试论我国干热岩地热资源开发战略

陈梓慧，郑克棪，姜建军

(1.中国地质大学(北京)地球科学与资源学院，北京 100083;2.中国地质环境监测院，北京 100081;3.中国能源研究会地热专业委员会，北京 100081;4.国土资源部科技与国际合作司，北京 100812)

党的“十八大”提出了中国“能源生产和消费革命”。这一场能源革命将致力于改变以煤为主的传统能源格局，转向多元化能源供给模式，非化石能源将迎来巨大的发展机遇。

非化石能源主要包括水能、风能、太阳能、生物质能、地热能、海洋能等可再生能源，地热能作为其中唯一可提供长期基础荷载(每周7天，每天24小时)的能源，具有更加绿色、高效、安全的属性。根据埋藏深度，地热能划分为浅层地温能、水热型地热资源和干热岩地热资源。干热岩是指埋深大于3 000 m，一般温度大于150℃的高温地热资源，是内部不存在流体或仅有少量地下流体的高温岩体，采用EGS(增强地热系统或工程地热系统)技术开发(图1)。鉴于常规高温地热资源的储量有限，且干热岩资源占总地热资源量的99%以上，加速我国干热岩开发已迫在眉睫。

图1 干热岩地热资源开采示意图(引自Geothermal Explorers Ltd.2005)Fig.1 Schematic diagram of mining of HDR geothermal resources

1 干热岩地热资源开发的必要性

1.1 我国能源革命的重任

为面对能源供需格局新变化、国际能源发展新趋势，保障国家能源安全，习总书记在2014年6月的中央财经领导小组第六次会议上，提出了推动能源消费革命、推动能源供给革命、推动能源技术革命、推动能源体制革命和全方位加强国际合作五点要求。而我国北方日益严重的雾霾天气，与能源消费结构有着紧密的关系。去年在北京之所以创造了“APEC蓝”的奇迹，与京、津、冀地区甚至扩大到山东省的汽车单双号限行，石化、火电等污染企业的停、限产密切相关。

面对当前的形势，中国工程院设立了“推动能源生产和消费革命战略研究”重大项目，并提出:综合世界能源发展方向和我国能源生产革命的基础，我国能源生产革命的方向是“能源资源保障多元化和安全化、能源生产绿色化和高效化、能源系统信息化和智能化以及全国能源资源的优化配置”，并提出推动中国能源生产革命的“三大战役”是倍增油气、绿色煤炭和“半壁江山”的非化石能源［1］。

1.2 地热能在能源生产革命中的重要性

WEC(世界能源理事会)在2013年公布了2010年的世界一次能源利用量(表1)，其中，风能、太阳能、地热能及海洋能利用之和约为 2.2EJ，占总比重仅 0.4%［2］。

表1 2010年世界一次能源利用量(WEC，2013)Table 1 Utilization of Primary Energy in the World in 2010(WEC，2013)

对于2050年世界能源的发展预测，WEC提出两个可能的方向:(1)消费驱动模式(Jazz)，预测能源总利用达879EJ，届时非水可再生能源占能源总消耗的20%，化石燃料仍占主导地位;(2)政策驱动模式(Symphony)，预测能源总利用达696EJ，届时非水可再生能源占能源总消耗约32%，化石燃料的优势减弱(表2)。

表2 世界电力生产的能源构成预测(WEC，2013)Table 2 Electricity Production VS.Energy Sources 2010-2050(WEC，2013)

仅依靠风力和太阳能电力能够实现非水可再生能源到2050年占世界电力生产的20%～32%吗?虽然近年来世界风力和太阳能的发电量快速增长，并已分别于2006年和2012年超过了地热发电量［3］，但据WEC的统计，地热发电的利用系数(Capacity Factor)0.72为可再生能源中最高，而风电为0.21，太阳能发电只有0.14［4］。2013年，风电占我国年总发电量的1.2%，但由于智能电网应对不稳定电流的冲击有一定限度，同年风力发电不能上网的弃电高达11%(154亿度)。因此，中国的能源生产革命需要充分发展相对更稳定的地热发电，来实现可再生能源(含水力)发电到2050年占我国一次能源50%的替代目标，树立其必要的地位。

