全球能源结构转型加速,天然气作为一种高效、低碳环保的清洁能源,需求持续增长。据国际能源署(International Energy Agency,IEA)预测,截至2040年,天然气在一次能源消费中占比将达26%
[1]。中国已成为世界第4大天然气生产国与第3大消费国。为保障国家能源安全,实现经济社会与生态环境和谐共生,在碳中和进程中,立足“统筹布局、科技创新;多能融合、优化升级”
[2-3],完善“产、供、销、储”体系建设,加速推动中国天然气工业发展。在“双碳”目标背景下,推动天然气勘探开发与多能源融合发展,能源清洁低碳、高效开发利用势在必行。中国常规天然气资源勘探程度高,剩余常规资源勘探难度大,勘探进入“双深、双高、低渗”领域
[4],成本高、风险大、单井探明储量低等问题突出,亟待探索非常规资源。据不完全统计,全球含油气盆地中水溶气资源量约为3.38×10
16 m
3[5],估计为常规气藏的115倍
[6],被视为未来可能替代煤炭的新型主力能源之一。王雪吾等
[7]估算中国43个盆地水溶气资源量为1.2×10
13~6.5×10
13 m
3,储量巨大,极具开发潜力和发展前景,包括柴达木盆地、塔里木盆地、渭河盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地、南海莺琼盆地等
[8]。随着全球能源结构向低碳化转型,水溶气作为清洁能源补充的潜力逐渐显现。一定规模水溶气的形成须具备两个条件,一是具有大量地层水和丰富气源;二是高温高压或超高温超高压环境使天然气在地层水中处于过饱和状态。中国在柴达木盆地、渭河盆地、四川盆地、莺琼海域等地发现的高压地下水气系统与地热资源耦合区域,为水溶气开发提供了独特的地质条件,然而其开发利用仍面临技术短板与产业化路径模糊的挑战。
综上所述, 鉴于中国对天然气的巨大需求、水溶气资源禀赋及开发现状,前瞻性地论述未来水溶气开发的关键技术及综合利用模式,厘清水溶气开发难点,并提出相应对策。水溶气若能有效开发,将直接增加天然气供应,对于降低中国石油、天然气对外依存度,保障国家能源安全具有重要战略意义。
1 中外开发概况
柴达木盆地三湖地区是中国陆上水溶气开发的首次先导性试验。2007年,中国先后对三湖地区第四系多口井进行了水溶气试采,利用气水合采、地面分离的方式,其中A井日产气量为0.15×10
4~0.77×10
4 m
3,B井日产气量为0.11×10
4~0.34×10
4 m
3[9]。根据储层温压条件,三湖地区水溶气可分为常温常压型水溶气和高温高压型水溶气两类,气水比分别为0.5~3.0 m
3/m
3和10.0 m
3/m
3以上。气水比越高,水溶气开发经济效益就越好,因此张凤敏等
[10]根据第四系测井资料和试采分析结果,对三湖地区水溶气储层进行了分类,如
表1所示。但后续因水溶气产量较低,对开发设备要求高等经济性因素,研究一直停滞不前。张雪等
[11]、李钰
[12]对渭河盆地水溶气气层类型、地热井伴生气地球化学特征及生物气资源量评价开展了相关研究,后续渭河盆地固市凹陷LW区张家坡组开展了多次地热型水溶气试采
[13],初期未考虑地层出砂,受出砂影响,单井产气量最高620 m
3/d,气水比3.4 m
3/m
3,后续将常规油气井防砂工艺引入水溶气井再次试采,单井产气量提高至2 000 m
3/d,气水比提高至10.8 m
3/m
3。尽管如此,目前中国仍未形成水溶气大型商业开发模式,其主要原因在于水溶气产量低,对开发设备要求高,开采成本远高于常规天然气。2025年,王行运等
[14]研发了一种开采水溶气的系统和方法,该系统的优势在于开采设备全部置于地面,相比井下开采设备,检修方便、投入成本低,且主要采用自产天然气循环注气,与被开采的天然气成分相同,便于气体回收重复利用,解决了N
2等其他介质气举开采造成的外来组分混入和不必要的分离成本。新方法、新技术的不断涌现必定会加速中国水溶气的有效开发进程。
国际上,日本是水溶气资源开发利用最早的国家。1956年,日本在中条气田砂砾岩储层中发现了水溶气。储层厚度约200.0 m,埋深1 400.0 m左右,地质储量52×10
8 m
3,预测可采储量36×10
8 m
3,日产气量最高达到12×10
4 m
3。中条气田水溶气开采方式前期为气水自喷,中期为气举,后期为电潜泵气水合采,同时对水溶气开发产出的大量地层水进行处理,分离出年产量高达360 t的碘。1959年,日本又发现了东新潟气田,该气田储层从上往下依次为水溶气和常规天然气,其中水溶气地质储量61×10
8~74×10
8 m
3,日产气量达到83.8×10
4 m
3。1979年日本水溶气开发概况如
表2[15]所示。20世纪80年代初,日本水溶气产量占天然气总产量的70%以上,年产量曾高达5×10
8 m
3,后期随着常规天然气产量的快速增长,水溶气产量占比逐渐下降,后因开发成本高昂、经济性不足逐步退出
[9,16]。20世纪中后期,苏联、美国、匈牙利、意大利和尼泊尔等国也相继开展了水溶气勘探开发研究。1970—1990年,以美国为例,其在墨西哥湾钻探了12口水溶气试采井,但受制于当时的技术水平、天然气价格和生产成本,经济效益并不明显
[9],后续研究及试采未见报道。
