Progress in Hot Dry Rock Exploration and a Discussion on Development Technology in the Gonghe Basin of Qinghai
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摘要:
我国干热岩勘查及开发利用仍处于起步阶段，亟待解决勘查程度底、热源机制不清、高温钻井成本高、换热效率低和压裂时有诱发地震风险等问题。在分析国内外干热岩勘查开发历程和青海共和盆地干热岩地质特征与勘查现状的基础上，探讨和研究了干热岩找矿标志建立、井内测温及地温梯度计算相关注意事项和共和盆地放射性生热对干热岩热源的贡献，初步分析对比了增强型地热系统与单井换热的各自特点及难点，分析了压裂井网技术存在的问题及压裂与诱发地震的关系，并对开发试验示范基地建设提出了相应的建议。研究结果为共和盆地干热岩勘查开发提供了理论依据。
Abstract:Due to the fact that exploration, development and utilization of hot dry rock for geothermal energy in China are still in their initial stage, it is necessary to overcome problems such as low levels of exploration, unclear heat source mechanism, the high cost of high-temperature drilling, the low efficiency of heat transfer technology and risks of induced earthquakes, etc. On the basis of analyzing the exploration and development history of hot dry rock at home and abroad, the geological features and current exploration situation of hot dry rock in the Gonghe Basin, this paper discusses and studies establishes the prospecting indicators of dry hot rock. This paper takes into consideration well temperature measurement and geothermal gradient calculation, and the contribution of radioactive heat generation to the dry hot rock heat source in the Gonghe Basin. It then preliminarily analyzes and compares the features and difficulties of enhanced geothermal system (EGS) and single well heat transfer. It also analyzes the problems in fracturing well pattern technology and the relationship between fracturing and induced earthquake, and puts forward some suggestions for the construction of development test demonstration base. The result has provided a theoretical basis for exploration and development of hot dry rock in the Gonghe Basin.
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水深大于500 m的深水海域储藏有44%的全球海洋油气资源，已成为全球油气勘探开发的最重要领域[1–3]，近年来全球重大油气的发现有近70%来自深水海域。深水油气开发具有高风险、高技术、高投入、高回报的“四高”特点[4]，是实现国家能源战略的重要支柱，而深水钻完井技术作为深水油气开发的核心环节，直接关系到深水油气工程的安全与开发效益[5–6]。
