马更些三角洲冻土区天然气水合物成藏的地质控制因素*

刘 杰，孙美静，杨 睿†，苏 明，杨楚鹏

（1. 中国科学院广州能源研究所，广州 510640；2. 中国科学院天然气水合物重点实验室，广州 510640；3. 广州海洋地质调查局，广州 510750；4. 中山大学海洋科学学院，广州 510640）

0 引 言

天然气水合物是以甲烷为主的烃类气体分子与水分子组成的一种似冰状固态物质，形成于低温、高压和有充足气-水来源的环境中，主要分布于永久冻土带和水深大于300 m的海底沉积物中[1]。极地永冻区与海洋（深湖）是两种截然不同的自然环境，冻土区天然气水合物的产出和分布具有一定的特殊性，其聚集和分布呈现出明显的不均匀性。加拿大马更些三角洲（Mackenzie Delta）冻土区是北极重要的常规油气聚集区，也是极地冻土区天然气水合物勘探开发和国际关注度最高的地区之一。目前这一地区水合物勘探研究侧重于储层中的水合物赋存状况、储层物性、流体渗漏标志以及多年冻土厚度与天然气水合物成藏间的关系等方面[2-5]，在天然气水合物与下伏常规油气藏的关系、构造与沉积作用在水合物成藏中的作用等方面还有待进一步加强。本文通过对马更些三角洲冻土区天然气水合物的稳定条件、分布特征和成藏特征进行总结，探讨冻土区天然气水合物成藏的控制作用，为进一步认识冻土区天然气水合物成藏机制提供一定的借鉴与参考。

1 马更些三角洲地区水合物的成藏条件

1.1 天然气水合物的稳定条件

波弗特海-马更些盆地（Beaufort Sea-Mackenzie Delta）是加拿大最重要的油气盆地之一。马更些三角洲位于加拿大的西北地区，是广义的波弗特海重要组成部分（图1）。天然气水合物的形成受到地温梯度、孔隙压力、气体组分及孔隙水盐度等物理-化学条件的影响。马更些三角洲地区为中等地温梯度，一般在30 ～ 40℃/km之间[2]。较低的地温梯度，为形成水合物创造了非常有利的物理条件。当孔隙压力梯度比静水压力梯度大时，潜在的天然气水合物稳定场可延伸到较大深度。波弗特海-马更些盆地中存在异常高孔隙流体压力带，主要分布于2 500 m以下的深度[3]。由于天然气水合物形成的深度一般小于1 500 m，因此出现在天然气水合物稳定带之下的超压带对天然气水合物的稳定没有直接的影响。马更些三角洲的钻井岩屑录井获取的气体成分显示，气体组分随着深度的增加而发生变化，水合物稳定域深度内的气体组分以甲烷为主，还有极少量的乙烷和有重要意义的微量丙烷和丁烷[4]。马更些三角洲地区上部1 500 m地层的盐度在20‰ ～ 40‰之间。波福特海-马更些盆地断裂系统在水合物储集成藏中起着十分重要的作用，不仅起到流体运移通道的作用，同时还起着储集空间的作用，使得深部热成因气体运移至天然气水合物稳定带内。波弗特海-马更些三角洲地区全新世陆架坡折和上陆坡存在广泛的沉积物失稳和流体泄漏，这与气体水合物的分解相关[5]。

图1 马更些三角洲地区天然气水合物稳定带底界埋深图（据文献[2]略改）：ELFZ为Eskimo Lakes断裂带，TFZ为Taglu 断裂带，TAFZ为Tarsiut-Amauligak断裂带，BMLT为波弗特-马更些构造脊，WBTF为西波弗特逆冲前缘Fig. 1 Base depth of the methane hydrate stability zone in the Mackenzie delta region (modified from ref. [2])

