Geothermal resources of Kamchatka and the nearest prospects of their development

Full Text

ВВЕДЕНИЕ

Природные гидротермальные системы разделяются на высокотемпературные (с температурой в недрах выше 150оС), и системы с температурой менее 150оС (среднетемпературные и низкотемпературные, по [Muffler, 1979]).

Авторами статьи под геотермальными ресурсами понимают источники формирования извлекаемой скважинами тепловой геотермальной энергии, а под прогнозными – долю возможного расхода теплоотбора продуктивных скважин (МВтт тепловых), преобразуемую в полезную механическую мощность для высокотемпературных систем или в потребляемую тепловую мощность для систем с температурой менее 150оС. Характерной особенностью Камчатки является широкое развитие локальных термоаномалий, связанных с активной вулканической деятельностью, интенсивными процессами гидротермального изменения горных пород и аномально высоким выносом из недр тепла и вещества. В данной статье наряду с геотермальными ресурсами высокотемпературных гидротермальных систем, которые уже используются или могут быть использованы в электрогенерирующих теплоэнергетических установках, оцениваются другие виды ресурсов – гидротермальные системы с температурой менее 150оС и петрогеотермальные, включая ресурсы тепла неглубокозалегающих магматических очагов.

Термальные источники и другие поверхностные термопроявления являются индикаторами существования в недрах гидротермальных систем (геотермальных месторождений). Величина выноса тепла поверхностными термопроявлениями (мощность их тепловой разгрузки) определяет возобновляемую минимальную величину их геотермальных ресурсов. В таблице 1 приводятся уточненные и, как нам представляется, наиболее полные сведения о выносе тепла естественными термопроявлениями. Наиболее интенсивно глубинное тепло выносится более крупными гидротермальными системами и термопроявлениями, расположенными в Восточно-Камчатском и Центрально-Камчатском вулканических поясах.

 

Таблица 1. Вынос тепла естественными термопроявлениями Камчатки

Термальные источники, гидротермалные системы	Вынос тепла, МВтт
	Геотермальные провинции				Вулканические пояса			Камчатка в целом
	I	II	III	IV	Центрально-Камчатский	Восточно-Камчатский	Пояса в целом
Термальные источники	81.3	21.8	198.3	230.8	288.8	114.5	403.3	532.2
Высокотемпературные системы	-	40.5	1049.0	692.2	119.5	1662.2	1781.7	1781.7
Сумма	81.3	62.3	1247.3	923.0	408.3	1776.7	2186.0	2313.9

 

Оценки геотермальных ресурсов, изложенные в работах [Sugrobov, 1995; Сугробов и др., 2005 и др. работы], изменялись по мере углубления наших знаний о конкретных геотермальных объектах и совершенствования методов их изучения.

Данные о прогнозных геотермальных ресурсах гидротермальных систем и месторождений, приводимых ниже, можно использовать в качестве исходных для выбора объектов при постановке дальнейших разведочных работ. Заметим, что все усиливающееся использование геотермальных ресурсов для получения электрической и тепловой энергии связано с важностью экономии органического топлива, особенно в районах, не имеющих собственных запасов нефти и газа. К тому же применение геотермальных установок для получения энергии минимально загрязняет окружающую среду, особенно при возможности обратной закачки отработанных вод и конденсата пара в геотермальные резервуары.

ОЦЕНКА ВЫНОСА ТЕПЛА ПОВЕРХНОСТНЫМИ ТЕРМОПРОЯВЛЕНИЯМИ (МОЩНОСТЬ ТЕПЛОВОЙ РАЗГРУЗКИ)

Около 150 групп термальных источников, характеризующихся различными температурами и химическим составом воды, в том числе 11 высокотемпературных гидротермальных систем, расположенных в Восточно-Камчатском и Центрально-Камчатском вулканических поясах, объединены Ю.Ф. Манухиным и В.М. Сугробовым в четыре геотермальные провинции1 (рис. 1).

 

Рис. 1. Расположение основных групп горячих источников и гидротермальных систем Камчатки.

Геотермальные провинции: I – Северо-Камчатская, II – Центрально-Камчатская, III – Восточно-Камчатская, IV – Южно-Камчатская.

1 – активные вулканы; 2 – высокотемпературные гидротермальные системы (1 – Кошелевская, 2 – Паужетская, 3 – Ходуткинская, 4 – Мутновская, 5 – БольшеБанная, 6 – Карымская, 7 – Семячикская, 8 – Гейзерная, 9 – Узонская, 10 – Апапельская, 11 – Киреунская, 12 – Северо-Корякская), см. табл. 1, табл. 2; 3 – гидротермальные системы с температурой резервуара менее 150оС (2 – Русаковская, 3 – Анавгайская, 4 – Эссовская, 5 – Пущинская, 6 – Налычевская, 7 – Малкинская, 8 – Пиначевская, 9 – Начикинская, 10 – Южно-Бережная, 11 – Паратунская, 12 – Верхне-Паратунская), см. табл. 3; 4 – группы термальных источников с температурой от 50 до 100оС (а) и с температурой от 20 до 50оС (б).

1 Ворожейкина Л.А., Манухин Ю.Ф., Сугробов В.М. и др. Отчет о работе по теме: Прогнозная оценка геотермальных ресурсов Камчатской области. Этап – Геолого-экономическая оценка геотермальных объектов, первоочередных для освоения и проведения геологоразведочных работ до 1990 года. Петропавловск-Камчатский: КТГУ, КПУ по ИГТЗ, ИВ ДВНЦ АН СССР, ФГУ “КТФГИ”, 1980.

 

Помимо указанных выше 11-ти высокотемпературных гидротермальных систем в результате исследований, проведенных в последние годы в северном секторе Корякского вулкана можно выделить Северо-Корякскую гидротермальную систему (см. рис. 1, № 12) с прогнозными температурами до 300оС и значительными естественными ресурсами термальных вод [Kiryukhin et al., 2017б].

