能源清洁及低碳化发展已成为全球共识，随着全球能源转型进程的快速推进，诸多国家和能源公司均提出清洁能源的发展战略，加快能源转型。地热能作为地球本土的可再生能源，因其资源量大、利用系数高、基础载荷稳定、减排效果显著等优势，受到高度重视。中国开发利用地热历史悠久，利用温泉进行洗浴和医疗已有2 000多年的历史^[1]。中国地热资源的系统开发利用始于20世纪70年代，著名地质学家李四光提出要大力发展地热，将地球这个“庞大热库”中蕴藏的能量充分利用起来^[2]，之后中国地热产业快速发展，在浅层地热能、中深层地热能的直接利用方面一直位居世界首位^[3]。地热直接利用的方式包括地热供暖、温室种植、水产养殖、工农业用热、洗浴和温泉旅游与疗养等。中国高度重视地热能等清洁低碳能源的发展。基于中国地热资源特征、技术现状和市场需求，地热采暖等直接利用方面发展迅猛。由于中深层水热型地热开发比其他形式的地热开发具有显著的优势，因此中深层地热发展更快速。“十三五”以来，中深层地热供暖面积年均增长超过90%，而油田企业，因其在中深层水热型地热开发方面具有先天的资源、技术和市场优势^[4-5]，已成为发展中深层地热的主力军。

近年来，发改委、能源局等相继出台《关于促进地热能开发利用的若干意见》《“十四五”可再生能源发展规划》《2030年前碳达峰行动方案》等文件，制定“十四五”“十六五”国家中长期地热能发展规划和目标，明确地热能是中国能源结构转型和未来能源体系的重要组成部分，地热能供暖是大气污染治理的一条重要途径^[6]，从政策方面支持地热产业的快速发展。随着中国“双碳”目标的提出，以及推动地热产业发展政策的落地，地热产业进入高质量发展阶段。基于中国地热发展现状、地热资源赋存和分布特点^[7-8]，重点分析油田地热资源开发利用潜力，并探讨中国地热产业，尤其是油田地热未来的发展方向，以期为国家和能源公司制定地热发展战略和编制规划提供依据。

中国是地热资源较为丰富的国家之一，基于深部“东高西低，南高北低”的区域热背景，以中低温地热资源为主。浅层地热资源分布全国；中低温地热资源分布于沉积盆地、东南沿海和隆起山区，如渤海湾盆地、松辽盆地、鄂尔多斯盆地、江汉盆地、东南沿海等，在不同深度形成了大面积分布的含地热水的热储层，构成了水热型地热资源的主体；高温地热资源集中分布在西藏南部、四川西部、云南西部和台湾地区，这些地区处于印度板块、太平洋板块和菲律宾板块（次级板块）的夹持地带，构造活动强烈，形成了滇藏地热带和台湾地热带等高温地热资源的富集区。根据自然资源部发布的数据，中国浅层地热能资源（浅于200 m的336个地级以上城市）年可开采量折合7×10⁸ t标准煤^[9]，可满足320 m²建筑面积的供暖/制冷；水热型地热资源量（200~4 000 m）为12 500×10⁸ t标准煤，年可开采资源量为18.65×10⁸ t标准煤；干热岩资源量（3~10 km）为856×10¹² t标准煤^[10]。

基于中国以中低温地热资源为主的资源特征，地热能直接利用是中国地热资源开发利用的首要方式，主要用于区域供暖/制冷、温泉洗浴和温室大棚等。“十三五”期间，中国地热资源直接利用规模呈指数增长，截至2020年底，地热能年利用装机容量和年利用总热量分别为14 160 MW和197 281 TJ^[11]，是2015年地热利用总量的2.3倍，地热采暖供热面积累计13.92×10⁸ m²（表 1），其中浅层地热供暖面积累计8.10×10⁸ m²，中深层地热供暖面积累计5.82×10⁸ m²，浅层和中深层地热供暖面积“十三五”期间年均增长分别为21% 和94%。受制于浅层地热能开发面临的地质环境（可能引起地下水位下降和水质恶化等）和热交换效率低、稳定性差、出现热失衡或冷堆等问题，近几年浅层地热能发展缓慢，中深层水热型地热产业发展迅猛，地热供暖面积持续增长，其中油田水热型地热开发利用规模占比大于70%，是我国中深层地热开发的主要贡献者。

