深部地熱能系統主要挑戰與耦合儲能的增強型創新開發模式

侯正猛，吳旭寧,,*，羅佳順,，張烈輝，李早元，曹 成，吳 林,，陳前均

(1.克勞斯塔爾工業大學 地下能源系統研究所，德國 克勞斯塔爾–采勒費爾德 38678；2.西南石油大學 油氣藏地質及開發工程全國重點實驗室，四川 成都 610500)

地熱能是取自地球核心的天然熱能，是一種綠色低碳、清潔環保的可再生能源，地熱能發電站的碳排放不及傳統燃煤發電廠的5%[1]。由于地熱能不依賴于天氣條件，具有穩定、持續的特點，比風能和太陽能更可靠，地熱能發電站年平均運行時間可達8 000 h。地熱能與能源存儲技術整合也是解決棄光、棄風問題的關鍵措施[2]?？偟膩碚f，地熱能發電具有穩定性好、衍生產業廣、環境友好、運營成本低等優點，在“雙碳”目標背景下，具有廣闊的發展前景。

根據賦存深度和溫度可將地熱能分為3類：淺層地熱能存在于地表以下200 m范圍內，一般溫度低于25℃；中深層地熱能埋存深度200～3 000 m，根據溫度又分為低溫地熱資源(25～90℃)、中溫地熱資源(90～150℃)和高溫地熱資源(高于150℃)；干熱巖指不含或僅含少量流體，溫度高于180℃的高溫巖體[3]，經常用來代表深層地熱能。淺層地熱資源和中低溫水熱型地熱資源以供熱或通過地源熱泵換熱等技術直接利用，而高溫水熱型地熱資源和干熱巖主要用于發電。

全球地熱資源總量豐富，但在空間分布上不平衡，高溫地熱資源主要分布在離散板塊邊界和匯聚板塊邊界，形成了4個大的地熱帶[4]。中國西南部和東部分別處于環太平洋地熱帶和地中海?喜馬拉雅地熱帶[5]，地熱資源非常豐富。2016年中國地質調查局發布的《中國地熱資源調查報告》中指出，全國水熱型地熱資源量相當于1.25萬億t標準煤，其中，水熱中低溫地熱資源量相當于1.23萬億t標準煤，水熱高溫地熱資源量相當于141億t標準煤；3～10 km深處干熱巖地熱資源初步估算折合標準煤856萬億t。

中國在地熱能直接利用領域發展迅速，自2000年起，地熱直接利用規模達到世界第一[6-7]，并一直穩居世界首位[8-9]。但在近20 a可再生能源發展大潮中，中國在地熱能發電方面進步異常緩慢?！笆晃濉眹抑攸c支持的風力發電裝機規模增加了670倍，“十二五”國家重點支持的太陽能發電裝機規模增加了100倍[10]，然而，“十三五”國家重點支持的地熱發電裝機規模只增加了18.08 MW，僅達到規劃指標的3.6%。反觀世界地熱發電態勢依舊如火如荼，中國必須加快發展步伐。地層溫度隨深度增加而升高，溫度越高，發電效率越高，經濟性越好，以干熱巖為代表的我國深部地熱能發電潛力巨大。

相較于淺層地熱能和中深層地熱能，深部地熱能開采難度較大，高溫高壓環境下巖石滲透性降低，需要建立工程型地熱系統(Engineered Geothermal System，EGS)，通過水力壓裂對儲層進行改造，以獲得具有較高滲透性的人工地熱儲層。要想保障地熱能發電的經濟性，既要保證足夠的溫度，又要提供極大的流量。因此，不僅干熱巖需要壓裂，高溫水熱型地熱能也會用到EGS技術提高流量。為了對EGS進行統一的分析，將深部地熱能定義為埋藏3 km以深，溫度高于150℃，通過人工鉆井和水力壓裂開采利用的地熱流體以及干熱巖體中的地熱資源。國際上已經進行了多個深部地熱能EGS先導性試驗[11]，但受熱儲改造效果、地震風險控制、高效取熱等因素限制，僅有極少數EGS項目實現了商業化運行。

基于此，筆者分析目前水力壓裂熱儲改造的特點，系統剖析深部可再生工程型地熱能系統面臨的發電產能低、注采連通差、誘發破壞性地震以及無補貼難盈利4大難題與挑戰，從創新壓裂和循環利用層面提出耦合儲能的增強型創新開發模式，以期為我國深部地熱能熱電聯產和儲能一體化技術的實踐推廣提供基礎支持。

