中深层地热（地热钻井／取热不取水）技术体系与供暖经济性研究

出品方：北京经纬智汇信息咨询有限公司 报告编号：OGF-S-005 所属赛道：OG-F 新能源与能源转型 · 地热与 EGS 集群 报告级别：S 级旗舰 报告日期：2026 年 6 月 保密级别：对外交付（客户报告） 版本：V1.0

执行摘要

中深层地热是中国北方清洁供暖与建筑部门脱碳进程中确定性最高的可再生热源之一。在"双碳"目标、北方清洁取暖攻坚、地下水资源保护三重政策压力的共同驱动下，"取热不取水"这一技术理念在过去十余年间从地方实践上升为国家层面反复强调的发展方向。然而，"取热不取水"在工程界长期存在两条技术内涵迥异的实现路径——其一是水热型地热的"抽水—换热—同层等量回灌"模式（地热水仅作热载体、不消耗、不外排，以雄县模式为代表）；其二是中深层地埋管闭式井下换热模式（同轴套管或 U 型管，循环工质完全不接触地下水，传热不传质，以西安四季春无干扰供热为代表）。两者在投资强度、单井产热能力、资源适配条件与经济性表现上存在根本差异，长期被混为一谈，是行业认知与投资决策中的核心误区。厘清这一边界，是本报告的首要价值。

本报告以全球视野、多层次颗粒度、技术与经济并重的研究框架，系统梳理了中深层地热资源禀赋、地热钻井工程技术体系、取热不取水换热原理、供暖系统集成与经济性、政策市场格局、竞争态势、典型工程案例与技术前沿趋势。研究表明，中深层地埋管闭式换热受制于一项不可逾越的物理约束——延米换热功率上限不超过 150 瓦，单井（2000–3000 米）取热功率约为 300–600 千瓦，单孔可保障供暖面积约 1 万至 2.5 万平方米，钻完井成本占工程总投资的 60% 至 70%。受此约束，多数纯闭式井下换热运行项目目前处于亏损或微利状态，其经济性整体弱于水热型回灌模式。

从市场格局看，截至 2025 年初，中国石化地热供暖能力累计已达 1.2 亿平方米，居行业绝对首位，但其主力技术路线为水热型砂岩热储全回灌，而非闭式地埋管。全国闭式"取热不取水"井下换热应用面积估算仅约 1500 万平方米，仍处于示范放量的早期阶段。在供热成本维度，地热供暖（约十几元每平方米采暖季或约 44 元每吉焦）显著低于天然气供暖（约 40 元每平方米），具备清晰的经济替代潜力，但其初始投资强度高、回收周期长（典型约 10 年），对钻井降本、负荷精细匹配与政策补贴高度敏感。

基于上述分析，本报告在末章给出明确的战略判断与分角色行动建议：中深层地热供暖的规模化主力，在可预见的未来仍应是资源条件优越、回灌可行地区的水热型"采灌平衡"模式；闭式"取热不取水"井下换热宜定位为无水、难回灌或地下水保护严格地区的补充技术；技术降本的关键突破口集中于钻井环节（丛式定向井、复合提速、废弃油气井改造），而加拿大 Eavor 公司于 2025 年底在德国实现的全球首个闭环地热并网，则为深层闭环路线提供了值得长期跟踪的颠覆性可能。

第一章　调研背景与目标

1.1 调研缘起与问题意识

中国是世界上地热直接利用规模最大的国家，而地热供暖又是地热直接利用中占比最高、与北方民生关联最紧密的应用形态。进入"十四五"以来，随着北方地区冬季清洁取暖从燃煤替代向多元清洁能源协同纵深推进，中深层地热以其"不受天气影响、可连续稳定供热、单位面积排放接近于零"的特性，成为政策鼓励、资本关注、企业竞逐的焦点赛道。

然而，这一赛道在快速扩张的同时，也累积了若干亟待厘清的认知混乱与决策风险。最突出者，便是"取热不取水"这一概念在传播过程中的语义漂移：部分市场主体出于宣传目的，将闭式地埋管的"完全不取水"优势嫁接到换热能力的夸大叙述上，宣称单位井深换热功率可达每米 400 至 600 瓦，远超学界公认的物理上限；另有部分项目在缺乏对地层热补给规律、长期衰减特征、负荷匹配关系充分认识的情况下盲目上马，导致运行数年后供热能力衰减、经济性恶化。与此同时，水热型回灌模式与闭式井下换热模式在投资逻辑、资源条件、政策待遇上的本质差异，在多数市场研究中被笼统并置，使投资方难以做出精准的技术路线选型决策。