根据中国地质调查局部署的“全国地热资源调查评价”项目初步成果显示，0～200 m深度的浅层地温能资源，在31个省会城市每年用地源热泵开采可折合标准煤4.44×108t。200～3 000 m深度的水热型地热资源在主要平原沉积盆地的储量折合标准煤8 531.9×108t，在隆起山地的可采资源折合标准煤2 259.1×108t［5］。但是，我国的水热型地热资源大多是中低温地热资源，高温地热资源的总量不够乐观，大致在发电600×104～1 000×104kW水平，即使全部利用也无法实现年一亿吨标煤当量的贡献。我国干热岩地热资源总量20.9×106EJ，折合714.9万亿吨标准煤。若按2%可采资源量计算，是传统水热型地热资源资源量的168倍，是我国2010年能源消耗总量的4 400倍［6］。由此可见干热岩资源潜力巨大，在我国的能源革命中干热岩资源开发利用具有举足轻重的重要意义。

1.3 吸取中国地热发电落后于世界的教训

1970年12 月广东省丰顺县邓屋村利用92℃地热水试验发电成功，虽只发电86 kW，但它标志着中国成为了世界上第8个实现地热发电的国家。1977年西藏羊八井高温地热发电成功，至1991年完成羊八井地热电厂总装机容量24.18 MW在运。然而，多年来我国地热发电总体进展缓慢，2010年在世界地热发电的排名已下滑至第18位［7］，其原因是40年来放弃了对中低温地热发电技术的研究。20世纪70年代我国曾建成7处中低温地热发电试验电站，单机容量50～300 kW，总装机容量1.55 MW［8］，后由于“技术可行，但经济不合算”的原因关停了中低温地热发电试验机组［9］。当时，国外也面临着相似的问题，但他们通过几十年来不断的研究改进、提高效益、降低成本，取得了世界领先的地热发电技术。如今，面对当前干热岩开发的种种困难［10］，应努力克服，避免再留遗憾。

2 如何开展我国干热岩研究开发

要加快我国当前的干热岩研究开发步伐，需要充分了解世界干热岩研究开发现状，努力学习国外成功的经验，也吸取国外经历过挫折的教训，让这种优质资源尽早在我国能源革命中发挥最大作用。

2.1 世界干热岩研究开发的宝贵经验

迄今，世界上有8个发达国家对干热岩投入过实质性的研究开发。经过多年的研究与探索，德国、美国、法国和澳大利亚相继实现了兆瓦级发电试验，了解他们探索的过程，对于如何开展我国的实践是重要参考。

美国:1974年开始在新墨西哥州芬顿山(Fenton Hill)开始钻井，第一阶段(1974—1980)第一井钻了2 042 m，水力压裂后又加深至2 932 m，获得180℃;第二井3 064 m获200℃;1977年从第一井的开斜井与第二井做连通试验，两井相距100m，试验了417天，获得3～5 MWt热量，进行了60kWe双工质发电试验。第二阶段又钻了两井，压裂试验并钻开斜井，4 390 m井底327℃;1986年循环试验30 d，注入37 000 m3，收回66%，注水流量10.6～18.5 kg/s，压力26.9～30.3 MPa，产出192℃;因塌孔、开斜钻井和设备损坏等，试验持续至20世纪90年代。

2006年，美国麻省理工学院发表了“地热能的未来——21世纪美国增强型地热系统EGS的冲击”的研究报告［11］。这项历时3年的研究面对美国的人口增长和社会电气化的发展现状，出于对美国长期能源供应安全的考虑，提出了地热能在2050年实现1×108kW发电的目标。EGS是潜力巨大的本土化资源，不像现在开发的水热型高温地热资源那样受地域限制，且环境影响小，还可以做到合理的开发投资和有竞争性优势的运行成本，该技术的商业化规模可望在10～15年内实现。研究报告估算的全美国EGS资源储量超过1 300×104EJ(1018焦耳)，其中可开采量超过20×104EJ，这个数字相当于美国2005年基础能源消费量的2 000倍!

如此诱人的巨大能源潜力引起美国能源部的重视，在此后安排资助了EGS关键技术研发和重点示范项目。沙漠峰(Desert Peak)项目成为美国第一个商业规模的EGS示范，已于2013年投入运行，它实际上是在现有水热型地热田目标地热井周围用剪切激发改造储层，增加了运行地热田的功率输出近38%，相当于为电网提供了额外的1.7 MWe电力［12］。近期美国的其它EGS项目还有不同公司承担的Bradys，盖依瑟斯(Geysers)，Newberry和 Raft，都是水力激发、储层改造类研究，不是完整的完成发电目标。