1 EGS水力壓裂特點

1.1 壓裂誤區：過度使用支撐劑

目前常用的深部地熱能儲層改造技術主要借鑒油氣增產領域的水力壓裂工藝，即使用高壓向地熱儲層注入壓裂液，刺激地層原生裂隙二次拓展或激發形成新的裂隙。壓裂液中支撐劑占比很大，一般是具有一定粒徑和規格的砂?；蛱沾深w粒。當液壓解除后，已經注入的支撐劑仍能讓裂縫維持張開狀態。

支撐劑已在多個EGS項目中使用[12]，大部分都取得了一些效果[13-16]。在英國Rosemanowes干熱巖項目中，為了保持裂縫張開，使用高黏度凝膠將支撐劑注入地層中。支撐劑的效果比計劃的要好，顯著降低了阻抗和水損失。然而，支撐劑卻加劇了熱短路[16]。在美國愛達荷州Raft River項目，用支撐劑壓裂后，在返排期間，該井返排了大量支撐劑，等待10 d后，支撐劑流量才減少到能夠繼續進行井下作業[17]。在法國中部Le Mayet項目，增產試驗期間注入了砂子和凝膠，但注入300 kg砂子后，砂子堵塞了井筒，隨后需要清理[18]。

可見支撐劑并不是萬能的，其存在明顯的不足[19]。(1)支撐劑破碎和嵌入降低了裂縫寬度和地層滲透率，導致裂縫導流能力不能最大化。壓裂高應力以及地層復雜應力作用下，支撐劑破碎并產生大量碎屑阻塞裂縫。(2)停泵時封閉裂隙內支撐劑承受壓力顯著增加，大部分壓力會集中于某些顆粒上，導致支撐劑顆粒嵌入地層，滲透率下降。(3)支撐劑在垂直裂縫中容易沉降，阻塞孔隙。為了獲得更大的壓裂范圍，使用低黏度壓裂液才能泵入更遠的裂隙。壓裂液流動性和穩定性平衡不佳將引起支撐劑沉降問題。(4)井投產后往往會存在支撐劑的返排問題。由于油氣或地熱水會從儲層沿裂隙向井筒流動，導致支撐劑有從地層裂隙中流出的趨勢，而近井筒區域滲透率最高，流速最快，可能會有裂隙坍塌的風險。

1.2 與油氣井增產壓裂的區別

深部地熱能的水力壓裂具有注水量大、體積改造大等特點，與油氣行業的增產壓裂有顯著不同。主要表現可以歸納如下：

(1) 地熱井水力壓裂裂縫破壞機理主要是剪切破壞。水力壓裂期間巖石破壞很大程度上取決于各向異性地應力狀態、初始儲層壓力和巖石的拉伸/剪切強度。如圖1所示，其中σ1、σ3分別為最大主應力和最小主應力，在抗拉強度相對較小且地應力各向異性相對較低的情況下，如正斷層系統主導區域中，拉伸應力狀態σv>σH>σh，拉伸破壞為主導機制。相反，如果地應力高度各向異性，如滑動斷層系統主導區域中的應力狀態σH>σv>σh或者逆斷層系統主導區域中的應力狀態σH>σh>σv，則剪切斷裂將成為主導[20]。其中 σv為垂直應力，σH為水平最大主應力，σh為水平最小主應力。

如圖2a所示，油氣井水力壓裂的裂縫破壞形式以拉伸破壞為主[21-22]。當流體壓力pf大于水平最小主應力(pf>σh)時發生拉伸破壞，裂縫起裂為張開型，且沿井筒射孔層段形成雙翼對稱裂縫，以垂直于最小主應力方向的主裂縫實現對儲層滲流能力的改善。而深部地熱能的壓裂中裂縫的起裂與擴展不僅僅是張性破壞，當流體壓力小于水平最小主應力(pf<σh)時，更多的是產生剪切、滑移、錯斷等力學行為，同時錯位和起伏的剪切裂縫表面形成了自我支撐，如圖2b所示。

圖2 油氣井和地熱井壓裂破壞形式Fig.2 Fracturing-induced damage modes in oil and gas wells and geothermal wells

