0 引言
天然气作为一种高效、环保、储量丰富的低碳能源，在可消耗能源结构中占据了越来越大的份额，并在工业生产和国民生活的多个领域得到了广泛利用[1]。海洋油气是中国油气资源重要的接替领域，随着海域油气勘探的深入，非常规天然气已成为海域未来增储上产的新领域[2]。中国海域已探明的非常规天然气类型很多，主要包括煤层气、页岩气、致密碳酸盐岩气、致密砂岩气、水溶气以及水合物等6类[3]，致密砂岩气和水溶气是较为常见的2类非常规天然气类型，前者以游离态聚集于致密砂岩中，后者则以溶解态赋存于地层水中。然而，在实际天然气勘探中，时常发现气-水共生现象，如气水过渡带（以下简称气水带），特别是超压储层中气-水共生现象尤为明显[4-5]。该气水带既含饱和溶解气，也赋存一定量的分散状游离气，在构造顶部形成一定量气顶气。目前对聚集型游离气（既可是常规天然气，也可是非常规天然气）的开发技术已较为成熟，但对水溶气的研究起步较晚。溶解度是研究水溶气藏最重要的参数之一，大量实验测试和分子动力学模拟分析了烃类气和混合气在不同温度压力条件下的溶解度变化[6-10]，为地层条件下烃-水体系中溶解与出溶规律认识提供了较好的理论基础。对水溶气形成条件及气藏特性的初步研究表明，水溶气受温度、压力、含盐度等多因素的影响[11-13]，是一种储量巨大的非常规天然气资源[14-15]，极具开发潜力和发展前景。相对而言，介于水溶气和游离气之间的分散游离气资源，至今还未引起学者的广泛关注[16-20]，几乎是天然气勘探研究领域的空白。在高温超压系统内，由于地下水始终伴随着天然气生成、运移和聚集的全过程，随着高温高压体系内游离气开采程度的提高，气藏内温度压力环境、特别是压力环境的改变，溶解气和分散游离气的相态也会发生转化，甚至形成一定量的连续游离气。显然，在高压储集体内连续游离态、分散游离态和溶解态三相共存的天然气可随着温度压力条件的改变发生相态转变。这种非常规天然气资源，与超压环境密不可分，其形成、相态演化及分类标准都有别于其他非常规天然气，且缺乏相关研究。
1 压溶气与压溶气系统
1.1 压溶气概念内涵
压溶气是指高压储集体内气水带和饱和溶解气带所赋存的天然气。一般而言，天然气藏垂向结构自上而下可划分为气层、气水带和水层（见图1），天然气主要赋存形式依次为连续游离态、分散游离态、饱和溶解态、不饱和溶解态，单位体积地层含气丰度依次降低。其中，气层为连续游离气，即常规气藏；气水带则为分散游离气和饱和溶解气共存的气水同层和含气水层。在高压储集体内，随着压力降低，天然气溶解度降低，其赋存形式由不饱和溶解态向饱和溶解态、分散游离态、连续游离态有序转化，气水带内分散游离气和饱和溶解气转变成连续游离气进入储集体顶部形成新的气顶气层，饱和含气水层也可能转变成分散游离气和饱和溶解气共存的气水同层。显然，气水带顶底界面会随着压力条件改变而发生变化。因此，压溶气所包含的分散游离气和饱和溶解气，在高压储集体内会随着压力条件改变形成向连续游离气、分散游离气的有序转化。基于经济效益的考虑，本文所指压溶气须具有2个必要条件：超压地层环境，压力系数必须大于1.5；具有较高的含气饱和度，一般为10%~35%。在超压储集体中，气顶气的出现既可以是传统气藏的充注，也可以是由于压力降低而析离出的连续游离气，是高含气饱和度的直接证据。因此，气顶气的出现可作为压溶气最直接的“找矿标志”。
与压溶气相近的名词术语还有水溶气，后者指水溶性天然气，即溶解在地层水中的天然气，这种地层水溶解气可以呈饱和状态，也可以呈非饱和状态，属于非常规天然气资源，其在世界范围分布广泛，总资源量远高于常规天然气，但资源丰度低[23]。压溶气与水溶气的最大区别在于，压溶气除包含地层水中溶解气外，还包含气水带中的分散游离气，而分散游离气则是一直被忽视的天然气资源，且随着压力变化极易形成具有一定规模的连续游离气层。显然，与水溶气相比，压溶气具有更高的天然气丰度和更大的商业价值。
