前言
地热资源以其清洁、运行稳定和空间分布广泛的特性，已成为世界各国重点研究和开发的新能源。地热资源按其产出条件可分为水热型和干热岩型[1]，目前世界各国主要开采和利用的是水热型地热资源，约占已探明地热资源的10%左右[2]，更多的地热能储存于干热岩(hot dry rock，HDR)地热资源中。干热岩是一种没有水(或含有少量水而不能流动)的高温岩体，很少存在孔隙或裂隙，渗透性能极差，其温度范围很广，介于150~650℃之间，主要是变质岩或结晶岩类岩体。增强型地热系统(enhanced geothermal system，EGS)指通过水力压裂等工程手段在地下深部低渗透性干热岩体中形成人工地热储层，并从其中长期经济地采出相当数量热能的人工地热系统[3]。保守估计地壳中干热岩(通常指3~10 km深处)所蕴含的能量相当于全球所有石油、天然气和煤炭所蕴藏能量的30倍[4]。中国地质调查局的最新评价数据显示，中国大陆3~10 km深处干热岩资源总量为2.5×1025 J(合856万亿t标准煤)，若能开采出2％，就相当于我国2010年全国一次性能耗总量(32.5亿t标准煤)的5 300倍[5]；中国科学院也对中国大陆3~10 km深处的干热岩资源进行了评价，得出的结论是2.09×1025 J，相当于715万亿t标准煤，若能采出2%，则相当于中国2010年能源消耗总量的4 400倍。相近的数字，印证了中国干热岩开发利用的光明前景。
增强型地热(EGS)研究在世界上已有40年的历史。美国最早于1973年开始资助Fenton Hill干热岩开发的EGS试验研究，随后日本、英国、法国、澳大利亚、德国等国家相继开展了干热岩开发的预研究和技术装备研制[4, 6]，并建立了一批EGS开发利用示范场地。但是，过去的研究成果不尽人意，至今并未使EGS实现商业化开发，其面临的最大挑战在于经济的人工热储建造。Tester等[3]在MIT干热岩开发报告中也指出，在未来的约20年里，EGS能够实现经济开发的关键在于能够获得经济有效的多重储层建造技术，以保证有足够体积的热储(>1 km3)满足长期地热开发。目前，EGS中常用的热储建造技术有水力压裂[7]、化学刺激[8]和热刺激[9]以及这几种技术的联合使用。值得注意的是，过去的热储建造经验表明，剪切刺激[10]是增强储层渗透率的主要过程，而并非常规水力压裂下拉伸裂隙的产生。剪切刺激(区别于沿用油气工业中的常规水力压裂技术)是以低于目标储层原位最小主应力的流体压力对储层进行刺激，能够限制单一拉伸裂隙的发展，而通过粗糙裂隙面的剪切扩容永久增大裂隙孔径，从而产生较大的热交换面积和较好的渗透率增强效果。
我国干热岩地热开发研究起步较晚，一些科研单位和高等院校在这方面做了理论探讨并开展了相关室内试验研究，并且取得了丰硕的成果，但是目前还未建成我国第一个EGS示范研究场地。值得庆幸的是，2012年国家高技术研究发展计划(“863”计划)启动了“干热岩热能开发与综合利用关键技术研究”项目。吉林大学作为项目的牵头单位承担了课题“干热岩靶区工程测试及人工压裂工艺技术研究”，课题旨在研究并解决干热岩开发的地下关键技术问题。此外，国土资源系统2014年在青海、西藏、四川、福建、广东、湖南、松辽盆地、海南等高热流区域进行了干热岩资源地质勘查，国土资源部门有望在近两年内确定1~2个EGS研究示范场地。
本文将回顾分析国际上典型EGS示范场地建设和研究过程，并总结热储建造所取得的经验和教训，希望能为我国EGS研究及未来示范场地的建设提供参考和借鉴。
1 国外EGS热储建造经验和教训自20世纪70年代以来，研究人员在几个规模较大的EGS示范研究场地，包括Fenton Hill (美国)、Rosemanowes(英国)、Soultz(法国)、Hijiori和Ogachi(日本)、Cooper Basin(澳大利亚)开展了研究，在人工热储建造和验证技术方面取得了很多重要的认识；这些EGS示范研究工程也为未来EGS研究和产业化提供了宝贵经验和借鉴。
1.1 美国Fenton HillFenton Hill是世界上第一个尝试在地下深部建立工业规模HDR热储的EGS工程，位于新墨西哥州中北部，其目的在于发展从高温结晶或变质岩体中经济开采热能的方法。该工程热储建造可分为两个阶段[3, 11-12]。第一阶段(19721980年)：热储深度约3 km，温度200℃。1974年钻注入井GT-2，深度2 932 m，井底温度180℃，并完成了水力压裂测试。1975年钻生产井EE-1，深度3 064 m，也完成了水力压裂测试，但是两井并未取得充分水力连通。1977年在GT-2约2 500 m处变道钻井GT-2A，仍未与井EE-1取得充分水力连通。最终在井GT-2A约2 530 m处变道钻井GT-2B与井EE-1在2 673 m处建立了良好水力连通[13]，井筒平均间距约100 m。在随后的3年内，对该阶段热储进行了多次循环试验，热提取率3~5 MWt，建立了世界上第一座60 kW的干热岩地热发电站[3, 12]。第二阶段(19792000年)：热储深度约4 km，温度300℃。1979年钻井EE-2和EE-3，深度均超过4 km，两井相距约380 m。19821984年，EE-2在多个深度完成了水力压裂测试，并监测了微震事件以确定激发区域(图 1)；但结果显示热储并未按预测的方向扩展，EE-2和EE-3并未建立充分的水力连通[14]，分析其原因在于未预测到储层深部应力状态发生改变。1985年在EE-3约2 830 m处变道钻井EE-3A，深度4 018 m，并与EE-2取得了可接受的水力连通；但是在后来的循环试验中由于井壁破坏、设备缺陷和资金不足等问题，影响了必要钻孔的完成和原有井筒的修理以与更大的裂隙区域建立水力连通。最终，该场地于2000年被完全废弃[3]。