1.2 天然气水合物的分布特征

油气井中大量的证据（如测井资料、试井资料和气测资料等）证实马更些冻土区蕴含丰富的水合物资源。马更些三角洲地区的水合物主要产于第三系Kugmallit层、Mackenzie Bay层和Iperk层的碎屑沉积内，除少数的水合物产于冻土层内，大部分均产于冻土层之下[5-6]。天然气水合物稳定带底界深度由西南的不到200 m向东北加深到700 m以上。马利克地区（Mallik）是马更些三角洲多年冻土带天然气水合物研究最成熟的地区。该地区的天然气水合物研究历史超过30年，并在永久冻土下成功获得显著含有天然气水合物的岩心样品。Mallik地区水合物测试区以I型水合物为主，气体水合物层位于一个背斜的顶部。水合物主要分布在砂质沉积物到砾岩中，粉砂岩和黏土中不含水合物或水合物饱和度很低。富含水合物的主要砂岩层位于冻土层640 m之下，埋深为890 ～1 106 m。水合物产状包括分散状、瘤状、脉状、块状。含水合物地层的单层厚度在0.1 ～ 1.5 m，某些地层的厚度超过30 m，水合物饱和度平均为25% ～50%，局部层位水合物饱和度高达80%[5-6]。

2 水合物成藏特征

2.1 非均质分布特征

储层非均质性是指储层的基本性质（岩性、物性、电性及含油气性等）在三维空间分布的不均一性[7]。在描述常规油气藏时一般将储层非均质性分为层内、层间、平面和微观非均质性4类来讨论。天然气水合物储层非均质性是影响水合物开采效果的地质因素之一[8]，相关的研究目前主要侧重在天然气水合物的分布与储集层内部岩性的空间变化上[9-10]。大多数海域天然气水合物赋存于中新世以来深水细粒沉积地层中，而永久冻土区水合物稳定域内岩性非均质性较强，这使得由砂岩和泥岩互层段内砂岩单元内水合物饱和度远高于泥岩单元内。

图2 马更些冻土区地层层序和Mallik 5L-38井天然气水合物层分布图（据文献[12]略改）Fig. 2 Stratigraphic column of the Mackenzie delta region and gas hydrate zones from Mallik 5L-38 gas hydrate production research well(modified from ref. [12])

Mallik 地区共有Mallik L-38、Mallik 2L-38和Mallik 3L-38、Mallik 4L-38和Mallik 5L-38五个水合物钻孔。钻孔深度1 150 ～ 1 184 m，钻穿的永冻层厚度为640 m，钻孔之间的孔距均为40 ～ 100 m[11]。钻遇的水合物藏显示出较强的层间非均质性和平面非均质分布的特点，即各含水合物层的厚度和饱和度在垂向和侧向上变化较大。Mallik地区天然气水合物不均一分布，明显受到储集条件非均质性的影响。Mallik 5L-38井的取心结果和测井资料证实，在892 ～ 1 107 m 区间天然气水合物层累计厚度共约110 m，自上而下可大致分成A、B、C三个小层（图2），各小层之间被隔夹层或含水层所分隔。层 A位于892 ～ 930 m间的Mackenzie Bay层序中，水合物层厚度为23 m，多以孔隙充填的形式产出，饱和度相对较高，为50% ～ 85%。层B位于942 ～ 993 m 间的Kugmallit层序中，由互层状的水合物层（5 ～ 10 m厚）和非水合物层（0. 5 ～ 1 m厚）相间组成，饱和度变化较大，为40% ～ 80%。层C位于1 070 ～ 1 107 m间的 Kugmallit层序中，主要包括两层厚层水合物层，其中下水合物层（1 085 ～ 1 107 m）的饱和度最高，高达80% ～ 90%[6,12]。联井剖面显示层A的顶部和厚度是变化的，井间对比困难。水合物层B的厚度和饱和度侧向上变化较大，但层B底部在三口井上大致位于相同的深度，可以横向对比。层C的底部井间容易对比，大概在1 100 m，相当于厚层状高饱和度气体水合物反射终止处[13]。