(2) 循環回灌的低溫水與深部地熱能儲層的溫差效應會導致巖石微破裂。循環回灌的低溫水會不斷冷卻深部地熱能儲層，高達100℃以上溫差導致拉應力，溫差效應作用下巖石發生微破裂[23]。微裂隙向垂直于主裂縫的方向持續擴展，低溫水連續不斷地滲入，使微裂隙的范圍進一步擴大，形成新的冷裂縫。隨著地熱能的持續開采，儲層溫度下降，巖體最小主應力降低，裂縫寬度將進一步增加，滲流阻力繼續下降。

(3) 整個地熱開發過程中，注水井壓裂裂縫中的注入壓力始終高于圍巖地層水壓，能保持剪切裂縫的張開狀態。油氣井水力壓裂主要目的是增加儲層裂縫和孔隙率，提高油氣向井筒流動的滲透率，增加油氣產能。而地熱井水力壓裂是為了獲得更高的儲層導流面積，提高注入水向地層流動的滲透率，增加換熱能力。壓裂后，正常運行過程中地熱井井筒流體的流動方向與油氣井是相反的。

綜合考慮支撐劑的不足和深部地熱能壓裂的特點，深部地熱能壓裂不需要使用支撐劑，可采用清水或滑溜水，依靠體積壓裂產生的剪切裂縫、溫差效應引起的冷裂隙以及持續注水的高壓力來維持裂縫導流能力。

2 存在的挑戰

2.1 深部地熱能發電產能低

利用EGS技術開發深部地熱能已成為國際能源領域的研究熱點，美、英、日、法、德等相繼實施了多個EGS地熱發電項目。但由于熱儲層水力壓裂容易沿最大主應力方向形成優勢裂隙通道，僅產生少量伴生的微小裂隙，獲得的壓裂和導流面積太小(<1 km2)，造成投入大、產出效率低(發電<10 MW，供熱<100 MW)，目前世界上還沒有盈利的商業化EGS項目。

從20世紀70年代全球首個干熱巖EGS示范工程(美國Fenton Hill)至今，世界范圍內已陸續開展了60余項EGS開發示范項目，其中深部地熱能發電產能并不高。以歐洲典型的商業化EGS項目(表1)為例，法國Soultz是目前公認的商業化運行最為成功的EGS工程，也只有1.5 MW的連續水熱發電廠投入運營。德國EGS試點地熱發電廠Landau和Insheim位于德國萊茵河上游地塹地區，其儲層巖性與法國Soultz的幾乎相同。Landau項目發電裝機容量達到3.8 MW，Insheim項目實現了4.8 MW發電裝機容量。

表1 歐洲典型深部EGS發電廠項目[24]Table 1 Typical EGS power plants in Europe[24]

盡管中國的干熱巖儲量相當可觀，但目前僅在青海共和盆地實現了首例試驗性發電并網?！笆濉逼陂g，青海共和盆地GR1干熱巖勘探井終孔深度3 705 m，獲得了井底236℃的峰值溫度[25]，是中國目前鉆獲溫度最高的干熱巖。2019年，設計并施工了首口干熱巖生產測試井GH-01，2020年壓裂改造后，根據裂縫分布特征，設計并施工了2口定向井(GH-02和GH-03)，構建形成“1眼直井+2眼定向井”的干熱巖井組[26]。2021年經過對儲層的多段壓裂，成功實現了井間連通，隨后建造了兩臺340、1 200 kW有機朗肯循環發電機組，首次發電試驗總共運行了189 h[27]。Lei Zhihong等[28]研究指出采用一注兩采的井組，可在青海共和盆地恰卜恰地熱田建設一座4.02～4.74 MW的EGS示范電站。

2.2 注水井與生產井連通差或熱短路

EGS的主要目標是在注入井和生產井之間建立低阻抗連接，從而實現高流速、最小的熱下降和最小的水損失。圖3為采用直井生產的常規EGS注水井與生產井連通情況[29]。注入井壓裂后，形成一定范圍的裂縫帶。要想將生產井準確鉆至裂縫改造區，需要借助壓裂過程監測技術，及時掌握熱儲層水力縫網發育狀態。目前，EGS構建過程中普遍采用微地震監測技術，即在深井、淺井和地面布設地震監測臺站，記錄壓裂過程中裂隙發育所伴生的地震波信號，據此反演確定震源位置和屬性[30]。

圖3 常規EGS注水井與生產井連通情況[29]Fig.3 Connectivity between injection and production wells of a conventional EGS[29]

