增强型地热系统在碳酸盐岩型深层地热能开发利用中的应用进展

引言

我国地热资源丰富，开发潜力大，估算水热型地热资源量折合标准煤1.25万亿t，大陆地下3~10km内干热岩资源量折合标准煤860万亿t，按2%可采资源量计算，相当于全国能源消耗总量的4040倍（王贵玲等，2017）。水热型地热资源开发利用历史悠久、技术成熟、经济效益好，但分布不均，资源潜力有限，存在规模化开发瓶颈(Fridleifssoneta1．，2016；Lundeta1．．2016)。干热岩（深层地热资源的主要赋存形式）分布范围广，资源储量更大，开发潜力是传统水热型地热资源的100倍以上，是重要的战略资源（汪集旸等，2012；王贵玲等，2017）。
20世纪70年代以来，美国等多个国家开展了增强型（工程型）地热系统(EGS)实验，取得了丰硕的成果（陆川等，2015；许天福等，2016）。美国新墨西哥州芬顿山(FentonHill)实施了全球首个EGS项目，首次尝试从低渗透性干热岩体内提取地热资源；德国兰道(Landau)是世界上首个商业性EGS发电项目；法国舒尔茨(Soultz)是目前仍在商业化运营的EGS项目(Schellschmidteta1．，2010)。Massa-chusettsInstituteofTecnology(2006)系统讨论了美国EGS开发前景，引起了国际社会的广泛关注。
我国干热岩研究起步相对较晚，21世纪初才开展系统的理论研究和调查评价工作。2018年在青海共和盆地探获236℃（孔深3705m）干热岩资源，是国内首次钻获的埋藏最浅、温度最高的干热岩体，实现了我国干热岩勘查的重大突破（张森琦等，2018；张盛生等，2019）。随后在海南澄迈、河北唐山、江苏兴化等地发现干热岩资源，大大推动了干热岩勘查开发进程（齐晓飞等，2020；曹锐等，2022）。
系统总结国内外增强型地热系统在碳酸盐岩深层干热岩地热资源中的开发利用进展及典型示范工程经验，为我国EGS推广应用提供参考。
1.研究背景
由于干热岩体内几乎不含流体，内部蕴含的热能无法直接利用，需利用工程技术手段对储热岩体进行改造，建立具有复杂裂隙网络系统的人工热储层，以实现稳定的流体循环换热过程，这种系统被称迄今为止，全球已有EGS项目超过60个，热储岩性以花岗岩、变质岩类为主，其次为砂岩和碳酸盐岩(Breedeetal.,2013;Pollacketal.,2020)。早期项目多位于地温梯度较高的火山或深部岩浆活动强烈区，热储岩性以花岗岩类为主。例如，美国新墨西哥州芬顿山项目的储层岩性为花岗闪长岩，法国舒尔茨的热储岩性为花岗岩，我国青海共和的热储岩性为花岗闪长岩。随着EGS技术的发展，温度相对偏低而工程改造难度相对较小的沉积岩类热储层受到了重视（庞忠和等，2020;亢方超等，2022）。
增强型地热系统成败的关键很大程度取决于压裂造储的难易程度及储层改造效果。花岗岩类等硬质岩石具有硬度大、结构致密、渗透率低、天然裂隙不发育等特点，存在钻探成本高、储层改造有效手段少、复杂裂缝系统形成难度大、压裂改造过程中易诱发地震等问题，导致储层建造难度和改造成本居高不下，严重限制了EGS的经济可行性。
碳酸盐岩具有化学性质活泼、硬度相对较小、天然裂缝发育等特征，可以综合利用水力刺激、化学刺激、热刺激等多种手段提高储层改造效果。同时，大型沉积盆地内的碳酸盐岩不仅是优质热储层，也是油气资源勘探开发的重要目标层，石油部门开展了大量的基础地质、地震勘探、钻井和储层改造试验等工作，积累了丰富的地质资料和勘查经验（何治亮等，2021;袁文奎等，2021），大幅降低了深部地热资源勘查开发的风险和技术难度。而且，沉积盆地
