地热原理

地热能是蕴藏在地球内部的热能，具有储量大、分布广、绿色低碳、可循环利用、稳定可靠等特点，是一种现实可行且具有竞争力的清洁能源。地热能开发利用可减少温室气体排放，改善生态环境，有望成为能源结构转型的新方向。

地热能资源储量丰富，分布广泛但不均衡。国际能源署、中国科学院和中国工程院等机构的研究报告显示，世界地热能基础资源总量为1.25×10²⁷焦耳（折合42700万亿吨标准煤），按 2021年世界能源总消费 197.8亿吨标准煤计算，可满足人类216万年的能源需求。

按照空间分布和赋存状态，地热资源可以分为浅层地热资源、水热型地热资源、干热岩地热资源。其中，水热型地热资源又分为高温和中低温地热资源：

常见的地热能产生原理

全球地热能主要集中在4个高温地热带上，分别是：大西洋中脊地热带，东非裂谷地热带，环太平洋地热带以及地中海—喜马拉雅地热带。

二、地热能利用现状

地热能的利用可分为地热发电和直接利用两大类：

    （一）地热直接利用

地热直接利用包括供热、制冷、烘干、温泉洗浴等。近年来，全球直接利用地热能的国家数量不断增加。根据2020年世界地热大会的统计，2020年直接利用地热能的国家/地区已从1995年的28个增至88个。

数据来源：World Geothermal Congress 2020

全球直接利用地热能的国家/地区数量

截至2020年，全球地热直接利用折合装机容量为1.08亿千瓦，地热能利用量为1020887太焦/年（约合2835.8亿千瓦时/年）。地热直接利用装机容量世界排名前五的国家分别为：中国、美国、瑞典、德国、土耳其；地热能利用量排名前五的国家分别为：中国、美国、瑞典、土耳其、日本。

数据来源：World Geothermal Congress 2020

2020年全球地热直接利用装机与直接利用量TOP5

按类别划分，地源热泵是全球地热直接利用最主要的方式，地源热泵供热制冷，主要分布在北美、北欧和中国等地区，到2020年地热能利用量占比约为58.8%。温泉康养方面，包括洗浴、游泳、娱乐等，具有很高的附加值，虽然没有政府的主动推动，却一直在自发地迅速发展，地热能利用量占比约为18%。空间供暖（其中绝大部分是区域供暖）的地热能利用量约占16%，主要集中在中国、冰岛、土耳其、法国、德国等国。此外，温室供暖的地热能利用量约占3.5%，工业应用约占1.6%，水产养殖池塘供暖约占1.3%，农业干燥占0.4%，融雪和冷却占0.2%，其他方面占0.2%。

数据来源：World Geothermal Congress 2020

2020年全球地热能各领域直接利用量占比

国际能源署预测，到2035年、2040年，全球地热直接利用装机容量将分别达到500吉瓦和650吉瓦。

     （二）地热发电

地热发电是地热能利用的重要方式。与其他可再生能源发电技术相比，地热发电的机组利用率高、度电环境影响小、成本具有竞争性，且不受天气条件的影响，可提供基荷电力。

地热发电优势

地热发电成本优势

近年来，全球地热发电市场不断增长。根据国际能源署数据，2019年全球地热发电量达到91.8太瓦时，同比增长3%。

全球地热发电量增长情况

在2020年疫情冲击下，地热发电增长受到一定影响。根据ThinkGeoEnergy数据，2020年全年全球新增地热发电装机容量202兆瓦，其中土耳其新增168兆瓦，贡献了绝大部分的装机增量。截至2020年底，全球地热发电装机达到15608兆瓦。其中，美国地热发电装机3714兆瓦，居世界首位，其次是印度尼西亚、菲律宾、土耳其和新西兰。地热发电装机排名前十的国家占到全球地热发电装机总量的90%以上。

2020年底全球地热发电装机

2015～2020年间，全球地热发电装机增长约27%，土耳其、印度尼西亚、肯尼亚带动了全球地热发电装机的增长，上述三国新增地热发电装机分别为1074、998、599兆瓦。在此期间，比利时、智利、克罗地亚、洪都拉斯和匈牙利相继进入利用地热发电的国家之列。

虽然目前地热发电仅占全球非水可再生能源装机的比重约为1%，但由于机组利用率高，地热发电贡献了非水可再生能源发电总量的3%以上。在资源条件适合的地区，地热发电在电力平准化成本上可以和其他可再生能源媲美。许多国家正在加快进入地热市场，特别是欧洲国家。以德国为例，德国已拥有37座地热发电设施，并计划在未来数年里新增16座地热发电以及供热设施。

为实现国际能源署可持续发展情景（SDS）的发展目标，即将全球平均温升控制在2摄氏度以内，到2040年，全球地热发电装机容量将增至82吉瓦，地热发电量将增至553太瓦时，分别是当前水平的5倍以上。

数据来源：IEA

全球地热发电增长预期

三、地热开发关键技术

地热能开发是一门涉及多学科、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、梯级利用、换热和保温、防腐防垢、热泵和发电、地面工程、运行管理等技术。国际上，在地热勘查与评价技术方面，重磁电震地热资源勘查和地热资源综合评价技术成熟应用；在地热开发与利用技术方面，热泵技术、高温地热发电技术规模化应用，地热开发模拟技术、地热开发监测技术、中低温地热发电技术成熟；在工程技术方面，地热集输技术、水质处理技术、汽水分离技术、防腐防垢技术、智能管控技术已达到成熟水平。我国地热发电成套技术相对落后，直接利用技术与国外同步。

     （一）地热勘探评价技术

地热资源勘探的主要任务是找到地热的“热源”：

1、查明热储层的岩性、空间分布、孔隙率、渗透性及其与常温含水岩层的水力联系；

2、查明热储盖层的岩性、厚度变化情况以及区域地热增温率和地温场的平面分布特征；

3、查明地热流体的温度、状态、物理性质及化学组分，并对其利用的可行性做出评价；

4、查明地热流体动力场特征、补径排条件；

5、重点是在查明地热地质背景的前提下，确定地热田的形成条件和地热资源可开发利用的区域及合理的开发利用深度；

6、计算评价地热资源或储量，提出地热资源可持续开发利用的建议。

由于地热勘探非常复杂，每种勘探方法都有其局限性。因此，地热勘探要用综合勘探方法来解决问题。目前地热资源的探测方法有很多种，其中高密度电法是非常重要的一种，它主要利用的是岩土导电性的差异，用人工的方式对其施加电流场，然后对地下电流的分布规律进行分析，通过电阻率的差异来确定是否为异常的地层。

地温测量是以地球内部介质的热物理性质为基础，观测和研究地球内部各种热源形成的地热场随时间和空间的分布规律，从而解决有关地质问题的一种地球物理方法。这种方法主要对钻孔深度2m的土壤层进行测温，目的是在较浅的深度上测得不受气候和人为因素影响较小的真实表层温度，调查地温异常区，指导地热钻井。

土壤氡气测量方法是寻找隐伏地热矿床的有效方法。根据对我国几处地热水中氡浓度观测来看，水中氡的浓度都比较高。氡是一种放射性气体，会沿着构造裂隙向上运移到地表，地表土壤中氡浓度异常往往是地下水、地下热水及构造存在的反映。因此,氡气测量也是寻找地下热水的有效方法之一。

汞蒸气测量方法也是寻找隐伏矿床或圈定浅层地热储的有效方法之一，主要测量浅层地表中汞的分布。对赋存在土壤空隙中的游离汞进行测量，得到汞蒸气异常区结合其他物探方法便可以圈定地热异常区。

地球物理勘探方法适宜于圈定地下深部热储的位置， 其任务是:确定与地下热水有关的地质构造，火成岩体的分布、规模和性质，查明各种断裂的方向和性质，查明第四纪覆盖层各含水层的水文地质特征，判断地下热水的分布与埋藏状况等。李春昱的研究表明，板块构造与地热分布有极其密切的关系。因此， 通过研究板块构造可以为地热资源的探测提供宏观上的指导.地球物理勘探方法分直接和间接地测量温度、热储方法

孙知新等(2011)通过地质研究发现青海共和盆地为新生代断陷盆地，这类盆地是深层地热有利赋存区，通过地震反射波勘探和可控源大地电磁测深(CSAMT)推断出基底界面，并推测盆地斜坡界面对应重力低异常可能是由花岗岩引起，初步推断为深层地热热源赋存区。薛建球(2013)通过浅层测温、深井测温、航磁资料、重力资料以及CSAMT测深对青海贵德—共和盆地的深层地热开发进行评价。2013年6月开始对青海共和盆地进行深部钻探，并于次年4月在地下深2230m处钻获温度约为153℃的热岩体并判断为深层地热岩体。梁学堂等(2015)通过对航空磁异常数据的分析，采用空间域连续模型居里面反演方法，揭露了湖北省居里面构造特征，结合当地水文、地质情况，推断出湖北境内两处“深层地热”潜在赋存靶区，为今后勘探、开发深层地热资源提供了参考依据。万建军(2015)等利用佛冈岩体放射性特征，对广东省进行细致的深层地热评价工作，圈定了深层地热示范靶区。张前等(2015)通过重力探测和大地电磁测深(MT)两种物探方法，对海南陵水地区进行深层地热勘查，并结合水文、地质等资料初步推测了热源侵入通道和勘探区断裂构造特征。赵雪宇等(2015)利用松辽盆地重力磁法勘探数据，进行莫霍面、居里面深度反演，计算出各深度的地热热流值，分析了松辽盆地深层地热形成的机理，圈定了干热岩潜在靶区。庄庆祥(2017)建议利用综合物探方法（重、磁、电、震）进行高精度探测，高分辨数据采集，获取精细的密度、磁性、电性、波场速度结构，从而缩小钻探范围，在测区打少数的浅孔，通过分析比较浅孔地质资料，综合推测深部热源交换机制，最终确定了福建省漳州市深层地热深部钻探位置。张大明(2017)利用大地电磁测深(MT)获得较好的地下电性结构资料，结合地质、水文资料，对测区内断裂特征及展布情况进行研究，通过对测深资料进行解译获取了地下深部典型结构及初步分层信息，并据此推测燕山期侵入岩(热源)的赋存状态，通过电阻率的对比分析解释了地质体厚度及埋深，为后续深层地热资源勘探、开发及评估提供了依据。Lijie等（2021）利用广域电磁法（WFEM）在深圳东部进行了中深层地热资源勘探，查明了地下3km以深的导水构造展布特征。近年来，微动探测作为一作价格较低的被动源地震勘探方法在地热与地下构造勘探方面取得了较好的勘探效果（徐佩芬等，2009；2013）。

