增强型地热系统（EGS）全球技术格局与中国干热岩开发路径研究

出品方：北京经纬智汇信息咨询有限公司

报告编号：OGF-S-001

所属赛道：OG-F 新能源与能源转型 · 地热与 EGS 集群

报告日期：2026 年 6 月

保密级别：对外交付（客户报告 / 咨询交付物 / 合作提案）

版本：V1.0（S 级旗舰）

执行摘要

增强型地热系统（Enhanced Geothermal System，EGS）正在从一项延续半个世纪的科学探索，转变为一类可融资、可规模复制的公用事业级清洁能源资产。这一转变发生的时间窗口高度集中：2023 年至 2026 年的三年间，美国 Fervo Energy 公司依托页岩油气革命所积累的水平井多级压裂技术，先后完成 Project Red 验证项目与 Cape Station 商业项目的关键节点，并于 2026 年 5 月以约 77 亿美元估值在纳斯达克完成首次公开发行，标志着 EGS 技术路线在工程可行性、成本下降速度与资本市场认可三个维度同时跨过了商业化拐点。与此并行，加拿大 Eavor 公司的闭环地热路线亦于 2025 年底在德国实现全球首个商业并网。地热——这一长期被视为"只在火山地带可用"的小众能源，正因 EGS 而被重新定义为一种近乎无处不在、可提供基荷电力的战略性资源。

本报告基于全时间轴视角，对 EGS 的技术原理、全球发展历程、核心技术难点与前沿突破、市场与投资格局、竞争主体、经济性与诱发地震风险进行系统梳理，并以中国干热岩开发路径为落脚点，给出面向决策层、投资方与技术人员的判断与建议。报告核心结论可凝练为以下五点。

第一，EGS 已确立技术可行性，但技术成熟度高度分化。以 Fervo 为代表的水平井多级压裂型 EGS 已达到技术成熟度（TRL）7–8 级的商业部署阶段，其在硬质结晶岩中实现的循环流量、储层导流能力与发电功率已刷新行业历史纪录；而以毫米波钻井、超临界取热为代表的颠覆性路线仍处于 TRL 3–5 的早期示范阶段。EGS 与油气钻完井技术高度同源，水平井、聚晶金刚石复合片（PDC）钻头、光纤传感、多级压裂等成熟油气工艺可直接迁移，这是 EGS 得以快速降本的根本原因，也是油气企业切入新能源赛道最具确定性的能力迁移通道。

第二，全球市场进入加速期，投资逻辑由风险资本主导转向项目融资支撑。全球地热发电装机于 2024 年达到约 15–17 吉瓦（GW）量级，EGS 占比尚小但增速最快。美国能源部（DOE）于 2022 年发布"增强型地热攻关计划"（Enhanced Geothermal Shot），设定 2035 年将 EGS 度电成本降低 90% 至 45 美元/兆瓦时（MWh）的目标；国际能源署（IEA）预测至 2050 年全球地热潜力可达 800 GW、年发电量近 6,000 太瓦时（TWh），相应累计投资至 2035 年可达约 1 万亿美元。Fervo 在 2026 年初获得的无追索权项目融资，证明 EGS 已具备成为标准化基础设施资产类别的金融条件，这是判断行业从"技术验证"迈入"规模放量"的关键信号。

第三，中国干热岩资源禀赋雄厚，但地质条件与工程经济性约束不容低估。中国陆区埋深 3,000–10,000 米干热岩资源量折合约 856 万亿吨标准煤，约占全球六分之一。青海共和盆地已建成中国首个干热岩勘查试采示范工程，并于 2021 年实现国内首例干热岩试验性发电并网，在深部探测、高温硬岩钻探、规模化储层建造与循环连通方面取得系列突破。但必须清醒认识到：中国整体地温梯度条件不及美国西部，多数地区达到经济可开发温度需钻进至 6,000 米以深，这意味着中国 EGS 的规模化商业化窗口将显著晚于美国，"十五五"期间（2026–2030 年）的核心任务仍是关键技术攻关与示范放大，而非大规模铺开。