区域地势平坦，交通便利，经济社会发达，为地热资源勘查开发提供了便利的基础设施条件和应用市场。随着双工质ORC发电技术的普及，可用于发电的地热资源的温度范围正在扩大，目前可从>100℃的地热水中获得电力资源，进一步提高碳酸盐岩热储层的开发利用价值。此外，碳酸盐岩分布区水热型地热资源丰富，其开发利用成果不仅为深层地热资源的勘查提供了深部地热地质信息，也为“干、湿（水）”地热资源协同利用创造了条件，提升了地热资源的综合利用价值。因此，碳酸盐岩型EGS逐渐成为深部热能开发的重要方向(vanderHoorneta1．，2012；庞忠和等，2020;Arndteta1．，2021)。
国际上，碳酸盐岩EGS项目勘查开发活跃区位于欧洲中部，已有商业化运营成功案例，取得了良好的经济社会效益。近年来，我国在河北献县和雄县开展了深部碳酸盐岩热储强化增产改造实验，在江苏兴化地区开展了碳酸盐岩型干热岩热储层的大规模酸化压裂试验，均取得了良好的改造效果，为后期规模化、商业化开发利用奠定了基础。
系统总结国内外具有代表性的碳酸盐岩EGS项目进展情况及主要成果，并分析存在的问题。
2.国外进展
国际上，碳酸盐岩型EGS项目主要位于欧洲中部阿尔卑斯造山带北麓的Molasse盆地内，该盆地是一个典型的不对称前陆盆地，东西长约700km，南北宽约130km，自西向东依次跨越法国、瑞士、德国和奥地利等国（Wolfgrammeta1．，2015；Mrazeta1．，2018）。
Molasse盆地形成于始新世晚期，根据岩性、古地理和构造发育程度可将盆地内地层分为2个构造层，即由三叠一白垩纪海相碳酸盐岩组成的基底构造层及基底之上的陆源碎屑沉积岩构造层。该盆地是欧洲水热型地热能潜力最高的地区之一，对盆地岩溶碳酸盐岩型地热资源调查评价始于20世纪70年代(Homutheta1．，2014)，20世纪90年代开始规模化商业开发利用，主要利用白垩系Malm组上部含水层。从区域上看，Malm组岩性以灰岩、白云岩为主，厚度>500m，埋深自北向南不断增加，地层温度不断升高，岩溶裂隙及渗透性不断降低。随着欧洲对地热资源需求的增加，埋藏更深、温度更高的地热资源逐渐成为勘探开发的热点(Hofmanneta1．，2014)。然而，随着埋深的增加，地层渗透率大幅降低，经济可用的流量减少，需对储层进行酸化改造来提高产能，以满足开发利用需求。
2.1奥地利阿尔特海姆(Altheim)项目
Altheim项目位于Molasse盆地西部，距德国边境15km，面积22km2，人口约5000人。
地热系统由2口地热井组成。钻孔Thermalla孔深约2300m，自喷流量64.8m3/h，酸化改造后自喷流量增至165.6m3/h，孔口温度增至104℃，产热能力达22MWth，成为当时欧洲中部非火山区产量最高的钻孔(Pernecker，1999)。1994年完成第二口井，井深3100m，垂直深度2200m，生产率360m3/h，井口温度93℃，现作为回灌井接收65℃的尾水(Lundeta1．，2007)。
该地热系统主要用于区域供暖和发电。约一半地热水直接用于供暖，供热功率超过10MW，满足当地40%居民的取暖需求；其余的地热水用于2.5MWe的双工质循环发电，最高输出功率为1.027MWe，地热发电后的尾水为学校、游泳池供热。通过热-电联用进一步扩大应用规模，降低使用成本(Pemecker，1999)。
2.2德国安达赫治(Unterhaching)项目
Unterhaching热电联产场位于Molasse盆地中部，慕尼黑附近，是德国首个地热发电项目。该地区是近年来德国地热发电供暖应用发展最快的地区。
慕尼黑地区Malm组厚约600m，埋深2500~4000m，其上部适合开发利用的地层厚约350~400m。开采系统由1口生产井(GTla)和1口回灌井(GT2)组成。其中，GTla井垂直深度3350m，井底温度123.5℃，产能测试未达预期，酸化压裂后产能提高了37倍；GT2井位于GTla井以东约3.5km，垂直深度3590m，井底温度133.7℃，经15%盐酸酸化处理后产量显著提高。2个井组间热水循环时生产率达540rri3/h，温度为122℃(Wolfgrammeta1.,2007;OrtizRojasetal.,2017).
