天然气水合物开采技术进展*

吴西顺，张百忍，张 炜，王燕东，孙张涛，邵明娟

（1. 中国地质调查局地学文献中心，北京 100083；2. 中国地质图书馆，北京 100083；3. 中国国土资源经济研究院，河北 廊坊065201）

天然气水合物开采技术进展*

吴西顺1,2†，张百忍1,2，张 炜1,2，王燕东3，孙张涛1,2，邵明娟1,2

（1. 中国地质调查局地学文献中心，北京 100083；2. 中国地质图书馆，北京 100083；3. 中国国土资源经济研究院，河北 廊坊065201）

本文对天然气水合物开采技术现状和进展进行分析，归纳出6类天然气水合物开采方法和3种关键技术。鉴于天然气水合物开采的环境风险因素，本文综合了国内外最新研究成果，深入分析风险机理和综合风险模式。从经济和社会角度阐述了天然气水合物成为一种可供人类使用的新能源所面临的挑战与机遇，指出天然气水合物的社会价值仍有赖于业界与公众交流新知的能力和水平，提倡通过科学钻采试验深刻理解水合物的特性以及与能源资源、生态环境、地质灾害和全球气候变化的关系，提出“安全开采”和“有效开采”是围绕水合物的两个核心问题。

天然气水合物；开采技术；关键技术；环境影响

0 引 言

天然气水合物作为能源矿产的研究已经进行了将近50年。1965年，前苏联首次在西西伯利亚永久冻土带发现了世界上第一处天然气水合物矿床麦索亚哈气田，5年后开始商业化开采[1]。1970年，深海钻探计划（DSDP）在美国东部大陆边缘布莱克海台进行实施，在取心过程中发现冰冷岩心冒气时间长达数小时，当时海洋地质学家非常不解，实际上气泡是由水合物分解形成的[2]。1971年，美国学者Stoll等[3]在深海钻探中发现海洋天然气水合物并首次正式提出“天然气水合物”这一概念。自此，全球掀起了大规模研究、调查和勘探天然气水合物的热潮。当前美国、日本和韩国等国家都已经制定了天然气水合物专项研究计划。然而，目前还没有任何一个国家能够实施天然气水合物的商业规模开采，其原因可能主要是开采过程存在环境安全和经济成本等问题。

在俄罗斯麦索亚哈（Messoyakha）天然气水合物气田、加拿大麦肯齐（Mackenzie）天然气水合物储层、美国阿拉斯加北坡[4]以及近期日本南海海槽开展的开采试验工作[5]证实了天然气水合物开采的可行性。目前，加拿大麦肯齐冻土层和日本南海海槽的试采都已获得重大进展。当今各国都在积极投入对天然气水合物开采技术的研究，主要的活动和计划如图1。其中，日本和美国分别计划于2018和2019年开始商业化开采[6]。

自1995年以来，越来越多的海洋科学钻探航次专门用于圈定天然气水合物赋存地点以及更深地理解地质条件对其产状的控制。其中最著名的是大洋钻探计划（ODP）164、204航次和综合大洋钻探计划（IODP）311航次[7]。

图1 世界主要天然气水合物计划及活动Fig. 1 World major gas hydrate program plan and activity

2012年，美国能源部（DOE）能源技术国家实验室（NETL）与海洋规划协会（COL）合作发起了一项新的“天然气水合物野外研究计划”，希望钻探活动能够对天然气水合物研究起到引领作用。该计划沿美国大陆边缘实施，有助于界定和实现未来海洋钻探、取心、测井、测试以及分析，以科学评价水合物矿床的地质产状、区域环境和相关特征。为达此目的，COL组建了“天然气水合物工程科研团队”，成员来自学术界、产业界和政府部门。该科研团队与COL和DOE于2013年6月在华盛顿特区举行了天然气水合物业界研讨会（MHCW）。研讨会的关键目标之一是提出解决一项或几项具体挑战和问题的科学钻探计划[8]。目前的天然气水合物研究主要集中在以下几个方面：（1）查清控制天然气水合物赋存和稳定性的地质参数；（2）评价圈闭在各种天然气水合物储层中的天然气储量；（3）分析水合物生产甲烷的过程和特点；（4）识别并预测天然气水合物对环境和气候（自然和人为）的影响；（5）分析天然气水合物对油气钻井安全的影响。虽然还有许多问题尚待解决，但是多数科学家仍然相信可以准确定位水合物并安全采收甲烷。

