全球能源转型浪潮下，地热能因其稳定性和低碳属性备受关注。传统双井地热系统虽成熟，却面临钻井成本高、诱发地震风险等问题。近年来，一种名为“单井地热系统”的技术路线悄然兴起——仅需一口井即可实现地热开采，且无需向地下注入流体，从源头规避了环境风险。中国科学家在雄安新区等地开展的实验表明，这类系统不仅成本更低，还能将废弃油气井“变废为宝”，为地热开发开辟新路径。

从“双井”到“单井”：一场地热开采的静默革命

传统地热开发依赖双井系统：一口井注水，另一口井取热。这种模式需在地下制造人工裂缝网络，不仅钻井成本占项目总投入的60%以上，还存在诱发微地震的隐患。国际能源署（IEA）数据显示，全球约15%的地热项目因地震风险被迫终止。

单井系统的核心突破在于“闭环设计”。以超长重力热管（SLGHP）为例，其原理类似于“地下吸管”：热管底部的工质吸收地热后汽化上升，到地表冷凝释放热量，液态工质靠重力回流，循环无需外部泵驱。2024年，中国团队在雄安新区4150米深井中部署SLGHP，连续提取热量超1兆瓦，相当于500户家庭冬季供暖需求。这种无泵设计使运维成本降低40%，且可利用现有废弃井改造，节省数百万美元钻井费用。

经济账：单井系统如何打破“地热悖论”？

地热项目常陷入“高投入、长回报”的困境。论文数据显示，传统增强型地热系统（EGS）单位发电成本达0.154美元/千瓦时，而单井系统中的SLGHP成本可压降至0.093美元/千瓦时，接近光伏发电水平。关键差异在于：

• 废弃井再利用：全球现有废弃油气井超300万口，改造为SLGHP系统可节省80%钻井成本。
• 无泵节能：传统同轴井下换热器（CDHE）需持续泵送工质，能耗占总成本30%；SLGHP依靠相变自然循环，零额外能耗。
• 模块化扩展：单井系统可通过水平分支井（图3）将热交换面积提升3倍，雄安项目证明每增加千米水平段，输出功率可提高50%。

经济模型测算显示，单井系统投资回收期可缩短至8-10年，较双井系统快40%。欧盟多国已将废弃井改造纳入碳中和路线图，预计2030年相关市场规模达240亿美元。

从实验室到油田：中国方案的规模化实验

中国在地热单井技术的应用探索走在全球前列。2023年，太原某社区采用2020米深SLGHP系统供暖，实测热提取量比同深度CDHE系统高70%；上海交通大学团队在唐山3000米深井中实现190千瓦稳定供热，热阻低至10^-5 K/W。更引人注目的是雄安“地热+”模式——SLGHP与太阳能集热器协同运行，系统总效率提升至1970千瓦，为商业综合体提供冷热电三联供。

这些实践验证了单井系统的三大优势：

1. 安全性：闭环设计杜绝地下水污染，SLGHP热管与岩层间接换热，避免化学腐蚀。
2. 灵活性：57微米超薄换热管可适配复杂地质结构，青海共和盆地项目在花岗岩地层实现2.8兆瓦输出。
3. 可持续性：SLGHP使用寿命超50年，期间碳排放强度仅为燃气的1/50。

未来图景：唤醒全球“沉睡”的地热资源

尽管单井系统优势显著，但仍面临岩层导热率低、热衰减等技术瓶颈。论文指出两大突破方向：

• 纳米流体增效：铜纳米流体可使换热系数提升27%，石墨烯涂层热管传热能力提高36.6%。
• 地质改造：向井周注入高导热材料（如碳纳米管浆体），形成人工热通道，雄安实验显示此法可使热提取量翻倍。

国际地热协会预测，若将全球3%的废弃井改造为单井地热系统，可满足2050年5%的全球供暖需求。随着钻井机器人、智能温控技术的发展，地热开发正从“选点开采”走向“全域激活”。当深藏地下的热能通过单井系统源源输出，这场静默的能源革命，正在改写人类利用地球热能的规则书。

来源: FIE能源前沿期刊