我国深水钻完井技术发展经历了对外合作、跟踪学习、自主研发和应用推广4个阶段[7]。目前，在国家重大科技计划的支持下，深水钻完井技术已进入自主研发与规模化应用阶段[8]。我国首个自营超深水大气田—“深海一号”一期工程（陵水17–2气田）顺利建成，平均作业水深达到1 500 m，标志着我国深水钻完井技术达到国际先进水平。“深海一号”一期工程通过系统攻关，创新性提出并形成了深水复杂地质条件下的安全高效建井技术、深水井筒环空压力管控技术、井控安全屏障构建技术以及深水高产井高效测试技术等一系列钻完井关键技术[9–10]，为“深海一号”二期工程的顺利实施提供了技术支撑[11]。
“深海一号”二期工程位于南海北部大陆架西区的琼东南盆地，距离“深海一号”一期工程约65 km，距海南岛约165 km，平均水深约1 000 m。与“深海一号”一期工程气井高度分散、储层埋藏浅、地层承载力低的特点不同，二期工程呈现出水下井口相对集中、地层温压系统复杂的特征，地层压力最高达69 MPa，地层温度最高达138 ℃，且在复杂地质条件下存在“溢漏同层”等高风险工况[12–14]，对深水钻井速度、井控安全及长效生产提出了更高挑战。为此，中国海油坚持自主科技攻关，研发形成了集中式水下井口规模化作业技术、深水深层钻完井提速技术、深水高压井安全控制技术及深水长效生产保障技术，构建了完整的深水高压气田钻完井技术体系，不但保证了“深海一号”二期工程的顺利实施，也为挺进深远海、开发深水复杂油气田提供了坚实的技术保障[15–16]。
1. “深海一号”二期工程技术难点
1）集中式水下井口井间干涉风险高。“深海一号”二期工程是国内首次采取深水集中式水下井口钻进大位移井，受集中式水下井口布局影响，井间干涉风险显著增加，水下井口群的精确定位与井眼轨迹控制难度增大[17]。此外，水下井口集中还易引发岩屑运移与堆积，存在水下井口被掩埋的风险，进一步加剧了作业安全与作业管理的挑战[18]。
2）深层可钻性差。“深海一号”二期工程最大作业水深达到963.70 m，最大井深达5 600.00 m，相较“深海一号”一期工程，总井深增加71%，总进尺增加115%。“深海一号”二期工程钻遇地层呈现出明显的非均质性和复杂性，岩石组合多样，地层可钻性显著降低[19]。同时，面临严苛的时效性要求，受限于高昂的海上钻井日费及南海季风期作业窗口，任何工期延误都将导致开发成本大幅升高。为提高经济效益，亟需开展深水深层复杂地质条件下的钻井提速技术攻关研究[20]。
3）窄压力窗口井控挑战大。“深海一号”二期工程为国内首个深水高压气田，高低压同层，窄压力窗口下出现井涌的概率增加。采用常规钻井设计方法，设计方案存在钻井液密度偏高、设计套管下深不合理等问题，易引发井漏、井涌甚至井喷等井下故障，严重影响钻井作业安全[21–26]。另外，开发井水平裸眼段较长，储层裸露面积较大，溢流压井难度大，气体易聚集，严重影响井控安全[27–28]。
4）高压井完井长效生产保障难。深水高压井完井面临极窄压力窗口防砂、中低渗储层保护、高压井安全放喷等诸多挑战，砾石充填压力窗口最低不足0.1 MPa，防砂可靠性要求极高，高压井砾石充填面临严峻挑战[29]。同时，深水高压井完井工艺复杂，完井液长时间浸泡储层会严重影响其产能，给中低渗储层的保护带来巨大挑战。该气田大位移气井放喷产量最高达115×104 m3 /d，安全放喷难度大。在复杂生产工况下，20年长寿命周期的生产保障还面临管柱长效防腐、井筒完整性等考验，全寿命周期流动安全保障面临天然气水合物、析蜡、结垢等风险，严重时直接影响生产井产量。
2. “深海一号”二期工程钻完井关键技术
针对“深海一号”二期工程技术难点，中国海油开展了系列技术攻关与实践，形成了深水高压井钻完井技术，有效保证了“深海一号”二期工程12口开发井的顺利完钻。
2.1 集中式水下井口规模化作业技术
在“深海一号”二期工程中，开展了多井协同定位和上下部一体化完井技术为主的集中式水下井口规模化作业关键技术攻关。多井位协同定位技术通过优化基阵设计和引入水下机器人（ROV），提升了井口群的精确定位能力，有效减少了定位作业对主作业线的干扰，大幅提高了作业效率。上下部一体化完井技术通过紧凑型防砂与放喷装备的快速安装、一体化远程智能监测与控制技术的应用、完井设备与平台作业系统的适应性升级，大幅缩短了工期、降低了成本。
2.1.1 多井位协同定位技术
在深水气田开发过程中，水下井口群的精确定位与安装是确保开发效率和安全的关键。为此，中国海油创新性地研发了基于长基线（long baseline，LBL）定位系统的多井位协同定位技术[30–31]：1）通过优化基阵设计方案，实现了单个基阵对多个井口的精确定位覆盖，显著提升了定位系统的利用效率；2）采用一体式姿态/位置测量装备，结合实时数据传输技术，构建了水下井口动态监控系统，为钻井作业提供了精确的定位参考；3）采用ROV辅助作业模式，优化了水下信标布设流程，有效降低了传统定位作业对主作业线的干扰[32–33]。该定位技术不仅实现了水下井口的高精度定位，且通过作业流程创新大幅提升了施工效率。例如： ROV工作船定位作业大幅提速，节约20.0船天；完井准备期间，离线批量下入3棵采油树，单井节约工期1.5 d；双井架同步下入BOP和采油/气树（见图1），单井节约工期2.0 d。多井位协同定位技术具有普适性，可推广应用于类似深水油气田的开发[34–36]。