2 水溶气资源特性与开发潜力
2.1 赋存特征与分布
2.1.1 赋存特征
水溶气是溶解于地层水中的非常规天然气(
图1),主要成分为CH
4,以分子形式溶解于地层水中,二者形成均匀的溶液,不构成独立的连续气相,这与游离气藏(气相占据孔隙)和凝析气藏(复杂相态)有本质区别。
式(1)中:
CCH4为甲烷溶解度,mol/m
3;
kH为亨利常数(与温度、矿化度相关);
PCH4为甲烷分压,Pa。因此温度、压力及矿物组成对水溶气资源量影响显著。其溶解度随压力增加而增加,呈近似线性正比关系,因此,异常高压带是水溶气最有利的富集场所。深部地层、前陆盆地挤压带、强压实欠排烃凹陷等形成的高压储集体,其水体可溶解大量天然气;例如莺琼海域高压环境(压力>40 MPa)下,甲烷溶解度可达15 m
3/m
3(标准条件),远超普通常压水溶气(<3 m
3/m
3)。日本水溶气开发经验表明,地层压力每增加10 MPa,天然气溶解度可提升15%~20%
[16]。低压条件下溶解度随温度升高而降低,但并非完全线性;在高压条件下呈现一定复杂性,即溶解度随温度升高先降低后增加
[18](
图2);地层水矿化度越高,CH
4溶解度越低(盐析效应),因此,低矿化度的淡水或微咸水地层是更理想的水溶气储层。
在极端高温高压条件下,CH4溶解度可能出现特殊性与非理想性,需基于状态方程或经过高温高压实验数据校准预测模型来合理预测甲烷-水体系在不同温压、矿化度下的溶解度。
2.1.2 资源分布
全球水溶气资源主要分布于活动盆地边缘及深海高压区,中国典型潜力区域如下。
(1)南海莺琼海域。莺琼盆地是世界典型的高温高压盆地,深层地层压力超过130 MPa,压力系数2.3,最高温度接近210 ℃,因其高压地下水系统(压力梯度高达1.8 MPa/100 m)、地热能(地热梯度>4.5 ℃/100 m)和海上风能资源协同优势,被视为水溶气开发的潜力区域,该区域具备多能融合开发的物理基础,可结合海上平台设施实现资源高效利用。该区域深层高压储层孔隙度介于8%~15%,渗透率为1 mD左右,需通过人工干预改善水溶气运移效率
[19]。
(2)塔里木盆地。深层寒武系裂缝-孔隙型碳酸盐岩储层,埋深2 900~5 000 m,地层温度100~150 ℃,压力系数1.5~1.8,孔隙度5%~8%,渗透率依赖裂缝发育,气水比5~20 m
3/m
3,局部达100 m
3/m
3[20]。
(3)渭河盆地。新近系张家坡组浅层水溶气埋深<1 500 m,储层渗透率主要分布在10~100 mD,地层温度50~80 ℃,正常压力系统,水气比3~11 m
3/m
3;深层富氦水溶气埋深>2 000 m,渗透率普遍<10 mD,地层温度>100 ℃,压力系数1.3~1.5,气水比差异大,单层试采结果显示最高气水比达到100 m
3/m
3左右
[13]。
(4)四川盆地。震旦系-寒武系碳酸盐岩,埋深2 500~4 500 m,孔隙度3%~10%,裂缝系统发育,连通范围广,地层温度90~130 ℃,压力系数1.6~2.0,气水比5~16 m
3/m
3[21]。
中国水溶气资源呈“东浅西深、多源共存”格局,东部以浅层低饱和生物气为主,西部深层具有高温高压高产特征;渭河盆地凸显氦气与烃类混合价值,四川盆地代表碳酸盐岩裂缝型高效成藏。浅层水溶气气水比低、经济性差,深层高温高压气水比高,经济性相对较好,但对工程设备要求也高。未来开发需结合区域地质温压特征,重点突破深层高温高压经济开采技术,以释放十万亿级资源潜力。
2.2 资源评价与挑战
常规天然气、致密气、页岩气、煤层气已形成完善的资源量计算方法及全面的评价参数,可实现不同资源的准确评价,而水溶气尚未形成比较准确有效且统一的资源评价体系,尤其高温高压地热型水溶气资源伴生热能、动能,其资源量计算方法、评价参数缺乏深入的理论研究和矿场实践。但仍有部分学者开展了相关研究,并取得了一定成果。梁豪等
[22]开发了一种高温高压条件下天然气溶解度测试反应釜、装置及方法,该发明能够准确测量高温高压条件下天然气的溶解度;赵旭等
[23]基于亨利定律发明了一种测算气体溶解度与压力关系的方法及装置,通过流量计测出在不同温度和压力条件下进出口处的气体和液体流量,根据实验前后气体流量差值和液体流量差值计算气体在液体中的溶解度,根据溶解度和反应压力测算气体溶解度与压力的关系。何雷宇
[18]借助可视化PVT装置开展了气液分离实验,测量了不同温度、压力以及矿化度下的天然气溶解度。最终通过相平衡理论和状态方程计算天然气和各组分的溶解度,并结合实验数据对相关参数进行校正。水溶气的形成条件、成藏机理、测录井综合评价、地震识别和预测是水溶气资源量合理评价、开发利用的前提,需加强前期基础研究(本文研究主要聚焦于水溶气的开发和综合利用模式,对于前期水溶气成藏机理、测录井评价等不作探讨),后续研究可将前人研究成果及发明应用于水溶气资源合理评价的前期探索。
3 水溶气开发关键技术
水溶气开发的特殊之处在于天然气产量低,且产水量大,因此过去国内外水溶气开发主要利用采出水回注技术,采用“上开下注”的开发模式(
