国内外水溶气开发技术现状及发展建议

何勇明，谢汪洋，陈先超

（成都理工大学能源学院，四川成都610059）

目前，我国石油对外依存度超过了70%，天然气对外依存度接近50%，严重影响了国家能源安全，因此，对风能、地热能、太阳能、潮汐能和氢能等新能源进行了开发应用研究，并取得了一定的进展。水溶性天然气（简称水溶气）作为一种储量巨大的新能源，尚未得到足够的重视，缺少系统的理论研究。

水溶气是指以甲烷为主，在高压、高温地层水中溶解的非常规天然气[1]。据初步估计，全世界水溶气储量约为常规气藏的115倍，是世界第二大非常规天然气资源和极具利用价值的潜在能源，未来可能会替代煤炭，成为新型主力能源。目前，国内外均未形成水溶气大型商业开采模式，其主要技术瓶颈在于水溶气的产量较低，对开发设备要求很高，开采成本高于常规天然气。因此，研究形成经济有效的开发技术是实现水溶气商业化开发的关键。笔者在对国内外水溶气开发技术研究现状进行综合分析的基础上，提出了我国水溶气开发技术发展建议，以期推动我国水溶气的勘探开发，为国家能源安全保障提供新的思路。

1 水溶气储量分布及开发概况

1.1 水溶气储量分布

研究发现，形成和储存一定规模的水溶气需要具备3个条件：一是有大量地层水和丰富气源；二是高压或超高压的环境，使天然气在地层水中处于过饱和状态；三是存在对水溶气成藏和储存有利的地质背景，尤其是构造运动[2]。水溶气通常储存于含油气盆地中，全球水溶气的资源量为3.3837×1016m3，典型盆地有墨西哥湾沿岸盆地、西西伯利亚盆地、伏尔加–乌拉尔盆地、滨里海盆地、南里海盆地、亚速夫–库班盆地、四川盆地、大庆长垣及以西地区和柴达木盆地三湖地区，水溶气资源量分别为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]。

我国四川盆地、鄂尔多斯盆地、柴达木盆地、塔里木盆地、松辽盆地、珠江口盆地和渤海湾浅层等主要油气盆地，都发现赋存大量的水溶气资源[5]。李伟等人[6]研究四川盆地须家河组的碳同位素发现，该盆地川中地区含有大量水溶气。秦胜飞等人[7]研究发现，塔里木盆地和田河气田天然气为典型水溶气。徐思煌等人[8]根据珠江口盆地惠州凹陷文昌组与恩平组地质参数，计算出其水溶气资源量分别约为1.79×1011和2.69×1011m3。王雪吾等人[9]估算我国43个盆地的水溶气储量为（1.2～6.5）×1013m3。虽然我国水溶气储量大、分布广，但是具体的分布和甲烷含量均不确定，储量也只是一个估计值，而且水溶气资源的调查研究工作也刚刚起步，尚未形成比较准确有效的水溶气资源评价方法。目前，我国针对具体含油气盆地水溶气的研究很少，对于水溶气的认识还很模糊，对水溶气资源的分布状况及资源总量尚不清楚，未来应该会有更多的发现。

1.2 水溶气开发概况

100多年前，人们就开始关注水溶气开发，但世界各国关于水溶气开发的报道较少，仅日本和美国有过相关报道。日本在1908年开始研究水溶气，并于20世纪50年代实现了水溶气的有效开发，是水溶气资源开发利用最早的国家，至今已经积累了70多年的探勘开发经验。1956年，日本在中条气田沿沙丘地带背斜构造的西侧、构造低部位向斜砂砾岩储层中发现了水溶气，储层厚度200.00m、埋深1 400.00 m，地质储量5.2×109m3，可采储量3.6×109m3，日产气量达到120×103m3。中条气田水溶气开发前期为气水自喷，中期为气举，后期为电潜泵排水开采，在开发水溶气的同时还产出很多的碘，年产量高达360 t。1959年，日本发现了东新潟气田，该气田为穹隆状背斜构造圈闭，水溶气主要储藏于上新统西山组地层，地质储量（6.1～7.4）×109m3，日产气量达到837.6×103m3。东新潟气田的气藏从上至下依次是水溶气和常规天然气，开发水溶气时产出的地层水可以分离出碘，从而增加经济收入。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；20世纪90年代初，日本常规天然气产量增长较快，水溶气产量占比降至约37%，但其年产量依然稳定在（1.08～1.24）×109m3。1979年日本水溶气开发概况如表1所示[10]。

