#干热岩与增强型地热系统
1 前言
干热岩（Hot Dry Rock，简称HDR）是一种没有水或蒸汽的热岩体，主要是各种变质岩或结晶岩类岩体。干热岩普遍埋藏于距地表3—10km的深处，其温度范围很广，在150—650℃之间，热源主要来自于火成岩或地球深部热传导[1]。现阶段，干热岩地热资源是专指埋深较浅、温度较高、有开发经济价值的热岩体，保守估计地壳中干热岩（3—10km 深处）所蕴含的能量相当于全球所有化石能源（包括石油、天然气和煤炭等）所蕴藏能量的30倍。
干热岩在地球上的蕴藏量十分丰富。若将它开采出来加以应用，可以满足人类长期使用。干热岩通常采用增强型地热系统（Enhanced Geothermal System，简称EGS）进行开发[2]，其开采原理为：通过深井（注水井）将高压水注入深部岩层，使其渗透进入岩层的缝隙并吸收地热能量，再通过另外一个深井（开发井）将岩石裂隙中的高温水、气提取到地面，通过热交换及地面循环装置用于发电及综合利用。冷却后的水再次通过高压泵注入地下热交换系统循环使用。
干热岩开发利用从上世纪70年代提出至今，已经取得了一定的研究成果，从技术层面已经探索了干热岩热能利用的可行性。2006年至2008年，美国能源部组织编订了著名的地热能三大报告——《地热能的未来》、《地热能技术评估》、《地热能市场评估》，从能源、技术和市场三个方面对干热岩开发提出了系统的论述。根据麻省理工学院所编《地热能的未来》中的估算，开发美国3—10km深度的干热岩储量的2%就可开发能量200×1018EJ，能够满足美国2800年的能源消耗需求（依据美国2005年能耗数据）[2]。
我国干热岩的资源潜力巨大，2012年国土资源部、中国地质调查局启动了我国干热岩资源的研究、普查工作，当年公布了我国3—10km深度范围内干热岩地热能资源总量为20.9×106EJ，相当于714.9万亿吨标准煤，若其中2%可被利用，就可达到传统水热型地热资源量的168倍，相当于2010度全国能源总消耗量的4400倍[3]。2013年，国家能源局、财政部、国土资源部住房和城乡建设部出台《关于促进地热能开发利用的指导意见〔2013〕48号》文件指出，密切跟踪国际增强型地热发电技术动态和发展趋势，开展增强型地热发电试验项目的可行性研究工作，初步确定项目场址并开展必要的前期勘探工作，为后期开展增强型地热发电试验项目奠定基础。2017年，国家发展和改革委员会、国家能源局、国土资源部出台《地热能开发利用“十三五”规划》，要求，在“十三五”时期，开展干热岩开发试验工作，建设干热岩示范项目。通过示范项目的建设，突破干热岩资源潜力评价与钻探靶区优选、干热岩开发钻井工程关键技术以及干热岩储层高效取热等关键技术，突破干热岩开发与利用的技术瓶颈。
近两年我国已经在东西部分别开展了干热岩调查、研究工作，尤其是苏北盆地和青海共和盆地已经完成了干热岩前景区域的圈定，在进行相关技术研究的同时已经开始逐步推进干热岩利用示范性的建设[4]-[8]。青海省共和盆地干热岩资源勘查开发示范已于2018年启动实施，项目将在已有超200℃干热岩的基础上进行机理、热储探测、储层改造等一系列研究工作[9]，并进行综合评价、场地勘查、环境影响监测和室内综合模拟等技术的攻关，推动我国干热岩勘查开发理论与工程技术进步，实现干热岩勘查开发与技术装备自主创新，有力服务支撑国家能源结构调整。
2 EGS关键技术
技术的可靠性与经济性决定一个EGS项目是否具备开发价值，时至今日国内外干热岩开发仍以科学研究和示范探索为主要目的，未能进入商业化利用阶段，其主要原因就是目前与EGS开发相关的各领域技术的成熟度尚未达到商业化开发的程度。自1972年美国Fenton Hill首次开展干热岩项目以来，全球已建立47个EGS试验项目[10]，在近50年的发展中，相关技术也在逐渐发展和进步。根据《地热能技术评估》（2008）报告预测，通过技术进步全球有望在50年内实现100GW的EGS发电装机量[11]。不过在2017年，地热界的主流学者已经将这一目标下修到70GW[12]，可见技术的发展并不如人们预期中那样快速。但专家们们仍然认为，在2050年之后，全球地热发电装机量将主要集中在EGS上。
