地热能产业与技术发展趋势及对石油公司的建议

王社教 陈情来 闫家泓 方朝合

（1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油工程建设公司）

清洁化、低碳化、智能化是能源发展的大势所趋，全球许多国家能源公司、国际石油公司纷纷介入新能源领域，推动传统能源公司向清洁低碳综合性能源公司转型。中国石油企业积极拓展新能源新业务，发展地热能、生物质能、氢能，探索风能、太阳能的开发利用。中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）、中国石油化工集团有限公司（简称中国石化）根据业务发展需要，已把地热资源勘查、开发和利用正式纳入公司的经营活动范围。

1 全球地热能产业及技术发展现状与趋势

地热资源是一种可再生能源，储量大、分布广，具有清洁环保、用途广泛、稳定性好、可循环利用等特点，不受季节、气候、昼夜变化等外界因素干扰。与风能、太阳能发电相比，地热发电效率更高、更稳定，占地更小，成本更低。据世界能源理事会统计，地热能利用系数可达72%～76%，是风电的3～4倍、太阳能发电的4～5倍，单位装机容量占地面积比风电、光电至少低1个数量级。因此，地热能的开发利用受到广泛关注和重视。

1.1 产业发展现状

地热能利用分为地热发电和直接利用。受高温地热资源和经济性的影响，地热发电增长缓慢（表1），2010年全球地热发电装机容量为9992MW[1]，2019年增至13931MW，10年增长39%。地热发电位列前10名的国家为美国、印度尼西亚、菲律宾、土耳其、新西兰、墨西哥、肯尼亚、意大利、冰岛和日本，美洲和亚太地区占主导地位，美国位居世界第一（图1）。中国地热发电近10年几乎没有变化，2019年总装机容量为27.8MW。

表1 全球与中国2010—2019年地热发电装机容量（据国际可再生能源署，2020） （单位：MW）

图1 地热发电装机容量前10名的国家（据国际可再生能源署，2020）

全球地热能直接利用的国家有88个，近10年快速增长。2010年装机容量为48493MW，年利用热量为423830TJ（折合3360×104t油当量）；2019年装机容量为107727MW[2]，年利用量为1020887TJ（折合8100×104t油当量），10年来地热直接利用装机容量和年利用热量分别增长122%和141%（图2）。地热直接利用位居前5名的国家为中国、美国、瑞士、土耳其、日本（图3）。

10年来，全球地热发电成本一直比较稳定，平准化度电成本（LCOE）2010年为0.05美元，2012年为0.08美元；2013年至2018年，平均为0.06～0.07美元，2018年为0.07美元，比2017年下降1%。

图2 地热能直接利用装机容量及年利用量

图3 地热能直接利用前5名国家

1.2 技术发展现状与方向

地热能开发利用涉及多学科、多领域、多行业的综合性技术，包括资源勘查与评价、钻完井、储层压裂改造、尾水回灌、换热和保温、防腐防垢、热泵和发电、地面工程、运行管理等相关技术。美国、日本、德国、意大利、冰岛、新西兰等国的地热发电技术走在世界前列，中国在中低温地热资源勘查、开发和直接利用等方面技术领先。

地热地球物理勘查技术较为成熟，主要包括电（磁）勘探、重磁勘探、地震勘探、遥感、测井、重磁电震综合解释等技术。电磁勘探技术常应用于断裂构造、热储异常范围与埋深、热储特征的识别；重磁勘探技术可识别地热评价区基底起伏、断裂空间展布、岩浆体分布、地热相关蚀变带等；地震勘探技术能准确圈定地层结构、热储埋深及断裂特征，微地震裂缝监测技术可用于监测干热岩的人工压裂。

地热地质评价技术总体比较成熟，主要包括热储评价、地热资源评价、地热田优选评价等。其技术核心是了解地热资源形成的基本条件，明确热储地温场、热储（热）物性及分布特征，评价地热资源及分布等。

地热开发技术包括地热钻完井、热储压裂改造、废弃井改造、地热水回灌、深井直接换热、地热开发数值模拟、地热开发动态监测等。其中，常规地热钻完井技术、高温地热钻井技术比较成熟。地热开发模拟技术和回灌技术是关注重点，尤其水热型地热资源开发尾水必须回灌，如何实现采灌平衡、保持地热可持续开发至关重要。

地热能利用技术总体成熟，包括地热能直接利用技术和地热发电技术。地热能直接利用技术包括压缩式热泵、吸收式热泵、地热水水质处理、防腐蚀、结垢防治、地热井增产、保温、设备橇装化、三维数字化、五化（标准化设计、工厂化预制、模块化施工、机械化作业、信息化管理）等技术。其中发展最快的是热泵技术，2019年，全球地热（地源）热泵装机容量为77547MW，年用热量为599981TJ，分别占地热能直接利用装机容量和年利用量的58.8%和72%。地热发电技术包括干蒸汽发电、闪蒸发电、双循环发电3种，其中闪蒸发电最为常用。目前，高温地热发电技术成熟，中低温地热发电技术仍处于攻关和试验阶段。