20世纪中后期，美国、苏联、意大利、伊朗、菲律宾、匈牙利和尼泊尔等国家都相继开展了水溶气勘探开发研究。以美国为例，20世纪50年代，壳牌公司将美国墨西哥湾新近系、古近系和上白垩统砂岩中的高温高压水溶气定义为地压气，其中，得克萨斯州南部水溶气储层的渗透率不超过20mD，路易斯安那州南部水溶气储层的渗透率可达到几百毫达西，整体上储层厚度150.00～305.00m，盐的质量分数为0～0.015%。1970—1990年，美国能源部在墨西哥湾钻探了12口井试采水溶气，但是受制于当时的天然气价格、技术水平和生产成本，经济效益不明显[4]。

2007年，我国首先在柴达木盆地三湖地区多口井进行了水溶气试采，其中，S33井日产气量为（1.488～7.680）×103m3，SK1井日产气量为（1.137～3.362）×103m3，获得良好的试采效果，但后续的研究一直停滞不前。根据温度和压力条件，柴达木盆地三湖地区水溶气可以分为常温常压水溶气和高温高压水溶气2类，气水比分别为0.5～3.0和10.0m3/m3。气水比越高，水溶气的开发经济效益越好，因此，根据测井资料和试采分析结果，对该地区水溶气储层进行了分类，结果如表2所示[11]。

表1 1979年日本水溶气开发概况[10]Tab le 1 Developm ent of water-solub le gas in Japan in 1979

表2 三湖地区第四系水溶气储层测井评价标准[11]Table 2 Logging evaluation criteria for Quaternary water-soluble gas reservoirs in Sanhu Area

三湖地区水溶气储层岩性细而松软，易出砂，且试采地层多为含气水层，因此举升排液过程中的防砂技术措施对于高效采气至关重要。路春明等人[12]在台东2井不同水溶气储层进行了螺杆泵举升效果对比试验，结果如表3所示。该井第一层采用自喷工艺，其他层使用螺杆泵举升工艺；第二层首先选用GLB 300-36型螺杆泵，由于泵口处的转子摆动太大，泵筒的橡胶磨损严重，后改用GLB 190-33型螺杆泵，达到稳定生产状态；第三层选用GLB 190-33型螺杆泵，因出砂严重，试采78 h后停产；第四层选用GLB 190-33型螺杆泵，举升效果良好。试验结果发现，该井第三层试采时出砂量约达到17.46 m3/h时，没有发生砂卡螺杆泵的情况，能够正常举升，但是会出现砂卡管柱的问题，可采取上提管柱的方法来解决该问题。

表3 台东2井不同水溶气储层螺杆泵举升情况统计Tab le 3 Statistics of progressing cavity pum p(PCP) lifting in watersolub le gas reservoirs of W ell Taidong-2

水溶气在地下高温高压环境中成藏的时候，伴随着气体（主要成分为甲烷）在地层中的迁移，气体与地层水不断接触和混合，因而开展了甲烷在水中的溶解度与压力、温度关系的研究。杨映涛等人[13]研究发现：温度大于80℃时，随着温度升高，甲烷在水中的溶解度增大；温度低于80℃时，随着温度升高，甲烷在水中的溶解度减小；甲烷在水中的溶解度随着压力升高而增大。

2 水溶气开发技术现状

目前，国内外水溶气主要应用采出水回注技术和地热型水溶气开采与二氧化碳地质封存结合技术开发，并针对水侵规律与气水界面开展了一些研究，取得了一些研究成果与开采经验，但理论研究相对较少，并没有形成成熟的水溶气开发技术。

2.1 采出水回注技术

水溶气开发的特殊之处在于甲烷含量低、产量低，且产出水量大。因此，为了处理大量的产出水，降低开发成本，研究应用了采出水回注技术。作为开发水溶气最早的国家，日本在水溶性天然气开采初期，采用了气举（或井内下泵抽汲）和地面分离的开发方式，并且为了防止地面下沉，在新潟县山区进行了水溶性天然气地下分离试验。1977年，日本开始进行水溶气开采、回注同步试验，并于1978年进行了较深地层的采出水回注试验，在同一口井采用上层开采、下层注水的分层开发模式，避免了地面下沉，取得了较好的水溶气开发效果[2]。