地热水被平行分为2支：一支用于Kalina循环发电机组，提供3.35MW。电力；另一支用于区域供热，提供约40MWth的热电功率，满足当地2/3的家庭地热供暖需求。项目运作中优先考虑冬季供暖，富余产量用于地热发电(Knapeketa1．，2007)。该项目全年完全经济地运行，是德国最大的提取深层地热能热量并发电的项目。
2.3德国毛尔施泰滕(Mauerstetten)项目
Mauerstetten项目位于Molasse盆地中部，该区Malm地层埋深3430—3630m，预测温度为110~150℃，因可用于发电而受到重视(Tamaskovicseta1．，2014)。
项目施工了GT1井，倾角50°，井深4523m(垂深4085m)，在3763m钻遇晚侏罗世Malm灰岩，钻遇厚度486m。测井资料显示发育3条断层。在垂深3675m处获得的非稳态温度为130℃，估计流量<36m3/h。在GT1井内施工了1口分支井GTla，倾角57°，井深4458m（垂深3764m），钻遇碳酸盐岩地层，厚143m，在储层内与GT1井相距513m(Tamaskovicseta1．，2014；Mrazeta1．，2018)，流量<10.8m3/h。由于钻遇的碳酸盐岩地层的孔隙率较低，而断层活动等造成的裂隙被方解石充填，降低了地层的孔隙率和渗透性，从而显著降低了储层的质量。
Mauerstetten项目以工业应用为目的，但由于流速低，整体绩效下降，目前仅作为一研究性项目继续推进，开展地质构造、生物地层与地质力学实验相结合的研究，旨在深化对储层的认识，以制定提高产能的战略(Jentscheta1．，2013；Moecketa1．，2013)。
2.4瑞士圣加仑(St．Gallen)项目
St.Gallen项目位于Molasse盆地西部，瑞士圣加仑市(St.Gallen)附近，与德国、奥地利接壤，是欧洲地热资源开发的重点区域之一。
据三维地震勘探资料显示，该地区Malm组灰岩地层埋深约4000m，厚度约800m，推测温度为150~170℃。受圣加伦断层影响，推测可能存在构造裂隙含水层。在目标区施工了1口GT-1钻井，垂深4252m（井深4450m），井底温度150℃。其中，0—3809m（垂深，下同）为新生界沉积地层，岩性以碎屑沉积岩为主；3809~4207m为侏罗系Malm组地层，岩性以灰色一深灰色微晶灰岩、泥晶灰岩、层状灰岩、海绿石泥灰岩为主；4207—4252m为侏罗系Dogger组，岩性为浅灰色砂岩、灰色泥岩夹少量泥灰岩(Naefeta1．，2014)。
通过小规模水力压裂、酸洗等工艺，对储层裂隙进一步清洗，获得连续水流流量约21.6m3/h，峰值达43.2m3/h，但远小于180m3/h的预期值(Brunnereta1．，2014)，最终因热水产量不足、地震诱发风险增加以及出现异常气流等原因而中止。
3.国内进展
我国碳酸盐岩型热储层分布总面积约占陆地面积的1/3，平面上分布广，垂向上厚度大，热流值高，是我国水热型地热资源的主要分布区和开发利用的主场区（王贵玲等，2020；马峰等，2022），在天津、河北等地均实现了水热型地热资源的规模化、商业化利用，雄县利用地热集中供暖建成了国内首座“无烟城”。然而，水热型地热资源受构造环境控制明显，分布不均且范围有限，主要分布在导水断裂带附近和厚大碳酸盐岩储层顶部岩溶裂隙发育段，其开发利用潜力有限。如何利用工程技术手段，提高深部碳酸盐岩热储的渗透性，建立增强型地热系统，开发资源储量更大、温度更高的深层干热岩地热资源，是扩展地热资源找矿第二空间、提高地热资源整体利用价值的关键。
