Research on Seepage Barriers of Massive and Superimposed Thick Oil Layers in the Low Oil Formation of No. 9 Block in Tahe Oilfield
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摘要:
塔河油田9区三叠系阿克库勒组下油组储层为典型的块状叠置辫状河三角洲储层，夹层分布及连通性极其复杂，封闭断层和泥质屏障、钙质胶结帯等不同级次渗流屏障控制着油藏内部油水运动。为深化储层空间非均质表征，在储层构型分析基础上，笔者采用层次分析方法，动静态相结合，对渗流屏障类型及其级次进行划分，分析泥质屏障、钙质胶结帯形成机理及其受控因素，建立块状厚油层渗流屏障分布地质模型。研究表明：塔河油田9区下油组主要渗流屏障为封闭断层屏障和层间、层内发育的泥质及钙质隔夹层；依据渗流阻挡作用分为4个级次，东北向封闭性断层及复合河道顶部6级界面是1级渗流屏障，3～5级构型界面控制了2～4级泥质、钙质渗流屏障的发育，建立完全不遮挡型、部分遮挡型及完全遮挡型等3种渗流屏障模式。通过分级次定量表征渗流屏障的空间分布，深化储层空间非均质性研究，为基于流动单元的精细地质建模奠定基础。
Abstract:The low oil formation reservoir of No. 9 block in the Tahe Oilfield is a superimposedmassive braided river delta reservoir, moreover, distribution and connectivity of the interlayers as well as complexity produced the sealing faults, argillaceous barriers, calcareous cemented zones and other different–level seepage barriers to control the movement of oil and water within the reservoir is to deepen the heterogeneity of the reservoir space; and the analytic hierarchy process is adopted based on the analysis of the reservoir configuration, and combined with dynamic and static, to clarify the seepage barrier types and levels;the formation mechanism of calcareous cement zone and its controlling factors is analyzed by researcher, so that establishes a geological model for the distribution of seepage barriers in massive thick oil layers; Researches show that the main seepage barriers of the low oil formation in No. 9 Block of Tahe Oilfield are sealing faults barriers, mud barriers, and calcium cemented zones, what is more, it can be divided into four levels according to the seepage blocking effect, and northeast sealing faults and the 6–level interface at the top of the composite channel are the first–level seepage barrier, the 3～5 level configuration interface controls the 2～4 level mud and