结合具体的干热岩开发工程，在干热岩储层激发方面主要存在以下挑战：

1）提高注水压力可以破裂岩石并可产生更多的热能，但所注的水大多被导入最渗透的岩体；

2）在整个储层的激发过程中，储层很多部位得不到有效激发，热储采热量受到了限制；

3）过分增加井口压力提高注水量，会诱发较大的地震；

4）单层裂缝不足以提供满足经济发电所需的热交换面积，系统循环水流量低。

如何在经济的条件下，创建足够大的储层有效换热空间，是EGS发展需要迫切解决的问题。发展高温储层封隔技术，通过多次激发来增大储层空间是实现EGS商业化的有效手段。2100433B

热岩资源人工压裂技术

针对不同的深部地应力场条件和裂隙发育特征，通过控制注入水流量使深部热储达到理想的剪切破坏是人工压裂技术重点解决的问题。干热岩开发本身的压裂设备和石油天然气开发中压裂设备基本相同，主要的区别在于干热岩的压裂设备需要解决耐高温问题。而高温岩体冷却收缩效应也使干热岩储层激发相对于传统油气储层更容易发生 。

上述各国的储层激发试验均表明，在坚硬的花岗岩中创造新的裂隙几乎是不可能的，通过注入水压力的控制使储层已有的裂隙面错动和延伸从而形成有效的换热面积是国际公认的EGS储层建造方法。实际干热岩开发工程中，热储的创建主要包括以下关键步骤：

1）安装微震监测器；

2）形成已有注入井的剪切破坏；

3）施工两口开采井，并对其储层进行水力剪切破坏；

4）开展30～60 d的储层循环测试，评价热储连通性及表现。

储层压裂相关的技术主要包括：微震解译、井下电视成像、区域构造雷达反演、光纤式温度测井、岩体室内切片分析、电镜扫描、模拟预测等。

热岩资源储层封隔技术

为止，世界干热岩资源开发工程大部分采用的是高温物理封隔器，通过对目标层位的封堵达到对特定储层激发的目的。其优点在于，封隔器深度可以自由调节，可对指定深度进行储层激发。缺点在于受温度影响，很多封隔器采用弹性密封元件，温度上限为225℃，同时，高温封隔技术操作过程中需要钻机配合，存在较高的施工卡钻危险，容易造成井孔报废，从而对整个工程造成较大的经济损失。为止，大多数的高温储层封隔器仅适用于套管段，而EGS储层激发的目标为裸孔段，因此，传统物理封隔技术的应用受到了很大的限制。

化学和生物封隔技术在部分发达国家已开展了广泛的研究。一种高温降解生物隔离技术（TZIM）在美国刚刚成功应用于Newberry干热岩工程。相对传统储层封隔器具有成本低、风险小、耐温性能好等特点。具体如下：

1）注入井后保持颗粒状；

2）密度与水接近，操作时和注水一起进入最渗透的裂缝；

3）TZIM 会密封已有裂缝，通过激发可裂开更多层的岩石；

4）操作无需井架，可采用分布式光纤温度传感器（DTS）监控井下隔离效果。

热岩资源化学刺激技术

化学刺激最早应用于油气井的增产，通过将酸注入储层裂隙，目的是将裂隙面流体长期运移和沉淀过程中产生的矿物溶解，达到增大对近井区岩体渗透性的目标。对于EGS而言，结合化学刺激和水力激发可以降低注入压力、减小微震等级，优化储层管理。

近30年来，许多不同的化学酸化刺激法被应用于地热。然而，同一种化学激发剂可能只适用于特定的地层，

对于EGS储层激发而言，正在研究针对各种不同地层的综合化学刺激法。法国Soultz干热岩工程采用了化学刺激方法使注入率提高了1.12~2.5倍。激发结果显示注入酸与花岗岩体的裂隙之间的矿物发生了较为强烈的反应，增加了储层的渗透性。总体而言，化学刺激受到时间、体积和浓度等方面的制约，因此其发展还需要更多的室内实验及工程验证。

随着20世纪70年代美国第一个干热岩资源开发工程的建立，40多年来，很多国家的示范工程均在深部热储的建立上积累了丰富的经验，主要体现在储层激发原理完善、激发压力和时间的控制、激发中裂隙空间结构的表征、多储层激发等，综合分析这些经验和教训对于建立中国干热岩示范工程不无裨益。表1总结了EGS工程的相关数据。可以看出所有的工程在初期激发试验时具有相似的注入率，但激发途径却各有不同，主要原因是储层压裂工艺和原生裂隙系统的不同 。