然而，EGS水力壓裂過程中通常會發生成千上萬次微地震事件，且地震能量微弱?，F場監測獲取的地震波信號噪聲多，數據處理和解釋難度非常大，裂縫帶定位精度不足(誤差數十米)。再加上直井水力壓裂裂縫擴展區域窄，生產井難以導向至裂縫帶。常用的處理方法是在生產井中也進行水力壓裂，期望將兩次壓裂的裂縫連通。然而這種做法不確定性因素多，效果不明顯，如果兩口井距離太近，壓裂沒有分散到多個區域，又可能會形成優先路徑，從而導致更快的熱突破。

德國Horstberg項目對一口斜井底部進行了壓裂，形成的垂直裂縫預計將連接到井底部上方的多孔區域。雖然壓裂確實造成了裂縫延伸，但巖體破裂不充分、厚度小，注入井和生產井之間仍然沒有建立足夠的連通[16]。這種連通性問題在美國Fenton Hill[31]、英國Rosemanowes 和日本Hijiori EGS 項目初始階段尤為明顯，這些項目在注入井壓裂和分析壓裂區域位置之前建造了生產井。這些項目需要進行額外昂貴的鉆探，才能更準確地進入實際壓裂造縫的熱儲層區域。

當注入井和生產井之間形成優先的高滲透率路徑時，就會發生熱短路。注入的流體主要流經該路徑，冷卻該路徑周圍的巖石，短路減少了傳熱的停留時間和面積，并最終導致采出水溫度低。Fenton Hill項目第一階段在EE-1井和GT-2井之間進行了為期75 d的循環測試。生產溫度從測試開始時的175℃降至測試結束時的85℃，可能的原因是儲層由單個300英尺(100 m)垂直裂縫組成，因此沒有獲得足夠的換熱面積。

2.3 大規模注水壓裂誘發破壞性地震

一般來說，石油與天然氣的壓裂增產通常只需要向儲層注入幾百立方米的流體即可，而地熱項目則需要注入數萬立方米的水才能獲得足夠的裂縫區[32]。EGS單井壓裂一次性注水規模超大(>20 000 m3)，例如美國俄勒岡州Newberry項目的55-29井在壓裂時注入液量為26 225 m3；Fenton Hill試驗場的EE-2井注入液量21 300 m3，EE-3井注入液量則達到了75 903 m3。與油氣儲層壓裂相比，地熱增產作業誘發地震活動的可能性更大，全球已有多個EGS項目報道受人工地震影響[33]。

EGS水力壓裂引起的典型地震事件有2006年12月瑞士Basel里氏3.4級地震、2017年11月韓國浦項矩震級5.4級地震等。以瑞士Basel地震事件為例，該項目旨在建立一個熱電聯產試點工廠，通過工程型地熱系統(EGS)生產電力和熱能用于區域供暖。2006年，BS1井鉆探總深度為5 000 m，井底溫度約190℃。計劃對BS1裸眼井段(海平面以下4 379～4 750 m)進行持續21 d的水力壓裂。然而在開始注水后的6 d內，微地震活動發生頻率非常高，共檢測到地震事件13 500次，震級高達里氏2.6級，決定停止注水。然而關井約5 h后，在準備放空至靜水條件期間發生了里氏3.4級地震，在接下來的56 d內，記錄到3次大于里氏3級的余震[34]。2006年12月2日至12日期間，注入水量為11 570 m3，最大流量逐漸增加到3 500 L/min，井口壓力達到29.6 MPa。在壓裂開始時，地震集中在BS1井4 379 m以下的裸眼井頂部周圍，隨著壓裂的進行，地震位置從裸眼井向外發展[35]。圖4為BS1井注水速率與地震事件的統計，裂縫監測結果表明，壓裂結束關井后，仍產生大量微地震事件，說明因溫差應力的長期作用，微裂隙仍在繼續擴展?？梢园l現，最大震級出現在降低注水速率的后期。

圖4 瑞士BS1井注水速率與地震事件統計Fig.4 Statistics of the injection rate and induced earthquake events of well BS1 in Switzerland

壓裂結束后微裂隙會繼續擴展，因此，EGS項目在水力壓裂和循環運行期間都有可能發生地震。德國Landau項目運行期間[36]，2009年發生了里氏2.7級和2.4級兩次地震，當地居民有震感，導致項目暫停。2010年德國Insheim項目儲層改造期間發生了里氏2.2級和2.4級兩起誘發地震[36]。法國Soultz項目在2002年和2003年儲層增產作業期間分別發生了矩震級2.4級和2.9級地震[37]。