图3),即水溶气在地面进行气水分离后,对分离后的地层水直接回注或处理后回注,实现资源化利用,同时,回注有助于维持或补充地层压力,防止地层沉降;另外,采出水成分复杂,含有悬浮物、固体颗粒等污染物,直接排放会对环境造成严重危害。对其进行处理并回注,避免了污水外排,符合环保要求。但采出水回注技术也存在一定缺点,即水处理成本高昂,处理工艺严苛。因采出水水质复杂,要达到严格的地层回注标准(如对悬浮物粒径、腐蚀率等指标的要求),需要多级、高效的处理工艺。一些先进技术如膜处理工艺存在投资大、运行费用高等缺点。特别是在海洋生产环境下,高昂的平台建设与运营成本会进一步放大经济性压力。回注水水质不达标会引发地层堵塞、管道和设备腐蚀加剧等一系列问题。日本在新潟县水溶气气藏进行了水溶气地下分离试验
[9],但后续实验结果未见报道。总结而言,国内外水溶气开发虽取得了一定研究成果与开采经验,但仍未形成完整成熟的水溶气勘探开发技术体系。随着整体技术的进步,未来水溶气开发关键技术需从以下几个方面进行重点研究。
3.1 溶气释放与气水分离技术
开发水溶气,本质上是“先释放,后分离”的过程,目标是经济、高效地将溶解气从高温高压地层水中析出并分离出来,最后净化为商品气。因水溶气自身的赋存特征,其相较于其他常规、非常规天然气产量低、经济性差,这是限制其商业化开发的关键因素。提高溶气释放和气水分离效率是助力水溶气经济性开发的重要一环。溶气释放技术的核心是打破气-水体系的物理化学平衡,使溶解气从水中析出。主要包括降压释放法(最主流方法)、升温释放法、气提/闪蒸释放法。基于亨利定律,气体溶解度与压力成正比,通过人工举升(如电潜泵、气举)或自喷将高压地层水采至地面,随着压力沿井筒和地面管线的逐步降低,溶解气不断析出形成气泡;作为降压法的有效补充,升温释放法则是根据气体溶解度在低温条件下随温度升高而降低,对产出的气水混合物进行加热,可以进一步促进剩余溶解气的释放。气提/闪蒸释放法则是向气水混合物中注入不凝气(如氮气)或在一个突然降压的容器(闪蒸罐)中,为气体析出提供核点和更大的传质驱动力
[25]。气水分离技术的关键是将井口产出的气水混合物进行高效分离,以获得干气和可处理/回用的水。主要包括初级分离、精细分离、深度处理和水质管理。详细的工艺流程如
图4所示。该工艺流程原理简单,可操作性强,但目前技术条件下的溶气释放效率低、气水分离不彻底,进一步降低了水溶气经济性。高压水溶气释放式微气泡技术
[26](如射流卷吸装置
[27])通过高压溶气-低压释气实现气体高效分离,可将气水分离效率提升至90%以上,已应用于海上油田气浮装置。帅云等
[28]开发了一种微气泡发生装置及方法,即使用冲击平板和半密封空腔组成的有限空间约束高速射流,高速射流撞击平板后形成的壁面射流受到限制,形成局部循环流动。连续并流进气时,空腔内部形成一段气柱,射流主体撞击平板时卷吸周围气体,形成大量微气泡;间歇并流进气时,使气泡随循环流体运动而发生多次破碎;生成的微气泡被壁面射流运移,穿过局部密封空间的缝隙而均匀分散。该装置和方法具有操作方便、微气泡发生能量利用率高、气体处理量大且气泡分散混合效果好的优点。郭新锋等
[29]发明了一种高效的水溶气型地热水脱气装置,该发明使水溶气的扩散面积极大增加,加速水溶气的运移和释放,为水溶气开发中的气水分离提供了一种新的解决方案。总结而言,未来发展的关键在于突破高效、低成本的溶气释放与气水分离技术,并形成经济可靠的处理工艺。
3.2 CO2溶解置换与封存技术
注CO
2置换CH
4机理主要包括压力恢复及驱替作用、重力分异作用、黏度差异驱替作用、溶解置换作用、优势吸附置换作用等,不同气藏注CO
2提高采收率作用机理的贡献程度也不同
[30-31]。针对水溶气气藏,起主要作用的是溶解置换作用。通过注入CO
2置换地层水中的天然气,既提高采气效率又实现碳封存,是一种结合能源开发与碳减排的协同策略,具有良好的经济价值。Blount等
[32]在一定温度、不同压力条件下,将CO
2注入不同矿化度的溶解有CH
4的模拟地层水中,开展了CO
2摩尔分数对CH
4溶解度的影响实验,实验结果显示,CH
4溶解度随CO
2摩尔分数增加而急剧降低(
图5)。因此,将CO
2注入地层水时,地层水中溶解的大部分CH
4将以连续气相的形式从水中析出。其核心机理在于利用CO
2与CH
4在溶解度、相态特性上的差异,通过竞争性溶解置换实现采气与碳埋存的双重目标。相同条件下CO
2在地层水中的溶解度显著高于CH
4[33](
图6)。
实验室模拟表明,CO
2与CH
4溶解度差异可驱动置换反应,在40 MPa、80 ℃条件下,CO
2对CH
4的置换效率达70%~85%,其置换反应动力学方程
[34]为
式(2)中:k为传质系数;Ceq为平衡浓度,mol/m3。传质系数k主要受孔隙结构、压力与温度、地层水矿化度影响。CO2溶解置换CH4的关键在于提高传质系数从而提高置换效率。
水溶气开发过程中对CO
2主要有以下几种封存机制
[35-39]:①溶解封存,指CO
2注入储层后,部分溶解于地层水中形成分子态CO
2或者离子态碳酸溶液而被稳定封存;②构造封存,即CO
2在构造圈闭以及上覆盖层作用下以游离态自由气形式封存于地下深地空间中;③毛细管封存,指CO
2在储层孔隙运移过程中,部分CO
2会被储层孔隙中的毛管力束缚,从而滞留在孔隙中被封存;④矿化封存,即CO
