我国海洋地热能开发利用研究丨中国工程科学

本文选自中国工程院院刊《中国工程科学》2024年第4期

编者按

发展海洋地热能是高效利用海洋资源、构建可持续海洋生态环境的重要支撑。我国海洋地热能资源丰富，尚未得到较好开发利用，如能与其他海洋资源实现融合开发利用，将对保障我国能源安全、实现“双碳”目标、建设能源强国、构建新型能源体系以及岛礁建设和深远海开发具有重要的战略意义。

一、前言

当前，全球新一轮能源革命和科技革命深度演变、方兴未艾，大力发展可再生能源已经成为全球能源转型和应对气候变化的重大战略方向。加快发展可再生能源、实施可再生能源替代行动，是我国推进能源革命和构建清洁低碳、安全高效能源体系的重大举措。十八大以来，我国在可再生能源领域取得显著成效，为保障国家能源安全、推动生态文明建设和可持续发展、践行应对气候变化自主贡献承诺贡献了重要力量。

地热能是蕴藏在地球内部的热量，也是驱动整个地球发展和演化的原动力，除具有资源量大、分布广、绿色清洁等特点之外，地热能最大的优势是热源供能稳定、连续和利用率高，是唯一不受气候、季节、昼夜变化和地缘政治影响的可再生能源。根据国际可再生能源机构（IRENA）估算，在新能源和可再生能源中，地热能发电利用率最高，平均年运行超7350h，全年82%的时间持续运转，为太阳能光伏发电的5倍、太阳能光热发电的2倍、风力发电的2倍，且可靠性强，过程安全。与其他可再生能源发电相比，成本居中，具有竞争性。因此地热能在非碳能源中是基础负荷，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》提出了因地制宜开发利用地热能的明确目标。

随着海上油气勘探开发向深远海和中深层推进，优质的高温高压水热型海洋地热能陆续被发现，而且与陆地相比，地壳在海底的厚度更薄（海底平均7km，陆地20~65km）、平均流经热流更高（洋壳为99~101mW/m2，陆地为57~65mW/m2），因此海洋地热能展现了巨大的资源潜力和发展前景。发展海洋地热能利用是高效利用海洋资源、构建可持续海洋生态环境的重要支撑，将成为立足我国资源禀赋、积极稳妥推进碳达峰、碳中和（“双碳”）和能源强国建设的重要路径。目前，全球海洋地热能利用整体处于理论研究阶段，实践零星，如利用海洋地热能来发电，可以改变近海、岛礁以及深远海资源（油气、大洋矿等）的开发现状和经济动态；海洋地热能与海上油气资源（稠油、天然气水合物）联合开发，既能节约常规注入能耗，又能提高海上油气产量和采收率；利用海洋地热能淡化海水，不但能节省能源消耗，还能解决沿海地带淡水缺少问题，经济效益明显；从海洋地热水中提取稀土和稀缺元素，如地热卤水提锂、提氦、提铕等，可作为未来战略稀缺元素获取的重要选择途径，有利于维护国防安全；与风、光、潮汐等海洋可再生能源融合发展，进一步探索海洋新能源融合发展路径。

发展海洋地热能的利用，提高海洋地热能的利用水平，并随之发展相应的技术装备、产业和产业链，将有利于促进我国“双碳”目标的实现。本文主要着眼于海洋地热能利用的发展目标，系统梳理国内外海洋地热能的利用现状，总结海洋地热能利用面临的挑战，并立足海洋资源融合开发战略，提出我国海洋地热能利用的2个典型模式，阐述我国海洋地热能利用的阶段性发展目标，指出我国海洋地热能利用未来重点发展方向和发展建议，以期为我国海洋地热能利用的技术探索、装备研发、应用研究、产业发展、产业链构建等提供参考。

二、海洋地热能的发展现状

目前，全球陆地地热能开发利用以直接利用和发电为主，实践优、前景好，发电与地热能直接利用呈明显上升趋势，据ThinkGeoEnergy统计，截至2021年年底，全球地热能发电项目装机容量约为15.854GW。基于2020年世界地热大会报告，截至2019年年底，全球地热直接利用的总装机容量为107727MW，年总能源使用量为1.02×1018J（283580GW·h）。

