■ 郭冬梅

（遼寧省工程勘察設計院，錦州 121000）

海外河地區(qū)位于遼寧省中南部，下遼河的最南端，為遼河油田主要的石油開發(fā)地區(qū)，是遼河油田采油基地和水源基地，地熱資源豐富，有上第三系熱儲層，館陶組砂礫巖層，下第三系熱儲層，包括東營組、沙河街組砂巖層。由于受油氣分布影響，下第三系熱儲層研究程度較低，地熱資源沒有得到充分開發(fā)利用。

1 區(qū)域地質條件

1.1 地層

研究區(qū)處于下遼河南部凹陷區(qū)的中央凸起部位，前新生代地層屬華北地層區(qū)，本區(qū)塊基底以中生界（Mz）和太古界（Ar）為主，在其之上發(fā)育了新生界第三系和第四系巨厚沉積，地表大面積為第四系松散堆積物覆蓋。由老到新的順序依次是：下第三系房身泡組（E1-2f），下第三系沙河街組（E2s）四段、三段、二段、一段，下第三系東營組（E3d），上第三系館陶組（Ng）、明化鎮(zhèn)組（Nm）和第四系平原組（Qp）。

1.2 構造

盤錦市海外河地區(qū)大地構造單元屬華北陸塊之華北斷坳，次級構造單元為下遼河斷陷中央凸起的南端，劃分為六個二級構造帶，南部自西向東依次為：西部凸起帶、西部凹陷帶、中央凸起帶、東部凹陷帶、東部凸起帶，整體上為“洼中隆”的特點。法庫-盤山斷層和二界溝-黃沙坨斷層構成中央凸起的邊界。

中生代以前的構造運動以地臺型穩(wěn)定的整體升降為主，中生代后期，構造運動比較活躍，老的格局開始解體，構造線方向由東西轉為北東向，初步形成了凹凸相間的基本構造格局。對地熱田地下熱能的分配起到了重要的控制作用，加之第三系的河湖相沉積對熱能起到很好的阻隔作用，中上元古界、古生界構成了該區(qū)中新生界覆蓋下的潛山基底，是典型的斷塊控制含水巖組特征的地區(qū)。潛山頂面是受中—新生代以來的裂谷斷裂分割的大型鼻狀構造，潛山內幕由于被中生代不同期次逆沖斷層切割，成疊瓦狀排列。下遼河盆地區(qū)域地質構造，見圖1。潛山頂面埋深一般1600-1800m，最淺處1430m。［1-3］

2 水文地質條件

區(qū)內地下水賦存在第四系松散巖類孔隙、第三系裂隙-孔隙含水層之中。淡水層位為上第三系館陶組 含水巖組，咸水、微咸水層位為第四系、上第三系明化鎮(zhèn)組含水巖組。

第四系松散巖類孔隙水遍布全區(qū)，含水層由沖海積、海積砂、砂含礫構成，含水層一般分選磨圓較好，顆粒均勻，結構松散，地下水豐富，單井涌水量600-2000m3/d，礦化度大于1g/L，氯化鈉型水，為潛水-微承壓水。地下水補給來源為大氣降水入滲、河水滲入及鄰區(qū)地下水逕流補給，排泄方式為人工開采、地下潛水蒸發(fā)。

上第三系地下水分為明化鎮(zhèn)組、館陶組兩個含水巖組，地下水賦存于砂巖、砂礫巖之中，間夾2-5層泥巖。明化鎮(zhèn)組地下水單井涌水量500-1500m3/d，局部小于500m3/d，礦化度大于1.0g/L，重碳酸鈉型、重碳酸鈉鈣型水；館陶組地下水單井涌水量1000-2500m3/d，礦化度0.5-0.7g/L，重碳酸鈣鈉型水。地下水補給來源主要為區(qū)外同層位地下水逕流補給，人工開采是唯一排泄方式。