尽管Fenton Hill不是商业规模的干热岩地热开发工程，但是发展了许多创新技术、设备以及测量工具，证实了人工建造热储所需地质工程和钻探技术的可行性。通过Fenton Hill工程取得了以下重要认识：
1)可在坚硬的磨蚀性岩石中完成深部(5 km)高温(300℃)钻探。
2)常规钻井方法可适用于岩石温度达200~300°C的高温环境，这样的温度足以进行商业发电。
3)低渗透结晶岩体能够被刺激产生水力连通的裂隙。
4)在坚硬的结晶岩体中能够控制定向钻进，产生或激活大规模裂隙网络，通过微震监测和定向钻孔对它们进行热截取是可能的。
5)水力增压法可以在足够大的岩石体积中(>1 km3)创建永久性开放的裂隙网络，以维持长期热能提取。
6)利用试验过程中收集的数据建立的流体及热传导模型，可用于预测EGS储体的热能产出。
7)化学示踪剂、主动和被动式声发射法和其他地球物理测井技术，可以用来绘制热储裂隙分布图。
8)可以在地下深部建立钻孔之间的连通，流体可在很长时期内以商业性温度进行循环。
9)在裂隙热储体积不继续增长的情况下进行循环试验，可以降低水损。
10)原位主应力方向可能随着深度发生变化，影响预测激发裂隙的扩展方向。因此，在储层刺激发展前不宜钻成多井，试图通过水力压裂取得井间连通。
1.2 英国RosemanowesRosemanowes场地位于英国康沃尔Rosemanowes采石场，主要目的在于发展相关设备和技术以便用于深部地热开采工程[3]。1980年钻生产井RH11和注入井RH12，深度约2 100 m，井底温度约80℃(图 2)。成井后首先对RH12进行了爆破刺激，然后进行水力压裂，注水速率约100 kg/s，井头压力14 MPa。由于花岗岩储层中主要存在垂直天然节理，因此，预测拉伸破裂会引起激发区域向上发展[10, 15]。然而，微震监测显示热储主要垂直向下扩展，表明裂隙的发展主要是由于剪切破坏并非预测的拉伸破裂[10]。近9个月的时间里，热储持续垂直向下扩展，水损达到70%，记录微震事件震源最深达4 500 m。由于不满足取得的刺激结果，1983年钻井RH15，深度2 600 m，井底温度100℃。井RH15期望钻入之前压裂产生热储(图 2)，成井后采用了与RH12相同的压裂方式[3, 16-17]。1985年开始循环试验，其中RH15作为生产井，流动速率20~25 kg/s，持续时间4 a。由于一直存在较高的水损和较大的流动阻抗，使用添加凝胶的砂支撑剂对RH15进行了再次压裂。压裂降低了水损和流动阻抗，但是恶化了流体短路效应，造成生产井井底降温过快。为了绕开流体短路问题，在靠近RH15井底处利用封隔器封闭了井筒上部。由于RH15井筒底部流速过低，对其再次进行了水力压裂，但是并未明显增加其流速。后来的分析表明，两次压裂产生的热储相互平行，没有建立良好的水力连通[3, 17]。
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| 图 2 Rosemanowes场地钻井分布及微震监测结果 Figure 2 Elevation view of wells at Rosemanowes site and microseismic monitoring results |
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通过Rosemanowes工程取得了以下重要认识：
1)人造热储的发展主要是由于已有节理发生剪切破坏，不同于石油和天然气储层中常规水力压裂导致产生的拉伸破裂。
2)激发天然裂隙提高储层渗透率，建造水力连通的干热岩体是可行的。
3)过高的注入压力将引起持续的裂隙生长，导致水损增加和(或)流体短路。
4)通常在缺乏精确的井下数据时，预测裂隙的发展方向非常困难；即使有近井测井数据，裂隙也可能不会沿着预测的方向发展。因此，应先发展热储，再指导定向钻井。
5)选择渗透率较低但是存在紧闭裂隙的区域进行水力压裂更容易获得成功。
6)人造裂隙(爆破刺激)只在井筒附近起到支配作用，但是天然裂隙系统(或节理分布)主要控制了压裂过程热储的生长和扩展。
7)多次高压激发已存在的裂隙可能导致注入井和生产井之间更直接的连通，引起流体短路效应。
