干热岩发电技术与产业发展建议
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口，单井价值工作量按 2000 万元考虑，价值工作量可达 4800 亿元。如果考虑其它地区如福 建、广东、滇西、藏南等地区，则价值工Baidu Nhomakorabea量更为可观，因此大力发展干热岩发电项目对于 工程技术服务业务持续稳定发展具有重大意义。
2.
实现集团公司建成综合性能源公司 集团公司目标是建成综合性能源公司，单一的油气生产并不能使集团公司达到综合性
8
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。
干热岩发电的工程技术
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。
干热岩发电简介
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。干热岩发 电工作原理如图所示。
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资源评价油气资源的发热量的 10000 倍以上。初步估算在哈（尔滨）一大（庆）一齐（齐哈 尔 ） 工 业 走 廊 带 ， 有 地 质 资 料 解 释 的 海 西 花 岗 岩 高 温 岩 体 的 6.010 km 的 范 围 内
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（4000m~6000m 井段） ，高温岩体的热量足以建成 20GW 以上发电能力的分布式电站和可供 7～10 倍于发电能力的供热能力。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， 。我国国土面积与美 增强地热系统将能提供 110 kW 或更多的成本上有竞争力的发电容量”
中国石油发展干热岩发电工程技术对策
1. 积极参加国家 863 等攻关项目 目前清华大学牵头申请国家 863 重点项目，集团公司应充分利用这一机会，积极参预， 明确集团公司在干热岩开发的主导地位， 避免竞争对手占有先机非常重要。 而且集团公司作 为国内钻井技术的领跑者，也有义务积极承担这一项目，为国家节能减排做出贡献，同时提 升集团公司的社会形象。 大庆油田已完钻了一批符合干热岩发电的探井，如松辽深层超过 4500m 以上深井，井 温都超过 200℃，配套钻成开采井，再进行压裂，即可建成示范工程，而且大庆油田开发本
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） 。
我国干热岩发电的潜力
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℃。 根据松辽盆地北部地震资料, 以基底花岗岩侵入体为目标，在大庆油区范围解释出 13 块花岗岩体，面积为 11385km ，花岗岩体的热量为 386510 J。是大庆油区全国第三轮油气
干热岩发电对集团公司影响
1. 带动钻井压裂工作量增长 干热岩发电最大的投入是钻井工程与压裂的投入，因此其实现的产值中大部分应该是 钻井与压裂成本， 因此在力发展干热岩发电将给集团公司工程技术服务业务带来可观的工作 量 ， 从 而 缓解 目 前 钻 机富 余 矛 盾 。如 果 按 哈 一大 一 齐 工 业走 廊 带 花 岗岩 高 温 岩 体的 6.010 km 中 10%地区考虑建设干热岩发电厂，钻井间距按 500m 考虑，则可钻深井 24000
干热岩发电技术与产业发展建议
查永进 葛云华 毕文欣 崔龙连 （中国石油集团钻井工程技术研究院）
前言
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。
能源公司要求，而且由于新发现油气资源难度越来越大，全球油气生产已达到最高峰，集团 公司持续稳定发展必须有新的产业增长点。 大力发展干热岩发电项目不仅可以解决集团公司 油气生产中对电力的大量需求， 从而降低集团公司吨油操作成本， 同时可以向国家电网供电， 树立集团公司绿色能源公司的新形象。 发展干热岩发电产业， 还可以为集团公司形成新的经 济增长点， 使集团公司能在更长的时期内保持持续稳定增长。 即使集团公司不大规模建立发 电厂，通过示范工程形成的技术，可以为电力企业建立该类电厂提供工程技术服务，也能保 持集团公司持续稳定发展。 3. 在碳排放越来越严格情况下提高集团公司效益 目前国际上碳排放税离我们越来越近， 欧盟计划对经过欧洲的航空企业征收碳排放税， 而国际气候变化谈判的结果也必然使中国在一定时候承担碳排放税的义务。 目前欧洲的碳排 放税在 10～30 欧元左右， 如果考虑这部分成本， 则油气与煤炭发电的成本必然会幅度增长， 干热岩由于没有碳排放，其经济效益会进一步体现。 虽然集团公司直接燃煤并不多，但集团公司在油气开采过程中，需要消耗大量的能源， 抽油机需要电力，钻井等各种设备运行都需要消耗能源，这些如果折算成碳排放，其总量将 是非常巨大。如果在完善的碳税环境下，集团公司的负担将会显著加大。 辽河是干热岩良好发育区，该地区具备干热岩利用的良好条件，如果利用干热岩产生 的蒸汽进行稠油热采，必然会提高稠油开发的经济效益。
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。
图1
干热岩发电系统工作原理图
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。 图 2 与图 3 是美国风华正茂地区不同地热条件下发电成本模型计算结果，从图中可以 看出，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。
口，单井价值工作量按 2000 万元考虑，价值工作量可达 4800 亿元。如果考虑其它地区如福 建、广东、滇西、藏南等地区，则价值工Baidu Nhomakorabea量更为可观，因此大力发展干热岩发电项目对于 工程技术服务业务持续稳定发展具有重大意义。
2.
