干热岩地热资源开发的重要性及实现途径

　　干热岩资源存在于地壳上部3~10km深处,含热量巨大,要开发它,必须建立增强型地热系统(EGS)。20世纪70年代以来,各国一直在进行着“干热岩(hot dry rock)”的试验,后称之为“增强型地热系统(EGS)”的试验。目前世界上已建立增强型地热系统的国家有美、英、法、德、日、瑞典和澳大利亚,其中除了北莱茵地堑内法国的Soults和德国的Landau的EGS尚在试验中,澳大利亚的Cooper盆地的EGS尚未运转外,其余的皆因技术问题或经济效益不佳而终止试验。至今全世界还没有一个增强型地热系统能投入商业运行。

　　我国极其重视地热能的开发利用。

　　2013年1月10日国家能源局、财政部、国土资源部和住房城乡建设部印发《关于促进地热能开发利用的指导意见》。其中提到:“地热能是清洁环保的新型可再生能源,资源储量大、分布广、发展前景广阔,市场潜力巨大。积极开发利用地热能对缓解我国能源资源压力、实现非化石能源目标、推进能源生产和消费革命、促进生态文明建设具有重要的现实意义和长远的战略意义”。其主要目标:2015年全国地热供暖面积5亿m2,地热发电装机容量10万kW,地热能年利用量2 000万t标准煤。其中还提及:“积极开展深层高温地热发电项目示范,重点在青藏铁路沿线、西藏、云南或四川西部等高温地热资源分布地区,在保护好生态环境的条件下,以满足当地用电需要为目的,新建若干万千瓦级高温地热发电项目,对西藏羊八井地热电站进行技术升级改造。

　　同时,密切跟踪国际增强型地热发电技术动态和发展趋势,开展增强型地热发电试验项目的可行性研究工作,初步确定项目场址并开展必要的前期勘探工作,为后期开展增强型地热发电试验项目奠定基础”。

　　鉴于干热岩地热资源异常丰富,早就引起我国地热工作者的注意,但目前均处于无钻探的资源评估阶段,也未进行任何增强型地热系统的试验。近年来,李福在海南岛陵水地区选择160km2作为全国首座深层干热岩示范电站的地址,估计3 000m深处可以达到150℃。曾梅香等认为天津团泊东南地层深处埋藏着较大基性岩体,估计在3~4km的温度可达110~150℃,储存的地热资源为1.72×1029J,产热量7.15MJ/km2。徐雪球[4]报道江苏苏北盆地4~5km深处,地温为150℃,局部达170℃。孙知新等在青海省共和盆地通过钻探发现地温梯度达6~7℃/hm,推测3km深度可达200℃。冉恒谦等对沉积盆地(东北、华北、苏中)、近代火山区(长白山、腾冲、五大连池)和高热流花岗岩区(闽、粤、赣)等3种不同地质构造区的干热岩地热资源潜力进行评估。然而,如何建立增强型地热系统还未摆上日程,其中包括如何着手干热岩科学钻探、进行人工压裂试验、注入与回灌试验、热储模拟技术的开发、干热岩地热发电的技术研究和预防诱发地震等问题。

　　本文将对为什么要开发干热岩地热资源、如何开采干热岩地热资源、国外EGS试验进展如何,我们应该怎么办?提出一些粗浅的意见和建议,但愿能起到抛砖引玉之作用。

　　1、为什么要开发干热岩地热资源?

　　1.1可再生能源中的地热能2000年世界能源协会在长达500页《能源和持续性的挑战》的报告中,对各种可再生能源的容量进行了评估(表1),地热能处于首要之位,表明其潜力非常巨大。而且地热能的利用源远流长,其直接利用在远古时代即已开始,从1904年起就开始探索利用它生产二次能源,第二次世界大战之后更得到长足之发展。从1975年起,地热发电的增长是飞速的,并且是线性增长的(表2)。但是它们都是利用水热型地热资源进行发电的。

　　

　　尽管地热发电的发展是线性增长的,但是其发展速度远远跟不上风能。新能源发电的增速,以风能发电最大,每年增加25GWe,太阳能光伏发电每年增加6GWe,而地热能发电每年的增速则小于2GWe。表3是可再生能源发电情况的比较。看来,地热发电的装机容量,如果仅依靠开发传统的水热系统是永远也超不过其他类型的新能源。

　　