第四，国产化能力快速进步，但高端环节"卡脖子"风险依然集中。近年中国在超高温井下仪器领域取得显著突破，国产测井仪器耐温能力已从传统的 175 摄氏度门槛提升至 232 摄氏度／172 兆帕，并在万米深井与高温油气井中得到验证。但在长时间稳定的随钻测量与成像测井、硬岩专用钻头、复杂立体缝网压裂工艺、诱发地震精细监测与控制、高温双工质发电机组等环节，与国际领先水平仍有差距。本报告据此梳理出七项核心"卡脖子"清单，建议以油气装备国产化的成熟框架为参照系统推进。

第五，诱发地震是 EGS 规模化无法回避的社会与监管风险。瑞士巴塞尔（2006 年）与韩国浦项（2017 年，矩震级 5.5，为 EGS 史上最大诱发地震）两起事件，均直接导致项目永久终止，深刻揭示了储层压裂与断层活化之间的复杂关系。中国在规模化推进 EGS 之前，亟需建立国家级诱发地震监管标准与统一的"交通灯协议"阈值规范，并推动储层建造工艺从"刚性造储"向"柔性造储"演进。

综合判断，EGS 是一条确定性正在快速增强、但技术与资本门槛同样高企的赛道。对中国而言，最优策略并非在资源条件相对不利的发电领域与国际巨头正面竞速，而是发挥油气工程能力迁移的独特优势，以废弃油气井改造、油田余热综合利用、"地热+"多能耦合为切入点，在关键技术攻关与装备国产化上集中突破，为 2030 年后的规模化商业开发奠定基础。本报告的详细分析、数据支撑与分角色行动建议见后续各章。

01 · 调研背景与目标

1.1 调研缘起与问题意识

在全球能源系统向低碳化、电气化、智能化深度转型的宏观背景下，可再生能源的角色正在从"补充电源"向"主体电源"演进。然而，以光伏、风电为代表的波动性可再生能源，其固有的间歇性与不可调度性，对电力系统的稳定运行构成了日益严峻的挑战。当风光在电力系统中的渗透率突破一定阈值后，系统对长时储能、灵活调节资源以及稳定基荷电源的需求将急剧上升。正是在这一结构性矛盾日益凸显的时刻，地热能——尤其是其中技术潜力最为巨大的增强型地热系统（EGS）——重新进入了全球能源界、投资界与政策制定者的视野中心。

地热能区别于其他可再生能源的根本特征，在于其不依赖天气、不受昼夜与季节影响、可提供接近核电级别容量因子的稳定基荷电力。传统地热发电受制于天然水热型储层的稀缺分布，长期被锁定在板块边界的少数地区，全球可开发资源量有限。而 EGS 通过人工手段在干热岩体中建造热储，理论上突破了天然储层的地理约束，将地热的可开发资源量提升了若干数量级。换言之，如果说传统地热是"靠天吃饭"，那么 EGS 试图实现的是"向地球深部要能源"的工程化、规模化突破。

进入 2020 年代后，三股力量的汇聚使 EGS 的产业前景发生了实质性变化。其一，页岩油气革命所锤炼出的水平井、多级水力压裂、光纤监测等一整套钻完井技术体系日臻成熟，为 EGS 在硬质结晶岩中建造高效热储提供了可直接迁移的工程工具箱。其二，以美国《通胀削减法案》（IRA）、欧洲地热战略为代表的强力政策与财政支持，为 EGS 的早期商业化注入了关键资本。其三，气候目标驱动下全球对清洁基荷电源的迫切需求，使 EGS 这一兼具清洁、稳定、可调度特性的能源形式获得了前所未有的战略关注。这三股力量的叠加，使得原本停留在国家实验室与示范项目层面的 EGS，在短短数年内实现了向公用事业级商业项目的惊险一跃。

对于正处于能源转型关键期的中国而言，EGS 既是一个不容错过的战略机遇，也是一道必须正视的能力考验。一方面，中国拥有可观的干热岩资源储量与全球领先的地热直接利用规模，且油气行业积累了雄厚的深井钻完井工程能力，具备发展 EGS 的资源与技术基础。另一方面，中国整体地质条件的特殊性、高端装备的国产化短板、诱发地震监管体系的缺位，又决定了中国不能简单照搬美国的发展路径。如何在全球技术格局快速演变的窗口期，精准判断 EGS 的技术成熟度、市场拐点与投资价值，厘清中国的资源家底与能力差距，找到一条契合自身禀赋的开发路径，正是本报告试图回答的核心问题。

