國內外水溶氣開發技術現狀及發展建議

何勇明，謝汪洋，陳先超

（成都理工大學能源學院，四川成都610059）

目前，我國石油對外依存度超過了70%，天然氣對外依存度接近50%，嚴重影響了國家能源安全，因此，對風能、地熱能、太陽能、潮汐能和氫能等新能源進行了開發應用研究，并取得了一定的進展。水溶性天然氣（簡稱水溶氣）作為一種儲量巨大的新能源，尚未得到足夠的重視，缺少系統的理論研究。

水溶氣是指以甲烷為主，在高壓、高溫地層水中溶解的非常規天然氣[1]。據初步估計，全世界水溶氣儲量約為常規氣藏的115倍，是世界第二大非常規天然氣資源和極具利用價值的潛在能源，未來可能會替代煤炭，成為新型主力能源。目前，國內外均未形成水溶氣大型商業開采模式，其主要技術瓶頸在于水溶氣的產量較低，對開發設備要求很高，開采成本高于常規天然氣。因此，研究形成經濟有效的開發技術是實現水溶氣商業化開發的關鍵。筆者在對國內外水溶氣開發技術研究現狀進行綜合分析的基礎上，提出了我國水溶氣開發技術發展建議，以期推動我國水溶氣的勘探開發，為國家能源安全保障提供新的思路。

1 水溶氣儲量分布及開發概況

1.1 水溶氣儲量分布

研究發現，形成和儲存一定規模的水溶氣需要具備3個條件：一是有大量地層水和豐富氣源；二是高壓或超高壓的環境，使天然氣在地層水中處于過飽和狀態；三是存在對水溶氣成藏和儲存有利的地質背景，尤其是構造運動[2]。水溶氣通常儲存于含油氣盆地中，全球水溶氣的資源量為3.3837×1016m3，典型盆地有墨西哥灣沿岸盆地、西西伯利亞盆地、伏爾加–烏拉爾盆地、濱里海盆地、南里海盆地、亞速夫–庫班盆地、四川盆地、大慶長垣及以西地區和柴達木盆地三湖地區，水溶氣資源量分別為2.699×1015，1.000×1015，0.140×1015，0.980×1015，0.259×1015，0.180×1015，2.380×1012，4.500×1011和1.000×1012m3[3–4]。

我國四川盆地、鄂爾多斯盆地、柴達木盆地、塔里木盆地、松遼盆地、珠江口盆地和渤海灣淺層等主要油氣盆地，都發現賦存大量的水溶氣資源[5]。李偉等人[6]研究四川盆地須家河組的碳同位素發現，該盆地川中地區含有大量水溶氣。秦勝飛等人[7]研究發現，塔里木盆地和田河氣田天然氣為典型水溶氣。徐思煌等人[8]根據珠江口盆地惠州凹陷文昌組與恩平組地質參數，計算出其水溶氣資源量分別約為1.79×1011和2.69×1011m3。王雪吾等人[9]估算我國43個盆地的水溶氣儲量為（1.2～6.5）×1013m3。雖然我國水溶氣儲量大、分布廣，但是具體的分布和甲烷含量均不確定，儲量也只是一個估計值，而且水溶氣資源的調查研究工作也剛剛起步，尚未形成比較準確有效的水溶氣資源評價方法。目前，我國針對具體含油氣盆地水溶氣的研究很少，對于水溶氣的認識還很模糊，對水溶氣資源的分布狀況及資源總量尚不清楚，未來應該會有更多的發現。