2.2 气体来源为热成因气

目前，天然气水合物勘探实例表明生物成因气是形成水合物的主要气体来源。热解气或热解气为主的混合气成因的水合物只在马更些三角洲、阿拉斯加北坡和祁连山等冻土区以及墨西哥湾、里海、黑海、贝加尔湖等少数海域或湖泊发现[14-16]。这可能是由于永久冻土区在有机质丰度、生物数量和产甲烷菌的活性等方面与海洋环境相差较大的缘故。马更些三角洲地区的冻土层年均地温为-15 ～-20℃，冻土层底面温度仅为-1℃，而生物气的主产气带温度为 25 ～ 65℃，主生气阶段埋藏深度位于550 ～ 2 000 m[17]，因此马更些三角洲冻土区较低的地温场不利于生物甲烷气的大量生成。LORENSON等（1999）[18]对Mallik 2L-38井的岩屑、岩心（包括不含水合物和含水合物层段）的气体成分和甲烷碳同位素分析发现，该井烃类气体是热解气为主的混合气，分布在3个层段。350 m以上地层气体来源为生物成因气，甲烷含量很高且甲烷碳同位素很轻；350 ～ 785 m为混合成因气，其中热成因气含量随深度而增加，甲烷碳同位素随深度而变重，785 ～1 165 m（井底）为热解成因气。由于钻遇地层的有机质成熟度在0.3以下，因而浅部地层的有机质不可能是热解成因气的来源，热成因气可能来自5 000 m以下的深部，通过正断层向上运移至水合物稳定带内形成水合物。

2.3 与常规油气资源共生

国内外对天然气水合物和常规油气资源各自的成藏模式已有较广泛的研究[19-21]，但对这两类资源成藏的内在联系及共生机制却研究极少。张金川等（2003）[20]在分析成藏过程的基础上，指出了不同类型油气藏分布的序列性。油气生成的多源性和不同聚集条件下成藏聚集的多变性构成了油气在平、剖面上发育和分布的序列性，由生供烃序列、运移序列、封存序列以及成藏序列等构成，多因素变化导致不同盆地中的油气藏。在理想的盆地中，可能出现由煤层气或页岩气、根缘气、致密砂岩气、水溶气、常规圈闭气以及甲烷水合物等构成完整的油气成藏序列。雷新华等（2013）[21]从天然气水合物和传统油气藏形成演化的角度，提出了水合物与传统油气资源之间的3种基本共生模式即泄漏共生、封盖共生和遮盖侧储共生。天然气水合物和传统油气成藏共生的现象在永久冻土区较为普遍。这表明天然气水合物与常规油气资源在成藏要素上的相似性，使两者在一定条件下可以共生成藏。例如，加拿大马更些三角洲和北极群岛[2,22]、北美阿拉斯加北坡[23]、西伯利亚盆地麦索雅哈气田[24]这3个地区都证实存在天然气水合物与传统油气资源的现象，而且在这些地区天然气水合物与传统油气的泄漏共生成藏模式可能更具有普遍意义。

波福特海盆地马更些三角洲地区新生代油气藏主要位于下部地层，烃源岩主要为上白垩统页岩和古近系三角洲前缘页岩[3-4]。气体水合物产出层主要位于新生代的上部地层Kugmallit组、Mackenzie Bay组、Iperk组。Kugmallit组是典型的三角洲前缘相，砂岩连续分布，净厚度达到 400 m，平均孔隙度为24%，最高孔隙度达33%。Mackenzie Bay组主要由泥岩和粉砂质泥岩组成，对下覆的Kugmallit层序内储层起到封盖的作用。Mackenzie Bay组内水合物相对Kugmallit组和Iperk组较少，主要位于Mackenzie Bay组的砂岩夹层中。Iperk组由未固结到弱胶结的砾岩到砂岩组成，粒度向西北方向逐渐变细[3-4]。波弗特-马更些盆地的许多传统油气田处于未充满状态，在断层发育的油气远景区，气体水合物的赋存和厚度与常规油气资源有密切相关性。马利克水合物生产井区的分子和稳定同位素地球化学特征，表明天然气水合物的甲烷气体来源于深部的热解成因气[18]。构造对垂向热成因气进入水合物稳定带具有控制作用，断层和裂缝是深层热成因气迁移进入气体水合物稳定带的优势路径。OSADETZ等[4]的研究表明气体水合物厚度与下覆传统油气资源的密切相关，且构造背景对气体水合物出现和天然气的产量有较大的影响。最大净厚度大于5 m的气体水合物层有71%的井位于传统油气藏之上，含气体水合物的井有41%位于传统油气藏之上。

