有深度，就有热度——聚焦神奇的干热岩地热能资源

有深度，就有热度

——聚焦神奇的干热岩地热能资源

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2017年12月28日，我国第一口干热岩开发试验井在海南琼北地区首钻开机；2018年3月19日，深度为4387米的干热岩开发实验井圆满完钻，钻获超过185℃的高温优质干热岩。这是我国第一个进入开发阶段的干热岩钻井成功案例，对我国干热岩地热能的开发利用具有里程碑式的意义。

      3月19日，我国第一口深度为4387米的干热岩开发实验井在海南省历时66天圆满完钻。而此前，我国科学家于2017年9月6日在青海共和盆地3705米深处，首次钻获储量丰富的高温干热岩体（最高温度达236℃）。我国干热岩勘查开发取得大突破，使世界各国再次掀起了对干热岩资源的关注。  

　　干热岩是全球公认的高效低碳清洁能源，据初步测算，地壳中3千米~10千米深处干热岩所蕴藏的能量极其可观，相当于全球石油、天然气所蕴藏能量的数十倍。作为一种新兴的战略性接替能源，干热岩开发利用方向广泛，具有比核电和水电还要低的建设成本等优点，欧美发达国家已经开展了 40余年的研发与产业培育，实现了开采技术的创新与应用。加快勘查开发干热岩资源，对于推动世界能源结构调整、促进绿色发展具有重要的战略意义。

　　国际干热岩开发总体

　　远未达商业利用阶段

　　干热岩是全球公认的高效低碳清洁能源，也被称成为增强型地热系统，或称工程型地热系统，是一般温度大于200℃，埋深数千米，内部不存在流体或仅有少量地下流体的高温岩体。干热岩在开发过程中主要通过热交换介质循环来实现热量的提取，即注入凉水来吸收岩体热量，转化成蒸汽，再抽取到地表进行利用，开发过程中几乎不产生氮硫氧化等污染物。和传统水热型的地热相比，干热岩是以固体形态存在的高温岩石，温度更高，能量资源更丰富。

　　作为一种新兴的战略性接替能源，干热岩开发利用方向广泛，可以用于发电、供暖、强化石油开采等方面。作为地热资源中的佼佼者，干热岩被认为是最具应用价值和利用潜力的清洁能源，如能实现技术突破，规模化开发利用干热岩将有效降低温室效应和酸雨对环境的影响。干热岩主要分布在新火山活动区或地壳已经变薄的地区，具有清洁、可再生、利用系数高和二氧化碳排放低的优势。加快勘查开发干热岩资源，对于推动世界能源结构调整、促进绿色发展具有重要的战略意义。欧美发达国家已经开展了 40余年的研发与产业培育，实现了开采技术的创新与应用。

　　从利用情况来看，干热岩除了具有水热型地热资源的用途，如：用于建筑物取暖、制冷等外，利用干热岩发电是目前世界上的主要利用方式。干热岩发电不仅具有零排放的优点，而且具有热发电连续性能好、不受季节制约、利用率高等优点。干热岩发电成本是风力发电的1/2，太阳能发电的1/10。1974 年，美国在新墨西哥州启动了世界上第一个干热岩利用项目，拉开了干热岩研究的序幕，至今已有 40 多年的历史。美国、英国、法国、德国、瑞士、日本、澳大利亚、冰岛等国均投入巨资，建立专门研发干热岩发电技术的机构。从全球范围干热岩利用情况来看，欧美一些发达国家的干热岩资源利用仍处于起步实验阶段，远未达到商业利用的阶段。美国规划到2030年实现商业化应用，到2050年实现干热岩发电装机容量1亿千瓦。国际能源署预计 2050年全球增强型地热系统发电将达到 10 亿瓦。

　　中国干热岩资源丰富，约占全球资源量的 1/6，经过初步评价，全国陆域干热岩资源量为856万亿吨标准煤，其中可采资源量达17万亿吨标准煤，与美国相当。四大类型干热岩主要分布在青藏高原、关中、咸阳、贵德、共和、东北、腾冲、长白山、五大连池和东南沿海等地区，青藏高原南部资源量最大，约占总资源量的 1/5。初步估算，中国深度位于3.5～7.5 千米之间的干热岩储量按 2%的可开采资源量计算，相当于 4.28 万亿吨标准煤。中国干热岩资源的温度以大于150℃为主，占总资源量的55%。据中国工程院预测，到 2050年中国干热岩发电装机容量将达 1.5 万兆瓦，连同常规地热发电总装机容量可达 1.6 万兆瓦，占全国发电总装机容量的 1%。