高压储集体内天然气赋存于气顶气、气水带、饱和溶解气带（见图2），其中压溶气赋存于气水带和饱和溶解气带。纵向上，高压储集体内连续游离气、分散游离气和溶解气共存并随着温度压力条件改变可以相互转化。其中连续游离气指的是以气柱、连续气相形式赋存在高压储集空间中的天然气；分散游离气指的是以微气泡、气泡形式赋存在高压储集空间中的天然气；饱和溶解气指的是高压地层水中溶解饱和的天然气。相对而言，介于溶解气和连续游离气之间的分散游离气资源，至今尚未引起足够关注。在高温高压系统内，由于地下水全程参与了天然气生成、运移和聚集，随着高温高压体系内连续游离气的开采，气藏内流体压力降低，溶解气和分散游离气的相态也会发生转化，部分天然气析出并补充至连续游离气相，使得开采难度高、经济效益差的天然气实现了商业化开采。
1.2 压溶气系统涵义
如前所述，压溶气主要关注气水带和饱和溶解气带中的分散游离气和饱和溶解气，一般情况下，常规储层在常压条件下气水之间常见清晰的气水界面或仅有极薄的气水过渡带，而在超压条件下往往可以形成较厚的气水带，且低孔低渗储层具有更厚的气水带。天然气藏开发实例表明，天然气生成并溶解在地层水之后，在天然气开发过程中或地层压力降低的情况下，溶解气发生减压脱气作用，释放出的游离气可直接在圈闭中形成游离气藏，或为已有的气藏补充额外的天然气。例如莺歌海盆地东方13-2气田开采过程中明显发现有新的连续游离气补充，这一现象说明超压气田在开采过程中随着压力降低，不断有分散游离气或饱和溶解气从气水带析出并以连续游离气形式进入气层。显然，这会使得天然气的聚集系数大幅提高，甚至使经济效益差的天然气层变得具有商业价值。为了更好地理解和研究压溶气形成与演化的静态要素和动态过程，本文提出了“压溶气系统”的概念，其是指压溶气从气体生成、运移到聚集成藏以及后期富集所必需的地质要素和作用，在时间和空间上有机联系所形成的天然气资源系统。这一概念不仅强调其形成的地质过程，而且还强调后期随着压力系统改变所致的天然气富集过程。
压溶气系统包括5个基本要素和2个基本作用。基本要素包括气源、储层、盖层、气水带、超压体，前3个要素是天然气藏形成的基本要素，而后2个则是压溶气所特有的关键要素，气水带的厚薄及其含气饱和度大小决定了潜在天然气资源的多寡，超压体规模及分隔程度决定了其能量大小及溶解气规模。压溶气富集过程包括2个基本作用，即长时间的地质形成过程和短时间的开发富集过程。前者代表地质历史时期气体生成-运移-聚集过程，与含油气系统的油气聚集过程相同；后者则代表在短时间由于压力降低导致分散游离气和饱和溶解气析出并富集的过程。显然，从压溶气资源评价角度，不仅要关注长时间的地质形成过程，它涉及潜在天然气资源量，还要关注短时间的开发富集过程，它涉及可利用的天然气资源量。
2 压溶气基本特征及组合样式
2.1 压溶气基本特征
一般来说，压溶气的形成需要具备2个基本条件：①具备高压或超高压的地层压力系统，其压力系数通常大于1.5；②储层具有较高含气饱和度（10%~35%），保证大量的天然气在超压环境下，能够过饱和溶解于地层水中并析出形成分散游离气。压溶气作为天然气的特殊赋存形式，以分散游离态和饱和溶解态在纵向层段共存并相互转化，具有显著的地质与地球物理特征，这些特征与地层压力、流体性质、地质构造等因素密切相关。
①高压和高能环境：压溶气的存在与高压环境紧密相关，在超压作用下，游离气不仅得以保存，更利于其在水中溶解，形成饱和度较高的水溶气[24]。同时，天然气密度增大，浮力引起的气水分异作用减弱，易形成较厚的气水带。随着压力的降低，溶解气可能大量脱溶，转变为游离气，加快气水带内气水分异进程，形成气顶。高温高压环境下，压溶气伴有高动能/压能和热能，具有多能联合开发的有利条件。