2溶于地层水中形成碳酸溶液,与储层碳酸盐矿物发生化学反应,导致Ca
2+、Fe
2+、Mg
2+等金属离子浓度增大,与HC${\mathrm{O}}_{3}^{-}$结合后生成稳定的碳酸盐矿物并沉淀,从而得以长期稳定的封存。
注CO2溶解置换水溶气中的CH4和封存,是一项涉及流体相态、渗流力学、岩石力学、地球化学和系统工程的多学科复杂技术。目前仅停留在实验层面,不能有效反映跨时间尺度和空间尺度下的溶解-置换-封存过程,需进一步加强对矿场尺度下的“竞争-溶解-置换”复杂过程的预测与调控,解决复杂储层环境中的多相渗流、应力响应与工程控制难题,建立可靠的长期封存安全性评估与监测体系。
3.3 多场耦合动态模拟技术
水溶气开发是一项涉及复杂多物理场耦合作用的工程挑战。通过构建能够真实反映热-流-力-化(thermal-hydraulic-mechanical-chemical,THMC)多场耦合的高保真数值模型,可以实现对水溶气开采全生命周期的产能精准预测、稳定性评估和开发方案优化决策,从而安全、高效地开发这一潜在的非常规天然气资源,为保障国家能源安全提供技术支撑。其核心是建立包含气体溶解、析出的动力学方程或相平衡关系的质量守恒方程以及能量守恒方程,同时建立应力-应变本构模型
[40]。可借鉴对天然气水合物相变建模的思路,将水合物分解反应替换为气体的溶解与解析反应,同时需考虑地层水矿化度等化学条件对气体溶解度的影响。气体的溶解与析出通常是吸热或放热过程,流体流动会通过对流和传导方式改变地层温度场。孔隙压力变化和气体析出引起的体积变化将作为载荷输入力学方程,计算地层的变形、沉降或破裂风险。对于存在天然裂缝或压裂造缝的储层,还需引入离散裂缝模型或等效连续模型来描述其对流-固耦合的强化作用。全耦合数值求解算法是技术实现的核心难点,目前主流方法包括全隐式有限元法、控制体有限元与有限元混合法、顺序耦合法或迭代耦合法。THMC全耦合模型具有强非线性、多尺度的特点,对算法稳定性和计算资源要求极高,开发高性能并行计算技术是未来的重点攻关方向;另外,地下储层参数存在不确定性,需结合随机模拟和反演方法,进行不确定性量化分析,以提高预测的可靠性。目前国内外已有多款软件用于THMC多场耦合动态模拟,可基于COMSOL Multiphysics、TOUGH-REACT、FLAC
3D等软件构建所需模型
[41-42](
图7),模拟高温高压条件下水溶气赋存与运移规律,尤其是纳米级孔隙结构对气水运移的影响。韩东旭等
[43]基于嵌入式离散裂缝模型的增强型地热系统开展了热-流-力-化多场耦合分析,为复杂储层条件下的多能融合开发提供了参考。Wang等
[44]研究了THMC耦合作用下岩石物理力学特性及本构模型,基于岩石强度理论,建立了岩石多场耦合本构模型和蠕变本构模型,满足了不同行业对多场耦合研究多样化需求,为工程应用和解决相关问题提供了新的思路。Cui等
[45]基于TOUGH 2中流体流动与传递的全耦合框架,提出并采用了一种同时考虑力学和化学过程的方法,分析了长期注采对储层孔隙度和渗透率的影响。
3.4 盐穴储气与压气储能技术
在全球能源绿色低碳转型、新能源高速发展背景下,各种新型能源储存技术不断涌现。湖北应城是全国井矿盐主产区,井矿盐开采后形成的储层空间还可以再利用。湖北应城全球首座300 MW压气储能示范工程“能储一号”就是盐穴压气储能的成功范例
[46]。项目创造了单机功率、储能规模和转换效率三项世界纪录。目前此类技术已实现核心设备国产化,系统转换效率达70%,且建设周期仅需2年,显著优于传统抽水蓄能。参考湖北应城压气储能项目,盐穴储气技术
[47-48]可应用于高温高压地热型水溶气储存。盐穴的低渗透性和自修复特性适合高压气体存储,兼具储能与电力调峰功能。阎平等
[49]发明了一种压气储能电站地下盐穴储气库数字孪生监测系统,通过多种传感器监测储气库温度、压力、地层应力、流量及湿度,能够实时反馈地下环境的状态,确保及时反馈潜在风险,并利用已训练的考虑多维度多要素的风险预警模型,可以有效识别异常情况,提前发出预警,从而确保储气库的安全运营。万忠明等
[50]开发了一套压气储能盐穴腔体气密封监测方法和系统,该发明适用于压气储能盐穴储气库的气密性监测,无需使用中子源测量气液界面的方式,优化了监测过程,量化了监测指标,保障盐穴腔体气密性符合压气储能储气库工程的密封要求,提高工程压气储能利用效率。
高温高压水溶气开发与压气储能相结合是一项极具前瞻性且具有重要意义的工程理念,旨在同时实现非常规天然气资源开采和电网级大规模储能调峰。但需解决储能介质与地质体的复杂交互问题、地质体改造与腔体稳定性协同控制问题、系统集成与运行优化问题、经济性与环境影响的综合评价等问题。
3.5 多能协同开发技术
水溶气多能协同开发技术是一种创新的资源开发理念与工程实践,需通过系统集成和优化配置,同步高效开发赋存于同一地质单元或相邻区域的水溶气资源与其他关联能源(如常规/非常规天然气、地热能、动能等)。该技术的核心在于打破传统单一资源开发的局限,利用水溶气开采过程中(通常需要降压、气体置换等)所涉及的流体循环、能量传递等环节,与其他能源资源的开发需求或特性形成协同增效,能显著提升资源整体采收率、降低综合开发成本、减少环境影响,并最大化区域能源供应的经济效益与社会效益,是实现资源集约化、绿色化、高效化开发的重要方向。根据日本水溶气地热协同开发经验,日本水溶气项目通过地热梯度提升溶解气释放效率。中国高温高压地热型水溶气可借鉴该模式提高气体脱溶效率,同时利用伴生的地热能、动能发电解决自身开发用电并整合绿电制氢