2007年，张瀚丹等人[14]利用美国墨西哥湾地区高压水溶性气藏数据，对采出水回注开发和衰竭式开发的效果进行了数值模拟。该气藏为基岩-裂缝双重介质，但是由于模拟技术的限制，没有考虑裂缝情况，将其简化为单介质情况。其中采出水回注开发模式是假设在气藏对角上分别有1口生产井和1口注水井，生产井以3 180m3/d的产量生产，注水井注水量为4 000m3/d。模拟结果表明，采出水回注开发年限长达13.8年，累计产气量达到1.75×108m3；而衰竭式开发年限仅有9年，累计产气量只有0.85×108m3。可以看出，采出水回注技术不但可以延长气井开发时间，而且可大幅度提高水溶气气藏的采出程度。

2014年，Sun Zhixue等人[15]将采出水回注技术和提高水溶气采收率技术相结合，提出了一种新的水溶气采出水回注技术，其工艺流程如图1所示，气和水的混合物通过井筒流至地面，经过气液分离、产碘和地热利用等工艺过程后，剩余的水再次注入地下。该技术不仅可以通过注水保持地层压力，还可以提高水溶气的产量和产出水的处理量。

图1 水溶气开发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]针对珠江口盆地惠州凹陷古近系文昌组和恩平组水溶气气藏，建立了一个通用的三维分析模型，模拟了采出水回注与不回注2种开发方案的水溶气采收率，结果发现，采出水回注开发方案的生产时间可以达到70.53年，比采出水不回注开发的生产时间要长得多，开发效果更好。而且，注入水可以将溶解在水中的天然气从注水井驱至生产井，所以生产井周围水溶气储层中甲烷的质量分数会增大。同时，Sun Zhixue等人[15]进行了生产参数敏感性分析和评价，结果发现：1）注采井距大于450.00m时，累计产气量变化不明显；注采井距小于300.00m时，累计产气量相对较低。2）注水井射孔深度对开发效果影响不大，累计产气量随射孔深度增深而增大。3）在厚度为1 000.00m的储层不同深度位置进行射孔，模拟研究射孔位置与累计产气量的关系，结果表明，当射孔位置在储层中的深度为200.00～300.00m时，累计产气量最高，且随着射孔深度增深，累计产气量下降明显，这可能是地层压力、含气饱和度和温度等因素综合影响的结果。因此，水溶气开发中，生产井射孔位置应位于储层上部。4）注入水稳定流动和不稳定流动对累计产气量没有显著影响，因此注入水的不稳定流动对开发效果的影响不大。

2.2 地热型水溶气开采与二氧化碳地质封存结合技术

国内外相关技术研究表明，地热型水溶气开发过程中，将CO2地质封存与水溶气开采技术相结合，具有较好的经济价值。C.W.Blount等人[16]在不同温度、压力和矿化度条件下，将CO2注入含甲烷的模拟地层水中，进行了CO2摩尔分数对甲烷溶解度的影响实验，结果表明，当温度为153℃、CO2摩尔分数大于7%时，甲烷溶解度会急剧降低（见图2）。所以，CO2注入储层与地层水接触时，地层水中溶解的大部分甲烷可以以气相的形式从液体中析出。Liu Junrong等人[17]分析了地热型水溶气开采与CO2地质封存结合技术的经济性和可行性，认为该技术有以下优势：1）注入的CO2可以补充地层因水溶气开采带来的能量亏空，从而防止地层沉降和地质灾害等；2）含油气盆地水溶气储层的独特圈闭环境和地质构造为CO2的地质封存提供了良好的地质条件，可以防止CO2泄露与扩散；3）地层注入CO2可以提高水溶气的采收率，同时地热能可用于取暖或发电等，不仅提高了经济效益，还为解决全球变暖问题提供了新的思路。

图2 不同压力和矿化度条件下CO2摩尔分数对甲烷溶解度的影响（153℃）Fig.2 Influence of CO2 m ole fraction under different pressure and salinity on methane solubility (153°C)

我国莺歌海盆地具有丰富的水溶气资源，是南海北部大陆架重要的新生代油气盆地，面积12×104km2，平均地温梯度为3.5～4.5℃/100m，属于典型的高温高压盆地，主要有中央凹陷带、河内凹陷带、营东斜坡带和营西斜坡带等4个构造带[18]，水溶气主要储存在中央凹陷带中浅层（埋深1.0～1.5 km）。Liu Junrong等人[17]基于莺歌海盆地地质参数，进行了注CO2开发水溶气的模拟研究，结果发现，注入纯CO2时的水溶气采收率要高于注水时的采收率。这意味着向饱和甲烷的水中注入CO2会导致甲烷析出，而且CO2注入速率越大、注入时间越短，水溶气采收率越高。这是因为CO2与饱和甲烷地层水的密度不同，CO2向上迁移至水体顶部，其注入速率越大，垂直和水平方向的流速差越小，水体底部波及面积会越大，水溶气采收率相应增大。