calcareous seepage barriers; to establish three types of seepage barrier modes composed by completely uncover, partial cover, and completely cover. The spatial distribution of seepage barriers is characterized by hierarchical and sub–quantitative methods, which deepening the study of reservoir spatial heterogeneity, and laying the foundation for fine geological modeling based on flow units.
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地热资源作为一种可再生的清洁能源，以储量大、分布广、开发利用简便的优点成为具有竞争力的新能源（周国富等，2014；杨学明等，2020；陈海雯等，2023）。开发利用地热资源，对于地方新旧动能转换、缓减空气污染、促进经济社会发展等方面具有重要作用（王贵玲等，2017；黄建军等，2021）。在“双碳”目标提出后，地热资源作为五大非碳基能源之一，成为建设绿色油气田的重要增量选项（敬民，2021；杨合群等，2022）。
胶东半岛地下热源蓄量丰富，有广阔的发展前景，许多学者从地热田的特征和成因机制、地热资源的勘查和开发利用等方面对其进行研究。金秉福等（1999）分析胶东半岛地热资源的特征，认为胶东半岛地热系统均为中低温深循环对流型地热系统，其主要热源为深大断裂的对流热，多数温泉出露在多组断裂的交汇部位，热水化学成分差异很大。崔煜烽等（2018）在结合鲁东地区地热勘查的基础上，对比不同方法的勘查效果，提出地热勘查定井宜选位置和不同深度地层勘查适宜方法。王秀芹等（2015）对胶东半岛各地热田的资源量进行了计算，并提出了针对性开发建议和保护对策。史猛等（2021）针对胶东半岛各地热田的地温场特征及影响因素，提出了胶东半岛隆起–凹陷分流聚热模式。钟振楠等（2021）通过分析岩层热导率、生热率及地温分布特征，计算招远地热田的地热通量并估算热储温度及热循环深度，以此建立招远地热田成因概念模型。王昕昀（2018）对胶东半岛部分温泉的成因模式进行了分析，认为大气降水入渗经深循环加热后上升，上升过程中混入部分地下水，最后在断裂交汇部位出露成泉。前人对于胶东地热温泉的研究大多侧重于定性分析与推断，地热田的成因机制定量化研究相对不足。此外，虽然威海市内地热资源丰富，但其开发利用程度较低。因此，笔者在七里汤地热田地质背景分析的基础上，通过水化学特征分析与研究，基本查明了地热田形成的水源、热源、热储、盖层和地热流体通道，构建了七里汤地热田的概念模型，对促进威海地区地热资源开发与综合利用具有积极的指导意义。
1. 研究区概况
七里汤地热田位于秦岭–大别–苏鲁造山带威海隆起区，具备形成地热田的地质背景。胶东半岛地区出露地层有中太古界、新太古界、古元古界、新元古界震旦系和中生界白垩系及新生界古近系、新近系、第四系等。而七里汤地热田附近岩浆岩未出露，发育于新生代第四纪地层之下，顶板为淤泥质黏土、粉质黏土和风化的花岗岩，底板为块状构造花岗岩。地热水主要赋存于地热田内破碎结构、裂隙较发育的构造裂隙破碎带内。地热田内主要有两条断裂：北东向东母猪河断裂，呈压扭性；与之相交的为近东西向的抱龙河断裂，呈张扭性（图1）。
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图 1 七里汤采样点分布图（a）及典型钻孔地层结构图（b）Figure 1. (a) Qilitang sampling point distribution and (b) typical borehole formation structure七里汤已有上千年历史，始建于齐，“二泉并发，一热一凉，味皆甘洁”，元代易名为“如意泉”。早期泉眼到处喷涌，每天涌水量为1065.6 m3，正常水温为65.8 ℃，最高达80 ℃，富含多种对人体有益的元素。解放前，主要用于洗衣、洗菜和洗澡。新中国成立后，早在1955年七里汤建设的丝绸厂、染织厂产品远销欧美等地；1958年利用温泉水种植蔬菜成功；1985年利用温泉水养殖罗非鱼苗成功。改革开放以来，七里汤大规模开发利用，规划区面积为0.092 km2，热储埋藏浅，便于开发利用，地热水温度为62.5 ℃，允许开采量为15.44 万m3/a。七里汤地热田采矿权有效期内企业开采量为3.5 万m3/a；七里汤虽然现在有证开采量较小，但水位下降趋势明显，总开采量不可超过15.44万m3/a。