实现集团公司建成综合性能源公司 集团公司目标是建成综合性能源公司，单一的油气生产并不能使集团公司达到综合性
8
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。
干热岩发电的工程技术
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。
干热岩发电简介
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。干热岩发 电工作原理如图所示。
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资源评价油气资源的发热量的 10000 倍以上。初步估算在哈（尔滨）一大（庆）一齐（齐哈 尔 ） 工 业 走 廊 带 ， 有 地 质 资 料 解 释 的 海 西 花 岗 岩 高 温 岩 体 的 6.010 km 的 范 围 内
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（4000m~6000m 井段） ，高温岩体的热量足以建成 20GW 以上发电能力的分布式电站和可供 7～10 倍于发电能力的供热能力。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， 。我国国土面积与美 增强地热系统将能提供 110 kW 或更多的成本上有竞争力的发电容量”
中国石油发展干热岩发电工程技术对策
1. 积极参加国家 863 等攻关项目 目前清华大学牵头申请国家 863 重点项目，集团公司应充分利用这一机会，积极参预， 明确集团公司在干热岩开发的主导地位， 避免竞争对手占有先机非常重要。 而且集团公司作 为国内钻井技术的领跑者，也有义务积极承担这一项目，为国家节能减排做出贡献，同时提 升集团公司的社会形象。 大庆油田已完钻了一批符合干热岩发电的探井，如松辽深层超过 4500m 以上深井，井 温都超过 200℃，配套钻成开采井，再进行压裂，即可建成示范工程，而且大庆油田开发本
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） 。
我国干热岩发电的潜力
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℃。 根据松辽盆地北部地震资料, 以基底花岗岩侵入体为目标，在大庆油区范围解释出 13 块花岗岩体，面积为 11385km ，花岗岩体的热量为 386510 J。是大庆油区全国第三轮油气
干热岩发电对集团公司影响
1. 带动钻井压裂工作量增长 干热岩发电最大的投入是钻井工程与压裂的投入，因此其实现的产值中大部分应该是 钻井与压裂成本， 因此在力发展干热岩发电将给集团公司工程技术服务业务带来可观的工作 量 ， 从 而 缓解 目 前 钻 机富 余 矛 盾 。如 果 按 哈 一大 一 齐 工 业走 廊 带 花 岗岩 高 温 岩 体的 6.010 km 中 10%地区考虑建设干热岩发电厂，钻井间距按 500m 考虑，则可钻深井 24000
干热岩发电技术与产业发展建议
查永进 葛云华 毕文欣 崔龙连 （中国石油集团钻井工程技术研究院）
前言
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。
能源公司要求，而且由于新发现油气资源难度越来越大，全球油气生产已达到最高峰，集团 公司持续稳定发展必须有新的产业增长点。 大力发展干热岩发电项目不仅可以解决集团公司 油气生产中对电力的大量需求， 从而降低集团公司吨油操作成本， 同时可以向国家电网供电， 树立集团公司绿色能源公司的新形象。 发展干热岩发电产业， 还可以为集团公司形成新的经 济增长点， 使集团公司能在更长的时期内保持持续稳定增长。 即使集团公司不大规模建立发 电厂，通过示范工程形成的技术，可以为电力企业建立该类电厂提供工程技术服务，也能保 持集团公司持续稳定发展。 3. 在碳排放越来越严格情况下提高集团公司效益 目前国际上碳排放税离我们越来越近， 欧盟计划对经过欧洲的航空企业征收碳排放税， 而国际气候变化谈判的结果也必然使中国在一定时候承担碳排放税的义务。 目前欧洲的碳排 放税在 10～30 欧元左右， 如果考虑这部分成本， 则油气与煤炭发电的成本必然会幅度增长， 干热岩由于没有碳排放，其经济效益会进一步体现。 虽然集团公司直接燃煤并不多，但集团公司在油气开采过程中，需要消耗大量的能源， 抽油机需要电力，钻井等各种设备运行都需要消耗能源，这些如果折算成碳排放，其总量将 是非常巨大。如果在完善的碳税环境下，集团公司的负担将会显著加大。 辽河是干热岩良好发育区，该地区具备干热岩利用的良好条件，如果利用干热岩产生 的蒸汽进行稠油热采，必然会提高稠油开发的经济效益。
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。
图1
干热岩发电系统工作原理图
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。 图 2 与图 3 是美国风华正茂地区不同地热条件下发电成本模型计算结果，从图中可以 看出，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。