1 天然气水合物开采方法研究现状

1.1 概况

天然气水合物研究计划已在美国、日本、中国、韩国、印度和加拿大等国家提出和实施，并取得了多项重要进展。世界上最重要的现场生产测试项目是加拿大麦肯齐河三角洲Mallik地区和美国阿拉斯加北坡Eileen储层以及日本南海海槽。日本近海进行了世界首次天然气水合物开采生产试验。业界对天然气水合物的兴趣还涉及如何评价与水合物有关的地质灾害等重要方面。

为了生产甲烷气，首先必须将甲烷从水合物结构中释放出来。通常建议的采收方法一般是通过将储层加热到水合物形成温度之上，将热力学抑制剂如甲醇或乙二醇注入到储层使水合物失稳，或将储层压力降低到平衡相之下，进行原位天然气水合物分解或“融解”。最近一些研究表明，也可以利用二氧化碳置换水合物冰晶中的甲烷分子达到释放甲烷同时封存二氧化碳的目的。总体而言，天然气水合物的传统开采方法包括注热法、降压法、注化学试剂法以及以上方法的联用。新型的开采方法主要有气体置换法、固体开采法等（如图2）。

图2 天然气水合物开采方法示意图[4]Fig. 2 Recovery methods of gas hydrate[4]

1.2 注热法

注热法是注入加热流体或直接利用电磁技术加热来提高水合物储层内温度，引起水合物分解。一般具有能耗大，热利用效率较低的缺陷。但是，目前德国水合物项目SUGAR II已经研制出成熟的节能型燃气催化加热设备[9]（如图3）。该法经历了直接注入流体加热、火驱法加热、井下电磁加热以及微波加热等阶段，可实现循环注热，且作用方式较快。加热方式的不断改进促进了热激发开采法的发展，但这种方法至今尚未很好地解决热利用效率较低的问题，而且只能局部加热，因此尚有待进一步完善[10]。

图3 德国SUGAR逆流热交换反应器[9]Fig. 3 Thermal exchange reactor in Germany SUGAR[9]

1.3 降压法

降压法是降低储层压力促使水合物分解，不需要连续激发，成本较低，适合大面积开采。如果该法和注热法结合使用将更具应用前景。减压途径主要有两种：①采用低密度泥浆钻井达到减压目的；②当天然气水合物层下方存在游离气或其他流体时，通过泵压抽出下方的游离气或其他流体来降低储层压力。减压开采法不需要连续激发，成本较低，适合大面积开采，尤其适用于存在下伏游离气层的情况，是传统开采方法中最有前景的一种技术。但其对天然气水合物藏的性质有特殊的要求，只有当天然气水合物藏位于温压平衡边界附近时，减压开采法才具有经济可行性[10]。

1.4 注化学试剂法

注化学试剂法是向天然气水合物层中注入盐水、甲醇、乙醇、乙二醇、丙三醇等化学试剂，破坏其相平衡条件，促使水合物分解。但所需的化学试剂成本较高，对天然气水合物层的作用缓慢，还可能带来一些环境问题[10]，故不适合长期或大规模使用。目前对这种方法投入的研究相对较少。

1.5 气体置换法气体置换法又称气举法，是指注入如二氧化碳等气体以置换天然气水合物中的甲烷，触发甲烷气体扩散。但这种方法受到水合物储层渗透性的制约，如果结合水力压裂进行储层改造其效果可能更佳。

1.6 其他新技术

固体开采法最初是直接采集海底固态天然气水合物，然后将其拖至浅水区进行控制性分解，后来该方法发展成混合泥浆开采法。其开采的具体步骤是，首先让天然气水合物原地分解为气液混合相，同时采集混有气、液、固态的混合泥浆，然后将泥浆导入海面作业船或生产平台予以处理，进行彻底分解获取天然气。这方面，韩国在2014年设计了专门运输水合物的船舶并系统考察了过程风险[11]。