1.2 水溶氣開發概況

100多年前，人們就開始關注水溶氣開發，但世界各國關于水溶氣開發的報道較少，僅日本和美國有過相關報道。日本在1908年開始研究水溶氣，并于20世紀50年代實現了水溶氣的有效開發，是水溶氣資源開發利用最早的國家，至今已經積累了70多年的探勘開發經驗。1956年，日本在中條氣田沿沙丘地帶背斜構造的西側、構造低部位向斜砂礫巖儲層中發現了水溶氣，儲層厚度200.00m、埋深1 400.00 m，地質儲量5.2×109m3，可采儲量3.6×109m3，日產氣量達到120×103m3。中條氣田水溶氣開發前期為氣水自噴，中期為氣舉，后期為電潛泵排水開采，在開發水溶氣的同時還產出很多的碘，年產量高達360 t。1959年，日本發現了東新潟氣田，該氣田為穹隆狀背斜構造圈閉，水溶氣主要儲藏于上新統西山組地層，地質儲量（6.1～7.4）×109m3，日產氣量達到837.6×103m3。東新潟氣田的氣藏從上至下依次是水溶氣和常規天然氣，開發水溶氣時產出的地層水可以分離出碘，從而增加經濟收入。20世紀80年代初，日本水溶氣產量占天然氣總產量的70%以上；20世紀90年代初，日本常規天然氣產量增長較快，水溶氣產量占比降至約37%，但其年產量依然穩定在（1.08～1.24）×109m3。1979年日本水溶氣開發概況如表1所示[10]。

20世紀中后期，美國、蘇聯、意大利、伊朗、菲律賓、匈牙利和尼泊爾等國家都相繼開展了水溶氣勘探開發研究。以美國為例，20世紀50年代，殼牌公司將美國墨西哥灣新近系、古近系和上白堊統砂巖中的高溫高壓水溶氣定義為地壓氣，其中，得克薩斯州南部水溶氣儲層的滲透率不超過20mD，路易斯安那州南部水溶氣儲層的滲透率可達到幾百毫達西，整體上儲層厚度150.00～305.00m，鹽的質量分數為0～0.015%。1970—1990年，美國能源部在墨西哥灣鉆探了12口井試采水溶氣，但是受制于當時的天然氣價格、技術水平和生產成本，經濟效益不明顯[4]。

2007年，我國首先在柴達木盆地三湖地區多口井進行了水溶氣試采，其中，S33井日產氣量為（1.488～7.680）×103m3，SK1井日產氣量為（1.137～3.362）×103m3，獲得良好的試采效果，但后續的研究一直停滯不前。根據溫度和壓力條件，柴達木盆地三湖地區水溶氣可以分為常溫常壓水溶氣和高溫高壓水溶氣2類，氣水比分別為0.5～3.0和10.0m3/m3。氣水比越高，水溶氣的開發經濟效益越好，因此，根據測井資料和試采分析結果，對該地區水溶氣儲層進行了分類，結果如表2所示[11]。

表1 1979年日本水溶氣開發概況[10]Tab le 1 Developm ent of water-solub le gas in Japan in 1979

表2 三湖地區第四系水溶氣儲層測井評價標準[11]Table 2 Logging evaluation criteria for Quaternary water-soluble gas reservoirs in Sanhu Area

三湖地區水溶氣儲層巖性細而松軟，易出砂，且試采地層多為含氣水層，因此舉升排液過程中的防砂技術措施對于高效采氣至關重要。路春明等人[12]在臺東2井不同水溶氣儲層進行了螺桿泵舉升效果對比試驗，結果如表3所示。該井第一層采用自噴工藝，其他層使用螺桿泵舉升工藝；第二層首先選用GLB 300-36型螺桿泵，由于泵口處的轉子擺動太大，泵筒的橡膠磨損嚴重，后改用GLB 190-33型螺桿泵，達到穩定生產狀態；第三層選用GLB 190-33型螺桿泵，因出砂嚴重，試采78 h后停產；第四層選用GLB 190-33型螺桿泵，舉升效果良好。試驗結果發現，該井第三層試采時出砂量約達到17.46 m3/h時，沒有發生砂卡螺桿泵的情況，能夠正常舉升，但是會出現砂卡管柱的問題，可采取上提管柱的方法來解決該問題。

表3 臺東2井不同水溶氣儲層螺桿泵舉升情況統計Tab le 3 Statistics of progressing cavity pum p(PCP) lifting in watersolub le gas reservoirs of W ell Taidong-2