[51],构建多能协同开发技术体系。南海M气田属于超高温超高压低渗气藏,压力系数2.2~2.3,地热梯度4.89 ℃/100 m,探明高温高压水体体积约4.5×10
8 m
3,为多能协同开发提供了物质基础,可以此气田开展先导性试验。此外,利用天然气管网掺氢实现绿氢跨区域调配,河北示范项目通过掺氢燃烧减少燃气轮机碳排放,同时还降低储运成本
[52]。据测算,混合气体燃烧热值可提升18%
[53],且氢占比<10%时无需改造现有燃气管网
[54-55]。
在“双碳”目标与新型能源体系建设背景下,多能协同开发技术是石油天然气行业实现绿色转型的核心路径。就过去中外水溶气开发经验而言,存在与新能源融合深度浅、融合对象单一的问题,同时中国水溶气开发还面临体制机制与顶层设计的系统性缺位,核心技术与关键装备的自主可控瓶颈,系统集成、智能化与绿色生产体系构建等挑战。
4 水溶气综合利用模式展望
4.1 储能调峰与电网支持
压气储能作为一种新型蓄电技术,凭借其建设周期短、单机功率大、系统安全性高、使用寿命长等优势而成为能源行业重点发展的技术方向
[56],是目前除抽水蓄能方式以外最为理想的物理储能技术之一,单机容量300 MW的规模与目前中国电源主力装机结构的火电机组容量相当,但“能储一号”创新利用“非补燃”技术
[46],不依赖外界能源,利用自身“内循环”实现“非补燃”,能够做到真正的零碳排放,在全过程中实现了对燃煤机组的替代,项目关键核心技术及装备已实现100%国产化,为能源安全与产业自主可控奠定了坚实基础。压气储能的快速响应和灵活调节特性与天然气调峰电站形成互补,湖北应城压气储能调峰项目通过“8 h储能,5 h释能”循环,年运行小时数超4 000 h,相当于替代1.5台同容量燃煤机组
[46]。高压水溶气与压气储能结合可提升电网稳定性,在用电低谷时储存高压气体,高峰时释放发电。辽宁、湖北等地压气储能项目已验证其调峰能力,其储气库压力动态调节系统可实时响应电网自动发电控制(automatic generation control,AGC)指令,300 MW机组可在2 min内响应电网需求,平抑风光电波动,平衡电网供需
[57-58]。水溶气的利用可借鉴该模式,提升电网对可再生能源的消纳能力。目前中国压气储能单位投资成本已降至6 000元/kW
[59],通过共享油气田已有输气管网、变电站等基础设施,可进一步降低建设成本。湖北潜江规划建设的350 MW级项目,正探索与周边油气处理厂共建能源枢纽,实现压缩空气-天然气联合调峰,接近燃气调峰电站水平。天然气行业可通过既有盐穴、枯竭气藏等地下空间复用、装备技术转化、多能源协同调度等路径,将压气储能深度融入水溶气开发利用体系。未来需重点突破高压柔性储气装置、多介质耦合储能、地质动态监测与智能调控等关键技术,推动形成新型电力系统下的油气-储能产业生态。总体而言,水溶气与压气储能的结合是具有创新性和大胆的能源系统集成探索,但需在地质适配性、技术协同性、经济可行性及安全稳定性等方面开展长期深入研究与实践验证。
4.2 环保与工业应用
水溶气开发与碳捕集、利用与封存(carbon capture, utilization, and storage,CCUS)相结合,将工业生产中捕集的二氧化碳注入水溶气储层,这一过程既能置换出溶解于水中的甲烷,提高天然气采收率,又能实现二氧化碳的长期、安全地质封存,直接助力碳中和目标。这种“清洁能源开采+温室气体封存”的模式,是能源开发与环境保护的协同创新。此外,油气行业积累的深地空间开发技术为工业废气封存提供核心支撑,开发枯竭后的水溶气藏可用于封存工业废气,如二氧化碳、苯类气体、甲醛、三氯乙烯、丙酮等挥发性有机化合物(volatile organic compounds,VOCs)或低放核废料,其密封性监测精度达0.01 MPa级,封存成本远低于焚烧处理,且避免二次污染。借鉴煤气化渣综合利用经验
[60],水溶气伴生的地热能、动能可直接用于清洁发电或余热供暖;水溶气开发伴随着大量地层水的产出,产出水高矿化度易导致设备腐蚀和结垢,增加维护成本与停产风险,并且长期大量产水可能引起出砂、套管损坏、地层出砂堵塞等问题,完井工艺要求高。若不经处理直接排放,不仅浪费水资源,还可能因矿化度高、含有微量烃类等造成环境污染,因此,采出水回注技术被视为关键环保措施,该技术将脱气后的地层水经过处理后,重新注入地下合适的储层,这不仅能维持地层压力、支撑气藏稳定开采,还能避免地表水污染和地层沉降风险,此举实现了水资源的闭环管理,是开发过程中重要的环保实践之一。同时某些水溶气气藏中溶解或伴生有珍贵的稀有气体和元素,例如氦气以及锂、溴、钾、铷、铯等战略稀有元素,可集成氦气和矿物质提取工艺,形成高附加值的工业产品,这可能是未来系统的关键盈利点之一,但难点在于提纯技术复杂、投资大,需配套化工产业链才能提升项目经济性。鄂尔多斯盆地、渭河盆地、四川盆地等地的水溶气资源中均伴生有氦气