Оценка выноса тепла поверхностными термопроявлениями сделана для четырех геотермальных провинций, приуроченных к вулканическим поясам, причем отдельно подсчитан вынос тепла термальными источниками не связанных с высокотемпературными системами (см. табл. 1). Мощность естественной тепловой разгрузки высокотемпературных гидротермальных систем определена по сумме мощностей открытой разгрузки гидротерм, их скрытой разгрузки в поверхностные водотоки, теплоотдачи с поверхности нагретого грунта и термальных водоемов, кондуктивных теплопотерь через кровлю резервуара.

В Северо-Камчатской геотермальной провинции выявлено 16 групп термальных источников с различной температурой, максимальная (75–95оС) зафиксирована в источниках Паланских и Русаковских.

В Срединно-Камчатской провинции находятся 26 групп термальных источников, в том числе Киреунские и Апапельские кипящие источники (поверхностные проявления одноименных высокотемпературных систем).

В Восточно-Камчатской провинции известно 52 группы термальных источников, большая часть расположена в Восточно-Камчатском вулканическом поясе. Среди них выделяются кипящие источники и паровые струи крупных гидротермальных систем: Узонской, Гейзерной, Семячинской, каждая из которых обладает мощностью тепловой разгрузки 268 МВт, 321 МВт, 314 МВт, соответственно.

В Южно-Камчатской провинции насчитывается 55 разнообразных термопроявлений, в том числе связанных с высокотемпературными системами Мутновской, Больше-Банной, Паужетской и Кошелевской. Гидротермальные системы провинции наиболее изучены с помощью буровых скважин, а выделенные при этом разведкой геотермальные месторождения обеспечивают использование их ресурсов геотермальными электростанциями (ГеоЭС). Это Паужетское и Мутновское месторождения. Разведочное бурение проводилось в этой провинции еще на двух месторождениях, высокотемпературных Больше-Банной и Нижне-Кошелевской систем.

Геотермальные ресурсы термальных вод, формирующиеся под воздействием регионального теплового потока вне пределов развития современных поверхностных термопроявлений, изучены менее детально. Площади их бассейнов выделены в отдельную геотермальную провинцию – крупных структурных депрессий. Эта провинция объединяет Западно-Камчатский прогиб, Центральный Камчатский прогиб, Восточно-Камчатский прогиб и другие, более мелкие структуры [Кононов, Сугробов, 1997].

ПРОГНОЗНЫЕ РЕСУРСЫ ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ГИДРОТЕРМАЛЬНЫХ СИСТЕМ

Оценка прогнозных геотермальных ресурсов производилась двумя основными способами: 1) по величине выноса тепла естественными термопроявлениями на площади систем и месторождений (мощности тепловой разгрузки); 2) по данным определения тепловой энергии резервуара, содержащейся в горных породах, насыщенных флюидом, и распространенных в пределах гидротермальных систем.

Оценка прогнозных геотермальных ресурсов по величине выноса тепла естественными термопроявлениями

Эта оценка основывается на допущении, что мощность тепловой разгрузки, определяемая по сумме выноса тепла естественными поверхностными термопроявлениями, отождествляется с минимальными геотермальными ресурсами, увеличение которых возможно при вскрытии глубоких горизонтов скважинами в процессе разведки и эксплуатации месторождений. Порядок такого увеличения (коэффициент увеличения) определен по сопоставлению полученного из продуктивных скважин расхода теплоотбора на разведанных геотермальных месторождениях и оценок мощности естественной тепловой разгрузки гидротерм. Например, для Паужетского месторождения расход теплоотбора из продуктивных скважин разведанного участка почти в три раза превышают величину естественной разгрузки гидротерм, при стабильной работе водозабора и постоянстве температуры и давления в скважинах [Сугробов, 1976]. При выносе тепла естественными термопроявлениями Паужетского геотермального поля в 63 МВт отбор тепла скважинами при стабильном режиме на Северном участке месторождения составил 146 МВт, а при тепловой мощности всей системы в 104 МВт суммарный отбор тепла геотермальными скважинами на месторождении мог бы достигнуть 350 МВт. Еще более значительное увеличение расхода теплоотбора было отмечено на Больше-Банном месторождении. Данные по зарубежным геотермальным месторождениям (Вайракей — Новая Зеландия; Лардерелло — Италия; Гейзеры Калифорнии — США и др.) также свидетельствуют о том, что отбор тепла скважинами превосходит вынос тепла естественными термопроявлениями в несколько раз. Например, в Вайракей скважинами отбирается около 2300 МВт, мощность тепловой разгрузки — 418 МВт.

Показательны в связи с этим данные о соотношении отбора тепла скважинами и мощностью начальной тепловой разгрузки при длительной эксплуатации Паужетского и Мутновского геотермальных месторождений. Отбор тепла при длительной эксплуатации Паужетского месторождения [Kiryukhin, Yampolsky, 2004; Kiryukhin et al., 2008] и многолетней – Мутновского месторождения [Kiryukhin et al., 2018] превышает начальную естественную разгрузку в 3–4 и 6–7 раз, соответственно, то есть значение коэффициента увеличения близко к его определению по данным начального периода эксплуатации месторождений. Поэтому можно полагать, что количественные соотношения прогнозируемого теплоотбора на геотермальных месторождениях и выноса тепла естественными термопроявлениями не случайны и позволяют подойти к оценке возможного энергетического потенциала высокотемпературных геотермальных объектов Камчатки.

Оценка прогнозных геотермальных ресурсов для месторождений Камчатки, приуроченных к высокотемпературным гидротермальным системам, выполнена с использованием коэффициента увеличения мощности тепловой разгрузки равного 4 и 7 и коэффициента перехода в полезную работу тепловой энергии на устье скважин 0.23 [Assessment …, 1979]. С учетом этого, прогнозные геотермальные ресурсы высокотемпературных гидротермальных систем, исключая Гейзерную, Семячикскую и Узонскую, расположенных в Кроноцком заповеднике, составляют около 1700 МВтт (табл. 2).