8)井筒附近区域支撑剂的使用需要更高的注入压力和流动速率，这同样可能导致流体短路效应。
9)任何对储层加压的作业都是不可逆的，且不一定对热储开采有益，长期高压注水会引起岩石不可逆的破坏，导致流体短路和过多的水损进入更远区域。
1.3 法国SoultzSoultz工程是目前世界上最为成功的EGS示范项目，位于法国上莱茵峡谷内。场地油井测量结果显示，沉积盖层(~1 km)的地温梯度超过110℃/km，热流值大于140 mW/m2，目标储层为花岗岩[3, 12, 18]。19871988年钻井GPK1，深度2 002 m，井底温度140℃，在1 376 m处钻遇花岗岩。1988年3口已有的旧油井4550、4616和4601被分别加深至1 482 m、1 480 m和1 539 m，且都钻入花岗岩，并在井底安装检波器用于微震监测(图 3)[19]。1990年将旧油井EPS1加深至2 227 m，以监测储层天然裂隙网络。1991年对GPK1井1 402~2 002 m区间进行了水力压裂，微震监测显示激发区域体积约10 000 m3。1992年将GPK1加深至3 590 m，井底温度168℃。1993年对GPK1井2 850~3 590 m区间再次完成水力压裂，并于1994年对GPK1进行了回流测试。1995年钻井GPK2，深度3 876 m，井底温度168℃，井底与GPK1相距450 m；对GPK2井3 211~3 876 m区间进行水力压裂，最大压力10 MPa，流动速率约50 kg/s；期间，岩心样品、地球物理测线和微震事件分析表明，在2 000~3 000 m深度内岩体普遍发育天然节理和裂隙[3, 18-19]；同时，GPK1显示出明显的压力回应，说明GPK1和GPK2之间取得了良好水力连通。19951996年对GPK2(注入井)和GPK1(生产井)完成循环试验，流动速率约21 kg/s，产流温度136℃(注水温度40℃)，热提取率9 MWt。1996年为了增加生产能力，对GPK2进行了再次刺激，最大注水速率78 kg/s，总注水量58 000 m3。1997年完成了4个月的封闭循环试验，几乎没有水损，注入速率和生产速率稳定在约25 kg/s，热提取率10 MWt。1999年GPK2被加深至约5 000 m，井底温度202℃，测得背景注入能力0.2 kg/(s·MPa)；另外钻进声学监测井OPS4，深度1 500 m。2000年通过GPK2利用咸水进行了深部储层水力压裂，注水速率30~50 kg/s，最大井头压力14.5 MPa，总注水量23 400 m3；声发射定位显示激发区域沿NNW/SSE方向扩展，长约1 500 m，宽约500 m，高约1 500 m，没有监测到流体向上泄漏。2001年起，钻GPK3井至5 093 m，并进入2000年GPK2井刺激所产生的裂隙热储中，GPK2和GPK3井底相距约600 m；同时在GPK3井底部完成了水力压裂，以扩展存在的裂隙热储；利用GPK3(注入井)和GPK2(生产井)对储层测试表明两井水力连通较好，生产指数达3.5 kg/(s·MPa)[18-19]。2003年在与GPK2、GPK3同一井场开钻GPK4井，深度5 105 m，GPK3和GPK4井底相距约650 m[3, 20]。为了继续发展深部裂隙热储，在GPK4井底部完成了水力压裂；监测出存在一线性无震区域分离了GPK4和另外两口深井，即使再次刺激和酸化处理储层也未能使GPK4与先前产生的裂隙热储建立良好的水力连通；推测线性无震区域可能是传导裂隙带阻滞了水力刺激压力梯度的建立。2005年712月，由GPK2(生产井)、GPK3(注入井)和GPK4(生产井)组成的三井系统对深部裂隙热储(4 500~5 000 m)进行了5个月的循环试验，GPK2、GPK3和GPK4的流动速率分别为12.5、15.0和2.5 kg/s，GPK2和GPK4的产流温度分别为160℃和120℃，反映出裂隙热储流通路径的复杂和不均匀性[3, 18]；另外，即使大量外部流体注入以后，排出的流体中也一直含有天然热卤水，表明人造热储与天然热储建立了水力连通。2008年68月，再次进行了为期2个月的循环试验，其中GPK2生产、GPK3注入、GPK4关井，流动速率25 kg/s，产流温度155℃，注入井井口压力6~7 MPa，期间进行了地热发电[3, 20]。
通过Soultz工程取得了以下重要认识：
1)天然裂隙的打开和连通是增强型地热系统的主要机制，对于热储的发展并不需要过高的注入压力即可取得相当高的生产/注入能力。
2)井筒刺激开始阶段主要依赖于井筒周围存在的传导裂隙和应力梯度。
3)在结晶岩体中可以实现深井定向钻探，并完成测井工作。
4)近井处压力降低将严重导致整个系统压力降低，可以通过酸处理和添加支撑剂的方法解决近井处压力降低问题。
5)储层运行过程中增加注入压力可以增加流动速率，同样可能刺激裂隙生长，这一过程也可以通过生产井降压抽水实现。
6)在不同深度建立人造裂隙热储是可能的，且人造热储可能与天然热储建立水力连通。