EGS开发实际上被视为一个多步骤的决策过程，在这个过程中每一个环节都将作为后续环节的输入条件和决策依据。为了建设一个EGS项目，通常需要依序完成3个主要环节的工作，分别是：寻找储层、创建储层和运行储层。图 1为EGS项目开发流程图示，展示了EGS项目开发流程中需要完成的各项工作及其顺序。如果需要建立一个商业化运行的EGS项目，每一个环节都必须达到一定的指标后才能进入项目的下一个环节。这些指标通常取决于EGS储层条件和预期的运行效果。在理想情况下，指标可以用模型对储层进行模拟而先行给出[13]，但是目前还没有能够实现精细评价模型工具。
图 1 EGS开发环节示意图[11]
2.1 寻找储层
2.1.1 靶区特征参数
EGS项目建设的第一步是找到合适的靶区。在没有任何EGS开发经验时，面临的第一个问题就是：“合适”如何定义。实际操作中，要通过大量收集靶区及其周边的相关信息、参数来判断靶区是否“合适”。通过构建相关的参数库，可以获得与拟开发靶区有关的技术或非技术的信息，用以决策该靶区是否具备开发价值/可行性。
应当考虑的靶区特征参数主要包括如下几方面：地温梯度和热流、压力场、岩性及岩层、构造与断层、储层流体和地球化学特性、地质历史、地震活动、传热距离、地面可用性、人口统计等。
如果前期已经在靶区实施了钻孔并做了数据采集，那么部分靶区参数就是已知的了。在缺乏钻孔数据的情况下，需要通过地面调查/勘查的方法收集靶区特征参数，如物探反演、地质测绘等。这些地表勘查手段同样可以提供靶区特征参数，但是随着深度的增加这些信息可信度会大幅降低。
目前除了预测激发潜能等技术尚未成熟外，与靶区储层特性相关的参数收集基本可以直接使用石油/天然气工业中已经成熟应用的技术实现。这里单独说明一下，为何要将“人口统计”纳入储层特性收集范畴。EGS试验和页岩气开发的经验和研究表明，压裂技术有一定的几率诱发地震。2017年11月5日，韩国浦项发生了里氏5.5级地震（USGS数据），造成135人受伤，1700多人紧急撤离，直接经济损失7500万美元。经研究，该地震由位于当地的韩国首个EGS项目所进行的水力压裂引起[14]，因此韩国政府紧急叫停了该项目。美国西海岸的多个EGS项目，也曾因周边居民抗议而中止或流产。因此了解靶区周边居民情况，做好工程风险控制和前期沟通，对EGS项目能否顺利开展十分重要。
2.1.2 探井与储层特性
由于在地表获取的靶区信息无法给出深部储层的开发可行性，因此需要部署探井完成储层特性参数的收集。通常来说，探井可以是小井眼探井，也可以是全尺寸的注入井。该探井实施的主要目的是测量（或者验证）储层参数，且不一定将其作为EGS系统的一部分。通常来说，小井眼探井实施成本低，而常规井径的井眼可以直接应用于激发构建最后的EGS储层。选用哪种探井形式，主要取决于开发人员在实施项目时的信心和资金充沛程度。如果利用现有的井孔，通过加深、变相、开窗等方式实施探井，也能节约钻探成本。
取芯和测井是探井钻探的重要组成部分，可以对储层岩性进行充分描述。因为应力场的方位特性可以在实际钻井中指导后续的钻井作业，所以在储层岩石内进行一个小型的水压裂（测试压裂）以获得原位应力场是必要的。岩层和井眼之间的流体测试也可以作为储层激发之前预测储层生产力的一种手段。虽然目前微型压裂测试、高温封隔器等技术尚有待完善，但随着高温钻探设备的不断发展[15]，应用于高温地热开发，尤其是干热岩开发的钻探技术也已日趋成熟。
2.2 储层创建
2.2.1 注入井