下第三系地下水分為東營組、沙河街一段、沙河街二段三個含水巖組，地下水處于封閉-半封閉狀態(tài)，據收集油田資料推測東營組自流量小于500m3/d,礦化度一般介于1.0-10g/L，PH值8-9，屬重碳酸鈉型咸水、微咸水，基本無補給來源，排泄方式為石油開采時油水混合排泄。［3］

3 地熱地質條件

據區(qū)域資料初步分析認為，受深大斷裂的影響和控制，老基底隆起的頂部是幔源熱向上傳導聚集熱能的部位，該部位是形成區(qū)域下第三系熱儲層熱能的直接供給區(qū)。另外，老基底上部發(fā)育的斷裂構造，特別是早第三紀時期形成的分布相對密集的中小型斷層，進一步溝通了下第三系熱儲層與基底隆起區(qū)的聯(lián)系，而使深部幔源熱經由老基底隆起的頂部，源源不斷供給基底上部的下第三系儲熱層。

工作區(qū)從中生代開始，華北陸塊縱向增生，巖石圈歷經旋回式伸展-收縮過程，并最后轉向巖石圈減薄，對應產生北北東向走滑正斷層體系，斷裂切割前新生代地層及基底斷塊產生差異沉陷，形成下遼河斷陷盆地，新生代裂谷開始發(fā)育，下遼河裂谷演化過程，見圖2。

新生代經歷了伸展斷陷裂谷初成及均衡調整二個階段，演化成目前區(qū)內地層總體連續(xù)，谷坡地帶明顯超覆總體坳陷的盆地特征。同時，我國北方坳陷盆地內地溫的分布主要受地質構造的影響，地溫的高低與區(qū)域構造一致，基底的起伏常與地溫的高低成正向關系。地殼相對隆起區(qū)地溫高是深部熱從導熱率高的地層向導熱率低的巖層傳導而導致熱量的重新分配，在隆起基底巖層頂部積聚，使地溫相對較高。海外河地區(qū)位于地殼相對隆起的中央凸起地帶，根據遼河油田地質資料，工作區(qū)北部發(fā)育有兩條近東西向正斷層F1、F2，西南部發(fā)育一條北東向正斷層F3，斷層均穿透東營組頂底板。

4 地下熱水賦存特征

4.1 蓋層特征

工件區(qū)內蓋層主要為第四系和上第三系明化鎮(zhèn)組地層，特別是明化鎮(zhèn)組下段發(fā)育一段穩(wěn)定且較厚的泥巖層，它們覆蓋在館陶組地層之上，導熱性差，蓋層總厚度500-1400m，地溫梯度一般較高，最高可達3.39℃/100m。

4.2 熱儲層特征

本區(qū)沉積有巨厚的第三系地層，已證實幾乎所有的地層段都有含水層，且地下熱水賦存的層位連續(xù)、厚度穩(wěn)定，構成層狀熱儲層。盆地熱能來源以幔源熱 向熱儲層傳導方式為主，深大斷裂也是重要的熱能上升通道。熱傳導型地熱田熱儲層一般埋藏較深，多在800m以下。受盆地內斷裂控制，地熱田兼具層狀和帶狀特征，一般通過鉆探揭露，地表無顯示。盆地內的斷層和內部的凹陷、凸起控制著地溫的分布，在下遼河平原中央凸起和其東西兩個凹陷控制性斷層地帶，同樣深度地溫明顯高于凹陷內部。按地層時代從新到老可分為二個熱儲系統(tǒng)，即上部為上第三系熱儲系統(tǒng)、中部為下第三系熱儲系統(tǒng)。

上第三系熱儲層，為館陶組，是一套沖積、洪積地層，分布廣，工作區(qū)內皆有分布，巖性以淺灰、灰白色厚層狀塊狀含漂礫砂巖、砂礫巖為主，沉積物分選、磨圓差，泥質膠結疏松。埋深415-1397m，層狀富水，厚度180-418m。物性好，有效孔隙度25-30%，井口水溫可達50℃。富水性好，單井涌水量一般在3000m3／d左右，地下水頭標高－7-－33m。礦化度在0.4-0.9g/l，硬度小于20德國度，PH值在8.0-9.0，水化學類型為HCO3-Na型，屬淡水－微咸水。

