中国天然气水合物气的成因类型

戴金星，倪云燕，黄士鹏，彭威龙，韩文学，龚德瑜，魏伟

（中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

中国天然气水合物气的成因类型

戴金星，倪云燕，黄士鹏，彭威龙，韩文学，龚德瑜，魏伟

（中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

基于中国祁连山冻土带、南海北部珠江口盆地、台西南盆地的陆坡等天然气水合物样品资料，进行了天然气水合物气的成因类型分析。研究结果表明，祁连山木里地区中侏罗统江仓组发现的天然气水合物气主要是油型气，为自生自储型，δ13C1值为-52.7‰～-35.8‰，δ13C2值为-42.3‰～-29.4‰；还发现了少量煤成气，气源岩可能主要为中侏罗统木里组含煤地层，δ13C1值为-35.7‰～-31.3‰，δ13C2值为-27.5‰～-25.7‰。南海珠江口盆地与台西南盆地天然气水合物气主要是CO2还原型生物气，δ13C1值为-74.3‰～-56.7‰，δD1值为-226‰～-180‰；还发现热成因气遗迹，δ13C1值为-54.1‰～-46.2‰。综合国内外20个地区（盆地）相关天然气水合物气地球化学资料，提出世界天然气水合物热成因气既有油型气也有煤成气，以油型气为主，在中国祁连山和加拿大温哥华岛附近识别出了少量煤成气，煤成气δ13C1值重即大于等于-45‰，δ13C2值大于-28‰；油型气δ13C1值为-53‰～-35‰，δ13C2值小于-28.5‰。世界天然气水合物气主要是生物成因气，并以 CO2还原型生物气为主，仅在俄罗斯贝加尔湖盆地发现乙酸发酵型生物气。CO2还原型生物气δD1值重即大于等于-226‰，乙酸发酵型生物气δD1值轻即小于-294‰。世界天然气水合物的生物气δ13C1值最重的为-56.7‰，最轻的为-95.5‰，其中-75‰～-60‰是高频段。世界天然气水合物气δ13C1值最重为-31.3‰，最轻的为-95.5‰；δD1值最重的为-115‰，最轻的为-305‰。图6表3参87

神狐海域；祁连山冻土带；天然气水合物气；生物气；油型气；煤成气；碳氢同位素组成；成因类型

0 引言

化学家在实验室发现天然气水合物差不多有 200年了，在前期相当长时间没有认识其在能源上的重大意义。当管道堵塞的原因被认为是天然气水合物所致时，20世纪30年代石油工业界开始关注水合物[1]。俄罗斯科学家在60年代首先发现岩石圈存在天然气水合物[2-3]。1968年在西西伯利亚盆地北部发现了世界上第1个天然气水合物气田——Messoyakha气田[4-5]。70年代早期，一些科学家[6-7]推测水合物存在于永久冻土和海洋沉积物中。80年代早期，科学家在深海钻探取心中发现陆缘海外围的沉积物中含有天然气水合物[8-9]，在美国阿拉斯加北坡冻土区发现Tarm和Eileen水合物气藏[10]，加拿大马更些河三角洲冻土区发现Mallik水合物聚集[11]，证实了Stoll等[6]在早期的科学推测。全球天然气水合物聚集体中的天然气资源是巨大的，但评价是推测性的，跨越 3个数量级：天然气资源量为2.8×1015～8.0×1018m3[12]。被广泛引用的全球天然气水合物资源量为Kvenvolden[8]提出的2×1016m3。在世界能源消费日益增长、污染加重的情况下，天然气水合物巨大的资源量引起人们加速勘探开发，在阿拉斯加北部、马更些三角洲、日本Nankai海槽[12]和中国南海神狐海域[13]开展了天然气水合物试采。