（一）国外海洋地热能利用研究现状

就可达性而言，海洋地热能资源分为两种：一是浅层海洋地热能资源，位于海岸线附近，深度为1~50m，在近海及浅海的板块边界大陆平台常见，如意大利的萨利纳岛地热田；二是深部海洋地热能资源，位于构造板块之间扩张带、海平面下1000~4000m，热液温度达100~600℃。由于海洋地热能埋藏在远离陆地的海底深处地层这一特殊地理位置、能量密度远小于石油、更不宜长距离输送等特点，使其比陆地地热能拥有更高的勘探开发利用和建设运营成本，因此在过去的几十年中并未被视为一种经济可行的可再生能源，未得到较好开发。目前，国外海洋地热能的开发利用是在借鉴陆地利用模式的基础上，以理论研究为手段，以高温热液发电为主、风热联合开发和提取稀缺元素为辅的三种形式进行积极探索，以期能寻求到海洋地热能利用的突破口。

1.海洋地热能发电

相比于传统的水电、火电和核电，陆地地热能发电因具有建造电站投资少、发电成本低、发电设备利用时间较长、污染环境小和发电用过的蒸汽和热水还可再加以利用等优点而受到青睐，海洋地热能发电如能在陆地地热能发电的基础上，进行技术装备和经济上的改进和突破，未来发展前景广阔，因此世界各国积极探索海洋地热能发电。

全球的第一个海上海洋地热能发电项目是2006年提出的意大利马西利项目，该项目计划2015年完成，目前未见报道。该项目设计在意大利的马西利海山热液口安装半潜式发电平台，通过高容量电缆将发电平台连接到近150km外的海岸电网。与其他可再生能源相比，该项目的平准化能源成本（LCOE）值很低（0.04美元/kW·h），也因此有望成为全球首个海上海洋地热能发电厂。

图1冰岛海洋地热能发电净输出功率及估算成本

日本、美国和爱尔兰也相继提出用CO2等作为载热介质进行海洋地热能发电，如能突破海底涡轮／发电机等技术，则前景广阔。

2.海洋地热能-海洋风能联合发电

2018年，印度学者提出了一种利用塞贝克效应（又称热电效应）和海上风力涡轮机进行海洋地热能-海洋风能联合风热发电的海上单桩系统，旨在探索未来结合海上单桩结构进行海洋地热能收集和利用的可能性。该装置铺设了两条流体管道，作为主动换热系统，基于塞贝克效应原理，利用管道流体之间的温差，通过热电发电机进行发电。物理模拟研究表明，当出口流体温度分别为100℃、80℃和60℃时，1m高度钢单桩基础处最高温度分别为55.7℃、47℃和37℃。同样，对于15m高度钢单桩，当出口流体温度分别为100℃、80℃和60℃时，钢单桩基础处最高温度分别为68℃、56℃、44℃。对于深度为36m高度的单桩基础底部，当出口流体温度分别为100℃、80℃和60℃时，钢单桩的最高温度分别为78℃左右、63℃左右和49℃左右。理论表明，当出水管流体温度为100℃、进水管温度为15℃时，高为1m、面积为1m2的发电模块装置最大输出功率为242kW，海上风力涡轮机地热系统相关成本约为5.1×107~1.35×108美元，因此仍需进一步提升海上风热联合发电的热循环效率、热发电效率和经济性，来突破联合发电的技术制约和经济挑战。

3.海洋地热能提取战略稀缺元素

战略稀缺元素如锂／铀在产生和存储可再生能源以及新能源等领域具有广泛应用。理论研究表明：利用磁性纳米流体技术（PNNL）从海洋地热能电厂排放的地热盐水中提取铕元素是一项非常具有挑战性的技术，工艺成本和运营成本估算表明，20MW地热发电厂出口卤水生产铕的年生产能力约为2151kg，成本约为6.8×106美元，投资内部收益率约为18.1%（2018年），经济效益好，变成实践尚需大量的关键核心技术攻关。同时，敏感性分析表明：铕的浓度和价格即使变化10%也会对投资内部收益率产生显著影响（影响约16%），吸附剂成本10%的变化只会轻微（影响小于1%）影响投资内部收益率。

美国加利福尼亚州能源委员会曾在2021年3月发布的关于美国第二大地热田——萨尔顿海地热田的相关研究报告中预测，萨尔顿海地热田中碳酸锂的年供应量将超过6×105t，具有巨大的经济效益。