②多相共存：压溶气的核心特征在于气体和水在岩石孔隙空间中共存，包括局部连续分布的游离气、以微气泡或气泡形式分散于岩石孔隙中的分散游离气，以及溶解在地层水中的饱和溶解气。
③相互转化：在地层压力、温度及流体流动等因素影响下，压溶气中的分散游离态和溶解态可相互转化。如在降压开发过程中，溶解气析出可能导致游离气增加，对气藏开发产生积极影响。
2.2 压溶气纵向组合类型
从目前研究来看，压溶气以多期次叠置形式从浅到深存在于地层中，符合Henry's Law或相关溶解度方程[25-28]。新生界气层内含气饱和度可超过55%，流体压力处于超压状态，孔隙空间几乎完全被天然气充满。气水同层是指介于气层与水层之间的过渡层段，主要特征包括：存在明确的气水接触面，界面两侧气体饱和度和水体溶解气含量显著不同；在气水界面附近可能存在气水带，其气体饱和度和溶解气含量具渐变特征；气水同层中存在明显的压力梯度。含气水层是指含有溶解气的饱和水层，该地层水中溶解有天然气，溶解气含量虽不及气层高，但足以影响地层压力和岩石物理性质；含气水层中的溶解气含量与地层压力呈正相关，水体矿化度和酸碱度对溶解气的稳定性和相态有重要影响。水层是指不含或仅含微量溶解气的地层。水层中的溶解气含量极低，对地层压力和岩石物理性质影响很小，水层的水体性质（如矿化度、pH值等）主要由地层矿物组成和沉积环境决定，与含气水层相比，其对天然气成藏的影响较小[29]。
压溶气藏至少存在4种类型（见图3）：①多气顶压溶气组合类型（见图3a），纵向上为气层+气水同层+含气水层组合，地层中自上而下依次为连续游离气层、分散游离气-饱和溶解气同层和饱和溶解气水层，自气层向下含气饱和度逐渐降低；②单气顶压溶气组合类型（见图3b），该类型与多气顶压溶气组合类型相似，只不过只有一个气顶；③无气顶含气水层组合类型，纵向上为气水层+含气水层组合（见图3c），含气水层内溶解气可在适当条件下脱溶成游离气，形成新的含气顶的压溶气组合类型，该类型中温度压力场改变和天然气运移的补充对溶解气的稳定性和脱溶过程至关重要；④无气顶含溶解气水层组合类型（见图3d），仅存在含气水层的单一模式，可能广泛分布于整个盆地或特定区域，通常具有一定的含气量或饱和溶解气的水层，温度压力的改变和天然气运移补充可以使这种压溶气组合发生转变，形成无气顶气水层组合或含气顶压溶气组合类型。
3 压溶气形成条件与控制因素
压溶气形成所需要基本地质要素包括气源、储层、盖层、气水带、超压体。下面以莺-琼盆地为例（见图4），简述压溶气形成条件及其控制因素。
3.1 气源、储层及盖层条件控制压溶气带规模
莺歌海盆地储层主要为浅层海相砂岩和滨海相砂岩，前者厚20~60 m，孔隙度为23%~25%，渗透率为（33.5~71.3）×10-3 μm2；后者厚69~125 m，孔隙度为23%~25%，渗透率为100×10-3 μm2。琼东南盆地储层主要为古近系陵水组三段砂岩和新近系莺歌海组—黄流组砂岩，前者厚逾100 m，平均孔隙度为18%，平均渗透率为l 152×10-3 μm2；后者厚20~30 m，最大厚度超过100 m，孔隙度为16%~19%，渗透率较低，为（5~20）×10-3 μm2。这类孔隙型储层在莺-琼盆地广泛存在，既是大体积储集空间巨大的良好储层，又是天然气运移的良好输导层，同时超压作用抑制了压实作用，有利于储层保存大量孔隙[27]。
莺歌海盆地黄流组一段上部—莺歌海组二段下部广泛发育厚层浅海相泥岩，这套泥岩沉积于浅海环境，为海侵—高位体系域的沉积产物，压实程度高，分布在除临高凸起以外的整个中央坳陷带，沉积厚度从200 m到1 000 m不等。在东方13-1、东方13-2气田群区，这套浅海相泥岩直接盖在大套海底扇细砂岩之上，表现出良好的封盖性能[28]，具有形成压溶气的良好圈闭条件。