英国:能源部支持在康沃尔州罗斯曼奴斯(Rosemanowes)于1977年开始试验。那里早二叠花岗岩的地热增温率30～40℃/km，第一眼井钻了300 m，第二眼井钻了2 000 m，预期80～90℃，但实际只有79℃，用100 kg/s流量14MPa压裂;1983年又钻后续井，2 600 m深度100℃;1986—1990年在建立的热储段循环试验，注入20～25 kg/s，获得的温度从80.5℃逐渐降至70.5℃［11］。目前计划钻4 500～5 000 m的井，但尚未实施。所以英国只是试验了裂隙连通，在压裂时出现了微地震。

法国:由欧盟资助，德国、瑞士专家参与的项目在阿尔萨斯靠近法德边境的苏尔茨(Soultz)进行试验。在莱茵地堑80 mW/m2的大地热流背景中，苏尔茨的热流高达140 mW/m2;1987—2007年为研究阶段，进行了钻井、压裂激发和循环试验，在20～25 L/s注入条件下产出140℃，产能10 MWt。2007年以来为建厂和试验监测阶段，现有5 000m深的井3眼和3 600 m深的井1眼，5 000 m深温度200℃，2009年两灌两采，产出温度164℃流体35L/s(3 024 m3/d);为减少诱发地震，2011年改为两灌一采，产出159℃ 流体24 L/s(2 074m3/d);安装的双工质ORC发电机组1.5 MWe，2011年实现了发电［13］;这是法国第一个 EGS的ORC发电示范，是世界第一个EGS兆瓦级成功发电。法国另在Le Mayet de Montagne于1984—1994年进行过试验，深度800 m得33℃，属浅试验设施［14］。

德国:在巴伐利亚的Flakenberg于1978—1985年进行试验，但深度太浅，250m仅获得13℃温度［14］。后来转至兰道(Landau)和印希姆(Insheim)两处EGS开发，2012年电厂已连续运行超过8 200 h，利用系数高达94%，实现了完全商业化。兰道电厂3 MWe装机容量，可发电3.8MWe;印希姆:5 MWe装机容量;两厂各利用一对开采井和回灌井，兰道对井深3 300 m，印希姆对井深3 800 m，灌采井口在地面邻近，二井地下叉开，维持高压强力回灌，保障单井6 000～7 000 m3/d大流量开采，采用奥玛特Ormat双工质ORC机组，实现废热汽经风扇冷凝回收，全部回灌，160℃开采，70℃回灌，冬季兼将废热作供暖利用后再回灌，电厂全部自动监测控制，无人巡管，只需在办公室听警报及电脑操作［13］。

瑞典:在Fjallbacka于1984—1989年进行EGS试验，只钻了500 m，获得仅15℃［14］，压裂产生微地震而停止。

瑞士:临近德法边界的巴塞尔(Basel)处在莱茵地堑东南端，1996年由联邦能源办公室等资助开始研究。2001年钻了深2 650 m的第一井，预计第二井钻5 000 m深达热花岗岩获200℃。那里是市区范围，EGS压裂试验产生微地震，2006年一次3.4级地震造成财产损失，遭多数人反对而于2009年停止试验。

日本:有两处靠近火山热源的EGS试验。秋田县的雄胜(Ogachi)1982年开始钻第一井，在300 m火山岩覆盖下是花岗闪长岩，1 000 m深度得230℃;90年代进行了反复压裂和循环试验，1993年产出仅3%，进一步压裂后产出10%(1994年)和25%(1995年);1999年再钻井做改善连通性和减少损失的试验［11］。

另一处山形县的肘折(Hijiori)靠近1万年前的火山口，1989年开始钻井，1991年钻至2 205 m深度，温度高于250℃;次年压裂产生了裂隙区，此后在裂隙网络中钻了第二和第三井;1995年循环试验产出蒸汽和热水，但注入水量损失近半。2002年继续试验，产出172℃流体4 kg/s，产能8 MWt;试验了130 kWe双工质发电;但长期试验温度降至100℃，试验停止［11］。这里4眼井的井下间隔距短，在40～130 m，循环中某处出现了短路［14］。