Liu Junrong等人[17]对注入CO2开发水溶气的经济性和生产参数的优化进行了模拟研究，并得到一些有指导性的结果。

1）井距和CO2注入方式。井距和CO2注入方式是提高水溶气采收率的重要参数，CO2注入方式包括注入纯CO2和注入CO2溶液2种方式。模拟结果表明，随着井距增大，生产井中CO2的突破时间、累计CO2储存量和水溶气总产能均增大。注入纯CO2方式下，每单位孔隙体积储存的CO2体积随着井距增大而减小；注入CO2溶液方式下，每单位孔隙体积储存的CO2体积不受井距影响。考虑经济效益、CO2突破时间和成本等因素，模拟发现合理井距为800.00～1 000.00m，此时注入CO2溶液的附加收益高于注入纯CO2。

2）储层厚度。储层厚度的变化会影响CO2在垂直方向上的运移时间和水平方向上的波及面积。模拟结果表明，注入纯CO2方式下，CO2突破时间、水溶气采收率、地热能采收率和单位孔隙体积储存的CO2体积随着储层厚度增厚而减小；注入CO2溶液方式下，储层厚度对水溶气和地热能的采收率没有影响。

3）完井层段。模拟结果表明，注水井和生产井的完井层段对CO2储存和水溶气采收率有着非常重要的影响。注入纯CO2方式下，注水井和生产井均在储层底部进行完井是最佳完井方式。这是因为CO2与饱和甲烷的地层水存在密度差，从水体底部注入的纯CO2首先向上移动，当到达水体顶部时，因上覆岩层的阻挡而使其向下流至水体底部，并向生产井方向流动，这样可获得最高的水溶气和地热能采收率，并且每单位孔体积所存储的CO2体积最大。

4）储层非均质性。注入流体将优先沿着高渗透储层流动，由于低渗透储层会抑制CO2的垂向运移，因此正韵律储层的水溶气产能和CO2储存量要好于反韵律储层。所以，正韵律储层更适宜CO2地质封存和水溶气开采。

5）经济效益。数值模拟结果表明，采用注入纯CO2方式时，储存1 t CO2大约可生产5.67m3水溶气，并获得3.5×105kJ的能量，平均收益约为27元；采用注入CO2溶液方式时，储存1 t CO2大约可生产78.17m3水溶气，并获得5.03×106kJ的能量，平均收益约为450元。可见，注入CO2溶液方式的经济性要优于注入纯CO2方式。

2.3 水侵规律与气水界面研究

水溶气释放会对气水界面产生影响，从而对水侵强度和气井见水时间产生不同程度的影响，所以进行水侵规律和气水界面研究，对于防水技术研究及水溶气有效开发具有重要的意义。生如岩[19]认为水溶气释放会影响水侵规律和气水界面，但未进一步阐明如何影响，也未做相关实验研究。Zhou Xiang等人[20]认为，水溶气开采过程中，地层压力降低是一个缓慢的过程，水溶气释放过程中会影响气水界面、水侵规律和井底见水时间等，从而影响气井的最终产量。Huang Xiaoliang等人[21]设计了2组实验，分别为高压地层和低压地层，实验结果表明，水溶气开发过程中，在温度不变的条件下，气藏的气水界面均会显著上升。马勇新等人[22]采用室内实验，研究了水溶气释放对气水界面的影响，结果发现，地层压力降低时，水溶气会释放出来，使底水向上迁移，边水推进明显加快，气水界面明显上升。另外，水溶气释放过程中，储层的气相相对渗透率逐渐减小，而水相相对渗透率逐渐增大。