　　1.2水热对流系统及其地热发电某一地域地热的富集程度足以构成能量资源的系统就是地热系统。一般来说,根据一个地热系统内热储流体的温度,可以分成高温系统(>150℃)、中温系统(90~150℃)和低温系统(<90℃)。

　　Muffler根据地热系统的地质环境和热量传递方式将它分为:(1)对流型地热系统。

　　①与浅成、年青酸性侵入体活动有关,并出现在具有高孔隙率和渗透率的地质环境中的水热系统;②出现在区域热流量高至正常区域以内的低孔隙率-破碎带渗透率环境中的环流系统。(2)传导型地热系统。

　　①存在于热流量正常或略高于正常的区域以内的高孔隙率和渗透率沉积层(包括地压带)中的低温低焓含水层;②高温低渗透率环境中的干热岩。

　　从Muffler的地质成因分类中,对流型的①和②以及传导型的①可以统称为水热对流系统,它们主要分布在地壳表层3km以内。水热系统的热储岩性,根据美国的资料,火成岩占31.1%,沉积岩占22.2%,火山灰和有关沉积物占20%,水热蚀变带占20%,变质岩占6.7%。热储的孔隙类型,断裂占50%,粒间占31.3%,空洞占18.7%。而传导型中的就是本文主要讨论的干热岩系统,将在下面一节中详细讨论。

　　如果水热系统的热储流体按照它们的热力学性质,Donaldson等[12]将它分为:(1)温水储。热储中仅含有温度相当低的流体,它不论在天然条件下还是在开采条件下都不会发生沸腾。因此,凡是温度不足100℃的系统都包含在温水储的范畴之内。(2)热水系统。它不论在天然状态下还是在开采状态下都能发生沸腾,但是全部开采作业都将在水饱和带内进行,通俗地说,开采的都是沸水。在地热流体的温度-热焓曲线图上,它们接近于饱和水线。(3)两相系统。它是热水系统和以蒸汽为主的系统之间的过渡类型,当热水系统的饱和带埋深过大时就出现两相区。在温度-热焓曲线图上,它存在饱和水线和饱和蒸汽线所包围的区间。(4)以蒸汽为主的系统。它的特点是排放蒸汽,蒸汽来源区域的压力基本不随深度而改变。

　　蒸汽排放在初始阶段可能是湿的,也可能是干饱和蒸汽或过热蒸汽。随着开采的进程蒸汽会逐渐变干,或者逐渐增加过热度。

　　Donaldson等还认为:目前科学家和工程师们感兴趣的地热系统还有3种,即地压系统、干热岩系统和岩浆系统。虽然它们和我们的层次序列并不拟合,但是其前两种可视为基本类型的比较简单的变种。岩浆系统目前还不具备开发的条件。

　　当前各国用于地热发电的水热系统主要是热水系统、两相系统和以蒸汽为主的系统。据Bertani[13]的统计,全世界地热发电的地热田共70个,总装机容量8 900MWe,实际运行容量为8 000MWe。从热储类型来说,热水储共54个,占77%,运行容量为5 507MWe,占68.8%。两相系统9个,占13%,它们是萨尔瓦多的Ahuachapan、危地马拉的Amati-tlan和Zunil II、冰岛的Svartsengi、日本的葛根田、墨西哥的Los Azufres、新西兰的Wairakei、巴布亚新几内亚的Lihir和俄罗斯的Mutnovsky,它们的运行容量为675MWe,占8.4%。

　　全世界的蒸汽系统仅有7个,占10%,它们是意大利的Larderello和Travale Radicondoli、印度尼西亚的Darajat和Kamojang、日本的松川、俄罗斯的Pahuzhetka和美国的The Geysers,其运行容量的和为1 818MWe,占22.7%。

　　这70个地热电站的热储顶板埋深<1km的25个,占35.7%;>1km的共45个,占64.3%,其中热储顶板埋深在1~1.2km的占26个,钻探深度在3km以上的共12个,其中两个最深达4km,见于意大利的上述两个蒸汽田。

　　这些已开发的进行地热发电的地热田的热储温度最低者为140℃(不包括2006年在美国阿拉斯加州Chena热泉利用74℃地热水建立的225kW的双循环发电站),最高热储温度360℃。这70个地热田热储温度达到300℃以上者,共34个,占48.6%。

　　其中达300℃的13个,约占总数的18.6%;达310℃的2个;达320℃的8个;达330℃的5个;达340℃的3个;达350℃的是意大利两个蒸汽系统;达360℃的仅有1个,为日本的两相系统葛根田。世界上没有一个地热田热储温度达到水的临界温度374℃。