马更些三角洲冻土区天然气水合物和传统油气成藏共生现象的形成模式可能有两种，即气藏速冻式和缓慢冷冻式[25]。前者假设由于气候条件的变化（由间冰期到冰期）或者构造抬升改变了先存气藏的温度和压力条件，从而形成天然气水合物矿藏；后者认为深部热解甲烷气运移到气水合物带或适合于形成气水合物的海底或极地永冻区，边运移边成藏而形成气水合物矿藏。在这两种模式中永久冻土带封存、先前已形成的水合物自身封存和断层的闭合等，对天然气水合物的形成都起到了重要作用。

3 控制因素

3.1 构造条件

天然气水合物的形成不仅需要温压条件，还需要构造条件、沉积条件、运移条件等诸多要素的匹配。天然气水合物勘探表明天然气水合物的产出明显受构造控制，如日本南海海槽天然气水合物均产于背斜的冠部或断裂状翼部[9]。在 Cascadia大陆边缘“水合物海岭”区，地震反射资料显示，天然气水合物向“水合物海岭”的构造冠部集中[26]。Boswell等（2011）将构造地质图与地震反射异常进行叠合后发现，位于艾尔伯特山褶皱脊部的水合物单元 C和D受到构造和岩性的共同作用；水合物单元C和D主要分布于断层的上盘，越过断面的C、D组水合物厚度明显下降[10]。

图3 研究区主要断层和褶皱等构造要素密度分布（a）和其与气体水合物产出概率的关系图（b和c）[4]（图a可以作为流体运移到气体水合物稳定带的路径示意图）Fig. 3 Spatial density of structural elements map and probability densities of the spatial density of structural elements for gas hydrate or non-gas hydrate bearing wells (this map is a potential proxy for migration pathway into the GHSZ)[4]

波弗特-马更些盆地内区域尺度的构造研究程度较高，其中有四条断裂对本区水合物的分布影响较大。呈 NE-SW 走向的 Eskimo Lakes断层带（ELFZ），限定了侏罗纪-早白垩纪裂谷体系的东南边缘；Taglu断裂带（TFZ）近平行于Eskimo Lakes断层带（ELFZ），控制着盆地晚白垩纪到新近纪的沉降中心；Tarsiut-Amauligak断裂带位于研究区北部，呈E-W向延伸，控制着晚中新世沉积中心；波弗特海西部的西波弗特冲断前缘（WBTF）平行于海岸线，控制着盆地内逆断层的挤压变形前缘。这四条主断裂将波福特海-马更些地区划分为不同的构造域。波福特海西部为发育逆冲断层和挤压褶皱的前陆盆地，东部为发育铲状断层和滚动背斜的裂谷边缘。位于这两大构造域之间的中部地区形成了平行于西南部逆冲带前缘的构造转换带。马里克水合物试采区便位于这一地区，该地区成藏条件优越，不仅毗邻生烃凹陷，气源条件充足，而且断裂体系十分发达。断裂系统在水合物成藏中不仅起着流体运移通道的作用，同时还起着储集空间的作用，使水合物稳定带以下的气体运移至稳定带并储集成藏[27]。OSADETZ等（2010）[4]通过构造要素和水合物空间分布明显的正相关性，证明了构造背景对气体水合物聚集成藏起到重要作用。水合物在构造要素密度指数大于125的地区更发育，在指数小于125的地区，很可能缺失（图3）。高饱和度（大于50%）的水合物的分布与密度指数的关系更为明确（图3c）。因此，推测向上的含气流体运移，尤其沿着伸展断层，对气体进入水合物稳定带起到重要作用。