水溶氣在地下高溫高壓環境中成藏的時候，伴隨著氣體（主要成分為甲烷）在地層中的遷移，氣體與地層水不斷接觸和混合，因而開展了甲烷在水中的溶解度與壓力、溫度關系的研究。楊映濤等人[13]研究發現：溫度大于80℃時，隨著溫度升高，甲烷在水中的溶解度增大；溫度低于80℃時，隨著溫度升高，甲烷在水中的溶解度減??；甲烷在水中的溶解度隨著壓力升高而增大。

2 水溶氣開發技術現狀

目前，國內外水溶氣主要應用采出水回注技術和地熱型水溶氣開采與二氧化碳地質封存結合技術開發，并針對水侵規律與氣水界面開展了一些研究，取得了一些研究成果與開采經驗，但理論研究相對較少，并沒有形成成熟的水溶氣開發技術。

2.1 采出水回注技術

水溶氣開發的特殊之處在于甲烷含量低、產量低，且產出水量大。因此，為了處理大量的產出水，降低開發成本，研究應用了采出水回注技術。作為開發水溶氣最早的國家，日本在水溶性天然氣開采初期，采用了氣舉（或井內下泵抽汲）和地面分離的開發方式，并且為了防止地面下沉，在新潟縣山區進行了水溶性天然氣地下分離試驗。1977年，日本開始進行水溶氣開采、回注同步試驗，并于1978年進行了較深地層的采出水回注試驗，在同一口井采用上層開采、下層注水的分層開發模式，避免了地面下沉，取得了較好的水溶氣開發效果[2]。

2007年，張瀚丹等人[14]利用美國墨西哥灣地區高壓水溶性氣藏數據，對采出水回注開發和衰竭式開發的效果進行了數值模擬。該氣藏為基巖-裂縫雙重介質，但是由于模擬技術的限制，沒有考慮裂縫情況，將其簡化為單介質情況。其中采出水回注開發模式是假設在氣藏對角上分別有1口生產井和1口注水井，生產井以3 180m3/d的產量生產，注水井注水量為4 000m3/d。模擬結果表明，采出水回注開發年限長達13.8年，累計產氣量達到1.75×108m3；而衰竭式開發年限僅有9年，累計產氣量只有0.85×108m3?？梢钥闯?，采出水回注技術不但可以延長氣井開發時間，而且可大幅度提高水溶氣氣藏的采出程度。

2014年，Sun Zhixue等人[15]將采出水回注技術和提高水溶氣采收率技術相結合，提出了一種新的水溶氣采出水回注技術，其工藝流程如圖1所示，氣和水的混合物通過井筒流至地面，經過氣液分離、產碘和地熱利用等工藝過程后，剩余的水再次注入地下。該技術不僅可以通過注水保持地層壓力，還可以提高水溶氣的產量和產出水的處理量。

圖1 水溶氣開發采出水回注流程示意Fig.1 Reinjection process of produced-water in watersoluble gas development

Sun Zhixue等人[15]針對珠江口盆地惠州凹陷古近系文昌組和恩平組水溶氣氣藏，建立了一個通用的三維分析模型，模擬了采出水回注與不回注2種開發方案的水溶氣采收率，結果發現，采出水回注開發方案的生產時間可以達到70.53年，比采出水不回注開發的生產時間要長得多，開發效果更好。而且，注入水可以將溶解在水中的天然氣從注水井驅至生產井，所以生產井周圍水溶氣儲層中甲烷的質量分數會增大。同時，Sun Zhixue等人[15]進行了生產參數敏感性分析和評價，結果發現：1）注采井距大于450.00m時，累計產氣量變化不明顯；注采井距小于300.00m時，累計產氣量相對較低。2）注水井射孔深度對開發效果影響不大，累計產氣量隨射孔深度增深而增大。3）在厚度為1 000.00m的儲層不同深度位置進行射孔，模擬研究射孔位置與累計產氣量的關系，結果表明，當射孔位置在儲層中的深度為200.00～300.00m時，累計產氣量最高，且隨著射孔深度增深，累計產氣量下降明顯，這可能是地層壓力、含氣飽和度和溫度等因素綜合影響的結果。因此，水溶氣開發中，生產井射孔位置應位于儲層上部。4）注入水穩定流動和不穩定流動對累計產氣量沒有顯著影響，因此注入水的不穩定流動對開發效果的影響不大。