　　所有这些用于地热发电的高温水热对流系统,在地球上的分布明显受地质构造的控制,或者位于板块边缘地段(如岛弧带的日本、印度尼西亚等;陆-陆碰撞带的西藏;走滑断裂带的美国西海岸),或者位于板块内部的大裂谷(如东非大裂谷)或与板内热点有关(如夏威夷),该处年轻的火山活动或岩浆侵入活动为地热活动提供了热源。

　　1973年White曾经认为:世界上利用地热发电的能力将不可能超过3×104MW。对从沉积盆地深部和干、热的结晶岩等地温梯度一般很大的岩体中取出地下热能将具有深远的意义,但按目前的技术和成本它们不可能被利用。

　　Ewing认为:如果从干、热的岩体中回收热能的方法能创造出来,更多的能量将可以利用。从这种系统中可以得到的能量估计约为存在于水热系统中可供利用额能量的100~1 000倍。

　　Rybach认为:“可以预期的是,基于传统的高焓的地热发电在未来将保持线性的发展,因此需要一些新的技术能使地热发电的发展能呈指数增长的状态”。而这个新技术就是“增强型地热系统”。

　　2、干热岩资源与增强型地热系统

　　“干热岩(HDR)”这一术语在1973年时尚未成为一个专有名词。当时只称为“hot dry rocks”。

　　1976年Muffler才正式用HDR作为地热系统的一种类型。

　　麻省理工学院Tester等所著《地热能的未来———增强型地热系统(Enhanced GeothermalSystem)在21世纪对美国的影响》一书中提到:“EGS将是地热能利用的未来。这一术语乃是开发干热岩、湿热岩和断裂热岩等各种地热资源的总称。

　　麻省理工学院的研究确定:仅美国可采的EGS资源>20×104EJ,相当于美国每年能源需求量的2 000倍”。这一段话中将EGS看作为资源,并取代了HDR,实际上是一种误会,但流传很广。

　　其实干热岩是一种埋深3~10km、具有传导型热量、干的、不透水的岩体,它所含的热能需要通过人工压裂形成的增强型地热系统(EGS)才能开采出来。

　　EGS最早在美国新墨西哥州的Fenton山进行试验,曾称之为工程地热系统(EngineeringGeothermal System)。后来都称为“增强型地热系统”(EGS)。其方法就是在地下温度达到商业感兴趣的地方钻两口或多孔井,并且通过压裂技术在钻井之间建立水力联系,形成热交换。这些系统能从相当广布的、深部热的结晶岩石中提供足够的能量,主要的困难是此系统如何能够保证具有低的阻抗和大的热交换面积。因此,这一大胆试验的成功与否,主要取决于井间压裂作业的质量。如果只有少量几条优势的通道,热流体就很容易发生“短路”,此时冷流体触及的热岩体的面积就很有限。这种短路现象就会很快耗尽有限岩体里的热量。相反,通过压裂作用在较大范围内形成高度密集的碎裂岩石,从而使我们能获得大量的热能量。由此可见,干热岩是一种热能资源,EGS是取得和利用这些热能所采用的技术。这两个术语是不应该互相取代的,更不宜将它们当做同义词。

　　1972年以来,曾经进行过EGS试验的国家地点和时间如下(其中的(3)、(5)、(6)的*号表示为浅层测试设备):(1)美国新墨西哥州Fenton(1972—1996),2.8km/3.6km/4.2km(320℃);(2)英国康沃尔Rosemanowes(1978—1991),2.0km/2.2km(85℃);(3)德国巴伐利亚的Falkenberg*(1978—1985),0.25km(13℃);(4)法国莱茵地堑内Soultz(1987至今),3.3km/5.0km(200℃);(5)法国Le Mayet de Montagne*(1984—1994),0.8km(33℃);(6)瑞典的Fjallbacka*(1984—1989),0.5km(15℃);(7)日本Hijiori(1985—2002),1.8km/2.2km(270℃);(8)日本Ogachi(1989—2001),0.7km/1.0km(250℃);(9)澳大利亚的Cooper盆地(2003至今),4.2km(240℃)尚未长期循环。

　　在上述9个试验项目中,最重要的就是美国Fenton山,英国康沃尔、日本的Hijiori以及法国的Soults。

　　Rybach认为能用于发电的EGS的热储应满足下列要求:(1)流体生产率,50~100kg/s;(2)井口流体温度,150~200℃;(3)总有效热交换面积,≥2×106m2;(4)岩石体积,≥2×108m3;(5)流体阻力,≤0.1MPa·kg-1·s-1;(6)水耗,≤10%。