[61-63],其勘查与开发被提升至保障国家战略资源安全的层面,已成立专门的研发中心,旨在攻克水溶氦气分离提纯技术,实现氦气的稳定自给。另外,产出的高矿化度水(总溶解固体>10
5 mg/L)采用反渗透-电渗析耦合工艺通过脱盐处理后可用于农业灌溉;脱盐副产品(NaCl、KCl)等用于气田压裂液配制,实现化学品内循环。残渣则可作为建材原料或用于碘回收,实现资源全要素利用。
4.3 多能融合能源系统
中国能源领域存在能源保障体系不完善、地区分布不均、供给方式单一等问题
[64],迫切需要调整能源结构、增强能源韧性、保障能源安全、提高能源利用效率。为保障能源强国和“双碳”战略目标的实现
[65],多能融合是解决各能源分系统割裂、调整优化能源格局、提高能源清洁利用效率的有效解决方案,将支撑中国能源结构的持续优化与升级转型
[66]。目前,中国的能源融合模式主要集中于“风-光-水-火-储”融合互补发电,并配套一定比例的储能,存在融合模式少、融合深度浅等问题。此外,中国能源资源种类丰富但分布不均,需要基于中国资源禀赋、结合当地资源条件和特点,因地制宜地选择多能融合模式,探索能源多样、选择灵活、可推广复制的能源融合发展新模式
[67]。水溶气多能融合开发代表了一种从单一资源开采向综合能源-资源协同开发的转变,它不仅仅是在采气,更是在运营一个基于地下储层的、多产品联产的清洁能源工厂,是未来能源系统向高效、循环、低碳发展的重要前沿探索方向,即系统性地耦合多种能源技术(水溶气开采、地热能/动能/太阳能/风能发电、储能调峰、绿电制氢、天然气管网掺氢运输、水溶气地层水伴生的稀有气体和元素提取及资源化利用等),真正实现“一井多能”“一水多用”的能源梯级利用、互补增效和综合价值最大化。海南提出的示范项目,可整合海上风能、高压地下水、地热能与水溶气开发,依托南海油气田CCUS建设基地,探索低碳能源开发路径,构建海上综合能源平台,利用既有油气设施实现绿电制氢、储能、运输及碳封存的协同,降低开发成本并提升能源系统稳定性,打破能源分系统割裂,建立“气-电-氢-碳-储”市场联动机制。油气企业可转型综合能源服务商,例如建设海上风电装备产业园,集成主机生产、氢能制备、海洋牧场等功能
[68],拉动上下游产业链条。水溶气开发兼顾能源开采与环保效益,集上下游产业链共建多能融合能源系统(
图8)。这一路径被视为水溶气商业化开发的关键突破口,但也因其系统性、复杂性和技术耦合性,面临一系列难点和挑战,包括系统协同与集成设计、能耗平衡与经济性瓶颈、技术链条的复杂性与可靠性、环境约束与地质风险叠加等。尽管挑战巨大,但随着低碳转型对综合资源利用需求的提升,以及相关技术(如高效地热系统、稀有气体和元素提纯等)的进步,水溶气多能融合开发仍是值得探索的战略方向。
5 水溶气开发难点与对策
5.1 高效脱溶与相态控制
高压环境下气体的脱溶问题是制约规模化开发的关键技术瓶颈。以柴达木盆地三湖地区试采数据为例,柴达木盆地水溶气试采数据显示,平均气水比(gas-water ratio,GWR)仅为2.8 m
3/m
3,远低于美国墨西哥湾超高压储层(埋深6 000 m时GWR可达92.8 m
3/m
3)水平
[9],这主要源于正常压力或弱超压储层(压力系数1.0~1.3)脱溶动力不足,且水溶气气水合采需处理大量地层水,导致地面处理成本增加
[69]。对此可从以下3个方面进行突破。①优化射流卷吸装置的溶气释放参数(如喉管直径、压力梯度),同时从模块化设计和节省空间的角度协同发力,从而使射流卷吸装置结构紧凑,占地面积更小,“陆海”兼顾;②高效脱溶的关键在于扩大传质界面,采用最高效的膜接触器脱溶法
[70],只允许气体分子通过,而阻止液体渗透,极细的纤维提供了巨大的传质界面,实现了在极小空间内的超大面积气液接触,从而极大地提高了传质效率;③研发井下脱溶分离工具,如采用纳米材料涂层的离心式气水分离器,利用井下高温环境实现原位脱溶分离,减少举升能耗
[71],水溶气的地下脱溶分离开采或将成为水溶气经济性开发的重要突破口。
在气体置换技术方面,注入CO
2溶解置换CH
4的机理研究显示,在压力高于10 MPa时,CO
2的溶解度是CH
4的5.1~10.4倍
[33]。通过数值模拟优化CO
2注入速率与地层压力降幅的匹配关系,可极大提高置换效率。但CO
2-CH
4-地层水三相体系的相态对温度、压力和矿化度极为敏感,相平衡控制窗口狭窄,寻找一个能同时最大化CO
2溶解度和CH
4脱出效率的最佳压力窗口非常困难,且该窗口因不同储层的地质地球化学条件而异。因此,必须在实验室内开展针对目标储层温度、压力和地层水组成的“CO
2-CH
4-地层水”高压相平衡实验,精确测定关键参数(如溶解度、扩散系数、界面张力),并以此为基础建立精细的数模模型,用于寻找最佳的注入压力和温度窗口。同时需注意CO
2、超临界CO
2与地层水的矿化反应可能降低孔隙渗透率,需耦合地球化学模型进行风险预测。
5.2 动态监测与安全风险