2. 研究方法
2.1 水样采集及孔内测温
依照《生活饮用水标准检验法》（GB5750－2023）采集地下水水样，其中Y01~Y15水样进行水质全分析测试，ZK1~ZK3孔内水样进行水质全分析以及同位素分析测试（图1），现场测试pH值、水温。样品采集后72小时之内进行处理和测试，测试过程严格按照有关规程、规范进行，保证测试质量。同位素样品密封后72小时之内送至中国地质科学院水文地质环境地质研究所检测，保证测试质量。使用SH–610S深井测温仪对ZK1、ZK2、ZK3进行孔内测温，每隔5 m测一次温度。
2.2 基础温度计算方法
热储温度一般采用阳离子温标法和SiO2温标法来估算。SiO2温标法的原理是SiO2矿物质在地热水中的溶解–沉淀平衡理论：SiO2溶解度随温度升高而增加，根据对ZK1、ZK2、ZK3孔内水样的水质分析结果分析选取公式。
$$ T = \frac{{1032}}{{4.69 - \log {\rm{Si}}{{\rm{O}}_2}}} - 273.15 $$ (1) 式中：SiO2为SiO2浓度，单位mg/L；T为热储温度，单位℃。
2.3 遥感解译
选用搭载于美国陆地资源卫星的Landsat 8 OL，根据不同光谱波段的特性，利用热红外波段，开展七里汤地热田地热信息分析及信息提取工作。遥感解译范围北起九里水头村南至文登碧桂园，西起马家沟后村东至苏家河村，采用辐射传输方程法进行地表温度反演，利用ENVI软件经过定标、参数波段运算、裁剪后得出七里汤地热田地表温度反演结果。对反演结果进行密度分割并将温度划分区间，得出最终的地表温度反演图。
3. 水化学特征与地温场特征
3.1 水化学特征及动态
3.1.1 水化学特征
根据检测数据得知，常温地下水中主要阳离子含量情况相近，最高的为Ca2+，一般接近100 mg/L左右；其次为Na++K+，一般为40～100 mg/L；含量最低的为Mg2+，普遍低于50 mg/L。常温地下水中主要阴离子含量情况差异较大，Cl−含量为23.87～413.57 mg/L；SO42－含量为27.21～300.54 mg/L；HCO3−含量为31.05～298.05 mg/L；NO3−含量为19.48～479.43 mg/L。
地热水主要阳离子中Na++K+浓度最高，在200 mg/L左右，显著高于常温地下水中Na++K+含量；其次为Ca2+，含量低于100 mg/L，与常温地下水接近；最低的为Mg2+，离子浓度多低于30 mg/L，含量低于常温地下水中Mg2+含量。地热水主要阴离子中HCO3−浓度最高，含量为218.6～502.9 mg/L，显著高于常温地下水中HCO3−含量；其次为SO42－，含量为122.3～170.6 mg/L；Cl−含量为47.16~96.77 mg/L；含量最低的为NO3−，仅个别检出，普遍低于常温地下水的含量（图2）。地热水中溶解性固体总量相对较低，水化学类型较常温地下水相比较为稳定（表1）。地热田地热水中部分离子含量基本与常温地下水相近，这说明地热水与周围常温地下水存在一定的联系。
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图 2 七里汤地热田水样点水化学Piper图Figure 2. Water chemical Piper diagram of water sample in Qilitang hot field表 1 七里汤田水化学类型表Table 1. Chemical types of Qilitang water采样编号 水化学类型 采样编号 水化学类型 采样编号 水化学类型 Y01 HCO3·Cl–Ca·Mg·Na Y02 Cl·SO4–Ca·Mg Y03 SO4·HCO3–Ca·Na Y04 Cl·HCO3–Ca·Na Y05 NO3·Cl–Ca·Na Y06 NO3–Ca·Na Y07 Cl·HCO3–Ca·Na·Mg Y08 HCO3·Cl–Ca·Na Y09 NO3–Ca·Na Y10 HCO3–Ca·Mg Y11 SO4–Ca·Mg Y12 SO4–Ca·Mg Y13 NO3·HCO3–Ca·Mg Y14 Cl–Ca·Na Y15 Cl·HCO3–Ca·Na ZK1 HCO3·SO4–Na·Ca ZK2 HCO3–Na·Ca ZK3 SO4·HCO3–Ca·Na 对比胶东其他温泉的水化学类型发现，七里汤地热水中主要阳离子含量与胶东地区温泉水含量接近，但主要阴离子含量却有所不同，七里汤地热水中以HCO3−和SO42－为主，而胶东地区温泉水以Cl−为主。