1.2 核心调研问题

围绕上述问题意识，本报告聚焦以下七个核心问题展开系统调研与分析：

其一，EGS 的技术原理与完整技术链是什么？其技术成熟度究竟处于何种阶段，距离大规模商业化还有多远？

其二，全球 EGS 历经半个世纪发展，经历了哪些关键里程碑、积累了哪些成功经验、付出了哪些失败教训？这些历史经验对中国意味着什么？

其三，EGS 当前面临的核心技术难点有哪些？近年来在储层建造、高温钻井、储层监测、发电转化等环节出现了哪些前沿突破？

其四，全球 EGS 的市场规模、投资格局与竞争主体呈现怎样的态势？哪些企业、哪些技术路线最具发展潜力？

其五，中国的干热岩资源禀赋如何？勘探开发现状、政策环境与战略定位处于什么水平？

其六，中国在 EGS 关键技术与装备领域的国产化能力如何？核心"卡脖子"环节集中在哪里？油气技术向 EGS 迁移的可行路径是什么？

其七，EGS 的经济性现状与降本趋势如何？商业化的主要障碍与破解路径是什么？中国 EGS 的商业化时间窗口应如何研判？

1.3 调研范围界定

在地域范围上，本报告采取全球视野，重点覆盖美国、冰岛、法国、德国、澳大利亚、瑞士、日本、韩国等 EGS 技术先发国家，并以中国干热岩开发路径为核心落脚点，进行国际对比与本土研判。

在技术范围上，本报告以狭义 EGS（即以人工压裂建造热储、循环取热发电的增强型地热系统）为核心，兼顾闭环地热（先进地热系统，AGS）、超临界地热、中深层地热等相关技术路线的对比分析，但不展开传统水热型地热发电与浅层地源热泵的专门论述。

在产业链范围上，本报告覆盖从资源勘探评价、井位优选、高温钻井、储层压裂建造、流体循环连通到发电利用的完整技术链条，并延伸至关键装备制造、核心材料、监测服务等配套环节，以及政策、投资、商业模式等产业生态要素。

在时间范围上，本报告采取全时间轴视角，纵向梳理从 1970 年代干热岩概念提出至今的发展脉络，横向聚焦 2022 年至 2026 年的最新技术与市场进展，并对 2026 年至 2035 年的未来趋势进行前瞻研判。

1.4 调研方法说明

本报告采用多源信息交叉验证的研究方法，信息来源涵盖五个层次：一是国际权威机构的战略报告与统计数据，包括国际能源署、国际可再生能源署、美国能源部及其下属国家可再生能源实验室、可再生能源政策网络等；二是核心学术期刊的研究论文，涵盖地球科学、可再生能源、地热学等领域的高水平文献；三是中国官方政策文件与权威机构发布的资源评价成果，包括国家发展改革委、国家能源局、自然资源部、中国地质调查局等；四是行业领军企业的公开披露信息，包括项目进展、技术参数、融资动态等；五是行业媒体与市场研究机构的分析报告。

在研究过程中，本报告对不同来源的数据进行了交叉比对与冲突校准。鉴于 EGS 作为新兴产业，部分市场数据在统计口径、范围定义与方法论上存在显著分歧，本报告在正文相关部分将明确标注数据分歧并给出可信度判断，避免单一来源误导决策。对于定量数据，本报告优先采用一手权威来源，对二手市场研究机构的预测数据保持审慎，并在数据分歧较大处采用区间表述而非单一数值。

需特别说明的是，按照本报告的格式规范，正文中不展示具体文献来源标注，所有引用文献将在配套的《参考文献汇总文档》中按照国家标准《信息与文献 参考文献著录规则》（GB/T 7714–2015）格式统一著录，并辅以五级可信度评级，供需要追溯原始出处的读者参阅。

02 · EGS 技术体系与原理全景

2.1 核心概念辨析：从地热能到增强型地热系统

要准确理解 EGS 的技术内涵与战略价值，首先需要厘清一组相互关联但内涵各异的核心概念：地热能、水热型地热、干热岩与增强型地热系统。

地热能是源自地球内部的热能，其总量极为巨大。地球内部的热量主要来自地核的原始热量与地壳中放射性元素衰变产生的热量。从地表向下，温度随深度增加而升高，这一规律以地温梯度（每深入地下一定距离温度的升高值）来描述。全球平均地温梯度约为每千米 25–30 摄氏度，但在不同地质构造区差异巨大：在地壳活动剧烈的板块边界、火山地带，地温梯度可高达每千米 50 摄氏度以上；而在地质稳定的古老克拉通地区，地温梯度可能低至每千米 20 摄氏度以下。正是地温梯度的空间差异，决定了地热资源在全球分布的不均衡性。