正是在这一背景下，本研究试图回答以下核心问题：中深层地热"取热不取水"的真实技术内涵与物理边界究竟为何？地热钻井工程相较于油气钻井有哪些可复用能力与特有挑战？闭式换热的换热原理、关键参数敏感性与长期衰减规律如何？供暖系统的经济性究竟由哪些因素主导，与天然气、电供暖、浅层地源热泵相比竞争力几何？政策与市场格局呈现何种态势，竞争壁垒来自何处？国内外典型工程提供了哪些可借鉴的经验与教训？技术前沿正朝哪个方向演进？最终，对于不同立场的决策者，应当给出怎样的差异化行动建议？

本报告的研究价值，不仅在于系统梳理中深层地热供暖的技术与经济全貌，更在于以科学严谨的态度澄清行业中的若干关键认知误区。其一，澄清"取热不取水"的双重内涵，破除水热型回灌与闭式井下换热的混淆；其二，以学界公认的物理上限校正延米换热功率的夸大宣传，为投资决策提供科学底线；其三，以权威数据揭示闭式取热不取水当前的经济性困境，避免盲目乐观的投资冲动；其四，澄清标准引用错误（如 NB/T 10512-2021），规范行业技术文件的引用。这些澄清看似细微，却直接关系到投资决策的科学性与项目的成败，是本报告区别于一般市场综述的核心价值所在。

1.2 核心调研问题

本报告聚焦于六个层层递进的核心问题：第一，资源与定义层面，中深层地热的资源禀赋分布规律与"取热不取水"的准确技术分类；第二，工程技术层面，地热钻井与井下换热的技术体系、关键瓶颈与突破方向；第三，经济性层面，供暖系统的成本构成、度热成本测算与跨技术路线的经济性比较；第四，政策与市场层面，国内外政策框架、市场规模与增长目标、补贴机制；第五，竞争层面，主要市场主体的实力梯队、技术路线选择与竞争壁垒；第六，决策层面，面向投资方、技术方、政策制定者的分角色战略建议与触发条件。

1.3 调研范围界定

在地域范围上，本报告采取全球视野，以中国中深层地热供暖推广为核心落点，辅以冰岛、德国、法国、加拿大等地热供暖先进经济体的对标分析。在技术范围上，本报告聚焦于 200 至 3000 米深度区间的中深层地热（重点关注 2000 至 4000 米的中深层地埋管闭式换热与同深度的水热型回灌供暖），与本集群另一旗舰报告 OGF-S-001（增强型地热系统 EGS 与干热岩）形成清晰边界——本报告不涉及超过 180 摄氏度干热岩的人工压裂建储内容。在应用范围上，本报告以建筑供暖为核心场景，兼及发电、提氦、储热等梯级利用的延伸讨论。在时间范围上，本报告采取全时间轴视角，梳理技术发展的历史脉络、当前现状（数据截至 2024 至 2025 年）与未来趋势预判（展望 2030 至 2035 年）。

1.4 调研方法说明

本报告综合运用多源信息交叉验证的研究方法。信息来源涵盖：核心期刊学术论文（《地球物理学报》《石油钻探技术》《钻探工程》等）、政府与行业标准文件（国家能源局、自然资源部、生态环境部相关文件及团体标准）、企业公告与项目案例报道、国际能源机构与世界地热大会报告、以及第三方产业研究机构数据。在数据处理上，本报告对所有关键统计数据进行来源质量分级，对来自单一二手来源的市场规模与份额数据标注为估算口径，对存在年份或口径差异的数据并列呈现，对需进一步核实的数据缺口明确标注，以确保研究结论的稳健性与可追溯性。需特别说明的是，本报告正文不展示具体文献来源标注，完整的参考文献清单（采用 GB/T 7714-2015 格式并附五级可信度评级）可另行提供。

第二章　中深层地热资源概论与全球禀赋

2.1 地热能分类体系与"中深层"的定义边界

准确界定"中深层地热"的内涵，是开展后续全部技术与经济分析的前提。地热能依据埋深、温度与赋存形态的差异，在国内主流文献与标准体系中通常划分为三大类。

浅层地热能指地表至地下 200 米深度范围内、温度低于 25 摄氏度的低温地热资源，其能量来源既包含地球内部的梯度增温，也包含太阳辐射的季节性蓄存，主要通过地源热泵系统提取利用。中深层地热能指埋深大于 200 米、温度大于 25 摄氏度的地热资源，兼具矿产资源与水资源的双重属性，是本报告的核心研究对象。在工程实践中，中深层地热能又进一步细分：水热型（含水热储，主要分布于 200 至 3000 米）与中深层地埋管取热型（针对 2000 至 3000 米、岩层温度 60 至 100 摄氏度的相对致密岩层）。干热岩则指不含或仅含少量流体、温度高于 180 摄氏度的高温岩体，埋深通常超过 3000 米，主要用于发电及梯级供热，需通过人工压裂建造增强型地热系统（EGS）方能规模化开发，属于 OGF-S-001 报告的研究范畴。