     （二）高温高压（HTHP）地热钻完井技术

地热能源开发钻井需要在高温、超高温以及非常坚硬的原岩、火成岩或变质岩中钻进，并且经常伴随有裂缝性地层与较大的地质应力。地热储层中典型的岩石类型包括花岗岩、花岗闪长岩、石英岩、灰岩、玄武岩和火山凝灰岩。

地热储层的突出特点包括：温度高（163~315 °C 甚至更高），地层硬［抗压强度超过 35000 psi（注：1 psi=6.895 kPa）］，研磨性强（石英含量 50%以上），裂缝性地层（裂缝宽度为厘米级），欠压地层以及含腐蚀性流体或气体。

以上地质特点使得地热钻井异常困难。具体钻井难题包括：由于高温和腐蚀性气体导致的井下工具可靠性问题，套管设计及井筒完整性问题，泥浆系统高温稳定性问题，水泥浆系统抗高温、抗侵蚀的问题，硬地层相关的钻头寿命短、钻速低的问题，与欠压地层和裂缝性地层相关的严重井漏问题等（本节参考文献：北美地热井高温硬岩钻井技术，何跃文等，《钻采工程》，2022年1月）。

地热钻井中使用的工具和技术几乎所有都来自于石油和天然气行业。由于地热行业的市场份额比较小，其技术和工具设备严重依赖石油和天然气行业。随着石油和天然气行业的发展，地热钻井得益于油气行业钻井技术的发展进步，逐步克服了由于地热储层原因而导致的钻井复杂难题，并形成了一套有效的地热高温硬岩钻井技术。虽然说目前的油气钻井技术已经非常完善，完成 8000 m 以上的定向井和大位移井已经成为常态，甚至完成 10000 m 的井其成功率也非常高，但是由于受高温的限制，也制约了它在地热井钻井中的普及和应用。

       1. 井筒生命周期完整性技术

一般的常规油气井，其设计寿命是 20~30 年，而非常规油气井的设计寿命一般是 5~8 年，但是地热井一般的设计寿命都要求 50~80 年甚至更长。

针对地热井设计寿命长，地层温度高，岩石抗压强度高、可钻性差，含膏盐层，地层裂缝发育，含 CO₂以及H₂S 等腐蚀性气体等特点，除了采用常规的油气钻井的设计规范外，还应该特别考虑如下几个因素。

       （1）高温对油套管强度的影响

油套管材料在高温条件下强度会降低，其影响在较高等级的钢材中更为明显。例如，K55 套管的屈服强度从 25 °C 时的 388 MPa 下降到 371 °C 时的359 MPa，但在相同温度范围内，L-80 的屈服强度从 632 MPa 下降到 484 MPa。高温条件下油套管材料腐蚀加快，油套管自身也会产生较大的热应力，油套管接头的强度与密封性能也会受到负面的影响。对于高温地热井，尤其需要特别关注的是高温条件下油套管环空可能存在的压力圈闭，在井下极度高温下，这些微圈闭可能产生高达 150 MPa 的附加圈闭压力，对套管以及整个井筒的完整性造成威胁。

      （2）耐腐蚀性能

常见的地热系统一般都会含有溶解或游离的二氧化碳（CO₂）和硫化氢（H₂S）气体。这些气体会导致管材和钻具的腐蚀问题。由于 H2S 腐蚀的原因，油套管的材料选择仅限为低强度的碳钢，因为高强度碳钢会因硫化物的侵蚀而产生氢脆失效。此类问题 在 南 加 州 帝 王 谷（Imperial Valley）尤 为 严 重。该区域含 CO2层一般比较浅而且温度比较高。因为CO2导致碳钢的外部腐蚀速率接近每年 3 mm，很多井在生产 10~12 年后就必须弃井。帝王谷的大多数生产井现在都采用或改装钛合金套管，尽管其资本投资非常高（套管成本约为 3000 美元/m），但已被证明具有成本效益。

      （3）全生命周期井筒完整性

地热井设计和运行寿命一般都比较长，在井的整个生命周期会经历关井、压井、回注、开井以及其他修井作业。在此过程中井筒交替温度、压力变化对井筒完整性会产生极大的影响。低温状态下（比如关停井，注水井），油套管可能产生的氢脆断裂破坏。高温状态下会降低套管强度，降低水泥环固结强度和水密性。因此，在套管设计和水泥固井设计的时候应考虑全生命周期有可能遇到的各种应力和井筒工作状态。如果设计不当都会降低井的寿命，甚至有可能发生致命的安全事故。

        2. 高温、超高温坚硬岩石钻头设计与生产技术

一般地热井钻遇的地层都是基岩地层，比油气钻井钻遇的沉积岩的抗压强度要高几倍到十几倍。

在高温、坚硬、高研磨、裂缝发育的基岩中钻进，要想达到经济的机械钻速（>3 m/h）和单只钻头进尺大于 200 m 的要求，对钻头的设计与制造工艺都提出了非常大的挑战。

三牙轮镶齿钻头因为其对地层的冲击和刮削作用，对坚硬的地层有很好破岩效果，碳化钨镶齿也比较耐用，但是牙轮钻头在高温和研磨性强的地层中钻进，其牙轮轴承密封容易失效和磨损，从而导致钻头寿命缩短。贝克休斯在 2018 年研发出一套适合300 °C 井底流温的钻井系统，包括地热钻井牙轮钻头、全金属螺杆钻具，高温 MWD/LWD 系统以及高温泥浆系统。其中 VangaurdTM 牙轮钻头专为地热高温钻井而特别设计，采用金属面密封，耐高温弹性件和润滑剂（如下图所示），其最高温度承受能力可以达到 300 °C。

贝克休斯 Vangaurd^TM地热钻井牙轮钻头

常规金刚石钻头（PDC）主要是靠切削作用破岩，在地热硬岩的钻进过程中不能起到很好的破岩效果。但是在近几年油气钻井过程中，PDC 钻头在制造工艺和钻头优化设计上有了巨大的进步。目前PDC 钻头硬岩钻井常规做法是采用特殊的异型齿和采用具有自适应能力的 PDC 钻头。如下图所示，PDC 钻头的切削刃从常规的短圆柱形向锥形、楔形、斧形、三锥面形变化，这种 PDC 切削刃增加了有效切削面的高度，通过特殊处理工艺使切削刃的耐冲击性能得到大大的提高，同时也有利于切削刃压入岩石，提高钻头体积破碎岩石的能力。

新型 PDC 钻头异型齿

钻头设计时通过改变布齿方式和加入切深限制钮（DOC control）来减少钻头与井底钻具的震动，特别是钻遇破碎地层和软硬互层时能够显著减少震动和扭矩的波动，提高钻头寿命，提高进尺和机械钻速，减少因为震动造成的钻头非正常磨损与崩齿。

       3. 高温硬岩地层井底动力钻具技术

需要开发能够适用于 250 °C 井底温度的井底动力工具，包括螺杆马达、涡轮钻具以及冲击器钻具等。目前应用在高温高压（HTHP）油气井的大部分井底动力工具只能在 175 °C 的条件下使用，当井底温度超过 175 °C 时，目前常规做法是采用梯次下钻并循环降温的方法。

       （1）螺杆马达

目前大多定向井服务公司提供的高温高压螺杆使用温度<175 °C，一些公司为地热高温钻井设计了专门的螺杆，比如斯伦贝谢公司的 PowerPak HT螺杆，采用 UF80 耐高温橡胶代替 HN234 橡胶，温度级别从 175 °C 提高到 190 °C。还有贝克休斯公司在 2018 年推出的全金属定/转子螺杆，最高温度可以提升到 200 °C。

       （2）涡轮钻具

涡轮钻具由于采用金属部件，高温对其性能和可靠性影响不是很大，因此可以承受更高的温度。比如斯伦贝谢的 Neyrfor Turbodrill 最高温度可以高达 260 °C。美国能源部在 20 世纪八九十年代对涡轮钻具在地热高温井里的应用做过专题立项研究。实验室以及现场试验证明了涡轮钻具在地热井中应用的可行性，并且证明其表现优于螺杆钻具。但是由于其超高转速以及相应的特殊金刚石钻头的设计要求，其应用并没有得到广泛的推广。

      （3）冲击器钻具

新型高频、高能井下气动或液动冲击钻具在美国石油行业和地热钻井行业中得到广泛应用。下图为斯伦贝谢的 Impax 气动冲击器系统和一体化的冲击钻头。该冲击器结合平底镶齿整体式钻头，取代常规的牙轮钻头。Impax 钻头具有坚固耐用的金刚石增强型镶齿，可增加其耐磨性和抗冲击能力，从而提高单只钻头的进尺和机械钻速。此外，3 个排气口改善了钻头面清洁，从而延长了使用寿命和提高了机械钻速。