新墨西哥芬顿山

第一个干热岩HDR示范工程在新墨西哥芬顿山于1974年开始，位于Valles火山口西翼，属于环状裂隙带的外侧，项目最初目的是试图利用水力激发来创造人造储层。在1983年的试验中，产生了850个0～3级的微震事件，这些微震事件主要通过井下微震检波器获取。该项目储层的建造采用传统石油工程中的压裂方法，因此产生了大量的张性裂隙，随着后期认识的不断加深，发现张性裂隙并不是EGS储层开发所期待的。

瑞士巴塞尔

2006 年，在瑞士巴塞尔开展了深部地热开采计划（DHM），通过施工了一个深钻来创建人造热储层。整个

激发过程起始注入流量为1.7 L/s，当井口压力达到11 MPa时开始诱发地震。在持续6 d的激发过程中，注入流量增加了5倍。初期随着流量的增加，压力反而降低，显示注入量的逐渐提高。在流量达到28 L/s后，压力和微震频率有表现出持续24 h的增加，反映出热储中压力的逐渐形成。随后流量增大到41 L/s，第一个大于2级的地震被诱发。在达到最大流量后（55 L/s），井口压力达到29.7 MPa，产生了4个大于2级的微震，随后注入停止并闭井。然而，由于储层压力的持续积累，微震事件并没有马上减弱，在井口压力消散前产生了3.4级的微震，整个激发过程用水11000 m³。

澳大利亚库珀盆地

澳大利亚库珀盆地具备大量放射性的元古代花岗岩，勘察结果显示，该地区热能储量高达500亿桶原油当量。由于库珀盆地处于极高的压应力机制，需要很高的井口注入压力激发裂隙，这使其有别于其他干热岩激发工程而成为世界EGS储层激发的重要组成部分。澳大利亚库珀盆地成功激发了Habanero1和Jolokia2两个地热井Habanero1激发持续时间为9 d，注入水量超过20000 m³，最大注入流量为48 L/s，最大井口压力为75 MPa。由于很高的注入压力，诱发了3.7级微震，是为止世界EGS工程所诱发的最大的地震事件。Jolokia2储层改造结果还未公布。

德国Gross-Schoenebeck

2007年，德国在东北部盆地区开展了对井EGS激发工程，该地区处于正断层以及走滑断层应力机制，与法国Soultz工程极为相似。但与其他EGS工程不同的是，为减小激发过程中裂隙面所产生的阻力，在压裂液中添加了化学物质。主要添加物包括降低裂隙面摩擦的化学物、醋酸、低浓度砂粒等。激发过程中的最大注入流量达到150 L/s，最大井口压力为58.6 MPa，大流量的好处是可以控制流体黏度过低对支撑剂运行距离的影响，从而达到理想的裂隙面填充效果。裂隙变形持续了4.4 d，整个过程注入量达到13000 m³。该工程的激发由于添加了过多的化学物质，与国际上公认的EGS清水压裂相违背，因此，其压裂效果不能作为中国干热岩开发示范工程的有效参考。

德国兰道

位于德国兰道的EGS工程同样由一组对井组成，分别为GTLA1和GTLA2，正处于发电中。该井最初的钻探目标是寻找一个已知存在的断裂带，GTLA1水量很大，并不需要激发，而GTLA2相对较差，因此试图通过注入高速流体来扩大储层增加产能。

由于储层本身的渗透性很好，因此进行高流量的注入来激发更多裂隙是非常必要的。整个激发过程注入水量约为5000 m³，注入最高流量达187 L/s，井口压力为13 MPa。德国兰道在EGS 储层激发上是成功的，实现了储层增产的目的。

法国苏尔茨

在20多年的研究中，法国苏尔茨是世界上公认的储层激发效果最好的EGS工程。整个系统包括：200℃的EGS热储层、一口注入井、两口生产井，井下泵以及1.5 MW的双工质发电机组。在激发GPK2井时，大约23000 m³的水在6 d多的时间注入井中，最大诱发微震等级为2.5，最大注入流量为50 L/s，伴随的最大井口压力为14.5 MPa。最终的注入率提高了25倍，从天然状态的0.18 L（/s·MPa）提高到激发后的4.48 L（/s·MPa），导致了中等规模裂隙网络的连通。与此相反，对 GPK3 井的激发持续 10.6 d，注入水量38000 m³，所诱发的最大地震2.9级。激发过程中最大的注入流量50 L/s，最大井口压力16 MPa，最终注入量增大了1.5~3倍，由开始的2.01~3.48 L（/s·MPa）增大到5.31 L（/s·MPa）。尽管井口流量和压力与GPK2井相类似，而渗透性的增长却