表 1(Table 1)

表 1 中国地热开发利用现状 Table 1 Current situation of geothermal development and utilization in China 年份 浅层地热供暖/108 m2 中深层地热供暖/108 m2 地热发电/MW 2015 3.92 1.02 26.00 2016 4.78 1.02 26.00 2017 5.28 1.77 26.00 2018 6.00 2.60 26.00 2019 6.50 4.78 26.00 2020 8.10 5.82 44.56

下载CSV 表 1 中国地热开发利用现状 Table 1 Current situation of geothermal development and utilization in China

中国地热发电发展缓慢。2011—2018年，装机容量一直保持在26.00 MW。2019年，随着西藏、四川和云南等地新建地热发电项目的相继运行，如西藏羊易地热电站16 MW机组成功接入国家电网，四川康定藏区建成400 kW发电机组和云南省德宏州建成2 MW地热发电机组，地热发电装机容量增加到44.56 MW^[12]。在干热岩发电方面，中国已在青海共和盆地、河北唐山马头营成功进行了干热岩发电试验，尚未实现规模发展。

目前用于地热采暖制冷的资源利用方式主要有：浅层地热能的开发利用、中深层水热型地热资源的开发利用及深井直接换热开发利用（表 2）。

表 2(Table 2)

表 2 不同地热资源开发利用的优劣势 Table 2 Advantages and disadvantages of different geothermal development and utilization 类型 热源及温度 优势 劣势 浅层地热能供暖/制冷 热源：200 m以浅岩土层和地下水中热能温度低于25 ℃ 分布广；储量大（年可开采量折合7×108 t标准煤）；供暖/制冷 热泵技耗电量大；占用场地大；受地域限制（采暖制冷不均衡会出现热失衡或冷堆）；单井供暖面积小，约50~90 m2 中深层水热型地热供暖/发电 热源：200~4 000 m水热型地热资源中的热能温度高于25 ℃，低于150 ℃ 资源量大（年可开采量达18.65×108 t标准煤）；供热面积大，热利用效率高，单井供暖面积（5~10）×104 m2；以灌定采，100% 尾水回灌，不影响地下水环境 项目资金投入大；开发技术要求高；中低温发电效率不高 深井直接换热供暖 热源：1000~4 000 m岩热型+水热型地热资源中的热能温度高于25 ℃ 取热不取水；适用于岩热型和水热型致密热储（出水量小、尾水回灌难度大）和政策环境不允许抽采地下水的地区 单井取热功率不高（直井延米平均90~150 W，U型井延米300~380 W），单井供暖面积（0.3~2.0）×104 m2；项目经济效益不高

下载CSV 表 2 不同地热资源开发利用的优劣势 Table 2 Advantages and disadvantages of different geothermal development and utilization

主要采用热泵技术提取地下100~200 m深的岩土层和地下水中的热能（温度一般为15~25 ℃）用于采暖或制冷（图 1）。其优势是地热资源量大、分布广，而且既可以采暖，又可以制冷。劣势是建设场地需求大、项目规模小；单井供暖面积小，约50~90 m²；项目受地域限制，南方制冷项目和北方采暖项目会导致地下热失衡或冷堆，影响采暖制冷效果和项目的经济性，华北平原地区适用性最好。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 浅层地热能开发利用示意图 Fig. 1 Schematic diagram of shallow geothermal energy development

主要采用采灌技术利用地下200~4 000 m水热型地热资源中的热能（温度高于25 ℃，低于150 ℃），用于采暖或发电（图 2）。其优势是水热型地热资源量大，资源品质较高；供热面积大，热利用效率高，单井供暖面积可达（5~10）×10⁴ m²；以灌定采，100% 尾水回灌，不影响地下水环境。劣势是基于热储的非均质性，资源分布差异性较大，需寻找优质地热资源；此外，项目的初期投入比较大。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 中深层水热型地热资源开发利用示意图 Fig. 2 Schematic diagram of medium-deep hydrothermal geothermal energy development