早在2004年5月，中国科学院就与中海油签订合作框架协议，确立“天然气水合物开采与输运过程实验模拟与理论分析”项目，以期取得这方面关键技术的突破。该项目具体由中科院广州能源所和中海油石油研究中心深水工程重点实验室承担。2007年完成开采和运输的模拟试验，并取得了三方面的成果：（1）开发出新型组合抑制剂，其价格比国外低，引导时间延长3倍以上；（2）通过模拟研究，获得了天然气水合物分解、动态变化过程的重要实验数据，确定了开采过程中的关键控制因素；（3）开发了天然气水合物开采过程数值模拟源程序，提交了专利及软件著作权申请[14]。2012年，中国石油大学（华东）启动了海洋油气工程与装备研发平台建设，在现有研究条件的基础上，新建三个子试验平台：天然气水合物储层开采安全模拟综合实验系统、海洋装备结构耐久性与完整性综合测试系统、海洋采油与井控设备试验平台补充系统，为我国海洋石油装备的研制、生产、检测提供试验、评价等支撑条件，加快海洋石油装备产业化步伐[15]。截至2013年底，蛟龙号已在中国南海、东太平洋、西北太平洋等海域执行过73次下潜任务，进行多次科研作业，而其中的一项重要任务就是重点考察“冷泉”（天然气水合物的海底出口）[16]。

目前天然气水合物开采主要以降压法为主，配合注热法、注化学试剂法联用。在俄罗斯Messoyakha天然气水合物气田、加拿大Mackenzie 天然气水合物气田和近期日本南海海槽开展的开采工作已经证实了该方法的可行性。

2 天然气水合物开采技术试验进展

目前各国常见的开采技术包括降压开采法、注热开采法、置换法等。2001年，加拿大首次通过注热式开采法生产出天然气，但开采过程中消耗的能量超过获得的热能，入不敷出；气体置换法反应速度太慢；注入试剂法又成本偏贵。2012年，美国阿拉斯加北坡普拉德霍（Prudhoe）湾区的Ignik Sikumi现场生产测试检验了储层CO2-CH4置换的潜力[12]。日本2013年采用降压法在海上提取出甲烷，开采成本较低，但仍存在技术问题。

2.1 Mallik计划

为了证实利用降压法可使天然气水合物在相当长一段时间内持续分解以及利用所获数据改进生产模拟器的准确性，日本石油天然气与金属矿产资源机构（JOGMEC）和加拿大自然资源部（NRCan）委托加拿大极光学院（Aurora College）于2007年冬和2008年3月，分两个阶段在Mallik实施了第二次陆上水合物生产测试。其中第一阶段约12.5 h的降压生产共获至少830 m3的天然气，第二阶段近6天（139 h）的降压生产共开采天然气达1.3万m3。结果证实，降压法在短期生产中有效，但仍存在技术问题。

2.2 阿拉斯加北坡计划

2012年5月2日，美国能源部（DOE）前部长朱棣文宣布，由DOE、美国康菲石油公司、JOGMEC共同在美国阿拉斯加北坡普拉德霍（Prudhoe）湾区开展的Ignik Sikumi现场天然气水合物生产测试圆满完成。这是首个设计研究天然气水合物储层CO2-CH4置换潜力的现场试验工程。准备完成后，在2月15日至28日约有6 000 m3含有少量化学示踪剂的CO2（23%）和N2（77%）被成功注入地层。3月4日，井被重新打开开始生产混合气体，4月11日由于设备问题封井，实际生产时间为30天。整个生产周期总产气约为28 300 m3。目前，DOE已发布了此次现场试验的测井和生产测试数据，所有的研究人员和公众都可以获取这些数据用于分析和评估。

2.3 南海海槽计划

2013年1月底，日本经济产业省自然资源与能源厅（ANRE）开始为天然气水合物生产测试做准备，旨在通过分解海底天然气水合物从渥美半岛至志摩半岛海域开采天然气。3月12日，在METI的资助下，JOGMEC开始了全球首次海上天然气水合物生产测试，为商业化开发做技术准备。“地球号（Chiyu）”深海钻探船当天就从水合物储层中采出天然气。试验基本按预定计划展开，但3月18日下午2点左右，ANRE宣布停止试验，主要出于两方面原因：（1）抽水泵临时出现故障，无法正常产气，且在当天凌晨出现产砂现象；（2）天气预报试验海域将有极端恶劣天气。ANRE在完成封井和数据采集后，将对本次试验结果进行深入的调查和分析工作。主要数据为：持续生产天然气近6 d，累积产气量近12万m3，日平均产气量约2万m3[13]。