3.2 沉积条件

天然气水合物形成的沉积控制因素主要有岩相特征、沉积速率、有机碳含量、沉积环境等方面，其中岩相的变化直接影响着天然气水合物的存在和分布[28]。马里克地区水合物稳定域内地层自下向上可以分为3个岩相段：① 粘土粉砂层，夹粉砂层；② 砾到中砾砂和细砂互层，粒度向上递减；③ 底部为细到中粒砂岩与砾岩互层，向上变为细砂。在有基质支撑和分选好的中细粒砂岩中天然气水合物充填在粒间孔隙中，饱和度可达80%以上；但在分选较差的粉砂岩中只有较低的天然气水合物含量，在粘土粉砂岩和泥岩中则极少发现天然气水合物。气体水合物饱和度和沉积物中砂质的含量呈现很好的线性相关性，砂质含量越高，水合物饱和度越高，粗粒径沉积物含量增多的位置与水合物富集层位存在较好的位置对应关系（图 4）[29]。天然气水合物饱和度与沉积物粒度的正相关性在阿拉斯加北坡的艾尔伯特山水合物测试区和祁连山水合物富集区也存在[30-32]。

图4 马更些三角洲冻土区天然气水合物饱和度和孔隙度的关系[29]Fig. 4 Sediment sample porosity versus in situ Permafrostassociated gas hydrate saturation in the Mackenzie Delta[29]

同时，这些地区的水合物与广泛分布的永久冻土带密切相关，而水合物的分布不仅受储集层物性的控制，还可能与冻土层厚度和岩性有很大关系[31]。良好的“储盖组合”可能更有利于天然气水合物的富集。目前在冻土层与天然气水合物成藏的研究中，主要侧重于从冻土层厚度、冻土层本身的岩性和其对下伏地层温度场的影响等方面，定性地讨论其与天然气水合物稳定带范围的关联。这些研究均认为冻土层由于渗透率较低，能有效地阻止下部游离气体向上逸散，其在水合物成藏中起到“封盖作用”，有利于水合物富集成藏[32]。尚且没有定量讨论过冻土层厚度、水合物稳定带（游离气盖层）和水合物层之下的游离气层厚度三者间的关系。马更些三角洲冻土区的年平均地表温度为-15 ～ -20℃，冻土层厚度变化较大，从工区西南部不到 200 m，到东北部地区增加到 700 m。冻土底界和甲烷水合物稳定带底界的对比，可以看出天然气水合物稳定带的厚度随着永久冻土带基底变深而变厚。晚新生代时期，受冰期-间冰期气候旋回的影响，冻土层厚度在时空上的变化造成了冻土层之下沉积层热状态异常，天然气水合物的稳定随之受到影响[33]。

3.3 水动力作用

实际上，地下水是活跃的地质作用营力，是油气生成、运聚的动力和载体，常影响油气成藏的各个阶段。地下水的循环活动对常规油气藏形成的影响前人已经进行了大量的研究，但对水合物成藏的影响讨论较少[34-37]。不论是深部油气运移还是浅层含气流体运移，都是从高流体势区向低流体势区运移。深部地层地下水以压实水流为主，常规油气藏的聚集通常不考虑水动力，因为孔隙水流体速率很慢，因此常优先聚集在隆起部位或岩性尖灭封闭端等流体低势能区。但水合物稳定带的地下水活跃，含气流体运移方向大多受重力（地形）或压实体系等因素控制。冻土区地下水的流体势分布、流动性、矿化度差异等因素会影响水合物的赋存和分布。类冻胀丘（pingo-like features, PLFs）的形成与浅层水动力循环、含气流体的运移及热传导作用等存在着紧密的相互作用[38-39]。波弗特海陆架区发育大量的类冻胀丘表明这一地区的浅层水动力循环活跃。马更些盆地西南边缘在古新世后遭受侵蚀作用，地层水化学数据表明淡水可能渗入到这一区域，地形曾经是盆地边缘流体运移的重要驱动力[3]，也就是说重力驱动的流体系统影响马更些三角洲地区浅层的水动力循环。

CHEN等（2010）对波弗特-马更些盆地新近系地层孔隙压力的研究表明，马更些三角洲地区存在深部超压（2 000 m以下），且深部超压带顶界面深度由南（靠近盆地边缘）向北逐渐降低，含气流体从北部高流体势区域向南部盆地边缘的低势区运移。这种趋势在铲状断层带出现的地方中断，铲状断层起到划分压力系统的作用[3]。尽管深部超压出现在天然气水合物稳定带之下，对天然气水合物的稳定没有直接的影响，但它们在含气流体向上运移的过程中起到有利的作用。深层和浅层两大水动力系统如何影响马更些三角洲地区天然气的运移、聚集和水合物的形成值得进一步的研究。