深井直接换热供暖是利用同轴套管进行单井内部流体循环，基于热传导的方式与热储层进行换热，提取地下1 000~4 000 m岩热型/水热型地热资源中的热能（图 3）。深井直接换热供暖适合地温梯度高、热补给快的地区，尾水回灌难度大、出水量小、不具备抽灌开采条件的地区，以及政策环境不允许抽采地下水的地区。目前深井直接换热供暖技术具有可行性，但存在单井取热效率低[单井供暖面积在（0.2~2.0）×10⁴ m²]、可持续性差和经济效益不高的缺点。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 深井直接换热示意图 Fig. 3 Schematic diagram of direct heat exchange in deep wells

考虑到浅层地热能开发利用的环境与效率问题、深井直接换热的效率问题以及干热岩开发利用的技术瓶颈问题，中深层水热型地热资源将是当今中国地热资源开发利用最主要和最现实的领域。其核心技术是在封闭系统中将地下水从生产井采出、处理后经换热器换走所需热量，再从回灌井注入同一套地层。整个过程全封闭运行，不与热储层之外的任何环节接触，具有安全、环保、可持续的特点。与燃煤/燃气锅炉供暖相比，该供暖方式初始投资大，但运营成本低，考虑碳交易收入，全生命周期内其经济性优于燃煤/燃气锅炉。与浅层地源热泵、深井直接换热供暖相比，水热型地热开发具有占地面积小、耗能低、经济性好等优势。目前中国石油运行期最长的中深层采灌均衡地热供暖项目—河间华苑小区10×10⁴ m²地热供暖项目已经运行了20年。该项目采用1采1灌，井深3 444.4 m，水温105 ℃，采水量2 712 m³/d，100% 同层回灌，通过20年连续监测，地下水位一直保持在8.7 m，由此可见采灌均衡的地热开发利用方式不影响地下水资源。

表 3(Table 3)

表 3 浅层地源热泵、深井直接换热与中深层水热型地热供暖经济性对比（公建用户） Table 3 Comparison of the economy of geothermal heating among the ground source heat pump, direct heat exchange from deep wells and medium-deep hydrothermal development 参数 浅层地源热泵 深井直接换热 中深层水热型地热供暖（50 ℃，2 000 m3/d单井） 示例规模及投资 供热面积/104 m2 50 50 50 制冷面积/104 m2 50 — — 供热装机/MW 22.5地源热泵 22.5 22.5 制冷装机/MW 27地源热泵+18冷水机组 — — 钻井（孔）数量/口 5750 42 14 单井（孔）供热面积/m2 87 12 000 71 000 年供热量/104 GJ 10.3 10.3 10.3 年供冷量/104 GJ 9.7 — — 投资指标（/元·m-2）（不含征地临赔） 300~330 500~550 190~200 机房占地面积/m2 1 200 1 000 700 井场占地面积/m2 93 000 6 600 2 300 征地及临赔/104元 1 665 324 193 收入要素 公共建筑供暖费/（元·m-2） — 43 43 公共建筑供暖供冷费/（元·m-2） 80 — — 碳交易量/（104 t·a-1） 0.43 0.59 0.72 成本要素 定员/人 5 5 5 采/灌地热水/（104 t·a-1）（矿产资源税：1元/m3） — — 101.1 耗电量/（104 kWh·a-1）（电价：0.757 3元/kWh） 1 708.7 620.3 482.2 耗清水量/（104 t·a-1）（水价：9.5元/m3） 2.5 0.6 0.6 经济性等对比（建设期1年，运营期15年） 运营成本/（元·m-2） 51.4~53.7（热+冷） 42.0~45.0 25.6~26.4 全生命周期成本/108元 3.9~4.0（热+冷） 3.1~3.4 1.9~2.0 全生命周期利润/108元 1.30~1.50（热+冷） -0.23~-0.46 0.90~1.00 收益率/% 5.2~6.4 -2.4~-3.5 6.6~7.3

下载CSV 表 3 浅层地源热泵、深井直接换热与中深层水热型地热供暖经济性对比（公建用户） Table 3 Comparison of the economy of geothermal heating among the ground source heat pump, direct heat exchange from deep wells and medium-deep hydrothermal development