 

Таблица 2. Прогнозные геотермальные ресурсы высокотемпературных гидротермальных систем и геотермальных месторождений Камчатки

№ на рис. 1	Гидротермаль- ные системы и место-рождения	Состояние теплоноси- теля на поверхности	Естественная тепловая разгрузка, МВтт	Площадь распространения термопроявлений км2	Объем резервуара, км3	Средняя температура резервуара (максимальная в скважинах), °С	Тепловая энергия резервуара, 1018 Дж	Прогнозные геотермальные ресурсы, МВтт
								по тепловой энергии резервуара	по естественной тепловой разгрузке
1	Кошелевская	Перегретый инасыщенный пар	3141)	15 ± 4.5	37.5 ± 11.2	220	22.27 ± 6.7	431 ± 129	505.5
	Нижне- Кошелевское		1041)	7 ± 2.1	17.5 ± 5.2	220 (240)	10.39 ± 3.11	201 ± 60
2	Паужетская	Насыщенный пар и вода	1042)	18 ± 5.4	45 ± 13.5	200 (220)	25.78 ± 7.73	466 ± 140	95.7
	Паужетское		62,82)	7 ± 2.1	17.5 ± 5.2	200(218)	9.45 ± 2.83	171 ± 51
3	Ходуткинская	Горячая вода, источники 88°С	423)	12.0 ± 3.6	30 ± 9	200	16.2 ± 4.8	293 ± 88	29
4	Мутновская	Перегретый и насыщенный пар	5464)	32 ± 9.6	80 ± 24	220	47.52 ± 14.2	920 ± 276	879
	Северо- Мутновское		1294)	12 ± 3.6	30 ± 9	220(301)	17.82 ± 5.3	345 ± 103
5	Больше-Банная	Вода (кипе- ние)	795)	6 ± 1.8	15 ± 4.5	200(171)	8.1 ± 2.43	147 ± 44	72.7
6	Карымская		1466)	15 ± 4.5	37.5 ± 11.2	200	20.25 ± 6.1	366 ± 110	100.7
10	Апапельская		167)			200			11
11	Киреунская		24.58)	7 ± 2.1	17.5 ± 5.2	200	9.45 ± 2.83	171 ± 51	16.9
Итого								2794 ± 8389)	1710.5

Примечание. Данные по тепловой разгрузке: 1) Е.А. Вакин, 1976; 2) В.М. Сугробов, 1976; 3) Т.П. Кирсанова, И.В. Мелекесцев, 1984; 4) Е.А. Вакин, 1976а; 5) Ю.А. Краевой и др., 1976; 6) Г.Ф. Пилипенко, 1989; 7), 8) Т.П. Кирсанова, 1971; 9) данные по геотермальным ресурсам Нижне-Кошелевского, Паужетского и Северо-Мутновского месторождений включены в показатели соответствующих гидротермальных систем.

 

Оценка прогнозных геотермальных ресурсов по данным определения тепловой энергии резервуара

Этот подход, обоснованный в работах зарубежных специалистов [Muffler, Cataldi, 1978], базируется на определении тепловой энергии, содержащейся в горных породах, насыщенных флюидом и распространенных в пределах гидротермальных систем. Тепловая энергия резервуара рассчитывается по объему блока, слоя или резервуара нагретых горных пород, удельному теплосодержанию горных пород и их температуре. Предполагается столетняя эксплуатация геотермальных резервуаров.

При определении объема резервуара его мощность для всех систем принята одинаковой (2.5 км), исходя из залегания кровли на глубине 0.5 км и базовой глубины системы – 3 км. Объем резервуаров оценивается по размеру площади, определяемой по распространению поверхностных термопроявлений, особенностям геологического строения участка и гидрогеологических условий.

Температура в недрах систем, оцененная по химическим геотермометрам, расчету по данным измерения теплового потока или измерениям в скважинах, изменялась от 150 до 220оС для горячеводных систем и от 200 до 310оС для пародоминирующих. Однако, распределение температуры в конкретных резервуарах для большинства систем еще неизвестно, так как не проводилось разведочное бурение. Поэтому для приближенных расчетов термальной энергии в резервуаре температура принималась средней, одинаковой для всех горячеводных систем – 200оС и пародоминирующих систем – 220оС.

Удельная теплоемкость пород, насыщенных водой и паром, и представленных, главным образом, вулканитами и вулканогенно-осадочными породами, принималась равной 2.7 Дж/см3 оС [Assessment …, 1979]. Тепловая энергия резервуара (qR) определяется по формуле qR = VC (T–T1), где Т – средняя температура (оС) в недрах системы в слое 0.5–3.0 км, Т1 – среднегодовая температура воздуха (для Камчатки около 0оС), С – удельная теплоемкость горных пород, насыщенных флюидом (2.7 Дж/см3 оС). Используя соотношение тепловой энергии резервуара к полезной работе 0.057 и 0.061 [Assessment …, 1979, с. 26, рис. 5], соответственно, для резервуаров со средней температурой 200 и 220оС, рассчитываются геотермальные ресурсы, значения которых для конкретных объектов приведены в табл. 2. Суммарная их величина (около 2800 МВтт) имеет тот же порядок, что и ресурсы, определенные по выносу тепла естественными термопроявлениями (1710 МВтт). На эти оценки следует ориентироваться при постановке разведочного или эксплуатационного бурения.

Полученные величины прогнозных ресурсов приблизительно эквивалентны 1120 МВт и 680 МВт электрической мощности соответственно. Точная оценка величины электрической мощности определяется характеристиками и КПД используемых энергетических установок.

Прогноз электропроизводительности высокотемпературных месторождений

В пределах высокотемпературных систем (Паужетской, Больше-Банной, Кошелевской и Мутновской) на четырех месторождениях проведены геологоразведочные работы с применением бурения скважин.

Паужетское месторождение. С 1967 г. на базе месторождения работает Паужетская ГеоЭС, установленная мощность которой составляет сейчас 12 МВтэ. Анализ данных по термогидродинамическому и газогидрохимическому режиму, полученных при эксплуатации месторождения в 1960–2006 гг., и последующее численное термогидродинамическое моделирование привели к следующим результатам [Kiryukhin, Yampolsky, 2004; Kiryukhin et al., 2008].

