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增强型地热系统(EGS)用于通过人工形成地热储层的方法从深部低渗透性岩体中开采地热能;国际上常采用水力压裂辅以化学刺激的方法改造EGS 储层以提高其渗透率。本文以采自青海共和盆地的花岗闪长岩样品为对象,选用3种不同化学刺激剂(氢氧化钠、盐酸和土酸),在3组不同注入流速条件下开展了系统化学刺激实验。结果表明:注入盐酸和土酸后样品渗透率均有提高,且采用土酸时渗透率提高幅度明显大于盐酸;但注入氢氧化钠后,样品渗透率反而降低。在3类化学刺激剂中,土酸对长石类矿物的溶蚀能力最强,而氢氧化钠溶液对石英的溶蚀能力最强,但氢氧化钠溶液在溶解岩石样品裂隙表面矿物后极易形成非定形态二氧化硅或非定形态铝硅酸盐蚀变矿物并阻塞裂隙,反而对化学刺激效果造成负面影响。总体来看,土酸是青海共和盆地干热岩体的最佳化学刺激剂。在中等注入速度(3 mL·min-1)条件下,土酸对岩石样品的溶蚀程度就可达到最高;在此基础上进一步降低流速,则可能使溶解组分更易从液相中沉淀而充填于样品裂隙,导致样品渗透率有所下降。 相似文献
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增强型地热系统（EGS）是在干热岩技术基础上提出来的一个清洁能源概念,水力压裂建立人工热储是开采地下干热岩热能的有效方法之一。利用TOUGH2系列软件对增强型地热系统进行模拟,具体介绍了对水压致裂过程中裂隙网络模拟的处理方法。裂隙中的水流可以采用不同的概念模型,最为常见的模型包括双空隙率、双渗透率、多重相互作用连续统一体（MINC）以及有效连续统一体（ECM）,这些模型明确了对离散的裂隙和基质的模拟方法。应根据基质的渗透性和裂隙的性质灵活地选择裂隙处理方法,也可将不同方法结合起来使用。提出了几种有效的混合模拟方案,对将来高温岩体地热开发具有重要意义。 相似文献
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增强型地热系统(EGS)开发过程中，需要注入循环水体完成提热，但水体注入后与干热岩体反应会产生矿物溶解（或沉淀），破坏人工储层，影响地热能开发。本文以河北马头营区花岗岩型干热岩为研究对象，与该地区地下水、海水、纯水反应，并结合Phreeqc水文地球化学模拟，分析水岩相互作用后干热岩体的矿物变化与注入水体的化学成分变化规律。研究结果表明，不同注入水体与干热岩进行水岩作用，会产生不同类型的矿物溶解与沉淀，海水最终沉淀量较地下水低，主要原因是海水与干热岩体反应生成了具有吸附能力的沸石；适当减少海水中Cl-含量，将处理过的海水作为循环水体将具有强大的潜力和效益。 相似文献
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干热岩(HDR)是指不含或仅含少量流体,温度高于180 ℃,其热能在当前技术经济条件下可以利用的岩体。作为一种重要的非常规地热资源,干热岩的开发利用可以借鉴页岩油气的成功经验,采用相似的技术发展路径,找到“地热甜点”,开发出低成本且高效的钻完井技术,逐步形成和完善技术体系,建立与对象相适应的生产运行模式,以期实现对这种巨大资源的有效开发利用。增强型地热系统(EGS)被认为是干热岩资源开采的一种重要方式。EGS最初被称为工程型地热系统,后来才统称为增强型地热系统,是指通过实施特殊的工程工艺,改善地层储集性能或(和)向地层中注入流体,以实现对地热资源的有效开发。其基本方法原理为在干热岩体内钻两口或多口井,将低温流体通过注入井注入干热岩体的天然裂缝系统,或注入通过压裂技术在钻井之间建立的具有水力联系的人工裂缝中加热,通过吸收干热岩内所蕴含的热能,将流体温度提高到一定程度后从生产井采出至地表或近地表进行利用,形成人工热交换系统,用于发电或取暖等。采用EGS技术开发干热岩地热资源,选区选址恰当与否是能否取得成功的最关键环节之一。中深层地热资源可分为水热型和干热岩型两大类、五亚类。其中,干热岩根据其热储孔渗条件差异又可分为无水优储、无水差储和无水无储三亚类,适合作为EGS开发对象的干热岩资源为其中的无水优储和无水差储两种类型。五类地热资源规模呈金字塔形,开发技术难度逐渐增加。基于由热储埋深、热储温度、热储岩性、热储物性、盖层厚度、盖层断裂发育条件等组成的地质资源条件,由钻探成井技术、储层改造技术、管理运营技术组成的工程技术条件,以及由地热需求和资源经济性组成的经济市场条件三个因素,本文建立了三因素分析与多层次指标分解法相结合的干热岩EGS选区评价方法和关键指标,在国内干热岩资源条件较好的17个候选区中,优选出西藏羊八井高温地热区和渤海湾盆地济阳坳陷潜山分布带作为EGS试验有利区。 相似文献
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增强地热系统(EGS)是开采低渗透率热岩体中热能的技术,属于广义的地热储工程。其中,作为换热介质被注入岩体并在换热后返回地表的返排液,不仅是岩体地球化学特征的信息载体,而且其物理化学行为直接影响着EGS系统的运行效果。FixAl化学热力学模拟和水同位素十三线图解在天然水热系统评价中得到了广泛应用,对返排液研究的实用性则是文章的核心问题。文中收集了全球主要EGS项目的返排液资料,基于FixAl方法分析矿物与返排液的化学平衡状态,并计算了流体在深部的热交换温度,用同位素模型验证了EGS系统中原生卤水的驱替过程。研究结果表明,上述方法在EGS返排液研究中是适用的。此外,返排液的化学特征对EGS的指示意义还包括厘定原生卤水在返排液中所占比例,识别岩浆挥发分溶解及储层改造时的添加剂残留,预测结垢趋势和流体腐蚀性等。未来需要通过更多的实验和模拟方法深入研究返排液的化学特征,建立EGS的热-水-力-化学(THMC)耦合模型,为科学开发深层地热能提供依据。 相似文献
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增强型地热系统(EGS)是采用人工形成地热储层的方法,从低渗透性岩体中经济地采出深层热能的人工地热系统。以CO2为载热流体的增强地热能系统(CO2-EGS)是实现CO2减排和深部地热资源开发的有效手段,系统运行时的水-岩-气相互作用对热储层孔渗特征有着重要影响,最终会影响储层的产热能力。笔者利用高温高压反应釜模拟CO2-EGS高温下的热储层-盐水-CO2的相互作用,通过对实验中反应液离子成分变化和岩样扫描电镜进行分析,结果表明:实验后的钾长石和方解石出现溶解现象,且方解石溶蚀剧烈;岩样表面出现极少量次生方解石和钠长石,并有新矿物析出,其主要组成元素为C、O、Si、Fe,为菱铁矿的中间产物。通过TOUGHREACT建立反应性溶质运移模型,模拟上述实验的化学反应过程,模拟结果和实验数据拟合较好。该研究可为CO2-EGS的水-岩-气作用机制提供地球化学数据。 相似文献