　　欧洲干热岩开发技术处于领先地位

　　技术开发及集成示范研究是实现干热岩商业化开发的必经之路。

　　美、德、法、澳等发达国家在干热岩勘查与开发研究方面投入巨资，甚至将其纳入国家开发计划，并且在矿业权使用、土地和水资源利用、发电价格等方面给予优惠和补助。位于法国的苏茨电站在商业运行之前 20多年间的勘探、钻井等高风险阶段，主要依赖欧盟科研基金和德法两国的国家科研基金投入，总数高达 8000万欧元。美国能源部于 2014 年投入 3100 万美元，启动建设尖端研究、钻井和技术测试的增强型地热系统（EGS）地下实验室。

　　国际增强型地热系统研究已扩展至 EGS边缘或深部。国际首选干热岩开发技术是 EGS技术。EGS 是采用人工形成地热储层的方法，从低渗透性岩体中经济地采出深层热能的人工地热系统。EGS 由地下热储层建造系统和地面发电供热系统两个子系统组成。通过注水（或其他流体）井用冷水加压致裂方法建立高渗透性人工热储层；冷水流过热储层，渗进岩石的缝隙吸收热量，再通过生产井将 200℃以上的水或蒸汽抽出；热水采出后进入地面发电供热系统，冷却后的水则被再次注人地下热交换系统循环使用。以二氧化碳替代水作为循环液体的研究，国际上刚刚起步。40多年来，美、德、法、澳等发达国家先后建立了 28 个试验性质的 EGS 工程，目前运行的有 12 个。

　　美国 EGS研究扩展至现有 EGS 的边缘或深部，通过扩展水热储层以增加水热田发电能力。美国能源部连续资助了几个 EGS示范项目，主要包括几个高热焓的隐伏性水热型地热系统，项目于 2002年开始，2013 年结束。世界上最大的蒸汽地热田是美国的盖瑟尔斯地热田，现发电装机容量为825兆瓦。2011年10月开始进行了为期约1年的水力压裂测试，井底注入压力远低于岩体破裂压力，期望通过低压冷水注入引起储层热收缩和剪切破坏增加储层渗透率。压力回应和监测数据表明，在深部高温岩体中成功建立了新的裂隙储层，生产测试估计新储层热提取率约 5 兆瓦。地热田目前由美国地热公司进行运作，于 2007 年发电，发电功率 10.5兆瓦~11.5 兆瓦。  

2013年法德联合研究的苏茨电站的 EGS 已成功运行 2.2 兆瓦机组，并计划增建1.5 兆瓦机组，是目前世界上最为成功的 EGS 示范项目。同年，德国在莱茵盆地南部的兰道地热电站 3 兆瓦机组成功发电，其利用循环出160℃地热流体双工质发电，年运行超过 8200 小时，年利用率高达 93%；同时，德国因斯海姆EGS地热电站 5 兆瓦机组也利用循环出 160℃地热流体双工质系统成功发电。  

　　澳大利亚在2003年开展了干热岩地热开发利用试验项目，在井深 4500 米处获得干热岩温度高达 270℃，并进行了水循环与发电试验。2003 年 9 月完成了第一口注水井，通过注水在花岗岩岩体上压裂并形成了一系列永久的连通裂隙。澳大利亚私营公司还投资了另外一个EGS工程。2004 年，澳大利亚政府在《保证澳大利亚未来能源安全》白皮书中，将 EGS列为以澳大利亚为市场领导的技术，并承诺对地热勘探（研究）、评估（概念验证）、示范工程提供支持。2006年，澳大利亚建造了一座干热岩发电站，2009年发电功率达到 100 兆瓦，成为示范电站。

　　国际能源署也组织实施了为期4年（1997~2001 年）的干热岩行动计划，是“地热执行协议”中一个重大计划。该计划由日本的新能源和工业技术发展组织担任总执行机构，参与该计划的国家和组织有澳大利亚、德国、日本、瑞士、英国、美国以及欧共体。