动态监测的核心目标是实时掌握气藏、井筒和地面的“压力-产量-流体组成-应力场”四维变化,以优化生产、预警风险。一方面,井下工具和传感器需要承受极高的压力和高矿化度地层水的腐蚀,可靠性要求极高,需研发具有高稳定性、耐高温高压、耐腐蚀的井下工具和传感器;另一方面,气水合采过程中产水量大,常伴随地层出砂和矿物质(如碳酸钙、硫酸盐)结垢,容易堵塞井下监测仪器和生产管柱,需通过室内试验模拟地层工况,从而确定合理的挡砂精度,并视生产情况开展不定期化学除垢作业。同时,多相渗流、压力变化与地质力学耦合响应复杂,使得监测数据解释需要多学科综合模型才能得出准确的监测认识。另外,高压储层开发中的物性变化、地层稳定是提高采收率及保障安全生产的一大难题,可借鉴页岩气藏应力敏感研究成果
[72-73]建立水溶气储层动态监测系统,借助THMC多场耦合数值模型优化开采参数,布设分布式光纤监测储层变化异常,采用示踪剂测试渗透率动态变化,在线监测产出水离子浓度波动,红外热成像捕捉储层冷热异常区。基于储层应力敏感实验成果,建立开采速率分级管控机制,通过集成离散元模型与多场监测数据,开发参数自适应优化算法,该技术体系已在南海东部某深水气田应用。
首先,储层压力大幅下降导致上覆岩层应力重新分布,可能将套管挤毁,这是高压水溶气开发的安全风险之一;其次,由于井口屏障损坏、密封失效或油套管腐蚀,可引发环空带压风险;再次,大规模排水引起区域地层压力场和应力场改变,可能激活原有断层,诱发有感地震,这在四川盆地等地区已受到密切关注;此外,如果盖层因压力下降产生微裂缝,可能导致气体非可控上窜,威胁浅层资源和地面安全。因此需采用地质力学模型优化井位、井身结构、管柱材质和生产压差,从源头降低套管挤毁、环空带压和诱发地震风险。大力推广光纤监测、数字孪生等智能化技术,实现从“事后补救”到“事前预警、事中控制”的转变。王宁
[74]、袁胜等
[75]指出高压储层在开发过程中容易引发储层失稳导致海底滑坡等一系列地质灾害,王宁
[74]通过离散元数值模拟更加深入地研究了高压储层的宏观、微观力学响应特性与变形机理,从而为高压水溶气开采过程中的工程评估提供重要依据。基于室内实验数据,分析了岩心三轴剪切过程中不同因素对高压储层力学特性的影响,探讨了高压储层剪切过程中的微观力学参数的演化规律,进而揭示高压储层宏观力学演变机制,为水溶气开发过程中的储层失稳提供了理论支撑,也为提前做好预防措施奠定了理论和实验基础。
5.3 经济性与政策支持
水溶气开发成本较常规天然气、其他非常规天然气高而面临商业化障碍,日本水溶气开发因经济性下降而逐步退出,中国至今没有形成大型商业化开采的局面。其核心问题在于当前技术条件下,单井产量低、开发成本高、系统风险大,导致投入产出比难以达到商业盈利门槛。例如,技术不成熟导致开发成本高昂。首先,水溶气开发尚未形成完整的地质理论和成熟的工程技术体系,这意味着从勘探选区、储量评估到开发方案设计都缺乏精准指导,勘探失败率高,前期投资风险巨大。同时面临单井产气量低、产量递减快、气体最终采收率不明确等瓶颈,这直接导致单井控制的经济可采储量有限,难以摊薄巨大的初始投资。其次,水溶气储层通常压力高、水质复杂(高矿化度、可能含腐蚀性气体),要求井身结构、管材和完井工艺具有更高的抗压、抗腐蚀性能,显著提高了钻井成本。同时,开发水溶气会伴生大量的高矿化度地层水。这些水的环保处理(如达标外排)或回注地层,成本极其高昂。回注还需要寻找合适的地质构造,并面临堵塞和诱发地质风险等问题,进一步增加了成本和复杂性。另外,缺乏配套基础设施。水溶气资源区可能远离现有天然气管网,建设专用的集输、脱水、净化设施需要巨额投资,经济性极差。同时,在没有政策溢价或补贴的情况下,其市场竞争力严重不足。目前,中国在国家层面尚未出台专门针对水溶气开发的财政补贴或支持政策。然而,国家对于非常规天然气的整体政策导向和支持框架,为水溶气未来的政策支持提供了清晰的蓝本和借鉴。水溶气开发的关键在于地质条件的复杂性、核心开采技术和设备。前期应深化地质条件研究,为后期开采指明方向,减少勘探开发失误率;同时,水溶气开采需通过技术突破创新,实现核心设备国产化降本。另外,水溶气开发需通过多能协同实现边际效益增值,高温高压地热型水溶气井伴生的地热能、动能采用有机朗肯循环(organic Rankine cycle, ORC)发电,即在水溶气开采过程中实现“气-电”内循环,余电还可以往周边输送,收益覆盖部分开发成本;产出的高矿化度水经电渗析处理后,生产工业盐,形成“水盐联产”,增加附加收益。海南CCUS示范项目可将CO2封存与水溶气开发相结合,封存CO2可获得碳汇收益,叠加绿电制氢收益形成复合盈利模式。由此可见水溶气开发带来的效益是多方面的,但是否具备经济性,还需要全面的经济评价。海南已建议出台专项扶持政策,对多能融合项目提供税收优惠与电价补贴,推动多能融合试点与装备研发。总结而言,水溶气开发的经济性困局源于其高技术风险和高成本结构,而破局的关键在于通过持续的技术创新降低成本,同时积极融入并争取国家已有的非常规天然气乃至清洁能源创新政策的支持。水溶气开发只有通过技术-政策-商业模式的协同突破,才能成为油气行业绿色转型的新增长极。
6 未来发展建议
6.1 跨学科协同与国际合作
水溶气勘探开发涵盖沉积学、地球物理学、地质学、渗流力学、岩石力学及环境工程学等多个学科,需构建资源勘探-资源评价-储层评价-开采优化-储层及环境监测的全链条体系。例如,基于纳米地质学