下第三系熱儲層，包括東營組、沙河街組砂巖層，為一套內陸湖相碎屑沉積。東營組地層厚600-1622米，巖性由下至上顯示為，下部為長石砂礫巖、砂巖、砂礫巖夾泥巖；中部為砂巖、砂礫巖與泥巖互層；上部為泥巖、粉砂巖夾砂礫巖、泥巖。沙河街組含水層主要由沙一段和沙二段組成，地層總厚598-1895m，巖性下部以泥巖為主，局部夾玄武巖；上部主要為粉砂巖、砂巖夾礫巖，局部夾火山巖。平面上區(qū)內皆有分布，但在斜坡部位沙二段缺失。層狀富水，其中水層總厚88-312.5m。因受上覆地層較強的壓實作用，成巖性好，物性差。孔隙度、滲透性較差，富水性較好，含水層處于封閉或半封閉狀態(tài)，埋深大，產量低，單井涌水量一般較低，為150-1100m3／d，平均溫度大于50℃。礦化度一般介于1.0-10g/l，屬微咸水－咸水，硬度一般為20-40德國度，PH值8-9，屬弱堿性水，水化學類型為HCO3-Na型。［4］

4.3 地溫場特征

本區(qū)地處下遼河盆地南部，為下第三系地溫梯度高值區(qū)，地溫來源于大地熱流，由地幔熱流和地殼熱流組成，主要熱源為地幔熱流。地溫在平面分布上變化不大，但相對地溫高值區(qū)多沿斷裂或基底隆起區(qū)分布，說明地溫在平面上受古地形地貌的控制，基本上不受上部地下水活動的影響。地溫在垂向上可分為變溫帶、常溫帶及增溫帶。據已有資料，下遼河盆地的常溫帶深度為30-70m，常溫帶基準溫度11.5℃?？v向上，館陶組的地溫梯度偏低，在本區(qū)地溫梯度值為2.7-3.58℃/100m，東營組的地溫梯度略高，在本區(qū)地溫梯度值為3.32-4.17℃/100m。［4］

5 地熱儲量計算

5.1 地熱儲量的計算。

地熱儲量的計算采用熱儲法，估計地熱田地熱資源的潛力，計算公式如下：

(1)熱儲法計算公式：

式中：Q——熱儲中儲存的熱量，單位為焦（J）；

Qr——巖石中儲存的熱量，單位為焦（J）；

QL——熱儲中儲存的水量，單位為立方米（m3）；

Q1——截止到計算時刻，熱儲孔隙中熱水的靜儲量，單位為立方米（m3）；

Q2——水位降低到目前取水能力極限深度時熱儲所釋放的水量，單位為立方米（m3）；

Qw——水中儲存的熱量，單位為焦（J）；

A——計算區(qū)面積，單位為立方米（m3）；

d—熱儲厚度，單位為立方米（m3）；

ρr——熱儲巖石密度，單位為千克每立方米（kg/m3）；

cr——熱儲巖石比熱，單位為焦每千克攝氏度[J/kg·℃]；

φ—熱儲巖石的孔隙度，無量綱；

tr—熱儲溫度，單位為攝氏度（℃）；

t0—當地年平均氣溫，單位為攝氏度（℃）；

ρw—地熱水密度，單位為千克每立方米（kg/m3）

S—彈性釋水系數，無量綱；

H—計算起始點以上高度，單位為米（m）

cw—水的比熱，單位為焦每千克攝氏度[J/kg·℃]

