孙焕泉院士等：中国中深层地热资源特征、勘查开发技术与典型应用案例
中深层地热资源勘探开发技术与典型应用
孙焕泉1,2，高楠安1,3,4，吴陈冰洁1,3,4，国殿斌1,3,4，方吉超1,5，赵磊1,3,4，刘健1,3,6，周总瑛1,3,4
1 深层地热富集机理与高效开发全国重点实验室
2中国石油化工集团有限公司
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3 中国石化集团新星石油有限责任公司
4 中国石化地热资源开发利用重点实验室
5 中国石化石油勘探开发研究院
6 中国石化绿源地热能开发有限公司
作者简介：孙焕泉，中国工程院院士，中国石油化工集团有限公司总工程师，主要从事油气及地热开发理论技术研究工作。
导读：
中深层地热资源通常指埋藏在200～3 000米深度范围内的地热资源，具有分布广泛、绿色低碳、适用性强、稳定性好等优势。研究表明，我国中深层地热资源具有巨大的开发潜力，可为国家的能源安全和绿色转型提供重要的资源支撑。
本文总结了我国中深层地热的地质特征与资源潜力，评述了我国中深层地热资源勘探评价技术和高效开发技术的进展。结果表明，我国已形成较为完善的中深层地热资源勘探开发技术体系，覆盖了从全面勘探到高效开发的各个环节，极大提升了资源勘探的精确度和开发效率。
在勘探领域，形成了具有特色的地热系统要素综合分析技术、地球物理综合探测技术，以及逐级聚焦的地热资源选区评价技术，用以评估地热资源潜力和开发条件，提高了资源勘探成功率。在开发领域，形成了地热田多场耦合模拟技术、因地制宜的地热钻完井技术、安全环保的地热水自然回灌技术和地热能取热不耗水技术，为地热资源的高效可持续开发提供坚实的技术支撑。
研究指出：在地热勘探评价技术中，地热系统要素综合分析技术揭示了地热资源富集规律和形成机制；地球物理综合探测技术重点刻画断裂构造样式和含水热储布展；地热资源选区评价技术逐级圈定有利开发目标区。这些技术在华北地区地热勘探中得到有效应用，部署的勘探井成功率超过80%。在地热高效开发技术方面，地热田多场耦合模拟技术指导优化开发参数，既满足生产需求又避免了热突破；地热钻完井技术因地制宜完善井身结构和工艺，保证地热井施工安全高效；地热水自然回灌技术和取热不耗水技术有效保护地下热储和维持水层压力，保障地热能的可持续开发。
在我国众多中深层地热资源规模开发实践中，渤海湾盆地的雄安地区和关中盆地的咸阳地区分别是碳酸盐岩热储和砂岩热储开发的典型代表。文中以雄安和咸阳为例，介绍了中深层地热资源勘探开发的成功案例。针对两地不同的地热地质条件，运用地质建模和数值模拟技术，提出了井网布局和开发参数优化方法，确保地热项目的长期稳定运行，为类似地质条件地区的地热资源高效、环保和可持续开发提供了参考和借鉴。
基金项目：国家科技重大专项“重点地区深部热能探测评价(2024ZD1003600)”
说明：参考文献以原文为准，本推文未作详细标注。
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0 引言
1 我国中深层地热地质特征与资源状况
1.1 资源特征及分布规律
1.2 我国中深层地热资源潜力
2 中深层地热勘探开发技术
2.1 地热勘探评价技术
2.2 地热高效开发技术
3 不同类型地热田开发实践
3.1 雄安地热田——碳酸盐岩热储
3.2 咸阳地热田——砂岩热储
4 结论与认识
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0 引言
随着经济社会的发展，环境变化和能源需求逐渐成为全人类广泛关注的问题。当前，全球已有约160个国家或地区提出碳中和目标，加快绿色低碳转型、大力发展新能源已成为全球共识。据国际可再生能源署发布的《2023年CO2排放报告》显示，2023年我国CO2排放量达到126亿吨，较2022年增长了4.7%，在“双碳”目标实现过程中仍面临严峻挑战。地热能作为一种清洁、可再生的能源，其开发利用不仅能有效降低温室气体排放，减少对化石燃料的依赖，且在提高能源利用效率、优化能源结构、增强能源供应稳定性等方面发挥重要作用。目前，世界各国普遍将地热资源视为重要的接替资源，高度重视其开发利用前沿技术，将中深层地热作为未来产业发展方向。近年来，美国能源部启动了地热能前沿瞭望台计划(FORGE)和增强型地热系统(EGS)联合实验室(EGS Collab)项目，欧盟启动了欧洲地热技术与创新平台计划(ETIP-Geothermal)，我国也出台了《关于促进地热能开发利用的若干意见》等一系列支持政策，纷纷谋划推动地热产业发展，努力抢占能源革命的战略先机，使地热能在有效保障国家资源安全中发挥至关重要的作用。