胶东地区温泉水水化学类型主要以Cl–Na、Cl–Na·Ca、HCO3·SO4–Na、SO4·HCO3–Na型水为主（史猛等，2019a），而七里汤地热水水化学类型以SO4·HCO3–Ca·Na和HCO3–Na·Ca型水为主，说明地热水在上升过程中混入浅层地下水，导致水化学类型与周围常温地下水相似。
除主要阴阳离子外，地热水中明显高于常温地下水的还有：氟化物、偏硅酸等微量元素，且氟化物和偏硅酸含量均较高，其中，氟化物含量为3.24～12.20 mg/L，是生活饮用水水质标准的3.24～12.20倍，是常温地下水平均含量的5～24倍；偏硅酸含量为41.38～130.9 mg/L，是常温地下水平均含量的1.3～4倍。
地热水中的微量元素F含量偏高，是因为地热水在深循环径流过程中溶解了围岩中的含氟矿物质。偏硅酸含量偏高是因为区内花岗岩在深循环径流过程中发生了水－岩相互作用，而且温度越高，硅酸盐的溶解度越大。此外，地热水中还含有Rn、Ra等放射性元素，这既是地下水深循环的特征，也是构造活动的标志。
3.1.2 水化学动态
对地热田ZK1内地热水历年的化学组分进行分析，发现总体趋势较为稳定（图3）。主要化学组分中的K++Na+、Ca2+、Mg2+、Cl−、pH值、总溶解固体含量比较稳定，HCO3−呈缓慢上升趋势，SO42−呈下降趋势；特殊组分中氟化物含量相对稳定，SiO2和偏硅酸变化幅度稍大，原因主要是地下热水的持续开采，导致水位下降，混入了一定的浅层地下水，地下热水循环加快，地下热水对花岗岩的溶滤作用增强，使水中偏硅酸含量变幅较大。
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图 3 七里汤地热水化学组分历年含量曲线图Figure 3. Content curve of chemical components in Qilitang geothermal water over the years3.1.3 地下热水水位与水温动态
随着七里汤地热田开发利用程度的不断提高，水位呈下降趋势（图4），特别是自20世纪90年代以来，随着人工开采量的大幅增加，水位下降明显。从调查结果可以看出，七里汤地热田2006年开采量为17.60 万m3/a，2020年增至22.89 万m3/a，增加幅度为0.35 万m3/a；ZK1水位埋深由2006年的22.4 m，降低至2020年的25.2 m，降低幅度为0.18 m/a。
七里汤温泉水的水温也存在着变化，从1980年的71 ℃到2006年的68 ℃，再到如今的66 ℃，水温共减小5 ℃；胶东半岛的一些温泉，如附近的大英汤水温从1980年的63 ℃到现在的62 ℃，呼雷汤水温从1980年的69 ℃到现在的60 ℃，温泉汤水温从1980年的73 ℃到现在的59 ℃，招远温泉水温从1980年的98 ℃到现在的81 ℃，即墨东温泉水温从1980年的89 ℃到现在的62 ℃（史猛等，2021），发现胶东半岛地区温泉水的水温逐年降低，可能是地热水的大量开采，加剧了地下水径流交替循环强度，进而造成泉水温度的下降。
3.2 地温场特征及地热异常区圈定
3.2.1 地温场特征
根据测温结果绘制地温等值线（图5），可以看出该地热田中心部位地温变化比较明显，呈串珠状向南北两端延伸，在东侧也有多个高值带，但温度较中心部位明显偏低。总体来说，各高值带分布呈现一定规律性，即北东向的高值带与东母猪河断裂走向大致相同，推测其为地热田的控热构造。