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CHEN Zubin ZHAO F SUN Feng Lü Hao WANG Chunlu WU Haidong ZHOU Xiaohua 《《地质学报》英文版》2021,95(6):1835-1843
Hot dry rock is becoming an important clean energy source. Enhanced geothermal systems (EGS) hold great promise for the potential to make a contribution to the energy inventory. However, one controversial issue associated with EGS is the impact of induced seismicity. In August 2019, a hydraulic stimulation experiment took place at the hot dry rock site of the Gonghe Basin in Qinghai, China. Earthquakes of different magnitudes of 2 or less occurred during the hydraulic stimulation. Correlations between hydraulic stimulation and seismic risk are still under discussion. Here, we analyze the hydraulic stimulation test and microseismic activity. We quantify the evolution of several parameters to explore the correlations between hydraulic stimulation and induced seismicity, including hydraulic parameters, microseismic events, b-value and statistical forecasting of event magnitudes. The results show that large-magnitude microseismic events have an upward trend with an increase of the total fluid volume. The variation of the b-value with time indicates that the stimulation experiment induces small amounts of seismicity. Forecasted magnitudes of events can guide operational decisions with respect to induced seismicity during hydraulic fracturing operations, thus providing the basis for risk assessment of hot dry rock exploitation. 相似文献
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水力压裂是青海共和盆地干热岩地热资源开发的难点技术问题之一。本文基于升级改造的大尺寸真三轴水力压裂物理模拟实验系统模拟干热岩储层高温高压环境,利用青海共和盆地露头岩心进行水力压裂物理模拟实验,揭示干热岩储层水力裂缝的起裂和扩展规律。通过物理模拟实验发现：干热岩储层裂缝起裂可以通过文中提出的起裂模型判断起裂方式和预测起裂压力;水力裂缝在岩石基质中的扩展形态简单,仅沿最大主应力方向延伸;但是水力裂缝会受到岩石中弱面的影响,发生转向沿弱面延伸,形成较复杂的裂缝形态。因此,建议在干热岩储层实际施工中,在天然裂缝发育较丰富的层段开展水力压裂,以实现复杂裂缝网络提取地热能。 相似文献
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青海共和盆地干热岩赋存地质特征及开发潜力 总被引：4，自引：1，他引：3
青海共和盆地贮藏有丰富的干热岩地热资源。为提升共和盆地干热岩地热资源成因的理论认识,进一步推动干热岩资源的勘探,文章从共和盆地干热岩热源机制、盖层条件、储层特征等方面对共和盆地干热岩资源成因件进行了全面分析。首先,结合区域地质构造分析、地热地质调查、地球物理（航磁、地震）解译等手段,在共和盆地恰卜恰岩体内实施了4口深度为2927~3705 m的干热岩勘查孔,并在3705 m处钻获236℃的优质干热岩资源,为中国非现代火山区干热岩地热资源勘探的首个重大突破。其次,系统测试了钻孔不同深度花岗岩放射性,结果表明,共和盆地花岗岩体铀、钍、钾放射性含量略高于大地背景值,放射性生热率较低,对干热岩热源的贡献小,其热源可能来自壳内熔融体。第三,基于地质资料分析和航磁解译,圈定了共和盆地总体面积约1.4×104 km2的潜在干热岩分布区。最后,采用体积法评估了共和盆地干热岩资源潜力,结果表明,共和盆地3.0~6.0 km深度范围保守的、静态干热岩资源总量为8974.74×1018 J,换算标准煤可达3066.19×108 t,具有广阔的开发利用前景。 相似文献
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干热岩资源和增强型地热工程:国际经验和我国展望 总被引：1，自引：0，他引：1