Schlumberger Impax 气动冲击器系统

        4. 高温硬岩地层井眼轨迹测量与控制技术

目前市场上没有商业化的 MWD/LWD 系统能够完全满足深层、高温的地热钻井需求。三大石油服务商中，斯伦贝谢和贝克休斯的高温井眼轨迹测量与控制工具的最高使用温度是 175 °C，而哈利巴顿公司的 Quasar™ MWD/LWD 工具序列，最高使用温度是 200 °C，是目前市场上唯一一家可以提供使用温 度 >175 ℃ 的 MWD/LWD 工具的服务公司。

在高温地热钻井中，由于井眼轨迹一般不是很复杂，加上高温和井下情况复杂，通常作法是不下MWD 随钻测量工具。当需要进行井下测量时［例如 ，法 规 通 常 要 求 每 100 ft（1 ft=304.78 mm）］进行一次定向测量，可采用电缆下入单点式或多点式的 MWD 以取得定向数据和井底温度数据。

由于井中有入井泥浆的冷却作用以及工具下入时间往往比较短，同时工具外面往往设计有保温套，因此它们通常可以在井底温度>300 °C 的井中正常工作。但是，由于循环和起下钻时间，使用可回收式MWD 系统非常耗时，会增加大量的非生产时间。

贝克休斯的 300 °C 高温钻井系统采用的方法是为井下 MWD/LWD 系统设计一套高温井下冷却装置，这套装置可以在井下温度 300 °C 的情况下，确保电子原件温度保持在 175 °C 以下。

        5. 高温泥浆与堵漏技术

地热高温钻井一般使用水基钻井液，由于钻遇地层往往为欠压地层和高温，泥浆系统一般需要低密度、低粘度钻井液系统，尽量减少聚合物添加剂的使用，以防止钻井液在高温的情况下变质而凝胶化。目前用于油基泥浆和水基泥浆的聚合物添加剂的最大使用温度是 200 °C，高端聚合物堵漏剂的最大使用温度<200 °C。

地热资源的深度和温度差异很大。有的温度较低，比如，内华达州的 Steamboat Mountain 和加利福尼 亚 州 的 Mammoth Lakes 井 深 约 330 m，温 度<200 °C，但 加 利 福 利 亚 州 Geysers 的 井 中 ，井 深 在2500~3000 m，产生的干蒸汽温度>240 °C。也有极端的情况，比如在日本的一口探井，在约 3350 m处井底温度为 500 ℃。

在超高温地热井钻井过程中，一般会配合地面泥浆冷却系统，阶梯式下入，连续循环以及泵入冷却水等降温方式，保持井底温度低于泥浆系统及添加剂允许的温度范围。同时尽量减少泥浆在井底的静置时间，以防止泥浆系统高温变质，以及由此带来的井底复杂情况，如井眼清洁、卡钻、井涌、有害气体（CO₂、H₂S）气侵等。

地热井的高产往往需要有发达的地下裂缝系统，但是对钻井来说，发达的裂缝系统会导致严重的漏失问题。有数据显示，由于井漏引起的时间和堵漏材料费用约占整口井成本的 15%。地热井井漏事故发生频繁，并且往往非常严重，很多时候泥浆无法返至地面或固井时水泥浆无法返至设计的高度。因此，高温堵漏技术就成了非常重要的环节。

对于漏失不严重的情况下（<100 桶/h），一般采用堵漏材料（LCM）进行堵漏。堵漏材料一般包括片状、纤维状以及聚合物材料，比如纸张、棉籽壳、果壳以及不同粒径的碳酸钙石材。LCM 也可以根据情况提前加入钻井液系统，对预计有井漏问题的井段经行井壁加固，提高泥浆密度窗口，预防井漏事故 的 发 生 。

 对于漏失严重的裂缝性地层则采用LCM处理剂（LCM Pills）。这些处理 剂 由 特 别 的LCM 堵漏材料组成，一旦被放置在裂缝中就会膨胀，理想情况下会在放置后 2 h 内在裂缝处形成桥堵。LCM 处理剂一般是通过钻杆直接在井漏地段进行加注，并让它在裂缝中膨胀和凝固。

当钻进过程中遇到溶洞型漏失地层，或漏失严重、泥浆无法返出地面的时候，通常采用耗时的打水泥塞的方法进行堵漏。根据 Patrick Cole 等对 20 多口地热井数据的研究结果，约 87% 的井使用了 LCM 堵漏材料，有 53% 的井采用预加 LCM 堵漏材料来进行井壁加固技术，有 60% 的井使用了 LCM 处理剂进行堵漏，约有 87% 的井必须使用打水泥塞的方法进行堵漏。

以上传统堵漏方法的成功率一般很低，在地热井中总体成功率约为 25%。Hyodo 等在对 4500个地热井漏事故的研究案例中发现，约有 35% 的案例使用了 LCM 堵漏材料，47% 案例使用了水泥塞。

在井深>1000 m 后，由于温度和压力增高，导致传统 LCM 和水泥失效，成功率下降到 7%。案例中，约 60% 的井属完全漏失情况，表明高温、高压地热钻井中遇到的裂缝性地层的复杂性。

值得注意的是，在生产井段如果发生井漏，不应采用打水泥塞的方法堵漏。水泥浆会对储层热水或蒸汽产量产生影响。在生产井段堵漏，应考虑使用可降解材料。

       6. 高温硬岩地层固井技术

地热井中水泥环有 2 个重要功能：提供机械强度和腐蚀保护。为了实现这一点，地热井水泥环应与套管具有高粘结强度，并应具有不渗透性。传统油气井中使用的水泥浆类型在地热井中的使用受到限制，因为它们的高密度会引起固井过程中严重的井漏问题，并且对地热地层中存在的酸性环境和CO₂气体非常敏感，影响水泥环在高温条件下的强度和密封性。传统做法是，在波特兰水泥（G 级）中添加缓凝剂和大约 40% 或更多的硅粉，但这并不能消 除 CO2 和 酸 性 侵 蚀 的 问 题 。美国布鲁克海文（Brookhaven）国家实验室（BNL）开展过一项关于地热水泥系统的重大研究项目，旨在减轻或消除这些影响。该项目与 Halliburton、Unocal 和CalEn⁃ergy 合作，旨在开发轻质水泥浆体系，该水泥体系在高达 320 °C 的盐水温度下具有出色的耐酸和 CO2耐受性。该研究项目成功地推出 2 种新型水泥：磷酸铝酸钙（CaP）水泥和硅酸钠活化矿渣（SSAS）水泥 。CaP 水泥主要用于抗CO2 水 泥 ，用于弱酸性（pH 值 5.0）富含 CO2 的井下环境。SSAS 水泥主要用于抵抗含有低浓度 CO2 的高温、强酸环境。这 2种水泥都是经济型水泥，因为它们使用的原料都是来 自 煤 炭 燃 烧 和 钢 铁 制 造 过 程 的 廉 价 副 产 品 。

Unocal 和 Halliburton 在苏门答腊岛完成了 4 口地热井 ，首 次 现 场 应 用 这 种 配 方 的 水 泥 ，并 以“Ther⁃maLock”命名将其商业化。SSAS 水泥比 CaP 受到的关注较少，但实验表明，在高酸环境中具有良好的性能，在经历酸破坏后，SSAS 水泥表现出自我修复的特性。添加粉煤灰进一步提高了其耐酸性，因此SSAS 有望在高达 200 °C 的高酸条件下用作低成本地热井水泥。

目前市场上地热固井水泥浆体系使用温度可以达到 300 °C，但在井内温度快速变化时，固井水泥环容易出现破裂，影响封固效果与井筒完整性，这可能会导致气体运移问题。乳胶可以作为一种水泥添加剂来解决这一问题。乳胶浆具有防气体侵入的特性，如果发生气体侵入，乳胶会形成具有一定强度的不透水膜，以防止气体进一步迁移到浆液中，并防止其通过环空上窜。

井漏问题在地热井钻井、固井中非常普遍。固井过程中如果发生井漏事故，会导致固井质量问题，以及复杂的挤水泥作业和复杂的套管设计与受力问题。因此地热高温固井技术应包括固井过程中的井漏预防技术。首先应该结合多学科进行一体化的井设计，包括套管、泥浆、固井、井眼轨迹、地应力、孔隙压力以及地层破裂压力等。具体固井技术包括：采用轻质水泥（泡沫水泥，加空心玻璃球粒等），采用乳胶添加剂，加入纤维堵漏材料等。另外还有一种防止固井井漏的方法是“反向循环固井“。水泥浆通过套管与地层之间的环空泵入，并通过套管内径返回。这样可以利用水泥浆重力的作用，大大地减少泵送压力，因此极大限度的减小对地层的压力，如下图所示。

反向循环固井示意

        7. 高温硬岩地层钻井过程中的温度控制措施

由于目前井下动力工具、测量仪器以及泥浆系统与地热井的需求还存在较大差距，为了满足地热硬岩钻井的需要，必须在钻井施工措施上进行调整和优化，尽量降低井下循环温度和降低工具下井时间。以下是北美及其他地区应对井底高温的常规钻井措施。