7)地下深部存在的异常结构(断层、裂隙带等)会严重影响水力压裂结果，因此，有必要在热储激发前通过地球物理手段查清深部隐伏异常结构。
8)合理利用场地已存在的废弃井变道或加深，并作为监测井、注入井和生产井可以降低EGS建设成本。
1.4 日本HijioriHijiori场地是日本第一个EGS示范研究工程，位于日本Hijiori火山口的南部边缘，1 500 m深度温度可达225℃[3, 12]。地热系统由浅部热储和深部热储组成，存在4口井(SKG-2、HDR-1、HDR-2、HDR-3)(图 4)，钻井发现在1 800 m和2 200 m深度处天然裂隙非常发育[3, 22]。项目发展分为两个阶段：第一阶段(19851991年)。1988年开始水力压裂试验，2 000 m3水被注入SKG-2。随后完成30 d循环试验，SKG-2为注入井，HDR-1和HDR-2为生产井，总注水量44 500 m3，总回收量13 000 m3，水损超过70%，在整个循环试验期内热储持续扩展。但是，1991年进行为期90 d的循环试验，回收率增加到78%，热提取率约8.5 MWt。该阶段发展了各种EGS开发相关技术，并创建了浅部热储[22-23]。第二阶段开始于1992年，HDR-1被加深至2 205 m，并在井底部完成水力压裂，总注水量2 115 m3，随后HDR-2和HDR-3被加深至2 303 m。1995年对深部热储进行了25 d循环试验，总注水量51 500 m3，总回收量26 000 m3，回收率约50%[23-24]。后来从2000年开始进行了为期1 a的循环试验，SKG-2和HDR-1为注入井，注入速率15~20 kg/s，注入温度36℃。HDR-2生产速率5 kg/s，产流温度163℃，HDR-3生产速率4 kg/s，产流温度172℃，总热提取率约8 MWt，驱动一座130 kW的地热发电站[23-24]。后来由于循环试验水损较大，且HDR-2产流温度从163℃降低到约100℃，循环试验最终停止[3, 25]。
通过Hijiori工程取得了以下重要认识：
1)储层循环试验同样会导致热储的持续生长，长期低压的循环试验相比于短期高压的水力压裂更有利于增加井、储层之间的水力连通。
2)水力压裂下热储的发展主要来自于已存在天然裂隙的激活，这一过程受到原位应力场的控制。
3)如果天然裂隙已经与井连通，水力压裂可能会增加连通程度而导致流体短路，尤其是井孔间距较小的情况。
4)如果储层不同深度的应力方向发生改变，将难以预测裂隙的扩展方向。
5)不宜钻成多井企图通过储层激发使井间建立水力连通；最好钻成单井完成储层刺激，并通过各种监测手段(如微震监测)定位储层激发区域，再指导定向钻井进入储层激发区域以增加井间水力连通的可能性。
6)从深部循环试验获得的声发射位置表明，水力激发形成的裂隙或应力场在远离井的地方会改变方向。
7)以目前的技术，很难在钻井前预测井内的应力场分布，更难掌握远离井孔的应力场分布。
8)由于注水试验过程中裂隙的生长将深部储层与浅部储层连通，而且深部储层和浅部储层可能通过穿透两个储层的井孔相连通；因此，模型预测的冷水短循环路径过短。
1.5 日本OgachiOgachi工程位于日本秋田县，热源为Mt. Yamabushi火山，目标储层岩性为花岗闪长岩，1 000 m深度温度达230℃[3, 26-27]。1990年钻注入井OGC-1，深度1 027 m，井底温度230℃；随后先后在井筒底部1017~1027 m和710~720 m区间内完成水力压裂，形成上下两部分裂隙热储[26-27]。1992年钻生产井OGC-2，深度1 100 m，井底温度240℃，两井相距约100 m。1993年完成一次循环试验，回收率仅3%。为了提高两井的水力连通，1994年对OGC-2进行了水力压裂，随后进行为期5个月的循环试验，回收率提高到10%[26, 28]。1995年再次对OGC-1和OGC-2进行水力压裂以增加两井的水力连通，循环试验显示回收率提高到25%[26, 28]，但是水损仍较严重。由于多次刺激工作未能使OGC-1和OGC-2取得满意的水力连通，通过声发射定位储层激发区域，1999年定向钻井OGC-3并进入之前压裂产生的裂隙区域，并调查流通路径和裂隙分布。井筒成像调查显示上部热储裂隙沿NE向，下部热储裂隙沿NNE向，与声发射定位结果一致[29]。随后的循环试验持续到2002年，反映出OGC-3与裂隙热储有较好的连通，OGC-1和OGC-3注水速率8~17 kg/s，但OGC-2生产速率未超过2 kg/s。最终，由于水损较大以及经济问题, 场地试验被迫停止[3, 12]。
通过Ogachi工程取得了以下重要认识：
1)通过两井间多次水力压裂不一定能取得井间较好的水力连通。
2)循环试验过程中，井之间差的水力连通会引起较大的水损进入储层。
3)储层激发后，通过收集和分析井筒成像数据，可以很好地了解原始钻孔的应力状态。
4)通过声发射定位储层激发区域，指导定向钻井可以获得井间较好的水力连通。
5)复杂地质环境下，主应力方向会随着深度发生变化，这使得不同深度处裂隙的发育方向难以预测；因此，微震监测等显得十分重要。
