升高或不變，碳酸鹽垢溶解度則受溫度影響較大，其中碳酸鈣垢溶解度隨溫度升高而出現逐漸下降的趨勢，對溫度的影響較為敏感。因此，地熱水回灌、溫度逐漸升高的過程可能對CaCO3結垢影響較大。

對比各地熱水碳酸鹽垢最大生成量與其在水中的溶解度可得：①各水樣中CaCO3最大生成量均大于或等于其溶解度曲線，存在結垢風險；②各水樣中MgCO3最大生成量，均高于其溶解度曲線，存在結垢風險，但需要注意的是MgCO3在水中不能穩定存在，易水解成Mg（OH）2；③各水樣中BaCO3最大生成量，均低于其溶解度曲線，結垢風險較小；④SrCO3最大生成量，DR2016、DR2016原以及DR2007大于或等于其溶解度曲線，存在結垢風險，其余水樣結垢風險較小。

在本次取樣得到的相應數據基礎上，對比各地熱水硫酸鹽垢最大生成量與其在水中的溶解度可得：各水樣MgSO4、CaSO4最大生成量均高于其溶解度，存在結垢可能，但水中硫酸根會與金屬離子形成大量絡合或離子對，只有剩余的少量游離態金屬離子和硫酸根離子才會形成結垢趨勢，因此不排除水樣中CaSO4和MgSO4最大生成量低于溶解度的可能；各水樣中BrSO4、BaSO4的最大生成量也均小于其溶解度，結垢風險小。

綜上，認為CaCO3、MgCO3、CaSO4及MgSO4的最大生成量均遠高于對應溫度下的溶解度，但MgCO3易水解成Mg（OH）2，而水中硫酸根又會與金屬離子形成大量絡合離子對從而極大降低硫酸鹽結垢風險，因此井筒條件下各地熱水中生成碳酸鈣垢的可能性最大。

2.2.2 結垢趨勢指數法

采用飽和指數法對地熱水進行復合結垢趨勢預測。對于井筒內注入水結垢預測，具體方法參考賈紅育等人建立的結垢趨勢模型，以鹽垢溶解平衡理論為基礎，以不同熱力學條件下的平衡常數為依據，綜合考慮溫度、壓力、水的離子強度、水中溶解CO2含量、pH值和氣相CO2的溶解作用等各種熱力學影響因素對碳酸鹽及硫酸鹽混合結垢的影響，通過依次計算注入水碳酸組分、pH、結垢飽和指數以及對應的結垢量，針對單一地熱水進行注入井筒內的復合結垢趨勢和最大結垢量預測[24-28]。

各地熱水樣沿井筒向下升溫過程中的結垢趨勢及最大結垢量如圖6所示。若某一類型垢的過飽和指數大于0，則說明存在該類型的結垢風險，且過飽和指數越大，結垢風險越大。碳酸鈣垢的過飽和指數始終大于0，且隨著溫度升高呈線性增長，說明碳酸鈣垢已在水中達到過飽和狀態，存在結垢風險；其他碳酸鹽以及硫酸鹽垢的過飽和指數也隨著溫度升高而變化，但均小于0，導致結垢量始終為0，因此結垢風險較小。總體來看，各水樣的過飽和指數相近，其中DR2005、DR2016、DR2005原、8401水樣的結垢趨勢稍高。此外，對于同一水樣，過飽和指數越大，結垢量越大，90 ℃下各地熱水的最大碳酸鈣結垢量排序為：8401 ＞ DR2005原 ＞ DR2016 ＞ DR2016原、DR2007 ＞DR2005 ＞ 藥王泉，其中DR2005及藥王泉地熱水結垢量為最小，為10～30 mg/L；8401地熱水結垢量最大，可達380 mg/L，其次為DR2005原及DR2016地熱水，結垢量最大可達250～350 mg/L。地熱水結垢量與過飽和指數和結垢離子含量都有較大關系。

圖6 井筒內地熱水回灌升溫過程中碳酸鈣過飽和指數及結垢趨勢Fig.6 CaCO3 saturation index and scaling trend in geothermal water reinjection and heating process in wellbore