储层的特性确定之后，EGS开发就可以进行第一口注入井的钻井。前述获得的储层岩石的物性参数（如温度、压力、岩性和构造）有助于更好的规划钻孔。EGS地热钻井工作和油气井钻井相似，同时也存在一些实质上的不同，最显著的一点就是EGS项目中的地热井是在高温的硬岩体上钻凿的大井径井。相比于油气行业，地热产业的规模较小，因此未能带动地热钻井技术的快速发展。尽管存在诸多不利因素，但是地热钻井技术仍在不断进步[16]。
2.2.2 储层激发
在完成注入井施工之后，就可以进行储层激发作业。储层激发通常需要在贯穿目的层的裸眼井段试试，目的层由测井、取芯和收集到的靶区特征参数决定。
目前对地热系统进行储层激发的理论基础仍然有限。一些专家认为成功的储层激发需要利用现有裂隙或者薄弱层位。此外，他们主张只应用一定的压力来使现有的岩层薄弱区域发生剪切裂隙，而不是使用更高的压力来引发拉伸性裂隙。油气行业中的水力压裂，通常是在压力远远超过岩石强度的情况下进行的，同时包括了剪切和拉伸断裂。
储层激发的目的是在注入井和生产井间构建大量的流体流动通道。这些流动通道应当具备低流阻以减少循环泵的能耗，但同时又需要足够的滞留时间和接触面积以保证热交换效果和维持热流体的产出。
2.2.3 生产井
一旦通过现有裂隙、创建新裂隙或者同时包括两种方式激发出一一定体积的储层，就可以通过在裂隙储层区域钻生产井的方式建立循环。钻井时必须注意，定向钻井的轨迹需要与注入井（初始井）激发产生的裂隙相交。通过接收储层激发产生的声信号可以测量和描绘裂隙区域范围。受到技术局限性的影响，目前裂隙判断和描述只可以定位目标区域。目前的策略是使生产井穿过声音信号或微震云的边缘区域[17]，而不是信号集中的区域，这样可以最大限度地增加井间换热距离。
生产井将遵循与注入井相同的钻井流程。另外，注入耐温支撑剂[18]，也可以用来保持井间流体的流动性。
2.3 运行和储层维护
EGS项目的经济性取决于能否在不新增计划外的钻井等昂贵补救措施的情况下，在较长时间内持续、稳定生产。开发阶段可能会遇到影响储层性能的关键问题包括：流体通道的冷突破，矿物溶解或沉淀导致流体通道堵塞，在循环流体中形成溶解固体和气体，热量回收效率降低，诱发地震活动，以及储层的流体损失。当下，在缺乏EGS储层工作经验的情况下，对这些问题的应对尚未有完整的可供因循的方案。
从运行上来讲，不管是注入井还是生产井均需要在高压和高流量下工作多年。为了达到满足预期的循环流速，需要保持流体泵送效率。因此可靠的高温潜水泵在地热项目开发运行中，仍是极为重要的一项技术，Soultz项目所使用的循环潜水泵单个造价就超过了100万欧元。
储层管理和运行严重依赖于储层的模拟和仿真，能精确预测和模拟储层水热过程的软件目前是行业开发重点。为了达到EGS最优化运行，耦合水-热-力-化学（HTMC）的模型和仿真模型将是预测流体流动、热提取、温度下降、岩石力学过程和化学过程的必要条件。
3 开发案例
3.1 美国Fenton Hill
Fenton Hill是世界上第一个尝试在地下深部建立工业规模HDR热储的EGS工程，位于新墨西哥州中北部,其目的在于发展从高温结晶或变质岩体中经济开采热能的方法。该工程热储建造可分为两个阶段。
第一阶段（1972—1980年）：热储深度3km，温度200℃。1974年和1975年分别实施注入井和生产井，但因两口井未能实现水力连通未能实现预期目标[19]。后两次在注入井实施开窗变道，实现了水力连通，建成了世界上第一座60kW干热岩地热发电站。
第二阶段（1979—2000年）：热储深度4km，温度300℃。1979年实施了两眼深度超过4km的钻孔，在1982年至1984年见在其中一眼钻孔内实施多个深度的水力压裂，但因裂隙未按设计走线展布，故没有形成水力连通。后对另一口井进行开窗变道，实现水力连通。
最终，该场地于2000年被废弃[2]。
3.2 法国Soultz