深层高温干热岩热能蕴藏量大、利用率高、系统稳定，所蕴含的能量相当于全球所有石油、天然气和煤炭所蕴藏能量的30倍，发展潜力巨大，增强型地热系统将成为地热能发展的主要方向。干热岩开发利用技术包括干热岩高温钻完井、干热岩压裂、干热岩换热等，目前尚不成熟，仍处于试验和示范阶段。美国、法国、德国、日本、英国、澳大利亚等国在干热岩开发方面取得了一定进展，已建设试验性工程31项，发电能力达12.2MW[3]。针对干热岩温度高、应力高、岩石致密等特点，需要重点发展的技术包括深层（大于5000m）、高温（大于450℃）地热井钻完井新技术及井下装置，高温地热井设计、工艺、采热专有技术体系，深部高温高应力条件下压裂工具及材料研发、干热岩储层水力压裂数值模拟、干热岩储层水力压裂监测、低成本储层改造、储层改造方案优化和施工设计等。

2 中国地热资源、发展政策与现状

2.1 资源潜力

中国地热资源丰富[4-5]，以中低温地热资源为主，主要分布沉积盆地内，如渤海湾盆地、松辽盆地、鄂尔多斯盆地等，高温地热资源主要分布在中国西南部，如藏南、滇西、川西等地区[6]。其中，浅层地热资源量（200m以浅）约为95×108t标准煤[7]，年可利用7×108t标准煤；中深层地热资源量（3000m以浅）约为1.25×1012t标准煤，年可利用19×108t标准煤；干热岩地热资源量（3000～10000m）相当于856×1012t标准煤，如果按照可采量2%计算，相当于17.2×1012t标准煤。2018年，全国地热资源利用量仅占一次能源消耗总量的0.6%，而每年中国地热可开采量达26×108t标准煤（不包括干热岩），占一次能源消费的56%。开发利用明显不足，发展空间巨大。从地热资源赋存条件和开发潜力看，水热型地热资源的开发利用仍是中长期发展目标，高温地热和增强型地热系统的综合开发利用是未来发展方向。

2.2 政策环境

近几年，我国高度重视地热能的开发利用，相继出台了一系列政策推进地热能产业快速发展。2016年12月，国家发改委出台《可再生能源发展“十三五”规划》[8]，提出积极推广地热利用，有序推进地热能发电，加大地热资源潜力勘察和评价。

2017年1月，国家能源局出台了《能源技术创新“十三五”规划》和《地热能开发利用“十三五”规划》[9]，要求加快地热能利用关键技术及装置研发和示范工程建设，提出“十三五”新增地热能供暖（制冷）面积 11×108m2，其中新增浅层地热能供暖（制冷）面积 7×108m2，新增水热型地热供暖面积 4×108m2，新增地热发电装机容量 500MW。到2020年，地热供暖（制冷）面积累计达到 16×108m2，地热发电装机容量约 530MW，地热能年利用量 7000×104t标准煤，地热能供暖年利用量4000×104t标准煤，京津冀地区地热能年利用量约为 2000×104t标准煤。

2017年11月，京津冀三地发改委共同研究制定的《京津冀能源协同发展行动计划（2017—2020年）》，明确在雄安新区、北京城市副中心、天津滨海新区、冬奥会赛区、北京新机场等新增用能区域，支持以地热能、风能、太阳能为主的可再生能源开发举措。

2018年1月，国家发改委等六部门出台《关于加快浅层地热能开发利用 促进北方采暖地区燃煤减量替代的通知》，要求对地热资源因地制宜开发利用，对现有非清洁燃煤供暖适宜用浅层地热替代的尽快完成替代，对集中供暖无法覆盖的城乡接合部，在适宜发展浅层地热能供暖的情况下，积极发展浅层地热能提供供暖。

地方政府近年也纷纷出台各项补贴政策，推动地热产业发展，如北京市、天津市、河北省、山东省、辽宁省等对开发地热均有相应的补贴政策，并建立了地热资源勘查、矿权审批、地热水回灌、开发利用等管理制度和监管机制，鼓励企业合规合理、有序开发地热资源。