（二）我国海洋地热能利用研究现状

我国陆地地热能资源利用以中低温浅层和水热型的就近利用为主，基本形成以西藏羊八井、羊易为代表的地热发电（西部），以京津冀为代表的地热供暖（中东部），以东南沿海为代表的制冷、康养（东南部）的开发利用格局。2021年，我国干热岩在试验发电方面有所突破，其中，唐山市马头营凸起区实现了我国首次干热岩试验性发电，青海共和盆地实现了我国首次干热岩试验性并网发电。

我国海洋地热能资源丰富，利用海洋油气勘探资料对我国近海（渤海湾、珠江口、北部湾和莺琼盆地）的浅层水热型海洋地热能资源量进行粗略测算，测算结果折合标准煤达2.964×1011t，潜在减排二氧化碳7.885×1011t，1%采出量的潜在减排二氧化碳量（7.885×109t）相当于2022年碳总排放量（1.21×1010t）的65%，减碳潜力巨大（见表1）。

表1我国近海主要盆地浅层水热型海洋地热能资源量测算

随着党的二十大对我国能源安全保障、“双碳”战略目标实现、能源强国建设和新型能源体系建立提出的要求，以及对海洋资源的重新认识，我国在如火如荼开展陆地地热能利用的同时，也勇于探索海洋地热能资源的开发利用。目前正处于由科研向实践过渡阶段，在利用海洋地热能发电、与海洋油气融合开发和淡化海水等方面积累了一定的理论和实践经验。

1.利用海洋地热能开发海上稠油

利用海洋地热能开发海上稠油，不但可以节省地面设备的投入和常规能源消耗，又可以节约海上平台的制热空间。我国在利用海洋地热能开发海上稠油方面走在了世界前列，并取得一例突破。2018—2019年，我国南海EP油田HJ组普通Ⅰ类稠油（地层原油黏度为140）利用深部高温含水砂层和井下人工注水的闭式地热水驱技术，成功实现了一例利用海洋地热能中的水热型地热能开发浅层普通稠油实践，首口见效井日增油72m3（从30m3提高到102m3），单井累增油约20000m3，增油效果显著，为后续此类利用奠定了良好的实践基础。

2.利用海洋地热能开采海上天然气水合物

我国海洋地热能开采海上天然气水合物研究处于室内物理模拟、数值模拟和专利概念设计的理论研究阶段。室内物理模拟以研究注海洋地热能的注热法开采海上天然气水合物机理为主。数值模拟研究建立均质数模理论模型开展，考虑井网和井型组合，包括直井+直井组合、水平井+水平分支井组合，同时优化开采方式和载热介质，水平井或分支井提高2倍采出程度（从22%提高到63%）（见表2）；利用注海洋地热能的注热法与其他方法结合，注热法理论上可提高天然气产量20%~40%，最高可提产100%（见表3），同时可降低天然气水合物开采成本；海洋地热能的取热载热介质多元组合化，包括海洋地热能的水热型资源中的地热水直接注、海水、CO2、盐水+CO2、CO2+N2、CO2+H2，采用间歇采、持续脉冲注的注采方式效果好（见表4）。专利概念设计主要以井型组合研究为主，包括直井+水平井组合并考虑防砂、水平井+水平分支井组合、回型井、直井+起伏水平井组合（直井三气合采）、蛇形井+水平井组合，考虑井型全、组合多，兼顾防砂和三气合采，并辅以储层改造。研究存在的不足：海洋地热能考虑为稳定热源（≤200℃）；海洋地热能和海上天然气水合物联合开发实验与实际情况尚有差距；不能全面考虑天然气水合物储层骨架变形引起的地质灾害；多气合采、复杂结构井钻完井和防砂技术及装备等存在挑战；理论研究缺少矿场实践。