2.3 混合地熱水結垢風險判斷

為評價回灌水與地下熱水在近井儲層內的混合結垢風險，采用飽和指數法預測兩兩混合地熱水的過飽和指數及最大結垢量[24-30]。地層內結垢預測的具體方法同樣參考賈紅育等人建立的結垢趨勢模型，依次通過地下熱水原始成分恢復計算、不同混合比例下混合水碳酸組分及pH計算、混合水飽和指數以及對應的結垢量計算等步驟，進行兩種地熱水在地層內的結垢預測。當得到的過飽和指數小于0時，水中離子濃度達不到飽和濃度，不會發生結垢。假設將地熱水DR2005原、DR2007、DR2016、藥王泉和8401分別回灌至DR2005原地熱儲層中，先經過回灌井筒內回灌水的自我結垢過程（溫度從20 ℃升高至60 ℃），再在60 ℃下以不同比例與儲層內的地下熱水混合結垢，預測結果如表3、表4所示。

表3 回灌井筒內碳酸鈣垢過飽和指數及結垢趨勢Table 3 CaCO3 saturation index and scaling trend in wellbore

表4 地層內碳酸鈣垢過飽和指數及結垢趨勢Table 4 CaCO3 saturation index and scaling trend in formation

由表可知，回灌DR2005原、DR2007和8401地熱水時，結垢風險主要發生在井筒，與地下熱水混合后無結垢風險；回灌DR2016地熱水時，不僅井筒中存在結垢風險，地層中也存在一定結垢趨勢，隨著回灌水-地下熱水混合比例增大，結垢趨勢先增大后減小，最大結垢量為7.36 mg/L，此時注入水所占比例為30%；藥王泉地熱水回灌時，井筒結垢風險較小，僅為10.29 mg/L，其結垢風險主要發生在地層中，這是由于藥王泉含有大量碳酸氫根離子，而DR2005原含有大量鈣離子，兩者不配伍而結垢，最大結垢量可達177.57 mg/L。根據計算得到的各地熱井回灌時最大結垢量，繪制不同地熱井在井筒內以及地層內的結垢趨勢空間分布，如圖7所示。在圖中可看出，在地熱儲層溫度為60 ℃所對應的深度處，由北向南井筒內結垢趨勢逐漸增強，地層內結垢趨勢逐漸減弱。

圖7 不同地熱水回灌時結垢趨勢分布Fig.7 Distribution of scaling tendency during different geothermal water reinjections

綜上，認為當回灌水與地下熱水性質相近時，回灌地層結垢風險較小，結垢風險主要發生在回灌井筒中；當回灌水與地下熱水結垢陰陽離子含量差異較大時，不配伍性將導致地層結垢風險大大提高。

3 地熱水回灌防垢措施及建議

通過評估得到，西寧地區地熱水回灌過程中，回灌井筒及地熱儲層中均存在結垢風險，結垢顆粒在管壁上的附著、在濾網及近井地層中的沉積，都會導致地熱水的回灌能力逐漸下降，因此需要采取有效的綜合措施來預防井筒及近井地層結垢。

3.1 常用防垢除垢措施

石油行業油水井普遍存在結垢風險，除防垢技術和措施豐富[31-32]，其中防垢方法包括物理防垢、化學防垢及工藝防垢，除垢方法分為化學除垢、物理除垢及機械除垢，對地熱開發過程中的除防垢技術選擇具有良好的借鑒作用。對于地熱井，目前常用的防垢措施有預處理法、增壓法、化學法、磁法阻垢及采用防垢涂層等，常用的除垢方法有機械除垢（專用鉆頭定期清垢，空心機械通井器連續除垢）、水力破碎法及化學清洗法（HCl和HF等溶液加緩蝕劑溶解水垢）[15，33]。其中，預處理方法即在地熱水進入系統之前進行預結晶沉淀和膜過濾等處理，減緩地熱利用系統的污垢生成，但可能存在生成的結垢顆粒在地面管線或設備中堵塞的情況，需要定期除垢；增壓法即采用電潛泵增壓，使CO2酸性氣體保留在液相中，使碳酸鈣處于不飽和狀態，從而達到防垢密度，但溶在水中過多的CO2酸性氣體會造成管線腐蝕的問題；化學法即向回灌地熱水中投入酸性溶液，降低地熱水pH值，存在腐蝕問題、不經濟，或投入防垢劑，但須無毒，符合國家排放標準，因此存在一定的技術成本；磁法阻垢即在磁場作用下在水中形成晶核，減少在管壁上的附著，但前期成本較高；阻垢涂層法即結合防腐涂層實現阻垢，但同樣面臨著磨損和定期更換的問題。