值得特别厘清的是，陕西等地实践中所称的"干热岩供暖"，其技术实质多为针对 2000 至 4000 米高温岩层的中深层地埋管闭式换热（业界亦称"无干扰地热供热"），其岩层温度通常在 60 至 130 摄氏度区间，与严格学术定义中温度高于 180 摄氏度、需人工压裂的干热岩存在本质区别。这一术语混用在政策文件与市场宣传中较为普遍，是导致公众与部分投资者认知偏差的重要根源，本报告在此予以明确区分。

在国际文献中，"中深层"（medium-deep）的深度上限与国内基本一致，通常划至 3000 米，超过 3000 米则归入深层（deep）或超深层（ultra-deep）范畴。

*图2-1 地热能分类体系边界示意图*

2.2 全球地热资源格局

全球地热资源的分布与板块构造活动密切相关，主要富集于四大地热带：环太平洋地热带（沿太平洋板块边缘，涵盖美国西部、墨西哥、中美洲、安第斯山脉、新西兰、印度尼西亚、菲律宾、日本等，是全球高温地热发电资源最集中的地带）、地中海—喜马拉雅地热带（自意大利经土耳其、伊朗延伸至中国西藏、云南）、大西洋中脊地热带（以冰岛为典型代表）、以及红海—亚丁湾—东非裂谷地热带。

从利用规模看，全球地热直接利用呈持续扩张态势，根据世界地热大会的统计，截至最近一轮全球普查，地热直接利用已覆盖近 90 个国家，较此前一轮普查新增数个国家，其中供暖、温室、水产养殖、工业利用与温泉旅游构成主要应用形态。在地热发电领域，全球装机容量已突破 1.7 万兆瓦，美国、印度尼西亚、菲律宾位居前三。需要指出的是，全球地热的主流利用仍以中低温直接利用为主，高温发电仅集中于少数火山地热资源丰富的国家，这一格局决定了中深层地热供暖在全球能源转型中具有更广泛的适用基础。

从地热直接利用的结构看，全球范围内地源热泵（浅层）的占比持续提升，已成为地热直接利用增长最快的板块，而中深层水热型供暖则在欧洲（冰岛、法国、德国、匈牙利、波兰、荷兰等）、中国北方、土耳其等地形成了规模化的区域供热实践。这一结构性特征对中国具有重要启示：中深层地热供暖的全球成熟经验，主要来自沉积盆地型中低温水热资源的区域供热开发，而非火山型高温资源的发电利用——这恰恰与中国华北、关中等沉积盆地的资源条件高度契合，意味着中国发展中深层地热供暖具备充分的国际经验可循。

从资源潜力的国别分布看，地热资源的开发不仅取决于资源禀赋，更取决于资源与需求的空间匹配。冰岛、土耳其等国家资源富集且供热需求集中，地热供暖普及率极高；法国巴黎盆地、德国慕尼黑—巴伐利亚盆地、荷兰西部、波兰等地虽资源品质中等，但凭借密集的城市供热需求与成熟的区域热网，亦实现了规模化开发。反观资源同样丰富但人口稀疏或供热需求不足的地区，地热供暖的经济性则难以成立。这一规律提示，中深层地热供暖的市场价值，本质上是资源、需求与基础设施三者空间耦合的产物，孤立评估资源量并无意义。

2.3 中国地热资源禀赋

中国地热资源总量丰富，类型齐全，为中深层地热供暖的规模化发展奠定了坚实的资源基础。

在水热型资源方面，全国水热型地热资源量折合标准煤约 1.25 万亿吨，年可采资源量折合标准煤约 18.65 亿吨。自然资源部组织的全国地热资源评价显示，全国出露温泉 2334 处、已有地热开采井 5818 眼，水热型资源以中低温为主（温度 90 至 150 摄氏度的中温资源与温度低于 90 摄氏度的低温资源占据主体）。在浅层资源方面，全国 336 个主要城市浅层地热能年可采资源量折合标准煤约 7 亿吨。在干热岩资源方面，埋深 3000 至 10000 米范围内的干热岩基础资源量约为 2.5×10²⁵ 焦耳，折合标准煤约 856 万亿吨，其中 5500 米以浅部分折合标准煤约 106 万亿吨——尽管资源量惊人，但受限于开发技术尚未成熟，干热岩目前仍处于试验性开发阶段。