3.2 高温高压和储层物性控制天然气溶解度和气水带厚度
在温度、压力共同作用下，实际地层中的流体（包括地层水和天然气）由深层向浅层运移过程中，随温度、压力降低，甲烷气体溶解度和气相中凝析水含量有规律地发生变化，从而影响地层水相态、天然气的运移方式和聚集成藏。以莺歌海盆地中央底辟带为例，该盆地地温梯度平均大于40 ℃/km，黄流组以下地层压力系数平均值为2.0左右。根据纵向上温度和压力的变化，结合实验测得的甲烷在地层水中的溶解度和气相凝析水含量，计算了不同深度条件下甲烷在地层水中的溶解度（见表1）。可以看出，甲烷随温度压力的增加，溶解度也随之增大。
表1 甲烷在NaHCO3水溶液中的溶解度 |
| 温度/℃ | 不同压力条件下甲烷溶解度/(m3•m-3) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 30 MPa | 50 MPa | 70 MPa | 90 MPa | 110 MPa | 130 MPa | |
| 80 | 3.158 | 4.067 | 4.828 | 5.441 | 5.945 | 6.335 |
| 100 | 3.378 | 4.305 | 5.029 | 5.672 | 6.176 | 6.557 |
| 120 | 3.54 | 4.479 | 5.226 | 5.855 | 6.369 | 6.762 |
| 140 | 3.621 | 4.562 | 5.362 | 5.968 | 6.497 | 6.961 |
| 160 | 3.741 | 4.665 | 5.449 | 6.114 | 6.649 | 7.090 |
| 180 | 3.819 | 4.743 | 5.562 | 6.177 | 6.732 | 7.224 |
高温高压使得岩石孔隙与裂缝发生收缩，降低了储层的渗透性，而对于孔隙结构较差，以细小孔隙为主，孔隙、喉道半径较小，且分选性较差的储层，将导致气水分异作用的减弱，从而形成较厚（长）的气水过渡带；反之，则气水过渡带较薄（短）[32]。莺歌海盆地中深层各气组（或气藏）气水过渡带厚度与其对应储层物性关系统计数据表明（见图5），气水过渡带厚度与储层孔隙度、渗透率呈负相关关系，但它与渗透率相关性好于孔隙度。物性好的常规储层气水过渡带厚度一般小于10 m，低渗储层气藏气水过渡带厚度为70~200 m，超低渗储层气水过渡带厚度超过175 m（见表2）。低渗储层孔隙结构复杂，孔隙与喉道差异大，细小喉道会导致储层毛管压力增大，形成的气水过渡带厚度增大。莺歌海盆地砂岩粒度细，泥质含量较高，导致气水分异程度较差，气水过渡带厚度较大，易形成压溶气（见图6）。
表2 莺歌海盆地黄流组储层物性及气水过渡带厚度参数表 |
| 岩性 | 泥质含量/ % | 渗透率/ 10-3 μm2 | 气水过渡带 厚度/m | 含气 饱和度/% |
|---|---|---|---|---|
| 含泥砂岩/粉砂岩 | 14.2~19.1 | 13.500~23.300 | 20~35 | 60 |
| 含泥粉砂岩 | 11.6~19.8 | 1.760~8.180 | 50~175 | 40~60 |
| 泥质粉砂岩 | 20.9~30.7 | 0.100~0.196 | 大于175 | 小于40 |
3.3 砂岩物性控制压溶气组合类型
东方区黄流组气层、气水带和水层储、盖层排替压力对比表明，直接盖层排替压力皆在2~3 MPa，但其储层排替压力差异大，气藏的储层排替压力明显小于水层，含水带的储层排替压力范围宽，兼有气藏和水层的特征（见图7）。显然，储层物性差异大或内部组构复杂的砂岩体，往往形成多个分隔的压力系统和气水带，进而出现不同的压溶气组合类型，导致纵向上不同组合类型的压溶气相互叠置。
