天然气水合物含油气系统研究现状与展望

2021-05-14谭富荣耿庆明刘世明杜芳鹏刘志武

特种油气藏 2021年1期

谭富荣，耿庆明，刘世明，杜芳鹏，刘志武

(1.广东省新能源和可再生能源研究开发与应用重点实验室，广东广州 510640;2.陕西省矿产地质调查中心，陕西西安 710068;3.中国煤炭地质局，北京 100038;4.西安科技大学，陕西西安 710054;5.长安大学，陕西西安 710054)

0 引言

天然气水合物是由天然气气体分子和水在低温高压条件下形成的一种像冰一样的固态物质，也被称为“可燃冰”［1－2］。作为一种能量密度高、清洁无污染、使用方便的非常规能源，也被认为是21世纪重要的潜在能源之一［3］，其广泛分布于大陆冻土区和浅海大陆架。目前，全球已经发现的天然气水合物矿点超过230处［4］，潜在天然气水合物资源量超过了 9 400×1012m3［5］。针对这些已发现的天然气水合物的形成过程，学者分别提出了原地常规油藏转化、运聚体系、动态成藏、成藏系统等多种天然气水合物成藏理论［6－13］。上述诸多研究重点探讨了一种要素或者某几种要素与某一控制过程对天然气水合物形成的控制作用，对天然气水合物形成机理和勘探开发具有重要意义。而天然气水合物的形成和分解为一个多重静态要素(烃源岩、储集层、温度－压力、含水条件等)与多重动态过程(生烃、运移、聚集)耦合的产物，因此，从天然气水合物形成的多静态要素和多动态过程间耦合的思想来指导天然气水合物分布规律研究成为天然气水合物理论研究中亟待解决的关键问题。近年来，基于系统论思想的含油气系统理论在油气勘探和资源评价中取得了很好的效果，这为天然气水合物研究提供了借鉴经验和新的思路。Collett［14］提出的天然气水合物油气系统(Natural Gas Hydrate Petroleum System)概念被广为接受，成为天然气水合物成藏理论研究的热点。此次研究以该理论为基础，结合其他学者对天然气水合物含油气系统的研究成果，探讨天然气水合物形成的6个要素(气源、温度－压力、含水条件、运移条件、储集空间、关键时刻)的研究进展、存在问题和发展趋势，对天然气水合物分布规律研究具有重要指导意义，并可为天然气水合物勘探开发提供理论依据。

1 天然气水合物含油气系统研究现状

天然气水合物含油气系统是指天然气水合物形成、分解和富集成藏的地质要素与地质作用过程的总和，其类似于常规油气勘探的含油气系统［14］，包括了同一运聚系统内有效烃源岩及与其相关的天然气水合物，以及天然气水合物形成所需要的一切静态要素与动态过程。根据这一概念，将形成天然气水合物含油气系统分为6个要素进行探讨，分别为气源、温度－压力、含水条件、运移条件、储集空间、关键时刻。

1.1 气源

气源在天然气水合物形成过程中具有重要作用。只有当流体中的甲烷(烃类)浓度超过其溶解度才能够形成具有规模的天然气水合物［15］。因此，充足的甲烷(烃类)是形成天然气水合物的关键条件之一。不同浓度的甲烷(烃类)将形成不同的天然气水合物成藏模式(图1)［16］。在天然气水合物稳定带内，当流体中的甲烷(烃类)浓度小于其溶解度时，在水合物稳定带内形成天然气水合物(图1a);当流体中的甲烷(烃类)浓度大于溶解度时，不仅在水合物稳定带内形成天然气水合物，在水合物稳定带顶、底也分别形成游离气藏(图1b)。当天然气水合物稳定带及其底界以下流体中甲烷(烃类)浓度大于其溶解度时，水合物稳定带顶部不断有游离气溢出，并在下部的水合物稳定带内不断形成水合物，达到平衡状态(图1c)。这一模式很好地解释了海底有游离气不断逸散的区域是天然气水合物有利分布区的原因。因此，高浓度的甲烷(烃类)供给形成的天然气水合物分布区应是优先关注的资源勘探靶区。

图1 甲烷浓度对天然气水合物分布模式影响示意图Fig.1 The schematic diagram of the effect of methane concentration on the distribution pattern of natural gas hydrates