在人口稀少地區，誘發人工地震活動不會對EGS項目產生影響，因為附近沒有建筑物受到損壞，也沒有居民感到地震振動。單個EGS項目水力壓裂微地震監測結果顯示的地震數量可達上萬次，多數為無法被人感知的微地震。事實上，微震事件有利于儲層開發，并且可以幫助確定儲層增產發生的位置，從而有助于確定生產井的鉆井目標。然而，在當地居民確實感受到人工地震的區域，地震活動常常給EGS項目帶來嚴重挑戰。

2.4 深部地熱能無補貼難盈利

深部地熱能儲層巖石強度高、鉆井深、孔徑大、高溫高壓高應力，對鉆井設備要求高、鉆井費用高。鉆井和增產成本可達到EGS項目的50%以上[38]。J.Tester等[16]將鉆井成本列為美國Fenton Hill項目的3個主要問題之一，成為EGS商業化的障礙。在澳大利亞Habanero項目中，H03井因故障和惡劣的鉆井環境而失敗，隨后重新鉆進的H04井順利完成，但單井成本高達3 440萬美元(2.46億人民幣)。

通常EGS按照30 a以上的使用壽命設計，工程建設初期，裝機規模按照當前可采水量和溫度計算。雖然深部地熱能可再生，但儲層能量恢復速度低于采出速度。初始裝機規模的利用率隨運行時間逐漸降低，常規EGS項目運行時間越長，每年的收益將越低，即便收回了建設成本，后期產能也難以平衡運行成本，在無補貼的情況下無法盈利。

除了初期建設一次性投資大外，深部地熱能項目還存在補貼相對低、投資見效慢的問題。中國的風電和光伏已有國家優惠政策補貼，但地熱發電還沒有相關的補貼政策；而世界上其他地熱能發電突飛猛進的國家，早已建立相關法規提供電價補貼。土耳其2005年頒布的《可再生能源電力生產法》和2007年頒布的《地熱和礦泉水法》，實施了0.105 美元/(kW·h)的電價補貼政策，對于干熱巖發電項目，電價補貼標準更是高達0.30 美元/(kW·h)。德國政府不斷完善地熱資源開發利用的相關法規，2004年的《可再生能源法》就規定了基本補貼和特殊補貼，地熱發電可獲得基本電價補貼。

由于缺少補貼，導致中國地熱發電項目難以快速收回成本，投資周期顯著增長。中國地熱發電的障礙并非不可克服，可參考土耳其和德國，制訂和實施相關地熱法規，對地熱發電實施上網電價補貼。

3 耦合儲能的增強型創新開發模式

傳統EGS井以縱向鉆遇單一裂縫區為主，水力壓裂裂縫擴展范圍窄。針對上述問題和挑戰，突破傳統技術瓶頸，侯正猛教授團隊從創新壓裂和循環利用層面提出了耦合儲能的增強型創新開發模式(Regenerative Engineered Geothermal System，REGS)。采用水平井非等距、非等面積、非等注水量分段壓裂，通過優化壓裂工藝使其不產生實質性傷害地震。結合可再生能源大規模地下存儲，實現可再生增強型地熱發電?供熱?儲能一體化。

3.1 REGS創新壓裂方案

如圖5所示，REGS創新壓裂方案采用水平井技術+分段壓裂技術，沿地熱儲層兩側最小水平主應力方向，建立具有對稱水平段的分支井作為注水井。采用清水壓裂方式建立6～12段壓裂縫，再建立兩口生產井分別穿過兩側裂縫區。REGS創新壓裂方案可以實現橫向串聯多個裂縫區的目標，增加系統連通性。

圖5 REGS水平井非等距、非等面積、非等注水量創新壓裂方案Fig.5 Innovative fracturing scheme of a REGS using horizontal wells and unequal spacings,areas,and volumes of injected water

注水時，流體優先進入距離注水井更近的裂縫區，然后流向生產端。而生產井采水時，對多段壓裂縫的流體動用并非是等量的，距離生產井更近的區域流體優先采出。若采用常規等距離造縫，生產井遠端區域的地熱能難以充分采出，造成能源浪費。因此，REGS創新壓裂方案按照非等距、非等面積、非等注水量設計壓裂段。

非等距壓裂指多段壓裂縫按照與注水井水平距離先密后疏的規律分布。生產井遠端鉆遇的壓裂縫越多，滲透率越高，以此增加生產井遠端的流體動用能力，使地熱儲層的熱水盡可能均勻采出。