中深层地热资源通常指埋藏在200～3 000 m深度范围内的地热资源，具有分布广泛、绿色低碳、适用性强、稳定性好等优势。相较于浅层(埋深小于200 m)地热，其储量更大、单位面积可开发能量密度更高；相较于深层地热(埋深大于3 000 m)，其开采难度较低，经济性更高。中国作为世界第一大地热能直接利用国家，装机规模占全球57%，浅层和中深层地热能直接利用规模均居世界首位。截至2022年底，我国地热直接利用规模折合装机容量100 219.8 MW，其中中深层地热供暖利用规模折合装机容量50 030 MW，占比达到49.94%，是最主要的利用方式之一。
我国中深层地热资源以广泛分布的中低温水热型为主，主要分布于渤海湾盆地、关中盆地、松辽盆地、苏北盆地等大中型沉积盆地，以及部分山前断裂带部位，其分布区域与我国东部人口密集、能源需求旺盛的地区高度吻合，特别是能够满足北方地区冬季清洁取暖的重要民生需求，现已实现规模化的开发与利用。
1 我国中深层地热地质特征与资源状况
1.1 资源特征及分布规律
全球地热资源的分布主要受板块构造活动影响，呈现出明显的区带性。高温地热带通常位于板块边缘或构造活动强烈的区域，与全球地震和火山活跃带相吻合。中国在大地构造位置上处于古亚洲、特提斯和西太平洋三大构造域合围的地区，其中特提斯和西太平洋两大构造域从晚中生代一直活动至今，影响范围广，构造作用强。区别于美国西海岸、东南亚等处于板块边缘地带的地热资源区，我国除青藏高原和台湾地区外整体处于板块内部，新生代深部热背景整体呈现出“东高、中低、西南高、西北低”的四分格局。东部地区由于太平洋板块向西俯冲，导致岩石圈减薄，具有较高温和较高热流的特征，在松辽盆地、渤海湾盆地、台湾和琼州海峡两侧形成了三大热异常区，具备中高温地热资源的潜力；中部地区主要由古老的克拉通或前新生代的造山带构成，相对于东部和西南部表现为低温和低热流特征，在局部火山裂谷区(如大同、二连火山盆地，汾渭、银川地堑等)由于壳内附加热源的存在，具备一定的中高温地热资源的潜力；西南地区的青藏高原经历印度-欧亚板块的多期俯冲碰撞，壳内普遍发育熔融体，可形成附加热源，从而形成高温和高热流背景，是我国最具高温地热资源潜力的地区；西北部地区与中部地区类似，以低温和低热流为主，但局部可见因特殊地质构造而形成高温热异常。
根据地热资源发育的地质构造环境不同，可将中深层地热资源进一步划分为隆起山地型和沉积盆地型。隆起山地型地热资源主要发育在山区褶皱或山间盆地中，充足的水源补给和断裂发育是其地热富集的主要地质要素。地热水因为密度较低而通过断裂或裂缝系统上升至地表或接近地表的区域，冷却后密度增加下沉，形成热对流循环，富集于带状裂隙型热储中。我国隆起山地型高温地热资源主要分布于西南部的西藏南部—滇西—川西地区及东南部台湾中央山脉两侧，为晚中生代以来的板块交界部位，地震、构造及岩浆活动强烈，区域平均大地热流值为80～150 mW/m2，远高于我国陆域平均大地热流值，个别地区可高达304 mW/m2。沉积盆地型地热资源主要发育于沉积盆地中，是目前我国主要开发利用的地热资源类型，一定埋深的大规模优质储层是地热富集的主要地质要素。通常以山区裸露的岩层接受大气降水为主要补给水源，经由断裂、裂隙和地层不整合界面等通道运移至盆内热储层中，受周围岩层通过热传导的形式加热升温，后富集形成地热资源。我国大部分沉积盆地平均地温梯度在1.5～4.0 ℃/100 m，平均值约为3.2 ℃/100 m。中东部大多沉积盆地如渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地及周缘、松辽盆地的大地热流平均值在55～80 mW/m2，西北部分沉积盆地如塔里木盆地、准噶尔盆地，平均值为30～50 mW/m2。