6)通过井下电视和对声发射数据的进一步分析可以帮助确定储层中应力方向随深度的变化。
1.6 澳大利亚Cooper BasinCooper Basin场地位于澳大利亚南部，该地区油气资源丰富，油气勘探井表明4 000 m深度温度可达250℃，目标储层岩性为花岗岩。工程目标在于验证在高温花岗岩基底中建立EGS系统的可行性，最终扩展示范场地并进行商业发电[3, 30]。2003年钻注入井Habanero-1，深度4 421 m，井底温度约250℃。随后进行了近2个月水力压裂，注入压力35~65 MPa，注入速率从13.5 kg/s增加到26 kg/s，总注水量20 000 m3。通过声发射定位估计裂隙热储体积为0.7 km3，大致呈一椭圆形分布，长轴沿NE方向(图 5)[30-31]。后来钻生产井Habanero-2，计划在4 310 m处进入裂隙区域；但是到4 325 m时并未钻遇裂隙区域，2004年变道加深至4 358 m。2005年Habanero-2进行了单井生产试验，由于遇到裂隙承压水(关井压力35 MPa)，测量流速达25 kg/s，井口温度210℃[3, 30-31]。后来由于井下设备损坏和堵塞问题，未完成Habanero-1和Habanero-2之间的循环试验。2005年，20 000 m3的水被注入Habanero-1再次完成水力压裂；基于声发射定位数据表明热储平面激发区域扩大50%，覆盖面积达4 km2(图 5)[3, 30]。2008年钻井Habanero-3，深度4 221 m，与Habanero-1相距550 m，并通过水力压裂与裂隙热储取得了良好的水力连通[3, 12, 30]。最终，在地下约4 km深度花岗岩体中建立了一系列连通裂隙。随着Cooper Basin场地不断发展，有望实现其预期目标，并实现EGS商业开发[12, 30]。
通过Cooper Basin工程取得了以下重要认识：
1)确定一个性质相对均匀广阔的花岗岩体，可能产生巨大的潜在地热资源。
2)水热蚀变后的花岗岩体更容易钻探。
3)地下深部可能存在惊人的超压水，这有利于水力压裂重新打开闭合裂隙，增加热储渗透率，但也增加了钻井难度。
4)深部花岗岩基底中同样可能存在许多近水平的天然裂隙带。
5)逆冲推覆构造应力环境有利于水力压裂，可能导致发育水平裂隙。
6)由于水平裂隙储层的发展，将开发规模扩大到多井系统似乎是可行的。
7)在地下深部花岗岩体中建立永久连通裂隙网络是可行的。
8)规模化生产需要降低成本，才能和其他基本发电技术竞争。
2 EGS研究思路扩展过去的EGS研究主要集中在开发具有高温的花岗岩体，然而基于目前的热储建造技术还难以实现单一HDR地热系统的商业开发；因此，后来的EGS研究扩展至现有水热型地热系统的边缘或深部，通过扩展水热储层以增加存在水热田发电能力。基于过去的EGS研究经验，美国能源部(U.S. DOE)能源效率与可再生能源办公室(EERE)近几年资助了几个相关EGS示范项目，主要包括Desert Peak(位于内华达州)、Geysers(加尼福尼亚州)和Raft River(爱达荷州)。这些场地过去已作为水热型资源进行了多年开采，但是产能都有所降低或产能不足，迫切需要水力压裂增加其产能。这些场地在发展过程中同样取得了许多宝贵的经验。
2.1 Desert PeakDesert Peak地热田位于内华达州北部的热泉山，为高热焓的隐伏性水热型地热系统。该区地热活动主要受一系列NNE向断层控制，这些断层为深部高温流体提供了良好的垂向通道[32]。为了增加Desert Peak地热田发电量，井27-15被选作目标井。虽然井27-15位于地热田边缘，但是其渗透率很低，未与南部的地热田建立良好的水力连通。2010年9月开始实施水力压裂，分别进行了剪切刺激、化学刺激和受控的水力压裂，刺激区间930~1 085 m，该段岩性以流纹岩和泥岩为主[33-34]。剪切刺激使井27-15注入能力从约0.1 kg/(MPa·s)增加到约1.5 kg/(MPa·s)。化学刺激只是暂时增加了井筒注入能力，并且引起了井筒的破坏。高压受控的水力压裂使得注入能力额外增加了4倍，达6 kg/(MPa·s)[34]。刺激工作使得井27-15具备商业使用价值。为了进一步增加该井注入能力，Ormat公司计划加深该井，并努力完成多重储层建造[12]。
2.2 GeysersGeysers是世界上最大的蒸汽地热田，现发电装机容量825 MW，位于加尼福尼亚州旧金山市北部100多km。1960年开采至今，储层压力明显降低[35-36]。1980年勘探井在蒸汽储层(240℃)下钻遇高温(280~400℃)变质岩体，因此，工程计划刺激深部低渗透性高温岩体，以增加上部蒸汽储层产量[35]。刺激前将废弃勘探井P-32和PS-31分别加深至约3 000 m和3 500 m，两井相距约500 m。2011年10月开始进行了为期约1 a的水力压裂测试，井底注入压力远低于岩体破裂压力，期望通过低压冷水注入引起储层热收缩和剪切破坏增加储层渗透率。压力回应和监测数据表明在深部高温岩体中成功建立了新的裂隙储层，生产测试估计新储层热提取率约5 MWt[12, 35]。