非等面積壓裂指水平段壓裂縫垂直方向非對稱分布。鉆井時，將注水井水平段建造在靠近儲層底部位置，壓裂時流體接觸底部封閉層后阻力增加，壓裂縫將主要垂直向上擴展，直至接觸頂部蓋層。增加生產井和注水井的垂直距離，減少熱短路風險，可以提高地熱儲層能量利用率。

非等注水量壓裂指每段壓裂縫的流體注入量可以不同。在流體阻力更大的壓裂段注入更多水，盡可能獲得足夠的裂縫擴展。多段壓裂縫可有效形成裂縫區，擴大地熱儲層壓裂改造體積，使生產井更容易連通儲層。

3.2 優化壓裂工藝控制誘發地震震級

壓裂過程中大量水被注入到儲層中，導致孔隙壓力升高，因此，有效應力降低，相應的巖石強度降低，更容易產生剪切和拉伸破壞。巖石破壞釋放大量變形能，對于相同的巖層，通過剪切破壞釋放的能量可能比通過拉伸破壞釋放的能量相對多。大量巖層天然裂隙的剪切破壞及其強烈的應變軟化行為可能是EGS增產作業期間引發相對較強的微地震的原因。

在生產過程中，壓力或者注入/產出速率等運營參數突然大幅度變化也會增加誘發地震的風險。注水速率影響誘發地震震級，而生產速率影響斷層滑移趨勢。誘發地震主要集中在開始注入與停止注入時期，并有一定的延后性。因此，通過優化運營方案能一定程度減小和控制誘發地震的風險。

根據瑞士Basel地熱系統實際數據，在FLAC3D中建立注水過程中的誘發地震數值模擬，建模過程見參考文獻[39]。地震矩M0由下式計算：

在FLAC3Dplus中，地震矩M0通過實施時間相關FISH函數計算：

由此得到矩震級Mw大?。?/p>

對于單次注水，假設注水體積和持續時間不變，分別模擬4種注入方式的誘發地震情況。從圖6中的模擬結果可知，最大矩震級僅出現在降低注水速率的后期。4種注入方式的統計結果見表2。從表中結果可知，注水速率降低用時為增加用時的2倍情況下，最大矩震級最小，且能獲得最大裂縫面積。

表2 4種注水方式的模擬結果Table 2 Simulation results of earthquakes induced by four water injection methods

圖6 4種注水方式誘發地震結果Fig.6 Earthquakes induced by four water injection methods

因此，注水速率緩慢而持久地降低對于控制地震震級和擴大裂縫是最有利的。進一步假設注水體積不變，按照圖6d的注水速率增加/降低時間比例，模擬多段壓裂開發模式，分別模擬了2、4、6個壓裂段。從圖7中的結果可知，多段壓裂開發模式使最大矩震級降低，且矩震級隨壓裂段數增加顯著降低。

圖7 壓裂段數與矩震級模擬結果和關系Fig.7 Simulation results and relationships of fracturing stage number versus earthquake magnitude

綜上所述，對于單次注水的誘發地震震級控制，注水量越大，停泵時間應越長，使巖層累積的變形能充分釋放；初始期間應快速提高注水速率，而后期應緩慢降低注水速率，避免井筒壓力的突然波動。多段壓裂模式可以增加壓裂面積，同時優化注水策略即可以有效控制誘發地震的最大矩震級。

3.3 “發電?供熱?儲能”一體化

耦合儲能的增強型創新開發模式包括4個主要過程：(1) 熱能提取?地下的熱流體被抽出以提取熱能；(2) 發電/熱利用?熱流體被梯級利用，高溫流體用于發電，降溫后的流體用于供暖；(3) 電力轉熱?利用電網的多余能量對流體進行加壓和加熱，從而將電力轉化為熱能；(4) 地下儲存?將加壓加熱后的流體注入地下，儲存能量。因此，將耦合儲能的增強型創新開發模式分為產能模式和儲能模式[40]。

3.3.1 產能模式：產熱?發電?供熱?回注(循環)

如圖8所示，在產能模式中，遵循普通EGS的開發方式。高溫采出水用于發電，發電后溫度降低的熱水繼續進行供熱直接利用，最后將低溫水回注到地熱儲層。整個REGS開發過程中，僅對儲層熱能進行利用，實現采熱不采水的循環方式。