2023年国务院印发《空气质量持续改善行动计划》，将京津冀及周边地区以及汾渭平原划分重点区域，建议优化能源结构，加速能源清洁低碳高效发展。京津冀及周边地区以及汾渭平原整体为中高热流背景(图1)，大部分区域热流值超过60 mW/m2，中深层地热资源条件良好，地热供暖可继续规模化替代燃煤供暖。
图1 京津冀及汾渭平原城市所在区域大地热流平面分布图
1.2 我国中深层地热资源潜力
我国地热资源总量约占全球的1/6，根据中国地质调查局全国地热调查成果显示，我国陆域中深层水热型地热资源量折合标准煤为12 500×108 t。隆起山地型地热资源4.88×1017 kJ，折合标准煤为167×108 t，发电潜力7 820 MW。其中西藏南部—川西—滇西一带的地热资源折合标准煤为108×108 t，发电潜力7 120 MW，占隆山型高温地热资源的84%。主要沉积盆地型地热资源约为3.11×1019 kJ，折合标准煤为10 600×108 t。其中，储存量较大的是以渤海湾盆地为代表的华北平原、河淮平原和四川盆地，其次为汾渭盆地、鄂尔多斯盆地和松辽盆地，这几个大型沉积盆地地热资源合计约为2.71×1019 kJ，折合标准煤为924×108 t，占沉积盆地型地热资源的87%。
此外，部分地区地热资源中还伴生有具开发价值的锂、氦、铀、硼等稀有伴生矿产。中国地质科学院水文地质环境地质研究所基于对30个省市主要热储中地热水锂含量的统计，推测我国地热水锂金属年排放量为3 233 t，折算碳酸锂1.7×104 t，约占2023年我国碳酸锂进口量14.91×104 t的11.4%。目前，中国石化江汉油田在卤水提锂领域取得了显著进展，其30 t/年卤水提锂中试装置已经成功产出纯度高达99.5%的电池级碳酸锂。地热伴生氦气方面，我国水溶性氦气资源的分布主要集中在关中盆地、柴达木盆地等区域。中国石化对关中盆地水溶氦气资源进行评价，预测全盆水溶氦气资源量为(984.2～1 141.3)×108 m3，但整体而言其富集机理与资源情况仍需进一步探明。
2 中深层地热勘探开发技术
“十三五”以来，我国因地制宜规划中深层水热型地热资源勘探开发利用，初步实现了规模化利用，取得了丰硕的发展成果。随着地热产业升级，中深层地热资源勘探开发技术日益完善，目前已形成了针对沉积盆地型地热资源的勘探评价和高效开发技术体系。其中，地热勘探评价技术涵盖了地热系统要素综合分析、地球物理综合探测和地热资源选区评价等方面，这些技术的综合应用为地热资源的精细评估和后期有效开发提供了科学依据。地热高效开发技术则包括地热田多场耦合模拟技术、地热能开发钻完井技术、地热水自然回灌技术和地热能取热不耗水技术等，旨在实现地热资源的最大化可持续利用和环境保护的双重目标。
2.1 地热勘探评价技术
(1)地热系统要素综合分析技术：与常规油气的圈闭成藏机制不同，地热资源广泛分布，局部相对富集，整体依赖于热源、热储和盖层的有效配置。通过对地热系统成因四要素(源、储、通、盖)的分析研究，揭示地热系统形成机制和资源富集规律，是地热勘探的基础。其中，热源是地热系统分析的核心，通常与地球内部放射性衰变产生的热能、地幔对流等有关，提供了地热系统所需的初始能量；热储为地热流体提供存储空间，如岩石孔隙、岩层裂隙等，是地热能开发利用的主要目标；运移通道是地热系统的必要条件，如断裂带、裂隙系统等，可提升地热系统热量传递的能力；盖层为覆盖在储层上方的岩层，能够阻止热量向外散失，保持地热储层的温度，通常具有较低的导热率。一个完整的地热系统以热源为基础，还需有具备良好储集能力的优质热储，充足的水源和较好的地热水运移通道，以及一定厚度的盖层。对于地热系统的研究通常还包含热的生成-运移聚集-保持所需要的地质作用。以渤海湾盆地为例，开发的两套热储主要为新近系馆陶组(Ng)砂岩热储与中新元古界—下古生界(Pt2-3+Pz1)碳酸盐岩热储，分别构成了两套叠置的地热系统(图2)。两套地热系统有着共同的热源、水源以及统一的区域热盖层。热量来源为伸展背景下壳幔热流的传导热，热流值35～106 mW/m2，具有凸起带高凹陷带低的分布特征。地热水来源于周缘山区的大气降水。Ng地热系统的热储产状平缓，砂体连通性好，储集物性优良。Pt2-3+Pz1地热系统的热储构造变形复杂、分割性强，储集物性好。热储上覆松散的第四纪黏土层构成了统一而稳定的区域热盖层。