表2海洋地热能开采天然气水合物井型组合

表3海洋地热能开采天然气水合物注热法与其他方法复合

表4海洋地热能开采天然气水合物取热载热介质多元组合

3.海洋地热能淡化海水

海水淡化是解决淡水资源短缺问题的一条有效途径，传统的海水淡化以消耗化石燃料为主，不仅成本较高而且存在CO2气体排放等问题。低碳背景下的工业废弃余热和非常规能源已成为国际海水淡化的能源热点，因此使用海洋地热能资源为海水淡化供热比太阳能更经济可行，不但解决了CO2排放问题，同时还解决了海水淡化后的咸水排放问题。理论研究表明，我国海南省地下80~150℃的海洋地热水，通过板式换热器很容易将海水加热到海水淡化所需的70℃，因此技术可行；海洋地热能淡化海水可将百吨级海水淡化规模的综合成本从6元/t下降到1.12元/t、千吨级海水淡化规模的综合成本从4元/t下降到1.03元/t，综合成本下降75%~80%，经济效益明显。但我国海水淡化技术与世界先进水平相比存在一定的差距，主要体现在：发展规模小、供水范围窄、技术创新能力有待提升、产业链尚不完善、经济成本高、配套政策尚不完善、海水淡化设备的国产化率不高，海水淡化装置中70%的核心设备需要进口。

纵观全球，海洋地热能资源开发利用多处于理论研究阶段，研究案例少、实践少，实践成功的更少，因此海洋地热能开发利用任重道远。

三、我国海洋地热能开发利用面临的挑战

海洋地热能具有远离陆地、埋藏在深海地层、能量密度低、不宜远距离输送等特点，因此其利用对装备（平台大小）、资源品质（温度大小）、技术（发电、与其他海洋资源融合开发）、材料（高温）和经济性要求高，开发利用面临着巨大的挑战，因此鲜有海洋地热能的利用案例。

（一）资源家底不清，勘探程度偏低

与油气等矿产资源相比，地热能资源重视程度偏低，在五种可再生能源中重视程度最低（海洋地热能占比为42%）（见图2）；勘查投入不足导致地热能资源数据基础较为缺乏，缺少详细的资源分布数据。就我国而言，还没有单位对我国地热能资源进行全面系统的勘查，无法精细评价我国地热能资源分布，我国完成的全国地热能资源潜力仅限于陆地且勘查程度不高，大部分地区地热能资源调查精度仅为1∶1000000，只有天津、北京、鲁北平原、关中盆地、青藏铁路沿线和珠江三角洲等精度达到1∶250000，少数地热田，如羊八井、羊易、雄县等个别的地热能勘查精度达到1∶50000，一些地热能潜力区域没有或很少开展正规的地热能勘查工作。

图2未来5~10年公众意识里几种能源对社会的影响

海洋地热能资源勘探更是远远滞后于陆地，尚未形成完善的资源评价和开发利用制度，部分相关资源的实地验证和数据收集工作刚刚起步，因此全球海洋地热能具体资源量和分布情况还未落实。目前，我国海洋地热能仅利用海洋油气资源勘探资料粗略测算了浅层水热型地热能资源量，海洋深层以及干热岩地热能资源量还未进行勘察和具体计算，可见我国海洋地热能资源的落实程度较低，尤其是与其他资源重叠分布情况不够清晰，导致海洋地热能的开发利用面临较大不确定性，严重影响了海洋地热能的规模化开发利用。

（二）技术未成体系，理论支撑偏弱

整体而言，我国在地热能勘探、开发、利用领域的理论技术力量还比较薄弱。在地热能成因模式方面，地热能的形成、机理、成因模式认识依然不清楚；在勘探技术方面，陆地浅层和水热型地热能勘探技术成熟，但深层和干热岩勘探处于起步阶段；在开发技术方面，陆地水热型地热能的高温地热钻完井技术相对成熟，但井下换热技术、优化集中采灌技术、地热防垢除垢技术、地热防腐技术、干热岩完井技术和干热岩发电技术也都需要进行大力攻关；在利用技术方面，陆地高温地热能发电技术相对成熟，但中低温地热能发电技术以及与其他资源的融合开发技术还需攻关。

尽管我国陆地地热能技术在某些点上已有所突破，对于我国海洋地热能开发利用具有积极借鉴意义，也奠定了一定基础，但由于海洋地热能埋藏深，因此常规的陆地地热能的勘探、开发、利用技术难以全方位满足海洋地热能的需求。此外，现有成熟的陆地地热能技术较少，未覆盖全流程，不能满足海洋地热能的勘探、开发、利用。此外，从全球对比看，国外地热能技术体系包括地热能地质（地质学、地球物理、地球化学、地热学）和热储工程（地热井开采等），是一个学科深度交叉融合的领域，而我国地热能技术主要依靠“热+水”，技术未成体系，形不成合力，导致理论支撑偏弱，勘探开发利用成本过高，效率低下。