形成天然气水合物的烃类气体由沉积物中的有机质转化而来或直接来源于深部的游离气。据此可将形成天然气水合物的气源分为有机成因、无机成因、无机－有机、混合成因4类。已经发现的天然气水合物气源研究结果表明，其气源全都为有机成因，主要来自于有机质热分解(热成因)和微生物降解(图2)。由于热成因烃类气体可形成高浓度甲烷(烃类)，进而可形成高丰度的天然气水合物。因此，热成因气源对天然气水合物形成具有重要意义。阿拉斯加北坡盆地、阿姆斯特丹、温哥华岛近海岸、墨西哥湾、珠江口盆地以及祁连山冻土区的天然气水合物均为热成因气源，但遭受了不同程度的次生生物降解作用(图2a)。日本南凯海槽、挪威海盆地、加拿大马歇更及郁陵盆地、印度克里希纳－戈达瓦里盆地等地的天然气水合物的气源则为微生物成因气(图2b)。总之，已发现的天然气水合物多数都与生物降解作用有关，而在海洋中形成的天然气水合物烷烃气与生物降解作用的关系尤为密切。由于生物降解作用产生的天然气丰度低、分布广，可解释在诸多有机质含量不足的浅部地层中的天然气水合物的成因。

图2 天然气水合物烷烃气成因判别Fig.2 The natural gas hydrate alkane gas genesis discrimination

热成因气为沉积岩中的有机质在高温、还原条件下分解和裂解的产物。通常，热成因天然气水合物气体组分中甲烷含量相对较低，而∑C2—C5含量相对较高。热成因气的气源又可分为油型气和煤成气，通常油型气中∑C2—C5组分含量又相对较高，多形成稳定的Ⅱ型和H型天然气水合物，而煤成气中甲烷含量相对较油型气高，常形成Ⅰ型和Ⅱ型天然气水合物［7，14］。由于热成因天然气水合物在气源上与常规油气一致，可参考常规油气有机质评价标准，评价内容主要包括有机质丰度、有机质类型和有机质热演化程度。

微生物成因天然气的气源是厌氧性细菌在海(湖)底消化有机碎屑的产物。包括厌氧细菌硫酸盐还原菌(SRB)、硝酸盐还原菌(NRB)在内的非产甲烷菌和产甲烷菌相互依赖，互为对方提供和创造良好的环境和条件［17－19］。由于甲烷菌的活动对生物成因气形成起着重要作用，甲烷菌的生存条件决定了生物气发育状况。甲烷菌生存深度主要为800～1 300 m，温度低于80 ℃［20］;其能够承受的最高地层水盐度为4 mol/kg［21］;适合于甲烷菌生长的氧化还原电位为－540～－590 mV;适合生长的pH 为 5.9～8.4［22－24］，若 pH 超过 8.0 时就受到抑制［25］。非产甲烷菌将动植物有机体进行厌氧消化，为甲烷菌提供生长和代谢所需的碳源，甲烷菌通过乙酸发酵途径产生甲烷气、二氧化碳，自养型甲烷菌则还原二氧化碳形成甲烷气，在这一复杂过程中产生了二氧化碳、硫化氢、丙烷、乙烷和大量的甲烷。通常微生物成因天然气与水主要形成Ⅰ型结构的天然气水合物［26］。这一成因的天然气水合物广泛分布于现今的浅海地区［27］。

微生物成因的天然气水合物多形成于海底或海底松散沉积物中，流体中的甲烷(烃类)浓度是形成天然气水合物的关键。研究发现，浅层沉积物中丰富的有机质是形成微生物成因天然气的重要条件［28］，然而，柴达木盆地的微生物成因气田的研究结果证实，新近系和第四系烃源岩的TOC均极低［29］，说明有机质的富集程度和微生物成因气气田的形成并没有直接关系。来自爪哇海的微生物成因天然气也表明:0.5%～1.0%的有机碳可以支撑大量产甲烷菌的活动［30］。更有研究表明，与微生物成因天然气有关的微生物种群含量与有机质含量呈负相关关系［31］。由此看来，有机质含量的高低也许并不能说明微生物成因天然气形成的多少。微生物成因天然气与沉积物中的有机质丰度、微生物种群含量之间的关系尚不明确。因此，到目前为止，还没有统一的微生物成因天然气有机质丰度评价标准，成为制约微生物成因天然气相关研究的关键。