　　Evans[17]认为:当一组对井进行生产时,注水井的注入量为50kg/s(或50L/s),注入水的温度为60℃;通过地下热交换之后,生产井的产量如果也是50kg/s(或50L/s),排放时水的温度为180℃。那么该对井生产的热能为25MWt或者是生产电能3.5MWe。

　　现在就将4个主要试验基地的试验情况介绍于表4中。

　　上面4个试验区的热储岩石都是花岗岩或花岗片麻岩之类的块状岩石,美国芬顿山和日本的Hi-jiori都位于年轻的破火山口之内,温度均达标。英国康瓦尔的花岗岩是晚古生代的,温度只有70℃,显示热储温度与岩体的年龄很有关系。但是人工热储的生产率都没有达标。热储阻力以芬顿山为最大,水耗以日本为最高,都不尽如人意。可见,在世界上干热岩资源能正式投产利用,成为商业运营尚有很长的路要走。

　　Grant认为:Fenton山的试验是不成功的,后来也确实废弃了。只有德国上莱茵地堑的Landau试验状况较好,目前正在试验之中,仍未投入商业运行。

　　

　　但是,事物总有它的两面性。通过试验,还是向人们提出了一些问题。首先,要在几km的深处人工创造EGS的热交换器,一些岩石力学的问题就显露出来,如岩石的各向异性起到什么作用?应力是如何传递的?为何热流体的运移有的快速、有的慢速?它们与人工热储层的干、湿状态有关吗?这些问题都还没有准确的答案。其次,在建立人工热储的激发过程中和随后的生产过程中,EGS会诱发地震,这也是一个重要的问题,必须通过监测,预防它诱发破坏性地震。再次,目前的试验都是短期的,随着时间的推移,EGS的人工热储可能发生变化,会有怎样的变化,至今没有现成的经验。再者,目前的试验只有几MWe,最多几十MWe,当正式的商业性运营则至少要上百、乃至上千MWe,人工热储能承受吗?最后,由于没有EGS长期运营的经验,其安装、生产、管理成本的经济估算更是一个未知数。

　　3 、中国的干热岩地热资源

　　国外EGS事业的开展,一直受到中国地热工作者的关注,人们对他们工作的评价还是比较冷静和实事求是的。汪集旸等认为:“30多年来,发达国家如美国(1973年)、日本(1980年)、法国(1997年)、德国(1987年)和澳大利亚(2003年)先后投入巨资进行干热岩发电试验研究,结果表明:干热岩开发在技术上可行。”那么,我国干热岩资源的前景到底如何?

　　2011年中国地质调查局根据中国大陆地区热流图(2000年版),初步评估了中国干热岩地热资源的潜力,其资源基数为2.52×107EJ,相当于71.5×105亿t标准煤。

　　2011年中国科学院地质和地球物理研究所根据新发布的921个大地热流数据,编制了《中国大陆地区新版热流图》,同时也编制了《中国大陆地区不同深度温度分布图》(图1),计算了中国大陆地区3~10km深度段干热岩地热资源基数为2.09×107EJ,如果按2%的可采资源量计算,也达4.2×105EJ,相当于14.3×103亿t标准煤,是中国大陆2010年能源消耗总量(32.5亿t)的4 400倍[19]。

　　表5是中国大陆和各主要干热岩分布区的干热岩资源量的统计表。

　

　　的研发和示范项目。这些项目中有4个是在美国西部地热田中的示范项目。其余17个项目属于技术元件的研发,包括高温工具、流体流动状态的成像、示踪剂、人工热储中断裂特性等。

　　DOE近期的目标是用先进的遥感技术找到能开发30GW电能而至今尚未被发现的水热型地热资源及其验证。在2015年建成一个5MW的EGS的试验电站,证明技术上上可行的,并能持续运转5年”。

　　[21]

　　看来EGS开发的高成本和17个技术元件研发项目,特别是所列4项,皆为EGS建设的难点。

　　(3)干热岩的研究和建立EGS在我国尚未触及,这是一项试验性的、投资巨大的工程,不能撒胡椒面,遍地开花,要选择重点地区进行试验,并有步骤地加以扩大。这些重点地区应该选择地质条件好、利用方便、经济条件较好、易于控制污染的地区。