2014年11月6日，JOGMEC与美国能源部国家能源技术研究所就开发新一代能源可燃冰（天然气水合物）在东京签署备忘录，双方将在阿拉斯加进行开采技术合作研究，力争实现商业化开采。JOGMEC理事长河野博文、美国能源部首席助理副部长史密斯、日经济产业相宫泽洋一与美驻日大使卡罗琳·肯尼迪均出席。计划从2015年开始于美国阿拉斯加州北部，在地质勘探基础上，寻找利于商业化的开采方式，研究将持续五年。

3 天然气水合物开采中的关键问题

关于天然气水合物的开采，本文围绕3个核心问题来进行讨论：第一，海域水合物钻采应采用的最优方法；第二，决定采收率的最关键水合物储层参数；第三，评价采收经济性所需的最低采收率和最短持续时间。

3.1 优化海洋水合物钻采方法

为了准备未来的现场生产测试，研究人员需要更多的信息，包括：（1）大范围的储层地质（水合物在世界各地区的分布）和小范围的储层地质（在各储层中的赋存与分布）；（2）天然气水合物储层的属性与特性表征；（3）实验室测定的各种天然气水合物储层对生产的响应以及生产建模的量化数据；（4）最终影响天然气水合物资源开采潜力的环境和经济因素。目前的现场测试和实验室观察的量化模型尚需进一步完善。

有几次现场试验按照上述方法进行生产，然而所有测试持续时间都很有限，从6 d至25 d不等。一般情况下，这些试验属于半技术性半概念性证实，无法评价短期资源的经济可行性。因此，目前需持续时间更长的生产开采测试，通过严格测试多种生产技术来研究天然气水合物生产甲烷气的可行性。

3.2 关键储层参数描述

控制常规天然气藏液相流动的参数通常有渗透性、相对渗透率、流体分布、孔隙率和油气饱和度。天然气水合物的存在增加了储层流动的复杂性。天然气必须先从水合物晶格中释放才能从储层流入生产井。利用降压法生产甲烷气是通过把水合物储层的压力降低到稳定条件以下。影响减压效果和控制水合物分解效率的关键因素可能包括含水合物储层的固有渗透率和相对渗透率以及储层内热传递特征。制约产量的关键参数是储层内的相对渗透率以及储层内的传导和对流（即热量是如何传播的）。因此，在理想情况下，目前从水合物储层生产甲烷气是在温度较高的高渗透率砂岩储层进行（即深水环境和海底以下的较深部位）。

3.3 生产测试的基本要求

2013年3月，JOGMEC公司在南海海槽进行了为期6天的天然气水合物生产测试。该次测试证实了从海域水合物储层生产甲烷气的技术可行性。但该次生产测试的平均日产量仅约为20 000 m3，远远不及常规天然气藏的商业化产量，相差了两个数量级。而且，值得注意的是，天然气水合物测试井的初始产量是比较低的。由于天然气水合物的饱和度一般比较高，在水合物原位分解和生产的初始阶段，储层的相对渗透率会非常低。计算机模拟表明，可能需要数年的时间才能达到最高产量。因此，特别需要进行较长时间（持续1～5年）的测试，对水合物生产甲烷气体的商业可行性进行研究。如此长期的生产试验最好是接近现有的基础设施和终端用户以使产出的气体不是白白燃烧掉。

4 水合物开采的环境影响

虽然人们对海洋天然气水合物的赋存、分布和特征的理解取得了巨大的进步，但是对水合物在能源资源、地质灾害和对气候变化的影响方面认识尚不全面。为了推动这些问题的研究并得到解决，需要更好地整合相关工作，进行必要的科学钻探和井孔测试，但是在这之前应认清所面临的重要科学性问题和技术性挑战[17]。

考虑从水合物中生产甲烷等天然气，首先需要解决两个问题：一是可采天然气水合物的赋存条件；二是水合物开采产生的环境后果。对于前一个问题，人们已经基本上认识清楚了。然而，第二个问题尚未完全弄清楚。初步的结论是如果采用适当的方法和技术，不但不会造成严重危害，而且还有助于人们获得更清洁、更经济的巨量能源。目前，人们正在对方法和技术进行积极探索。目前，大家的观点和意见并不完全一致，正处于摸索和研究阶段。但是，对于可能的风险模式，人们获得了基本的认识，如图4所示，在天然气水合物的钻采过程中可能会出现三种主要风险，即气渗出（gas release）、气泄漏（gas leakage）和套管坍塌（collapsed casing）[18]。