Soultz工程是目前世界上最为成功的EGS示范项目,位于法国上莱茵峡谷内。场地油井测量结果显示，沉积盖层（约1km）的地温梯度超过110℃/km，热流值大于140mW/m2，目标储层为花岗岩[20]。
Soultz项目始于1987年的欧盟干热岩科研项目。1997年开展了首期对井循环换热实验。在取得一定的经验后，从2001年开始，项目的科研工作内容逐渐开始转向如何实现稳定的井下热流循环，并同时开始引入工业界投资。2008年，在井口边建设了第一套有机朗肯循环（ORC）发电机组，2011年实现首次商业售电。2013年在进行了地面管线和机组的技术改造之后，实现了商业化的连续发电。Soultz电站在生产井井下300多米处安装了井下螺杆泵，生产条件下井口地热水流量约为100m3/h，出水为165摄氏度。地热咸水的含盐量较高，达到100g/L。地热电站采用了意大利Turboden公司的有机朗肯循环（ORC）机组，设计满负荷发电功率1.5MW，根据夏季和冬季的空冷温度不同，扣除电厂自身用电，实际净发电功率在1～1.3MW之间波动。
4 行业机遇与挑战
干热岩资源的开发利用，正在经历从技术验证到商业化实施的转变，随着勘查、钻探、井下作业、发电等领域技术的不断进步，干热岩发电将成为未来50年内成为行业关注的重点。作为地热能开发利用大国，我国地热能直接利用方面高居世界首位，而地热发电却从70年代羊八井地热电站建成后发展缓慢，已经无法跻身世界主要地热发电国家的行列。2023年世界地热大会将在中国召开，随着近几年地热发电政策的不断落实，届时必将迎来我国地热发电又一个快速发展的时期，干热岩的开发利用也会乘此机会获得更多的关注。在此历史关口，石油企业也在干热岩资源开发中迎来的机遇和挑战。
4.1 中石油在干热岩开发中的机遇
4.1.1 产业机遇
以中石油、中石化为代表的油气开发企业较早进入干热岩开发领域，中石油大庆油田在2017年就启动了松辽盆地干热岩资源的普查评价工作，中石化工程技术研究院更直接参与了青海共和盆地干热岩资源勘查开发攻关项目。油气企业在资源勘查、钻探工程领域有雄厚的产业优势，尤其2017年以来中石油大庆油田、中石化河南油田先后获得了“供电牌照”，行业机遇进一步打开。
中石油测井公司作为工程服务类企业，可以将干热岩开发相关的测井、测试服务纳入自己的业务序列，填补目前国内行业在地热尤其是专业高温地热测井服务领域的空白。
4.1.2 资源机遇
沉积盆地深部往往蕴藏了大量的干热岩资源，而油田企业掌握了国内大量的优质盆地性干热岩资源。另外，虽然目前青海干热岩开发已被中石化占得先机，但西藏、云南、福建等地干热岩蕴藏更丰富[3]，且深度更浅，无疑给中石油留下了广阔的资源开发空间。
目前青藏高原干热岩资源开发研究主要集中于青海省共和盆地，该区花岗岩基地埋深940—1480m，已有干热岩勘查井7口，180℃干热岩的埋藏深度为2900—3200m[5]。在西藏地区，由于地温梯度比青海高得多，因而其干热岩体的深度往往要浅很多。比如，在羊八井地区，埋深1000m的岩体温度可高达260℃，埋深2000m的岩体温度预计可接近350℃[21]。2019年中国石油和中核集团签订了战略合作协议，可以凭借该合作框架深度参与目前中核在西藏谷露、续迈、玉寨、羊八井的勘查中，借势完成区域干热岩资源的勘察评价和示范性项目建设方面具备了先发优势。
4.1.3 技术机遇
高温地热钻井是干热岩开发的关键，中石油长城钻探公司是国内少数具备超高温地热钻井能力的工程公司，其参与的肯尼亚、西藏等地高温钻井作业技术水平和单井产量均高于同行业其他队伍。
高温干岩体性质的测量和储层激发监控一直是干热岩开发技术的短板。中石油测井公司目前已经具备高温/超高温测井的能力，可以有效地将现有设备在干热岩开发监测中进行利用，同时针对干热岩探测和开发的特性开发新的适应性方法，突破目前干热岩开发过程中测井及储层激发监控的技术瓶颈。