　　(4)在HDR和EGS的研究方面要严防舆论的误导。最近在《科技导报》的一篇文章中报道:“美国在新墨西哥州中北部的芬顿山成立了干热岩研究中心,美国政府于1973年资助针对干热岩开发的EGS实验研究,1977年获得了成功,最深钻孔达4.5km,岩体温度为330℃,热交换系统为3.6km。

　　1984年建成了世界上第一座高温岩体地热发电站,发电功率由最初3MW提高至10MW,地热流值达250mW/m2。”这种报道完全不符合事实,不知信息从何而来?报道有何目的?但是,误导的效果是极坏的。

　　芬顿山建立过“干热岩地热发电试验电站”是肯定的,但是,仅仅是短暂的试验,现在早已不存在了。

　　2010年巴厘会议的文献详细介绍了美国地热发电的情况,在芬顿山所在的新墨西哥州,2010年在Laser有一个240kW的双循环试验电站,另外在该州西南角的Lightming Dock正在建造一座10MW的电站,地热发电专家Bertani[8]

　　根本没有提“芬顿山还有一座10MW的高温干热岩发电站在成功地运行”。

　　(5)在EGS的研究、开发中,严防科技诈骗也是必要的。例如,某些企业主没有经过详细的地质勘察工作,就向当地政府提出地热梯级综合利用项目的规划与建议,申请在某地建设一个EGS基地,准备搞地热发电和水产养殖等项目。而且,居然还得到地方政府的批准立项。其实企业主心中最在意的还是通过立项可以收购上千亩土地而已。

　　5 、我们的建议。

　　(1)根据我国干热岩地热资源的分布和储量,最有利的开发地区是西藏南部和云南腾冲,其次为东南沿海。首先必须认真进行选点,开展试验。我们认为第一个干热岩试验钻,最佳选择应该在羊八井北区(即硫黄矿区)。

　　1993年11月在硫黄矿采坑内钻成ZK4002孔,终孔深2 006.8m,钻及1 850m时井下温度即高达262℃。

　　11月7日测得孔底完井后泥浆的最高温度为262.3℃。静水位为80m。

　　1994年3月,下筛管后用气举法引喷成功,喷高超过18m,孔口温度超过200℃。

　　1994年5月8日,测得成井后恢复的最高温度为329.8℃,井口最高工作温度204℃,孔口最大工作压力16kg/cm2,最大端压6kg/cm2,计算得出汽水总量298t/h,干度47%。然而15min后,汽水总量即衰减到153t/h,54h后,端压降为0。

　　1995年9月17日,在ZK4002孔附近的ZK4001开钻,1996年10月15日完井,终孔深度1 459.09m,井下温度平均247℃,最高251℃。自喷、放喷半月,井口无任何结垢。遗憾的是当时没有进行注水、回灌,也没有在生产井内进行水压致裂。如能在生产井深部扩大裂隙系的分布,同时另外再钻注水井,不断保持深部裂隙内的水量,则该区当时就有可能建成增强型地热系统。

　　现在,如果我们利用已有的ZK4002孔,并在附近再钻一口2 000多m的井,作为对井,两口井井底距离保持在500m左右,一口井作生产井,另一口作注水井(回灌井,其深度应比生产井大一些,两者的排列方向应以近南北向为宜)。在生产井内不断地通过水压致裂,制造人工热储,进行EGS试验。

　　如果人工热储的体积V为1km3,热储温度T为330℃,地表年平均温度T0为5℃,热储岩石和水的比热ρ为2.7J/(cm3·℃),可以利用体积法计算该人工热储的热能Wr:

　　Wr=Vρ(T—T0)=1015cm3×2.7J/(cm3·℃)×(330-5)℃=0.877 5EJ第二步是计算井口热能Qwh,即能够从钻孔中提取的那一部分热能,由热储热能Wr乘以采收率Rg即可,一般取0.25。因此,该EGS的井口热能Qwh=Wr×Rg=0.219EJ。

　　第三步是计算有用功Wa,要让地热流体发电,首先要将热能转化成动能,然后将动能再转化为电能,按照热力学第一定律,即能量守恒定律,有用功可用下式求得:

　　Wa=(H-H0)-T0(S-S0)式中:

　　H和H0分别代表排放流体在井口和尾水排放时的焓值;(H-H0)项表示总热能;S和S0分别代表排放流体在井口和尾水排放时的熵值;T0(S-S0)项表示在可逆过程中未能转化成功的热能。

