М.В. Мищенко1, Е.М. Дутова1, 2, И.В. Вологдина2, Н.Н. Галашов1
1Национальный исследовательский Томский политехнический университет, Томск, Россия
2Томский государственный университет, Россия
Рассматриваются вопросы использования альтернативных источников энергии, подчеркивается, что для Западной Сибири, в целом, и для Томской области, в частности, из них наиболее перспективным являются термальные подземные воды. Приведена гидрогеологическая и геотермическая характеристика геологического разреза Томская область для условий которой, с использованием ПК HydroGeo, выполнено численное моделирование тепломассопереноса.
Показан характер изменения температурного поля меловых водоносных комплексов для двух схем эксплуатации. Анализ результатов моделирования показал, что эксплуатация подземных термальных вод приводит к формированию асимметричной формы области вытеснения отработанными водами подземных вод. Размер и форма области вытеснения связана с технологическим размещением призабойных зон проектных скважин и особенностью строения геологического разреза на исследуемой площади.
Ключевые слова: подземные воды, температурные изменения, моделирование, теплопроводность
В современных условиях все регулярнее поднимаются вопросы использования альтернативных источников энергии (энергии Солнца, ветра, энергии рек, приливов и отливов морей и океанов, тепла Земли, биомассы) (Ананьева М.А., 2012; Данченко А.М и др., 2002). Для Западной Сибири, в целом, и для Томской области, в частности, наиболее перспективными из альтернативных источников являются термальные подземные воды
(Конторович А.Э. и др., 1975; Дучков А.Д. и др., 1997; Дучков А.Д. и др., 1987; Розин А.А., 1977; Курчиков А.Р., 1988; Назаров А.Д. 2004).
По различным оценкам запасы геотермальной энергии в Западно-Сибирском артезианском бассейне составляют до 70 % всех геотермальных ресурсов Российской Федерации (Дучков А.Д. и др., 1987; Розин А.А., 1977; Курчиков А.Р., 1988; Назаров А.Д.
2004). Почти половина этих запасов сосредоточена в Томской области (Назаров А.Д. 2004;
Мищенко М.В., 2006).
Главным источником хозяйственно-питьевых вод является олигоцен-четвертичный водоносный комплекс, а подземные воды эоцен-верхнемелового комплекса, зачастую, используются как минеральные столовые или лечебно-столовые. Общая мощность двух верхних водоносных комплексов составляет порядка 600 м.
Основным и наиболее доступным ресурсом геотермальной энергии считаются водоносные комплексы меловых отложений, в связи с их высокой температурой, площадным распространением, хорошими показателями водообильности и ФЕС.
Основные показатели водоносных комплексов приведены в табл. 1
Таблица 1. Основные показатели водоносных комплексов Водоносный комплекс Мощность, м Химический состав Температура, °С Олигоцен-четвертичный до 100 пресные, гидрокарбонатно-
натриевые
холодные воды, ниже 20
Эоцен-верхнемеловой до 500 преимущественно солоноватые, хлоридные натриевые
теплые воды, 20 – 35 Апт-альб-сеноманский 500 – 800 преимущественно солоноватые,
хлоридные натриевые
теплые воды, 39 – 68 Готерив-барремский 450 – 500 солоноватые, умеренно солѐные
хлоридные кальциево-натриевые
горячие воды, 78 – 81
Валанжинский до 400 солѐные и крепко солѐные,
хлоридные натриевые и кальциево- натриевые
очень горячие воды,
85 – 93
Проведѐнные расчѐты тепловых ресурсов показали, что термальные воды, приуроченные к отложениям апт-альб-сеноманского, готерив-барремского и валанжинского водоносных комплексов заключают в себе значительные энергетические ресурсы (приведены в табл. 2) и могут использоваться для выработки энергии и создания на их базе геотермальных комплексных систем.
Таблица 2. Тепловые ресурсы Водоносные комплексы Обычные скважины
Т, ºС G при ηгеот=0,5, ГДж/сут
апт-альб-сеноманский 46 480
готерив-барремский 63 660
валанжинский 91 955
Примечание: ηгеот – коэффициент полезного использования тепла термальных вод.
Программный комплекс HydroGeo, разработанный М.Б. Букаты, позволяет производить моделирование изменения гидрогеологических условий при эксплуатации термальных вод, в том числе и изменения температурного режима подземных вод и оценки вторичного минералообразования (Букаты М.Б., 2002; Мищенко М.В., Букаты М.Б., Дутова Е.М., 2011; Мищенко М.В., Дутова Е.М., 2019).
Моделирование эволюции температурного режима термальных вод осуществляется гидродинамическим методом с использованием 3D-сеточной модели с учетом литологического строения территории как по площади, так и по разрезу. Моделирование кондуктивного теплопереноса основывалось на использовании метода релаксации, аналогично моделированию геофильтрации, в ходе независимого цикла.
Все расчѐтные показатели (высота блоков, их мощности, литология, ФЕС) принимались исходя из характеристик водоносных комплексов (табл. 3). Количество
расчѐтных блоков по высоте составило 10 для апт-альб-сеноманского, 11 для готерив- барремского и 22 для валанжинского комплексов.
