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。干热岩地热发电不仅可大幅降低温室效应和酸雨对环境污染的影响而且具有电价竞争力。在采用先进的钻井和人工热储水库技术条件下, 干热岩地热发电比传统火力、水力发电更具有电价竞争力, 届时干热岩地热资源将成为全球的主导能源之一。

世界上迄今利用的地热能为距地表10km以内的热能,已探明的地热资源约为12.6×1026J , 相当于全球煤的经济可采储量所含热量的7万多倍。干热岩(HDR)是由地球深处的辐射或固化岩浆的作用, 在地壳中蕴藏的一种不存在水或蒸汽的高温岩体, 地球上的干热岩资源占已探明地热资源的30%左右,其中距地表4km～6km岩体温度为200℃的热干岩具有较高的开采和利用价值。

干热岩作为一种可再生的清洁能源,可在地热发电中得到应用。干热岩地热发电不仅可大幅降低温室效应和酸雨对环境污染的影响而且具有电价竞争力。

随着日本地震引发福岛核电站事故，核电发展在全球降温，而采用化石能源也越来越受到碳减排的制约，发展清洁能源成为各国加快发展的关键，而我国随着国民经济高速发展，目前碳排放已居世界第一。继续增大碳排放量必然受到西方大国的反制。因此发展清洁能源是为我国经济高速发展提供能源保障的必然之选。目前虽然太阳能、风能、水能都是清洁能源，但水能经过几十年持续开发，继续发展潜力有限，而风、光能成本仍是制约其进一步发展的关键。在这种形势下，发展地热资源成为一种相对经济、可行的途径。地热能中干热岩是一种分布最为广泛、热储量最大的一类能源载体。

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。

从1985年开始,日本新能源与工业技术开发组织(N EDO)在Hijiori 实验站开始了对干热岩发电的钻探、水压人工裂石、裂隙构图、人工热储水库等关键技术的研究。1991 年, 该实验站通过一个注水井(SKG-2)和3 个生产井(HDR-1 、HDR-2 和HDR-3),将地下1 800 m 温度为250 ℃的热水和蒸汽抽出。其中, 渗漏的水大约占注入水的20%, 其余的经生产井回收, 热水和蒸汽输出的热能约8MW。

1992年, 该实验站又在2200m的深度人工致裂了一个温度为270℃的热储水库, 1994 年, 重新修整HDR-2井并命名为HDR-2a ,从1995 年到1996年,该实验站将HDR-1改为注水井,HDR-2和HDR-3作为2个生产井进行短期循环测试和评估研究。从2000年11月到2002年8月, Hijio ri 实验站进行约2年的循环测试, 并在当地建立了干热岩发电厂。

2021年6月28日，河北新闻网讯，河北省煤田地质局与唐山市人民政府联合主办项目研究成果发布会。会上，中国工程院院士武强发布，由河北省煤田地质局组织实施的唐山市马头营凸起区干热岩开发关键技术研究与示范项目，于日前实现了干热岩试验性发电。这是我国首次实现干热岩试验性发电。干热岩对于解决京津冀为代表的东部地区的清洁能源使用，以及在全国推广意义非常重大。

我国高温岩体干热岩地热资源储量丰富，地壳深层岩体温度高。我国东部地区地壳薄,有利于开发传导型地热, 东部沿海地区如广东、福建等省区位于太平洋板块边缘，是地热利用的有利地区。我国西藏南、滇西、川西属喜马拉雅地热带，有资料介绍钻井2000m 即可获得200℃的高温热水, 是地热最有利地区。松辽盆地与渤海湾盆地正里地慢软流圈上涌区,是地慢热能上涌外泄的主要地区, 平均地温梯度可达4℃/100m 左右。大庆油田龙深1 井，钻深6000m, 温度高达260℃,1979 年阳深1 井，深4651m 温度192℃，2006 年葡深1 井，深5500m，温度220℃，徐深22 井，深5320m，温度210℃。

2005 年美国能源部地热技术项目办公室发起了对“ 增强地热系统” 地热能的评估，由麻省理工学院提交的地热能的未来》认为“在五十年内，增强地热系统将能提供1108kW 或更多的成本上有竞争力的发电容量”。我国国土面积与美国相当，又是火山活动、地震活动多于美国的地域，美国提出的这一设想可供我们借鉴。

干热岩发电地面工程、机组与常规发电差别并不大，所不同的是地下工程投入较大。钻井与压裂改造、完井投资占总投资的1/2 左右。目前国际常用的技术是钻一口注入井，在其最大主地应力方向钻两口采水（汽）井，依靠水力压力沟通注水井与采水（汽）井，当然大面积开发也可以采用油田开发常用布井方案，提高地热利用率。