Уточнена концептуальная гидрогеологическая модель Паужетского геотермального месторождения. Высокотемпературный гидротермальный резервуар приурочен к верхнемиоцен-плейстоценовому артезианско-вулканогенному бассейну (АВБ), имеет пластовое строение и залегает субгоризонтально на участке длиной не менее 2 км в широтном направлении и не менее 2.5 км в меридиональном направлении. Его средняя вскрытая мощность около 500 м, в центральной части месторождения гидротермальный резервуар пронизан дацитовым экструзивным комплексом Q2-3 и сообщается с системой каналов, подводящих теплоноситель из олигоцен-миоценового вулканогенно-осадочного фундамента (рис. 2). На рис. 2 показаны также проекции шести продуктивных разломов на абс. отм. –350 м, из них следует выделить разлом № 1, характеризующийся углом падения 71° на СВВ и выводящий 32% суммарной продукции, а также продуктивные разломы № 2, № 3 и № 4 с углами падения до 30° и выводящими вместе 53% суммарной продукции теплоносителя.

 

Рис. 2. Cтруктурный контроль Паужетского продуктивного геотермального резервуара [Kiryukhin, Yampolsky, 2004].

Линиями показано распределение температуры в продуктивном геотермальном резервуаре (температуры усреднены в интервале –500, 0 м абс.). Черные кружки с заливкой – скважины, вскрывшие дацитовый экструзивный комплекс Q2-3; крестиками – инжекционные скважины с высокой приемистостью. Жирные черные линии с указанием № разлома – проекции продуктивных разломов, рассчитанных как площадки плоско-ориентированных кластеров продуктивных зон, вскрытых скважинами, с использованием программы Frac-Digger2 на абс. отм. –350 м (для сравнения может быть использована схема линейных тектонических нарушений, показанная на рис. 1 в работе [Феофилактов и др., 2017], составленной по дешифрированию аэрофотоснимков, геохимическим, геофизическим и другим данным). Разметка осей – 500 м.

 

Трехмерная численная термогидродинамическая TOUGH2-модель Паужетского геотермального месторождения охватывает область 13.6 км2 и включает три слоя: 1) фундамент месторождения, вмещающий подводящие каналы теплоносителя; 2) гидротермальный резервуар; 3) верхний водоупор с проницаемыми “окнами”, через которые осуществлялась разгрузка теплоносителя до начала эксплуатации и инфильтрационное питание гидротермального резервуара в процессе эксплуатации. С помощью моделирования выявлены и оценены независимые ключевые параметры, контролирующие: 1) тепловую и массовую емкость гидротермального резервуара, 2) суммарный приток глубинного теплоносителя, 3) притоки холодных метеорных вод через инфильтрационные окна в верхнем водоупоре. Инверсионное iTOUGH2 моделирование впервые позволило оценить источники формирования эксплуатационных запасов Паужетского геотермального месторождения: 25.7% составляют естественные и привлекаемые ресурсы глубинного теплоносителя, 30% – инфильтрация холодных метеорных вод, 36.0% – упругая емкость гидротермального резервуара (в том числе 15.3% из “трещин” и 20.7% из матричного пространства) и 8.3% – реинжекция.

Прогнозное численное моделирование до 2032 г. при начальных параметрах добычных скважин на октябрь 2006 г. показывает возможность стабильного получения пара со средним расходом 28.9 кг/с (пароводяной смеси 288.3 кг/с) при условии последовательного бурения и ввода в эксплуатацию пяти дополнительных скважин, оптимизации потерь давления от скважин до сепараторов, т.е. при используемой технологии эксплуатации возможно обеспечение пара для ГеоЭС 6.8 МВт, при использовании более эффективных технологий преобразования пара в электроэнергию – до 11 МВт (бинарные технологии или применение специализированных турбин). Дополнительные запасы могут быть получены также при направленном разбуривании зоны восходящего потока теплоносителя в фундаменте и изоляции резервуара от охлаждающего влияния инфильтрационных вод.

Опыт эксплуатации средне- и высокотемпературных геотермальных месторождений на западе США (провинция Бассейнов и Хребтов, кальдера Лонг Вэлли, Ист Меза), являющихся по многим показателям аналогами Паужетского, показывает возможность существенного прорыва с доведением вырабатываемой мощности до 40 МВтэ на Паужетском геотермальном месторождении при использовании бинарной технологии, полной реинжекции, отработанного теплоносителя и применении погружных высокотемпературных насосов (shaft downhole pumps) для обеспечения требуемого расхода циркуляции.

Больше-Банное геотермальное месторождение является аналогом Паужетского по следующим показателям: 1) температурам продуктивного резервуара, вскрытым скважинами 170–200оС (Паужетское) и 160–172оС (Больше-Банное); 2) суммарной продуктивности 288 кг/с паро-водяной смеси (Паужетское) и 188 кг/с паро-водяной смеси (Больше-Банное); 3) трещинно-блоковому типу продуктивного резервуара (Паужетский резервуар приурочен к артезианско-вулканогенному бассейну N2–Q1 возраста, характеризующимся двойной пористостью, Больше-Банный резервуар приурочен к артезианско-вулканогенному бассейну N возраста, также характеризующимся трещинной продуктивностью). Поэтому Больше-Баннное месторождение может также достигнуть указанной выше электрической продукции. Оба указанных выше геотермальных месторождения могут быть использованы дополнительно для выработки тепловой энергии.

Мутновское месторождение. Месторождение обеспечивает введенные в эксплуатацию в декабре 1999 г. Верхне-Мутновскую ГеоЭС мощностью 12 МВтэ и в 2001 г. – Мутновскую ГеоЭС-1 мощностью 50 МВтэ.