图2 渤海湾盆地两类地热系统垂向分布示意图
(2)地球物理综合探测技术：地热勘探中重磁电等非震物探方法应用较为普遍，通过测量和分析地球的物理场(如重力、磁场、电场等)来推断地下的地质结构、热储条件、流体分布等信息。目前，中国石化实施的地热地球物理勘探通常以电磁类方法为主，微动方法为辅，多种非震方法相结合，圈定目标区。以山东齐河荣盛温泉小镇为例，针对该区断裂较为发育、地层横向变化大、地质条件复杂的难点问题，综合考虑地层电性和地层速度差异特征，先利用电磁方法查明研究区断裂构造位置和热储埋深，初步明确富水有利区域；再通过微动方法验证断裂和地层的展布特征，缩小目标靶区，为地热井布设提供指导依据。通常认为解释得到的断裂附近或者断裂交汇部，岩溶作用发育，热储含水性好。经实际钻探验证，开采的奥陶系灰岩热储井口水温50 ℃，水量 230 m3/h，表明所选用的非震方法具有较好的应用效果。
(3)地热资源选区评价技术：该技术涉及对地热资源的赋存特征、开发潜力、环境影响、技术可行性、经济效益等多维度因素的系统评估。基于区域地质调查、地球物理勘探、地球化学分析、地热井钻探等获取的资料，针对评价区的资源规模、热储条件、资源开采条件等综合评价，形成“盆地-地热系统-地热带-地热田-地热藏-优质储层段”一整套逐级聚焦的优选方法。以渤海湾盆地为例，考虑单位进尺取热效率，优先聚焦盆内凸起区碳酸盐岩地热资源，以及凹陷区砂岩地热资源，从埋藏深度、断裂条件、储层展布、富水性、非均质性等方面评价地热田，优选出雄县、献县、霸州等有利勘探靶区，进一步结合局部热传导聚集的差异性，明确地热藏和优质储层段。地热勘探评价技术系列的应用，有效指导了渤海湾盆地内的地热勘探工作，部署的勘探井成功率超过80%。
2.2 地热高效开发技术
(1)地热田多场耦合模拟技术：地热开发具有周期性(供暖季、非供暖季)、大流量(单井注采量通常大于2 000 m3/d)、以灌定采的特点，特别是地热资源开发过程中存在持续的流体和热量补给，与油气资源开发差异巨大。要保证开采量与补给量的精准匹配、动态平衡，实现可持续的稳定高效开发，需要考虑地热田边界、水的渗流规律及水-岩、岩-岩等多种传热过程之间的关系。同时，热储开采过程中流体工质会与周围岩石产生化学反应，引起岩石中矿物的溶解或沉积，使热储层孔隙结构及物性产生动态变化，对地下流体流动与热量传输过程造成影响。因此将地球化学反应与流体和热量传输进行耦合模拟是当前热储模型研究的热点问题之一。基于热储传热机理研究，充分考虑温度场多种热量边界、渗流场不同补径排条件等相互作用过程，建立起温度场与渗流场、应力场、化学场等多场耦合的传热描述方法，并在三维地质建模和传热-流动-化学耦合数学模拟基础上，通过改变开采时间、开采与回灌流量、井网、井距、回灌温度和回灌率等关键参数，进行地热开发过程中温度、压力、生产情况的动态预测，分析其对地热田开发效果的影响，指导优化合理的开发技术参数，保障在满足生产需要的同时预测周期(50年)内不会发生热突破的现象。
(2)地热能开发钻完井技术：合理的井身结构、钻井工艺、完井方式以及优质的钻井液性能，可以有效保证地热井安全高效施工，减少井下复杂事故，避免热储层污染，提高单井产能。对于碳酸盐岩热储，针对其非均质性强、风化壳卡层难度大、二开钻进井段失返性漏失风险大等问题，对其井身结构进行了优化：主要采用三开制逐级井身结构，部分地质复杂地区采用四开制逐级悬挂井身结构，一开φ444.5 mm×339.7 mm，满足下泵采水回灌和保护地表水要求；二开φ311.15 mm×244.5 mm，进入风化壳封固热储层之上不稳定砂泥岩地层；三开φ215.9 mm×177.8 mm打孔筛管(或裸眼完井)，单独一个开次，有效保护热储层。对于砂岩热储，综合考虑钻井需要和采水泵下入要求，采用二开制逐级悬挂井身结构(φ444.5 mm×339.7 mm+φ241.3 mm×177.8 mm)；在渤海湾盆地针对馆陶组地层较为疏松、可钻性好的特点，采用高效PDC钻头钻进，实现快速钻井；在关中盆地针对蓝田—灞河组与高陵群地层二开钻井段长、钻井施工周期长、岩屑返出困难等问题，进一步提高钻井液粘度，保证钻井液的携砂效果，及时清除泥浆中的有害固相，降低含砂量，预防粘卡、沉砂卡钻等井下复杂情况。井网设计多以丛式井为主，分为直井和定向井，直井生产段采用绕丝筛管，定向井生产段采用桥式筛管，非目的层井段采用固井方式止水。