按照赋存状态与开发方式，地热资源可大致分为三类：浅层地热能（通常指地下 200 米以浅，借助地源热泵实现供暖制冷）、水热型地热能（即天然存在的地下热水或蒸汽，可直接用于发电或供暖）、干热岩型地热能（即深部不含或仅含极少量流体的高温致密岩体）。其中，水热型地热是当前全球地热发电的绝对主力，但其开发严格受制于"热、储、盖、通、源"五大成藏要素同时具备的天然条件，可开发的优质储层在全球范围内相对稀缺，主要集中于环太平洋火山带、地中海—喜马拉雅带等板块边界地区。

干热岩（Hot Dry Rock，HDR）则是一个内涵更为丰富的概念。广义而言，干热岩指埋深 3,000–10,000 米、温度 150–650 摄氏度、内部不含或仅含少量流体的致密高温岩体，岩性以花岗岩、花岗闪长岩、黑云母片麻岩等结晶岩为主。狭义而言，从发电经济性考量，干热岩通常指埋深 3,000–8,000 米、温度 200–350 摄氏度的可工业化利用岩体。干热岩的核心特征是"热而干"：它储存着巨量的热能，却因岩石致密、缺乏天然裂隙与流体，无法像水热型储层那样被直接开采。干热岩的资源量远超水热型，是地球上储量最为丰富的地热资源形式，但也正因其"干"而难以利用——这正是 EGS 技术诞生的根本动因。

增强型地热系统（EGS），早期亦称工程地热系统（Engineered Geothermal System），是指通过人工干预手段，在低渗透、低孔隙度的高温岩体（主要是干热岩）中建造或改造出具有足够渗透性的人工热储，进而注入流体循环取热、实现发电或供热的地热开发系统。EGS 与传统水热型地热的本质区别，在于储层的来源：水热型依赖天然存在的高渗透含水储层，EGS 则人为创造储层。这一区别看似简单，却蕴含着颠覆性的意义——它意味着地热开发不再受限于天然储层的稀缺分布，理论上"只要钻得足够深、造储足够好，热能处处可取"。正是这种突破地理约束的潜力，使 EGS 被视为地热能从小众走向主流的关键技术跃迁。

*图 2-1 地热资源分类与赋存状态示意图*

2.2 EGS 完整技术链解析

EGS 的开发是一个由多个技术环节紧密耦合的系统工程，任何单一环节的失败都可能导致整个项目无法实现经济产出。历史上众多 EGS 项目的失败，往往并非单点技术不可行，而是各环节难以协同集成。一个完整的 EGS 技术链包含资源勘探评价、井位优选、高温钻井工程、储层压裂建造、流体循环连通、发电利用六大核心环节，环环相扣，缺一不可。

资源勘探评价是 EGS 开发的起点，目的是查明目标区的深部温度场、岩石力学性质、地应力状态与控热构造，从而判断该区是否具备建造经济热储的条件。评价方法包括大地热流测量、居里面深度反演、深部温度场预测、地球物理探测（重力、磁法、电磁、地震）以及岩石物理实验。与油气勘探追求"找到油气藏"不同，EGS 勘探追求的是"找到足够热、足够大、岩石力学条件适宜造缝"的岩体，评价的核心指标包括温度、岩体规模、地应力方向与大小、岩石的脆性与可压裂性等。

井位优选在资源评价基础上确定钻井位置与井网布局。EGS 通常需要至少一注一采两口井（注入井与生产井），通过人工热储实现连通。井位优选需综合考虑深部温度、目标岩体的力学性质、地应力方向（决定人工裂缝的扩展方向）以及注采井间距等因素。井网设计的核心目标，是确保注入井与生产井之间能够通过人工裂缝网络实现有效连通，同时避免注入流体过快地"短路"到生产井而导致热突破（即产出流体温度过早下降）。