Месторождение расположено в пределах Северо-Мутновской гидротермальной системы, тесно связанной с действующим вулканом Мутновский (возраст 80 тыс. лет, массив из 4-х вулканических конусов), который обеспечивает тепловое и водное питание Северо-Мутновской гидротермальной системы (рис. 3).

 

Рис. 3. Геологический разрез Северо-Мутновской гидротермальной системы.

1 – фундамент; 2 – миоценовые песчаники и третичные вулканогенно--осадочные отложения; 3 – миоценовые дацитовые и риолитовые туфы и лавы; 4 – плиоцен-четвертичные базальты и андезитовые туфы и лавы; 5 – Мутновский вулкан, включающий три вулканических конуса; 6 – верхнеплейстоценовые и голоценовые андезиты и базальты; 7 – верхне-плейстоценовые и голоценовые риолитовые экструзии; 8 – магматические инжекции (дайки) за 01.2009–06.2019 гг.; 9 – диоритовая интрузия; 10 –  термопроявления [Kiryukhin et al., 2018]; 11 – предполагаемые флюидные потоки (синие – холодные, красные – горячие); 12 – скважины на Мутновском месторождении (с соответствующими номерами); 13 – геоизотермы, °С; 14 – продуктивные зоны; 15 – пъезометрический уровень воды в геотермальном резервуаре; 16 – ледник Мутновского вулкана.

 

Инжекции магмы в виде даек, связанные с Мутновским вулканом, фиксируются плоско-ориентированными кластерами микроземлетрясений (MEQ), большинство из которых происходит в Северо-Восточном секторе вулкана (2 × 10 км2) на глубине от –4 до –2 км абс., а некоторые магматические внедрения происходят на отметках от –6 до –4 км абс. в районе продуктивного геотермального резервуара. Водное питание продуктивных резервуаров происходит при таянии ледника Мутновского вулкана (1500 м абс. до 1800 м абс.), что подтверждается данными изотопного состава (δD, δ18O) теплоносителя эксплуатационных скважин до начала эксплуатации. Дачный продуктивный резервуар с температурой 260–310°C и объемом 16 км3 находится на стыке разломов ССВ и СВ простирания, что совпадает с ориентацией инжекций даек. По результатам TOUGH2 моделирования показано, что резервуар способен обеспечить устойчивую продукцию 65–83 МВтэ. до 2055 г., при бурении дополнительных скважин в ЮВ секторе месторождения. Более того, продукция резервуара может увеличиться до 87–105 МВтэ, если применить бинарные технологии [Kiryukhin et al., 2018]. Моделирование также показывает, что прогнозные оценки чувствительны к величине притока локальных метеорных вод в процессе эксплуатации.

Концептуальное iTOUGH2-EOS1 термогидродинамическое моделирование Мутновской гидротермальной системы в целом объясняет ее формирование в течение 1500–5000 лет за счет теплового питания в результате инжекции даек через жерло вулкана Мутновского-4 и водного питания за счет инфильтрации воды через жерла вулканов Мутновского-2 и Мутновского-3 (рис. 4). Результаты моделирования также указывают на существование скрытого геотермального резервуара с температурой 300°C, находящегося ниже Мутновского продуктивного геотермального резервуара на глубине от 4000 до 5000 м, который может быть целью для будущих исследований и эксплуатации.

 

Рис. 4. Профильная термогидродинамическая iTOUGH2-EOS1sc модель Северо-Мутновской гидротермальной системы, прилегающей к Мутновскому вулкану (естественное состояние, время моделирования – 5000 лет).

1 – температура; 2 – паронасыщение; 3 – суммарные векторы массового потока с абсолютными значениями более 10-5 кг/с м2.

Примечание: цветом на рисунке показаны домены модели с различными материальными свойствами.

 

Оценка прогнозной электропроизводительности высокотемпературных гидротермальных систем по интенсивности вулканической активности

Соотношения между вулканической и гидротермальной деятельностью также могут быть использованы для прогноза электропроизводительности гидротермальных систем. Анализ данных по восьми крупнейшим странам-производителям геотермальной электрической энергии (Исландия, США, Индонезия, Филиппины, Япония, Мексика, Новая Зеландия, Италия (Тоскана)) показывает, что существует статистически значимая линейная корреляция между количеством активных вулканов и прогнозными геотермальными ресурсами, обеспечивающими электропроизводительность гидротермальных систем [Stefansson, 2005], т.е. один активный вулкан способен (в среднем) сформировать прилегающую к нему гидротермальную систему с прогнозной электрической мощностью 158 MВт (с погрешностью ± 13%). При этом вопрос о том, каким образом и где активные вулканы аккумулируют магму для генерации прилегающих к ним гидротермальных систем – остается открытым.

В связи с этим можно дополнительно отметить некоторые результаты исследований по проблеме формирования гидротермальных систем Камчатки, прилегающих к активным вулканам. Анализ локальной сейсмичности в пределах Авачинско-Корякской группы вулканов в период 2000–2016 гг. позволяет выявить последовательность плоско-ориентированных кластеров землетрясений, интерпретируемых как процесс внедрения даек и силлов [Кирюхин и др., 2017]. Инжекции магмы идентифицируются в следующих зонах: 1) неглубокозалегающий коровый магматический очаг в юго-западной части Корякского вулкана, состоящий из комбинации даек и силлов, в диапазоне глубин от –2 до –5 км абс.; 2) зона аккумуляции даек в субмеридиональной зоне (7.5 × 2.5 км) в диапазоне глубин от –2 до –5 км абс.; 3) неглубокозалегающий магматический очаг в конусе Авачинского вулкана в диапазоне отметок от 1 до 2 км абс.