　　但是在实际操作中并不要如此复杂,只要知道热储的温度,就可以查到有用功Wa与热储热能Wr的比值(Wa/Wr),该比值随着热储温度的升高而加大。当热储温度为330℃时,该比值为0.085,因此,有用功Wa为0.074 6EJ。

　　第四步是计算发电潜力,计算公式如下:

　　E=WaB式中B是动能转化成电能的工作效率。对于不同温度的工作流体和不同类型的循环系统,工作效率变化很大。对于单次闪蒸系统一般B值取0.1~0.3,双循环系统取0.3~0.4,二次闪蒸取0.4,全流系统取0.5,蒸汽系统取0.6等。在此我们将B值取为0.5,则羊八井EGS到发电潜力可以达到:

　　E=0.074 6EJ×0.5=0.037 3EJ/946 080 000s=39.4MW30a(式中的946 080 000s=30a×365d/a×24h/d×3 600s/h)如果人工热储温度为250℃,采收率为0.25,Wa/Wr=0.068,B值取0.4,用同样方法求得羊八井EGS的发电潜力约为19MW30a。

　　如果是前者,一个对井组成的EGS发电装机容量是现在羊八井地热电站(24MWe)的1.6倍;如果是后一情况,也是它的80%。从计算结果来看,我们会惊叹用EGS技术开发3km以下的HDR地热资源是多么诱人,3km以下的干热岩地热资源要比3km以上的水热型地热资源丰富得多,关键是怎样才能使建立的EGS长时间地运转,并不断地满足Rybach提出的6个条件。值得重视的是,通过热能转换后的热水,绝不能就地排放,而必须回灌到地下深处,必要时还需增加注水,这是保持热储水量、延长地热系统运行寿命和避免环境污染的重要措施,这也是增强型地热系统与普通地热系统的主要区别。

　　(2)在我国滇藏地区,应采用高精度的遥感影像,通过对于呈负地形的环形构造(直径为数千米)进行解译,来找寻可能存在的新生代的、地壳上部的隐伏中酸性岩体,其埋深宜在10km之内,为找寻和选择新的干热岩地热资源分布区打下基础。

　　(3)在我国东部地区含油气沉积盆地内的局部基底隆起地带,受断裂带所控制的地下水深循环的影响,普遍出现对流型的“地热异常”。经常在1~2km的深处,就可获得大于100℃的中温地热流体,其中部分钻井还含有适量的烃类。现在不少油气田对于此类地热流体通常采用封井的办法,以避免油水界面的下降。其实,在提取有机烃之后的热流体就很适合就地建立中低温增强型地热系统,采用双介质的发电系统。一边抽取地热流体,另一边又不断把热能转化为电能之后的流体回灌到深部储层,这样对整个油气田的开发是不会产生不良影响的,也不会造成环境的污染。当然这样做的成本较高。政府主管部门应该制定政策,鼓励并给予财政补贴,支持各油气田在不断挖掘油气资源潜力、大力开发页岩气的同时,开发地热能,努力进行增强型地热系统的试验,在取得经验之后,再逐步推广。

　　(4)在我国东部许多中低温水热系统的开发中,应制定政策、法规,保证地下热水在使用之后,经消毒、处理后回灌到地下深处,以避免地下热水位的迅速下降与环境的污染。

　　(5)在东部经济发达、能源紧缺的地区,选择重点,可试验性地进行中低温增强型地热系统的开发。

　　在进行压裂试验过程中,不要以为裂隙系统可以全方位地形成。根据我国石油勘探中注水试验的经验教训,有时在基岩内注水后,常常不知水的去向。在此,笔者建议地热系统设计者应该特别注意:与现代区域最大主压应力方向几乎一致的裂隙,都明显地呈现为张性,其渗透率可以比其他方向大几倍到十倍左右。因而,沿着现代最大主压应力方向来布置注水井与生产井的位置是比较妥当的。这就是说:注水井与生产井的位置,在我国东北地区应该沿着NE-SW方向,华北地区为ENE-WSW向,山东-河南-陕西南部为近东西向,华南为NW-SE向;而在我国西部地区则基本上都是近南北向。如不注意这一点,则常常会出现压裂、注水后,注水的损失率极大,甚至流体不知去向,使流体无法在地下增温后循环使用,无法构成增强型地热系统。因为在我国,现代构造应力作用较强,各地的最大主压应力方向差异很大,并且其差应力普遍达到20~30MPa。建议在布置钻井时,千万不要忽略这一点。