(3)地热水自然回灌技术：主要针对砂岩热储，由于砂岩热储渗透性不均、孔隙结构复杂、胶结物和充填物的存在，同时地层压力、温度化学变化、环境因素及工艺流程等因素的影响，导致回灌水无法均匀回灌，或引起地层结垢、堵塞。为提高回灌效率，一是需深入研究热储特性，一般而言，有利于回灌的热储层应发育稳定，无阻水断裂错层，平均砂岩厚度大于150 m，平均孔隙度大于20%，平均渗透率大于200 mD，平均泥质含量小于20%，孔隙直径大于5 μm。二是通过建模和数值模拟方法，分析回灌条件下地温变化情况，利用钻井和测井等资料，获取热储参数，模拟分析在不同采水量、不同回灌温度、不同回灌量、不同储层厚度条件下开发技术方案，确定合理的地热井采灌间距。模拟结果表明，在保持可持续开发的前提下，井距在400～500 m可满足生产要求。三是通过对地热原水、尾水化学成分分析，现场回扬水中沉淀物、现场垢物进行室内化验、室内驱替实验、静态配伍试验和水文地球化学软件模拟，系统分析影响地热尾水回灌过程中的堵塞机理，针对不同堵塞特征制定相应的防堵解堵措施。四是在防堵解堵措施研究基础之上，从成井结构成井工艺、管路密封防堵技术、水处理系统、回灌与换热系统平衡技术等5部分进行系统分析与优化设计，建设与之相适应的地热回灌系统及地面工艺设备。从而实现地热水从地下到地面、再到地下的全流程自然回灌。砂岩热储随着回灌时间的延长存在回灌能力衰减的现象，常规回扬解堵、出砂产能预测控砂、虹吸冲砂、出砂井井筒防砂、化学物理防腐防垢等手段可极大恢复砂岩的回灌能力(图3)。在河南兰考、山东河口等砂岩热储开发区，针对部分地热井回灌能力下降的情况，采取回扬、冲砂、化学解堵等措施，使得回灌井的回灌量得到大幅提升。
图3 2022—2023供暖季河南兰考砂岩地热回灌井解堵措施实施前后水量(左图)、压力(右图)变化柱状图
(4)地热能取热不耗水技术：包括对井循环取热技术、单井闭式循环取热技术、重力热管循环取热技术、单井开式循环取热技术、U型井闭式循环取热技术和多分支径向井循环取热技术等。目前中深层水热型地热供暖最成熟的技术方法为对井循环取热技术，热源侧地热水和用户侧循环水为两套独立循环系统，通过间接换热提取地热水中的热量，热交换后的地热水完全同层回灌，保障地热田可持续开发。相较于单井闭式循环取热技术，对井循环取热技术热能提取效率较高，以典型的对井循环地热项目为例，地热开采井水量80 m3/h、水温65 ℃，利用至15 ℃回灌，按典型供热运行参数及设备性能，单井供热能力可达5 236 kW；在相同地温条件下，单井闭式循环供热能力大约290～320 kW，对井循环供热能力是单井换热的16.3～18.0倍。
3 不同类型地热田开发实践
截至2021年底，中国中深层地热供暖能力约5×108 m2，占全国城市集中供热比重已升至5%，年利用量320 297TJ。华北地区的河北、河南、山东、陕西、天津5省市，依托渤海湾盆地、南华北盆地、汾渭地堑系等沉积盆地区的丰富地热资源，在北方地区冬季清洁取暖的需求下，逐渐发展成为水热型地热供暖的主要区域。中国石化通过理论技术创新和规模推广应用，发展成为中国最大的中深层地热利用企业，2024年底，地热清洁能源供暖能力累计达1.2×108 m2，在河北、河南、天津、陕西、山西、山东、湖北等地多个省市为居民提供清洁能源集中供暖，打造了10座地热供暖“无烟城”。其中位于渤海湾盆地的河北雄县、关中盆地的陕西咸阳分别为碳酸盐岩和砂岩热储开发的典型代表。
3.1 雄安地热田——碳酸盐岩热储