不是十分明显，监测结果显示70%的水量进入了一个已有4705 m的裂隙带。

EGS储层的激发与石油、天然气中的压裂有很多相似之处，其目的均是通过在岩体中高压注水提高储层渗透性，从而达到最大限度采油或提热的目的。然而，两者在压裂原理上有着本质不同，EGS的激发是水力剪切破坏，有别于石油、页岩气开发中的拉伸破坏 。

水力剪切是通过使岩体发生彼此间位移后，由于裂隙面表面粗糙度的作用在激发压力释放后仍然维持裂隙面的张开。水力压裂则不同，岩体不会形成彼此滑动，因此，在注水压力下降后，裂隙面会重新闭合，这也是在石油和天然气的压裂中需要通过支撑剂来维持裂隙面张开的原因。

对于干热岩热量提取而言，剪切破坏的优点在于使岩体形成的裂隙面足够大而隙宽维持较小，流体在裂隙面中穿过时流速不会过快，这样就可以使流体从注入井到生产井流动过程中充分地与储层换热达到理想的开发温度，同时，也可以通过减少短路循环和过早形成热突破而延长储层寿命。

为了创建最佳裂隙面大小、隙宽、密度和方向的裂隙网络，在单井中的水力剪切通常需要进行多级压裂，多级激发的优点有：

1）创建更大的储层体积，大大增加储层有效的换热面积；

2）增加系统的渗透性和连通性，从而提高流体产能和降低注入压力，提高系统的综合经济性和发电性能；

3）单井流量达到可提供商业化发电的流量75 kg/s（大约1200 g/m）；

4）使裂隙网络半径达到500 m以上，大大延长储层寿命。

干热岩储层的激发是指通过向储层注入高压流体使热储原有裂隙扩展沿伸从而达到增大储层换热性能的目的。储层的激发并不是干热岩资源开发工程的最终目的，如何通过储层激发达到理想的热提取效果才是干热岩工程的关键。因此从这个角度而言，干热岩资源储层的开发包括储层的表征、储层的激发和储层的管理3个关键步骤。

1）储层的表征是认识热储原有裂隙系统和渗流系统的过程，与传统水热系统的研究类似，很多钻探、物探、测井技术在这方面能够发挥重要作用，国际上使用较多的为钻孔成像和微震监测，前者可以获取一维准确的钻孔裂隙参数，后者通过微震解译可以获取激发过程中产生的三维裂隙空间信息。

2）储层的激发则是干热岩工程所特有，关键技术包括创建新的裂隙通道和渗流途径、有效渗流通道的解释，储存封隔等 。

3）储层的管理需要对储层有足够的认识基础上，通过对压力、流量等参数的控制使热储能够达到长期热提取的目的。EGS系统属于人造热储系统，因此储层的管理是系统运行的关键。相关技术包括裂隙通道及渗流途径的控制、运行过程中渗流监测、开采井钻探以及实施模拟预测等。

，中国还未开展过具体的干热岩压裂工程，中国科学院广州能源所、吉林大学等在深部热储模拟上做了深入研究，提出了耦合THMC的裂隙换热模型。随着页岩气水力压裂的开展，中国陆续在个别深井开展了多级压裂、清水压裂、同步压裂、水力喷射压裂和重复压裂等压裂工艺。干热岩的压裂通常采用清水压裂，与页岩气开发中压裂最大的不同在于地层岩性，干热岩的压裂一般为坚硬的结晶岩体，干热岩压裂可以从页岩气水力压裂中得到启发。

我国干热岩资源特征

我国干热岩地热资源开发潜力巨大，最新的计算结果表明，中国大陆（3-10Km） 深度干热岩地热资源总量为20.9*10⁶EJ, 合719*10¹²t标准煤.若按2%的可开发资源量计算,是传统水热型地热资源量的168倍，相当于中国