3.4 压力演变控制压溶气不同赋存状态的转化
压力大小与气体溶解度密切相关，压力越高，气体在液体中的溶解度也会更高，同时，压力变化也会引起相态的转化，当压力升高到一定程度，气体从游离态进入溶解态，出现相平衡的转化。
在中深层埋深情况下，随着温度、压力的增大，溶解度快速增大，一般为3~10 m3/m3，气相凝析水的量也开始增大，但增大幅度较小，天然气多呈水溶相和游离相两种方式共存。由于该深度段甲烷溶解度随地层埋深变浅而快速减小，当水溶气沿微断裂、裂缝等通道由深层向浅部运移时，水溶相甲烷气快速脱溶成藏，同时，水中的溶解气含量也很高，也是游离相和水溶相天然气运聚的深度范围。因此，该深度段有利于形成连续游离气、分散游离气和饱和溶解气地层水共存，特别是当压力系数大于1.5时，最有利于压溶气的形成与分布。
4 资源潜力及前景展望
压溶气作为一种新型非常规天然气资源，其储量大，综合开发价值高，具有可观的资源潜力和勘探开发前景。
①高压地层的气水带厚度大。莺-琼盆地作为中国南海油气勘探的热点区域，已发现多个大型压溶气田，如东方13-1气田、东方13-2气田、乐东10-1气田等。基于对盆地183口探井气水同层或含气水层的研究结果，纵向上黄流组和莺歌海组是最主要目的层段，横向上东方13区、乐东10区、乐东30构造最富集[21]。其中黄流组最厚，累计厚度为1 239.60 m（占比34%，钻井85口），孔隙度为16%~18%的优质储层厚度达455 m，主要分布在东方13区；莺歌海组累计厚度达875.00 m（占比24%，钻井68口），其气水过渡带的物性最好，孔隙度为18%~24%的优质储层厚度达783 m，集中在乐东30-1构造（见图8）。
例如东方1-1-14井中，天然气沿断裂裂缝等通道向上运移过程中，随着温度压力的减小，地层深处的溶解气逐渐脱溶，变为以游离气为主的天然气，从下到上形成以溶解气、溶解气+分散游离气、气顶气的分布模式，测井资料表明依次对应水层、气水过渡带、气层3部分（见图9）。
②气水带相关的资源规模大。莺-琼盆地压溶气所处位置大多位于底辟带附近，地层温度高达200 ℃，压力可达100 MPa，该地层环境有利于甲烷等气体的溶解，形成高密度的压溶气，且由于地质条件的改变（如沿断层垂向运移或基底抬升），甲烷的溶解度随温度压力的降低而降低，从而导致地层水中溶解的天然气过饱和而释放出部分天然气，形成游离气。例如东方13-1气藏，埋深6 000 m处，温度为278 ℃，压力为138 MPa，溶解天然气为9.2 m3/m3；当埋深降至3 000 m时，温度为147 ℃，压力为57.6 MPa，溶解天然气骤降为5.6 m3/m3；当进入常压带，埋深2 000 m时，温度为103 ℃，压力为22 MPa，溶解天然气仅为2.7 m3/m3，即在莺歌海盆地底辟带温度压力条件下，1 m3饱和天然气地层水从东方13-1气藏下伏6 000 m深的地层运移至现今气层深度（大约3 000 m）时，就有约3.6 m3的天然气从水中脱溶释放为游离气[21]。上文提到，气水过渡带厚度大，可富集大量压溶气，东方13-1气田面积约500 km2，富集层厚度平均可达300 m，这仅是莺-琼盆地气田中的一部分，随着勘探开发的深入，待开发的南海压溶气资源量十分可观。
③与水溶气和常规天然气相比，压溶气具有高动能/压能和高热能的特性。莺-琼盆地的压溶气主要分布在压力系数为1.5~2.4，地温150~220 ℃层段，伴有丰富的动能/压能和热能，具有多能联合开发的价值。因此，压溶气藏往往具有高温高压的特点，在能源利用率方面具有很大优势，压溶气开采过程中，天然气和水等流体自身具有很高的动能/压能和热能，在动能发电和热能发电及油田供暖领域具有明显优势，对其开发利用过程中可以做到多能利用，减少作业量，增加经济效益。