На Камчатке функционирует 29 активных вулканов: Камбальный, Кошелевский, Дикий Гребень, Ильинский, Желтовский, Ксудач, Ходутка, Опала, Мутновский, Горелый, Авачинский, Корякский, Жупановский, Карымский, М. Семячик, Тауншиц, Кихпиныч, Крашенинникова, Кроноцкий, Кизимен, Комарова, Гамчен, Толбачик, Ушковский, Ключевской, Шевелуч, Безымянный, Хангар, Ичинский. Тогда суммарная оценка прогнозной электропроизводительности прилегающих гидротермальных систем составит 29 × 158 = 4582 МВтэ. Исключая семь вулканов, входящих в состав Кроноцкого заповедника (Тауншиц, Кихпиныч, Крашенинникова, Кроноцкий, Кизимен, Комарова, Гамчен), получим прогнозную электропроизводительность 22 × 158 = 3476 МВтэ. С учетом указанной выше погрешности, диапазон прогнозной электропроизводительности высокотемпературных гидротермальных систем Камчатки оценивается от 3024 до 3927 МВтэ.

ПРОГНОЗНЫЕ ГЕОТЕРМАЛЬНЫЕ РЕСУРСЫ ГИДРОТЕРМАЛЬНЫХ СИСТЕМ И МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ТЕМПЕРАТУРОЙ В НЕДРАХ МЕНЕЕ 150°С

Крупные геотермальные месторождения с температурой в недрах менее 150°С являются участками гидротермальных систем. С ними связаны многочисленные термальные источники с температурой 20–95оС, местоположение основных групп которых отражено на рис. 1. Из-за относительно слабой изученности гидротермальных систем (с температурой в недрах менее 150оС) и, вероятно, их специфики, не удается установить определенного соотношения между ресурсами и выносом тепла поверхностными термопроявлениями.

Подсчет прогнозных ресурсов таких гидротермальных систем производился по тепловой энергии, содержащейся в горных породах резервуара, объемы которого выбирались по аналогии с разведанными месторождениями с учетом характера распределения поверхностных термопроявлений, их мощности и особенностей геологической структуры по схеме, предложенной в работе [Assessment …, 1979]. Глубина залегания кровли резервуаров принималась усредненной и равной 0.5 км, а высота равной 2.5 км. Средняя температура в резервуаре определялась по геохимическим геотермометрам и измерениям в скважинах. Неопределенность в оценке объема геотермального резервуара выражается погрешностью не менее 30%.

Исходные данные для оценки прогнозных ресурсов, перспективных для использования геотермальных месторождений с температурой менее 150оС, приведены в табл. 3. Их прогнозные ресурсы составляют 413 МВтт. Прогнозные геотермальные ресурсы известных месторождений и 43 гидротермальных систем в пределах четырех геотермальных провинций составляет около 1350 MВтт при предполагаемом столетнем использовании.

 

Таблица 3. Прогнозные геотермальные ресурсы изученных и предполагаемых геотермальных месторождений Камчатки (температура резервуара менее 150оС)

№ на рис. 1	Геотермальные месторождения	Максимальная температура источников, °С	Естественная тепловая разгрузка, МВтт	Площадь участка термопро-явлений, км2	Объем резервуара, км3	Оцененная температура резервуара, °С	Тепловая энергия резервуара, 1018 Дж	Прогнозные геотермальные ресурсы, МВтт	Примечание
	Тымлатское	47.5	5.0	2.5 ±	3.7 ±	115	1.15 ±	20.8 ±
	Паланское	95.0	7.5	6.5 ±	9.7 ±	105	2.75 ±	49.75 ±	Источники с температурой 30–95°С
2	Русаковское	76.5	57.8	10.0 ±	15.0 ±	90	3.64 ±	65.8 ±	Источники с температурой 36 –76.5°С
3	Анавгайское	52.0	7.4	1.5 ±	2.2 ±	115	0.68 ±	12.3 ±
4	Эссовское	65.0	4.4	3.0 ±	4.5 ±	104	1.26 ±	22.8 ±	Эксплуатируется, теплоснабжение п. Эссо
5	Пущинское	46.0	1.5	2.5 ±	3.71.1	110	1.1 ±	19.9 ±	Вскрыто буровыми скважинами
6	Налычевское	75.0	9.4	11.0 ±	16.5 ±	143*	6.37 ±	11.5 ±
7	Малкинское	83.0	9.4	2.5 ±	3.7 ±	128*	1.28 ±	23.2 ±	Вскрыто буровыми скважинами
8	Пиначевское	12.5	0.8	1.50 ±	2.2 ±	95	0.56 ±	10.1 ±	Вскрыто буровыми скважинами
9	Начикинское	81.0	4.2	1.5 ±	2.2 ±	106*	0.63 ±	11.4 ±	Вскрыто буровыми скважинами
10	Южно-Бережное	20.0	0.2	2.0 ±	3.0 ±	90	0.73 ± 0.22	13.2 ±	Вскрыто буровыми скважинами
11	Паратунское	81.5	8.2	10.0 ±	15.0 ±	110	4.46 ±	80.6 ±	Эксплуатируется теплоснабжение жилищ
12	Верхне-Паратунское	70.5	20.6	9.0 ±	13.5 ±	110	4.01 ±	72.5 ±	Вскрыто буровыми скважинами

Примечание. Данные для подсчета прогнозных ресурсов представлены ПО “Камчатгеология”. Значения, отмеченные звездочками, из работы [Барабанов и др., 1979].

 

Перспективы использования геотермальных месторождений с температурой резервуара менее 150 °С