酸化压裂是碳酸盐岩型油气层稳产、增产的重要技术，已经开展了大量的研究与生产实践（杨菁等，2022），取得了显著的增产效果，是油气开发领域一种常规的储层改造手段，已逐渐被引入地热资源开发领域（柯柏林等，2007）。20世纪初，酸化压裂技术首次应用到天津地热开发中，随后在山东、北京、浙江、山西等地逐渐推广并获得成功（马忠平等，2007；王连成等，2010；吕殿臣，2013；徐云鹏，2015；姬永红，2017；杨淼等，2018；李文等，2019；刘庆等，2020；朱咸涛，2021）。
上述酸化增产改造试验主要针对水热型地热井，通过治理地热井近井带储层内泥浆污染以提高原有裂隙的连通性，增加导流能力。但酸化实验规模较小，酸液纵向扩展深度浅，热储层温度低，不属于严格意义上的EGS，可为深部碳酸盐岩热储层改造提供借鉴。近年来，天津、河北、江苏等地先后施工多口深度达4000m左右的地热井，探获厚大、低渗透性碳酸盐岩热储层，为我国碳酸盐岩型EGS的建立提供了可能。在国家重点研发计划及省级财政资金支持下，相关单位积极开展了理论研究和场地试验，积累了宝贵的经验。
3.1国家重点研发计划
国家重点研发计划项目“雄安新区深层地热资源探测评价技术示范”（2018-2021年）和“深部碳酸盐岩热储层强化增产与利用综合评价技术”（2019-2022年）以京津冀地区广泛分布的深部碳酸盐岩热储层为研究对象，聚焦热储形成与演化规律，综合探测方法、经济高效钻完井工艺以及热储增产稳产关键技术，开展联合攻关，为深层碳酸盐岩热储层的规模化开发提供理论支撑和技术保障。
3.2河北献县
为探索适合河北献县深部岩溶热储勘查开发的关键技术，促进地热清洁供暖产业发展，在献县隆起区施工了GRY1井，孔深4025.82m，井口水温103℃，钻遇地层为0—1326.60m新生界沉积地层、1326.60～3023.07m蓟县系雾迷山组、3023.07~3767.46m蓟县系杨庄组、3767.46~4025.82m蓟县系高于庄组，其中蓟县系为一套以白云岩为主的地层。2017年，在小型压裂试验、物性测试分析、压裂数值模拟的基础上，针对3700~4000m白云岩段开展主压裂试验，共注入压裂液283m3，模拟计算裂缝长度64.3m、高度131.3m。压裂前后单位涌水量由0.835911(s·m)升至1.7108U(s·m)，压裂改造效果较为明显（秦祥熙，2021）。
利用井场相邻的1口地热井开展了地热发电与供暖两级梯级利用实验，发电装机容量为280kW/h，发电后的尾水为附近居民供暖（秦祥熙等，2019；秦祥熙，2021）。该项目处于试验性运行阶段，旨在获取系统运行参数，为规模化开发提供依据。
3.3河北雄安
雄安新区是我国中东部地热资源条件最好的地区之一，目前开发利用的层位为雾迷山组白云岩顶部约200m的强岩溶发育带。多个地热井揭露热储厚度>2000m，其中荣成地热田D22井深3517m，揭露碳酸盐岩地层厚度达2537m，为雄安新区揭露碳酸盐岩地层最厚的地热井。马峰等(2022)针对D22井3024～3174m低渗透性碳酸盐岩热储层开展了水力喷射酸化压裂改造试验，结果显示，涌水量由改造前的4.72m3/h增至改造后的44.10m3/h，提高了8.3倍；储层渗透系数由4.4×10-3m/d升至146.3×l0-3m/d。试验证明可通过热储改造提高深部巨厚碳酸盐岩热储的开发潜能。
此外，2021年江苏兴化成功探获干热岩资源，目前正在开展开发利用井组建设和压裂改造试验，攻关人工造储、井组连通等方面的关键技术。
4.存在的问题
经过近50年的发展，增强型地热系统技术取得了长足的进步，美国、日本、法国、德国、澳大利亚和中国等先后完成了试验性发电，个别项目实现了商业化运营。但目前仍处于起步阶段，尚面临下列诸多问题。