干热岩发电要求的工程技术包括超高温条件下钻井技术、压裂改造技术等。进一步提高采热能力，提高投入产出比可以采用水平井+多级压裂改造技术，使一口注入水平井与两口采出水平井取得数十口以上直井的采出效果，进一步提高干热岩发电的效益。

1. 钻井液技术

目前水基钻井液耐温极限为240℃，这需要采用抗高温处理剂，并配套采用抗高温增效处理剂，油基钻井液体系可以进一步提高钻井液的抗温能力，但对于干热岩来说，与油气井钻井不同，油基钻井液会对储层造成污染，从而增加发电期间水处理成本。

300℃以上温度国内外应用较成功的是采用泡沫钻井液体系，中国石油钻井工程技术研究院与长城钻探合作，曾在肯尼亚钻成过一口地热井，地层温度达到了350℃，证明在地层温度达到350℃情况下泡沫钻井流体可以适应高温要求。该井钻井过程中交替采用了泡沫循环与注水冷却措施，防止循环流体过热导致液体汽化。

2. 固井与完井技术

干热岩完井一般可以采用裸眼完井，但对于上部套管及管外水泥环来说，要经受高温水（汽）的考验。因此在套管设计时应考虑预应力固井，并考虑套管的强度在高温下衰退，一般水温达到200℃时，套管强度下降达到近20%，因此干热岩井，特别是采出井套管应考虑更大的安全系数。

固井的水泥浆体系需要考虑抗高温能力，目前的水泥浆体系抗高温极限在180℃左右，对于干热岩固井来说可能难以达到要求，但是可以通过固井前充分循环冷却的方式，使固井时循环温度达到满足固井的要求。

固井水泥石的抗温能力是保证水泥环长期有效封隔的关键。目前在稠油开发中已应用成功的加砂水泥可以大幅度提高水泥石的抗温能力。一般水泥中加砂量在30～40%，可以适应稠油热采井采用300℃过热蒸汽进行吞吐开采的要求。

3. 井眼轨道测量技术

井眼轨道测量对于干热岩钻井非常关键。而钻定向井与水平井来说更是关键。电子元件的耐温极限为175℃，这显然不适应干热岩钻井的需要。在泡沫钻井条件下，由于泡沫的隔热能力，采用单点测斜方式，可以满足测斜仪器下入与工作要求。但对于钻井液钻井可能就难以满足要求。提高仪器耐热的途径是仪器外加隔热套，目前有抗温达600℃的隔热良好的隔热套材料（航天九院）。

对于钻定向井与水平井来说，可能采用单点测斜是唯一可用的测斜方式，一方面是由于地层温度太高，另一方面还由于干热岩钻进深度一般较深。在这种情况下，需要发展与单点测斜相适应的井眼轨道控制技术。但干热岩钻水平井对于井眼轨道控制精度并没有油气开发那么高。这一方面是干热岩是块状岩体，另一方面压裂的缝容易在纵向上延伸，因此轨迹控制精度并不要求多高。

4. 破岩与提高钻速技术

干热岩上部地层钻井与常规油气钻井没有区别，所不同的是进入干热岩后，地层面临高温与岩石可钻性差问题。目前PDC 钻头以及涡轮钻具配金刚石钻头在该类地层提速并没有取得突破。目前牙轮钻头中金属密封钻头抗温性比普通钻头略高，可以适应该类地层钻进。定向钻进等需要采用井下动力钻具，国内耐高温螺杆钻具可以耐210℃高温，基本适应干热岩定向钻井的需求。更高温度下的钻进需要采用涡轮钻具，该类钻具可以没有橡胶密封件，因此理论上可以适应更高的地层温度。

5. 压裂改造技术

压裂液的抗温能力也影响干热岩的压裂改造，但可以在压裂前用清水套管内压裂的方

式冷却岩石，再进行正常的压裂即可以实现压裂。对于多级压裂来说，目前的封隔器也能适

应250℃温度条件下的要求，可满足干热岩的压裂施工。

干热岩地热发电与传统能源发电相比, 可大幅降低温室效应和酸雨对环境的影响;干热岩地热发电与核能、太阳能或其它可再生能源发电相比, 尽管目前技术尚未成熟, 但作为重要的潜在能源, 已具备了一定的商业价值。在采用先进的钻井和人工热储水库技术条件下, 干热岩地热发电比传统火力、水力发电更具有电价竞争力, 届时干热岩地热资源将成为全球的主导能源之一。