对研究区内3处钻孔进行垂向测温得知水温均呈递增趋势（图6），其中ZK1的水温起始温度为33.5 ℃，至孔深147 m处增温至53 ℃，在147～148 m段水温快速上升，至终孔150 m处水温达到62.5 ℃，平均地温梯度为21.48 ℃/100 m；ZK2的水温起始温度为18.5 ℃，终孔温度为39.6 ℃，地温梯度为15.48 ℃/100 m；ZK3的水温起始温度为19.7 ℃，终孔温度为42.9 ℃，地温梯度为14.66 ℃/100 m。ZK2和ZK3垂向测温曲线基本一致，说明两处热储形态相近，受北东向的东母猪河断裂和东西向抱龙河断裂影响相近；ZK1的水温在同深度均比其余两处钻孔水温高，并且深部温度上升加快，说明在150 m左右进入热储热源构造带，推测该断裂深部仍有温度增加的潜力。
3.2.2 异常区圈定
本地区地热平均增温率约为3 ℃/100 m，将超过平均增温率的部分作为地热异常区。根据遥感解译中地表温度反演结果，发现七里汤附近地热异常区反映为暗红色异常特征，地热异常区成中心扩散型，呈不规则块状展布。地热异常主要分布在断裂构造带周围，附近城市开发利用程度高，城市热岛效应明显，城市开发建设将一些重要地质背景及地热信息掩盖。在遥感解译的基础上，综合分析研究区地热地质条件，结合地温测量以及钻孔测温，划定七里汤地热异常区，确定地热异常区的面积约0.092 km2（图5）。并且对比胶东地区其他地热田面积得知，大英汤地热田为0.14 km2，宝泉汤地热田面积为0.14 km2，洪水岚汤地热田面积为0.2 km2，由此可以看出在胶东地区，地热田的面积都较小且相差不大（田粟，2012）。
4. 地热田成因机制
4.1 地热水补给来源
中低温地热资源中的δ18O、δ2H含量相对比较稳定，可以用来研究地热水的补给来源。经检测七里汤地热田地热水中的δ18O、δ2H测定结果分别为−64‰、−8.9‰，附近大英汤地热田地热水中的δ18O、δ2H测定结果分别为−63‰、−8.7‰，同时搜集研究区附近其余地热水中的δ18O、δ2H测定结果，发现研究区及附近地热流体的δ18O、δ2H数据点都落在全球大气降雨线（δ2H=8δ18O+10）及中国东部地区大气降雨线（δ2H=7.46δ18O+0.9）附近（图7），未出现明显的氧同位素偏移。此外，张涛（2011）通过对胶东半岛14处温泉进行研究，发现威海宝泉汤、牟平于家汤、招远东汤温泉形成年龄大于40a，其余温泉年龄小于40a，以现代水补给为主。因此，七里汤地热田及附近的地热水来源主要来自于大气降水，而非地球内部的内生水或者古封存水等水体。
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图 7 水样δ2H−δ18O关系图七里汤、大英汤的地热水的氢氧同位素为实测数据，其他数据来自王昕昀（2018）Figure 7. Relationship between δ2H and δ18O in water samples4.2 热源分析
胶东半岛位于环太平洋地热带，为华北板块与扬子板块的碰撞结合带，早期处于地温上升阶段，近期地温上升虽有所衰退，但仍具有较高的地热背景（陈墨香，1988）。前人研究表明胶东半岛具有较高的大地热流背景值（图8）（史猛等，2021），而且高热流值与深大断裂走向基本一致，说明深大断裂是其导热通道。
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图 8 胶东半岛硅热流等值线图（据史猛等，2021修改）Figure 8. Isoline map of silicon heat flow in Jiaodong Peninsula胶东半岛岩浆活动十分频繁，从太古代到新生代均有发育，以中生代岩浆活动最为强烈，而胶东半岛地热水的形成时间多在5~10a，少部分地热水年龄为30~40a（张涛，2011），从热水形成年龄和岩浆活动时间来看，热源为岩浆残余热的可能性不大。另外，通过地热水放射性元素分析，虽普遍含有Ra、Rn、U等，但是依据相关公式计算其热量很小，不足以支撑地热资源的形成（史猛等，2019b；钟振楠等，2021）。综上所述，地热增温为其主要热源。
从ZK2和ZK3测温曲线可以看出，两孔测温曲线均为直线增温型，无明显温度异常，热源为深大断裂的热传热，而位于导热断裂带ZK1孔测温曲线为上凸型，说明该孔为水热对流增温型地热井（李攻科等，2014）。
综合胶东地区热源分析以及钻孔测温曲线可以看出，七里汤的聚热模式为导热断裂带中的水热对流聚热，深大断裂沟通了地壳深部热源，断裂带破碎构成强富水条带、导水通道和优势导热通道，深部热流沿该通道以热对流方式携带到达地壳浅部，形成带状对流聚热。
4.3 热储温度与循环深度