以油气为传统主营业务的石油公司，面对中国陆上资源劣质化、成本刚性上升和海外自主勘探领域缩减等一系列问题，油气产量难以保持稳定。顺应能源发展形势，兼顾国家利益和企业责任，发展绿色低碳清洁能源、走清洁化发展道路是保持石油公司可持续发展的必然选择。除传统油气业务外，积极涉足新能源新产业，发展太阳能、风能、地热能、氢能、生物质能、储能等新能源，是石油公司转型发展的重要内容。目前，中石油、中石化、中海油三大石油公司均把地热能开发利用纳入公司的主营业务加以发展，加快了新能源发展的节奏。

地热贯穿了油气生成和运聚的全过程，是与油气业务高度融合的新能源资源，因此，石油公司开发地热具有得天独厚的优势。在油气开发过程中，石油公司很早就开始关注油气分离出的采出水资源，常把这些资源中的热能提取后用于油田生产和生活，取得了较好的经济和社会效益。近几年，中石油、中石化等石油公司加大了地热能的开发力度，中深层水热型地热开发利用取得重大进展，中石化打造了碳酸盐岩热储开发的“雄县模式”，中石油打造了砂岩热储开发的“冀东模式”，累计实现地热采暖面积超过1×10⁸ m²。随着地热开发的持续推进，致密热储开发效率低、地热开发利用方式单一、资源利用率不高、经济效益待大幅提高等问题都亟待解决。

目前，石油公司能耗高，碳排放量大，亟需发展地热等清洁能源业务替代油田生产用能，实现节能减排。据统计，油田生产能耗中用热占比最大，达80% 以上，如中国石油，2021年总能耗超过6 800×10⁴ t标准煤，其中耗油170×10⁴ t、耗煤1 700×10⁴ t、耗气180×10⁸ m³，碳排放CO₂当量1.8×10⁸ t，减排任务十分艰巨。这些生产用热能耗大部分可以用地热能替代，从而达到节能降耗和减排的目的。

中国的大多数油田已进入勘探开发中后期，东部油田含水率平均高达95% 以上，油田实际上已变为“地热水田”，油气开发成本居高不下。开发油田地热或“油热”同采、地热综合与梯级利用将成为提高油田效益的重要方向。

中国石油公司的地热业务主要集中在中石油和中石化两大企业。中国石油开发利用地热较早，大庆、华北、辽河、大港等油田企业在19世纪80年代就利用油田采出水资源，用于建筑采暖、温室大棚，或用于油田生产的原油集输管道加热和热洗油管等，均取得了较好的效果。“十三五”以来，中石油加大了地热能的勘探开发力度，下拨专项资金，用于地热工程项目的实施，先后建成了曹妃甸地热供暖、河北武城地热供暖、华北石油新城地热供暖、辽河欢三联地热替代生产用能等大型地热工程项目，截至2022年底，累计建成地热供暖面积2 461×10⁴ m²，预计2023年底累计供暖面积可超过4 000×10⁴ m²。以中深层地热供暖业务为主的中石化，依托“地热+”为主营业务的新星公司，加快地热产业布局，地热业务快速发展，目前已成为中国最大的地热供暖企业，地热采暖面积累计达8 500×10⁴ m²，占全国中深层采暖面积的15% 以上，为天津、陕西、河北、河南、山东、山西、湖北等地60多个市县百万户居民提供了清洁供暖。

由于地热是类似于石油和天然气的能源，因此油气勘探开发过程所使用的技术和装备大部分可用于地热资源的勘探和开发，如地球物理勘探、地质评价、钻完井、储层压裂改造等油气行业成熟的技术，均可用在地热的勘探开发工程，大幅降低了地热项目的风险，因此，石油行业在开发地热中具有先天的优势。结合油田地热特点，中石油、中石化加大科技创新，攻克并形成了地热资源勘查与评价、砂岩地层回灌、废弃井改造为地热井、高温钻完井等一批关键技术，支撑了地热供暖和油田生产用能替代等大型地热工程项目的建设。