      （1）泥浆冷却系统

为了有效地降低井底温度，必须对出井泥浆进行降温。如下图所示，2 个常规开式泥浆冷却系统，加 上 1 个 闭 环 冷 却 系 统 和 1 个 500 m³ 的 泥 浆 冷 却罐。实测数据表明，1 口 3700 m 深的地热井，原始温度为 500 °C，在 8⅟₂ in 井眼钻进的时候，返出泥浆温度在 70 °C 左右，在使用地面泥浆冷却系统后，入井泥浆温度可以降到 40 °C 左右。当 40 °C 左右的泥浆泵入 8⅟₂ in 井眼到达井底后，井底循环温度达到170 °C。如果在井底停泵并分别静置 7 和 83 h，井底温度则分别上升到 280 °C 和 420 °C。因此，尽管地层原始温度很高，在采用地面冷却系统以及相应的降温措施后，井底循环温度应该可以降到目前工具和泥浆系统可以承受的范围。对于泥浆系统来讲，在井底循环温度达到 300 °C 左右的时候，泥浆开始变质。因此保持井底泥浆循环，尽量减少井底泥浆静置时间非常重要。

钻井泥浆冷却系统（SPE-65104）

      （2）梯次下钻循环降温

另外一个常规做法是，当下入井底钻具组合时，在预先确定的深度停下来进行循环降温。在温度较高的情况下，必须进行一边下钻一边循环的方法对井 眼和井下钻井工具、仪器进行降温 。并采用MWD 的测温功能，随时监测井底循环温度，控制在井下工具温度允许范围之内，必要的话，提高泵速和增加循环时间。

      （3）定点冷却水循环降温

起钻时，通常泵入冷却的钻井水和冷却的泥浆对井眼和井下工具、仪器降温。实测数据表明，分别泵入冷却水（13 °C）10 m³和 30 m³，出口泥浆温度分别降低 9 和 11 °C。

8. 高温井控技术

高温地热钻井对钻井施工安全与井控提出了特殊的要求。目前的防喷器组合最高的使用温度是150 °C，如果使用高温橡胶密封件的话，最高温度可以达到 177 °C。在地热井钻井施工过程中，需要采用特殊的井控设备和措施来满足安全要求。

生产井段井漏事故处理一般比较困难，为了避免产层的污染，一般不使用永久性的堵漏材料，因此有时需要边漏失边钻进，也就是说，在钻进的过程中会产生蒸汽或热盐水。这在 The Geysers 地热产区是比较普遍的做法。通常 The Geysers 生产井段使用空气钻井，产出的是干蒸汽，采用的方法是“控压钻井”。如果地层产出的是热盐水，其钻井风险更大，替代方案是允许适度井漏，允许部分泥浆流失到生产裂缝中，稍后完井过程中通过回流来清理地层污染。

导致井控问题 2 种情况：一是当热流体从深处循环至地表时，由于压力降低，导致热流体变成蒸汽，从而导致蒸汽喷出，同时井底压力降低，地热流体进一步流入井筒，从而导致失控；二是由于井漏导致井筒中的液位和压力突然下降，从而发生同样的失控情况。

高温地热井一旦失控，大量喷出的超高温水蒸气会导致人员烫伤等严重安全事故。因此对高温地热井井控设备提出较高的要求。地热井防喷器一般要求全套防喷器组，即至少包括以下 5 个部分：旋转头、环形防喷器、钻杆、盲板以及剪切闸板防喷器。

防喷器组下面必须安装钻井四通连接压井和回流管线。当循环排出高温流体时，温度和压力都会很高，甚至可能超过这些设备的温度限制。因此，在压井作业期间，如果温度可能超过防喷器组的工作温度，则应在钻杆闸板下方连接一条冷却管线，泵入冷却水对防喷器组进行降温。

高温硬岩地层地热钻井，尤其是超高温（200~350 °C）硬岩地热钻井目前市场份额比较小，单靠地热钻井行业，技术发展速度慢。随着油气行业钻井技术的不断完善和发展，相应的高温高压钻井技术可以直接和间接地应用到地热高温硬岩钻井上，包括：高温地热井设计，井筒生命周期完整性技术；高温、超高温坚硬岩石钻头设计与生产技术；高温井底动力钻具技术；高温井眼轨迹测量与控制技术；高温泥浆与堵漏技术；高温固井技术；高温钻井过程中的温控措施以及高温井控技术。通过采用上述系列高温钻井技术和措施，基本能够满足目前地热钻井的需要。但是，目前地热钻井正在朝着更深层的基岩、更高温、更高压的趋势发展。尤其是新型的“ 增 强 型 地 热 系 统 ”（EGS-Engineered/Enhanced Geothermal System）以及更前沿的“高级地热系统”（AGS-Advanced Geothermal System），将需要油气钻井行业更多的投入和研究，将油气钻完井的高温高压钻井技术和水力压裂技术等应用到地热井钻探与开发方面来，以突破地热开发受地域、地温以及储层条件的限制，进一步完善地热钻井技术，提高施工效率，降低钻井成本，以提高地热可再生能源开发的经济性、可持续性，提高竞争能力。

国内在高温高压地热钻完井技术上也取得重要进展，中国石油长城钻井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%。

     （三）回灌技术

地热水中含有大量的有毒矿物质，例如我国羊八井的地热水中含有硫、汞、砷、氟等多种有害元素，地热发电后大量的热排水直接排放，会对环境产生恶劣影响.地热回灌是把经过利用的地热流体或其他水源，通过地热回灌井重新注回热储层段的方法.回灌不仅可以很好地解决地热废水问题，还可以改善或恢复热储的产热能力， 保持热储的流体压力，维持地热田的开采条件。但回灌技术要求复杂，且成本高，至今未能大范围推广使用，如果不能有效解决回灌问题， 将会影响地热电站的立项和发展。因此，地热回灌是亟需解决的关键问题。对地热储回灌的可行性评价要考虑以下几个重要方面：

①最优地点的选择;

②钻井和井孔运行费用与其他排放方法费用之比较;

③某一速率回灌所要求的压力，以及回灌量随时间的衰减等运行方面的问题。

       1. 真空回灌

在地热回灌的过程中，如果采用自然回灌，回灌水将携带大量气泡。气泡随回灌水进入地层后。由于气体释放就会产生气相堵塞。另外由于回灌水中(特别是在以地表水为回灌水源时)，水中营养物丰富，会造成渗滤层表面藻类细菌大量生长与繁殖，从而堵塞空隙，影响入渗效果。利用真空回灌可以有效控制气泡堵塞与微生物堵塞。

        2. 压力回灌

加压回灌是指在采用加压泵加压的情况下将尾水注人回灌井进行回灌，回灌的难易程度与热储层的裂隙发育及地下热水运移通道的顺畅程度密切相关。因此，热储条件好、裂隙发育位于断裂带附近的回灌井进行回灌相对较容易，而热储条件差、裂隙小发育的回灌井进行回灌相对较困难。孔隙型回灌在回灌初期的回灌能力要稍强一些，而在后期的回灌能力稍差一些，故在初期条件允许情况下可采用自然回灌，而在后期要采用加压回灌。

        3. 地热水回灌存在的技术难题

地热回灌是目前地热资源开发利用中日益突出的问题，它关系到一个地区的地热资源可否持续开发利用，也关系到开发的成本。沉积盆地型地热田从长远利用考虑，都必须进行回灌，实行采、灌结合，尽可能做到少消耗储层中的地热水量，通过回灌技术多采取储层中的热量，保持储层均衡稳定的热水头压力，实现资源的可持续利用。

回灌中的技术问题主要有二，一是回灌堵塞问题，二是回灌水在储层中的运移与热均衡问题。由于热储层储存的热量，远远大于回灌水比原水减少的热量，只要回灌井与开采井保持适当的间距，采、灌区的热平衡不会有多大的问题。所以，实际上地热回灌的主要技术问题是回灌堵塞问题。从北京、天津、西安、福州等地近年开展回灌的经验来看，岩溶裂隙和裂隙地层，回灌堵塞的问题并不突出，尤其是岩溶裂隙地层，基本上可以实行 1：1 的回灌。

第四系、第三系孔隙热储，回灌的堵塞问题比较突出，一个回灌井的回灌量，仅能回灌开采量的 40%左右，开采井与回灌井的比例是 1：2～1：2.5。从而加大了采、灌的成本。

     （四）防腐技术

地热流体中含有许多化学物质， 其中主要的腐蚀介质有溶解氧(O₂)、 H+、 Cl-、 H₂S、CO₂、 NH₃ 和 SO_2-4， 再加上流体的温度、流速、压力等因素的影响， 地热流体对各金属表面都会产生不同程度的影响， 直接影响设备的使用寿命.地热电站腐蚀严重的部位多集中于负压系统，其次是汽封片、冷油器、阀门等.腐蚀速度最快的是射水泵叶轮、轴套和密封圈。

常见的防腐措施如下：

①使用耐腐蚀的材料，采用不锈钢材质的设备及部件，但这种措施往往成本较高；

②对腐蚀部件的金属表面涂敷防腐涂料， 但涂层一旦划破， 会加速金属材料的腐蚀；

③采取相应的密封措施，防止空气中的氧进入系统；

④针对不同类型的局部腐蚀采取相应的防腐措施，例如选材时应尽量避免异种金属相互接触， 以避免电偶腐蚀。

     （五）防垢技术

由于地热水资源中矿物质含量比较高，在抽到地面做功的过程中，温度和压力会均发生很大的变化，进而影响到各种矿物质的溶解度，结果导致矿物质从水中析出产生沉淀结垢。

如在井管内结垢，会影响地热流体的采量，加大管道内的流动阻力进而增加能耗；如换热表面结垢，则会增加传热阻力;垢层不完整处还会造成垢下腐蚀。

常用的防止或清除结垢的措施有：

①用 HCl 和 HF 等溶解水垢，为了防止酸液对管材的腐蚀必须加入缓蚀剂；

②采用间接利用地热水的方式，在生产井的出水与机组的循环水之间加1 个钛板换热器，可以有效防止做功部件腐蚀和结垢，但造价很高；

③采用深水泵或潜水泵输送井中的流体，使其在系统中保持足够的压力， 在流体上升过程和输送过程中不发生气化现象，从而防止碳酸钙沉积;④选择合适的材料涂衬在管壁内，以防止管壁上结垢。