从盆地分布看，中国沉积盆地的地热资源富集程度差异显著。华北平原、河淮平原、四川盆地的地热储量位居前列，其次为汾渭盆地、鄂尔多斯盆地、松辽盆地。按大地热流值与资源丰度，可将主要含油气盆地划分为三类：热盆（华北、河淮、苏北、松辽、下辽河、汾渭等盆地，大地热流值大于 65 毫瓦每平方米，资源储存量约占主要盆地的 54%、可采量约占 59%）；温盆（鄂尔多斯、四川、江汉、河套、银川、西宁等盆地，储存量约占 42%）；冷盆（准噶尔、塔里木、柴达木等盆地，仅占约 4%）。这一分布规律决定了中深层地热供暖的核心市场集中于华北、关中、松辽等热盆与温盆地区。

从分省份的资源与开发现状看，地热供暖的区域格局已初步形成。河北省是中国中深层水热型供暖规模最大的省份之一，以雄安新区、保定、邢台、衡水等地的牛驼镇凸起、高阳低凸起等地热田为依托，形成了以中国石化新星为主导的规模化供暖集群；其热储以新近系明化镇组、馆陶组砂岩与古近系、寒武—奥陶系碳酸盐岩为主，砂岩热储的回灌技术是其开发的核心难点。河南省地热供暖发展迅速，"十四五"目标新增 5000 万平方米、总量达 1.5 亿平方米，开封、周口、商丘、濮阳等地的中深层地热开发活跃，濮阳更以每平方米 40 元的补贴成为政策力度标杆。陕西省是中深层地埋管闭式换热（取热不取水）的发源地与示范高地，关中盆地（西安、咸阳）兼具水热型与闭式换热两种模式，咸阳更创新了发电、提氦、供暖的梯级综合利用。山东省提出 2030 年地热供暖面积达 1 亿平方米以上的高目标，并率先对取热不取水模式免除取水许可，制度创新走在前列。天津市依托武清、东丽等地热田，供热面积目标达 6000 万平方米，是中深层水热型供暖起步最早的城市之一。北京市则在城市副中心、大兴等地推进中深层地热供热，"十四五"新增目标 200 万平方米。

需要指出的是，中国地热资源虽然总量丰富，但其开发利用程度仍然偏低。以水热型为例，年可采资源量折合标准煤约 18.65 亿吨，而当前实际利用规模仅为可采量的极小部分，开发潜力巨大。制约开发的主要因素并非资源不足，而是技术经济性、政策机制与地质数据开放程度——这一判断贯穿本报告后续分析，也是理解中深层地热供暖发展瓶颈的关键。

2.4 地温梯度分布规律与温度场特征

地温梯度（每深入地下 100 米温度的升高值）是评价中深层地热资源品质的核心指标，其分布在中国呈现明显的区域规律：总体上东部高于西部、南部高于北部。

具体而言，华北盆地地温梯度约为每百米 3.2 至 3.5 摄氏度，局部高值区可超过每百米 7 摄氏度，高值区多位于基底隆起顶部、靠近边界断裂的一侧（牛驼镇凸起即为典型）；松辽盆地地温梯度约为每百米 3.5 至 4 摄氏度，局部高值区超过每百米 6 摄氏度；汾渭盆地中部（晋陕交界一带）的大地热流值为全国最高水平；东南沿海地区约为每百米 2.5 至 3.5 摄氏度。相比之下，青藏高原的共和地区、滇西三江地区等局部区域地温梯度低于每百米 1.5 摄氏度，塔里木、准噶尔、柴达木等西部冷盆的地温梯度仅为每百米 1.5 至 2.5 摄氏度。

从 2000 至 5000 米深度区间的温度场来看，不同盆地差异显著：华北盆地 3000 米深度温度约为 90 至 100 摄氏度；柴达木盆地 3000 米约 100 至 120 摄氏度、4000 米约 130 至 152 摄氏度、5000 米约 165 至 185 摄氏度；塔里木盆地由于地温梯度偏低，需钻至 7000 米深度温度方达 115 至 154 摄氏度。这些温度场数据是确定中深层地热供暖目标层位、设计换热系统、测算单井产热能力的基础依据。对于以建筑供暖为目标的中深层地埋管闭式换热而言，岩层温度在 60 至 130 摄氏度区间、对应深度 2000 至 4000 米的地层，是经济性与技术可行性兼顾的最优靶区。