中国天然气水合物的研究和调查起步较晚，落后国外大约30年。20世纪80—90年代地质矿产部、中国科学院、教育部有关单位翻译和搜集国外水合物调查和研究成果，为中国海域水合物调查做准备。广州海洋地质调查局于1999—2001年率先在南海北部西沙海槽区开展高分辨率多道地震调查。2002年正式启动了“中国海域天然气水合物资源调查与评价”国家专项[14]。尔后，中国不仅在南海北部陆坡，还在冻土区开展水合物研究和调查，2008年在祁连山冻土带天然气水合物钻探获得重要进展。在天然气水合物试采方面，2017年5月10日—7月9日在神狐海域试采，60 d产气超过 30.0×104m3，创造了天然气水合物产气时间和总量的世界纪录[13]，比日本2017年6月5日—6月28日在Nankai海槽24 d试采产气约20×104m3胜出一筹。

1 天然气水合物形成条件和分布

1.1 形成条件

天然气水合物的形成要具备 4个条件：①低温。最佳温度是0～10 ℃。②高压。压力应大于10.1 MPa。温度为0 ℃时压力不低于3 MPa，相当于300 m静水压力。在海域水合物也可在较高温度下形成，通常在水深300～2 000 m处（压力为3～20 MPa），温度为15～25 ℃时水合物仍然可形成并稳定存在，其成藏上限为海底面，下限位于海底以下650 m左右，甚至可深达1 000 m[14]。③充足气源。等深流作用强的海区，一般是水合物的有利富集区，因等深流具有充足气源，例如布莱克海台水合物可能与等深流作用有关[15]。阿拉斯加北坡[16]和加拿大[17]天然气水合物研究表明，热成因烃源岩对于高丰度的天然气水合物形成是非常重要的。由此可见气源是天然气水合物成藏富集的核心因素。④一定量的水。水是天然气水合物气体赋存笼形结构的物质主体。气体和水共同体才构成天然气水合物。故水是天然气水合物形成的重要物质之一。

1.2 分布区域

虽然天然气水合物资源量巨大，但受上述 4个形成条件控制，其分布不均。全球已发现天然气水合物资源量的98%分布在海洋陆坡，仅有2%分布于大陆极地、冻土带、内陆海和湖泊[18]。中国在南海北部西沙海槽盆地、琼东南盆地、珠江口盆地和台西南盆地的深水区域均发现了天然气水合物存在的地质、地球物理及地球化学证据[19]，还在东海、台湾东部海域、南沙海槽和南沙海域发现天然气水合物[18,20]。在祁连山冻土带青海省木里地区，2008年以来多井钻获天然气水合物[21-23]。羌塘盆地和东北漠河地区多年冻土区天然气水合物勘探也有良好显示[20,24-25]。

2 天然气水合物气的地球化学特征

气源对比和鉴定是天然气成藏聚集、运移分析和资源评估的重要支撑性研究。与常规天然气，甚至非常规天然气中的致密气相比，天然气水合物资源 98%分布在海洋，且大部分为生物成因的干气，往往缺失重烃气和轻烃等科学信息，致使气源对比和鉴定难度增大，只能依靠水合物气中低碳分子气组分及其碳氢同位素有关的参数进行气源研究。中国已取得天然气水合物样品，并报道了其气组分、碳同位素组成的，仅有祁连山冻土带、珠江口盆地和台西南盆地陆坡带的部分区块（见图 1）。本文将综合研讨这些天然气水合物气地球化学特征及气源问题。

2.1 祁连山冻土带

祁连山多年冻土面积达 10×104km2，年平均气温低于-2 ℃，冻土层厚度为50～139 m[26]，具有良好的天然气水合物形成条件和勘探前景[27]。2000年至今，在南祁连盆地木里坳陷，即在祁连山南缘青海省天峻县木里镇木里煤田聚乎更矿区，中国地质调查局先后实施天然气水合物科学钻探井共10余口，其中发现天然气水合物探井11口，即DK-1、DK-2、DK-3、DK-7、DK-8、DK-9、DK-12、DK13-11、DK12-13、DK11-14和 DK8-19井（见图 1）。天然气水合物主要储集于中侏罗统江仓组粉砂岩和泥岩中，其次为砂岩，其产状不稳定，为与断裂关系较密切，埋深 133.0～396.0 m[20-23]。对以上发现天然气水合物井，许多学者[20-23,28-30]先后对其水合物气的主要地球化学参数做了研究（见表 1）。