2.3 发展现状

供暖是我国地热能直接利用的主要用途。随着北方地区清洁供暖的推广，特别是第一个国家地热产业规划《地热能源开发利用“十三五”规划》的发布，地方政府相关优惠政策的实施，近5年我国地热能直接利用发展迅速，中低温直接利用呈指数增长。地热能年利用能力为14160MW，年利用总热量为197281TJ[10]，是5年前地热能利用总量的2.3倍。2019年底，全国地热采暖装机容量达7011MW，总供热面积超过1.5×108m2。地源热泵持续快速发展，2019年总装机容量达到26450 MW，年利用量443492TJ（折合3520×104t标准煤），长期保持世界第一，实现供暖（制冷）面积5×108m2以上，比5年前增加了55.5%。

我国地热发电发展缓慢。2011—2018年，装机容量一直为26MW。2018年，西藏羊易地热电站16MW机组成功接入国家电网，四川康定藏区建成400kW试验发电机组，云南省德宏市建成2MW地热发电机组。截至2019年底，我国地热发电装机容量达到34.896MW，实际安装容量27.18MW。另外，我国正在甘肃共和盆地开展干热岩开发试验。

地热能开发利用技术应用方面，我国在地热资源勘查、地热钻完井、地热能直接利用等领域达到国际先进水平；高温地热钻完井领域的高效PDC钻头、抗高温泡沫钻井液体系、高温地热井固井、高温地热井测试等技术处于国际领先；热储工程、中低温地热发电、高温地热发电、深井直接换热、高效热泵、干热岩开发利用等技术，仍比较薄弱；尤其作为战略性接替能源的干热岩勘查和开采技术，我国刚刚启动共和盆地干热岩开发工程示范，亟待加快推进先导试验，攻克干热岩热储压裂改造、高效换热等技术难题，实现经济有效开发。

3 我国石油公司发展地热能的优势与开发利用现状

地热与石油是共存于沉积盆地的两种资源。含油气盆地不仅富集油气，更是水热型地热资源富集的场所。据统计，我国陆上油气企业有近 30 万口油气生产井，大部分油气井高含水。油水分离每年可产出数亿立方米、40～50℃的地热水[11]，尤其东部老油田已进入开发后期，平均含水率高达90%以上，油田实际已变为“地热田”。石油公司长期从事油气勘探开发，拥有丰富的地质与开发数据、成熟的钻完井技术和储层压裂改造技术，这一切为开发利用油田地热能提供了便利条件，开发利用地热能具有得天独厚的优势。

3.1 地热与油气关系紧密，加快开发利用最为现实可行

地热能开发利用是石油公司发展新能源最现实的资源，并与油气主营业务高度融合。一是地热资源常与油气伴生；二是油气开发过程中，油气分离出的地热水可直接利用；三是地热能勘查与开发利用技术在很多方面与油气相关技术重叠，可以直接利用石油行业内的成熟技术，如物探、钻井、录井、测井、测试、回注、水力压裂、管道等技术，以及流体力学、地下热力学建模技术等。

作为油气伴生资源，国内很多油田已开发利用地热多年，如利用油气开发过程中的伴生水余热，或将废弃井改造为地热井，开发地热用于生活采暖、输油伴热、管道清洗等，替代燃油燃气，节约了大量化石能源。

石油公司不仅是油气生产大户，而且是能耗大户，每年为满足油田生产用热和电力需求，油气和电力等能耗超过几千万吨标准煤。地热可提供热能，并用于发电，在油田生产和生活用能替代方面必将发挥巨大作用。

3.2 资源、技术和区位优势明显，发展潜力大

油田拥有丰富的地热资源。石油公司尤其是中国石油拥有大量陆上油气探矿权，矿权内地热资源十分丰富。初步评价中国石油15家油田公司77套层系的地热资源折合标准煤1.1×1012t，每年可采资源量折合16×108t标准煤，占我国水热型地热资源的84%，地热资源优势显著。

油田大量可改造的废弃井，可大幅降低地热能开发成本。油气开发过程中的废弃井，很多套管结构完好，稍加改造就可以变成地热井。据估算，废弃井改造为地热井，可节约地热开发成本1/2甚至2/3以上，不仅可降低地热开发风险、减少开发成本，也能盘活大量沉淀资产。例如，辽河油田兴采一矿利用2口废弃井改造为地热井，对3.5×104m2办公区及厂房冬季供暖，每年替代燃煤420t，节约运行成本90万元。

油田和周边城镇用热需求旺盛，区位优势显著。我国大部分油田位于北方，是冬季采暖用热需求最旺盛的地区。开发利用油田现有地热资源，不但可以替代化石能源清洁采暖，实现节能减排，而且对雾霾的治理、高含水油田的产业转型和安排再就业都具有重要意义。

石油的钻井、测试、热水输送、水质处理及地面油建工程等常规技术，均是油田地热能开发适用的常规技术。地热能开发实践证明，应用油气井筒技术、地球物理勘探技术、油气开发技术，能很好地解决地热能开发的技术难题，还可以利用深井钻井、储层压裂改造技术，开展深层干热岩发电试验。