微生物成因天然气资源总量约占全世界天然气资源量的20%，而与之有密切关系的天然气水合物的资源量丰富，广泛分布于海洋［8，14，32］。随着非常规油气勘探开发技术的不断进步，也不再将目光局限于陆地，进军海洋成为大势所趋，由于多数海域的天然气水合物都与生物降解作用相关，因此，开展微生物成因天然气有机质丰度的评价标准研究将是天然气水合物气源研究的重要内容之一。

1.2 温度－压力

天然气水合物的生成与分解是气、液、固三相流体动态平衡的可逆物理化学变化过程，任何影响相平衡的因素都能影响水合物的生成与分解过程。影响因素包括温度、孔隙压力、天然气气体组分、孔隙水盐度等因素［4，14］。对于纯甲烷的天然气，随着温度升高，形成天然气水合物需要的孔隙压力也随之升高［5，14］，甚至呈指数增加［4，32－34］。对于不同组分的天然气，其天然气水合物温度－压力临界曲线也存在不同:在温度一定的条件下，随着甲烷含量降低(其他轻烃组分增加)，形成水合物相应的最低压力降低，这表明随着轻烃组分的增加，天然气水合物形成的温度－压力范围也更大，从而大幅增加了天然气水合物的稳定带厚度。相关研究表明［14，35］:①随着地表冻土层厚度的增加，天然气水合物稳定带厚度也随之增加。②随着地温梯度降低，天然气水合物厚度也逐渐增加。随着温度降低，天然气水合物赋存范围变大，而随着埋深增加，孔隙压力也随之增大，从而导致天然气水合物的赋存深度进一步加大，在地温梯度降低1/2时，天然气水合物厚度可增加一倍多。③在相同温度下，特定组分的天然气在不同的压力梯度条件下，其形成的天然气水合物压力也相同，这也进一步证实地温梯度不改变天然气水合物的临界温度－压力平衡。Dickens等研究表明［36］:在海水中水合物分解的温度要比在纯水中低1.1℃。因此，当有盐溶液进入孔隙时将使水合物带厚度变薄。在墨西哥湾盐底辟带，因盐度的增加，底辟带水合物厚度要比周围低数百米［32］。

不同的温度－压力形成不同的天然气水合物和游离气组合模式:当冻土层厚度较大、地层温度较低时，常可见到冻土层之下直接分布天然气水合物;当冻土层厚度较小、地温较高、地温梯度较小和孔隙流体压力梯度较大时，冻土层下不具备形成天然气水合物的温度－压力条件。随着深度加大，地层压力和温度升高，温度－压力条件适合形成天然气水合物;随着深度进一步加大，地层压力和温度进一步升高，温度－压力条件不再适合形成天然气水合物，从而在剖面上自上而下形成冻土—游离气—天然气水合物—游离气的天然气水合物分布模式。祁连山冻土区天然气水合物稳定带上下均有游离气，证实其温度－压力平衡属于此类［37］。

诸多学者对天然气水合物温度－压力做了研究工作，但大多数集中于2种或3种不同气体组分的物理化学的单相、两相实验模拟，考虑的控制要素比较单一。实际上，由于天然气水合物温度－压力平衡系统是一个气－液－固3种相态、多要素的复杂物理化学过程系统。将天然气组分、温度、压力等多要素纳入统一评价体系量化研究天然气水合物温度－压力曲线成为关键，进而为解决天然气水合物赋存空间条件提供有力依据。

1.3 含水条件

I型天然气水合物的理想气水比为8∶46，而Ⅱ型天然气水合物的理想气水比为24∶136［14］。同时，1.0 m3的天然气水合物可分解产生0.8 m3的水［3］。这些事实表明，天然气水合物含有大量的水。在大多数情况下，水在海洋和陆地沉积物中普遍存在，但是由于隔水层(泥页岩、黏土岩)阻断了水的运移，会导致含天然气的储层中缺少水，从而会阻碍天然气水合物的形成。对深海排出的天然气气泡和泥火山通道研究发现:在天然气水合物稳定带内，沿着断裂面或裂缝壁广泛分布天然气水合物薄膜，而游离气则沿着断层通道或裂缝通道分布或运移。形成这种现象的原因在于早期沿断裂面或裂缝壁形成的天然气水合物阻碍了水向裂缝、断裂运移，从而导致天然气和水各自保持原状，不能在天然气水合物稳定带形成水合物。在阿拉斯加北部的一个预测的天然气水合物稳定带内发现了一个孤立的含气砂岩体中充满了游离气，其被厚页岩所包围，其水饱和度仅为百分之几［5］。这种现象就是由于缺乏有效的孔隙水与天然气结合，从而没有形成天然气水合物。