图1 中国天然气水合物气研究区位置图

2.2 南海北部陆坡

广州海洋地质调查局分别于 2007年、2013年、2015年及2016年4次在南海北部陆坡海域实施天然气水合物钻探，成功钻获天然气水合物，证实了此地区蕴藏着丰富的天然气水合物资源。钻探和调查研究证明，南海北部陆缘西部—中部—东部具有不同地质构造特点，天然气水合物成藏条件的差异性明显，对其成藏过程、成藏模式及空间分布产生深刻影响[31]。

目前，仅在珠江口盆地和台西南盆地有天然气水合物气的地球化学报道。

2.2.1 珠江口盆地

神狐海域目前是天然气水合物钻探获样品最多、水合物气地球化学研究成果最多的地区。神狐海域构造上位于珠江口盆地珠二坳陷白云凹陷，地理上位于南海北部陆坡区中段，即西沙海槽与东沙群岛之间海域[32]。新近纪以来，神狐海域发育大量的深水沉积扇，还发育底辟带、气烟囱、海底麻坑[33]。钻井岩心 Be测年显示，天然气水合物主要赋存于上中新统上部和上新统底部的软性未固结沉积物中。沉积物为细粒有孔虫黏土或有孔虫粉砂质黏土，也有孔渗好、较疏松的粉砂岩。2007年在神狐海域首次实施天然气水合物钻探，在SH2、SH3和SH7等3口井获得天然气水合物样品[34]。除神狐海域外，在珠江口盆地东部也有几口井获得天然气水合物。许多学者[30,33-37]对上述天然气水合物气的主要地球化学参数做了研究（见表 2）。同时对神狐海域4 pc和23 pc站沉积物顶空气的甲烷碳同位素组成也作了研究[33]（见表3），可以认为这些沉积物顶空气与天然气水合物气应是同源的。

2.2.2 台西南盆地

台西南盆地位于南海东北部大陆斜坡，东沙群岛以东地区，天然气水合物气藏主要分布在海域更新统—全新统[19]。研究区内中新世浊流沉积非常发育，上新世以峡谷沉积、天然堤沉积及半远洋沉积为主。峡谷沉积以粗颗粒沉积为主，包括细砂岩、中砂岩及粗砂岩，是天然气水合物非常好的储集层；天然堤沉积以细颗粒沉积为主，包括粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩以及泥岩；半远洋沉积以块状泥岩为主。2013

年天然气水合物钻探在WA钻位和WB钻位分别获得天然气水合物实物样品。WB钻位附近气烟囱和断裂十分发育，有大量的气烟囱群，天然气水合物气的δ13C1值为-70.7‰～-69.9‰（见表2）[37]（见图1）。

表1 祁连山冻土带木里一带天然气水合物气的组分和碳氢同位素组成

表2 珠江口盆地和台西南盆地天然气水合物气的组分和碳氢同位素组成

表3 神狐海域4 pc和23 pc站沉积物顶空气中的甲烷碳同位素组成[33]

3 气源鉴别和讨论

近30余年来，中国学者在气源鉴别和对比上，从天然气碳氢同位素、组分、轻烃和生物标志化合物 4方面对生物成因气、煤成气和油型气气源对比鉴别提出可信度高的系列鉴别指标、图版和公式，使中国气源对比研究处于世界前列，出现许多高水平成果[38-52]。

由于天然气水合物气大部分为贫重烃气的干气，所以缺乏轻烃和生物标志化合物两个方面鉴别指标的科学信息，仅有碳氢同位素和组分两个方面鉴别指标的科学信息可以利用，将表1和表2中的相关地球化学参数分别投到δ13C1-δ13C2-δ13C3鉴别图[39,41]（见图 2）和δ13C1-δD1鉴别图[53]（见图3）。由于目前中国发现天然气水合物气的相关地球化学参数样品分布地域局限，所以引入国外14个地区（盆地）天然气水合物相关地球化学参数[54-71]于上述两鉴别图，首次进行世界性天然气水合物气的气源对比鉴别。