圖8 產能模式：產熱?發電?供熱?回注(循環)Fig.8 Production mode: heat production-power generationheating-water reinjection (cycle)

根據平準化度電成本(Levelized Cost of Energy，LCOE)來評估地熱發電系統的經濟可行性。開發REGS項目的費用主要由3類組成：地面成本、地下成本和O&M(運營和維護)成本，這些成本均納入LCOE。平準化度電成本按總投資成本除以總發電量來計算[41]。

1) 地面成本

地面成本主要包括地熱勘探和設備安裝成本。地熱勘探采用與油氣勘探相同的設備，選擇隨地質條件和勘探深度而異。與設備安裝直接相關的初始投資成本和發電站的裝機容量成正比。但由于規模經濟，單位資本成本隨著發電容量的增加呈指數下降?；谘b機容量的總地面成本可以使用下式計算[42]：

對于約4 000 m深度的中國恰卜恰地熱田的勘探成本估計為450萬美元[43]。設備安裝成本和發電站的裝機容量呈線性關系，但由于規模經濟，單位安裝成本隨著發電容量的增加呈指數下降。例如地面安裝的單位成本可以從5 MW發電廠的2 000美元/kW下降到150 MW發電廠的1 000美元/kW，因此，假設建造一座裝機容量為3 MW的EGS發電廠，地面安裝成本估計為600萬美元[42]。

2) 地下成本

由于地下鉆井情況的復雜性，地下成本是成本估算中最不確定的部分。通常采用估計的方式，例如冰島Namafjall一座20 MW地熱發電廠的項目總成本為3 500萬美元，其中地下成本約為1 300萬美元[44]。地下成本包括鉆井和完井費用、測井費用以及增產費用。

鉆井和完井費用是投資成本的重要組成部分，如在中低品位EGS項目中占總投資資本的20%～50%，甚至可以超過75%[45]。根據地下地質條件、勘探深度和其他因素，不同地點的鉆井成本可能會有很大差異。Zhang Yanjun等[42]估計一口垂直和水平長度分別為4 500和3 000 m的井成本為1 500萬美元。Lei Zhihong等[43]計算中國恰卜恰地熱田3口直井和水平井的鉆探總成本約為936萬美元。

測井費用取決于測井儀器的類型、強度和精度。由于地熱儲層較深，井眼條件比油氣井相對復雜。因此，通常使用特殊的測井設備和冷卻泥漿。對于深度為3 700 m的高精度測井，中國恰布恰地熱田的費用估計為45萬美元[43]。

增產費用取決于作業期間使用的壓裂液，其他支出包括設備費用(壓裂車、附屬設備等)和運營費用。Lei Zhihong等[43]估計不同油藏使用滑溜水的一次壓裂費用為45萬美元；Zhang Yanjun等[42]假設大慶油田深度約4 500 m的一次壓裂費用為48.6萬美元。一般來說，清水壓裂的成本會降低，根據壓裂作業的現場估算，12次清水壓裂預計費用為450萬美元。

3) 運營和維護成本

運營和維護成本CO&M(簡稱運維成本)涉及注入泵和生產泵及儲層維護的能源消耗。同樣，隨著產能的增加，運維成本呈指數下降。每兆瓦時運維成本可以使用下式進行估算[45]：

將FLAC3D獲得的大規模壓裂結果導入TOUGH-2MP-TMVOC用于地熱能生產[40]模擬。在建立12條壓裂縫隙的模型中，以30 a運行時間為例，通過優化采出水流量和井距，對注水井一側12條裂縫研究區進行了經濟分析。

計算結果指出，單井流量為144 L/s生產井的LCOE計算為5.46 美分/(kW·h)，相當經濟。為了分析多段壓裂EGS優勢，在表3 中列出了2021年德國其他可再生能源的LCOE[46]。在地熱能儲量巨大且發電系統高度穩定的情況下，多段壓裂EGS的經濟性是非常優秀的。

表3 德國可再生能源的LCOE[46]Table 3 LCOEs of renewable energy in Germany[46]

EGS總成本的主要占比是鉆井和30 a發電的運維成本，合計比例約占總投資成本的66%。通過使用同一注入井在另一側創建額外的12個裂縫，可將發電潛力加倍。采用水平井分段壓裂建立的一注兩采REGS開發方式，可以達到滿足盈利能力的最低要求，即導流面積大于2×5 km2，發電裝機大于2×5 MW，供熱裝機大于2×50 MW，儲能裝機大于2×50 MW。