四、地热综合利用技术

地热的利用方式可主要分为直接热利用（供热、制冷和干燥等）和发电。直接热利用的研究、应用较为完善，但存在能量远距离传输困难、需求有限（地域、季节约束）等问题；而地热发电，不仅可提升能量品位，而且电能便于传输、用途广、需求大，应用前景更好，是当前国际能源领域的关注热点。

     （一）地源热泵术

地球表面浅层水源（如地下水、地表的河流、湖泊和海洋等）吸收了相当的太阳辐射能量，且水源温度一般都十分稳定。水源热泵技术的工作原理就是：通过输入少量高品位能源（如电能），实现低温位热能向高温位转移。水体分别作为冬季热泵供暖的热源和夏季空调的冷源，即在夏季将建筑物中的热量“取”出来，释放到水体中去，由于水源温度低，所以可以高效地带走热量，以达到夏季给建筑物室制冷的目的；而冬季，则是通过水源热泵机组，从水源中“提取”热能，送到建筑物中采暖。地源热泵是全球地热直接利用最主要的方式，地源热泵供热制冷。

地源热泵系统的一般形式

地源热泵是利用地球表面浅层水源和土壤源中吸收的太阳能和地热能，并采用热泵原理，既可供热又可制冷的高效节能空调系统。地热能在冬季把地能中的热量取出来，提高温度后，供给室内采暖：夏季把室内的热量取出来，释放到地能中去。地源热泵系统主要分为三个部分：地热能换热系统、地源热泵机组和室内采暖空调末端系统。

地源热泵原理图

        1. 冬季地源热泵工作原理

冬天热泵中制冷剂正向流动，压缩机排出的高温高压R22气体进入冷凝器向集水器中的水放出热量，相变为高温高压的液体，再经热力膨胀阀节流降压变为低温低压的液体进入蒸发器，从地下循环液中吸取低温热后相变为低温低压的饱和蒸汽后进入压缩机吸气端，由压缩机压缩排出高温高压气体完成一个循环。如此循环往复将地下低温热能“搬运”到集水器，从而不断的向用户提供45 ℃ -50 ℃的热水。

        2. 夏季地源热泵工作原理

夏天热泵中制冷剂逆向流动，与用户换热的冷凝器变为蒸发器从集水器中的低温水（7 -12 ℃）提取热能，与地下循环液换热的蒸发器变为冷凝器向地下循环液排放热量，循环液中热量再向地下低温区排放，如此循环往复连续地向用户提供7 -12 ℃ 的冷水。

         3. 光热联供

        4. 地表水制热系统

      5. 地表水制冷系统

        6. 地源热泵与锅炉（电、燃料）供暖比较

       7. 效益对比

377户住宅楼不同供热成本对比

      （二）地热发电技术

地热发电是地热利用的最重要方式。高温地热流体应首先应用于发电地热发电和火力发电的原理是一样的，都是利用汽的热能在汽轮机中转变要装备庞大的锅炉，也不需要消耗燃料，它所用的能源就是地热能。地热发电的过程，就是把地下热能首先转变为机械能，然后再把机械能转变为电能，目前能够被地热电站利用的载热体，主要是地下的天然蒸汽和热水。

地热发电主要包括干蒸汽发电、扩容式蒸汽发电、双工质循环发电和卡琳娜循环发电等，各种方式优缺点总结如下：

      1. 干蒸汽发电系统

     （1）背压式汽轮机发电

最简单的地热干蒸汽发电，是采用背压式汽轮机地热蒸汽发电系统。

工作原理：首先把干蒸汽从蒸汽井中引出，先加以净化，经过分离器分离出所含的固体杂质，然后就可把蒸汽通入汽轮机做功，驱动发电机发电。做功后的蒸汽，可直接排入大气；也可用于工业生产中的加热过程或者回注。

应用：这种系统大多用于地热蒸汽中不凝结气体含量很高的场合，或者综合利用于工农业生产和人民生活的场合。背压式汽轮机发电系统是所有地热发电系统中最简单、技术成熟、投资最低的发电系统，由净化分离器和汽轮机组成。这种发电形式多用于电站规模较小的电站。

      （2）凝汽式汽轮机发电

为提高地热电站的机组出力和发电效率，通常采用凝汽式汽轮机地热蒸汽发电系统在该系统中，由于蒸汽在汽轮机中能膨胀到很低的压力，因而能做出更多的功。做功后的蒸汽排入混合式凝汽器，并在其中被循环水泵打入冷却水所冷却而凝结成水，然后排走。

在凝汽器中，为保持很低的冷凝压力，即真空状态，设有两台带有冷却器的射汽抽气器来抽气，把由地热蒸汽带来的各种不凝结气体和外界漏入系统中的空气从凝汽器中抽走。

该系统适用于高温（160℃以上）地热田的发电，系统简单。

       2. 扩容式蒸汽发电系统

闪蒸循环又称扩容式发电循环主要是采用闪蒸器或扩容器将两相地热流体的压力快速降低到其温度对应的饱和蒸气压以下，使其在极短时间内转化为蒸汽，此过程一般称为闪蒸过程或扩容过程；之后，再将蒸汽通入汽轮机进行膨胀，驱动发电机发电；膨胀后的乏汽和闪蒸器分离出来的液体经凝汽器和冷却器冷却后再重新注回地下。闪蒸循环的优点在于简单可靠、投资成本低、便于维护；缺点在于汽轮机尺寸大，易结垢、易腐蚀，闪蒸过程的能量损失多，循环的发电效率低，仅适用于蒸汽型地热和温度较高的干热岩型地热，对水热型地热并不适用。我国的第一座地热电站—广东丰顺地热电站和湖南灰汤、山东招远、西藏羊八井等地热电站以及新西兰Wairakei地热电站、美国HudsonRanch地热电站均采用了闪蒸循环技术。为进一步提高闪蒸循环的发电效率，学者们还提出了双级闪蒸甚至是多级闪蒸循环，但多级闪蒸循环所需的地热温度更高。

如果流体是湿蒸汽，则先进入汽水分离器，分离出的蒸汽送往汽轮机，分离下来的水进入闪蒸器。

      （1）单级闪蒸发电系统

只用一级扩容闪蒸,适用于湿蒸汽系统。

      （2）两级闪蒸发电系统

采用两级扩容闪蒸，能够更充分地利用地热能，可以比单级系统增加15%～20%的发电量。

      （3）全流法地热发电系统

针对汽水混合物型地热水提出的一种新颖的热力循环系统，核心技术是一个全流膨胀机地热水进入全流膨胀机进行绝热膨胀，膨胀结束后汽水混合流体进入冷凝器冷凝成水，然后再由水泵将其抽出冷凝器而完成整个热力循环。理论上看，全流循环中地热水从初始状态一直膨胀到冷凝温度，其全部热量最大限度的被用来做功，因而全流循环具有最大的做功能力。但由于全流循环的过程是汽水两相流的膨胀过程，目前还只有小型容积式全流膨胀机可取得较好膨胀效果。但在动力机内流动是蒸汽水和其他不凝结气体的混合物，称为多相流体，这种机械属于多相流体机械，设计运行十分复杂。

       3. 双工质循环系统

双循环发电又称为有机郎肯循环(ORC，Organic Rankine Cycle)，ORC发电技术能够利用的余热种类繁多，加之在效率、流程精简程度、运维成本等方面的优势，使得这项技术成为低品位热能回收利用的一个发展趋势。主要用于中低温地热资源，一般应用于中温地热水，特点是采用一种低沸点的流体，如使用氯乙烷沸点12.4℃、正丁烷-0.5 ℃、异丁烷-11.7 ℃、氟里昂-11号24 ℃、氟里昂-12号-29.8 ℃等作为循环工质。由于这些工质多为易燃易爆物质，必须形成封闭循环，以免泄漏。地热水仅作为热源使用，不直接参与热力循环。

循环热效率与中间介质法相当，但由于中间介质蒸发器采用的表面式换热器较大的传热温差，会降低循环效率；优点是如工质选择适当，其热力循环系统一直在正压下工作，无需抽真空，减少生产用电，可使电站净发电量增加10%~20%。最佳蒸发汽化温度需要按照净发电量最大原则确定，特别适合不凝性气体含量过高的地热水。

    （1）闪蒸-双工质循环发电系统

热源温度为110-150℃时， 两级闪蒸系统和闪蒸-双工质循环系统的单位热水发电量大于单级闪蒸和双工质发电， 并且投资回收期较短；热源温度低于130℃时， 两级闪蒸系统单位热水发电量大于联合发电系统；热源温度高于130时， 联合发电系统单位热水发电量大于两级闪蒸系统。

      （2）有机朗肯-闪蒸循环发电系统

为改变ORC系统输入热量分配特性， 将蒸发器出口工质改变为两相状态， 集成了闪蒸系统和ORC的优点， 提出了有机朗肯-闪蒸循环（BFC） 发电系统， 相对于ORC系统仅增加了闪蒸器和工质泵， 同时利用有机工质的两级膨胀做功提升系统的发电能力， 还可以利用蒸发器出口有机工质的干度控制实现系统的变工况稳定运行， 从而实现了对地热资源的充分利用。