近几年中国许多学者应用δ13C1-C1/(C2+3)鉴别图[20-23,25,29-30,33,35-36]来对比天然气水合物气的成因类型，该图的不足之处在于把δ13C1值为-55‰～-50‰的天然气水合物气划入混合气，并在热解气中不能判别出油型气和煤成气。

3.1 祁连山冻土带

以往许多学者[20-23,27-30]对本区天然气水合物气的成因类型和气源作了较多研究，基本有两种观点，本文在前人研究基础上进行进一步分析讨论。

3.1.1 油型气为主

黄霞等根据12口水合物钻井资料研究，指出水合物主要储集于江仓组，为油型气，与煤成气关系不大，气源来自深部上三叠统尕勒得寺组烃源岩[20]（见图4），卢振权等也认为水合物气与油型气密切相关，主要为原油裂解气、原油伴生气，并有少量生物气，而与煤成气关系不大[21]。唐世琪等[72]根据 DK-9井天然气水合物岩心顶空气组分和碳同位素组成研究，指出水合物气为油型气，并含有少量生物气。

图2 δ13C1-δ13C2-δ13C3天然气成因鉴别图[39,41]

3.1.2 “煤型气源”天然气水合物[73-76]

木里天然气水合物位于中侏罗统江仓组油页岩段的细粉砂岩夹层内（见图4），天然气水合物中的甲烷主要来自木里煤田的煤层气，故称为“煤型气源”天然气水合物[73-74]。曹代勇等认为该区天然气水合物中烃类气体主要来自侏罗系煤层和煤系分散有机质热演化的产物，也称之为“煤型气源”天然气水合物[75]，还有认为是以广义煤系气为主的混合气[76]。

图3 δ13C1-δD1天然气成因鉴别图[53]

3.1.3 气源、成因类型讨论

表1列出了木里地区9口井45个天然气水合物气样品烷烃气碳同位素组成（δ13C1、δ13C2、δ13C3、δ13C4），其中 42 个样品具有δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4正碳同位素组成系列，是未受次生改造的原生型天然气，有利于进行气的成因和气源对比鉴定[77-78]，由此在图 2中鉴定祁连山天然气水合物气绝大部分与油型气密切相关的结论[20-23]是正确的。但其中有2个气样（DK2井141.5 m深度点和DK9-0-17）的δ13C1值分别为-31.3‰和-35.7‰，比其他样品的δ13C1值重得多；δ13C2值分别为-27.5‰和-25.7‰，而煤成气δ13C2值重于-28‰[79]，故此两样品是煤成气（见图2）。

关于祁连山冻土带天然气水合物的气源岩，王佟等[73]和曹代勇等[75]认为气源主要是侏罗系煤成气，侏罗系煤层、炭质泥岩和油页岩是主要的烃源岩，上石炭统的暗色泥（灰）岩、下二叠统草地沟组暗色灰岩、上三叠统尕勒得寺组暗色泥岩为次要烃源岩。黄霞等[20]推测天然气水合物的气源岩主要为深部的尕勒得寺组。

上述两个煤成气样的δ13C1值为-31.3‰和-35.7‰，根据煤成气样的δ13C1=14.13 lgRo-34.39关系式[39]和δ13C1=22.42 lgRo-34.8（Ro值大于 0.8%）[45]计算，δ13C1值-31.3‰的源岩Ro值为 1.43%～1.66%；δ13C1值为-35.7‰的源岩Ro值为0.81%～0.91%，而本区侏罗系煤系源岩Ro值实测为 0.740%～1.851%[76]，也就是说煤成气的源岩Ro值在侏罗系煤系烃源岩实测Ro值范围内。从图4中Ro值分析，煤成气烃源岩基本发育在江仓组、木里组、尕勒得寺组上部煤层段的含煤地层中。本区南部柴达木盆地由中、下侏罗统煤系源岩形成的煤成气的δ13C1值为-38.6‰～-25.3‰，δ13C2值为-28.8‰～-20.9‰[80]，本区水合物气中煤成气的δ13C1值和δ13C2值（见表1）正好处在柴达木盆地中、下侏罗统煤系源岩形成煤成气δ13C1值和δ13C2值的数值范围中，也佐证了水合物煤成气源岩是侏罗系含煤地层。据以上分析，确定天然气水合物气中煤成气的烃源岩为江仓组底部、木里组和尕勒得寺组顶部含煤地层（见图4）。