[76]技术(如扫描隧道显微镜分析)可精准刻画储层孔隙结构与水溶气赋存规律,结合岩石力学模型预测高压水溶气开采引起的地层形变风险。在开采过程中,通过流体渗流模型模拟优化井网布局与注采参数,降低气水两相流动不稳定性。环境工程领域的实时监测技术则用于评估CH
4泄漏风险,如德国亨托夫盐穴储气库采用的声呐三维建模与压力传感系统
[77],可为中国水溶气开发、压气储能提供生态安全监测经验。欧洲盐穴储气标准体系为储气库设计与安全评估提供参考,其核心包括储层完整性评价、高压密封技术及智能监测规范,中国可借鉴其经验,结合本土地质条件优化技术参数。日本在水溶气与地热协同开发中,建立了多能互补模式,如利用地热发电,余热促进水溶气解析,并通过循环注水减少地层扰动。依托“一带一路”倡议,中国可同德国地学研究中心(GFZ)、日本石油天然气和金属矿物资源机构(JOGMEC)等机构联合开展技术攻关,最终建立涵盖资源评价、工程实施与生态保护的中国标准化体系和水溶气开发技术规范。
6.2 技术集成与智能化
技术集成与科技创新是实现水溶气多能融合开发的根本动力。建议全面评估现有多种能源融合发展供应链、产业链、创新链的薄弱环节,加强多能融合的新型基础设施建设,大力推动科学技术创新,加快关键核心装备技术攻关。以科技为核心驱动力,加强共享数字化平台建设,打通不同能源系统间的信息壁垒,促进能源网络各个环节的互联互通,提升多能融合全产业链协调运行效率
[67]。通过人工智能与物联网技术的深度融合,实现“水溶气-碳封存-绿电-氢能”示范工程全链条智能化管理。海南“物联海洋”计划
[78]提出海上平台智能化改造,构建数字化、智能化油气田,实现从勘探、开采、输送到储存的实时数据采集与动态优化。通过“物联海洋”计划的实施,南海莺琼盆地有望成为水溶气资源勘探开发到智慧能源管理的示范工程,为全球水溶气开发提供智能化转型的中国方案。AI技术赋能水溶气勘探-开发-输送-用户全链条决策的应用模式如
图9所示。例如,基于AI大模型机器学习的地质建模能准确预测水溶气储层分布,指导钻井轨迹优化;边缘计算结合井下传感器可实现实时钻井参数调控
[79],降低复杂地层作业风险。海南某气田群已建成智能化生产操控中心,集成物联网传感器与AI算法,可远程监控气井参数、预测设备故障,并实现“一键配气”的智能调度,生产效率提升近10倍。同时,借鉴湖北应城压气储能电站,开展“陆海协同”数字化方案研究,构建“开采-储运-发电”一体化数字孪生系统。在高压水溶气储存环节,利用压气储能电站的数值模拟与自动化控制技术,未来可开发智能储气库管理系统,实时监测储层压力、气体组分及泄漏风险,优化压气储能电站运行效率。
6.3 区域试点与产业链布局
南海莺琼盆地气田群与湖北应城“能储一号”可依托现有技术优势与产业基础,推动水溶气多能融合区域试点。南海莺琼海域作为中国高温高压气田开发的核心区域,已积累了丰富的深水高温高压气藏勘探开发经验,也具备开展水溶气开发的资源基础。建议依托现有海上平台设施,构建水溶气与绿电协同开发体系,利用高温高压水溶气开发伴生的地热、动能发电电解水制氢,实现“绿电制氢-绿电调峰-发电消纳”闭环,产生的氢气与天然气按照一定的比例通过现有的海底管线混输至陆地终端,同时推动水溶气与绿氢、绿氨等产业结合,例如海南规划的绿氢制醇项目,可通过智能控制系统调节气体注入比例,实现低碳化工生产。另外,探索水溶气与储能电站的耦合运行,利用非补燃技术提升能效。因此南海莺琼海域与湖北应城等地可率先开展水溶气-储能(碳封存)-绿电示范项目区域试点,推动核心装备(如高压压缩机、释放器、耐腐蚀井下工具)国产化,形成勘探-开发-利用完整产业链,并通过政策引导与区域试点推动商业化进程,水溶气有望成为中国能源转型的重要补充,海南、湖北应城等地的示范项目或将成为技术突破与产业落地的关键载体,对助力“双碳”目标实现、保障国家能源安全具有重要战略意义。
7 结论
(1)目前国内外对水溶气的研究还处于理论探索及小规模试采阶段。中国水溶气资源量巨大,极具开发潜力和发展前景。压力、温度及地层水矿化度对水溶气资源量影响显著。其溶解度随压力增加而增加,随温度升高先降低后增加;地层水矿化度越高,水溶气溶解度越低。
(2)未来水溶气开发应重点开展溶气释放与气水分离、CO2溶解置换与封存、多场耦合动态模拟、盐穴储气与压气储能、多能协同开发等关键技术研究。并提出储能调峰与电网支持、环境保护与工业应用、多能融合能源系统等综合利用模式。为我国水溶气的有效开发提供新的技术指引。
(3)水溶气开发面临商业化障碍,其困局源于目前技术条件下单井产量低、开发成本高、系统风险大。水溶气的高效开发需重点突破高压环境下的脱溶效率与相态控制、动态监测与安全防控及经济性等关键问题,并积极争取国家政策支持。只有通过技术-政策-商业模式的协同突破,才能助力油气行业的绿色转型。
(4)鉴于水溶气开发关键技术与综合利用模式的复杂性、系统性及经济性,建议未来发展需立足跨学科协同与国际合作,聚焦技术集成与智能化,共建多能融合能源系统,并通过区域试点与产业链布局推动商业化进程,实现技术突破和产业落地,保障国家能源安全和“双碳”目标实现。
中海石油(中国)有限公司重大科技项目(CNOOC-KJ135ZDXM38ZJ-02ZJ)
PDF
(9380KB)