地热资源勘查与评价技术。为研究地热田的热储、埋深、盖层、热流体通道、热源等地热资源赋存条件，针对层状和带状2类热储，研发形成了三维重磁电震地热勘探技术、基于地球物理属性的三维地温场模拟技术、复杂构造与热储建模及目标优选技术。其中，三维重磁电震地热勘探技术能有效识别地层界面、断裂及其他构造，侵入岩体等热源岩体分布，热储、通道位置及含水性等；基于地球物理属性的三维地温场模拟技术，即基于地球物理属性参数、岩石热导率、地温梯度，通过构建三维地质模型，可以模拟热储温度场变化，有效刻画热储温度场的空间展布；复杂构造与热储建模及目标优选技术，即通过断层、层位、构造模型的建立，精细表征热储体构造特征，综合评价多目的层热储分布，优选有利目标，部署钻探井位。针对不同地热地质情况和评价数据，研发形成了基于随机模拟法、单元容积法、类比法的地热资源评价技术，可以客观评价地热能的资源潜力。

砂岩地层回灌技术。砂岩地层回灌技术是指把砂岩热储中开采出的地热水，在地面经除砂器除砂、气水分离后换热，再经过滤器处理重新回灌到地下的技术。该技术的特点体现在针对物性较好的热储层，可以实现无压100% 同层回灌。其核心要点是采灌系统全部密封，即全流程使用氮气密封，避免地下水与外界空气的接触。该技术真正实现了保证地下水平衡和保护环境的目的，先后在河北、辽宁、天津、浙江、吉林等地，对馆陶组、东营组、沙河街组等砂岩热储进行回灌试验和工程应用，全部实现了无压回灌，取得了较好的效果。

废弃井改造为地热井技术。在油气的勘探开发过程中，有大量的废弃井和低效油井，这些井已不再用于油气的开发，但可以改造为地热井加以利用，从而降低地热开发的风险和成本。通过攻关试验，形成了废弃井改造为水热井和直接换热井的地热开发工艺技术。其核心工艺为：通井及清理井筒、做人工井底、刮管、化学热洗井等。

高温地热钻完井技术。针对高温地热田温度高、高腐蚀、高研磨、固井效率低、高温测试难等工程难点，研发形成了以高温地热井高效PDC钻头、抗高温泡沫钻井液体系、高温固井及回填工艺、高温地热井测试仪器为核心的高温地热钻完井技术，大幅提高了高温地热井的钻探成功率和高温地热田的开发效率。其中，研制的高效PDC钻头，达到了高温地热井“四开一趟钻”、机械钻速最高达18.47 m/h的效果（地层温度392 ℃）；抗高温泡沫钻井液体系，将适用温度从180 ℃提高到240 ℃，机械钻速提高了5倍多，解决了超高温裂缝发育地层携岩难的问题；高温地热井固井技术，平均回填次数由5.83次降至2.83次，固井回填率降低50%，解决了漏失、套管间存水、超高温水泥有效封隔难的问题；地热井高温测试仪器，随钻可测252 ℃，完井测试400 ℃。

以上研发形成的关键技术，均在大型地热开发项目中得到成功应用。地热资源勘查技术，无论是在国内的北京、天津、河北、山东、西藏、青海等地热勘查项目，还是在国外的匈牙利、冰岛等地热勘查项目，均得到了成功应用。目的层的识别率达到100%；砂岩地层回灌技术实现了无压回灌，节约了加压回灌的电力成本，该技术已在辽河油田的兴一矿、华北油田的石油新城和冀东油田的曹妃甸、山东武城等地热采暖项目中进行了应用，累计采暖面积超过5 000×10⁴ m²；废弃井改造为地热井技术在辽河油田的兴一矿和欢三联、大庆油田的海拉尔贝28作业区等东部的多家油田地热采暖和生产用能替代项目中进行了应用，节约了大量钻井成本；高温地热钻完井技术，在肯尼亚实施151口高温地热井钻探，支撑了肯尼亚地热发电的加快发展。