中国石化在河北省雄县推进整县地热开发和完全回灌，基本覆盖城区，打造了中国首座地热供暖“无烟城”，为全国地热产业化、可持续开发提供了有益经验。2017年，雄安新区(涵盖雄县、容城、安新三县)成立，地热利用被纳入新区绿色能源体系建设整体规划。区域主要勘探开发蓟县系碳酸盐岩热储，采取“取热不耗水”的方式开发利用地热资源，形成了规模地热供暖的“雄县模式”，被国际可再生能源机构(IRENA)列入全球推广项目名录。“雄县模式”充分发挥技术可复制、经验可推广的示范作用，带动其它北方强制供暖区地热开发，使地热能成为北方地区清洁供暖的重要绿色替代能源。中国石化在雄安新区目前已累计建成地热清洁供暖能力超2 000×104 m2，服务近10万户居民，累计替代标准煤约60万t，减少二氧化碳排放约150万t。随着实时地热生产数据接入信息化平台，已初步建立起了智能运维调节系统，可实现快速开发决策，有效降低能耗，提高地热资源开发水平。
3.1.1 地热系统成因模式
雄安新区在构造上位于渤海湾盆地冀中坳陷中部，经历了从古生代的克拉通稳定到中生代的拉张和挤压反转，新生代走滑拉张，形成了现今“三凸起、四凹陷和两斜坡”的构造单元，包括牛驼镇凸起南部、容城凸起、高阳低凸起北部；保定凹陷、霸县凹陷、饶阳凹陷、徐水凹陷东部；牛北斜坡南部、蠡县斜坡北部。研究区内断裂十分发育，主要为NE向的容城断裂、牛东断裂和高阳断裂，以及NWW向的容南断裂和牛南断裂。地热系统的形成演化与渤海湾盆地一致，主要经历了中元古代—早古生代地台型沉积与层间岩溶、晚古生代直接盖层沉积、中生代挤压隆升与潜山型岩溶、新生代的区域盖层沉积与岩溶热储改造定型四个阶段。雄安新区整体为新生代裂谷盆地的高大地热流值背景，主要接受来自西部太行山和北部燕山的大气降水，沿着地层不整合面和断裂运移通道，经盆地边界断裂进入冀中坳陷碳酸盐岩地层，增温后逐步在凸起带的岩溶储集层中富集、承压而形成的中低温传导型地热系统。
热源：通过对深反射地震和大地电磁数据综合分析，雄安新区整体以热传导传递热量，表现为70%的地幔热流和30%地壳放射性元素衰变生热热流。大地热流在向地表浅层传导过程中会发生“热流折射”与“热流再分配”现象，因此在凸起区表现为更高的热异常。牛驼镇凸起下方存在地幔热物质上涌造成莫霍面上隆，而形成局部热异常。区内的牛东断裂和容东断裂为优质的传导通道，将深部流体热物质和热流向上传导。
热储：蓟县系雾迷山组热储和高于庄组热储广泛发育，研究区雾迷山组埋深在牛驼镇凸起最浅，约600 m以内，在保定凹陷和霸县凹陷埋深最大，可达4 000 m以上。碳酸盐岩热储的成岩-孔隙演化史经历了同生期、成岩早—中期与成岩中—晚期3个阶段孔隙度从原始沉积初期的30%～50%减小至定型期的3%～8%。雾迷山组热储现今平均孔隙度为3.18%，平均渗透率为92.7 mD。
通道：雄安新区地热水的主要补给来源是大气降水，山区和山前平原的大气降水入渗后形成侧向径流，地热水在深层碳酸盐岩热储中的径流路径受到地质构造的控制，特别是受到断裂带的导水作用影响。在容城凸起和牛驼镇凸起等地区，地热水主要呈现垂直和水平的复合径流特征。雄安新区地热水的水化学类型主要为Cl-Na型和Cl·HCO3-Na型，反映了地热水与围岩的水-岩相互作用。地热水中的离子含量变化较大，这可能与水岩作用、沸腾、蒸发、冷水混合以及沉淀补给等一系列过程有关。雄安新区地热水的热储温度范围较宽，从57 ℃到98 ℃不等，而热循环的深度可达千米级别。
盖层：雄安地区第四系和新近系地层为下伏碳酸盐岩热储良好的盖层。通常认为基岩凸起带上盖层的热导率越小，其封盖性能越强，所需的有效厚度越小。在盖厚厚度大于有效厚度的前提下，基岩凸起幅度越大，浅层的地温异常越强，获得的热储层地热水的温度亦愈高。
3.1.2 高效开发
碳酸盐岩热储出水量大小主要受裂缝溶洞及断裂的发育程度影响，地热井钻孔附近裂缝、溶洞发育区域出水量较好，地层能量充足，静水位埋深浅，水量高、降深小；断裂不发育区域出水效果差，静水位埋深深，降深大。从历年投产井的生产数据看，雄县在近十年的开发过程中，地层压力保持在11 MPa以上。
雄县目前在运行的地热井平均井深1 600 m左右，平均井距约600 m。平均单井采灌量100 m3/h左右，出水温度介于65.0～75.0 ℃，总体保持在65 ℃以上。容城目前在运行的地热平均井深1 800 m左右，平均井距约770 m；地热井平均单井采灌量85 m3/h左右，出水温度主要在50～55 ℃。