图4 水合物钻采风险机理Fig. 4 Risk mechanism of gas hydrate drilling

海洋天然气水合物的现场研究计划围绕所确定的与天然气水合物赋存相关的最重要科学和技术挑战来制定。美国的计划主要侧重于制定科学钻探活动的框架性，因为该科学钻探活动可以获取应对上述挑战所需的相关数据和信息。计划中所列举的挑战和问题可以归纳为4类：（1）天然气水合物资源评价和全球碳循环；（2）天然气水合物开采的挑战；（3）与天然气水合物有关的地质灾害；（4）建模、实验和现场设施的要求与整合。上述问题主要专注于理解如下问题：自然环境下天然气水合物的产状和地层稳定性的地质控制因素（这会影响其作为一种经济型能源资源的潜力大小），天然气水合物与潜在地质灾害的关系，以及天然气水合物对全球气候变化的潜在影响。总体来看，天然气水合物的研究需要开发并整合新的建模技术、实验技术和现场监测系统及协议。

科学钻探对于研究自然界中的天然气水合物系统是一种非常有用的手段。美国的海洋天然气水合物现场研究计划描述并建议了一系列科学钻探计划，作为全球性组织良好的科研努力的一部分，有助于解答如下8个天然气水合物面临的科学性问题和技术性挑战[4]：（1）全球碳循环的充分参数化；（2）天然气水合物在砂岩储层中的富集：资源评价与全球碳循环；（3）全球碳循环的高通量背景；（4）天然气水合物系统对稳定带上界外扰动的响应；（5）天然气水合物富集区滑坡的区域条件；（6）天然气水合物活动引致的地质灾害的表征；（7）天然气水合物开采引致的地质灾害；（8）天然气水合物对自然界扰动的响应。

迄今为止的大量钻探实践表明，天然气水合物的存在增加了周边沉积物储层的机械强度。相反，如果天然气水合物分解会释放出游离气和孔隙水，将会大大降低沉积物的地质力学稳定性。这种机械强度的下降是天然气水合物造成许多地质灾害问题的基本出发点。与天然气水合物有关的海洋地质灾害一般包括两种。第一种是人为地质灾害（operational geohazards），是由人类钻采活动引发（图5）。相较于大多数常规油气藏，天然气水合物发生在相对较浅的深度。钻孔或铺设海底管线等设施可能会加热浅部储层而使水合物分解，降低周边沉积物的强度而导致海底位移（如滑坡）。第二种是完全来自地质过程自然发生的地质灾害。天然气水合物的存在造成的最重要两种类型地质灾害是普遍存在的陆坡失稳和甲烷气渗出。虽然这两个问题受到媒体的特别关注，但准确的信息比较难以获得，而且关于地质条件对水合物形成、赋存和稳定性的影响，人们的认识还在不断发展变化。

综上所述，科学钻探已经为人类理解天然气水合物的形成和赋存做出了卓越贡献，并将继续对增进理解天然气水合物的原位特性发挥重要作用。各种生产测试研究已经发现了天然气水合物造成的相应风险[19]（图5）。然而，较长时期以及可能更难以控制的风险是由于地层更深、温度更高的持续流动流体引起的生产井周围沉积物的融化和水合物分解以及沉积物中井眼失稳的可能性[9]。对于人为地质灾害极其缺乏定量化理解，因为普遍缺乏天然气水合物系统的现场实践经验。对于直接开采天然气水合物作为一种潜在的资源，相关的作业性地质灾害的实际经验就更加缺乏。鉴于这些担忧，一些行业项目主要集中在收集现场数据，以识别和评估与人类活动引起的天然气水合物相关地质灾害问题的可能范围。例如，墨西哥湾天然气水合物联合产业项目成立于2001年，部分研究任务就是在水合物沉积层钻井所带来的有关危害。研究表明，与海域作业有关的浅层天然气水合物的一些风险是可以预见的，当具备足够的信息时也是可以避免的。但是，更多的是需要了解与各类性质天然气水合物有关的全部地质灾害。