（三）开发成本较高，利用模式不明

相较于陆地地热能，海洋地热能前期的勘探开发成本高，部分可达项目总成本的15%~30%，投资风险大，钻井成功率为50%~60%，平均需要2~3年才能确认地热能资源适合发电，因此海洋地热能需要更高的勘探开发、建设和运营成本。巨大的投资成本和投资风险成为海洋地热能开发的阻碍，这也导致目前海洋地热能的开发利用案例相对较少，尚未形成规模化的示范项目。此外，由于海洋地热能的开发利用涉及海底工程和能源产业的多个领域，需评估对海洋生态环境的影响，相较陆地更加复杂，这也使得投资者较为谨慎。

较少的成功开发利用案例导致海洋地热能的综合利用模式尚不明确。尽管国内外学者对海洋地热能的利用方式与前景开展了较为深入的探讨，如海洋地热能发电、海洋地热能开采海上稠油、海洋地热能开采海上天然气水合物、海洋地热能与海上风能联合发电、海洋地热能淡化海水等，但由于重视程度低、勘探程度低、成本费用高、技术水平弱、装备设备少等原因，目前均处于理论研究、技术方案设计、小规模实验阶段，还鲜有见到商业化应用。我国提出海洋地热能和海上天然气水合物联合开发构想，即利用海洋地热能的热激法开采海上天然气水合物。虽然理论上前景广阔，但受制于海洋地热能成因及热富集规律研究薄弱和天然气水合物成藏机理和资源评价方法尚未建立、考虑热-流-固-化的多场多相模拟仿真技术等基础理论尚未根本突破，以及单单热采法的二者联合开发存在经济性和工程地质问题，联合开发也处于科研向实践过渡阶段，未来应在多种开采方法（降压法+热采法+碳封存+多气合采）融合并举上探寻可行的联合商业化开发模式。

（四）关键装备被垄断，监测网不健全

探索和研发海洋地热能勘探开发利用关键装备和监测网络是实现我国近海及岛礁海洋地热能“开发利用”的必经之路。地热能装备起源于石油行业，随着深层高温地热能勘查的进行，国内设备耐温耐压性已无法满足勘查需求，测井设备多项参数难以突破175℃，监测设备难以突破100℃。国外设备技术参数相对更好，但价格昂贵，并且国外在设备行业形成垄断，只提供高昂的技术服务。室内物理模拟设备在诸如岩石三轴压裂、储层多相流动及热提取过程、储层改造化学刺激过程的使用中，模拟环境温度难以突破200℃，钻具、钻井液、钻井导向在高温、高压、硬岩、钻探效率、安全性方面亟待提高。

地热能资源开发利用过程中的水位、水温等监测数据对地热能资源利用效率、可持续性及科学研究都有重要意义。目前我国地热能监测工作开展较少，除北京、天津、河北开展过相对较多的监测工作外，其他省份基本没有监测数据，且监测手段落后，监测项目单一，未形成科学的监测体系，监测网络不健全。

四、我国海洋地热能开发利用的重点发展方向

我国海洋地热能利用在科研和实践方面虽然走在了国际前列，但在勘探开发方面起步较晚，没有与利用形成比较强的衔接和合力，需要将海洋地热能的勘探、开发、利用联合起来，形成实现“双碳”目标的可靠产业。为此，需要在以下几方面进行重点发展和突破。

（一）海洋地热能资源勘探开发的核心技术与关键装备

海洋地热能资源开发核心技术和关键装备包括：海洋地热能开发理论技术（热流固化多场耦合理论、数值模拟技术与软件），海洋地热能高温复杂井（如U型对接井）钻完井技术与装备，海洋地热能高效破岩技术与装备，海洋地热能规模化效益开采技术与装备，海洋地热能高温风险控制监测与评价技术装备。

（二）海洋地热能开发利用的核心技术与关键装备

海洋地热能与海上油气（海上稠油和海上天然气水合物）融合开发核心技术与关键装备。包括：超稠油CO2混相驱技术，“流-固-热-化”大科学实验技术与装置，海洋地热能全井筒直接换热与主动保温核心材料、技术与装备，尾水回灌技术与装备，防腐防垢技术与装备。