图4 木里地区天然气水合物气综合柱状图

由表1可见：煤成气最轻的δ13C1值-35.7‰比油型气最轻的δ13C1值-52.7‰重17.0‰，说明油型气的烃源岩成熟度应比煤成气的低。由图 4可知：油型气的烃源岩不可能是木里组，因为该组有机质类型为Ⅲ型；只有江仓组中上部地层可能是油型气的烃源岩，因为该层段具有Ⅱ1型和Ⅱ2型可形成油型气的有机质类型，同时其Ro值小于1.0%，低于煤成气烃源岩的成熟度。本区天然气水合物气中的油型气具有重烃气（C2—4）含量高、δ13C2—4值轻的 2个特点，和鄂尔多斯盆地中生界（T3y和J1y）油型伴生气[81]具有相似性（见图5），这说明祁连山冻土带天然气水合物中的油型气即为油型伴生气。

图5 δ13C1-C1/C2+3鉴别图版[39]

3.2 中国南海北部陆坡

南海北部陆坡珠江口盆地白云凹陷神狐海域天然气水合物气的地球化学研究较多，同时对该盆地东部和台西南盆地有少许水合物气的地球化学研究（见表 2）。

关于本区天然气水合物气的成因类型，基本有两种观点：①天然气水合物的烃类气主要是生物成因的甲烷[34,36-37]，与热成因甲烷关系不大[34]；②神狐海域天然气水合物的烃类气主要来源于微生物气，同时混合少量热解气[33]。两种观点的共同点在于都认为水合物中的甲烷主要是CO2还原型生物成因气。

生物成因气和热解成因气是完全不同的成气作用的产物，前者是生物作用产物，后者为热降解作用产物，鉴别两者的参数是甲烷碳同位素组成（δ13C1值）。尽管有学者把划分两种气的界限值定为-60‰，但通常认为生物成因气δ13C1值小于等于-55‰，热解气δ13C1值大于-55‰[38]，即采用δ13C1值-55‰作为划分2者的界限值。

由表 2可知，研究区天然气水合物气甲烷含量极高，为97.00%～99.97%，为重烃气含量极低的干气。除SH5C-11R样品δ13C1值为-54.1‰外，其他样品δ13C1值为-71.2‰～-56.7‰，均属生物成因气，其δ13C2值为-31.9‰～-31.1‰。研究区天然气水合物气δD1值为-226‰～-180‰，δD2值为-84‰。由图 3可见研究区天然气水合物气是CO2还原型生物气。

由表3中神狐海域14个沉积物顶空气样品数据，可以认为这些气样与该区天然气水合物气是同源的。14个气样中有 12个是生物成因气，δ13C1值为-74.3‰～-56.9‰，另两个气样的（4 pc-4/7、4 pc-7/7）δ13C1值分别为-46.2‰和-51.0‰，显然是热成因气。

由上可见，南海陆坡天然气水合物气主要是 CO2还原型生物成因气（见图 3），δ13C1值为-74.3‰～-56.7‰，同时也有少量热成因气。

中国天然气水合物气地球化学研究有了良好开端，但分析研究项目不全，严重影响了开展天然气水合物气深入研究和经济评价。由表1、表2、表3可见，仅有 3个样品进行了天然气常规组分全分析，即除分析烃类气外还分析N2和CO2，也就是说其他样品不具备进行水合物经济评价的科学根据。大部分样品只进行烃类气组分分析，甚至连烃类气体也未分析（见表2、表 3），多数样品没有氢同位素分析资料，使天然气成因研究困难，今后应克服这些弊病。