4.1人工储层建造难度大
人工储层建造是EGS成功的关键。相对于传统油气行业，EGS储层的建造需在储层内建构一定规模的具有复杂裂隙网络系统的人工热储，既要保证一定的连通性，产生满足工业生产需求的循环流量，又要避免因裂隙短路而造成过早热突破。欧洲碳酸盐岩EGS是在充分利用储层内已有断裂及岩溶裂隙基础上建立的，储层建造难度相对较低，初步实现了商业化应用，但该技术难以推广应用于天然裂隙不发育的厚大热储层中。我国在河北、江苏等地低渗透性碳酸盐岩中开展储层改造试验，获得了预期效果，但仍待实际应用验证。
4.2储层改造监测评价技术不成熟
微地震监测技术被认为是评价储层建造效果最有效的方法，原理是利用储层破裂时产生的微震来评估刺激改造位置及体积。由于压裂引起的微震震级小、能量弱，信号识别与定位难度大，评价储层渗透性和改造范围的可靠性有待进一步提高。实践发现，微震活动不能准确反映渗透性改变情况，微震云的范围也远超有效改造范围(Riffaultetal.,2018).
4.3资本投入高、风险大
EGS的建立需要至少2—3口钻井，以建立循环换热过程实现热电转换。该类钻井面临钻探深度大、高温、高压以及岩石硬度大等严苛环境，成井后还需满足后期压裂改造和开发利用需求，钻井成本高。建造一定规模的人工热储层也是开发利用的必需环节，储层建造的工艺复杂、不确定性强且耗费巨大，导致EGS总投资高，而深部地质条件的复杂性增加了投资的风险，制约了勘查资金尤其是勘查初期资本的投入。
4.4存在一定的诱发地震风险
EGS储层刺激改造作业引起的微地震事件深度大且能量较小，一般为无感事件，不会对地表环境造成影响(Moskaeta1．，2021)。事实上，适度的微地震活动有利于地热储层的建造，并且有助于对储层改造效果的准确评价。但由于地质条件的复杂性和不确定性，短时间内大量高压流体的注入会对原位应力场产生一定的扰动，引起物理环境的变化，存在诱发地震的风险(Kimeta1．，2018)。虽然通过加强深部地质条件监测评价，制定诱发地震“红绿灯系统”可以降低诱发地震风险(Schultzeta1．，2020)，但仍不能完全避免类似事件的发生。
5.结论及展望
(1)地热能是一种安全稳定、绿色高效的可再生能源，是低碳化能源结构的重要组成部分，其中深层干热岩地热能最具开发潜力。增强型地热系统是开发利用深层干热岩地热能的有效技术手段。相对于花岗岩类硬质岩石，碳酸盐岩热储层具有质脆、化学性质活泼、天然裂隙发育等优势，更易于建立增强型地热系统，应是今后重点发展的方向。
(2)利用增强型地热系统开发碳酸盐岩热储地热资源，对我国生态文明建设、能源安全的维护以及“双碳”战略目标的实现具有重大意义。我国碳酸盐岩型地热资源丰富、分布广泛，不仅是水热型地热资源开发利用的主场地，也是EGS应用的潜力区。近年来，我国碳酸盐岩型深部干热岩地热能勘查开发取得了重大进展，在资源调查评价、储层改造和发电试验等方面积累了大量经验，国家及省级开发利用示范工程建设稳步推进。今后应进一步加强基础理论研究、关键技术攻关和示范工程建设，为规模化推广EGS奠定基础。
(3)碳酸盐岩型增强型地热系统在全世界范围内尚处于发展的初期阶段，依然面临人工建立复杂裂缝网络系统难、储层精细刻画难度大、深部地热条件不确定性强、存在诱发地震风险等制约因素，仍需共同努力探索。

摘自《地质学刊》2023年第2期

来源：河北省自然资源厅（海洋局）官网

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