2.2 地熱型水溶氣開采與二氧化碳地質封存結合技術

國內外相關技術研究表明，地熱型水溶氣開發過程中，將CO2地質封存與水溶氣開采技術相結合，具有較好的經濟價值。C.W.Blount等人[16]在不同溫度、壓力和礦化度條件下，將CO2注入含甲烷的模擬地層水中，進行了CO2摩爾分數對甲烷溶解度的影響實驗，結果表明，當溫度為153℃、CO2摩爾分數大于7%時，甲烷溶解度會急劇降低（見圖2）。所以，CO2注入儲層與地層水接觸時，地層水中溶解的大部分甲烷可以以氣相的形式從液體中析出。Liu Junrong等人[17]分析了地熱型水溶氣開采與CO2地質封存結合技術的經濟性和可行性，認為該技術有以下優勢：1）注入的CO2可以補充地層因水溶氣開采帶來的能量虧空，從而防止地層沉降和地質災害等；2）含油氣盆地水溶氣儲層的獨特圈閉環境和地質構造為CO2的地質封存提供了良好的地質條件，可以防止CO2泄露與擴散；3）地層注入CO2可以提高水溶氣的采收率，同時地熱能可用于取暖或發電等，不僅提高了經濟效益，還為解決全球變暖問題提供了新的思路。

圖2 不同壓力和礦化度條件下CO2摩爾分數對甲烷溶解度的影響（153℃）Fig.2 Influence of CO2 m ole fraction under different pressure and salinity on methane solubility (153°C)

我國鶯歌海盆地具有豐富的水溶氣資源，是南海北部大陸架重要的新生代油氣盆地，面積12×104km2，平均地溫梯度為3.5～4.5℃/100m，屬于典型的高溫高壓盆地，主要有中央凹陷帶、河內凹陷帶、營東斜坡帶和營西斜坡帶等4個構造帶[18]，水溶氣主要儲存在中央凹陷帶中淺層（埋深1.0～1.5 km）。Liu Junrong等人[17]基于鶯歌海盆地地質參數，進行了注CO2開發水溶氣的模擬研究，結果發現，注入純CO2時的水溶氣采收率要高于注水時的采收率。這意味著向飽和甲烷的水中注入CO2會導致甲烷析出，而且CO2注入速率越大、注入時間越短，水溶氣采收率越高。這是因為CO2與飽和甲烷地層水的密度不同，CO2向上遷移至水體頂部，其注入速率越大，垂直和水平方向的流速差越小，水體底部波及面積會越大，水溶氣采收率相應增大。

Liu Junrong等人[17]對注入CO2開發水溶氣的經濟性和生產參數的優化進行了模擬研究，并得到一些有指導性的結果。

1）井距和CO2注入方式。井距和CO2注入方式是提高水溶氣采收率的重要參數，CO2注入方式包括注入純CO2和注入CO2溶液2種方式。模擬結果表明，隨著井距增大，生產井中CO2的突破時間、累計CO2儲存量和水溶氣總產能均增大。注入純CO2方式下，每單位孔隙體積儲存的CO2體積隨著井距增大而減??；注入CO2溶液方式下，每單位孔隙體積儲存的CO2體積不受井距影響?？紤]經濟效益、CO2突破時間和成本等因素，模擬發現合理井距為800.00～1 000.00m，此時注入CO2溶液的附加收益高于注入純CO2。

2）儲層厚度。儲層厚度的變化會影響CO2在垂直方向上的運移時間和水平方向上的波及面積。模擬結果表明，注入純CO2方式下，CO2突破時間、水溶氣采收率、地熱能采收率和單位孔隙體積儲存的CO2體積隨著儲層厚度增厚而減??；注入CO2溶液方式下，儲層厚度對水溶氣和地熱能的采收率沒有影響。