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图 1 双井架同步下入BOP及采油/气树Figure 1. BOP and oil/gas production trees under simultaneous running of double derricks2.1.2 上下部一体化完井技术
“上部批次完井+临时弃井+井筒重入+下部批次完井”的传统作业模式，存在储层浸泡时间长（超过180 d）、作业流程繁杂、作业效率低等问题，极大地增长了作业时间，设备安装时间就超过60 h。为此，集成一体化远程智能监测与控制技术，完井设备与平台作业系统实现了适应性升级[37]，形成了上下部一体化完井技术：通过紧凑型防砂与放喷装备的快速安装（见图2），节约场地面积40%以上，设备安装时间控制在12 h以内；通过下部完井和上部完井的协同作业，使储层浸泡时间为0，能够立即清喷。
依托双井架作业机具和大面积甲板布局优势，结合流动性改造与模块化集成，作业系统整体效率显著提升，设备拆装效率提高约25%，连续作业周期超过300 d且无需拆卸维护。上下部一体化完井技术的成功应用，突破了传统深水作业的设计局限，显著提升了作业效率与安全性，避免了临时弃井和重入作业，大幅节约工期和降低成本，为后续深水完井作业提供了可借鉴的技术路径和实践经验。
2.2 深水深层钻完井提速技术
“深海一号”二期工程中，中国海油开展了系列钻完井技术攻关，形成了包括深水表层高效规模化喷射技术、一趟式高效井口技术和中间井段海水深钻技术在内的深水深层钻完井提速技术，不仅大幅提高了钻完井效率，也实现了钻完井作业的安全与高效。
2.2.1 深水表层高效规模化喷射技术
在深水油气田开发中，表层规模化喷射作业的核心难题在于高效破岩的同时，有效解决岩屑运移与堆积。“深海一号”二期工程实施过程中，提出了深水表层高效规模化喷射技术方案（见图3）[38]：通过优化钻头伸出长度与水眼配置，显著提升破岩效率并延长钻头使用寿命；精细化控制喷射期间钻压、排量等钻井参数，将喷射钻井摩阻控制在安全范围内，实现了喷射效率与表层建井效率的双提升[39]；针对水下井口区域岩屑沉积问题，创新性引入泥线ROV预吸坑及清理作业技术，并应用了自制球阀疏通装置，从而在ϕ660.4 mm井段机械钻速从70 m/h提高至150 m/h的条件下，有效预防了岩屑堵塞对采油/气树安装与管线连接的影响。该技术方案通过全流程动态优化与多源数据融合，实现了规模化喷射作业效率与安全性的协同提升[40]。
深水表层高效规模化喷射技术成功实现了集中式井口井间“零”航行、“零”转换时间，多口井喷射钻进井段实现一趟钻完成，单井节约工期0.58 d。同时，该技术实现了1只PDC钻头完成全部12口井的喷射钻进井段，机械钻速提高了53.8%，工程回接扇形区岩屑堆积高度有效控制在0.5 m以内，显著提高了作业效率与作业质量。
2.2.2 一趟式高效井口技术
高温条件下，传统的水下井口锁紧力（约3 400 kN）无法满足实际需求，需通过额外下入锁紧环，将锁紧力提高至约9 072 kN（2 000 klbs）。但这会增长作业时间，尤其是标记和下入锁紧环的过程，通常需要增长1～2 d，导致作业效率较低。为了提高作业效率，研究应用了一种集成锁紧功能的新型密封总成水下井口技术。该技术通过使用高锁紧力水下井口，能够在安装密封总成时，直接实现所需的锁紧力，从而避免了传统方法中需要下入工具标记、锁紧环的下入及安装等多次作业，显著提升了作业效率。新型密封总成水下井口设计采用了多级密封系统，结合金属与弹性材料的优势，进一步增强了密封的可靠性，并通过对密封总成壁厚的优化和升级，形成了一种高规格的井口系统，确保了作业过程的更高效和更安全[41]。
该技术成功应用于12套深水水下井口系统，共198套设备，各功能服务工具共使用194次，129趟钻，密封总成均一趟钻安装到位，试压合格率100%。对比“深海一号”一期工程，一趟式高效井口技术在保障工程质量合格率100%的前提下，实现作业效率大幅提升：表层作业时效提高40.5%，中间井段作业时效提高25%，套管挂及密封总成作业时效提高50%。
2.2.3 中间井段海水深钻技术