干热岩（HDR）是一种没有水或含有少量水的高温岩体,保守估计地壳中3~10 km深处干热岩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。增强型地热系统（EGS）是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,采出相当数量热能的人工地热系统。EGS的研究与开发已有40年的历史,但早期只局限在美国、英国、法国、日本、澳大利亚等国家,我国这方面的研究于近几年起步。目前干热岩的开发面临诸多挑战,如大体积人工裂隙热储的建造、实现EGS商业化需要进一步研究和技术开发等。本文回顾分析了国际上重要EGS示范场地建设和研究过程中所取得的经验和积累的教训,讨论了我国近几年的研究进展,希望为我国今后EGS研究和工程化示范提供参考和借鉴。 相似文献
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美国干热岩"地热能前沿瞭望台研究计划"与中美典型EGS场地勘查现状对比 总被引：1，自引：0，他引：1
美国能源部正在实施干热岩“地热能前沿瞭望台研究计划”(FORGE计划)。它是以经典干热岩定义的干热岩勘查开发为约束,通过增强型地热系统(EGS)示范工程建设实践,形成新一代EGS试验平台。美国本着“可复制的结果=巨大的潜力”的理念,实现干热岩勘查开发技术新突破,以满足美国1亿家庭绿色电力供应为实际应用目标。中美典型EGS场地勘查现状对比结果表明：犹他州米尔福德与青海省共和县恰卜恰两个典型EGS场地具可比性,大致处于“并跑”的水平;在天然裂隙系统、原位地应力场、压裂参数获取与压裂方案制定等方面,米尔福德EGS场地有所超前。据此建议有关部门加快青海省共和县恰卜恰EGS场地进入勘查开发阶段,以提高我国干热岩勘查开发技术水平,早日实现EGS工程化。 相似文献
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地热能作为一种清洁低碳、稳定连续的非碳基能源,可为实现碳中和、碳达峰目标提供重要保障.通过回顾国内外干热岩和增强型地热系统的开发现状,储层改造建造技术现状和近期发展,微地震监测技术发展和诱发地震灾害评估方法进展,示踪技术进步和电磁法的监测潜力,展望干热岩和增强型地热系统增产技术发展前景和研究开发方向,为相关的工程技术和研究人员提供参考. 相似文献
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地热能赋存于地球内部岩土体、流体和岩浆体中,是一种永久的、可再生的、储量丰富的清洁能源。地热能的开发,尤其是干热岩的开发利用,有可能成为解决人类未来能源危机的重要途径。目前采用的干热岩开采方法被称为增强型地热系统(EGS)。热储地质环境的复杂性和水力化措施对天然裂隙的依赖性,造成多数的EGS项目存在热储体积和换热面积不足、工质流量小、终端温度低,以及诱发地震风险等局限性,致使干热岩开发始终未能大规模商业化。基于开挖的增强型地热系统(EGS-E)的提出为突破传统EGS的技术弊端和规模局限提供了新思路。文章在其概念模型的基础上,从系统原理、工程构想、技术优势等方面对EGS-E进行了更详尽的阐述。EGS-E采用开挖、爆破、崩落等采矿技术,形成了独特的热储致裂系统和热能交换系统,能够大幅度降低地质环境对热储质量的限制,具备构建定制的热储空间、形成充足的换热面积,维持稳定的工质流量与温度及减少诱发地震风险等优势,为干热岩开发的商业化提供了新的解决方案。 相似文献
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KONG Yanlong PAN Sheng REN Yaqian ZHANG Weizun WANG Ke JIANG Guangzheng CHENG Yuanzhi SUN Wenjie ZHANG Chao HU Shengbiao HE Lijuan 《《地质学报》英文版》2021,95(6):1882-1891
It is common sense that a deeper well implies higher temperature in the exploration of deep geothermal resources, especially with hot dry rock (HDR) geothermal resources, which are generally exploited in terms of enhanced geothermal systems (EGS). However, temperature is always different even at the same depth in the upper crust due to different heat sources. This paper summarizes the heat sources and classifies them into two types and five sub-types: crust-origin (partial melting, non-magma-generated tectonic events and radiogenic heat production), and mantle-origin (magma and heat conducted from the mantle). A review of global EGS sites is presented related to the five sub-types of heat sources. According to our new catalog, 71% of EGS sites host mantle-origin heat sources. The temperature logging curves indicate that EGS sites which host mantle-origin magma heat sources have the highest temperature. Therefore, high heat flow (>100 mW/m2) regions with mantle-origin magma heat sources should be highlighted for the future exploration of EGS. The principle to identify the heat source is elucidated by applying geophysical and geochemical methods including noble gas isotope geochemistry and lithospheric thermal structure analysis. This analytical work will be helpful for the future exploration and assessment of HDR geothermal resources. 相似文献