1.4 运移条件

在大多数情况下，仅在天然气水合物稳定带内生成的甲烷不足以解释天然气水合物中的气体含量。因此，天然气水合物在形成之前，其作为流体已经发生了运移。气体主要通过以下3种相态发生运移［14］:①扩散。气体通过扩散迁移是一个非常缓慢的过程，并且在大多数情况下不能进行长距离气体迁移。由于扩散缓慢，导致天然气流体浓度较低，通常不能形成天然气水合物［17］。②溶解在水中迁移。Hyndman等［38］证实，溶解在迁移水中的气体可运移至水合物稳定区形成天然气水合物。③游离气泡在浮力作用下运移，即甲烷以气泡相(分离气相)向上迁移进入水合物稳定带，水合物在气泡与孔隙水界面处形成天然气水合物。后2种气体运移相态是流体运移的重要途径。这2种运移相态都需要通道允许流体(水、气泡)发生运移，并且气相迁移相对需要更好的运移通道［14］。流体的运移通道可分为孔隙、裂缝、断层和不整合。目前发现与天然气水合物有关的天然气或流体运移主要是通过活动断裂系统(包括多边形断层)、底辟构造(盐底辟、泥底辟和流体底辟等)及其伴生断裂、不整合面和高渗透性沉积地层(砂体、浊积古河道)等通道运移(表 1)［9－10］。

表1 流体主要运移通道及储层类型Table 1 The main fluid migration pathways and reservoir types

1.5 储集空间

储集空间也是天然气水合物成藏的主要要素之一。根据天然气水合物赋存的空间类型和产状可将储层分为4类:①孔隙储层。水合物充填在沉积物孔隙中，通常情况下肉眼不可见，也叫弥散型水合物。②断层或裂缝储层。水合物充填在沉积岩的裂隙中，由于裂隙的形状、大小不同，可形成块状、脉状、结核状及层状等不同形态的天然气水合物藏;Cook等［39］认为，当流体中气体浓度超过了其溶解度，天然气水合物将在垂直裂缝面上大量形成，该模型可以合理地解释裂缝充填天然气水合物的发生。在鄂霍次克海海底沉积层中的天然气水合物占其储存空间的30%～40%［40］。③泥页岩储层。天然气水合物充填于泥页岩等细粒沉积物的微孔隙中，这类天然气水合物呈分散状分布;然而，目前对于富含黏土的沉积物中的天然气水合物的形成机制并不明确。④暴露于海底的天然气水合物。钻探证实，该类天然气水合物主要受粗粒沉积物控制。由于粗粒沉积物中毛细管压力较低，允许气体迁移和水结合形成天然气水合物，因此，天然气水合物优先发育于粗粒沉积物中［41－42］。例如，美国阿拉斯加冻土带、麦肯锡三角洲、日本南海海槽等地的天然气水合物广泛分布于砂岩以及浊积物中(表1)。

不同类型储层中的天然气水合物资源量呈金字塔形分布。其中，以阿拉斯加北部斜坡盆地冻土带砂岩和墨西哥海湾海洋环境中的砂岩为代表的储层，具备形成高浓度天然气水合物聚集所需条件，具有较好的勘探和利用价值，但其资源量较少;与断裂、裂缝相关的泥岩天然气水合物储层较为常见，资源量次之;泥页岩、黏土岩等细粒沉积物中赋存的天然气水合物资源量巨大。从金字塔的顶端向下，原位资源量在增加，但储层孔隙度、渗透率、饱和度和采收率均逐渐降低，开采难度和采收成本增加。现阶段天然气水合物的勘探和开发主要集中在冻土带和海洋的砂岩储层，而裂缝性储层和细粒沉积物中赋存的天然气水合物的勘探和开发工作尚未形成规模。

1.6 关键时刻

在常规石油系统中，油气成藏(油气生成、运移和聚集)和保存相关的关键地质事件的发生时间是一个非常重要的控制因素。与传统石油系统一样，天然气水合物含油气系统也要考虑诸多静态要素在地质演化过程中的恰当配置，才能构成一个完整的天然气水合物含油气系统［14］。关键时刻包括2个方面的内涵:各要素在空间上的叠置关系和匹配序列。