Huang Xiaoliang等人[21]采用数值模拟方法，分析了气体溶解度、应力敏感、水体大小和配产等因素对水侵规律的影响。

1）气体溶解度对水侵规律的影响。气体溶解度会影响地层水中的气体含量，进一步影响储层中的气水界面。a.井底锥进区：气体溶解度越大，底水锥进速度越快，井底见水时间越早。主要原因是随着井底锥进区压力迅速降低，气核会迅速转化为气泡，在气泡形成连续气相之前，地层水会被气相携带并一起迁移，所以气体溶解度越高，气泡生成时间越短，底水锥进速度就越快。b.远离井眼的非锥进区：气体溶解度越大，气水界面上升越慢。主要原因是非锥进区的压力下降相对缓慢，气核转化为气泡的过程较长，气泡有足够的时间形成连续相，并从地层水中释放出来。由于气和水存在密度差，气相在顶部富集，水相在底部富集。因此，非锥进区的气水界面上升速度比较缓慢。

2）应力敏感对水侵规律的影响。高温高压地层中水溶气具有较强的应力敏感性，这不仅影响气井的水侵规律，而且影响气井的产量。a.井底锥进区：考虑应力敏感比不考虑应力敏感的井底见水时间早。这是因为考虑应力敏感的情况下，孔隙度和渗透率会随着地层压力下降而降低，导致气井在相同产量下的压差变大。在相同条件下，随着地层压力下降，气核迅速转变为气泡，导致溶解气体在液相中膨胀，使气水液面上升。b.远离井眼的非锥进区：考虑应力敏感的情况下，随着气水界面上升高度增大，累计产气量会下降。主要原因是应力敏感会导致孔隙度和渗透率降低，如果气井产量保持不变，则需要更大的压差。因此，地层压力降低导致水溶气释放并转变为气泡，溶解气体在液相中膨胀，使气水界面上升。此外，孔隙度和渗透率的降低会导致产量降低。

3）水体对水侵规律的影响。水体大小会影响气体溶解量，从而影响水侵规律。a.井底锥进区：水体越大，井底见水时间越早。其主要原因是水体越大，在相同压降下释放的气体量越多，气核会迅速转变为气泡，使溶解气体在液相中快速膨胀并在气藏中上升，水将首先到达井眼底部，导致气井见水时间较早。b.远离井眼的非锥进区：水体越大，累计产气量越小，气藏压降越小。其主要原因是水体越大，水突破时间越早，导致气井产量迅速下降。同时，水体越大，气水界面上升高度越大，压降越小，其主要原因是水体越大，释放的水溶气越多，并向气泡转化，溶解气在液相中进一步膨胀，气水界面上升。因此，对于含水体的气藏，研究的重点是如何防止水的过早侵入和充分利用水体能量维持压力稳定。

4）配产对水侵规律的影响。a.井底锥进区：配产越高，井底见水时间越早。其主要原因是，配产越高，气井的生产压差越大，低压区形成越快，地层水从高压区向低压区的运移速度越快，导致井底见水时间越早。b.远离井眼的非锥进区：配产对气水界面影响不大。主要原因是，气井配产越高，产量降低的速度越快，不同配产下的气井累计产气量和地层压降基本相同。因此，气水界面的上升高度变化不大。

3 我国水溶气开发技术发展建议

3.1 我国水溶气开发的战略意义

1）我国能源对外依存度高，能源安全形势非常严峻。我国天然气消费量逐年增加，近十年复合增长率达15.14%。2018年，我国天然气进口量达到1 254×108m3，同比增长31.7%，已成为世界最大的天然气进口国，天然气对外依存度接近50%，石油对外依存度超过70%，能源安全形势非常严峻。因此，水溶气开发对保障我国能源安全有重要意义。

2）水溶气将成为我国未来清洁能源供给的重要接替资源。目前，天然气在一次能源占比中排名第三，今后将迅速增长，而石油和煤炭占比逐年递减，据2019年BP世界能源统计年鉴预测，大约2025年天然气将超过煤炭成为第二大能源。随着我国社会、经济的快速发展，常规天然气已难以满足经济高速发展的需要，必须大力开发非常规油气资源，储量丰富的深层高温高压水溶气将成为我国未来清洁能源供给的战略接替资源。

3）为油田及地方安全生产及建设提供科学支撑。我国油气生产基地和地方建设需要进行大量的地下、地表施工作业，若不能弄清楚地下水溶气分布规律，也会威胁油田生产和地方建设安全，给人民生命和国家财产带来重大隐患。因此，加强深层高温高压水溶气评价及开发基础理论研究，将为油田及地方安全生产及建设提供科学支撑。