海洋地热能发电核心技术与关键装备。未来，海洋地热能发电可以三种方式呈现：一是海洋地热能的热力发电、热伏发电；二是与油气联合发电，供应岛礁和海上油气生产平台用电，有可能彻底改变深远海油气开发的经济和动态；三是与海上风能和光伏联合发电。主要核心技术与关键装备有：能量运输理论、多物理场耦合换热理论、高能效有机朗肯循环发电技术与装备、高能效热伏发电技术与装备等，实现海洋地热能发电核心技术自主与关键装备国产化。

海洋地热能+综合利用核心技术与关键装备。海洋地热能在与油气融合开发和发电的同时，打好“组合拳”，充分利用好现有或者退役海上油气平台和技术装备，实现海洋地热能+综合利用模式、核心技术攻关和关键装备研发，包括在渤海和东海的海洋地热能为海上油气平台供暖技术与装备、海洋地热能海水淡化技术与装备、海洋地热能提取稀有元素（如锂、铀、氦）技术与装备等，为岛礁及深远海开发提供保障。

（三）海洋地热能产业及产业链构建

海洋地热能产业是涵盖海洋地热能勘探、评价、开发、利用以及相关技术研发、材料研制和装备制造等多个环节的综合性产业。首先，在海洋地热能勘探与评价方面，通过运用先进的地球物理勘探技术、海洋地质调查技术和装备，以及资源评价模型与方法，对海洋地热能资源进行系统的勘探和评价，有助于确定海洋地热能资源的分布、规模、品质和开发潜力，为后续的资源开发提供科学依据。其次，在海洋地热能开发方面，致力于开发高效、环保的海洋地热能开采技术和装备，将海洋地热能资源转化为可利用的能源形式，包括利用深海钻探装备进行地热储层的钻探和取样，通过热能转换与利用装备将海洋地热能转化为电能或热能等。同时，还应注重开发过程中的安全保障和环保措施，确保海洋地热能资源开发的可持续性和环保性。最后，落实到海洋地热能的利用，即与海上其他能源资源融合开发等。技术和装备的不断进步和升级，将为海洋地热能产业的发展提供有力支撑。

海洋地热能产业链的构建是海洋地热能产业发展的核心环节，涉及到海洋地热能产业上、中、下游的衔接与融合，是实现海洋地热能产业价值最大化的重要手段。通过构建海洋地热能完整的产业链：设计、材料、技术、方法、软件、装备等，可以降低成本，提高质量和注重保护海洋生态环境，增强市场竞争力。同时，海洋地热能产业链的构建还能够促进技术创新和产业升级，推动海洋地热能产业向高端化、智能化、绿色化方向发展。

五、我国海洋地热能开发利用的典型模式

海洋地热能深埋于水下地层中，从地热储层到地热井口再到海平面以及长距离输送都会造成热能的巨大损失，因此海洋地热能的经济有效利用方式为在地下直接利用，而与海上稠油和海上天然气水合物融合开发就可实现海洋地热能的地下直接利用，降低沿途的热损失。

（一）与海上稠油融合开发

我国近海稠油储量大，集中分布在渤海海域。渤海海域稠油探明储量为2.43×109t，占渤海总探明储量一半以上（56%），其中地层原油黏度超过350以上的占稠油总探明储量的29%。相比于陆地，海上稠油具有如下特点：①埋藏深，埋深超过900m的探明储量占总探明地质储量的93%，埋藏深可导致热采时地面注热热损失大；②海上采用水平井开发，斜深超过2000m，热采沿途热损失大，对保干工艺要求高；③稠油黏度范围跨度大，目前海上已发现的最大地层原油黏度可达53000mPa·s，如此高的地层原油黏度对热采的热源品质要求也极高；④边底水活跃，边底水探明储量占总探明地质储量的57%，边底水活跃会导致易水窜、热损失大。经过多年实践，结合稠油油田的地质油藏特征和海上油田的开发特点，海洋石油工程人员逐渐摸索出一套具有海上特色的稠油油田开发方式。以地层原油黏度350mPa·s为界限，对于地层原油黏度处于150~350mPa·s的稠油，普遍采用水驱并结合井网加密调整的开发方式；对于地层原油黏度大于350mPa·s的稠油，采用热采开发，一般采用蒸汽吞吐及后期转蒸汽驱；目前已成功开辟热采先导试验区，如渤海LD21-2油田，并取得了较好的增油效果。目前海上稠油开发存在的挑战之一是沿井筒长距离注热热损失严重，部分稠油注热开发成本达43~47美元/桶，经济性亟待提高。而利用海洋地热能为海上稠油注热开发提供热源，可以解决或缓解这一困难和挑战，且优势明显：一是实现了海洋地热能的地下直接开发利用，减少海洋地热能在井筒里长距离输送造成的热损失，提高了海洋地热能的热能利用效率；二是充分利用了海洋地热能这一清洁可再生能源，降低稠油热采的常规注入能耗和注热热损失，实现降本、节能、减排、低碳；三是实现了海洋地热能与海上稠油经济有效的融合开发，提高了海上稠油产量和开发效果。