3）完井層段。模擬結果表明，注水井和生產井的完井層段對CO2儲存和水溶氣采收率有著非常重要的影響。注入純CO2方式下，注水井和生產井均在儲層底部進行完井是最佳完井方式。這是因為CO2與飽和甲烷的地層水存在密度差，從水體底部注入的純CO2首先向上移動，當到達水體頂部時，因上覆巖層的阻擋而使其向下流至水體底部，并向生產井方向流動，這樣可獲得最高的水溶氣和地熱能采收率，并且每單位孔體積所存儲的CO2體積最大。

4）儲層非均質性。注入流體將優先沿著高滲透儲層流動，由于低滲透儲層會抑制CO2的垂向運移，因此正韻律儲層的水溶氣產能和CO2儲存量要好于反韻律儲層。所以，正韻律儲層更適宜CO2地質封存和水溶氣開采。

5）經濟效益。數值模擬結果表明，采用注入純CO2方式時，儲存1 t CO2大約可生產5.67m3水溶氣，并獲得3.5×105kJ的能量，平均收益約為27元；采用注入CO2溶液方式時，儲存1 t CO2大約可生產78.17m3水溶氣，并獲得5.03×106kJ的能量，平均收益約為450元?？梢?，注入CO2溶液方式的經濟性要優于注入純CO2方式。

2.3 水侵規律與氣水界面研究

水溶氣釋放會對氣水界面產生影響，從而對水侵強度和氣井見水時間產生不同程度的影響，所以進行水侵規律和氣水界面研究，對于防水技術研究及水溶氣有效開發具有重要的意義。生如巖[19]認為水溶氣釋放會影響水侵規律和氣水界面，但未進一步闡明如何影響，也未做相關實驗研究。Zhou Xiang等人[20]認為，水溶氣開采過程中，地層壓力降低是一個緩慢的過程，水溶氣釋放過程中會影響氣水界面、水侵規律和井底見水時間等，從而影響氣井的最終產量。Huang Xiaoliang等人[21]設計了2組實驗，分別為高壓地層和低壓地層，實驗結果表明，水溶氣開發過程中，在溫度不變的條件下，氣藏的氣水界面均會顯著上升。馬勇新等人[22]采用室內實驗，研究了水溶氣釋放對氣水界面的影響，結果發現，地層壓力降低時，水溶氣會釋放出來，使底水向上遷移，邊水推進明顯加快，氣水界面明顯上升。另外，水溶氣釋放過程中，儲層的氣相相對滲透率逐漸減小，而水相相對滲透率逐漸增大。

Huang Xiaoliang等人[21]采用數值模擬方法，分析了氣體溶解度、應力敏感、水體大小和配產等因素對水侵規律的影響。

1）氣體溶解度對水侵規律的影響。氣體溶解度會影響地層水中的氣體含量，進一步影響儲層中的氣水界面。a.井底錐進區：氣體溶解度越大，底水錐進速度越快，井底見水時間越早。主要原因是隨著井底錐進區壓力迅速降低，氣核會迅速轉化為氣泡，在氣泡形成連續氣相之前，地層水會被氣相攜帶并一起遷移，所以氣體溶解度越高，氣泡生成時間越短，底水錐進速度就越快。b.遠離井眼的非錐進區：氣體溶解度越大，氣水界面上升越慢。主要原因是非錐進區的壓力下降相對緩慢，氣核轉化為氣泡的過程較長，氣泡有足夠的時間形成連續相，并從地層水中釋放出來。由于氣和水存在密度差，氣相在頂部富集，水相在底部富集。因此，非錐進區的氣水界面上升速度比較緩慢。

2）應力敏感對水侵規律的影響。高溫高壓地層中水溶氣具有較強的應力敏感性，這不僅影響氣井的水侵規律，而且影響氣井的產量。a.井底錐進區：考慮應力敏感比不考慮應力敏感的井底見水時間早。這是因為考慮應力敏感的情況下，孔隙度和滲透率會隨著地層壓力下降而降低，導致氣井在相同產量下的壓差變大。在相同條件下，隨著地層壓力下降，氣核迅速轉變為氣泡，導致溶解氣體在液相中膨脹，使氣水液面上升。b.遠離井眼的非錐進區：考慮應力敏感的情況下，隨著氣水界面上升高度增大，累計產氣量會下降。主要原因是應力敏感會導致孔隙度和滲透率降低，如果氣井產量保持不變，則需要更大的壓差。因此，地層壓力降低導致水溶氣釋放并轉變為氣泡，溶解氣體在液相中膨脹，使氣水界面上升。此外，孔隙度和滲透率的降低會導致產量降低。