3.3 石油公司地热能开发利用现状

目前，中国石油、中国石化、中国海油均已涉足地热领域，并开展了一系列地热能开发利用活动。中国石油从20世纪80年代开始，就已在华北、辽河、大庆、冀东、大港等油田实施了一批地热能开发利用项目，利用油气开发过程中的伴生水余热资源，或将废弃井改造为地热井。开发地热用于生活采暖、输油伴热、管道清洗等[12-20]，节约了大量燃油、燃气、燃煤，取得了显著的经济效益和社会效益。截至2019年，中国石油累计建设地热项目68个，其中正在运行的项目41个；地热供暖项目21个，供暖面积达501.5×104m2；余热利用替代标准煤达4.68×104t，累计地热能直接利用年替代标准煤达15×104t。

中国石化地热业务快速发展，在中深层地热开发利用方面处于领先位置，地热采暖面积占全国中深层采暖面积的30%。2009年，中国石化新星公司在河北雄县打造了第一座地热供暖“无烟城”，亦称“雄县模式”，即“政府主导、市场运作、统一开发、技术先进、环境保护、百姓受益”，成为可复制的地热开发利用的样板工程。截至2019年底，中国石化在雄安新区已建成供暖能力超700×104m2，地热供暖全面覆盖雄县、容城城区，造福近7万余户居民。以“雄县模式”为引领，中国石化在河北、陕西、河南、山东等省建成地热供暖能力5700×104m2，在河北省建成供暖能力超 2300×104m2。

中国海油也在积极布局地热产业，成立研究机构并启动地热开发利用规划编制工作。

经过多年技术攻关，中国石油、中国石化已掌握油田地热资源勘查、资源评价、地热能开发与利用、工程建设等关键技术，尤其在砂岩地层回灌、废弃井改造为地热井、采出水余热利用、燃气热泵、高温地热钻完井等技术方面取得重大进展。砂岩地层实现无压回灌，节约了加压回灌的电力成本，该技术已在辽河、华北、冀东油田的大型地热采暖项目中进行应用。采出水余热利用技术在大庆、胜利、华北、辽河、中原等东部多个油田进行了推广应用。中国石油利用自主研发的高温地热井高效PDC钻头、抗高温泡沫钻井液体系、高温地热井测试仪器、高温固井及回填工艺等关键技术，在肯尼亚完成了高温地热井151口，占肯尼亚地热钻井总数的72%，市场占有率大幅提高，显著提升了公司影响力和竞争力。

4 石油公司加快发展地热能的建议

石油公司开发利用地热能具有先天优势，大力发展地热能产业，不但对推动我国能源结构调整、节能减排、改善环境具有重要意义，而且对油田企业拓展新业务、增强综合竞争能力，尤其是老油田的产业转型升级具有重要的现实意义。目前，石油公司地热能发展规模远低于预期，各公司发展速度不均衡，还存在关键技术短板、优势未充分发挥、体制机制不健全等问题，亟待解决和完善。为了加快发展地热能产业，使其在石油公司提质增效中发挥重要作用，提出以下发展建议。

（1）充分发挥资源、技术和区位优势，大力开发油田地热，满足油田生产和生活用热需求，实现对油田企业传统能耗的有效替代，如替代油气集输、冬季采暖、油水分离等用热所需的大量燃油、燃气。再辐射油田周边，为当地城镇居民用热提供服务。同时要注重油田伴生资源的协同开发，实现油、水、热、稀有元素（铀、锂、钾等）共同开发，提升油田综合开发效益。

（2）加大科技创新研发力度，提升地热能开发利用水平。研发并掌握制约地热发展的关键技术，包括深井直接换热、中低温地热能发电、地热能高效开发利用、干热岩开发利用技术等，支撑地热能产业加快发展。加快地热能重点实验室建设，建设一流研发平台，推动地热能开发关键技术和工艺加快突破，掌握行业话语权，引领我国地热能产业高质量发展。

（3）创新体制机制，加快专业人才培养，激发创造力。建立开放合作机制，培养地热能领域专业人才。加快科研队伍建设，完善技术研发体系，引进高端人才，加强研发力量。创新科技人员分配激励政策，采取技术人员入股、享受分红等多种方式，激发科研人员的创造力。设立多元化、多渠道投资途径，引入社会资本，共创共赢。

（4）优势互补，协同发展。2013年，国家地热能源开发利用研究及应用技术推广中心和能源行业地热能专业标准化技术委员会落户中国石化，旨在依托石油企业加大技术研发和标准制定，引领我国地热能产业发展。石油公司应创新合作联盟，强强联合，发挥石油企业的资源、技术、人才、市场、资金优势，搭建数据共享的地热勘查数据云平台，加快拓展地热能开发利用市场，做大做强全产业链，推动地热能产业快速发展。