　　中国地质调查局已在我国部分地区进行了干热岩地热资源调查。2012年，我国启动了“863计划”干热岩热能开发与综合利用关键技术研究项目，部分科研单位开展了初步的理论研究。2013年，我国制定了《全国干热岩勘查与开发示范实施方案》，计划于2030年前后实现干热岩地热发电的商业化运营。近几年，国土资源系统在松辽盆地、东南沿海、青海共和及贵德、四川康定等地开展了干热岩资源调查，圈定了干热岩开发利用有利目标区，包括东南沿海地区、藏南黔西地区、大同盆地、松辽平原、环渤海地区等地区。

　　从国际经验看我国干热岩资源开发利用

　　美、英、澳等国家虽然实现了干热岩实验性发电，但目前尚未能实现大规模商业发电。2001年，美国能源部启动增强地热系统干热岩开发试验计划，预期在 2030 年实现干热岩地热发电商业化运营，到 2050 年发电量超过10兆瓦。美国尽管早在1974年就开始研究地热发电，但是进展缓慢，目前地热发电的比例仅为0.4%。德法合作的苏茨电站始于1987年的欧共体（欧盟）干热岩科研项目，在2013年实现了稳定发电并成功投入商业化持续运行，被国际地热界认为是干热岩走向商业化开采的重要里程碑。但苏茨电站投资回报率并不高，商业化运行前，20多年依赖政府和科研资金投入，商业化运行后，经济上仅可以覆盖运营方对于电站商业投资部分的还本付息。EGS 实现商业化开发关键在于能够获得经济有效的多重储层建造技术，以保证有足够体积的热储满足长期地热开发。  

　　目前全世界已安装的常规地热发电装机容量已达1.3万兆瓦以上，而中国只有27 兆瓦左右，与发达国家还有很大差距。中国自上世纪 90年代开始对干热岩资源进行调查研究。由于基础地质工作薄弱、勘查技术体系不健全、热能利用效率低等问题，目前干热岩研究处在由调查评价、勘查和实践探索阶段进入试验开发阶段。中国干热岩勘查开发亟待破解资源评价与选址、高温和深部钻探、储层改造、地球物理勘查技术、微震和示踪等监测技术、流体流动和储层测试、储层性能评价等难题。干热岩开发前景广阔，有望成为中国新能源增长点，但也面临巨大挑战。笔者结合国际经验提出如下建议：

　　将干热岩与EGS研究作为科技攻坚方向。经过 20多年的探索与研究，我国已经在干热岩勘查开发的原理和技术方面取得了不少自主创新成果。将干热岩研究作为科技攻坚方向，有望通过 3～5 年时间，取得理论突破，查明干热岩资源，突破开发利用的核心技术，实现规模化利用。在完成青海共和盆地首个 EGS 示范工程建设基础上，推进东南沿海、华北平原、松嫩平原地区 EGS 示范工程建设，攻关资源靶区定位、水力压裂储层改造、微地震裂隙监测、热流循环示踪监控等技术，建立起一套技术先进、经济高效的干热岩资源勘查开发技术体系。

　　建立合作多赢勘查开发模式。积极与美、法、澳等国家合作开展干热岩调查评价国际大科学计划，建立互惠合作联盟，追踪国际先进技术，引进国外高端人才，缩短研发时间。目前干热岩资源勘查开发研究方面技术力量分散、尚未形成合力，在很大程度上制约了干热岩的勘查开发研究工作。建议与地方政府、企业和科研院所合作，加强理论研究和关键技术研究，使投资多元化，分担风险与收益。例如：利用具备干热岩研发条件的中国大陆科学钻井，进行干热岩发电试验。与此同时，加大共和盆地干热岩勘查研究投入，与地方政府、青海省水文地质工程地质环境地质调查院、青海省环境地质勘查局、科研机构、大型企业等开展联合攻关研究，早日实现干热岩发电。

　　加快干热岩开发利用进程。制定干热岩开发利用中长期规划和计划。加大资金和政策支持，力争实现跨越式发展。建议分三步走：第一阶段（2018-2020年）：查明我国高放射性花岗岩型、近代火山型、沉积盆地型以及强烈活动带型等四种类型干热岩资源成因机制，形成干热岩勘查技术体系，评价东南沿海地区、青藏高原东北缘、东北近代火山区、西南典型地区等重点区干热岩资源潜力，建立 2-3 处干热岩勘查开发综合研究基地，实现干热岩试验发电，推广经验。第二阶段（2020-2035 年）：率先突破干热岩储藏建造、压裂技术、钻井工艺等方面技术难关，形成干热岩资源开发技术体系，降低未来工程的建设成本和运行成本，实现干热岩发电的商业性运营。第三阶段（2035-2050 年）：通过政策扶持，鼓励干热岩推广应用，助推我国清洁低碳能源体系构建。