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It is more difficult for a hot dry rock to form a fracture network system than shale due to its special lithology, physical and mechanical properties under high temperature. The essential characteristics, rock mechanics and in-situ stress characteristics of a hot rock mass have been systematically studied by means of laboratory tests and true tri-axial physical simulation. The fracture initiation and propagation characteristics under different geological and engineering conditions are physically simulated, and the main controlling factors for the formation of a complex fracture network are revealed. The technology of low displacement for enhancing thermal cracking, gel fluid for expanding fracture and variable displacement cyclic injection for increasing a fracture network has been applied in the field, and good results have been achieved. Micro-seismic monitoring results demonstrate that complex fractures were formed in the field test, and the stimulation volume for heat exchanging reaches more than 3 million cubic meters. The research results play an important role in the stimulation technology of an enhanced geothermal system (EGS) and realize a breakthrough for power generation. 相似文献
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我国干热岩勘探刚刚起步。为准确评价干热岩型地热资源的资源量,需要钻获高质量的干热岩岩心,但目前针对高温、高硬度、高研磨工况下的干热岩取芯钻进工艺研究较少,严重制约了干热岩型地热资源的准确评价。为此,自主研发了Φ127 mm涡轮钻具,在福建漳州HDR-1井和青海共和GR1井进行了干热岩钻井取芯应用研究,研究验证了研发的涡轮钻具与KT-140取芯钻具的适配性、涡轮钻具与金刚石取芯钻头的匹配性,揭示了高温和硬岩井况下涡轮钻具工作特性,经受住了孔底236 ℃高温考验,钻获了高质量岩心,取得了涡轮钻具现场测试应用的各项参数;涡轮取芯钻进工艺与常规取芯钻进工艺相比,既充分发挥了涡轮钻具高转速的性能,也发挥了其耐高温、耐研磨、耐高地应力、使用寿命长和现场劳动强度低的特性,干热岩取芯钻速和质量大大提高。该工艺是高温深孔干热岩井下动力回转钻具驱动取芯钻头进行取芯钻进的首次成功尝试,为干热岩涡轮钻具复合取芯钻井技术的进一步科研攻关、现场试验与推广应用提供了宝贵的施工应用经验和借鉴,也将为我国干热岩科学钻探与深部地热资源勘探提供新的技术支撑。 相似文献
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发展清洁、稳定、可再生的干热岩型地热资源对于缓解能源危机、减轻环境污染、改善人类健康具有重要意义。增强型地热系统(Enhanced Geothermal System,EGS) 是一项改造干热岩天然储层,高效开发地热能资源的先进技术。以澳大利亚库珀盆地地热储层为研究对象,基于水力压裂实测微震数据,建立了三维分区均质渗透率模型和非均质渗透率模型,分别进行储层温度场、流场及采热性能变化的研究,并对比其差异。结果表明:在同样的注采流量下,由于非均质模型中微震事件集中于井口附近,进而形成明显的优势流动通道,流体从注入井更快流向生产井,温度下降速度相对更快,分区均质模型中优势流动通道没有非均质模型明显,温度下降速度较慢;地热模型运行期间分区均质模型的采热量变化相对稳定,降幅为3.74%,非均质模型采热量降幅较大,为12.72%。分区均质模型的模拟结果相比于非均质模型,温度下降幅度小、采热量高;但实际储层中的渗透率分布不均,分区均质模型的模拟采热量相比实际采热量偏高,因此在实际应用中,非均质模型的模拟结果对实际工程更具参考意义。 相似文献