4 结 论

（1）马更些三角洲冻土区天然气水合物藏具有非均质分布、气体主要来源为热成因气体和与常规油气资源共生3个特征。水合物稳定域内岩性变化较大，在砂岩和泥岩互层段，高饱和度水合物易于赋存在砂岩单元中。冻土层的封盖作用可能促进了天然气水合物与传统油气的泄漏共生成藏模式。

（2）在冻土带底部温度和压力视为均一条件下，马更些三角洲冻土区水合物层的分布主要受构造活动（断层作为流体通道）、地层中优质储层的分布以及冻土层属性（地温、岩性和厚度）等因素的综合控制。此外，深部超压流体系统和浅层重力流系统两大水动力场特征也可能影响该地区天然气的运移、聚集和水合物的赋存与分布。

[1]SLOAN E D JR. Gas hydrates： review of physical/chemical properties[J]. Energy & fuels, 1998,12(2)： 191-196. DOI： 10.1021/ef970164+.

[2]MAJOROWICZ J A, OSADETZ K G. Gas hydrate distribution and volume in Canada[J]. AAPG bulletin,2001, 85(7)： 1211-1230. DOI： 10.1306/8626CA9B-173B-11D7-8645000102C1865D.

[3]CHEN Z H, ISSLER D R, OSADETZ K G, et al. Pore pressure patterns in Tertiary successions and hydrodynamic implications, Beaufort-Mackenzie Basin, Canada[J].Bulletin of Canadian petroleum geology, 2010, 58(1)：3-16. DOI： 10.2113/gscpgbull.58.1.3.

[4]OSADETZ K G, CHEN Z H. A re-evaluation of Beaufort Sea-Mackenzie Delta basin gas hydrate resource potential：petroleum system approaches to non- conventional gas resource appraisal and geologically- sourced methane flux[J]. Bulletin of Canadian petroleum geology, 2010,58(1)： 56-71. DOI： 10.2113/gscpgbull.58.1.56.

[5]SAINT-ANGE F, KUUS P, BLASCO S, et al. Multiple failure styles related to shallow gas and fluid venting,upper slope Canadian Beaufort Sea, northern Canada[J].Marine geology, 2014, 355： 136-149. DOI： 10.1016/j.margeo.2014.05.014.

[6]DALLIMORE S R, COLLETT T S. Regional gas hydrate occurrences, permafrost conditions, and Cenozoic geology,Mackenzie Delta area[C]//DALLIMORE S R, UCHIDA T, COLLETT T S.Scientific Results from JAPEX/JNOC/GSC Mallik 2L-38 Gas Hydrate Research Well, Mackenzie Delta, Northwest Territories, Canada：Bulletin of the Geological Survey of Canada, 1999(544)：31-43.

[7]陈欢庆, 王珏, 杜宜静. 储层非均质性研究方法进展[J].高校地质学报, 2017, 23(1)： 104-116. DOI： 10.16108/j.issn1006-7493.2016060.

[8]BHADE P, PHIRANI J. Gas production from layered methane hydrate reservoirs[J]. Energy, 2015, 82： 686-696.DOI： 10.1016/j.energy.2015.01.077.

[9]NOGUCHI S, SHIMODA N, TAKANO O, et al. 3-D internal architecture of methane hydrate-bearing turbidite channels in the eastern Nankai Trough, Japan[J]. Marine and petroleum geology, 2011, 28(10)： 1817-1828. DOI：10.1016/j.marpetgeo.2011.02.004.

[10]BOSWELL R, ROSE K, COLLETT T S, et al. Geologic controls on gas hydrate occurrence in the Mount Elbert prospect, Alaska North Slope[J]. Marine and petroleum geology, 2011, 28(2)： 589-607. DOI： 10.1016/j.marpetgeo.2009.12.004.