采用SiO2温标法，依据温泉水水质分析结果绘制SiO2溶解度曲线（图9）。可以看出七里汤温泉落在玉髓溶解曲线附近，说明玉髓是控制温泉水中SiO2平衡的主要矿物，因此采用玉髓溶解曲线计算热储温度。
计算结果表明：当七里汤温泉水SiO2的浓度为106.42 mg/L、水温为67 ℃的时候，计算的热储温度为114.39 ℃。经分析可知七里汤主要补给水源为大气降水，沿着北东向横口–杨格庄断裂入渗，在深循环径流过程中被加热后上升，在上升过程中混入部分地下水，导致温度下降，最后在断裂交汇部位出露成泉。假设地下热量随深度的增加遵循正常的地温梯度，可根据当地的地温梯度来估算地热水的循环深度：
$$\begin{split} \\ Z=G(t_{Z}-t_{0})+Z_{0 } \end{split} $$ (2) 式中：G为增温梯度，单位m/℃；tZ为热储温度，单位℃；t0为威海地区多年平均气温，单位℃；Z0为常温带深度，单位m。
根据资料可知，七里汤地热水的增温梯度为22.7 m/℃，威海地区多年平均气温为15 ℃，常温带的深度为20 m，经计算得七里汤地热田地热水的循环深度为2 276.07 m。在胶东地区，所有温泉水的热储温度均为106～135 ℃，相互之间温度差距不大，都属于中低温型地热田，并且可能所有温泉水的热源相同。胶东半岛地区温泉中除于家汤温泉循环深度较浅以外，威海地区温泉循环深度普遍较深（表2），其中宝泉汤、温泉汤、呼雷汤、乳山小汤、招远东汤温泉的循环深度为1.3～3.6 km，其他等地的温泉循环深度深为5.5～9.7 km，由上可知七里汤温泉也属于中深循环地热流体。
表 2 胶东部分温泉热储温度及所处构造表Table 2. Temperature and structure of some hot spring heat storage in Jiaodong温泉 热储温度（℃） 循环深度（m） 构造部位 备注 威海宝泉汤 115.16 2022.14 NW神道口断裂；NE金线顶断裂 ○ 威海温泉汤 125.5 1743 NW温泉汤断裂；NE西字城—鲍家山断裂 ※ 文登洪水岚汤 135.02 5532.74 NE横口—东柳林断裂 ☆ 文登呼雷汤 136.6 1352.69 NE青龙河断裂；NW汤西断裂 ☆ 文登汤村汤 106.32 7302.85 NE昌阳河断裂；NW汤村断裂 ☆ 文登大英汤 109.18 1808.79 NE米山断裂、NE甸里院断裂 ☆ 乳山小汤 110.47 1503.2 NE仙姑顶断裂 ☆ 牟平龙泉汤 109.34 9653.24 NE汤西—龙泉断裂 ☆ 牟平于家汤 116.33 620.15 NE桃村断裂、郭城—即墨断裂；NW于家汤断裂 ☆ 乳山兴村汤 112.61 9784.65 NE朱吴断裂 ☆ 即墨东温泉 123.8 7803.84 NE青岛断裂、NE郭城—即墨断裂 ☆ 栖霞艾山汤 117.09 8568.32 NE寨里—杨础断裂 ☆ 蓬莱温石汤 132.09 8921.29 NE村里集断裂；NW温石汤断裂 ☆ 招远东汤温泉 127.63 3634.7 NE玲珑断裂；NW招平断裂（招远段） ☆ 注：○表示资料来自于杜桂林等（2012）；※表示资料来自于隋来伦等（2020）；☆表示资料来自于史猛等（2019a）。 4.4 断裂对温泉控制作用
从地质构造上看，胶东温泉附近均存在区域性的深大断裂，主要以北东向导热断裂为主，部分地热田出露点附近也存在相对次一级的北东向断裂与北西向断裂（表2），如温泉汤温泉受北西向温泉汤断裂和北东向西字城—鲍家山断裂控制，招远温泉受北东向玲珑断裂和北西向招平断裂控制，即墨东温泉受北东向青岛断裂和北东向郭城—即墨断裂控制（图10）。因此，区域上的深大断裂是地热水运移的主要通道，而局部的断裂交汇部位则是控制温泉出露的决定性因素（史猛等，2019b）。综合上文的分析可以看出：北东向的东母猪河断裂为七里汤地热田的控热构造，北东向的东母猪河断裂和东西向抱龙河断裂控制了温泉出露位置。
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4.5 七里汤地热田概念模型
在借鉴胶东温泉成因机制的基础上，结合七里汤地热田特定的地质构造、地热水的补给来源和循环演化特征等方面，研究七里汤地热田的成因机制。七里汤地热田内的热储盖层主要有2种，即第四系松散层和侏罗纪二长花岗岩。第四系松散岩层，厚度一般小于8 m，保温效果不甚明显；二长花岗岩分布于第四系松散岩层下部，厚度为15～20 m，该岩石既是构成热储的主要岩层，又是热储的主要盖层。