3.3 世界天然气水合物主要分布地区（盆地）

根据中国祁连山冻土带（见表1）和南海北部陆坡（见表2），以及国外天然气水合物14个主要地区（盆地）水合物气的烷烃气碳同位素组成（δ13C1—3）和氢同位素组成（δD1），绘制了图2和图3，解读此两图基本能获得世界天然气水合物气的成因类型及其特征。

3.3.1 热解成因气

以往众多研究者都肯定存在热解成因天然气水合物气，但未深入研究其中的油型气和煤成气的分布。

由图2可知：天然气水合物热解气以油型气为主，煤成气目前仅发现在中国祁连山冻土带（见表1）、加拿大温哥华岛附近[56]，还有土耳其马尔马拉海[54]基本是偏煤成气分布的区域。煤成气δ13C1值较重即大于等于-45‰，δ13C2值大于-28‰；油型气δ13C1和δ13C2值相对煤成气的轻，δ13C1值为-53‰～-35‰，δ13C2值小于-28.5‰。

3.3.2 生物成因气

由图3可知：天然气水合物生物气以CO2还原型生物气占绝大部分，仅在俄罗斯贝加尔湖盆地发现乙酸发酵型生物气[55]。CO2还原型生物气δD1值重，即大于等于-226‰（见表 2），乙酸发酵型生物气δD1值轻，即小于-294‰[55]。

3.3.3 生物气、油型气和煤成气δ13C1值及δD1值展布

Milkov在2005年[66]、贺行良等在2012年[82]曾对世界主要地区（盆地）天然气水合物气的地球化学参数作了汇总和研究，从中可知天然气水合物气中含量最高的组分是甲烷，对甲烷碳氢同位素的分析也最多。由此可见甲烷含量及δ13C1和δD1为天然气水合物气成因对比鉴别提供了重要的科学信息。

根据表1和表2，以及众多科学家[54-71,82-87]对世界20个地区（盆地）天然气水合物δ13C1和δD1研究，绘制了图 6。由图 6可知：①生物气δ13C1值最重值为-56.7‰（见表 2）在中国珠江口盆地，最轻值在日本Nankai海槽，为-95.5‰[12]，而出现率高频段在-75‰～-60‰。在全世界20个地区（盆地）中16个地区（盆地）有天然气水合物生物气，其中有13个地区（盆地）的δ13C1值均在-75‰～-60‰高频段中，此数值段可称为天然气水合物生物气黄金高频段，预测今后新发现的水合物气也主要位于该频段中。②天然气水合物气δ13C1值最重的为-31.3‰（见表1），在中国祁连山；最轻的为-95.5‰，在日本Nankai海槽；其数值域（最重值和最轻值之差）为 64.2‰、分布宽，其中生物气的数值域为39.2‰，范围最大，油型气的居中为18.7‰，煤成气的最小为 12.1‰。③天然气水合物气δD1值最重的为-115‰在美国墨西哥湾，最轻的为-305‰在俄罗斯贝加尔湖盆地（见图6）。

图6 世界天然气水合物气δ13C1值和δD1值展布图

4 结论

中国祁连山冻土带天然气水合物分布在中侏罗统江仓组，主要为油型气，是自生自储型，δ13C1值为-52.7‰～-35.8‰，δ13C2值为-42.3‰～-29.4‰；还发现了少量煤成气，气源岩可能主要为江仓组底部、木里组及尕勒得寺组含煤地层，δ13C1值为-35.7‰～-31.3‰，δ13C2值为-27.5‰～-25.7‰。中国南海北部珠江口盆地和台西南盆地陆坡发现天然气水合物气主要为生物成因气，δ13C1值为-74.3‰～-56.7‰，δD1值为-226‰～-180‰，为 CO2还原型生物气；同时还发现热成因气，δ13C1值为-54.1‰～-46.2‰。