4.1.4 政策机遇
2020年9月，习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话，正式提出了中国“3060”碳中和目标。地热能是一种清洁可再生能源，具有储量大、分布广、清洁环保、稳定可靠等特点，是我国实现“碳达峰、碳中和”目标的重要途径之一。习近平总书记在2016年全国科技创新大会上指出“向地球深部进军是我们必须解决的战略科技问题”。我国地热资源丰富，地热能利用历史悠久，地热能的直接利用已经高居世界首位，但地热发电和干热岩开发利用却发展缓慢且中深层的地热资源探明率和利用程度较低。2023年中国将首次承办世界地热大会，全球将针对地热领域政、产、学、研各方交流最新研究成果、最新进展。因此急需通过调研提出30/60目标下加快促进地热产业高质量发展的建议。
根据“十三五”规划目标，西藏地热发电装机容量为350兆瓦。然而，除16兆瓦的羊易电站外，新增项目寥寥无几，主要原因就是缺失价格政策。就地热发电而言，相关信息显示，“十四五”规划西藏地热装机容量或将达到200兆瓦以上，且2030年更要实现1吉瓦的装机目标，这就需要尽快出台价格扶持政策。
考虑到西藏地区独特的地热资源和地质构造，地热资源开发成本与内地有较大差异，且西藏电网结构和电力需求均与内地不同，根据国家发改委办公厅关于西藏羊八井地热发电项目上网临时结算电价的批复，核定含税上网临时结算电价为0.9元/千瓦时，并纳入全国可再生能源电价附加分摊。补贴政策的落实不但可以解套西藏水热型地热发电发展的困局，更给在西藏实施干热岩开发示范项目增加了可行性。因此西藏地区在十四五期间的地热开发会迎来新的机遇，相关的工程服务需求也必然有一个比较大的提升。
4.2 干热岩开发面临的挑战
4.2.1 经济性不具优势
尽管国内有一些模拟研究表明，EGS项目度电成本约为0.51元，与内地火电（0.4～0.5元/kWh）相当，低于风电（≥0.6元/kWh）及光伏发电（>1元/kWh）[22]。但实际的干热岩资源开发中有极大的不确定性，如前文EGS关键技术提到的一样，储层生产能力要随着项目开发的深入才能明确下来，因此EGS项目的最终投入会远高于其他形式的发电项目。实际上，EGS技术发展近50年来，尚没有一个成功的商业运行案例就足以证明干热岩开发利用还不具备足够的经济性。这必然阻碍相关技术的发展步伐，也正是因为干热岩的工程量太少，才导致目前针对干热岩开发的钻井、测井等关键技术并没有形成专业化的发展，而仍然以油气开发技术为主。
4.2.2 开发技术存在短板
在EGS项目实施中，最重要的就是“储层激发”这一环节，岩体裂隙的走向、发育程度直接影响整个系统的开发效果。目前，国内压裂技术主要掌握在油气工程服务公司，针对干热岩激发的压裂技术与油田压裂技术并不完全一致，激发实时监测等技术方法仍然有很多不足。另外，多场耦合模拟（THMC模拟）、高温井下封隔装置等重点技术上，也是干热岩开发绕不开的技术难点。
4.3 干热岩相关技术发展建议
结合国家可能源发展策略，对干热岩相关技术的开发提出如下几点建议：
（1）利用现有高温测井硬件平台，通过开发针对干热岩（特征是低孔隙度或孔隙不含水）的工艺流程和处理方法，实现高温测井、激发后裂隙发育监测、生产监测等服务需求；
（2）积极参与油田企业和国内其他行业部门干热岩科研、示范项目的研究工作，通过与有关研究、产业开发单位的接触与合作，掌握国内干热岩开发与EGS项目实施的产业及工程服务经验；
（3）实施分步走战略，短期内实现干热岩钻井、测井、测量技术技术的储备研究，“十四五”期间在沉积盆地或青藏高原参与EGS示范工程实施技术服务，到2030年基本实现技术成熟，并可根据需求自主发展一些专用设备装备。
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