3）水體對水侵規律的影響。水體大小會影響氣體溶解量，從而影響水侵規律。a.井底錐進區：水體越大，井底見水時間越早。其主要原因是水體越大，在相同壓降下釋放的氣體量越多，氣核會迅速轉變為氣泡，使溶解氣體在液相中快速膨脹并在氣藏中上升，水將首先到達井眼底部，導致氣井見水時間較早。b.遠離井眼的非錐進區：水體越大，累計產氣量越小，氣藏壓降越小。其主要原因是水體越大，水突破時間越早，導致氣井產量迅速下降。同時，水體越大，氣水界面上升高度越大，壓降越小，其主要原因是水體越大，釋放的水溶氣越多，并向氣泡轉化，溶解氣在液相中進一步膨脹，氣水界面上升。因此，對于含水體的氣藏，研究的重點是如何防止水的過早侵入和充分利用水體能量維持壓力穩定。

4）配產對水侵規律的影響。a.井底錐進區：配產越高，井底見水時間越早。其主要原因是，配產越高，氣井的生產壓差越大，低壓區形成越快，地層水從高壓區向低壓區的運移速度越快，導致井底見水時間越早。b.遠離井眼的非錐進區：配產對氣水界面影響不大。主要原因是，氣井配產越高，產量降低的速度越快，不同配產下的氣井累計產氣量和地層壓降基本相同。因此，氣水界面的上升高度變化不大。

3 我國水溶氣開發技術發展建議

3.1 我國水溶氣開發的戰略意義

1）我國能源對外依存度高，能源安全形勢非常嚴峻。我國天然氣消費量逐年增加，近十年復合增長率達15.14%。2018年，我國天然氣進口量達到1 254×108m3，同比增長31.7%，已成為世界最大的天然氣進口國，天然氣對外依存度接近50%，石油對外依存度超過70%，能源安全形勢非常嚴峻。因此，水溶氣開發對保障我國能源安全有重要意義。

2）水溶氣將成為我國未來清潔能源供給的重要接替資源。目前，天然氣在一次能源占比中排名第三，今后將迅速增長，而石油和煤炭占比逐年遞減，據2019年BP世界能源統計年鑒預測，大約2025年天然氣將超過煤炭成為第二大能源。隨著我國社會、經濟的快速發展，常規天然氣已難以滿足經濟高速發展的需要，必須大力開發非常規油氣資源，儲量豐富的深層高溫高壓水溶氣將成為我國未來清潔能源供給的戰略接替資源。

3）為油田及地方安全生產及建設提供科學支撐。我國油氣生產基地和地方建設需要進行大量的地下、地表施工作業，若不能弄清楚地下水溶氣分布規律，也會威脅油田生產和地方建設安全，給人民生命和國家財產帶來重大隱患。因此，加強深層高溫高壓水溶氣評價及開發基礎理論研究，將為油田及地方安全生產及建設提供科學支撐。

3.2 目前水溶氣開發技術分析和思考

根據當前國內外水溶氣開發技術研究現狀，重點思考的問題如下：

1）在水溶氣勘探方面，重點關注水溶氣脫溶成藏機理和成藏條件，就水溶氣的“氣”而言，重點從微觀上研究甲烷在地層水的溶解變化情況，需要分析水溶氣的物理特性、相關組分的分子化學結構和分子之間的力學特征等，而且需要與水溶氣開發技術相結合。

2）在水溶氣開采可行性方面，需要探明水溶氣的實際儲量和具體分布。雖然目前預估的水溶氣資源量巨大，但是缺少水溶氣儲量的定量研究，應該制定水溶氣分類標準，研究水溶氣的甲烷溶解度和氣水比等。需要將水溶氣的勘探技術與開發技術有效結合，才能實現水溶氣的商業化開發。

