地热能作为一种可再生的清洁能源，开发前景广阔。然而地热开发当前陷入了“叫好不叫座”的窘境。究其原因，更多的是受来自地热开发技术瓶颈以及开发效益成本等方面的制约。
辽河油田地热资源丰富，2005年进行地热资源普查以来，从中浅层低温地热资源到深层中高温地热资源利用，从民用到工业生产，经过13年的技术创新，逐渐找到了一条符合油田实际发展、经济高效开发地热资源的技术创新之路。
找准症结 9项专利对症施治
12月初，辽宁省盘锦市室外气温已到冰点，家住润诚苑小区的张女士家里却暖烘烘的。采暖水的来源，正是辽河油田利用4口深层地热水井，通过水源热泵技术，采出高温热水实现润诚苑小区17万平方米的住宅供暖。仅此项目辽河每年可实现收入300多万元，节约燃煤3000吨，减少二氧化碳排放1.6万吨。
辽河油田地热能总储量相当于340亿吨标准煤，接近油田已探明石油储量的10倍。仅以目前的技术水平，采出的地热流体量就可以灌满1.3万个杭州西湖，其蕴藏的能量相当于7亿吨石油。根据2017年国家能源发展“十三五”规划，到2020年我国非化石能源消费比重将提高到15％。巨大的地热资源储量，为辽河地热开发利用提供了重要资源保障。
2005年开始，辽河技术人员开展13年技术攻关，先后经历三个阶段：第一阶段从2005年到2011年，主要包括资源勘查、技术储备、尝试利用等；第二阶段从2012年到2015年，为持续研究、承揽项目，技术升级阶段；第三阶段从2016年至今，主要是技术应用、成果转化、业务拓展等。
国家能源局地热标准委员会专家、辽河油田供水公司副总地质师姚艳华表示，当前限制地热发展主要有两大因素，一是地热开发利用存在一定的技术瓶颈；二是投资成本高，回收周期长，难以做到经济效益与社会效益双赢。现在，辽河已形成了包括地热井成井技术、同层回灌技术、废气井改造技术、资源评价数值模拟技术四大技术成果，水源井‘对井’边开采边回注技术、地热水人工密封回灌方法等9项专利技术。目前，这些技术已经在多个领域推广应用，取得了良好的经济效益与社会价值。
2006年开始，辽河油田利用现有水源单井分别在欢喜岭、曙光、高升等地区进行不同层位的地下水回灌试验并形成专利技术，达到国内领先水平，使热泵技术在沉积平原的广泛应用成为可能；2016年在于楼地区利用3口废弃井，通过射孔、下防砂筛管、取换套、下泵试水等，完成废弃井改造，实现了兴一矿2.5万平方米办公场所的供暖，使得油田闲置资产得以重新利用，大大降低了钻井成本。
同层回灌 高效经济开发地热资源
地热能是蕴藏在地球内部的热能,是一种清洁低碳、可再生能源。然而地热开发中深层的地热水，却属于非可再生资源。
地热能开发遵循“取热不取水”“以灌定采”的原则，要想充分持续开采出热储层中的热资源，保持水井的出水能力，避免地面沉降等地质灾害，就必须保证原始状态的平衡，维持地热储层的压力。回灌技术就是采用人工措施将地表水或其他水源的水注入地下以补充地下水，又称地下水人工回灌、地下水人工补给，是当前实现地热资源可持续利用的唯一有效方法。
地热井回灌要遵循两条基本原则：一是不导致深层地下热水温度显著下降，二是回灌水质要优于或等于原地下水水质。目前世界上回灌方式有很多种，主流有两种：一种是加压回灌，是在一定压力下保证回灌的持续进行，但耗电量大，回灌成本高；另一种是“回扬—回灌”方式，是在无压自然状态下进行回灌，采用定期回扬的措施在短时间内消除或缓解井管堵塞问题，疏通回灌水的运移通道，提高回灌效率。
在此基础上，技术人员结合油田生产实际，积极攻关地热回灌技术。他们首先进行抽水试验，以确定含水层层渗透系数及取水量，然后进行单井自然回灌，进一步确定回灌水量、回灌衰减系数等。技术人员利用集水管网压力水进行定压力回灌试验，掌握压力回灌下的地层渗透系数变化及回灌量、回扬（地热井堵后反抽）周期。经过不懈努力，最终成功自主创新出地热井同层回灌技术。2006年至2017年分别在欢喜岭、曙光、高升、沈采等地区进行馆陶组、明化镇组、沙河街组水层回灌试验，采灌比达到11，基本解决了大量开采根本无法使用或排放的难题，使地热资源在油田矿区大规模开发利用成为可能。