地质灾害评估项目的钻探部分还应该包括一个全面的地质和岩土工程勘察程序，我们可以采用井下测井、保压取心等地质力学方法来描述地下天然气水合物储层。其中，综合测井数据和取芯数据可以描述天然气水合物的赋存状况和相关地质灾害的内在特征。重要的是，用于评价地质灾害风险的科学钻探活动必须全方位评估天然气水合物的各种状况，从天然海底冷泉到埋藏更深的裂缝充填和孔隙填充型水合物系统，其中可能圈闭了游离气藏。此外，地质力学钻探计划需要评估风险的各种潜在因素。例如，能否设计科考钻探井或者生产井钻穿埋藏在海底以下数百米深的天然气水合物储层，以及能否设计成直接针对天然气水合物来获得科学理解和工程认知的科学钻探。

图5 水合物钻采风险综合模式分析[8]Fig. 5 Comprehensive analysis on risk models of gas hydrate drilling and dissociation[8]

5 结 语

从经济角度分析，天然气水合物仍属于未来新能源类型。据日本相关机构推算，采用减压法开发成本相当于日本液化天然气（LNG）进口价格的2倍，但随着规模扩大及技术进步，成本有望下降70%以上。美国能源部的资料也显示，目前的天然气水合物开采成本平均高达200 $/m3，相当于每立方米天然气的成本在1 $ 以上，远高于页岩气[20]。因此，本文认为降低天然气水合物开采成本有赖于储层表征技术和工艺成熟程度。

在具体发展路线上，正如美国海洋领袖联盟（COL）基于先前的工作而推荐的关键项目，利用所有可能的交流渠道来发布和分享经钻探活动证实的有关天然气水合物在能源资源、地质灾害和全球气候变化等领域作用的数据和信息。同时，需要全球范围地监督天然气水合物的科研活动并通过同行评议过程以及正确使用已发表的述评和辩驳材料来有效处理一些误导性信息。科学钻采目前尚需要在钻探和检测技术上取得新的关键性进步。特殊的钻探系统和技术，如保压取心系统、井下测量工具、钻具组合、先进的电缆测井以及随钻测井技术，应得到继续的推进和扩展，方能适应水合物开采的特殊环境。

科学钻采活动和开采试验将为我们全面深刻理解天然气水合物的特性以及与能源资源、地质灾害或全球气候变化的关系做出巨大贡献。其中主要涉及两个问题：安全开采和有效开采。由于自然界中的天然气水合物本身对环境安全存在诸多隐患，若放任其自然释放不但会造成资源浪费恐更危及气候问题。因此，“安全开采”这一新能源将有利于人类文明的发展。另一个是“有效开采”，水合物开采的经济成本必须建立在“安全开采”的基础上，根据各类试采数据，优选和优化相关技术。环境安全问题一旦解决，再加以有效控制，天然气水合物开采将成为现实可利用的绿色新能源。中国在这方面应加强技术创新，提示世界情报的收集和处理能力。

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New Developments in Gas Hydrate Recovery Technology

WU Xi-shun1,2, ZHANG Bai-ren1,2, ZHANG Wei1,2, WANG Yan-dong3, SUN Zhang-tao1,2, SHAO Ming-juan1,2
(1. GEO-Documentation Center, China Geological Survey, Beijing 510640, China； 2. China Geological Library, Beijing 100083, China；3. Chinese Academy of Land and Resource Economics, Hebei Langfang 065201)

This paper analyzed the drilling technology and the latest developments of gas hydrate recovery and classified six kinds of recovery methods and three kinds of key technologies of gas hydrate. In view of environmental risk factors, the latest research results at home and abroad were took into account to analyze the risk mechanism and integrated risk model of gas hydrate drilling. The economic and social value of gas hydrate as a new kind of energy for challenges and opportunities were described. The authors argued that the social value still depends on the capacity and level of the industry in communicating new knowledge with the public, including to comprehensively learn the features of gas hydrate and relationship with energy resources, ecosystem and environment, geohazards, and global climate changing. This paper finally concluded with “safely utilization” and “effective utilization” as two core issues of gas hydrate.

gas hydrate； drilling technology； key technology； environmental impacts

TK0；P67

A

10.3969/j.issn.2095-560X.2015.03.010

2095-560X（2015）03-0218-08

吴西顺（1975-），男，博士，副研究员，研究方向为矿产资源潜力评价、非常规能源、海洋地质调查等领域。

2015-01-02

2015-03-26

中国地质调查局地质矿产调查评价专项项目（1212011220914）；国家海洋地质信息服务体系建设项目（GZH201500211）

† 通信作者：吴西顺，E-mail：wuxishun2010@163.com.