④压溶气资源富集特征与常规天然气的差异明显。常规天然气在常压条件下气水分异充分，可进行驱替开采，气藏一般气水界面清楚，气水过渡带厚度薄或没有明显的气水过渡带，气水界面以上为气层，储量往往也以气水界面为气层底界，气藏高点为顶界，天然气资源量可通过蒙特卡洛法或者容积法计算。而对于压溶气而言，没有明显的气水界面，气水过渡带厚度大，储量计算需结合地层水饱和天然气溶解度等参数进行分析。
随着油气勘探技术的快速发展，压溶气资源被广泛发现于全球的多个沉积超压盆地，国内研究主要集中于中国南海北部的莺-琼盆地。莺-琼盆地的压溶气主要受超压、储盖条件、构造活动、底辟作用等多重因素影响，其中超压导致流体滞留，构造活动引发流体重新分布，底辟作用则改变了流体的封存与运移条件，其产生的断裂形成了天然气快速向上运移通道，这是高温高压气田形成的重要运移机制之一[33-36]。压溶气在盆地内的分布受控于地层压力梯度、断层分布及砂体连通性等因素，压溶气可在低幅背斜带、砂岩岩性体及底辟构造附近分布，形成多个有利压溶气形成分布的有利区块。根据《海上石油天然气储量计算规范》[37]，分别采用容积法和溶解度法对天然气资源量进行计算，容积法估算结果显示，乐东30-1含气构造、东方13-1气田、东方13-2气田除常规天然气资源之外，压溶气资源量分别为3 218×108，726×108，101×108 m3，其中东方13-1、东方13-2气田为在产气田，建有生产设施，乐东30-1含气构造邻近生产设施，展示了良好的经济利用前景（见表3）。
表3 莺歌海盆地3大区块压溶气资源量初步估算结果 |
| 典型构造 | 不同方法计算压溶气资源量/108 m3 | |
|---|---|---|
| 容积法 | 溶解度法 | |
| 乐东30-1含气构造 | 3 218 | 304.0 |
| 东方13-1气田 | 726 | 30.0 |
| 东方13-2气田 | 101 | 4.2 |
5 结论
压溶气是指高压储集体内气水带和饱和溶解气带所赋存的天然气。与传统气藏重点关注气层不同，压溶气研究重点关注气水过渡带中的气水同层、含气水层，以及含饱和溶解气的水层，尤其是随着压力条件改变极易导致分散游离气和饱和溶解气相态转变，大大提高了天然气可采资源量。
压溶气的形成需要具备2个基本条件：①具高压或超高压的地层压力系统，其压力系数通常大于1.5；②储层具有较高含气饱和度（10%~35%），保证大量的天然气在超压环境下，能够在地层水中溶解过饱和并析出形成分散游离气。压溶气以多期次叠合形式从浅到深存在于地层中，符合Henry's Law或相关溶解度方程规律。压溶气至少存在4种类型：多气顶压溶气组合类型、单气顶压溶气组合类型、无气顶含气水层组合类型和无气顶含溶解气水层组合类型。压溶气形成所需基本地质要素包括气源、储层、盖层、气水带、超压体，气源、储层及盖层条件控制压溶气规模，高温高压和储层物性控制天然气溶解度和气水带厚度，砂岩物性控制压溶气组合类型，压力变化控制压溶气不同赋存状态的转化。
莺-琼盆地具有非常可观的压溶气资源潜力和勘探开发前景，初步估算乐东30-1含气构造、东方13-1气田、东方13-2气田除常规天然气资源之外，压溶气资源量分别达3 218×108，726×108，101×108 m3。此外，莺-琼盆地压溶气还具有高动能/压能、高热能的特性。从多能利用的角度，压溶气具有与常规气和水溶气不一样的属性，多种能源联合开发价值高。莺-琼盆地广泛发育高温高压地层环境，压溶气形成条件优越，潜在资源量规模巨大，具有广阔的勘探前景。压溶气领域勘探一旦突破，将改变高温高压气藏天然气勘探的方向、资源评价方法和综合开发利用的方式。