3.3.2 儲能模式：過剩風光電轉熱注入地層儲能(多能互補)

風能或太陽能等可再生能源的能源供應高度依賴于天氣條件，并且常常與瞬時能源需求不匹配。在可再生能源產量高的時期，輸電線路可能不夠充足，因此會關閉發電廠[47]。

避免能源生產中斷的合適選擇之一是儲存剩余能源，以補償低電力生產時期的能源短缺。為此，建議利用枯竭的EGS來存儲剩余能量。如圖9所示，REGS儲能模式可以提高深部地熱能的再生能力來延長壽命，同時加壓熱水的注入也有助于清洗管道。

圖9 儲能模式：過剩風光電轉熱注入地層儲能(多能互補)Fig.9 Energy storage mode: surplus wind and PV solar energy being converted into heat and injected into strata for storage(multi-energy complementation)

在儲能模式中，假設井筒中的熱損失可以忽略不計，使用恢復系數來評估能量存儲?；謴拖禂礡F定義為當注入和生產等量的水時，回收能量與存儲能量相對于儲層環境溫度的比率[48]：

恢復系數RF為零意味著存儲能量沒有被恢復，恢復系數的增加將降低存儲效率，反之亦然。圖10為不同循環周期儲能模式計算結果。能量存儲結果表明，能量回收和地層溫度隨著注入/生產循環而增加。

圖10 不同循環周期儲能模式計算結果Fig.10 Calculation results of energy storage modes with different cycle periods

因此，與標準EGS相比，通過結合能量存儲，實際上可以建立再生REGS。這種再生REGS方案也可以應用于現有的EGS領域，以便利用剩余能源，降低能源生產成本，并通過降低地熱儲層溫度下降率來保持地熱儲層的可再生性。此外，在能量存儲階段，可以使用高注入壓力和溫度的水去除井筒中的鹽結垢/結晶。

4 結論

a.EGS水力壓裂不需要使用支撐劑。深部地熱能水力壓裂裂縫破壞主要以剪切機理為主，冷水回灌引起的溫差效應產生拉應力會促使裂縫向更遠處擴展，持續的注水使注入井井筒壓力高于地層壓力，有助于保持裂縫處于張開狀態。

b.采用直井建設的EGS水力壓裂存在明顯不足：(1) 常規直井壓裂獲得的導流面積太小，造成投入大、產出效率低；(2) 儲層改造區域窄，微地震監測技術精度不足，增產造縫區定位困難，即便生產井再次壓裂也不能與注水井有效連通；(3) 單井壓裂一次性注水規模超大，誘發破壞性地震的風險增加；(4) 鉆井費用高，前期投資大，在無政府補貼情況下，常規EGS難以盈利。

c.采用水平井分段壓裂建立的一注兩采REGS開發方式，根據非等距、非等面積、非等注水量分段壓裂方案，可以顯著擴大裂縫區，提高注水井與生產井的連通能力，不僅可以減少熱短路風險，還能實現每個裂縫對采出熱能的貢獻基本相同，并達到滿足盈利能力的最低要求。結合可再生能源大規模地下存儲，既能實現多能互補，又能提高REGS項目生產壽命和盈利能力。

d.通過優化壓裂工藝，采用多段壓裂模式，每次壓裂初始期間采用較大注水速率，后期緩慢降低注水速率，且隨壓裂段數增加逐步延長停泵時間，使地層累積的變形能基本均勻和無傷害性充分釋放。而在地熱生產過程中，對工程參數(如采出和回注速度、回注溫度等)的調整應盡可能緩慢進行，以避免井筒壓力和圍巖應力的突然波動，達到預防發生實質性傷害地震的目的。

符號注釋：

A為剪切/拉伸破壞面積，m2；Cs為地面成本，美元；Ce為勘探成本，美元；CO&M為單位運維成本，美元/MWh；dt為時間增量，s；為剪切/拉伸破壞面積平均位錯量，m；Δ為一秒內破壞面積的平均位移，m；Ee為采出能量，TJ；Ei為注入能量，TJ；G為巖石剪切模量，Pa；M0為地震矩，N·m；i為計算時間步長，s；Mw為矩震級，級；n為計算總步數；Pt為平均發電廠容量，MW；Qt為采水速率，L/s；t為時間，s；Ta為儲層環境溫度，℃；Te為采出溫度，℃；Ti為注入溫度，℃；λ為拉梅參數，Pa。