借鉴陆地地热能利用的取热不取水来降低对周围环境的不利影响，我国海洋地热能与海上稠油融合开发典型模式和工程要点包括两类（见图3）：一类是对于渤海和南海稠油油藏原油黏度低于一定值（具体以敏感性参数研究和经济评价来确定）的浅层普通稠油油田（如SZ36-1油田、EP18-1油田、湛江边际小块乌石1-4油田等），根据目前油气勘探成果，油层下有热水层，可直接取油层下热水（深部水热型海洋地热能）实现浅层普通稠油注水热型海洋地热能开发，提高油井单井产量和油田开发效果；另一类是对于超稠油，因CO2在多孔介质中驱油具有溶解于原油中使原油膨胀、降低原油黏度和密度、降低界面张力和毛管力、萃取轻质组分、提高储层渗透率、提高流动性和传热性等优点，因此设想将低温超临界CO2注入到深部海洋地热能储层，被加热后的CO2直接注入到超稠油储层后、再注入N2段塞（利用N2的隔热、防腐、在油层中扩散推进热CO22和N2交替注入，实现超稠油热CO2驱，达到利用海洋地热能开发超稠油的目的。室内物理模拟表明，高温蒸汽驱过程中伴注CO2和表面活性剂，最终驱油效率比纯蒸汽驱提高20%以上。土耳其RamanBati油田常年CO2驱现场经验表明，热CO2驱比常规CO2驱更易提高采收率。可考虑在我国海洋地热能和超稠油重叠富集区，利用海洋地热能加热CO2，加热后的CO2注入到超稠油油藏，辅以注入N2段塞，形成非混相驱来开采，或者为多元热流体驱以及蒸汽驱实现地下辅助加热功能，节省常规能耗，提高超稠油开采效果和采收率。

图3海洋地热能与稠油融合开发模式

（二）与海上天然气水合物融合开发

我国天然气水合物资源丰富，约为8.4×1013m3，其中南海占78%。2017年，天然气水合物成为我国第173个矿种。天然气水合物目前还处于现场试采研究阶段和产业化的过渡阶段，根据加拿大在Mackenzie三角洲、美国在Alaska北坡、日本在Nankai海槽、中国在祁连山冻土区和南海神狐海域已有的现场开采试验以及一些储层尺度的预测研究均可发现，采用当前的开采技术能够从天然气水合物储层中采出气体，但存在生产、技术、投资成本和地质工程环境风险问题，使天然气水合物开采效率远低于商业开采标准。而注热法开采天然气水合物已得到现场试采验证，如果能将海洋地热能作为提供注热法（采用CO2

2载热）+置换法（CO2+N2）+多气合采（浅层气+深层气+天然气水合物，提高井利用率和经济性）；③载热流体：CO2辅以N2段塞；④注采方式：持续注热、间歇采气或脉冲持续注热、间歇采气；⑤井型、增产和完井方式：超长水平井或水平分支井取热（增加取热面积）、直井或超长水平井采气（降低地质风险）、辅以储层改造（提产、防堵塞）和防砂。重点示范区域可设置在我国南海琼东南盆地陵水区的二者资源富集叠合区。