Паратунские месторождения. Собственно Паратунское геотермальное месторождение находится в эксплуатации с 1964 г., преимущественно, в режиме самоизлива, суммарный отбор термальной воды, которая используется для локального теплоснабжения, бальнеологии и тепличного хозяйства п. Паратунка и п. Термальный (3 тыс. жителей) за период 1966–2014 гг. составил 321 млн т. Паратунские геотермальные месторождения приурочены к вулканогенным резервуарам в грабенах рек Паратунка и Карымшина, они являются примерами низкотемпературных гидротермальных систем с водным питанием метеорного происхождения (рис. 5, рис. 6) [Kiryukhin et al., 2017а]. Изотопный состав термальных вод (δD, δ18O) указывает на то, что область их водного питания включает структуру Вилючинского вулкана (2173 м абс.) и приподнятые участки кальдеры Леонова в верховьях р. Карымшина. Геомеханический анализ геометрии продуктивных зон Паратунского геотермального резервуара показывает наличие крутопадающих продуктивных разломов, характерных для гидроразрыва в условиях радиального растяжения (что может быть связано с тепловыми источниками магматического происхождения в основании резервуара и избыточным давлением при циркуляции с приподнятыми областями водного питания). Термогидродинамическое TOUGH2 моделирование естественного состояния и истории эксплуатации (включая изменения давления, температуры и концентрации хлор-иона, вызванные эксплуатацией) в период 1965–2014 гг. позволяет оценить суммарный приток глубинного теплоносителя (190 кг/с с энтальпией от 366 до 464 кДж/кг), фильтрационно-емкостные параметры резервуара - сжимаемость (до 4 × 10-8 Па-1) и проницаемость (до 1.4 Дарси). Моделирование подтвердило площадную разгрузку термальных вод из продуктивного резервуара в вышезалегающий горизонт грунтовых вод. Моделирование химической истории (Cl-иона) эксплуатации объясняет постепенное увеличение Cl-иона притоком хлоридных вод через восточную границу геотермального резервуара. Прогнозное моделирование длительной эксплуатации до 2040 г. с расходом 256 кг/с показывает незначительное понижение давления (0.7 бар) и несущественное падение температуры в продуктивном геотермальном резервуаре Паратунского геотермального месторождения. С использованием указанной выше термогидродинамической модели показана возможность устойчивой эксплуатации Паратунского геотермального резервуара с использованием погружных насосов при расходе отбора термальных вод до 1375 кг/с, при умеренном понижении давления (до 8 бар) и температуры (до 4°С) в резервуаре. Это обеспечивает теплопотребление в системах централизованного теплоснабжения г. Петропавловск-Камчатский. В качестве дополнительных геотермальных источников выработки тепловой энергии могут быть использованы Верхне-Паратунское и Мутновское геотермальные месторождения.

 

Рис. 5. Паратунские геотермальные месторождения: продуктивные геотермальные резервуары и условия водного питания; на схеме также показана топографическая поверхность, разметка осей – 1 км.

1 – контуры продуктивных геотермальных резервуаров на абс. отм. –750 м Паратунского (по изотерме 75°C) и Верхне-Паратунского (по изотерме 60°C); 2 – голоценовые лавовые потоки и шлаковые конусы; 3 – риолитовые экструзии (возраст 0.5–0.8 млн лет); 4 – области водного питания Паратунских геотермальных резервуаров (выделяются по топографической отметке выше 1000 м абс.); 5 – горизонтальные проекции водных потоков от областей водного питания к продуктивным геотермальным резервуарам; 6 – притоки хлоридных вод в процессе эксплуатации продуктивных резервуаров Паратунского геотермального месторождения; 7 – горячие источники; 8 – проекции продуктивных разломов на абс. отм. –750 м; 9 – контуры кальдеры Леонова (возраст 1.2–1.5 млн лет).

 

Рис. 6. Условия водного и теплового питания продуктивных геотермальных резервуаров Нижнего и Северного участков Паратунского геотермального месторождения. Разрез построен от Вилючинского вулкана до Паратунского геотермального месторождения.

 

Анализ экономической эффективности проекта эксплуатации Паратунского геотермального месторождения с погружными насосами, обеспечивающими добычу 1150 кг/с теплоносителя с начальной температурой 80°С и конечной температурой после использования 30°С, показывает, что срок окупаемости проекта при существующих ценах на тепловую энергию с учетом дисконтирования и инфляции составит 4.8 года [Кирюхин, Журавлев, 2019]. При этом добыча тепловой энергии для удаленных потребителей (г. Петропавловск-Камчатский, г. Елизово и г. Вилючинск) составит 1630 тыс. Гкал в год (216 МВт тепл.), что обеспечивает теплопотребление в системах централизованного теплоснабжения Петропавловска-Камчатского.

Подключение к эксплуатации Верхне-Паратунского геотермального месторождения, являющегося аналогом Паратунского, и обладающего сопоставимыми запасами геотермальной энергии или применение тепловых насосов за счет электрической энергии, невостребованной в ночное время электрической мощности Мутновских ГеоЭС (50 МВт), – полностью решает проблему теплообеспечения основных потребителей Камчатки за счет геотермальных источников энергии. Заметим также, что централизованное теплоснабжение Петропавловска-Камчатского за счет Паратунского геотермального месторождения эквивалентно экономии углеводородного топлива для России в размере около 219.7 тыс. т в год (или 104.7 млн $ в год).

ПЕТРОГЕОТЕРМАЛЬНЫЕ РЕСУРСЫ

Геотермальные ресурсы, связанные с запасенным (аккумулированным) теплом горных пород, рассматриваются как базовые ресурсы [Muffler, Cataldi, 1978] и в известной мере определяются величиной кондуктивного теплового потока [Diment et al., 1975]. Чтобы показать возможный масштаб геотермальной энергии, сделана оценка содержания тепла первого 10-километрового слоя [Сугробов, 1982]. Подсчет производился по объему горных пород в интервале глубин 1–10 км, средней температуре в слое, рассчитанной для стационарного режима по данным теплового потока, подобранного в соответствии с геологическим разрезом значения теплопроводности (2.5–2.7 Вт/м °С для вулканогенно-осадочного слоя Камчатки) и теплоемкости горных пород (около 2.5 Дж/см3).

Обобщенные данные измерения теплового потока в глубоких скважинах Камчатки приведены в работе [Смирнов и др., 1991]. Тепло, аккумулированное в первом километровом слое, не учтено, так как температура на его подошве составляет в обычных условиях приблизительно 30оС, т.е. соответствует наименьшей температуре воды, сбрасываемой после использования в основных системах теплоснабжения. Тепловая энергия, аккумулированная горными породами, составляет 5.2 х 1023 Дж.

ТЕПЛО, АККУМУЛИРОВАННОЕ МАГМАТИЧЕСКИМИ ОЧАГАМИ

Тепло, аккумулированное магматическими очагами, рассматривается нами в работе [Сугробов, 1982] вслед за [Smith, Shaw, 1975] как потенциальный геотермальный ресурс.