ORC与BFC效果对比

        4. 卡琳娜循环发电系统

卡琳娜循环技术是利用地热能使氨-水混合介质汽化、发电的技术。它是密闭循环的，进入冷凝器的剩余热量，或者通过冷却塔排放丢弃，或者在可能的情况下，进一步进行有限的利用。卡琳娜循环技术已开发 20 多年，该技术其开发最初目的是用于各种工业源废热，如燃气轮机或其他燃烧工艺过程的废热。循环介质氨和水，或其他单一组分的介质，在稳定的恒温下可以汽化和冷凝。但是，卡琳娜循环技术的特点是采用氨-水混合物作循环介质，其蒸发是在一个大的温度范围内进行。这个特点就可能使其比单一组分的介质，更有效地利用热源的热焓，并使其发电效率比著名的有机朗肯循环提高 20％～40％。

氨的价格便宜，而且作为单一物质，或与水的混合物广泛地用于工业界。例如，用于吸收式致冷机。在这种致冷循环中，其温度范围相当类似于低温发电循环。其用于循环计算的部件，如换热器、泵和管道的热力学性能，都是大家熟知的。即使氨具有潜在的毒性，但处理这种物质， 以及在氨循环操作方面，都积累了许多经验。而且，如果发生事故，其环境影响也是可以忽略的。氨没有臭氧消耗功能，而且没有全球温室效应。采用卡琳娜循环的发电装置，在安全管理方面的规程，类似于氨致冷机的应用管理。

来自热源的热水冷却到一定水平，将热能转移给工质使其蒸发。在与地热水（盐水）换热过程中，氨-水混合工质与地热水之间的平均温差，明显小于单一工质与地热水之间的平均温差，减少了换热过程的熵增加值，即工质从地热水中得到了更多的热能，这就是卡琳娜循环发电效率较高的一个主要原因。

卡琳娜循环的深层岩体热能发电装置的工艺流程

卡琳娜循环的发动机与其他热力发动机相比，具有设计简单、效率高（至少高 10％）等特点。这种新技术类似于只加热一种流体的朗肯循环，将诸如燃气轮机的排气废热充分利用，将其导入一个二元蒸汽（70％的氨，30％的水）的蒸馏子系统。这个子系统产生 3 种另外的混合物。一种是 40/60 的混合物，可以依靠正常的冷却源完全冷凝。冷凝后，用泵使其达到较高压力，并与蒸馏过程产生的一股富气混合。产生 70/30 比例的工作介质，这种高压、完全冷凝的工作流体，重新进入蒸发器，以完成整个循环。在整个循环中，混合工质的组分都是变化的。这种工艺的优势包括，沸腾温度和冷凝温度的可变性，以及高水平的复原。

采用卡琳娜循环的深层岩体热能发电装置的工艺流程是通过深层地热加热采出的热水与氨-水混合物换热，氨-水混合物作为循环工质带动汽轮机发电。最近，德国的M+W Zander 公司按照这个技术路线设计了一套地热发电装置，装置的输出电功率达 5 MW。

采用卡琳娜循环发电装置，其投资费用几乎类似于有机朗肯循环装置，而且考虑到热能阶梯利用，可有较高的热能利用率等特点，装置的总体经济性将会更高。德国 M+W Zander公司设计的卡里纳循环地热发电装置的发电成本，低于德国政府执行的长期（20 年）对可再生能源开发支持的保护电价 0.15 欧元/kW· h。总之，卡琳娜循环与有机兰金循环相比其优点：一是拥有比较高的装置效率和热源效率；二是工质成本、运行与维护成本比较低，而具有较低的发电成本和单位电价；三是降低了污染物的排放风险。

采用常规技术，从低温热源，例如温度约为 150℃的热水，不能经济地生产电能。卡琳娜循环在利用低温热源提供较高水平发电性能方面，是一个技术上的突破。它以更高的装置效率，降低了发电成本，并减少了污染物的排放，是深层岩体热能发电必备的配套技术。

卡琳娜循环利用吸收式制冷技术和回热技术，在设备成本投入上高于有机朗肯循环。

       5. 地热发电已有竞争力

据国际可再生能源署（IRENA）2020年6月发布的《可再生能源发电成本2019》：

      （三）地热制冷技术

用于地热制冷的制冷机有两种：一种是以水为制冷剂、溴化锂溶液为吸收剂的溴化锂吸收式制冷机；另一种是以氨为制冷剂、水为吸收剂的氨水吸收式制冷机。氨水吸收式制冷机由于运行压力高、系统复杂、效率低、有毒等因素，除了要求制冷温度在0℃以下的特殊情况外，一般很少在实际中应用。

地热水驱动吸收式制冷系统一般要求地热水温65℃以上，制取低温冷冻水，用于空调或生产。

（四）干热岩技术

干热岩地热资源开发是地热研究的热点，未来的发展方向是经济高效干热岩开发利用技术。干热岩内部不存在或仅存在少量流体，全球探明的地热资源多数为干热岩型地热资源。干热岩温度高，开发利用潜力大，应用前景广阔。目前涉及干热岩的高温钻完井技术，以及压裂技术、换热和发电技术，均处于试验阶段。增强型地热系统是开发干热岩型地热资源的有效手段，通过水力压裂等储层刺激手段将地下深部低孔、低渗岩体改造成具有较高渗透性的人工地热储层，并从中长期经济地采出相当数量的热能加以利用。随着研究的不断深入，增强型地热系统的概念也不仅仅局限于干热岩内，一些传统的地热储层，如温度较高的富水岩层，也可以经过适当的改造而形成增强型地热系统加以利用。

1. 增强型地热系统（ EGS）

美国能源部（DOE）将增强型地热系统（EGS）定义为：“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探层热能的人工地热系统”。EGS技术由三个部分组成：分别是注入井、采出井、发电和输电系统。其工作原理首先是钻注入井，通过打出的注入井向地下储层内注入高压水（压裂技术），迫使岩石开裂从而形成具有渗透性的网状结构；其次，工作人员根据压裂的网状结构确定采出地热的位置，钻探采出井；一般采取一注一采、一注多采或多注多采等开发模式。水、二氧化碳等低温介质通过注入井注入地下网状结构后，低温介质吸收高温岩体热能并从采出井采出，然后经过地面发电系统将热能转化为电能，通过输电系统输送给用户。据统计，美国、英国、法国、日本、德国和澳大利亚等国家均开展了EGS研究，并建立了一批研究试验基地，目前全球在建及投入运行的EGS工程已达30个，正在运行的有5个，总装机容量为12.2兆瓦。

增强型地热系统示意图

2. 重大挑战与技术现状

快速钻达地热储层(建井)、形成稳定的热储通道(造储)以及循环工质高效取热(开采)是干热岩EGS的3大技术关键。然而，相比于油气和中低温地热储层，干热岩储层地质条件复杂，具有典型的“四高”特征：

(1)高温度：干热岩温度高于180℃，美国大部分干热岩储层温度基本都在200℃以上，美国Geysers以及冰岛的EGS示范项目部分储层甚至高达400℃;

(2)高硬度：干热岩资源主要赋存于高温坚硬的花岗岩和变质岩中，埋深大部分超过3000 m，部分地层岩石单轴抗压强度在200 MPa以上，可钻性达10级，研磨性极强；

(3)高应力：因构造运动活跃，最大水平主应力当量钻井液密度超过2.8 g/cm3，是常规泥页岩的2倍以上；

(4)高致密：地层岩石密度大(2.8～3.1 g/cm3)、孔隙度和渗透率极低(<10-3 m D)。上述复杂地质条件，使得干热岩地热开采在钻井建井、压裂造储和流动取热等关键环节面临重大难题和技术挑战。

3. 钻井建井

钻达地热储层、形成稳定井眼是实现深部地热资源开采的先决条件。钻井是干热岩资源开发的主体技术(约占总投资的35%～60%)，在超高温、异常坚硬的储层中建成可靠的循环注采井筒通道，是地热资源勘探、提高产量、降低成本最主要的工程环节。然而，由于深部地热储层岩体高温、高强度、耐研磨等特点，干热岩钻完井面临以下几方面的技术挑战：

(1)干热岩硬度高、耐研磨，地层可钻性极差，导致钻头磨损严重。青海共和盆地进尺2497 m消耗钻头50余只，单只钻头平均进尺不足40 m，美国Geysers地热田花岗岩地层单只钻头甚至不足30 m。

(2)机械钻速低，建井周期长、成本高，严重制约了干热岩的商业化开发。美国芬顿山EE-2井(4660 m)建井周期410天，冰岛IDDP-1井(2096 m)钻井周期402天，我国青海共和GH01井中钻进花岗岩井段平均钻速仅1.43 m/h，建井周期长达430天。

(3)钻井液体系在高温下流变性和稳定性发生劣化，高温井眼清洁效果差，护壁和携岩能力降低，加之地层裂缝和断层发育，导致钻井液漏失严重，容易诱发井下安全事故。

(4)高温引起水泥浆固结缓慢和水泥石强度衰退，造成套管挤压变形和密封失效，影响成井安全，如肯尼亚OW-36A井和法国Soultz干热岩项目，均出现了水泥环高温失效导致的套损问题。此外，传统水泥浆体系未考虑隔热作用，导致EGS注采过程中井筒沿程热损失严重，影响地热能发电和综合利用效率。

4. 高温硬地层高效破岩及钻井提速技术

岩石可钻性评价是实现钻头选型和个性化设计的基础。现有可钻性评价主要针对砂岩或泥页岩等常规沉积岩地层，鲜有关于高温花岗岩可钻性等钻井关键参数的评价报道，缺乏高温高压(>200℃)条件下硬岩可钻性等钻井参数的评价方法和体系，钻头选型及参数设计缺乏理论依据。