图4海洋地热能与天然气水合物融合开发模式

我国海洋地热能与海上油气融合开发的近期目标（到2030年）为综合利用模式探索。推动国家将海洋地热资源普查纳入可再生资源评价范畴，基于国家海洋分区，因地制宜地开展海洋地热能综合利用模式探索：海洋地热能开发海上油气、海洋地热能发电和“海洋地热能+”，论证多种开发利用模式发展的可行性，梳理关键问题，研究提出核心技术和关键装备方向，对较大差距方向进行创新和突破，科学谋划海洋地热能在海洋可再生能源中占有“一席之地”的预期。中期目标（2030—2040年）：综合利用模式示范。基于模式探索，围绕海上现役油气平台、退役油气平台和岛礁，依靠成熟的技术基础、装备基础和国家政策，建立综合利用示范项目，形成1~2个成体系的综合利用示范基地，高效发挥海洋地热能可再生绿色安全稳定的“定海神针”作用。远期目标（2040—2050年）：综合利用模式完善及推广。基于已形成的示范项目，总结综合利用过程所遇到的问题，解决存在的问题、完善并推广综合利用，形成综合利用产业链，拓展海洋地热能与其他海洋资源能源融合开发，助力我国“双碳”目标的实现。

六、我国海洋地热能开发利用的发展建议

（二）优先摸清南海海洋地热能及与其他海洋资源重叠优势区域分布情况

我国南海处于三大板块交汇带，断裂发育程度较高，莫霍面埋深较浅，热流值高，典型热储温度达200℃，压力超过80MPa，是高品质地热资源分布区，因此建议利用现有海洋油气勘探成果，并借助未来我国海洋油气勘探之机，进一步加大我国海洋地热能的勘探力度，摸清我国海洋地热能资源储量、资源品质和优势资源分布区域，重点厘清与其他海洋资源（稠油、天然气水合物等）重叠分布情况，从而提供准确的海洋地热能资源分布图，为实现海洋地热能的开发利用以及与其他海洋资源融合开发利用提供决策支撑。目前可聚焦南海海域的莺歌海盆地，琼东南盆地东方区、乐东区及崖城区高温高压层系，开展海洋地热能资源评价方法研究，系统估算可采储量，为海洋地热能开发利用奠定资源基础。

（三）加快攻关海洋地热能开发利用核心技术和关键装备

进一步加大海洋地热能基础研究的科技支持力度，成立海洋地热能开发利用国家级研发机构，加速海洋地热能成因和热富集规律研究的重大理论突破，重点对海洋深层地热能资源和干热岩资源勘探技术、高温钻完井技术、增产技术、中低温和干热岩发电技术、尾水回灌技术、换热与保温技术、防腐防垢技术、地面工程等进行攻关，加速海洋地热能发电关键装备的设计、制造和系统集成，尤其要加速与其他海洋资源融合开发技术、梯级综合利用技术和装备的研发突破，实现海洋地热能领域科技高水平自立自强。

（四）加大对海洋地热能开发利用的财政支持力度，给予补贴和财税优惠政策支持

由于海洋地热能的开发利用成本高，因此目前处于试探开发利用边界，建议国家增设专项资金、出台激励措施，鼓励相关企业积极探索海洋地热能的勘探开发利用，支持企业开展相关技术创新和装备研发；同时应出台相应的产业发展规划、补贴政策和财税减免政策，具体可参照我国风电和光伏项目推进经验，为海洋地热能产业提供精准补贴，鼓励企业在海洋地热能开发利用领域积极投入和布局，以此推进我国海洋地热能的开发利用。

（五）在海洋地热能富集区开辟先导试验，积极探索与海洋其他资源融合开发示范

由于目前海洋地热能开发利用还处于前瞻性研究行列，技术、装备还不成熟，产业还不完善，因此建议在海洋地热能资源富集区，利用现有油气平台科学布局海洋地热能开发利用先导试验区，根据目前海洋地热能资源勘探落实初步成果和油气开采平台特点，与天然气水合物融合开发示范区可设置在南海琼东南盆地陵水区、与稠油融合开发示范区可设置在渤海海域、海洋地热能发电示范区可设置在南海，同时积极探索海洋地热能与其他海洋资源融合开发和热储等，积累海洋地热能开发利用经验，进而实现规模化推广开发利用。

注：本文内容呈现略有调整，若需可查看原文。

注：论文反映的是研究成果进展，不代表《中国工程科学》杂志社的观点。

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