地温梯度区域差异的物理机制，根源于大地热流的分布与岩石热物性的差异。大地热流是地球内部热量向地表传导的强度，其高低主要取决于地壳厚度、地幔热状态、构造活动性等深部因素。在地壳减薄、构造活动强烈、岩浆活动较新的地区（如汾渭地堑、华北裂陷盆地的隆起区），大地热流值高、地温梯度大；而在地壳稳定、构造古老的克拉通地区或地壳增厚的造山带（如塔里木、青藏高原），大地热流值低、地温梯度小。此外，盆地内部的基底起伏也造成地温梯度的局部差异——基底隆起部位由于高导热基岩的"热聚焦"效应，地温梯度往往高于相邻凹陷，这正是华北盆地牛驼镇凸起等隆起构造成为优质地热田的地质原因。

理解地温梯度的分布规律与物理机制，对地热勘探与开发具有直接的指导意义：在地温梯度高的地区，较浅的深度即可获得满足供暖需求的温度，钻井成本低、经济性好；而在地温梯度低的地区，需要钻至更深才能获得同等温度，钻井成本高、经济性差。因此，地热资源勘探应优先聚焦大地热流高值区与基底隆起部位，这是提升项目经济性的资源端基础。

*图2-2 中国主要沉积盆地地温梯度与大地热流热力分布图*

2.5 "取热不取水"概念的溯源与政策驱动

"取热不取水"作为一个特定的技术政策概念，其产生有着深刻的现实背景。在传统水热型地热开发的早期阶段，部分地区采取"直供直排"的粗放开采模式——抽取地热水换热供暖后，将降温后的尾水直接排放至地表或河道。这一模式带来三重严重后果：其一，持续抽水而不回灌导致地下热储水位逐年下降，资源不可持续；其二，地下水位下降引发地面沉降地质灾害；其三，含有较高矿化度与特殊离子的地热尾水直接外排造成水体污染（河北省地热尾水直排曾一度达到每年 5000 万吨以上）。

正是为应对上述问题，"取热不取水"理念应运而生，并在政策推动下逐步成为行业主流方向。但必须强调，这一概念在工程实践中实际涵盖两层内涵，二者技术路径迥异，不可混淆：

第一层内涵是水热型的"抽水—换热—同层等量回灌"模式。在这一模式下，地热水被抽至地面、通过换热器将热量传递给供暖循环水后，降温尾水被 100% 回灌至同一热储层。地热水在此过程中仅作为热量载体循环利用，水资源本身不被消耗、不被外排，从资源消耗的意义上实现了"只取热、不取水"。雄县模式即为这一内涵的典型代表。

第二层内涵是中深层地埋管闭式井下换热模式。在这一模式下，井筒内的循环工质（通常为水）在密闭的同轴套管或 U 型管内循环，通过管壁与周围岩层进行热交换，循环工质自始至终不与地下水接触，实现了真正意义上的"传热不传质"。西安四季春的无干扰地热供热即为这一内涵的代表。

这两层内涵的根本区别在于：前者仍需抽取并回灌地热水，依赖热储层的渗透性与可回灌性，单井产热能力强但受资源条件约束；后者完全不接触地下水，可在缺乏含水层或难以回灌的致密岩层中实施，适用范围广但单井产热能力受换热物理规律严格限制。这一区别贯穿本报告后续全部技术与经济分析，是投资决策中技术路线选型的核心判据。

进一步从政策语境看，"取热不取水"这一表述在不同政策文件与市场宣传中的指向并不统一，加剧了概念混淆。在自然资源、水利部门的语境中，"取热不取水"更多强调地下水资源的零消耗（既包括 100% 回灌的水热型，也包括完全不接触地下水的闭式），核心关切是地下水位稳定与资源可持续。在部分企业的市场宣传中，"取热不取水"则被狭义地等同于闭式地埋管换热，并以此凸显其"不动用一滴地下水"的环保卖点。这种语境差异，使得政策制定者、投资者、用户对同一表述产生不同理解，进而影响政策适用（如取水许可的豁免范围）、技术选型（误将闭式等同于全部取热不取水）、经济测算（混淆两种模式迥异的成本结构）。

因此，本报告主张在技术与政策讨论中，明确区分"水热型同层等量回灌"与"闭式井下换热"两种模式，避免笼统使用"取热不取水"这一易生歧义的表述。在涉及取水许可、资源税、回灌监管等具体政策时，应针对两种模式的不同特征制定差异化的管理规则——例如，对完全不接触地下水的闭式换热可豁免取水许可（山东已有实践），而对水热型回灌则应强化回灌率监管以保障"取热不取水"的实质。这种精细化的概念区分与政策设计，是行业规范化发展的重要基础。