　　（作者单位：中国地质调查局发展研究中心）

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　　干热岩资源开发原理

　　从地表往干热岩中打一眼井（注入井），封闭井孔后向井中高压注入温度较低的水, 在岩体致密无裂隙的情况下, 高压水会使岩体大致垂直最小地应力的方向产生许多裂缝。随着低温水的不断注入, 裂缝不断增加、扩大并相互连通，最终形成一个大致呈面状的人工干热岩热储构造。在距注入井合理的位置处，钻几口井并贯通人工热储构造, 这些井用来回收高温水、汽, 称之为生产井。注入的水沿着裂隙运动并与周边的岩石发生热交换, 产生了温度高达200℃~300℃的高温高压水或水汽混合物。从贯通人工热储构造的生产井中提取高温蒸汽, 用于地热发电和综合利用。利用之后的温水又通过注入井回灌到干热岩中, 从而达到循环利用的目的。

　　干热岩资源应用领域

　　干热岩发电：从生产井提取到高温水、蒸汽等中间介质后, 即可采用常规地热发电的方式发电。其中，扩容法是将生产井中的热水先输送至扩容器, 通过减压扩容产生的蒸汽推动汽轮机发电。应用中间介质法地热发电，是注入井将低温水输入热储水库中, 经过高温岩体加热后在临界状态下以高温水、汽的形式通过生产井回收发电。

　　采暖供热：可以采用节能的地板辐射采暖系统或空调散热系统作为室内散热方式。根据项目的大小及负荷，在项目用地深度2000米~3000米的地下安装若干地下换热器和干热岩换热机组，再配备适当的干热岩设备用房，即可满足冬季供暖。

　　制冷:可以采用室内中央空调末端系统，在项目用地安装若干地下换热器和干热岩换热机组，再加装相应容量的冷却塔，即可提供夏季制冷等需求。

　　供应生活热水：干热岩系统可以较为容易地获得生活热水供应。通过干热岩供热系统工作，将地热能用于加热自来水，2000米深的换热器及设备每天可提供200吨45℃热水，用于洗浴等。

　　干热岩勘查开发技术

　　干热岩资源靶区定位技术：应选择板块碰撞地带，包括海洋板块和大陆板块的碰撞带（如日本群岛和美洲的安第斯陆缘弧）、大陆和大陆板块之间的碰撞带（如印度洋板块和欧亚板块在喜马拉雅山和中国云南等地的碰撞部位）、大陆内部的断陷盆地地区等。从岩石本身的物理性质考虑，应选择密度大、热传导率高的花岗岩和花岗闪长岩类。找准优质干热岩需要依托大地热流图使用综合的物探方法，主要选用大地电磁测深和大比例尺的重力剖面测量，在重力圈定的有利构造的基础上寻找热能相对富存的部位，再根据物探成果并结合水文地质资料综合分析，进一步缩小钻孔优选靶区的范围，最终分析确定勘探孔的选址。

　　钻井液技术：钻进到300℃以上地层温度，国内外应用较成功的是采用泡沫钻井液体系，在钻井过程中交替采用泡沫循环与注水冷却措施，可以防止循环流体过热导致液体汽化。

　　固井与完井技术：干热岩完井一般可以采用裸眼完井，但对于上部套管及管外水泥环来说，要经受高温水（汽）的考验。因此，在套管设计时应考虑预应力固井，并考虑套管的强度在高温下衰退，尤其是采出井套管应考虑更大的安全系数。

　　井眼轨道测量技术：这对于干热岩钻井非常关键，而对钻定向井与水平井来说更是关键。采用单点测斜是既耐地层高温又适应较深干热岩钻进可用的测斜方式，还需要发展与单点测斜相适应的井眼轨道控制技术。

　　破岩与提高钻速技术：目前，牙轮钻头中金属密封钻头抗温性比普通钻头略高，可以适应干热岩地层钻进。而定向钻进等需要采用井下耐高温螺杆动力钻具，更高温度下的钻进需要采用涡轮钻具。

　　压裂改造技术：压裂液的抗温能力也影响干热岩的压裂改造，但可以在压裂前用清水套管内压裂的方式冷却岩石，再进行正常的压裂即可。