2.3 Raft RiverRaft River地热田位于美国西部爱达荷州(Idaho)与犹他州(Utah)接壤地区，在Raft River峡谷的南部边缘。目前由美国地热公司进行运作，并于2007年进行商业发电，发电功率10.5~11.5 MW[9, 37]。为了增加地热田发电量，计划刺激地热田南西方向约1.61 km处的井RRG-9，使其与现有地热田取得水力连通。储层刺激计划分为3个阶段，第一和第二阶段分别低压注入60℃和13℃的冷水对储层进行热刺激，第三阶段通过高压水力压裂对储层进行刺激，每个阶段计划执行时间30~60 d。期望通过热刺激使储层中拉伸裂隙能够相互交叉，再利用水力压裂使这些裂隙进一步打开或滑动，进而形成裂隙比表面积更大的热储[38]。储层刺激于2013年6月开始实施，并一直持续到2015年4月。最终使得RRG-9井注入能力从~1 kg/(MPa·s)增加到~19 kg/(MPa·s)，明显增加了井筒周围储层的渗透性能[9, 37, 39]。后续的循环试验以及示踪试验将用于确定RRG-9与地热田及其他井之间的连通性。
这些EGS示范工程所取得的成果表明，在现有水热田的边缘或下部发展新EGS储层是可行的，且这种方式可以在短期内获得回报，可高效提高现有储层的生产能力。利用水热田外围存在的井或旧油气井改造进行热储激发可以降低EGS工程成本。化学刺激只会在井筒周围较小的范围内产生影响，且引起储层渗透率增强只是暂时的，而且还会引起井筒的破坏；因此，在EGS热储建造中应慎用化学刺激技术。剪切刺激仍然是热储扩展渗透率增强的主要过程。另外，依据微震监测和循环试验分析表明，激发热储扩展受到天然裂隙方向和原位应力场的控制。
2.4 地热能研究前沿瞭望台计划2015年4月美国能源部正式实施了“地热能研究前沿瞭望台”(FORGE)计划，未来5年将致力于该计划的实施，目前参加团队包括爱达荷国家实验室、西北太平洋国家实验室、桑迪亚国家实验室和犹他大学。该计划将选择一个场地作为EGS尖端研究、钻井和技术测试的地下实验室，最终研究人员可以通过该场地实现工业规模EGS经济可行的路径。除了场地技术研发之外，FORGE还致力于有关先进仪器开发、数据收集以及实时的数据分享等。
FORGE计划研究和开展的重点是加强对控制EGS成功的关键机制的了解，特别是如何创造和维持地下深部岩体裂隙网络。另外，FORGE场地最终将被用于以下关键技术方法的设计和测试：开发如何实现工业规模且经济可持续的地热能开采系统、开发严格可复制的技术方法以减少工业投资风险并促进EGS商业化、创新钻进和储层刺激技术、实现地球物理和地球化学信息的持续监测、发展动态储层模型以帮助场地管理团队预测和验证储层的性能等。
3 国内EGS研究动态根据板块构造理论，中国西南部受印度洋板块的挤压作用，东南部受菲律宾板块的挤压作用，东部受太平洋板块的挤压和俯冲作用，地质构造复杂，地震活动强烈，这都预示着我国地下深处蕴藏着丰富的地热资源。如西藏羊八井地区、云南腾冲地区、海南琼北地区、台湾及东南沿海地区、长白山地区等，都具有极丰富的高温岩体地热资源和很优越的形成条件。我国以往的地热开采一般在1 000 m以内，以浅层地热开发为主。浅层地热的大量开采在一些地区造成了地下水位大幅度下降、地面沉降等后果，同时浅层地热资源的温度、水量等难以满足高附加值的相关领域，诸如发电、工业加工、农副业加工等的需要。中国科学院研究表明，我国干热岩资源的有利靶区包括藏南地区、云南西部(腾冲)、东南沿海(浙闽粤)、东北(松辽盆地)、华北(渤海湾盆地)、鄂尔多斯盆地东南缘的汾渭地堑等地区。
盆地底部的干热岩虽没有火山型增温梯度高，但分部广泛，距离经济发达地区近，如松辽盆地。据中国科学院地质与地球物理研究所权威统计，中国大陆地区大地热流值的变化范围相当大，主要在25~105 mW/m2之间。松辽盆地热流值50~90 mW/m2，平均为70 mW/m2。其中杏4井的大地热流值高达84.15 mW/m2，是松辽盆地热流背景值高的直接证据。松辽盆地大地热流值高于东北地区平均热流值(63 mW/m2)，在全国也属于高热流区。松辽盆地是一个以古生界和前古生界为基底的大型中、新生代含油气盆地。盆地基底中广泛分布华力西期及燕山期的花岗岩，从侏罗纪到白垩纪的多期构造活动使得盆地内形成了有利于地热资源赋存的生储盖组合，深层和浅层断裂构造发育，为地热资源的向上传导提供便利。第四纪以来的火山活动反映出松辽盆地现今深部地热仍较为活跃。地幔热流和部分地壳放射性元素蜕变产生的热使得松辽盆地北部现今地温场具有大地热流值高、地温梯度高的特点。
2012年国家高技术研究发展计划(“863”计划)启动了“干热岩热能开发与综合利用关键技术研究”项目。吉林大学作为项目的牵头单位承担了课题“干热岩靶区工程测试及人工压裂工艺技术研究”。这一课题在中国科学院地质地球物理研究所、中国科学院武汉岩土力学研究所和大庆油田井下分公司的协作下完成，旨在研究并解决干热岩开发的地下关键技术问题，项目执行刚刚完成。项目在以下EGS单向技术研究方面取得了进展与创新：