3）在水溶氣開發方案方面，主要進行了數值模擬和仿真實驗，認為采出水回注技術可以有效開發水溶氣，能夠滿足海洋和陸地水溶氣的開發需求，但海洋生產環境下的生產成本和產水量都很高。另外，水溶氣釋放會對氣水界面產生影響，從而對水侵強度和氣井見水時間產生不同程度的影響。所以，應該研究水溶氣釋放對水侵規律的影響，分析其影響機理是重力分異產生的抑制作用還是水溶氣流動攜帶地層水產生的促進作用，以進一步推動水溶氣的有效開發，特別是防水技術研究。

4）在開采成本、環保及安全等方面，重點關注的是水溶氣開發及綜合利用。針對不同水溶氣的地質環境，設計詳細的開發方案并進行相應實驗研究。例如，水溶氣儲層是良好的儲存空間，可以考慮將CO2地質封存與水溶氣開發相結合，為節能減排和新能源開發利用提供了新思路；另外，還可以充分利用地下其他礦物質資源、地熱能及水能等，以降低水溶氣的開發成本；還應該關注安全和環保問題，評估水溶氣開發后引起的地層沉降問題和海洋水溶氣開發對海底生態環境造成的影響。

3.3 我國水溶氣開發建議

我國油氣及地熱資源勘探開發研究與實踐發現，各大含油氣盆地深部水層均分布有水溶氣資源，但分布區域和潛力尚不清楚，理論研究相對缺乏，水溶氣的勘探和開發沒有技術儲備。為此，對于我國水溶氣的開發提出以下幾點建議：

1）不僅要從微觀上研究水溶氣，還要從宏觀上研究水溶氣的地質背景。建議加強易于生成與儲存水溶氣的地質條件、水溶氣的形成、脫溶成藏機理、溶解氣與游離氣、成藏主控因素、碳同位素特征和水化學等方面的研究，加大水溶氣富集區域的勘探、水溶氣分類及豐度定量表征，重點是建立統一的資源評價體系，發現具有商業開采價值的水溶氣，將地質勘探成果與開發技術完美地結合起來，做到因地施策。

2）在已有水溶氣開發技術研究的基礎上，建議選取含油氣盆地的水溶氣氣藏進行評價和試采，如鶯歌海盆地、四川盆地和珠江口盆地等。目前，雖然有學者對采出水回注技術進行了數值模擬研究，但并沒有形成完善的開發技術體系。未來的水溶氣開發需要考慮注水開發、污水處理、CO2填充、生產成本、分層處理、地層其他礦物質利用、地面沉降問題評估和提高采收率等方面，因此，需要針對不同開發模式研究相應的高效、安全和環保策略，以實現水溶氣的經濟、有效、安全開發與利用。

3）建議在前期含油氣盆地水溶氣開發研究的基礎上，進行非含油氣盆地水溶氣勘探與開發的研究與實踐。

4）聚焦水溶氣評價及開發的基礎科學問題，從理論上實現突破，技術上進行儲備。建議根據目前世界水溶氣研究現狀、含天然氣盆地（四川盆地、鄂爾多斯盆地和塔里木盆地等）實際地質資料及已開發天然氣井的解釋資料，綜合利用地質、地球物理、地球化學、油氣滲流和氣藏工程等多學科，物理實驗模擬與數值模擬相結合，油氣地質與油氣工程相結合，評價我國水溶氣的資源潛力，推動我國水溶氣的勘探開發。

4 結束語

我國水溶氣資源豐富，其勘探開發對于保障我國能源安全具有重要意義，但目前國內外均沒有形成成熟的水溶氣大型商業開采模式，在儲量評價、分類標準和開發技術等方面面臨巨大挑戰。因此，必須解放思想，充分認識水溶氣開發的重要性，高度重視水溶氣勘探開發技術研究，在準確評估我國水溶氣資源量的基礎上，盡快形成水溶氣勘探開發技術體系，實現水溶氣的有效開發，為我國經濟的高速發展提供清潔能源支撐。