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The paper shows thermal tests results (thermal conductivity, specific heat) carried out during the research project to recognize the potential of hot dry rocks for heat and electricity production in Poland. Analysis of such parameters of the rock medium has fundamental significance in search of structures for location of enhanced geothermal systems (EGS). Analyses of thermal conductivity as well as specific heat determine the possibility of effective extraction of heat from hot rock formations and its efficient transfer to the land surface. Reservoir rock should be characterized by the lowest possible porosity and permeability, and the highest possible thermal conductivity. In order to recognize reservoir parameters of rocks that form potential reservoirs for EGS, 300 samples of sedimentary rocks were taken from 11 wells located in central Poland. For samples, sizes of which enabled measurement of thermal parameters, tests of thermal conductivity and specific heat were carried out. Independently, measurements of porosity were made. The porosity magnitude determines values of measured thermal parameters. Measurements of thermal conductivity of rocks were made for 24 samples collected from Triassic, Permian and Carboniferous deposits in six wells. Measurements of specific heat on rock samples were made for 20 rock samples. Among sedimentary rocks, principally sandstones and limestones with reservoir parameters favourable for this type of systems are considered to be petrogeothermal reservoirs and are often characterized by favourable thermal parameters for EGS. Copyright © 2014 John Wiley & Sons, Ltd. 相似文献
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The Enhanced Geothermal System (EGS) is a recognized geothermal exploitation system for hot dry rock (HDR), which is a rich resource in China. In this study, a numerical simulation method is used to study the effects of geothermal fluid dryness and non-condensable gas content on the specific enthalpy of geothermal fluid. Combined with the organic Rankine cycle (ORC), a numerical model is established to ascertain the difference in power generation caused by geothermal fluid dryness and non-condensable gas content. The results show that the specific enthalpy of geothermal fluid increases with the increase of geothermal fluid temperature and geothermal fluid dryness. If the dryness of geothermal fluid is ignored, the estimation error will be large for geothermal fluid enthalpy. Ignoring non condensable gas will increase the estimation of geothermal fluid enthalpy, so the existence of the non-condensable gas tends to reduce the installed capacity of a geothermal power plant. Additionally, both mass flow of the working medium and net power output of the ORC power generation system are increased with increasing dryness of geothermal fluid, however there is some impact of geothermal fluid dryness on thermal efficiency. 相似文献