1)提出了干热岩靶区定位体系并检验了地球物理工程探测技术，提出了中国首部干热岩靶区定位行业规程，该成果将为我国干热岩资源的勘查和靶区选择提供指导。
2)构建了大尺寸高温高压干热岩水力压裂实验室模拟系统，模拟研究和实时监控变温过程的岩石力学参数、水力压裂、裂隙导流换热的动态演化过程，可为将来我国EGS示范场地建设压裂方案设计提供理论和技术支撑。
3)形成了一套地层降温压裂工艺，研发了高温(200℃)压裂液和新型化学压裂刺激剂，针对现场压裂条件，提出了不同排量、渗透率下的优化压裂方法。
4)构建了热储改造效果验证评价技术体系。建立了基于示踪技术确定裂隙连通性和导热性的定量评价方法。通过微震、应力、温度监测，形成多地球物理场耦合的人工压裂-地表反馈表征方法。
5)自主开发了一系列EGS地下传热传质过程的三维全区域动态模拟软件，提出了大规模EGS多井布局的优化设计方案，研究了运行参数(包括工质选择)对采热的影响。
6)针对干热岩地下流动换热过程存在的热流固和化学反应多场耦合问题，建立了干热岩地下热-水-化-力(THCM)数值模拟软件系统，可为干热岩开发利用提供模拟研究手段。
与此同时，国内也开展了许多干热岩资源勘查工作。2014年国土资源系统分别在青海、西藏、四川、福建、广东、湖南、松辽盆地、海南等高热流区域进行了干热岩资源地质勘查，并在青海贵德和共和、山东利津、广东惠州、四川康定等地相继开展干热岩初步钻探，大部分进尺在1 000 m左右，温度为100~120℃。
2014年4月，青海省水工环地质调查院经过2 a试钻探，最终通过钻孔DR3在青海省海南藏族自治州共和盆地2 230 m深度处钻遇153℃干热岩。同年6月，在2 735 m深度处成功钻获168℃以上的干热岩，该岩体在共和盆地底部广泛分布，仅钻孔控制干热岩体面积已达150 km2。2014年10月6日青海省共和县ZKD23井，钻探深度2 886 m，井底温度达181℃，符合干热岩开发温度要求，潜力巨大。
2015年5月21日，由中国地质调查局组织实施的我国首个干热岩科学钻探深井，在福建省漳州龙海市东泗乡清泉林场开钻，钻探深度将达4 000 m，这标志着我国干热岩勘查开发进入实践探索阶段。
此外，我国原有的传统水热型地热田边缘也在酝酿干热岩开发，如西藏羊易(近200℃)、云南腾冲、青海贵德县热水泉等地。综上可知，国土资源部门有望在近两年内确定1~2个EGS研究示范场地。
4 前景与展望增强型地热是应用前景很好的清洁新能源，有巨大的利用价值和发展潜力。自从美国Fenton Hill项目开展以来，EGS开发利用技术已经取得了进展。过去40年的EGS研究经验表明，在地下深部高温干热岩体中建造人工裂隙热储且取得井间连接是切实可行的，人造热储的生长主要受到储层中存在的天然裂隙(或节理)发生剪切破坏所控制，这一过程严重受到天然裂隙方向和原位应力状态的影响。储层刺激过程中，可以通过微震监测估计和判断储层激发区域的大小和扩展方向，并用于指导定向钻进生产井以取得井和储层之间更好的水力连通。另外，美国能源部最新EGS示范工程所取得的成果表明，在现有水热田的边缘建立人造热储，并与天然热储取得连接可以增加其生产能力，这一技术路线可以在短期内相对低成本的获得经济效益。
过去，我国由于资金和技术原因对地热资源的利用多局限在水热型地热资源，随着我国经济增长和技术的创新，目前已具备干热岩勘查和开发研究的条件和能力。通过刚完成“863”项目“干热岩热能开发与综合利用关键技术研究”，我们在许多EGS单项技术，如干热岩靶区定位、高温水力压裂工艺和技术、储层改造和验证技术等研究方面均取得了一定的成果。加之，国土资源部门也开展了诸多干热岩资源勘查工作，这些都可为我国EGS示范基地建设提供支撑。
增强型地热的研究及工程应用应成为今后我国地热资源研究和开发的主导方向，今后开展干热岩资源勘查和EGS研发及示范工作，应关注以下领域。
1)资源评价与选址。对不同类型(火山型(如吉林长白山、云南腾冲、黑龙江五大连池)、花岗岩型(如福建、广东、江西)、盆地型(如东北、华北、苏中)等)的干热岩资源，结合地质、地球物理和地球化学等多种方法，对具EGS开发潜力的远景区开展资源评价工作(如计算地温梯度，预测某深度处温度，测量地应力场，确定地质特征、岩性、构造、断裂和地震活动等)，探测裂缝中流体，圈定有利区和靶区。
2)高温、深部钻探。需要克服硬质岩层与耐磨性地层的钻进、套管柱的热膨胀、泥浆漏失和高温等问题。已有的现场经验表明，钻探在技术上已趋于成熟，但如何有效地降低成本仍是制约其发展的障碍之一。其他需要考虑的因素还有钻探效率、钻孔深度、直径和角度，以及工业设计和井位配置等。