高温钻井工程是 EGS 技术链中成本占比最高、技术挑战最为集中的环节。EGS 目标岩体通常埋深数千米、温度高达 200 摄氏度以上，岩性为坚硬且强磨蚀性的结晶岩。这对钻井提出了多重挑战：一是钻头需在硬岩中保持足够的机械钻速并抵抗磨损；二是井下钻井液需在高温下保持稳定的流变性能与携岩能力；三是井下测量仪器、随钻工具的电子元件需耐受高温而不失效；四是井身结构设计需应对高温高压复杂工况。钻井成本通常占 EGS 总投资的 50%–70%，因此钻井技术的进步直接决定了 EGS 的经济性，这也正是油气钻井技术迁移价值最为集中的环节。

储层压裂建造是 EGS 区别于传统地热的标志性环节，也是技术难度最大、风险最高的核心步骤。其目标是在致密的干热岩体中，通过水力压裂、热刺激、化学刺激等手段，建造出一个具有足够换热面积与渗透性、能够支撑长期稳定循环的人工热储。水力压裂通过高压注入流体使岩石起裂、扩展裂缝；热刺激利用冷流体注入引起的热应力促进裂缝产生；化学刺激则通过注入酸液溶蚀矿物以改善渗透性。储层建造的成败，取决于能否形成一个连通注采井、换热面积足够大、且不会因流体短路而过早热突破的复杂裂缝网络。这一环节同时也是诱发地震风险的主要来源，高压注入可能活化既有断层而引发地震。

流体循环连通环节验证注入井与生产井之间是否通过人工热储实现了有效连通，并评价循环系统的换热性能与流体损失情况。通过注入示踪剂并监测其在生产井的产出，可以定量评价储层的连通性、换热体积与流体运移路径。这一环节的关键指标包括循环流量、产出温度、流体损失率与热突破时间。历史上多个项目（如日本肥取项目、瑞典的项目）因流体损失率高达 50%–70% 或热突破过快而失败，凸显了循环连通环节的重要性。

发电利用是 EGS 技术链的终端环节，将产出热流体的热能转化为电能。由于 EGS 产出流体温度通常低于传统干蒸汽地热，主流发电技术为有机朗肯循环（ORC）双工质发电，即利用产出热水加热低沸点有机工质，由工质蒸气驱动透平发电。对于温度更高的超临界 EGS，则可采用超临界二氧化碳循环等更高效的发电方式。发电环节的效率直接影响 EGS 的整体经济性，提升低温热源的发电效率是该环节的核心攻关方向。

*图 2-2 EGS 完整技术链流程图*

2.3 EGS 与油气钻完井技术的同源性分析

EGS 之所以能在 2020 年代实现快速突破，一个根本原因在于它与页岩油气开发在工程技术上的高度同源性。这种同源性既是 EGS 快速降本的技术基础，也是油气企业切入新能源赛道最具确定性的能力迁移路径，对中国油气企业尤具战略意义，因此值得专门剖析。

从技术同源性来看，EGS 与页岩油气开发共享了一整套核心工程技术。其一是水平井钻井技术：页岩革命的核心在于用水平井大幅增加井筒与储层的接触面积，EGS 同样采用水平井来扩大注采井与人工热储的接触，提升换热效率。其二是多级水力压裂技术：页岩气通过分段多簇压裂在致密页岩中形成缝网以释放油气，EGS 则借用同样的"桥塞+射孔"分段压裂工艺，在致密干热岩中建造人工热储。其三是光纤监测技术：分布式声波传感（DAS）与分布式温度传感（DTS）光纤技术，既用于页岩压裂的实时监测，也用于 EGS 储层建造与运行的微震监测和温度剖面测量。其四是 PDC 钻头与钻井液技术：油气行业积累的高效钻头与钻井液体系，可经适应性改造后用于 EGS 硬岩钻进。

Fervo Energy 的成功正是这种技术迁移的最佳例证。该公司的核心团队多来自油气行业，其技术路线本质上是将页岩水平井多级压裂的成熟工艺平移到地热开发中。在其商业项目现场，绝大部分工时由具备油气作业经验的工人完成，所使用的钻机、钻头、压裂设备、光纤监测系统也大量来自油气供应链。可以说，正是页岩革命二十余年积累的工程能力，为 EGS 的商业化提供了现成的工具箱与人才库。