目前已知的這些地熱阻垢方法各有利弊，至今還沒有一個既經濟方便又持續高效的方法。考慮到西寧地區各地熱井結垢趨勢不同，應均衡各防垢措施利弊，合理采取多種防垢措施。對于結垢風險較高的井，可采用預處理-增壓法-阻垢涂層聯合防垢，從地面設備到井筒進行全方位的防垢，結垢風險較低的井可采用預處理等防垢方法。

3.2 綜合預防措施建議

西寧地區地熱水回灌不僅面臨結垢風險，還面臨腐蝕及地層堵塞風險，因此設計綜合防治措施，有利于確保回灌井筒及地層的長期回灌能力，提高地熱水開發利用的經濟性。通過篩選對比現有地熱水回灌防腐防垢防堵措施及技術，可考慮的措施有回灌地熱水預處理、尋找與回灌水配伍的回灌儲層、井筒采用防腐防垢管材、井筒及近井地層定期酸洗、調節回灌水pH值、添加CO2、酸化壓裂等[15，31]，如表5所示。綜合對比各措施的原理、預防范圍及效果等，給出回灌井初步防護建議：主要考慮優選管材的方法來達到井筒防腐目的，如采用玻璃鋼、不銹鋼管材等；對于井筒及地層結垢，可以考慮采取對地熱水預處理、高壓防CO2脫氣等方法，提高回灌水組成穩定性以及與地下熱水的配伍性。

表5 地熱回灌井筒防腐防垢防堵措施匯總及對比Table 5 Summary and comparison of anti-corrosion, anti-scaling and anti-blocking measures in geothermal reinjection wellbore

在此基礎上，提出3套綜合防治方案（表6）。第1套方案工藝流程簡單，對系統溫壓變化要求不高，系統封閉無O2，并建議嘗試采用目前最新的物理防垢技術，如采用合金短節形成微磁場使水分子極性化從而降低結垢趨勢；或采用HTI電偶層技術釋放大量負電子中和金屬離子，從而達到防垢的目的，是目前防垢技術的一個發展方向。

表6 地熱水回灌井綜合防腐防垢防堵建議Table 6 Suggestions for comprehensive anti-corrosion, anti-scaling and anti-blocking in geothermal water reinjection wells

4 結論

（1）西寧地區地熱水在深部循環過程中從侏羅系-新近系等地層中溶濾出鹽分，導致地熱水含有大量結垢離子、溶解性總固體高。Ca2+含量為24.04～549.55 mg/L，量為0.69×103～2.82×103mg/L，此外還含有少量鋇鍶離子，pH多呈弱堿性，地熱水溶解性總固體在1.85×103～4.80×104mg/L，主要為SO4·Cl—Na水化學類型。

（2）通過礦物溶解度法和飽和指數法預測得到，回灌過程中主要發生碳酸鈣垢風險，但各地熱水差異明顯，回灌井筒中結垢量排序為：8401 ＞ DR2005原 ＞DR2016 ＞ DR2016原、DR2007 ＞ DR2005 ＞ 藥王泉，8401最大結垢量可達380 mg/L；地層中，藥王泉與DR2005原的配伍性最差，1∶1混合時結垢量最大可達177.57 mg/L，當回灌水與地下熱水性質相近時，地層結垢風險一般較小。

（3）建議采取物理防垢+管材防腐+同層注采、系統增壓防垢+管材防腐+同層注采、地面預處理+管材防腐+同層注采等地熱水回灌井防腐防垢防堵方法，可有效避免回灌過程中的腐蝕結垢問題。