[11]张金昌. 天然气水合物勘探开发： 从马里克走向未来——加拿大北极地区天然气水合物勘探开发情况综述[J]. 地质通报, 2005, 24(7)： 106-109. DOI： 10.3969/j.issn.1671-2552.2005.07.018.

[12]祝有海. 加拿大马更些冻土区天然气水合物试生产进展与展望[J]. 地球科学进展, 2006, 21(5)： 513-520. DOI：10.3321/j.issn：1001-8166.2006.05.010.

[13]BELLEFLEUR G, RIEDEL M, BRENT T. Seismic characterization and continuity analysis of gas-hydrate horizons near Mallik research wells, Mackenzie Delta,Canada[J]. The leading edge, 2006, 25(5)： 599-604. DOI 10.1190/1.2202663.

[14]卢振权, 祝有海, 张永勤, 等. 青海祁连山冻土区天然气水合物的气源条件及其指示意义[J]. 矿床地质, 2013,32(5)： 1035-1044. DOI： 10.3969/j.issn.0258-7106.2013.05.015.

[15]KHLYSTOV O, DE BATIST M, SHOJI H, et al. Gas hydrate of Lake Baikal： discovery and varieties[J]. Journal of Asian earth sciences, 2013, 62： 162-166. DOI： 10.1016/j.jseaes.2012.03.009.

[16]COLLETT T S. Energy resource potential of natural gas hydrates[J]. AAPG bulletin, 2002, 86(11)： 1971-1992.DOI： 10.1306/61EEDDD2-173E-11D7-8645000102C1865D.

[17]李明宅, 张洪年. 生物气成藏规律研究[J]. 天然气工业,1997, 17(2)： 6-10.

[18]LORENSON T D, WHITICAR M J, WASEDA A, et al.Gas composition and isotopic geochemistry of cuttings,core, and gas hydrate from the JAPEX/JNOC/GSC Mallik 2L-38 gas hydrate research well[C]//DALLIMORE S R,UCHIDA T, COLLETT T S. Scientific Results from JAPEX/JNOC/GSC Mallik 2L-38 Gas Hydrate Research Well, Mackenzie Delta, Northwest Territories, Canada：Bulletin of the Geological Survey of Canada, 1999(544)：143-163.

[19]刘金龙, 王淑红, 颜文. 海洋天然气水合物与深水油气共生关系探讨[J]. 热带海洋学报, 2015, 34(2)： 39-51.DOI： 10.11978/j.issn.1009-5470.2015.02.006.

[20]张金川, 金之钧, 袁明生, 等. 油气成藏与分布的递变序 列 [J]. 现 代 地 质 , 2003, 17(3)： 323-330. DOI：10.3969/j.issn.1000-8527.2003.03.014.

[21]雷新华, 林功成, 苗永胜, 等. 天然气水合物与传统油气资源共生成藏模式初探[J]. 海相油气地质, 2013,18(1)： 47-52. DOI： 10.3969/j.issn.1672-9854.2013.01.007.

[22]MAJOROWICZ J A, HANNIGAN P K, OSADETZ K G.Study of the natural gas hydrate “Trap Zone” and the methane hydrate potential in the Sverdrup Basin,Canada[J]. Natural resources research, 2002, (11)2： 79-96.DOI： 10.1023/A：1015575918179.

[23]COLLETT T S, LEE M W, AGENA W F, et al.Permafrost-associated natural gas hydrate occurrences on the Alaska North Slope[J]. Marine and petroleum geology,2011, 28(2)： 279-294. DOI： 10.1016/j.marpetgeo.2009.12.001.

[24]MAKOGON Y F, HOLDITCH S A, MAKOGON T Y.Natural gas-hydrates—A potential energy source for the 21st Century[J]. Journal of petroleum science and engineering, 2007, 56(1/3)： 14-31. DOI： 10.1016/j.petrol.2005.10.009.

[25]ГИHCБУPГ Д, COЛOBЪEB B A. 天然气水合物形成的地质模式[J]. 史斗, 译. 天然气地球科学, 1998, 9(3/4)： 1-8.