结合雄县、容城热储开发状况分析，认为目前影响地热田可持续开发利用的因素主要是采灌井开采时间、采灌流量、井距、以及回灌温度。大量数值模拟结果显示，开采时间的延长会导致开采井温度下降，以雄安新区盛唐2井为例，在采灌均衡的前提下，随着开采时间增加，温度逐渐降低。不同采灌流量下，显示在开采初期水温差异不明显，当开采量/回灌量从100 m3/h增大到140 m3/h，开采井的水温降低速率增大；模拟至第100年，140 m3/h流量下的开采井水温比100 m3/h流量下开采井的水温低2～2.5 ℃；同样，以100年为开采周期，140 m3/h流量相较于100 m3/h流量，水位更低，水头提升幅度减小(图4)。对于不同井间距，模拟发现在井距400 m时，第10年开采井温度出现下降，第100年温度下降达到4～5 ℃；井距为500 m时，第100年温度下降不到1 ℃；井距为600 m时，温度基本保持不变(图5)。对于不同回灌温度，可以观察到由30 ℃降低到10 ℃时，50年大部分开采井的温度变化在1～2 ℃范围内，回灌温度的降低，对开采井温度的影响相对有限。因此，在一定开采时间和全回灌的条件下，减小开采流量，保持500～600 m的安全的井距，可以延缓热突破时间，延长地热田寿命。
图4 雄安新区盛唐2井不同流量下100年开采周期内温度(实线)和井底压力(虚线)演变
图5 雄安新区绿港地热井不同回灌水温度下开采井井底温度变化(实线)和不同井距对开采井温度的影响(虚线)
3.2 咸阳地热田——砂岩热储
咸阳地热田位于陕西关中地区中部，咸阳市地热资源丰富，是全国首座“中国地热城”，被国家发展改革委命名为“国家地热资源综合开发利用示范区”。目前已探明咸阳市城区及周围300 km2范围内，地热能储量为495×108 m3，推测远景区面积为3 000 km2，热能储量为3 450×108 m3。2006年，中国石化在咸阳开始商业化开发水热型地热供暖项目，累计建成地热清洁供暖能力超800×104 m2，累计替代标准煤约12万t，减少二氧化碳排放约30万t。主要开发利用新近系孔隙型砂岩热储，包括高陵群和永乐店群(张家坡组和蓝田灞河组)。目前，咸阳地区利用中深层地热能进行 ORC 发电及“热电氦”三联产先导性实验项目已顺利完成系统联动测试，并成功并网发电。该项目也是全国首个实现居民供热服务、中低温发电及水溶氦气提取一体化地热开发利用项目。
3.2.1 地热系统成因模式
咸阳地热田位于关中盆地腹地，关中盆地位于陕西省中部，西起宝鸡，东至潼关，绵延近350 km，形态狭长，面积约3.4×104 km2。构造位置上地处不同的构造单元的叠置部位，北接鄂尔多斯地块，南依秦岭造山带，东为山西隆起带，西与六盘山弧形断裂带南段相接。关中盆地属新生代伸展断陷盆地，主控断裂以近东西向、北东东向、北西西向为主，多被后期近北东、北西向断裂切割。关中盆地地热系统的形成包括新元古代—早古生代碳酸盐岩热储沉积、晚古生代—早中生代稳定沉积、中晚中生代—早新生代构造变形改造、新生代砂岩热储及盖层形成4个阶段。咸阳地热田整体为新生代陆内半地堑样式，有着较高的大地热流值背景，砂岩地热系统由来自南部秦岭和北部渭北隆起的大气降水沿着地层不整合面和断裂运移通道进行补给，通过热传导增温后在新近系砂岩储层中富集形成地热水。
热源：大陆裂谷型盆地深部地幔软流层物质上涌，地壳减薄过程，造成的岩石圈界面、莫霍面、居里等温面及壳内高导层上拱，形成局部高温热异常。关中盆地所处位置的莫霍界面呈明显的隆起形态，莫霍界面埋深不足40 km，西安附近埋深约为34 km，向南北两侧山区或隆起区莫霍界面埋深明显增大且表现为南陡北缓、南高北低的明显不对称性。相对高的地幔热流的热传导和深大断裂沟通的热对流共同作用构成了关中盆地中-低温地热田的热源机理。