然而，EGS 与油气开发之间也存在不可忽视的关键差异，这些差异决定了油气技术不能简单照搬，而需进行针对性的适应改造。第一项差异是目标岩石性质：油气储层多为相对软的沉积岩（砂岩、页岩），而 EGS 目标为坚硬且强磨蚀的结晶岩（花岗岩），后者起裂压力更高、对钻头磨损更严重、裂缝扩展规律更难预测。第二项差异是温度环境：多数油气井温度在 150 摄氏度以下，而 EGS 井温普遍超过 200 摄氏度，对井下仪器、电子元件、钻井液、压裂工具的耐温性能提出了远超油气作业的要求。第三项差异是开发目标：油气开发追求烃类的产出，关注的是产量递减；而 EGS 追求的是热能的长期稳定循环，关注的是热突破时间与储层寿命，两者的储层管理逻辑存在根本不同。第四项差异是工质循环：油气是一次性采出，而 EGS 需要流体在地下循环往复，对流体损失控制、防结垢防腐、储层连通持久性的要求更高。

*图 2-3 EGS 与页岩油气技术同源性与差异对比图*

2.4 EGS 技术成熟度（TRL）评估

对 EGS 技术成熟度的准确评估，是判断其商业化前景与投资价值的关键，也是本报告区别于一般性技术介绍的核心分析。需要强调的是，EGS 并非一个单一技术，而是一组技术路线的集合，不同路线的成熟度差异极大，笼统地说"EGS 是否成熟"会产生严重误导。本报告依据技术就绪度（Technology Readiness Level，TRL）框架，对主要 EGS 技术路线进行分层评估。

国际可再生能源署的官方判断是，EGS 整体仍处于"示范阶段"。但这一判断需要进一步细化。从历史演进看，EGS 长期停留在国家实验室与示范项目层面，直到 2020 年代才出现实质性的商业化突破。当前不同技术路线的成熟度可分为三个梯队。

第一梯队是水平井多级压裂型 EGS，以 Fervo Energy 的技术路线为代表，可评估为 TRL 7–8 级，即已进入商业部署阶段。该路线直接迁移页岩水平井多级压裂的成熟工艺，已通过 Project Red 验证项目证明了工程可行性，并在 Cape Station 商业项目中实现了规模化部署。该公司技术负责人将这一突破类比为页岩气革命的"米切尔能源时刻"——正如米切尔能源公司在 1990 年代末将水平井与水力压裂结合，开启了页岩革命，Fervo 将同样的技术组合应用于地热，开启了 EGS 的商业化时代。这一梯队的技术已经跨过了从"能否实现"到"能否经济实现"的关键拐点。

第二梯队是基于天然断裂改造的传统 EGS，以欧洲的苏尔茨项目为代表，可评估为 TRL 6–7 级。该路线依托深部天然大断裂，通过适度刺激改善其渗透性，建成了欧洲首个 EGS 示范电站。但这一路线对天然断裂的依赖，限制了其推广的普适性，且早期项目的发电规模相对有限。

第三梯队是颠覆性的超深、超临界 EGS 路线，以毫米波钻井（Quaise 公司）、超临界地热（冰岛深钻项目）为代表，可评估为 TRL 3–5 级，仍处于实验室验证到早期野外示范阶段。这些路线试图通过钻入更深、更热（甚至超临界状态）的岩体来大幅提升单井产能，但毫米波钻进硬岩、超临界条件下的井筒完整性与发电等关键技术尚未成熟，距离商业化仍有相当距离。此外，闭环地热（先进地热系统，AGS）作为一条不依赖压裂、规避诱发地震风险的替代路线，以 Eavor 公司为代表，已于 2025 年底实现首个商业并网，但其单位投资成本与单井产能的经济性仍待大规模验证，可评估为 TRL 6–7 级。

*图 2-4 EGS 主要技术路线成熟度（TRL）分层评估图*

本报告对 EGS 技术成熟度的总体判断是：以 Fervo 为代表的水平井压裂型 EGS 已经确立了技术与商业可行性，行业进入了从"技术验证"向"规模放量"过渡的关键阶段；而颠覆性的超深超临界路线，虽然代表了 EGS 的终极潜力（理论上可将可开发资源量与单井产能再提升一个数量级），但仍需若干年的技术攻关才能成熟。对于中国而言，这一判断意味着：当前阶段应优先发展技术成熟度高、油气能力可直接迁移的水平井压裂型 EGS，同时密切跟踪超深超临界路线的前沿进展，做好技术储备。