地热田热储为北东向东母猪河断裂与近东西向抱龙河断裂控制的断裂裂隙型热储，热储中心在老母猪河断裂与抱龙河断裂的交汇复合部位。断裂带两侧构造裂隙发育既是热能储存场所，也是热能传输、运移的主要通道，同时为大气降水入渗补给和深部热流上升提供了理想通道。地热田内地热水为裂隙水，主要接受大气降水补给，其次在低处受松散层孔隙水的补给。大气降水和常温地下水通过东母猪河断裂与抱龙河断裂交汇部位的断裂破碎带入渗，经过深部循环热源加热后，以对流的方式上升至地表浅部，以泉的形式进行排泄（图11）。
综上所述，七里汤为深循环–对流型，即在山区接受大气降水入渗补给，沿着横口–杨格庄深大断裂径流，在深循环径流过程中温度不断升高，循环至地下2276.07 m处温度升至114.39 ℃，由于温度升高水压降低，地热水开始向上运移，在上升过程中混入部分地下水，导致温度下降，最后在断裂交汇处、第四系静水压力最小的部位出露成泉，泉水温度约67 ℃。
从七里汤地热泉可以看出，热水沿着高渗透性的破碎带上涌至地表形成地热田，所以胶东半岛热异常显示范围相对较小，地热资源均属于受断裂控制的中低温对流型地热资源。
5. 结论
（1）七里汤地热田地热水的水化学类型主要为SO4·HCO3–Ca·Na和HCO3–Na·Ca型水，地热水中F、H2SiO3含量较周边地下水和地表水明显偏高。七里汤地热田及附近的地热水来源主要来自于大气降水，而非地球内部的内生水或者古封存水等水体，地热增温是其主要热源，热储温度为114.39 ℃，循环深度为2 276.07 m。
（2）七里汤地热田成因机制为深循环–对流型，即在山区接受大气降水入渗补给，沿着横口–杨格庄深大断裂径流，在深循环径流过程中温度不断升高，循环至地下2 276.07 m处温度升至114.39 ℃，由于温度升高水压降低，地热水开始向上运移，在上升过程中混入部分地下水，导致温度下降，最后在断裂交汇处、第四系静水压力最小的部位出露成泉，泉水温度约为67 ℃。
（3）近年来，随着开采量的增加和开采时间的延续，七里汤地热田的水位呈下降趋势。因此，在未来开发利用过程中，地热田总开采量不可超过15.44万m3/a。
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图 2 塔河油田9区下油组沉积柱状剖面图
Figure 2. Sedimentary column profile of lower oil formation in block 9 of Tahe oilfield
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图 3 塔河油田9区S100井下油组构型单元及界面单井柱状图
Figure 3. Configuration unit and interface single well column diagram of S100 downhole oil formation in block 9 of Tahe oilfield
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图 4 塔河油田9区三叠系下油组三角洲前缘储层构型模式图（据徐丽强等，2016修改）
Figure 4. The braided river delta reservoir architecture model of lower oil formation in block 9 of Tahe Oilfield
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图 6 塔河油田9区三叠系下油组各类型夹层岩电特征
Figure 6. Electrical characteristics of various types of intercalations in the lower Triassic oil formation in block 9 of Tahe oilfield
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图 7 塔河油田9区三叠系下油组1-1单层二级渗流屏障平面分布图