钻头作为破岩的主要工具，是实现干热岩优快钻井的关键。为适应干热岩井下高温环境，国内外对钻头进行结构优化和材料升级，贝克休斯牙轮钻头最高耐温能力达到288℃，国民油井Reed-Hycalog超硬热稳定PDC可钻穿抗压强度达到280 MPa的硬地层，并具有很强的耐磨性和抗冲击性[钻具系统，包括Kymera钻头、全金属螺杆钻具、螺杆用金属间润滑剂等。相比于螺杆钻具，涡轮钻具由于其全金属的结构特点，耐温能力普遍可以达到260℃，配合孕镶金刚石钻头，可大幅提高机械钻速。对于随钻测量等含电子元件工具，目前耐温能力普遍不超过180℃，特别是对于空气钻井或泡沫钻井，工具抗高温性能尚难以满足干热岩高温环境。

旋转冲击器和扭力冲击器在油气井中提速效果好，采用金属密封结构能够适应260℃以上高温环境，但目前未规模化应用于干热岩钻井工程。旋冲钻井和扭冲钻井利用了硬岩脆性强、冲击易碎的特点，实现切削与冲击破岩的结合，提高了PDC齿吃入地层的深度，同时增大了岩屑破碎体积，有望有效提高硬地层的机械钻速。建议后续加强高温高应力下轴扭耦合破岩机理研究，探索多维冲击耦合破碎干热岩方法的可行性。

5. 压裂造储

压裂造储是干热岩EGS开发的核心步骤，直接决定着干热岩地热开采的成败及整体经济效益。干热岩造储要求形成大规模连通的复杂立体缝网，造缝要求高、改造难度大，注采井沟通困难，油气行业传统的水力压裂技术无法照搬到深层地热。截至2020年底，全球累计建设示范性EGS工程项目逾60项，但目前实施的EGS项目中储层改造效果仍不理想、储层改造方法和注采井沟通方案仍不成熟，主要面临以下难题：

岩石强度大，起裂压力高，存在诱发地震风险。澳大利亚Habanero和韩国Pohang干热岩EGS储层改造中地层破裂压力均超过了100 MPa，其中2017年11月韩国Pohang发生的Mw5.4级地震，被认为由干热岩压裂所导致，2006年瑞士的巴塞尔干热岩试验项目也因诱发地震而被迫关停。

裂缝单一，难以形成缝网，容易引起热短路。大规模的复杂立体缝网是EGS高效换热的基础，然而日本Hijiori、德国GroßSchönebeck、英国Rosemanowes等EGS项目表明，干热岩储层人工压裂形成的裂缝通常较为单一、换热面积有限，注采井间容易形成高渗通道，发生热短路，导致造储失败。

裂缝延伸不可控，注采井沟通困难。干热岩储层改造过程应力扰动复杂，强温差热应力和天然裂缝综合影响下水力裂缝扩展预测难度大，美国Fenton Hill项目在3个阶段的储层改造工作中，经历8次钻井、5次压裂才实现发电，但最终仍由于人工裂缝未有效沟通注采井、循环工质严重流失等原因而被迫终止，此外英国的Rosemanowes和日本的Hijiori干热岩项目中也出现过注采井无法连通的问题。

水力压裂为主，辅以爆炸法、热应力法、化学刺激法等；以直井和斜井为主，井间距普遍小于500m。

要建成安全、经济、高效的人工热储并非易事，如何采用“柔性造储”的方式有效沟通注采井，避免纯粹靠提高压力改造储层是构建EGS系统的重大难题与需求。柔性造储是指通过热力交变、压力/排量振荡以及化学刺激等相结合的方法，诱导岩体疲劳损伤和裂缝剪切滑移，沟通天然裂缝，在降低起裂压力、提升缝网尺度和复杂度的同时，有效降低诱发地震的风险。

以构建复杂立体缝网、降低地震风险为目标，近年来学者从传统水力压裂造缝和造储新方法两方面开展了大量研究，探索了剪切压裂、循环/疲劳压裂、化学刺激、径向井压裂以及超临界二氧化碳和超低温液氮压裂等干热岩热储改造新思路，但总体上技术仍不成熟，尚未形成一种“可复制”的干热岩高效造储方法。

5. 流动取热

高效取热、合理优化是深部地热经济高效开采的重要保证。干热岩开采涉及多场(温度、应力、位移/应变)、多相(气、液、固)、多过程(渗流、热传导、应力演化、水岩反应等)耦合，气液运移、热传导和化学反应会影响干热岩热储变形和岩体强度特征，取热过程受控于其在多场多过程耦合作用下跨尺度的物理/力学/化学机制，EGS取热面临以下2方面挑战：

(1) 多场耦合传热机制不清，热储取热优化难、效率低。热储内工质高效取热是干热岩开发的根本目标。然而不同于油气储层，地热开采伴随着剧烈的温度场扰动和水岩反应(矿物溶解/沉淀)，涉及热—流—固—化四场耦合，多场耦合作用下地层渗流和热交换机制复杂，为取热效率预测和优化带来挑战。

(2)注采参数难匹配，开采调控缺乏依据、寿命短。合理的开采制度是干热岩长效开发的重要保证。然而，热储长期注采过程中多场时空演化规律复杂，目前缺乏多目标优化设计方法，导致注采参数难匹配，开采过程容易形成“优势通道”，如法国Soultz的GPK-3井中单条裂缝控制了70%的流量，为热储长期均衡取热带来挑战。美国Fention Hill的EE-1井和GT-2井在为期75天的注采试验中生产温度从175℃下降到85℃，日本Hijiori也因开采过程中温度骤降，出现热短路，导致项目终止，运行时间不足一年。

热储取热过程热—流—固—化四场耦合关系

干热岩地热资源分布广、潜力大，是传统化石能源转型的新机遇，也是国家绿色低碳发展的潜在着力点之一。尽管国内外自上世纪70年代以来针对干热岩EGS已经开展了数10项示范性探索，仅有法国Soultz地区成功实现了商业化运行，“可复制性”较低、难以大规模推广。

因此，强化干热岩开采相关基础理论与应用技术研究，突破建井、造储和取热3大关键难题，是寻求干热岩经济高效开发的根本途径。首先，要以经济性为导向，针对干热岩钻井建井成本较高的问题，重点探索适用于干热岩地层的高效破岩和钻井提速方法，缩短钻井周期和成本。

其次，以构建复杂缝网、降低诱发地震风险为核心，大力发展EGS柔性造储技术，根据裂缝性干热岩储层特点，以激活和沟通天然裂缝为突破口，形成裂缝性地层复杂缝网造储技术，突破干热岩复杂缝网造储理论与方法。

最后，以资源利用和长效开发为目标，重点突破热储内热—流—固—化多场耦合换热机制，构建干热岩开发方案优化设计和调控方法，为干热岩地热经济高效开发奠定理论基础，推动国家能源转型和绿色低碳高质量发展。

五、我国地热能潜力巨大

（一）我国地热资源情况

据国土资源部中国地质调查局 2015 年调查评价结果，全国 336 个地级以上城市浅层地热能年可开采资源量折合 7亿吨标准煤；全国水热型地热资源量折合 1.25 万亿吨标准煤，年可开采资源量折合 19 亿吨标准煤；埋深在 3000-10000米的干热岩资源量折合 856 万亿吨标准煤。

       1. 我国地热资源分布

我国是地热资源相对丰富的国家，地热资源总量约占全球的7.9%，可采储量相当于4626.5亿吨标准煤。我国的高温地热资源(热储温度≥150℃)主要分布在藏南、滇西、川西以及台湾省，环太平洋地热带通过我国的台湾省，高温温泉达90处以上；地中海喜马拉雅地热带通过西藏南部和云南、四川西部。西藏高温热田主要集中在羊八井裂谷带，其中藏南西部、东部及中部约有108个高温热田，构成中国高温热田最富集的地带；云南是全国发现温泉最多的省，高温热田主要分布在怒江以西的腾冲-瑞丽地区，约20处；川西分布着8个高温地热区，为藏滇高温地热带的一部分。我国主要以中低温地热资源为主，中低温地热资源分布广泛，几乎遍布全国各地，主要分布于松辽平原、黄淮海平原、江汉平原、山东半岛和东南沿海地区，其主要热储层为厚度数百米至数千米第三系砂岩、砂砾岩，温度在40～80℃左右，已发现全国共有地热温泉3000多个，其中高于25℃的约2200个。从温泉出露的情况来看，我国主要有四个水热活动密集带：藏南-川西-滇西水热活动密集带；台湾水热活动密集带；东南沿海地区水热活动密集带；胶东、辽东半岛水热活动密集带。从地质构造上看，我国地热资源主要分布于构造活动带和大型沉积盆地中，主要类型为沉积盆地型和隆起山地型。

中国地热资源分布图

中国地热资源按其属性可分为三种类型：

①高温（>150℃）对流型地热资源，这类资源主要分布在西藏、腾冲现代火山区及台湾，前二者属地中海地热带中的东延部分，而台湾位居环太平洋地热带中；

②中温（90-150℃）、低温（〈90℃）对流型地热资源，主要分布在沿海一带如广东、福建、海南等省区；

③中低温传导型地热资源。

我国地热资源分布

       2. 主要盆地地热资源分布

以各省（区、市）的情况而论，地热资源最丰富的是西藏自治区，探明地热资源可开采热能1732.2MW，其次是云南、广东、河北、天津等省（市）。以上五省（区、市）探明地热资源可开采热能合计3157.1MW，约占全国总量的3/4。