[26]TORRES M E, WALLMANN K, TRÉHU A M, et al. Gas hydrate growth, methane transport, and chloride enrichment at the southern summit of Hydrate Ridge,Cascadia margin off Oregon[J]. Earth and planetary science letters, 2004, 226(1/2)： 225-241. DOI： 10.1016/j.epsl.2004.07.029.

[27]CHEN Z H, OSADETZ K G, ISSLER D R, et al.Hydrocarbon migration detected by regional temperature field variations, Beaufort-Mackenzie Basin, Canada[J].AAPG bulletin, 2008, 92(12)： 1639-1653. DOI： 10.1306/07300808011.

[28]苏明, 杨睿, 张翠梅, 等. 深水沉积体系研究进展及其对南海北部陆坡区天然气水合物研究的启示[J]. 海洋地质与第四纪地质, 2013, 33(3)： 109-116.

[29]WINTERS W J, DALLIMORE S R, COLLETT T S, et al.Physical properties of sediments from the JAPEX/JNOC/GSC Mallik 2L-38 gas hydrate research well[C]//DALLIMORE S R, UCHIDA T, COLLETT T S. Scientific Results from JAPEX/JNOC/GSC Mallik 2L-38 Gas Hydrate Research Well, Mackenzie Delta, Northwest Territories, Canada：Bulletin of the Geological Survey of Canada,, 1999(544)：95-100.

[30]ROSE K, BOSWELL R, COLLETT T. Mount Elbert Gas Hydrate Stratigraphic Test Well, Alaska North Slope：coring operations, core sedimentology, and lithostratigraphy[J].Marine and petroleum geology, 2011, 28(2)： 311-331.DOI： 10.1016/j.marpetgeo.2010.02.001.

[31]DAI S, LEE C, SANTAMARINA J C. Formation history and physical properties of sediments from the Mount Elbert gas hydrate stratigraphic test well, Alaska north slope[J]. Marine and petroleum geology, 2011, 28(2)：427-438. DOI： 10.1016/j.marpetgeo.2010.03.005.

[32]庞守吉, 苏新, 何浩, 等. 祁连山冻土区天然气水合物地质控制因素分析[J]. 地学前缘, 2013, 20(1)： 223-239.

[33]MAJOROWICZ J A, HANNIGAN P K. Natural gas hydrates in the offshore Beaufort-Mackenzie basin—study of a feasible energy source II[J]. Natural resources research,2000, 9(3)： 201-214. DOI： 10.1023/A：1010179301059.

[34]MILKOV A V, SASSEN R. Economic geology of offshore gas hydrate accumulations and provinces[J]. Marine and petroleum geology, 2002, 19(1)： 1-11. DOI： 10.1016/S0264-8172(01)00047-2.

[35]BERG R R, DEMIS W D, MITSDARFFER A R.Hydrodynamic effects on mission canyon (Mississippian)oil accumulations, Billings Nose Area, North Dakota[J].AAPG bulletin, 1994, 78(4)： 501-518. DOI： 10.1306/bdff9244-1718-11d7-8645000102c1865d.

[36]FREDERICK J M, BUFFETT B A. Submarine groundwater discharge as a possible formation mechanism for permafrost-associated gas hydrate on the circum-Arctic continental shelf[J]. Journal of geophysical research, 2016,121(3)： 1383-1404. DOI： 10.1002/2015JB012627.

[37]康德江, 庞雄奇, 吕延防, 等. 松辽盆地西斜坡水动力场与油气的聚集成藏[J]. 地球学报, 2008, 29(2)：205-212. DOI： 10.3321/j.issn：1006-3021.2008.02.011.

[38]HOVLAND M, SVENSEN H. Submarine pingoes：indicators of shallow gas hydrates in a pockmark at Nyegga,Norwegian Sea[J]. Marine geology, 2006, 228(1/4)： 15-23.DOI： 10.1016/j.margeo.2005.12.005.

[39]SEROV P, PORTNOV A, MIENERT J, et al. Methane release from pingo-like features across the South Kara Sea shelf, an area of thawing offshore permafrost[J]. Journal of geophysical research, 2015, 120(8)： 1515-1529. DOI：10.1002/2015JF003467.