综合了国内外20个地区（盆地）相关天然气水合物气地球化学资料，得出世界范围内天然气水合物气热解气中既有油型气也有煤成气，以油型气为主，在中国祁连山和加拿大温哥华岛附近识别出了少量煤成气，煤成气δ13C1值重即大于等于-45‰，δ13C2值大于-28‰。油型气δ13C1值为-53‰～-35‰，δ13C2值小于-28.5‰。世界天然气水合物气主要是生物成因气，并以 CO2还原型生物气占绝大部分，仅在俄罗斯贝加尔湖盆地发现乙酸发酵型生物气。CO2还原型生物气δD1值重即大于等于-226‰，乙酸发酵型生物气δD1值轻即小于-294‰。世界天然气水合物的生物气δ13C1值最重的为-56.7‰，最轻的为-95.5‰，其中-75‰～-60‰是出现高频段。世界天然气水合物气δ13C1值最重为-31.3‰，最轻的为-95.5‰。世界天然气水合物气δD1值最重的为-115‰，最轻的为-305‰。

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DAI Jinxing, NI Yunyan, HUANG Shipeng, PENG Weilong, HAN Wenxue, GONG Deyu, WEI Wei
(PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development,Beijing100083,China)

Researches were carried out on the origin of gas hydrate samples from the tundra in the Qilian Mountain, Pearl River Mouth Basin in the northern South Sea and the continental slope of Taixinan Basin in China. Gases of the gas hydrate samples from the Jurassic Jiangcang Formation in the Muli County in Qilian Mountain are mainly of oil-derived origin, characterized by self-generation and self-preservation.δ13C1values range from −52.7‰ to −35.8‰, and theδ13C2values vary from −42.3‰ to −29.4‰. There was a small amount of coal-derived gases, which might source from the coal-bearing Middle-Jurassic Muli Formation withδ13C1of −35.7‰ –−31.3‰ andδ13C2of −27.5‰ – −25.7‰. Gases of the gas hydrate samples from the Pearl River Mouth Basin and Taixinan Basin are dominated by bacterial origin of carbonate reduction, withδ13C1of −74.3‰ – −56.7‰ andδD1of −226‰ – −180‰. A trace amount of thermogenic gases were also found in these basins withδ13C1of −54.1‰ – −46.2‰. This study combined the geochemical data of gas hydrates from 20 areas (basins) in the world, and concluded that thermogenic gases of the gas hydrates in the world can be either of coal-derived or oil-derived origin, but dominated by oil-derived origin. A small amount of coal-derived gas was also found in the Qilian Mountain in China and the Vancouver Island in Canada. The coal-derived gas has relatively heavyδ13C1≥ −45‰ andδ13C2＞ −28‰,while the oil-derived gas hasδ13C1from −53‰ – −35‰ andδ13C2＜ −28.5‰. Gas hydrates in the world mainly belong to bacterial origin of carbonate reduction. Methanogensesis of acetate fermentation was only found in some gas hydrates from the Baikal basin in Russia.Bacterial gases of carbonate reduction have relatively heavyδD1≥ −226‰, while gases of acetate fermentation haveδD1＜ −294‰.The bacterial gas of gas hydrates in the world has the highestδ13C1value of −56.7‰ and lowest of −95.5‰, with a peak range of −75‰– −60‰. Gas hydrate in the world has the highestδ13C1of −31.3‰ and lowest of −95.5‰ and the highestδD1of −115‰ and lowest of−305‰.

Shenhu area; Qilian mountain permafrost; gas hydrate; biogenic gas; oil-derived gas; coal-derived gas; carbon and hydrogen isotopic composition; genetic type

TE122.1

A

1000-0747(2017)06-0837-12

10.11698/PED.2017.06.01

戴金星, 倪云燕, 黄士鹏, 等. 中国天然气水合物气的成因类型[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(6): 837-848.

DAI Jinxing, NI Yunyan, HUANG Shipeng, et al. Genetic types of gas hydrates in China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(6): 837-848.

戴金星（1935-），男，浙江温州人，中国科学院院士，中国石油勘探开发研究院教授级高级工程师，主要从事天然气地质与地球化学方面的研究工作。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院，邮政编码：100083。E-mail: djx@petrochina.com.cn

2017-10-12

2017-10-18

（编辑 张朝军）