热储：区域地层发育整体南深北浅，新近系砂岩热储顶板埋深900～1 700 m。同沉积断层渭河断裂控制地层发育厚度，自北向南地层加厚(图6)。东西向地层变化不大，沉积较稳定。咸阳地区砂地比“北高南低，上高下低”，物源方向主要来自北部。主要发育三角洲前缘-滨浅湖沉积，优势砂体为水下分流河道、河口坝，有效孔隙度和渗透率高，为地热流体提供了良好的贮存与运移空间。纵向上随着埋深的增加，压实作用增强，孔隙度逐渐减小，张家坡组孔隙度25%～40%，蓝田灞河组孔隙度15%～30%，高陵群孔隙度5%～20%；热储渗透率与孔隙度具有较好的相关性，渗透率随埋深的增加呈降低趋势，整体主要分布在50～2 000 mD。
图6 关中盆地地热水聚运模型(据文献[39]修改)
通道：关中盆地腹地内的新近系砂岩地热水的补给源主要为秦岭的大气降水，盆内地热水的以优势砂体和导水断裂为优势运移通道。咸阳地区大部分水化学类型为Cl-Na型，也有Cl·HCO3-Na型和Cl·HCO3·SO4-Na型。通过产液剖面结果推算水化学分层，主力产水层蓝田灞河组和高陵群发育两套相互独立的地热水运移系统，运移方向相同，深部高陵群地热水更成熟。以泾河断裂为界分为两个地热水循环系统(图6)，西侧以西安—咸阳为汇水区，东侧以华县—蒲城为汇水区。
盖层：关中盆地的第四系地层广泛分布，主要由风积、冲洪积、湖积等沉积类型构成。第四系和新近系上部地层结构密实、厚度巨大、封闭性好，为区域中深层地热资源起到了隔水隔热的封闭作用。
3.2.2 高效开发
咸阳地区地热井平均井深2 700 m左右，分为采灌段约为1 500～3 000 m和采灌段约为1 500～2 500 m的两类井。产水能力可超100 m3/h。
在开发咸阳地区的砂岩热储过程中，地热水回灌易衰减，主要为物理堵塞和化学堵塞，化学堵塞中，垢物损伤问题较为突出。垢物主要由石英碎屑和铁类垢物构成，实验研究显示，温度对垢物的形成有显著影响，尤其是在30 ℃至70 ℃的温度范围内，岩心的化学堵塞程度增加。这表明温度的升高会加剧岩心的化学堵塞，而悬浮物堵塞和化学堵塞之间存在协同效应，随着温度的升高，悬浮物堵塞的贡献比例增加，化学堵塞的贡献比例相对减少。
综合生产井和回灌井生产数据，结合渗透性、热传导率、比热容、流体黏度等关键参数的试验数据综合分析，在地质建模的基础上，整合温压模拟。按照每年四个月供暖的生产周期，模拟显示当采灌比为1：1、井间距超过500 m，同时确保回灌温度不低于25 ℃时，地热田能够实现理想的开采状态。咸阳地区连续3年采暖季的实际水温、水量曲线(图7)显示，采灌段约为1 500～2 500 m的井平均出口流量在54～67 m3/h之间，采灌段约为1 500～3 000 m的井平均出口流量在70～84 m3/h之间。从水温变化曲线来看，采灌段约为1 500～3 000 m地热井平均出水温度在82～85 ℃，采灌段约为1 500～2 500 m的井平均出水温度在67～73 ℃，温度变化无逐年递减的趋势，与流量呈正相关并与气温变化导致的取暖需求变化相一致，显示出较为稳定的温度特性。
图7 咸阳地区连续3个采暖季单井平均流量曲线(采灌段约为1 500～3 000 m/采灌段约为1 500～2 500 m)
4 结论与认识
(1)中国大陆地区新生代深部热背景整体受到构造活动的控制，呈现东高、中低、西南高、西北低的格局。中深层地热资源具有巨大的开发潜力，为国家的能源安全和绿色转型提供重要资源支撑。
(2)我国已形成了较为完善的中深层地热资源勘探开发技术体系，勘探领域形成了具有油田企业特点的地热系统要素的综合分析技术、地球物理综合探测技术，以及逐级聚焦的地热资源选区评价技术，评估地热资源的潜力和开发条件，提高资源勘探成功率。开发领域形成了地热田多场耦合模拟技术，因地制宜的地热钻完井技术，安全环保的地热水自然回灌技术和地热能取热不耗水技术，为地热资源的高效可持续开发提供了坚实的技术支撑。
(3)沉积盆地型中深层水热地热资源已形成规模化开发利用，针对碳酸盐岩热储和砂岩热储的开发利用存在一定差异性。以渤海湾盆地碳酸盐岩热储为例，因其岩溶作用和裂缝系统特点，通常具有较高的孔隙度和渗透率，开发时需特别注意其布井策略。以关中盆地砂岩热储为例，开发过程中更侧重于回灌策略，提高储层渗透性和维持地层压力，确保资源的高效利用。
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原文来源：《地学前缘》 2025年第2期 P230-241