2010年全年能源消耗总量的4400倍；中国处于全球欧亚板块的东南边缘，在东部和南部分别与太平洋板块和印度洋板块连接!是地热资源较丰富的国家之一。东南沿海受菲律宾板块碰撞挤压，在台湾、海南和东南沿海形成一个高地温梯度区)东部受太平洋板块挤压，形成长白山、五大连池等休眠火山或火山喷发区和京津$胶东半岛等高地温梯度区。这些热异常区存在着丰富的高温地热资源，是干热岩地热资源的优先开发区域。

美国干热岩资源特征

根据地质环境以及其他数据的综合研究显示，美国有24个潜在的可供参考的开发干热岩的地区。研究发现，

资源多出现在地质构造发育的地带!根据这些有潜力地区的岩层和推断的热源进行分类。其中新墨西哥州的芬顿山被认为是干热岩比较理想的区域!并对其进行了详细研究。除此之外还有 其 他 三 个 具 有 前 瞻 性 价 值 的 地 方：加 州湖地区、犹他州罗斯福温泉区!新罕布什尔州 怀 特 山 脉 地 区。这 些 地 区 都 是 因 为 在干热岩开发利用中有着显著不同的地质和地球物理特征!并且岩石储层结构和储层温度方面也特别适宜干热岩资源的开发利用。

干热岩蕴藏着巨大的热能，是世界发达国家积极开发的重要资源之一。增强型地热系统是在干热岩技术基础上提出的，经历了40余年的研究。综述了世界干热岩的研究的发展历程、示范工程中失败和成功的经验，论述了开发过程中关键科学技术的重要成就和不足之处，展望了高温地热资源开发的技术发展方向及资源利用前景。

在阐述干热岩资源赋存的指标参数的基础上，通过国内外已发现干热岩资源的成因模式分析，结合中国地壳结构背景，将中国干热岩资源的赋存类型分为高放射性产热型、沉积盆地型、近代火山型和强烈构造活动带型干热岩资源。比较了不同类型干热岩资源的成因机制及差别，提出干热岩资源赋存的有利前景区。

干热岩作为清洁可再生能源，在中国分布广泛。初步估算，10 km可开发利用的干热岩资源占地热资源总量的90%，经济地获取深部干热岩资源成为迫切任务。干热岩资源开发最关键的技术是储层建造，为满足商业化开发的目的，激发后储层必须达到一定体积的有效换热空间，同时开采井应满足理想的开采流量及保证较长的开采年限。本文总结国际干热岩工程的储层激发情况及相关关键技术。

干热岩作为清洁的可再生能源是地热能中最具潜力的部分，是地热能的未来。从分布上来讲，干热岩资源和浅层地温能一样，属于无处不在的资源，然而，干热岩与浅层地温能相比受气候等外界条件影响更小；从资源品质来讲，干热岩资源主要用于发电，能解决国家能源根本需求，资源基数更大。因此干热岩也被称作可能改变未来的新能源，干热岩发电为中国地热能利用的长期目标 。

中国干热岩资源潜力巨大，中国地质调查局评价了中国陆区干热岩资源潜力，中国陆区3.0～10.0 km深处干热岩资源总量为2.52×10²⁵J，相当于860万亿吨标准煤，按2%的可开采资源量计算，相当于中国2010年能源消耗总量的5300倍。

干热岩开发的具体工程技术称为EGS（enhanced geother⁃mal system）。对于建造EGS而言，最关键的技术就是储层的激发，国际上普遍认为理想经济的EGS系统，激发储层体积应达到0.1 km³，有效热交换面积应达到100万m²。而言，国际上很多EGS工程储层激发体积已能远远超过0.1 km³的目标，而热储有效换热面积距离商业化的要求还有一定的差距，主要原因在于激发过程中对裂隙系统的控制还不够理想。

干热岩是地球内部热能的一种赋存介质，是一种国际公认的清洁能源。通俗来讲，干热岩资源就是存在于岩石中的热量，具有资源量大、分布广、可持续利用时间长等特点，是未来地热资源开发利用的重要方向。