Figure 7. Plane distribution of 1-1 single layer secondary seepage barrier of Lower Triassic formation in block 9 of Tahe oilfield
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图 8 塔河油田9区三叠系下油组三级渗流屏障遮挡剖面图
Figure 8. Seepage shielding profile of Lower Triassic oil formation in block 9 of Tahe Oilfield
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图 9 塔河油田9区三叠系下油组1-1单层四级渗流屏障平面分布图
Figure 9. Plane distribution of 1-1 single layer four stage seepage barrier of Lower Triassic oil formation in block 9 of Tahe oilfield
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图 10 基于构型控制的块状厚油层渗流屏障分布地质模型
①.一级渗流屏障：封闭断层；②.二级渗流屏障，5 级界面；③.三级渗流屏障，4 级界面（相界面）；④：四级渗流屏障：3 级界面（层内夹层）
Figure 10. Geological model of seepage barrier distribution in massive thick reservoir based on configuration control
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图 11 塔河油田9区三叠系下油组1-1单层渗流屏障分布图
Figure 11. Distribution of single–layer seepage barrier of Lower Triassic formation 1-1 in block 9 of Tahe oilfield
表 1 渗流屏障级次及特征
Table 1 Seepage barrier grades and characteristics
渗流屏障
级别定义 对应构型界面级别 通体级别 一级 封闭性断层及垂向不同期次沉积体系间的非渗透性边界 6级（区域稳定沉积的泥岩隔层、不整合） 连通体 二级 同期水道与心滩坝沉积组合之间
非渗透性边界5级（沉积体系组合之间的泥岩或者泛滥平原沉积） 连通单元 三级 同期水道与心滩项之间的界面 4级（泥质河道、泥质半充填河道和洪水
漫流细粒沉积）连通单元 四级 心滩坝内部的非渗透性沉积 3级（心滩坝内部落淤层，坝上沟道 渗流单元 
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表 2 不同构型单元非均质性参数统计表
Table 2 Statistical table of heterogeneity parameters of different configuration units
层号 辫状河道 心滩 水下/水上分流河道 水下/水上河道侧缘 平均值 变异
系数突进
系数级差 平均值 变异
系数突进
系数级差 平均值 变异
系数突进
系数级差 平均值 变异
系数突进
系数级差 T2a1-1 — — — — — — — — 103 0.6 4 49.3 93.7 0.7 6.7 563.5 T2a1-2 68.3 0.42 1.7 3.6 — — — — 120.3 0.52 4 69.4 140.9 0.62 3 14.9 T2a1-3 221.9 0.55 2.5 11.5 136.1 0.4 1.9 7.4 150.6 0.5 3 34.3 106.5 0.52 2.9 10.7 T2a1-4 207.6 0.58 3.6 32 160.4 0.56 3.5 51.3 — — — — — — — — 平均 165.9 0.52 2.6 15.7 148.3 0.48 2.7 29.3 125.4 0.54 3.7 51 113.7 0.61 4.2 196.4
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