“同层回灌技术提高了水井的利用率，使大规模利用热泵开发地热资源成为可能。同时，可延长水井回扬周期，减少维护成本。”姚艳华说。2015年起，辽河油田在小龙湾、润诚苑、兴一矿15口水井中推广应用回灌技术，不但回灌量有所增加，而且回扬周期由原来7天延长为现在的150天，实现油田地热资源高效经济开发。
变废为宝 废弃油井变身“地热田”
据估算，地热能资源约为全球煤炭储量的1.7亿倍，每年从地球内部经地表散失的热量相当于1000亿桶石油的热当量。对比风能、太阳能等可再生能源，地热资源具有安全、稳定、不受季节和昼夜变化影响、清洁、低碳、可再生等优势。
我国是一个地热资源丰富的国家，地热开发具有非常大的优势。然而目前国内地热发展仍处于起步阶段，处于“叫好不叫座”的境地。地热缘何“不热”，除了技术瓶颈外，高成本仍是制约地热行业发展的突出问题。
辽河油田已进入开采中后期，留存大量的闲置井。而这些井虽然不具备油气生产条件，却可以用来实现地热资源的开发利用。
“常规手段开发地热资源投资较大，但通过将废弃的油井、气井、注水井改造为地热井，既可减少打井投入，又能盘活油田资产，可谓一举多得。”辽河油田供水公司技术管理人员介绍。统计显示，辽河油田目前具有改造成地热井潜力的废弃油气水井达2000余口，并已拥有自主创新的定点取换套、衬筛管防沙等专利技术，已应用服务于油田生产过程中。
辽河兴隆台采油厂作业一区办公楼取暖用地热能，就来自一口废弃多年的油井——黄06-6井。2016年10月，辽河油田对这口井地下热水层进行射孔、压裂、酸化改造后，获得日产1000立方米的地下热水，并在采暖季用这些地热资源为部分单位办公楼供暖。改造黄06-6井，比打新地热井节省钻井投资200万元，建设成本降低了50%以上，运行成本也低于燃煤锅炉，7年即可收回项目投资。
当然，废弃井改造技术也有局限性，比如受井下情况相对简单、距离用热点近等限制。但其创新的降本思路、可贵的经济价值及成熟的技术经验，对于国内同样具有地热开采资源的油气田企业而言，具有借鉴和推广价值。
专家连线
记者：辽河地热开发技术现场实际应用情况如何？地热开发技术研发升级的方向和目标是什么？
姚艳华：目前，我们已掌握地热井成井技术、同层回灌技术、废弃井改造技术和资源评价数值模拟技术四项主体技术，分别为浙江、华北、冀东等油田提供技术支持，但是在一些技术应用细节方面，还需进一步提高，比如废弃井改造技术，改造后的换热技术等。
虽然辽河油田是中国石油第一家开展废弃井改造及井下换热的油田，但在换热效果方面并没有达到国内领先水平，对于这种“取热不取水”的技术，我相信在未来政策支持的引导下，将会占有一席之地。另外，储热技术也是未来地热利用业务发展的重要方向，可以有效降低运行成本。是水蓄热好，还是无机盐储热效率更高？这些都是下一步的研究方向。
记者：当前地热资源开发大多还处于“叫好不叫座”的窘境，辽河要想开发好地热资源，您觉得还需要哪些方面支持？
姚艳华：其实，地热利用业务本身利润空间较小，如果按照工程项目的投资回收期去考核，项目很难实施下去。我们进行过详细探讨，认为中国石油应该针对地热利用业务量身定制一套新的评价方法，比如生命周期评价法，针对地热井或者管道的使用寿命，重新考量资产折旧年限。同时，希望能够在用水、用电、用地方面给予一定的支持。另外，地热利用不仅仅会带来直接的经济效益，也能带来很好的环保效益和社会效益，应该着重考虑。
记者：如何有序进行大规模开发地热资源？
姚艳华：要大规模实施地热项目，应该做好顶层设计，制定有针对性的政策给予支持，充分发挥我们的技术、人才、资源、资料占有等优势。同时，积极引入社会资本，加大地热业务的推广应用范围。
另外，地热在今后将会作为独立矿种，我们在探矿权和采矿权方面要主动争取。
（姚艳华为国家能源局地热标准委员会专家、辽河油田供水公司副总地质师）
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