各要素的空间叠置主要表现为静态要素的叠加。根据不同气源、运移通道、储层空间的组合关系，可将其分为构造型、地层型、复合型3种主要的叠置组合关系(图3)［9，32］。构造型天然气水合物主要由热成因气、生物成因气或者混合气从较深部位油气藏沿断裂、泥火山或其他构造通道快速运移至天然气水合物稳定带(如墨西哥湾西北部、水合物脊)，这类沉积物中通常天然气水合物饱和度较高，具有较高的资源密度和开采价值(图3a)。地层型天然气水合物产于渗透性相对较高的沉积物中，主要由原地产出的或从深部缓慢迁移而来的生物成因天然气所形成(如布莱克海台、墨西哥湾的小型盆地、日本南海海槽)，该类型天然气水合物空间分布受渗透性相对较高的地层的几何形态所控制(图3b)，天然气水合物主要赋存于利于流体运移并为天然气水合物提供了成核空间的粗粒沉积物中，通常位于海底以下。这类沉积物中形成的天然气水合物饱和度较低，开采难度较大，但在日本南海海槽的天然气水合物矿藏高渗透性薄砂层中水合物的含量很高，甚至高达整个孔隙的82%，具有开发价值。复合型天然气水合物矿藏则主要由活动断裂或底辟构造快速供应的流体(天然气和水)在渗透性相对高的沉积物中所形成(图3c)。水合物脊、布莱克海台、日本南海海槽等地也具有这种复合型的天然气水合物。

图3 天然气水合物成藏组合方式Fig.3 The natural gas hydrate accumulation association

天然气水合物成藏要素的匹配序列主要表现为一个复杂的动态过程，并非与含油气系统中的关键时刻的内涵相同。通常最理想的匹配序列如下:天然气水合物稳定带和储层空间形成于气体运移到其之前，否则气体因为缺少稳定带这一“圈闭”而逸散。而后，含有饱和气的水充注到具有天然气水合物稳定带的储层中。这一过程涉及储层、烃源岩或微生物、断裂、温度、压力等因素，取决于盆地构造－沉积演化史和盆地热史，它们是天然气水合物含油气系统研究的基础和依据。

微生物或热成因来源对天然气生成和运移时间起着决定作用［14］。因此，生烃史研究成为天然气水合物关键时刻研究的重点。而各个要素在时空上的耦合是天然气水合物聚集发生的重要因素，时间要素是天然气水合物含油气系统诸多静态要素贯串统一发挥作用的关键［43－44］。对于一个范围较小的研究区而言，其水深、温度、气体来源等通常变化不大，表现为较为均一的特征。深水沉积体的类型、成因机制、分布和演化，以及含气流体运移通道通常具有一定差异性，会影响有利的储集空间分布和垂向/侧向的流体量，从而导致靶区内天然气水合物分布的不均匀性。

2 展望

(1)基于“源控论”思想，气源决定油气的形成与分布，气源研究在天然气水合物形成与分布中也占重要地位。目前，在生物气源研究方面，关于生物气田的形成与有机碳含量的关系至今还没有定论，需要进一步开展研究工作。此外，建立生物成因气田的有机质丰度评价标准也是开展海洋天然气水合物勘探开发中亟待解决的问题之一。

(2)天然气水合物的形成与分解是一个复杂的物理化学过程，将影响天然气水合物形成的温度、压力、天然气组分和孔隙水的盐度等诸多要素纳入统一评价体系，进行理论和实践相结合的定量化研究，来探讨天然气水合物温度－压力平衡曲线，将对天然气水合物稳定带分布规律研究具有重要意义。

(3)裂缝性储层和细粒沉积物中赋存的天然气水合物资源量巨大，开展裂缝性、细粒沉积物天然气水合物储层研究是未来天然气水合物研究的重要方向。但是，对于该类非均质性储层目前尚没有精准的评价方法。此外，根据不同天然气水合物的类型、储层孔隙结构和基础物性，探索该类非均质性储层描述方法将成为天然气水合物丰度定量表征方法研究的重要内容，进而为预测具有商业开采价值的天然气水合物“甜点”区提供技术支撑。

(4)由于区域上天然气水合物分布的不均匀性，必须综合采用地质－地球物理手段进行分析。对于天然气水合物形成过程的时序关系，盆地模拟技术将是关键时刻研究的重要手段［45］。