Таблица 3. Характеристика водоносных комплексов Характеристики
Водоносные комплексы Апт-альб-
сеноманский
Готерив-
барремский Валанжинский
Н, м 780 420 400
Коэффициент фильтрации, м/сут 0,5–0,8 3,0–11,8 3,3–6,7 Коэффициент пьезопроводности, 103, м2/сут 409–612 100–200 120–470
Пористость открытая, % 15–20 20–30 30–40
Пористость поточная, % 50 60 80
Пластовое давление, атм 170 188 204
Напор, м 1600 1750 1900
Пластовая температура, °С 48–54 57–65 76–84
Теплопроводность пород*, Вт/(м·К) 2 2 2
Теплоемкость*, 106,Дж/ (м3·К)
Песчаник 1,7 1,9 1,9
Алевролит 1,6 1,8 1,8
Глины 1,9 1,9 2,0
Примечание: * значения теплоемкости – приняты согласно данным А.Р. Курчикова (Кирюхин А.В, 2002).
Моделирование эволюции изменения температурного поля меловых водоносных комплексов производилось для двух схем эксплуатации. Первая схема основана на отборе воды из нижних горизонтов комплекса и возврате охлаждѐнных отработанных вод в его верхние горизонты. Вторая схема основана на отборе вод из нижней части валанжинского водоносного комплекса и возврате охлаждѐнных отработанных вод в верхнюю часть апт- альб-сеноманского комплекса.
При первой схеме эксплуатации подземных вод на конец расчѐтного срока работы водозабора понижение температуры для апт-альб-сеноманского водоносного комплекса составляет 0,2 °С, что соответствует примерно 0,5 % потери тепла, для готерив- барремского комплекса снижение температур достигает почти 3 °С, или около 4 % потери тепла. В валанжинском комплексе снижение температуры может превысить 4 °С, с потерей порядка 5 % тепла. При второй схеме, воздействие добывающей скважины на нижние водоносные горизонты начинает проявляться по истечению конечного расчѐтного срока эксплуатации работы тепловодозабора, потеря температуры при данной схеме эксплуатации не превышает 1 °С.
Список литературы
1. Ананьева М.А. Возобновляемые источники энергии: перспективы развития и меры государственной поддержки / М.А. Ананьева // Проблемы современной экономики.
– 2012. – № 2 (42). – С. 247–249.
2. Данченко А.М. Кадастр возможностей / А.М. Данченко, Г.О. Заде, А.А. Земцов и др. – Томск: Изд-во НТЛ, 2002. – 280 с.
3. Конторович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. – М.: Недра, 1975. – 680 с.
4. Дучков А.Д. Тепловой поток и геотемпературное поле Сибири / А.Д. Дучков, Л.С. Соколова, В.Т. Балобаев и др. // Геология и геофизика. – 1997. – Т 38. – № 11. – С.
1716–1729.
5. Дучков А.Д. Тепловое поле недр Сибири / А.Д. Дучков, С.В. Лысак, В.Т.
Балобаев и др. – Новосибирск: Наука, 1987. – 196 с.
6. Розин А.А. Подземные воды Западно-Сибирского артезианского бассейна и их формирование / А.А. Розин. – Новосибирск: Наука, 1977. – 102 с.
7. Курчиков А.Р. Геотермия нефегазоносных областей Западной Сибири / А.Р.
Курчиков, Б.П. Ставицкий – М.: Недра, 1987. – 134 с.
8. Назаров А.Д. Нефтегазовая гидрогеохимия юго-восточной части Западно- Сибирской нефтегазоносной провинции / А. Д. Назаров – М.: Идея – Пресс, 2004. – 288 с.
9. Мищенко М.В. Термальные подземные воды Томской области / М.В. Мищенко // Энергетика: экология, надѐжность, безопасность: Труды 11-ой Всероссийской научно- технической конференции. – Томск: Изд-во ТПУ, 2006. – С. 140–143.
10. Букаты М. Б. Разработка программного обеспечения для решения гидрогеологических задач/ М. Б. Букаты // Известия Томского политехнического университета. – 2002. – Т. 305. – № 6. – С. 348–365.
11. Мищенко М. В. Моделирование изменения температур подземных вод Южно- Черемшанской площади Томской области / М. В. Мищенко, М. Б. Букаты, Е. М. Дутова //
Известия Томского политехнического университета. – 2011. – Т. 319. – № 1. – С. 167–172.
12. Мищенко М.В., Дутова Е.М. Прогнозирование изменения температуры эксплуатируемых термальных вод меловых отложений (Первомайская площадь, Томская область) // Вестник Воронежского государственного университета. Серия: Геология. 2019.
№ 1. С. 102-108.
13. Кирюхин А.В. Моделирование эксплуатации геотермальных месторождений / А. В. Кирюхин – Владивосток: ДальНаука, 2002. – 215 с.
УДК 550.341.5