针对常压井中间井段（即三开ϕ444.5 mm井段）采用钻井液钻进时钻速慢、钻井液用量大的突出问题，在“深海一号”二期工程实施过程中，通过研究确定海水深钻临界深度，形成了中间井段海水深钻技术。基于天然气水合物生成风险分析进行多参数耦合，判断天然气水合物的生成极限，从而确定海水深钻作业极限（模拟结果如图4所示），在保障井筒安全的前提下，最大临界深度由2 100 m增加至3 000 m。“深海一号”二期工程开发井采用海水深钻技术，ϕ444.5 mm井段机械钻速达到68.43 m/h，较“深海一号”一期工程提高约67.8%，提速效果非常显著。
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图 4 海水深钻临界深度模拟结果Figure 4. Simulation results of critical depth for deep drilling in seawater2.3 深水高压井安全控制技术
针对“深海一号”二期工程深水高压井井控技术难点，开展了三位一体式天然气水合物防治、深水高压井环空压力控制和深水高压井井控等的技术攻关研究，形成了深水高压井安全控制技术，有效保障了套管、封隔器和水下井口等关键井筒屏障的长效安全，稳定了环空压力，确保了作业的安全性和高效性，显著提升了我国深水高压井的安全控制水平。
2.3.1 三位一体式天然气水合物防治技术
针对“深海一号”二期工程浅层气发育、天然气水合物防治难度大的问题，研究应用了“导流罩+隔离帆布+水泥覆盖”三位一体式天然气水合物防治技术。该防治技术包括“四预防”措施和“三处理”手段。
“四预防”措施旨在构建天然气水合物全过程风险防控体系，在钻进过程中采用动态压井（DKD）钻进和声呐扫描技术监测“气泡”，实现天然气水合物的钻时感知。固井过程中，通过应用以低水化热液体减轻剂为主剂的水泥浆预防“气泡”。针对天然气水合物堵塞的问题，通过BOP定期检查、边管定期顶通和Hydra FLASH模拟等措施，实现对天然气水合物的实时监控。同时采用天然气水合物低压密封、井口区域帆布铺设等方法，多方面实现天然气水合物生成风险的防控。
“三处理”手段是指针对突发性工程风险构建了“三阶应急处理”机制：通过ROV搭载机械臂与化学喷射模块实施水下物理清障及抑制天然气水合物分解，同步在井口区域储备“沙包水泥”进行二次覆盖；工程层面采用井口升温抑制、连接器解脱试验等方法抑制天然气水合物的生成。
在“深海一号”二期工程12口井的钻井过程中，三位一体式天然气水合物防治技术成功防止了天然气水合物的生成，有力保证了深水高压井钻完井作业的顺利完成，对于深水油气田的高效开发具有重要的意义。
2.3.2 深水高压井环空压力控制技术
环空压力管理是保证气井长效井筒完整性的关键。井筒温度升高、环空与地层沟通等因素造成环空圈闭压力升高，直接影响套管、封隔器、水下井口等关键井筒屏障的长效安全，通过管鞋释放环空圈闭压力是稳定且低成本的环空压力管理措施。为此，“深海一号”二期工程开发井通过在设计阶段精细刻画地层剖面，确定过路油气水层和三压力剖面，并持续优化井身结构、钻井液固相含量、水泥浆返高及前置液体积，实现了风险地层隔离、通过管鞋向地层自然释放环空圈闭压力的目的（见图5），有力保障了套管屏障长效安全。
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图 5 通过管鞋向地层自然释放环空圈闭压力示意Figure 5. Annular trap pressure naturally released into formation through casing shoes“深海一号”二期工程开发井水下生产系统通过采油树XOV阀调节A环空圈闭压力（见图5），压力释放至油嘴前。针对高压井投产早期井口压力较高的特点，通过合理划分风险等级，制定了A环空圈闭压力管理三级压力管控范围，分别对应极端条件、常规生产监控和结构强度极限能力3种风险等级，大大提高了深水高压井A环空圈闭压力管理的可操作性。
2.3.3 深水高压井井控技术
在传统深水钻井溢流识别技术的基础上，基于地层与井筒耦合流动响应特征及模型预测控制技术，研发了深水高压井钻井溢流早期智能识别技术，基本原理如图6所示。针对深水开发水平井井控压井面临的难题，考虑水平井积液及流态的影响，建立了深水水平井临界压井排量计算方法及水平井侵入流体分段排出方法，解决了深水高压井水平段气体聚集与窄压力窗口地层压井余量之间的矛盾，为合理井控设计和井控作业提供了理论支撑。“深海一号”二期工程12口井全部应用了深水高压井井控技术，均实现了“零关井”“零溢流”安全作业效果，有力保障了项目顺利安全实施。
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图 6 溢流早期智能识别技术原理示意Figure 6. Principle of early intelligent identification technology for overflow2.4 深水长效生产保障技术