В настоящее время количественный подсчет их ресурсов в большей степени условен из-за плохой изученности проблемы извлечения тепла, аккумулированного горячими породами. Можно только, ориентируясь на объемы магматических очагов (по геофизическим данным), оценить масштаб такого извлечения. Детально геофизическими методами изучен лишь промежуточный очаг Авачинского вулкана.

Оценка количества тепла в магматическом очаге Авачинского вулкана дана в работе [Федотов и др., 2007]. При эллиптической аппроксимации его формы [Федотов и др., 2007] составляет: для малого эллипсоида (с полуосями 1.53 и 2.3 км) при снижении температуры от 900 до 150°С–0.7·1020 Дж для большого эллипсоида (с полуосями 3 и 4.5 км) при снижении температуры от 700 до 150°С равно 4.1·1020 Дж

Предполагается, что неглубокозалегающие магматические очаги имеют вулканы Кошелевский, Ходутка, Опала, Ипелька, Горелый, Мутновский, Дзендзур, Кизимен и другие, кальдера Ксудач. При подсчете ресурсов тепла других вулканов объемы магматических очагов принимались равными 10 км3, за исключением вулканического рифта вулкана Толбачик (30 км3). Минимальная величина ресурсов тепла магматических очагов Камчатки оценивается в n × 1021 Дж.

ДАЛЬНЕЙШЕЕ РАЗВИТИЕ МЕТОДОЛОГИИ ОЦЕНКИ ГЕОТЕРМАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ

Понятия “геотермальные ресурсы”, “прогнозные геотермальные ресурсы” и связанные с ними понятия “эксплуатационных запасов категорий А, В и С1” чрезвычайно важны для принятия экономических решений об использовании геотермальных месторождений для выработки электроэнергии и (или) теплообеспечения. В связи с этим отметим, что в последние годы предпринимаются попытки разработки унифицированной классификации энергетических ресурсов (нефть, газ, геотермальная энергия) (United Nations Framework Classification for Resources (UNFC)). В этой классификации действуют три категории оценки: E – экономическая целесообразность, F – техническая осуществимость, G – геологическая изученность. Каждая из указанных категорий имеет три основные градации, единицей измерения ресурса является Петаджоуль (электрический или тепловой). Петаджоуль равен 1015 джоулей. Пример применения UNFC для Паужетского геотермального месторождения содержится в разделе Case Study 12 на сайте: https://www.unece.org/fileadmin/DAM/energy/se/pdfs/UNFC/UNFC_GEOTH/1734615_E_ECE_ENERGY_110_WEB.pdf

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Развитие использования геотермальных ресурсов на Камчатке возможно по двум основным направлениям: получению электрической энергии на высокотемпературных геотермальных месторождениях и теплообеспечения за счет использования низкотемпературных геотермальных месторождений. В настоящее время установленная электрическая мощность Мутновских ГеоЭС составляет 62 МВтэ (при реальной выработке около 50 МВтэ.), установленная мощность Паужетской ГеоЭС 12 МВтэ (при реальной выработке от 4 до 5 МВтэ). Паратунское геотермальное месторождение используется для локального теплообеспечения с массовым расходом 254 кг/с (теплоотбор 53 МВтт при средневзвешенной температуре продуктивных скважин 80оС и температуре утилизации 30оС).

Геотермальные ресурсы Камчатки по прогнозной оценке достаточны для выработки электроэнергии мощностью от 680 до 1100 МВт (по объемному методу и по естественной тепловой разгрузке) и от 3000 до 3900 МВт (по интенсивности вулканической активности). Прогнозные геотермальные ресурсы для теплообеспечения оцениваются в 1350 MВтт.

Применение численного термогидродинамического TOUGH2-моделирования с прогнозом эксплуатации продуктивных геотермальных резервуаров с известными фильтрационно-емкостными и энергетическими свойствами показывает: 1) возможность увеличения электропроизводительности уже эксплуатирующихся участков Мутновского геотермального месторождения до 105 МВт, Паужетского геотермального месторождения до 11 МВт, в том числе с использованием бинарных технологий; 2) возможность увеличения выработки тепловой энергии при эксплуатации Паратунского геотермального месторождения с погружными насосами до 216 МВтт, что обеспечивает теплопотребление в системах централизованного теплоснабжения города Петропавловск-Камчатский.

Дальнейшие перспективы увеличения геотермального электро- и теплоснабжения на Камчатке могут быть также связаны с доразведкой частично разведанных Больше-Банного, Нижне-Кошелевского и Верхне-Паратунского геотермальных месторождений. Использование геотермальных ресурсов последних в энергетических целях в сочетании с наращиванием мощностей Мутновских ГеоЭС и Паужетской ГеоЭС решает проблему надежного и полного электроснабжения юга и центра Камчатской области за счет геотермальных источников энергии.

Использование данных детальных сейсмологических наблюдений в сочетании с термогидродинамическим TOUGH2-EOS1 моделированием позволило выявить на доступных для бурения глубинах скрытые геотермальные резервуары с гидротермальной циркуляцией, связанные с магматическими питающими системами вулканов Мутновский и Корякский. Эти резервуары также могут рассматриваться в качестве целей разведочно-эксплуатационного бурения для получения геотермальной энергии.

ИСТОЧНИК ФИНАНСИРОВАНИЯ

Работа выполнена при поддержке РФФИ по проекту № 18-05-00052-19.

About the authors

A. V. Kiryukhin

Institute of Volcanology and Seismology FEB RAS

Author for correspondence.
Email: avkiryukhin2@mail.ru
Russian Federation, bul’var Piipa 9, Petropavlovsk-Kamchatsky, 683006

V. M. Sugrobov

Institute of Volcanology and Seismology FEB RAS

Email: sugrvm@mail.ru
Russian Federation, bul’var Piipa 9, Petropavlovsk-Kamchatsky, 683006

References

Supplementary files