3.2 目前水溶气开发技术分析和思考

根据当前国内外水溶气开发技术研究现状，重点思考的问题如下：

1）在水溶气勘探方面，重点关注水溶气脱溶成藏机理和成藏条件，就水溶气的“气”而言，重点从微观上研究甲烷在地层水的溶解变化情况，需要分析水溶气的物理特性、相关组分的分子化学结构和分子之间的力学特征等，而且需要与水溶气开发技术相结合。

2）在水溶气开采可行性方面，需要探明水溶气的实际储量和具体分布。虽然目前预估的水溶气资源量巨大，但是缺少水溶气储量的定量研究，应该制定水溶气分类标准，研究水溶气的甲烷溶解度和气水比等。需要将水溶气的勘探技术与开发技术有效结合，才能实现水溶气的商业化开发。

3）在水溶气开发方案方面，主要进行了数值模拟和仿真实验，认为采出水回注技术可以有效开发水溶气，能够满足海洋和陆地水溶气的开发需求，但海洋生产环境下的生产成本和产水量都很高。另外，水溶气释放会对气水界面产生影响，从而对水侵强度和气井见水时间产生不同程度的影响。所以，应该研究水溶气释放对水侵规律的影响，分析其影响机理是重力分异产生的抑制作用还是水溶气流动携带地层水产生的促进作用，以进一步推动水溶气的有效开发，特别是防水技术研究。

4）在开采成本、环保及安全等方面，重点关注的是水溶气开发及综合利用。针对不同水溶气的地质环境，设计详细的开发方案并进行相应实验研究。例如，水溶气储层是良好的储存空间，可以考虑将CO2地质封存与水溶气开发相结合，为节能减排和新能源开发利用提供了新思路；另外，还可以充分利用地下其他矿物质资源、地热能及水能等，以降低水溶气的开发成本；还应该关注安全和环保问题，评估水溶气开发后引起的地层沉降问题和海洋水溶气开发对海底生态环境造成的影响。

3.3 我国水溶气开发建议

我国油气及地热资源勘探开发研究与实践发现，各大含油气盆地深部水层均分布有水溶气资源，但分布区域和潜力尚不清楚，理论研究相对缺乏，水溶气的勘探和开发没有技术储备。为此，对于我国水溶气的开发提出以下几点建议：

1）不仅要从微观上研究水溶气，还要从宏观上研究水溶气的地质背景。建议加强易于生成与储存水溶气的地质条件、水溶气的形成、脱溶成藏机理、溶解气与游离气、成藏主控因素、碳同位素特征和水化学等方面的研究，加大水溶气富集区域的勘探、水溶气分类及丰度定量表征，重点是建立统一的资源评价体系，发现具有商业开采价值的水溶气，将地质勘探成果与开发技术完美地结合起来，做到因地施策。

2）在已有水溶气开发技术研究的基础上，建议选取含油气盆地的水溶气气藏进行评价和试采，如莺歌海盆地、四川盆地和珠江口盆地等。目前，虽然有学者对采出水回注技术进行了数值模拟研究，但并没有形成完善的开发技术体系。未来的水溶气开发需要考虑注水开发、污水处理、CO2填充、生产成本、分层处理、地层其他矿物质利用、地面沉降问题评估和提高采收率等方面，因此，需要针对不同开发模式研究相应的高效、安全和环保策略，以实现水溶气的经济、有效、安全开发与利用。

3）建议在前期含油气盆地水溶气开发研究的基础上，进行非含油气盆地水溶气勘探与开发的研究与实践。

4）聚焦水溶气评价及开发的基础科学问题，从理论上实现突破，技术上进行储备。建议根据目前世界水溶气研究现状、含天然气盆地（四川盆地、鄂尔多斯盆地和塔里木盆地等）实际地质资料及已开发天然气井的解释资料，综合利用地质、地球物理、地球化学、油气渗流和气藏工程等多学科，物理实验模拟与数值模拟相结合，油气地质与油气工程相结合，评价我国水溶气的资源潜力，推动我国水溶气的勘探开发。

4 结束语

我国水溶气资源丰富，其勘探开发对于保障我国能源安全具有重要意义，但目前国内外均没有形成成熟的水溶气大型商业开采模式，在储量评价、分类标准和开发技术等方面面临巨大挑战。因此，必须解放思想，充分认识水溶气开发的重要性，高度重视水溶气勘探开发技术研究，在准确评估我国水溶气资源量的基础上，尽快形成水溶气勘探开发技术体系，实现水溶气的有效开发，为我国经济的高速发展提供清洁能源支撑。