干热岩是指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。干热岩埋藏于距地下2000～6000m 的深处，温度为150～650℃。美国人莫顿和史密斯于1970 年提出利用地下干热岩体发电的设想。1972 年，他们在新墨西哥州北部打了2 口约4000m 的深斜井，从一口井中将冷水注入到干热岩体， 从另一口井取出由岩体加热产生的蒸汽，功率达2300kW。进行干热岩发电研究的还有日本、英国、法国、德国和俄罗斯，但迄今尚无大规模应用。干热岩发电系统较干蒸汽发电系统的蒸汽温度更高。美国洛斯-阿拉斯国家实验室在实验基地钻2 口井，其深度约为3000m，温度约为200℃，1977 年首次进行了循环实验，证实了这一方案的可行性。自1985 年以来，日本新能源和产业技术综合开发机构（NFDO）在山形县某试验场实施了干热岩工程。到1991 年，通过3 个1800m 深的生产井和1 个回灌井提取热量。世界上每年获取的干热岩能量约为255 TWh，相当于430 万桶原油。首先钻一口注入井，并进行压裂，形成裂缝破碎带，再钻一口横穿该裂缝破碎带的生产井，然后将高压水从加压井向下泵入，横穿蓄水池，水流过热岩中的人工裂隙而过热（水、汽温度可达150～200℃），并从生产井泵上来。发电后的冷却水再次通过高压泵注入地下热交换系统进行循环利用。干热岩发电的整个过程都是在一个封闭的系统内进行，即没有硫化物等有毒、有害物质或堵塞管道的物质，也无任何环境污染，其采热的关键技术是在不渗透的干热岩体内形成热交换系统。干热岩蕴藏的热能十分丰富，比蒸汽型、热水型和地压型地热资源大得多，比煤炭、石油、天然气蕴藏的总能量还要大。地下热岩的能量能被自然泉水带出的几率仅有1%，而99%的热岩是干热岩，没有与水共存，因此，干热岩发电的潜力很大。在正常地温梯度地区（3℃/100m），采用常规技术，发电成本达23 美分/kW.h，但如果采用线性先进钻井技术，发电成本可降低到6 美分/kW.h，而我国大庆地区地温梯度达到4℃/100m 以上，发电成本将更低。如果考虑中国钻井成本低于美国，则发电成本更低。

利用干热岩发电与传统的热电站发电的区别主要是采热方式不同。干热岩地热发电的流程为: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。发电后将冷却水排至注入井中, 重新循环, 反复利用。在此闭合回流系统中不排放废水、废物、废气,对环境没有影响。

天然的干热岩没有热储水库, 需在岩体内部形成网裂缝, 以使注入的冷水能够被干热岩体加热形成一定容量的人工热储水库。人工网裂缝热储水库可采用水压法、化学法或定向微爆法形成。其中, 水压法应用最广, 它是向注水井高压注入低温水, 然后经过干热岩加热产生非常高的压力。在岩体致密无裂隙的情况下, 高压水会使岩体在垂直最小地应力方向上产生许多裂缝。若岩体中本来就有少量天然节理, 则高压水会先向天然节理中运移, 形成更大的裂缝, 其裂缝方向受地应力系统的影响。随着低温水的不断注入, 裂缝持续增加、扩大, 并相互连通, 最终形成面状的人工热储水库, 而其外围仍然保持原来的状态。由于人工热储水库在地面以下, 可利用微震监测系统、化学示踪剂、声发射测量等方法监测, 并反演出人工热储水库构造的空间三维分布。

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, 包括直接蒸汽法、扩容法以及中间介质法等。由于直接蒸汽法要求从井下取出高温蒸汽, 效率较低, 因此应用较少。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。我国西藏羊八井地热电站即属扩容法地热发电。目前研究较多的是应用中间介质法地热发电, 例如有机兰金循环和卡里纳循环等。蒸发器是中间介质法干热岩发电的关键设备, 地热水通过蒸发器把低沸点物质加热, 使其产生高压蒸汽并通过汽轮机发电, 做完功的排气在冷凝器中被还原成液态低沸点物质。

美国洛斯·阿拉莫斯国家实验室（LNAL）于1977年在该地进行了干热岩型地热储试验，论证了由干热岩提取地热能的可行性。试验表明：①循环水水质良好；②水量损耗随时间的推移而逐渐减小；③未检测到对周围环境的不良影响。为进一步沦证利用干热岩型地热资源进行商业运作的可行性，在20世纪80年代中期，在芬顿山又建立起一处新的干热岩型地热储，其深度为3680米，岩石温度达238℃。经过30天的抽水试验，供水量达50米^3/时，水温200℃，热功率达10兆瓦。已在此地建造了一座干热岩地热电站模拟商业发电，成为世界上干热岩型地热资源试验性开发利用的首例。