澳大利亚:地球动力(Geodynamic’s)公司开发中澳州库珀盆地的 Habanero项目已于2013年实现1 MW试验电厂成功发电。那里2003年钻成1号井4 421 m，压裂超过预期效果，作为回灌井。2号井钻至4 359 m，因事故造成井失败。3号井2008年4 221 m完钻，完成裂隙激发，实现与1号井间连通试验。该处4 300 m地温达250℃，在1 000 km2硕大花岗岩体天然裂隙内含卤水，并有3.5 MPa的高压，被称为热裂岩。人工压裂使裂隙连通，就地的卤水正好用于EGS开采循环。1号井当初用65.5 MPa的压力注入2×104t水做压裂，成功影响到3 km×2 km的范围。2008—2009年循环试验，从1号井注入在3号井成功产出蒸汽和热水，持续产量27 kg/s，最高产出40 kg/s，开发成世界最大的地下热交换器。在此期间，1 MW地热试验电站已建成，2009年4月拟将完成循环试验的蒸汽引入试验厂发电时，暂作闭井的3号井发生意外事故失控喷爆，地下深处245℃的高温热水和蒸汽从破裂套管中喷涌出来，最后请来美国的Cudd井控公司才得以控制住，但注入了水泥使井无法修复。2012年钻成的4号井4 600m温度264℃，与相距690 m的1号井连通试验在井口产出温度210℃，2013年运行了1 700 h，保持注入17 kg/s卤水，试验电厂产出650kWe电力［15］。地球动力公司另Jolokia等项目也已钻井。

另外，Petratherm公司在中澳州的Paralana已钻了两眼井，2011年2号井完成激发压裂，产能评价可供5.4 MWe发电30年。

2.2 选定开发理念

纵观前述8个发达国家的干热岩/EGS开发，有几经挫折成效不大的，也有后来者领先成功的。世界40年的EGS研究开发，迄今实现了11.2 MWe的总装机运行，但真正的干热岩开发尚未完全成功，已经运行的发电其实都走了捷径。最早实现兆瓦级发电的法国苏尔茨实际是热裂岩，澳大利亚Habanero完井一年内实现压裂、对流和发电的也是热裂岩，德国实现年8 200 h运行的实际是在湿热岩中的EGS，还有美国沙漠峰的第一个实现商业规模运行的是对现有热田地热井的增产。通过分析他们的经验，如何制订我国的开发战略呢?首先是建立正确的开发理念，战略上，必须加快干热岩研究开发，克服“技术上可行、经济上不可行”的“历史性的偏见”;战术上，学习国外成功经验，尽量走“捷径”，找好突破点先搞成示范。

“十二五”期间科技部安排的高新科技863项目“干热岩热能开发与综合利用关键技术研究”，包含了靶区工程测试及人工压裂工艺技术研究，但大部分是资源、发电、能量转换等评价，这样的研究还未实质性进入EGS实践。由中国地质调查局部署的地热资源调查项目中包含了干热岩的勘查内容，目前在福建漳州地区已完成地球物理勘查和选点，开始钻试验井。青海共和盆地DK4孔在2 735 m测得168℃，但压裂试验尚未开展。无论如何，没有钻井压裂的实际操作，离实现开发目标还有一段距离。

2.3 重视亲历实践

2007—2009 年“中国EGS资源潜力研究”［16］中澳合作期间，澳大利亚专家介绍了EGS激发压裂的经验，澳方的多家公司，各有自己的专利，有从上往下分段压裂，也有从下往上分段压裂，更有定向压裂，将设计对流循环的外侧屏蔽，定向压裂可伸出去700 m，井间距离1 300 m就可以将裂隙网络连结起来，以此大大提高地下热交换的效率。干热岩研究开发如果没有钻井、压裂的实践，再多的研究也难以达到开发的目的。因此，需要重视和加快亲历实践的步伐。

2.4 加强国际合作

一些发达国家已有近40年的干热岩研究开发实践经验，许多科学技术进展的相关信息可以通过网络搜索了解和获得(有的要付费)。在自己动手之前先看看人家怎么干的，再通过合作或购买借鉴国外先进的技术，比如澳大利亚的压裂技术，德国的开采运行经验，都是十分有用的。国际合作可以有多种形式，如国际会议、双边交流、建合作项目、请专家咨询等都可以考虑。少走弯路、赢得时间提前成功就是利益。

3 结论

2013年初国家能源局等四部局联合发布的《关于促进地热能开发利用的指导意见》，为我国地热大发展吹响了号角，中国的能源革命已经开始，地热能应该在可再生能源替代中发挥积极作用。面对当前日益严峻的环境压力，由于干热岩地热资源具有储量巨大、对环境影响较小、不受地域限制等特点，加快我国干热岩的研究开发进程显得更加必要和紧迫。通过加强国际合作，学习国外先进技术，尽快搞成中国的干热岩发电，中国地热才能在2050年实现一亿吨标煤当量的贡献，中国地热人需要为此目标努力。

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