        3. 各省市探明地热资源情况

就目前已勘查可利用地热资源而论，以中国西南地区最为丰富，已探明可利用地热能达2 204.45MW，占全国勘查探明可利用地热能总量的51.05％；其次是华北和中南地区，分别探明可利用地热能达745.33MW和 685.75MW，占全国可利用地热能总量的17.27％和15.89％；再次为华东地区，占9.92％；而以东北、西北地区最少，已探明可利用地热能分别仅占全国总量的2.53％和3.34％。

（二）我国地热资源开发利用现状

我国地热直接利用装机容量和直接利用量连续多年居全球首位，2020年直接利用量达443492太焦（1233.6亿千瓦时），占全球的43.5%。对地热能的直接利用主要集中在供暖、制冷、养殖、洗浴等方面。上世纪90年代以来，北京、天津、保定、咸阳、沈阳等城市开展中低温地热资源供暖、旅游疗养、种植养殖等直接利用工作。本世纪初以来，热泵供暖（制冷）等浅层地热能开发利用逐步加快发展。

1. 地热供暖

目前，浅层和水热型地热能供暖（制冷）技术已基本成熟。浅层地热能应用主要使用热泵技术， 2004 年后年增长率超过 30%，应用范围扩展至全国，其中 80%集中在华北和东北南部，包括北京、天津、河北、辽宁、河南、山东等地区。2015 年底全国浅层地热能供暖（制冷）面积达到 3.92亿平方米，全国水热型地热能供暖面积达到 1.02 亿平方米。地热能年利用量约 2000 万吨标准煤。截至2019年底，我国浅层和中深层地热能供暖建筑面积超过11亿平方米。

2. 地热发电

我国在上世纪 70 年代初建设了广东丰顺、河北怀来、江西宜春等7个中低温地热发电站，在1977 年建设了西藏羊八井中高温地热发电站。西藏羊易16兆瓦地热发电项目作为当时世界上海拔最高、国内单机容量最大的地热发电机组于2018年10月实现并网发电。“十三五”期间，国内地热发电新增装机容量18.08兆瓦，占到“十三五”地热新增装机规划的3.6%；全国在运地热发电总装机量为44.56兆瓦，占到规划装机容量的8%左右。

3. 地热农业利用

我国中西部大部分地区属农业区，无论是山区或平原地区，地热资源均十分丰富，为地热在农牧副渔等方面的广泛利用提供了优越的资源条件。地热资源已有效地利用于温室种植(蔬菜、花卉等)、水产养殖、禽类孵化等方面，效益显著。

4. 地热工业利用

我国中西部地区地热水中含有许多贵重的稀有元素、放射性元素、稀有气体和化合物，如：溴、碘、硼、钾、氦、重水和钾盐等，是国防工业、原子能工业、化工工业及农业不可缺少的原料。仅在化工工业和轻纺工业等方面获得较好的利用。

5. 地热医疗与旅游

由于地热水具有较高的温度、特殊的化学成分、气体成分、少量生物活性离子以及放射性物质等，并在一些地热区形成矿泥，对人体具有明显的医疗、保健作用，用于医疗、保健早为人们所关注。我国中西部的许多地区既拥有医疗矿水资源，又拥有温泉旅游观光资源，不少已成为著名的矿泉旅游疗养胜地，如陕西省临憧的华清池、河南省的汝州、内蒙古自治区的阿尔山等地，均在温泉区建有疗养院。

6. 矿泉饮料业

我国中西部地区的许多热矿水中，含有锂、锶、溴、碘、锌、硒等微量元素和碳酸气等，已分别达到我国饮用天然矿泉水国家标准，有的不只单项达标，而是多项达标，对人体具有良好的医疗保健作用。矿泉饮料业已取得一定进展，效益显著。

（三）我国地热资源利用潜力

1. 我国地热利用存在的问题

我国地热能的开发利用以供暖和旅游疗养为主, 除西藏羊八井、河北霸州等少数地区将地热资源进行梯级开发, 分别用于发电、采暖和温室种植外, 大多数地区地热资源利用比较单一。这种粗放式的利用造成地热水位持续下降; 冬季供暖尾水排放大于35 ℃ , 造成了化学和热污染, 增加了城市污水处理的成本；最主要的是地热资源的热能浪费。

2. 地热是最清洁和可持续的可再生能源

中国已经成为全球可再生能源领域的最大投资国，从2010-2021年累计投资超过9000亿美元，主要是风能和太阳能。截至 2021 年底，全国发电装机容量约 23.8 亿千瓦，全国全口径火电装机容量 13.0 亿千瓦，其中，煤电 11.1 亿千瓦，占总发电装机容量的比重为 46.7%。2021 年全口径非化石能源装机达 11.2 亿千瓦，占总发电装机容量比重为 47%，首次超过煤电装机规模。水电、风电、太阳能发电装机均突破 3 亿千瓦。其中，水电装机容量 3.9 亿千瓦（常规水电 3.5亿千瓦，抽水蓄能 3639 万千瓦）；风电 3.3 亿千瓦（陆上 3.0 亿千瓦，海上 2639万千瓦）；太阳能发电装机 3.1 亿千瓦（集中式 2.0 亿千瓦，分布式 1.1 亿千瓦，光热 57 万千瓦）。核电 5326 万千瓦。生物质发电 3798 万千瓦。2021 年，全国发电量85342.5 亿千瓦时，其中，火电发电量 58058.7 亿千瓦时；水电发电量 13390 亿千瓦时；核电发电量 4075.2 亿千瓦时。另据中电联全口径统计，风电、太阳能发电量分别为6556亿千瓦时、3270亿千瓦时，生物质发电量 1637 亿千瓦时。风电和太阳能发电是发电能力利用率最低的两类发电方式，其装机能力6.4亿千瓦、占总发电装机能力的26.8%，而发电只占11.3%，尤其是太阳能的装机能力利用率只有16.6%。

太阳能和风能发电设备利用效率低的主要原因：

（1）这两种方式是靠天吃饭，太阳能受昼夜、晴天等因素影响，风能受季节影响；

（2）太阳能和风能分布不均衡，距离消费中心较远，上网成本高，由于电网智能承受15%左右的波动，因此需要大规模蓄能；

（3）目前最好的蓄能方式是抽水蓄能，但受制于选址，可能有电的地方，无水或者无高地；

（4）化学蓄能很难做到大规模，储能成本远超过发电成本。

而地热能则不存在上述问题。特别是，设备利用时率方面，并网风电为 2232 小时；并网太阳能发电只有 1281 小时，而西藏阳易地热发电厂年设备利用高达8500小时，是太阳能的7倍，风电的4倍 。

3. 我国地热能利用水平很低

我国浅层地热能年可开采资源量折合 7亿吨标准煤；全国水热型地热资源量折合 1.25 万亿吨标准煤，年可开采资源量折合 19 亿吨标准煤；埋深在 3000-10000米的干热岩资源量折合 856 万亿吨标准煤。

我国只是浅层及水热型地热年可采资源量达26亿吨标煤。

我国地热资源丰富，但地热资源利用只占能源消费总量的0.3%左右。我国2021年能源消费总量为52.4亿吨标煤，如果能充分利用地热资源，将解决我国能源消费的一半左右。说明我国地热利用水平极低。主要原因是投资不足，地热利用技术尚待进一步开发，地热资源的潜力没有充分发挥出来。

4. 梯级开发和综合利用是地热发展的根本出路

地热梯级开发和综合利用能够提高地热资源的开发利用率和技术含量，在提升地热资源经济效益的同时带来明显的社会效益与环境效益。

地热能与太阳能风能在开发利用上最大的区别在于，地热能随着温度的变化，可以应用到众多领域。随着地热发电、供暖、热泵等技术越来越成熟，地热利用方式正在发生重大变化，由单一的发电、供暖等应用向梯级开发、综合利用发展。目前，地热梯级开发和综合利用已成为国内外地热能领域探索的热点方向。

      在纵向上，可以根据不同温度层次，对地热资源进行分层的梯级利用，进一步拓展地热资源应用领域。如地热供暖逐步向烘干和高效农业方向发展；高温地热发电后，中温余水进行地热供暖，供暖后的余水经过处理并输入其他管道进行下一梯级利用等，从而充分、高效利用每一梯级温度的地热资源。

在横向上，地热能与其他能源系统耦合集成、一体化发展潜力较大。如地热能与多种清洁能源互相补充的多热源供热系统，可将提取的热量经济效益最大化；太阳能－地热能耦合地热发电系统，可有效提高中低温地热发电系统能效；以地热发电为主的集约化综合利用系统，可实现采暖、制冷、热泵和干燥等综合利用等。

六、结论

世界地热能基础资源总量折合42700万亿吨标准煤，按 2021年世界能源总消费 197.8亿吨标准煤计算，可满足人类216万年的能源需求。

我国是地热资源相对丰富的国家，我国浅层地热能年可开采资源量折合 7亿吨标准煤；全国水热型地热资源量折合 1.25 万亿吨标准煤，年可开采资源量折合 19 亿吨标准煤；埋深在 3000-10000米的干热岩资源量折合 856 万亿吨标准煤。

我国只是浅层及水热型地热年可采资源量达26亿吨标煤，如果能充分利用这部分地热资源，就可以将解决我国50%左右的能源消费。

地热能是蕴藏在地球内部的热能，具有储量大、分布广、绿色低碳、可循环利用、稳定可靠等特点，是一种现实可行且具有竞争力的清洁能源。地热能是最优质的可再生能源，既可发电，亦可直接利用，包括供热、制冷、烘干、温泉洗浴等。地热利用没有时空不均衡问题，基本上是全国各地都有地热，每天24小时可以利用。

地热梯级开发和综合利用能够提高地热资源的开发利用率和技术含量，在提升地热资源经济效益的同时带来明显的社会效益与环境效益。