油田地热资源十分丰富，具备大规模发展的资源基础。如中石油拥有大量陆上油气探矿权，矿权区内15家油田公司的水热型地热资源量折合标准煤1.1×10¹² t，年可采16×10⁸ t标准煤。同时，油田拥有大量的采出水资源，每年油气开发过程中分离出的地热水超10×10⁸ m³，温度为30~80 ℃，采出水蕴含丰富的可以直接利用的热能资源。此外，在油气勘探与开发阶段存在大量的废弃井或低效油井，这些井可以通过工艺改造，改为地热井开发地热资源^[15-16]，可降低地热开发成本，提高地热项目的经济性。2021年，辽河油田在欢三联改造8口报废油井，用于欢三联生产和采暖供热，实施后替代原燃气加热炉19台，年节约燃气931.5×10⁴ m³，折标准煤1.21×10⁴ t，减排CO₂ 1.88×10⁴ t，年收益超1 500×10⁴元。

北方地区以燃煤/气供暖为主，清洁供暖需求旺盛，地热市场潜力巨大。我国现有建筑面积超过500×10⁸ m²，若现有建筑面积的5%、新增面积的40% 采用地热供暖，其潜在市场价值达1×10¹²元。此外，油田能耗高，生产终端需求中超80% 为用热需求，开发利用油田地热是油田生产用能清洁替代的需要，更是石油公司加快绿色低碳转型的需要。

研究和勘探开发证实，主要富集在沉积盆地的水热型地热资源开发潜力巨大。为实现能源低碳化和“双碳”目标，大力开发油田水热型地热大有可为，油田地热除用于替代油田生产用热外，还可用于地热采暖、地热发电、氦气和卤水锂等伴生资源的开发，废弃的油气田还可用于地下储热和CO₂的封存。

油田在原油生产过程中能耗大，无论是原油集输还是油水分离，都需要大量热能。以大庆油田为例，目前采用比较典型的三级布站石油生产流程，即石油从地下产出到地面后，需要经过计量站、中转站、联合站等三级站点才能成为成品原油输出。从产出到成为成品原油输出系统的过程中，有向井口提供热水、对油水混合液加热、对成品原油加热等3种用热需求^[17]。此外，还有厂矿的宿舍和泵房等的采暖用热需求。目前这些用能需求都是由以天然气为主要燃料的加热炉提供，能耗较大^[18]。利用油田伴生地热资源进行用能替代，可显著降低生产能耗，减少碳排放，提升经济效益。

中国油田地热资源富集区与北方采暖区高度重合，市场潜力巨大。与此同时，现今供暖线以南区域同样具有推行地热供暖/制冷的潜力^[19]。2021年，国家八部委联合发布的《关于促进地热能开发利用的若干意见》提出，到2025年，各地基本建立起完善规范的地热能开发利用管理流程，地热能供暖/制冷面积比2020年增加50%，这意味着尚有巨大的地热清洁供暖市场待开发，因此开发沉积盆地的水热型地热资源用于地热供暖大有可为。目前，利用中深层水热型地热资源进行供暖需要解决的问题包括有效资源的精准定位、不同类型热储回灌以及井筒保温与地面换热效率的提高等。

尽管中国对地热资源直接利用的研究和应用较为完善，但直接利用的方式存在能量远距离传输困难、就地需求有限、受地域限制和季节约束等问题，而地热发电可使能量进行远距离传输，其用途广、需求大，具有更好的应用前景。受制于地热地质条件与地热资源分布，中国高温水热型地热资源与人口稠密地区的分布具有不匹配性。因此，推动地热发电需向更深层、干热岩或中低温地热发电的方向发展，形成完善的增强型地热系统发电技术和双循环发电技术，可大幅推动中国地热资源的应用前景^[20-21]。目前赋存在油田巨量的中低温水热型地热资源主要用于采暖，其开发程度低，而发展中低温地热发电技术是高效开发和有效动用水热型地热资源的有效途径。

地热流体因其高温和循环深度大，常溶解有其他种类的伴生元素和资源，在丰度达到富集成矿的地区，开发地热的同时对这些伴生资源进行开发利用，可以提高项目的综合效益。例如，在中国的渭河盆地，深大断裂构造发育，地热流体伴生有水溶氦气^[22-23]，这些氦气可作为重要的战略资源进行开发利用；在中国四川盆地和柴达木盆地等膏岩地层发育区的地热卤水中，富含浓度较高的锂元素^[24-25]，锂是目前全球广受关注的矿产资源，是电池与其他一些电子元器件制备中不可或缺的材料，此外，地热流体中还富集钾、硼及硫等元素。无论是地热还是伴生资源，单独开发经济性都比较差，如果在开发地热的同时进行伴生资源的开发利用，则可以大幅提高项目的经济性。