为保障“深海一号”二期工程深水气田的长效生产，开展了长效防砂和全寿命周期井筒流动保障2项关键技术的研究工作，形成了深水长效生产保障技术，显著提高了生产效率，为深水油气田安全稳定运行提供了助力。
2.4.1 长效防砂技术
深水油气田的地层疏松、易出砂，压力窗口窄，一旦出砂对生产管柱、水下采油/气树、水下生产系统冲蚀严重，后期补救措施成本高，代价大，因而对防砂可靠性及成功率要求极高[42]。为此，开展了长效防砂技术攻关研究与应用。一是编制了砾石充填动态可视化三维实时仿真模拟软件（见图7），砾石充填过程中利用数字化环网通信技术实时调整优化施工参数，精细刻画砾石充填全过程压力分布，从而精确识别脱砂压力，确保砾石充填作业安全高效。二是井口采用新型深水打砂树总成，提高深水防砂应急反应能力，配合多流道旁通筛管、清洁降阻剂，充填过程中井下减阻超30%。
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图 7 砾石充填动态可视化三维实时仿真模拟软件应用界面Figure 7. Application interface of dynamic, visual, three-dimensional, and real-time simulation software for gravel filling2.4.2 全寿命周期井筒流动保障技术
针对深水高压环境下全生命生产周期天然气水合物生成预测及防治难题，开展了深水超浅气井清井放喷期间天然气水合物生成、沉积、演变规律研究，进行了大产量放喷机制及瞬态开关井状态下天然气水合物生成风险精准识别与分析，形成了井筒天然气水合物风险水平量化分析方法（见图8），建立了基于井筒“变梯度、多边界、有节流、含相变”复合热量传递机制的温度场动态预测模型，实现管柱入井—开井放喷—关井求压全周期温度场动态预测[43–45]。
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图 8 不同产量条件下井筒内天然气水合物生成速度模拟结果Figure 8. Simulation results of hydrate formation rate in wellbore under different production conditions基于“深海一号”二期工程20年寿命周期的需求，开展了全生命周期流动保障温压场模拟，在测试井瞬态及开发井稳态模拟工作中，形成了能够反映南海深水高压气田生产状况的建模方法，形成了一套完整的全寿命周期井筒流动保障技术，涵盖稳态生产、瞬态启动、计划关井、非计划关井、冷启动、热启动等各工况的分析，指导了井下化学药剂注入点设置、井下安全阀深度设计、油管尺寸定制、水下采油/气树材料要求及低温冲击测试、清井排液天然气水合物防治、开关井制度制定等[46–47]。
3. 现场应用效果
基于集中式水下井口规模化作业、深水深层钻完井提速、深水高压井安全控制及深水长效生产保障等4项关键技术，形成了一套深水高压气田钻完井技术体系，确保了“深海一号”二期工程12口井顺利完钻，作业效率提升超过16%，项目工期缩短347.62 d，有效保证了我国首个深水高压气田的顺利投产。
3.1 构建集中式水下井口规模化作业新模式，作业工期大幅缩短
依托双平台、双井架批钻与上下部一体化完井技术，构建了集中式水下井口规模化作业新模式，大幅提高了作业效率。12口井表层井段机械钻速较一期提高98.5%，较同区块探井提高121.6%，累计作业时间45.19 d，比设计时间缩短了34.64 d，缩短43.39%。同时，表层作业实现“零”转换，累计完成9次悬挂防喷器航行，累计节省32船天。ROV辅助作业与井间“零”航行技术推广应用后，采油/气树批量安装效率提升显著，一次性完成7口井ϕ444.5 mm井段钻完井作业，有效缩短了作业周期，累计节省海上运营费用超3.3亿元。
3.2 深水深层钻完井速度大幅提高，形成了深水高效建井技术模板
“深海一号”二期工程中，深水表层高效规模化喷射技术、一趟式高效井口技术和中间井段海水深钻技术的推广应用，不仅大幅提升了深水深层钻完井效率，也形成了可复制的深水深层高效建井技术模板，为国内深水油气田的高效勘探开发提供了借鉴。一趟式高效井口技术实现129趟钻密封总成全部一次安装到位，合格率100%，表层作业效率提升40.5%，中间井段作业效率提升25%，套管挂安装效率提升50%。中间井段海水深钻技术实现ϕ444.5 mm井段机械钻速达到68.43 m/h，较一期提升67.8%，累计降本超6 000万元。表层高效规模化喷射技术实现单只PDC钻头完成12口井表层井段施工，机械钻速提升53.8%，岩屑堆积控制在0.5 m以内，单井工期缩短0.58 d。
3.3 深水高压井安全控制水平显著提升，实现关键井筒屏障的长效安全