(2)計算參數的確定

①熱儲面積、厚度及熱儲層溫度的確定

面積取100km2，根據對鉆孔資料研究計算，館陶組熱儲層平均厚度為250m，熱儲層平均溫度為50℃；東營組熱儲層平均厚度為150m，熱儲層平均溫度為70℃，當地年平均氣溫8.4℃。館陶組熱儲層頂板算起的水頭高度45m，東營組熱儲層頂板算起的水頭高度取油面距井口高度約100m，得出計算起始點以上高度館陶組1019m,東營組1341m。

②熱儲的孔隙度和彈性釋水系數

根據遼寧省下遼河平原南部上第三系地下水勘察報告，館陶組砂巖孔隙度選25%，彈性釋水系數0.0145。根據遼河斷陷地熱資源研究，東營組砂巖孔隙度選27%，因沒有實測值，考慮泥巖層位壓榨釋水，東營組彈性釋水系數，取0.005。

③比熱和密度

熱儲巖石的比熱、密度參照《地熱資源地質勘察規(guī)范》（GB/T11615-2010）確定。水的比熱確定為4180J/kg·℃，水的密度取1000kg/m3，砂巖比熱取878J/ kg℃,砂巖密度取1956kg/m3。

(3)計算結果如下:

館陶組地熱資源量為2.68×1018J，東營組地熱資源量為2.38×1018J，海外河地區(qū)地熱資源總量為5.06×1018J，相當于1.73×108噸標準煤燃燒的熱量值，地熱資源豐富。

5.2 地熱流體存儲量及可開采量

地下熱水屬承壓水，存儲量為容積存儲量與彈性存儲量之和。

(1)計算公式

Q總=Q彈+Q容

Q彈=A·S*·H

Q容=A·S·Hm

式中：

Q總—熱水總存儲量（m3）

Q彈—彈性儲存量（m3）

Q容—容積儲存量（m3）

S*—含水巖組彈性釋水系數，無量綱

S—含水巖組重力給水度，無量綱

A—計算區(qū)面積（m2）

H—含水層頂板算起的水頭高度（m）

Hm—含水巖組厚度（m）

(2)計算參數的確定（參見表1）

館陶組地熱流體的可開采量參照海水103井，取1500m3/d，東營組水量在150-1100m3／d之間，考慮可持續(xù)開采，取400m3/d。開采深度依據《地熱資源地質勘查規(guī)范》（GB/T11615—2010）8.3.4條年壓力下降值不大于0.02MPa，即最大為204m（或取200m）。

表1 計算參數確定一覽表

(3)計算結果

經計算工作區(qū)館陶組熱水總資源量為77.28×108m3，其中彈性存儲量為14.78×108m3；東營組熱水總資源量為47.21×108m3，其中彈性存儲量為6.71×108m3。

6 結論

(1)區(qū)內地下水較為豐富，為中低溫水熱系統(tǒng)。

(2)該地熱田類型為熱傳導型，上第三系明化鎮(zhèn)組地層和第四紀地層為蓋層，巖性主要為第三系的泥巖、砂巖和砂礫巖；下第三系沙河街組及東營組的砂巖、砂礫巖為中部熱儲層，富水性相對較好；上第三系館陶組砂巖為上部熱儲層，富水性好。

(3)本區(qū)地熱資源量較為豐富，可采量大。館陶組砂巖厚度大，透水性好，孔隙發(fā)育，埋藏淺，水量豐富，單井涌水量可達3000m3/d，含水層埋深900-1400 m，水溫可達50℃，水質好，礦化度低，熱水不經處理即可直接利用，是經濟型地熱資源。東營組熱儲層砂巖物性變差，水量在150-1100m3/d之間，礦化度高，水溫可達70℃，達微咸水-咸水，一般位于油層下面，是亞經濟型地熱資源，可以利用油田條件較好的報廢井和核銷井開采地熱。

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[4]遼寧省盤錦市興隆臺地區(qū)下第三系地熱資源調查評價[R].盤錦:盤錦市科海石油技術發(fā)展有限公司,2011.

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