3)储层改造。钻井完成后，需要通过激发来增强高温结晶岩体的渗透性，实现井孔之间的储层连通，而裂缝体系发育依赖于基岩性质和应力场。良好的热储层阻抗低，允许循环流体快速通过，并能有效加热。目前常用的是水力压裂、爆炸致裂和热开裂技术，其中水力压裂因快速、可控性良好而被广泛采用；即通过高压流体的注入，破坏高温岩体原有的地应力场，从而激活已有裂隙或产生新的裂隙，增加岩体中的孔隙度和渗透率，进而改善注入井和生产井的连通性。近年来，化学激发技术也受到了广泛的关注，该技术主要包括以一定的破裂压力把酸或碱溶液注入地层，以利用化学溶蚀作用达到溶解裂隙表面可溶性矿物(如方解石等)或井筒附近沉积物的效果。前人的室内实验、数值模拟和场地试验研究结果表明，向井内注入强酸(一般为HF和HCl的混合酸)会有效增加EGS热储的渗透率，进而加大载热流体的注入量。螯合剂(NTA)、超临界CO2等对矿物的溶蚀速度较慢，可替代强酸作为EGS的化学压裂剂。国外学者研究表明，高pH值螯合剂溶液对岩体中的硅酸盐矿物、方解石均具有溶蚀能力。
4)地球物理勘查技术。地球物理方法在干热岩勘探与开发各个环节中具有重要的作用，适宜于查明各种断裂的方向和性质，圈定地下深部热储的位置，确定与地下热水有关的地质构造，调查火成岩体的分布、规模和性质，监测地下水和热储的水文地质变化特征，及判断地下热水的分布与埋藏状况等。地球物理方法包括：①地震法。具有高精度和高分辨率特点，在干热岩的勘探与开发中作用巨大。②电法和电磁法。干热岩的目标体具有较明显的电性差异，为电法和电磁法的应用提供了基础。电法和电磁方法技术种类较多，根据频率分类包括直流电法、大地电磁测深、可控源音频电磁测深、瞬变电磁、探地雷达等。由于探测的深度和分辨能力不同，电法和电磁法广泛应用于干热岩勘查和开发的各个阶段。其作用包括探测与地下热水有成因关系的断裂构造位置、圈定地下热水分布范围、确定覆盖层厚度、热源的位置以及隐伏基岩岩性、分析热储的裂隙分布规律、分析水热耦合交换的规律等。③重磁法。该方法是以介质的密度和磁化率差异为目标来探测干热岩位置和监测干热岩的开发过程。在以下方面具有重要作用：研究岩浆岩侵入体空间分布；寻找深大构造断裂、基岩坳陷中的凸起构造；研究地热的成因特征等。④井中地球物理方法。通过井中地球物理方法技术测试，研究温度随深度变化的规律，精细研究岩石裂隙的分布规律，精细研究流体与岩石的分布特点以及温度与流体间的变化关系；该测试方法为以上地球物理研究工作提供了重要的基础资料。
5)微震、示踪等监测技术。目的是评价储层压裂效果(如裂隙的宽度、长度、方向、密度、分布和连通性以及热交换面积等)和追踪流体流动。微震方法对于了解干热岩地热储层的形成及其开发过程中发生的岩石动力学过程着极其重要的作用。除了用地球物理方法研究压裂效果外，示踪剂方法是研究压裂产生的裂隙密度、连通性和热交换面积的有效方法，同时示踪剂方法也是评价热能产出能力的重要手段。除了经常使用的保守的示踪剂和温度敏感的示踪剂外，一种利用天然的化学组分和同位素、对刺激诱导开裂裂隙面发育情况进行示踪研究的新技术正在开发中。利用现有的解析解和数值模拟技术，通过示踪剂可研究复杂结构面和裂缝处的突破曲线。通过设计和分析示踪剂实验，同时测量吸附行为(分配系数)，可获得断裂面面积和裂缝间距。设计和分析非等温注射回流示踪现场试验，是EGS循环试验中一项不可缺少的技术。
6)流体流动和储层测试。通过对流体流动和储层性能进行测试，以了解裂隙网络中的流体流动特征，重点关注流量、温度、水损耗、储层发育和水岩作用。
7)储层性能评价。基于性能评价参数(如流量、温度、水损耗和井孔间的储层阻抗等)评估商业开发EGS储层的可行性和经济效益。
8)室内试验。确定水-岩-气-热作用机制；研究水-岩-气-热的物理-化学反应机制；构建高温高压条件下水-岩-气相互作用的热力学和动力学数据库；构建干热岩室内试验模拟系统。
9)数值模拟。针对EGS储层的开发，建立应力-水流-热-化学(THCM)多场耦合数值模拟程序，并通过实验室和现场数据验证模型。
10)示范项目。通过试验性示范项目的建立，验证和改善相应EGS技术的性能，有助于降低未来EGS工程的建设成本和运行成本，实现其最终的商业部署。在确定的现场靶区上进行干热岩钻探，同时开展测井工作，进行岩心(样)分析测试，结合测井和分析测试结果验证和完善干热岩关键技术和模型，为今后开展干热岩资源研究、开发利用和其他相关地球科学研究提供试验基地。
国外EGS研究的诸多经验表明，EGS投资周期长、风险大，因此政府支持关键技术开发及集成示范研究是最终实现EGS可持续商业化开发的必经之路。建议国家有关部门应抓住时机，尽早设立“EGS技术集成和工程化示范研究”专项，验证和改善现有技术，开发新技术；同时，在吸取国外EGS示范场地建设经验的基础上，结合我国实际场地和技术条件，尽快建立我国EGS技术集成研究和工程示范基地。
人类将面临化石燃料用尽的危机时刻，人们正在寻找各种可替代化石燃料的未来能源，以维持人类社会的可持续发展。干热岩作为一种清洁新能源，是未来可利用的重要能源资源之一，是大自然的恩赐，我们应充分重视其利用价值。可以预见，干热岩地热资源的开发将极有可能为我国节能减排和新一轮能源结构调整做出重大贡献。
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