以三位一体式天然气水合物防治、深水高压井环空压力控制和深水高压井井控为核心的深水高压井安全控制技术的现场应用，显著提升了“深海一号”二期工程深水高压井安全控制水平，实现了关键井筒屏障的长效安全，确保了作业过程中的安全性和高效性。在天然气水合物防治方面，12口井钻完井作业中实现了天然气水合物“零”生成、井筒“零”堵塞；在环空压力控制方面，成功建立了多工况压力管控图谱，实现了A环空圈闭压力分级调控，在最大放喷产量123×104 m3/d时仍能保障井筒完整性；在井控方面，智能溢流识别与分段压井技术实现了“零关井”“零溢流”，在2口高压定向井中成功应用高密度无固相完井液，工期缩短23.53 d，降本超50%。
3.4 深水长效生产保障效果显著，实现了深水高压油气田长效生产
以长效防砂技术和全寿命周期井筒流动保障技术为核心的深水长效生产保障技术，显著提高了“深海一号”二期工程深水油气田的生产效率，实现了长效生产。长效防砂技术已在10口井成功应用，累计砾石充填砂量15×104 kg，平均充填效率122%，其中2口高压井充填系数超设计38%，质量合格率100%，有效解决了高压井长裸眼段的防砂难题。全生命周期井筒流动保障技术的现场应用，形成了“稳态+瞬态”热力学建模方案，从而优化井下药剂注入点和生产制度，成功实施国内首次超百万方放喷清井作业，天然气达产率达228%，凝析油达产率达479%，实现了储层产能高效释放与保护协同保障。
4. 结论与建议
1）“深海一号”二期工程的顺利完成，形成了以集中式水下井口规模化作业技术、深水深层钻完井提速技术、深水高压井安全控制技术和深水长效生产保障技术为核心的深水高压井钻完井技术，标志着我国自营深水钻完井技术实现重大突破，推动深水钻完井能力从常温常压条件向高温高压复杂环境的跨越，为挺进深远海及保障国家能源安全提供了坚实的技术支撑。
2）深水高压井钻完井技术在“深海一号”二期工程12口开发井进行了应用，与一期工程相比，钻井速度大幅提升，作业效率全面提升，项目工期大幅缩短，形成了集中式水下井口规模化作业新模式、深水高效建井技术模板，钻完井过程实现“零关井”和“零溢流”，深水高压油气田实现长效生产，为相关深水油气田开发提供了借鉴。
3）随着我国海洋油气勘探向深海、深水领域进军，将面临更为严苛的作业环境、装备与技术瓶颈、材料与工具的可靠性等挑战，需要在关键装备国产化、智能化与数字化、新材料与结构设计和应急救援技术等方面开展攻关研究，推动深水油气工程技术的快速发展，以更好地满足深水油气高效勘探发的需求。
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图 2 共和恰卜恰地区干热岩勘探井分布
Figure 2. Statistics of major geothermal wells in GongheQiabuqia Area
表 1 全球干热岩发电站主要地质特征[10]
Table 1 Main geological features of hot dry rock power stations in the world[10]
国家 位置 开始年份 基底组成 盖层 热流密度/(mW·m–2) 地温梯度/(℃·km–1) 形成时代/Ma 美国 芬顿山 1973 花岗岩、片麻岩 火山岩、沉积岩 92～247 45～65 1 620～1 440 英国 康沃尔 1977 花岗岩 黏土沉积物 120 35 293 法国 苏尔茨 1985 二长花岗岩 沉积岩 82～176 28 331 德国 法尔肯贝格 1975 云母、二长花岗岩 沉积岩 82～85 29 310～320 日本 肘折 1984 花岗岩、闪长岩 火成岩 184 50 97 瑞士 巴塞尔 1996 花岗岩、片麻岩 沉积岩 75 312 瑞典 法尔巴卡 1984 黑云母、二长花岗岩 显生宙盖层沉积物 30～65 920 澳大利亚 库珀 2003 二云母、花岗岩 沉积物 92 30 298～323 
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表 2 共和恰卜恰地区主要地热井统计结果
Table 2 Statistics of major geothermal wells in Gonghe Qiabuqia Area
井号 基底埋深/m 井深/m 井底温度/℃ 180 ℃干热岩深度/m DR1 1 354 1 453 87.6 DR2 1 441 1 852 98.6 DR3 1 340 2 927 180.3 2 927 DR4 1 402 3 102 182.3 3 102 DR5 1 490 1 501 86.7 GR1 1 350 3 705 236.0 3 200 GR2 940 3 003 182.0 3 000
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