地下储热主要指以水或超临界CO₂为介质，将地面间歇性能源，如风能、太阳能、余热等，以稳定的热能形式存储于地下水体中的技术^[26-27]。含水层储能具有储量大、成本低、跨季节等优势，可以综合利用多种能源，弥补能源供需在时间和空间分布的不平衡，减少对矿物燃料的依赖，实现节能减排。

中国西北、东北、华北等地区弃风和弃光现象严重，城市和工业中的废热、余热量巨大，既浪费资源也对环境造成危害。若能将这些能源通过地下热储进行储存和利用^[28-29]，形成“地球充电宝”^[30]，即在非采暖期（夏季）将热能储存^[31-32]，冬季用热时再从地下提取，便可拓宽地热开发利用的应用场景，大幅提高地热项目的质量和生命周期。油田开发后期的油气田或油气藏是最现实可行的地下储能场所，不但储集空间大、封闭性能好，而且多年的油气勘探开发掌握了热储的储集性能、盖层封闭、水动力等各种参数，大量的废弃井再利用，大幅降低了储热工程项目的风险。

超临界CO₂作为一种优良的传热流体，具有较大的可压缩性和膨胀性，在地热开发系统中的作用显著：一是超临界CO₂临界温度较低，压力较小，容易达到超临界状态，便于工程应用。二是可用作增强型地热系统中的采热工质^[33-34]，相比水工质，在相同注采压差下，其流量是水的1~6倍，采热效率是水的1.4~2.7倍。此外，CO₂是非极性溶剂，不易引起矿物的溶解和沉淀，从而降低了井筒和地面设备中结垢的可能性。三是超临界CO₂还可作为地热发电系统的循环工质^[35-36]，以CO₂为循环工质，热电转换效率高、动力设备和系统体积小、灵活性好。2021年12月8日，中国华能集团自主研发了目前世界参数指标最高、容量最大的超临界CO₂发电试验机组，发电功率5 MW，且顺利完成了72 h试运行。四是采用超临界CO₂开发地热，可间接达到地质封存CO₂的目的。CO₂埋存是碳减排的重要策略之一，但单一的CO₂地质埋存费用十分昂贵。利用沉积盆地地层中的天然孔隙作为超临界CO₂热交换通道，提取地热资源的同时实现CO₂地质封存，可大大降低CO₂埋存的成本，助力“双碳”目标的实现。

（1）随着中国能源低碳化发展进程的提速和“双碳”目标实施路径的落地和实施，地热能的开发利用即将进入新的发展阶段。最近发布的中国《十四五可再生能源发展规划》，明确指出要积极推进地热能规模化开发。积极推进中深层地热能供暖/制冷，推动中深层地热能供暖集中规划、统一开发。鼓励开展地热能与旅游业、种养殖业及工业等产业的综合利用，有序推动地热能发电发展，标志着地热能产业将进入大规模、高质量发展阶段。由于浅层地热能开发利用的环境与效率问题、深井直接换热的效率问题以及干热岩开发利用的技术瓶颈问题，分析认为中深层水热型地热资源将是当今中国地热资源开发利用的最主要和最现实的领域。

（2）富集在沉积盆地的油田地热开发是未来地热开发的主体，是助力“双碳”目标实现的重要内容。一是油田地热资源十分丰富；二是油田有大量的废弃井，可改造为地热井加以利用，大幅降低地热开发成本；三是地热开发利用方式多样，除用于大量油田生产用能、替代油田生产燃烧的天然气、减少冬季保供压力以及地热采暖外，还可以进行中低温地热发电，同步开发伴生的钾、锂、氦气等伴生资源，提高地热能的经济效益；四是可以利用油田地下储层进行大规模储热，同时进行CO₂封存，实现油田地热开发利用的最大化。