天然气水合物储层与资源量评价现状与展望

马文嘉

摘要：天然气水合物是一种新型非常规能源。准确评估资源量，有助于制定后续开发利用方式，而选择储层参数与评价方法对于评估资源量具有决定性作用。概述了储层评估的方法，包括地球物理法、地球化学法和勘探取样，并结合各类勘探试采配套装置详细介绍了地震数据、随钻测井法、海洋可控源电磁法、氯离子浓度法、生物地球化学法和保真取心配套分析技术。将天然气水合物的资源量评估方法分成了体积法、面积法和碳平衡法3种，通过对近20年国内外天然气水合物资源量估算结果的比较，剔除偏差较大的估值，得出了目前全球天然气水合物资源量的合理估值，数量级分别为海底陆坡10 15 m3、冻土层10 13 m3。其中中国天然气水合物资源量的合理估值，数量级分别为：南海为10 12～10 13 m3，东海冲绳海槽为10 12 m3，青藏高原冻土层为10 12～10 13 m3，漠河为10 12～10 13 m3。

关键词：天然气水合物;储层评估;地球物理;地球化学;勘探试采装置;资源量估算

中图分类号：TH455

文献标志码：A

文章编号：1009-9492f 2022）02-0021-07

0 引言

天然氣水合物（ Natural Cas Hydrate，NCH）是水和甲烷气体形成的非化学计量性笼状晶体物质[1]。它的形成不仅需要时间和空间，还需要气源、水以及低温和高压的条件，因而主要在冻土层以下和海底陆坡生成[2]。其在自然界中大量存在且分布广泛，已在全球的79个国家超过230个区域发现天然气水合物[3]。作为一种新型非常规能源，天然气水合物有望成为传统能源的替代品[4]。对于水合物资源量估算，国内外做了大量研究，有学者认为天然气水合物所含天然气资源量介于3.lx10 12 m3与7.6x10 15 m3之间[5]，也有学者认为介于10 15 m3与10 18 m3之间[6]，均认可其巨大资源潜力。但由于估算方法有差异，评估时的储层参数不同，且受到勘探与试采结果的影响，资源量的估算存在较大差异。因此未来业内仍需加大对储层性质与资源量的研究，注重勘探与试采新装置的研发。

本文主要综述了两个方面内容：基于地球物理法、地球化学法，运用水合物识别和储层评估技术，借助无人遥控潜水器、海洋可控源电磁探测系统、近海底原位多参量地球化学测量装置、随钻测井装置、钻探取样系统等手段，获得储层参数;基于天然气水合物的资源评估方法体积法、面积法和碳平衡法，结合水合物储层参数对资源量的影响，对近20年内世界上其他国家以及中国天然气水合物资源量的估值进行了对比分析。

1 天然气水合物储层评估

天然气水合物的储层参数主要包括水合物的饱和度、分布深度、分布面积、离子浓度、孔隙度、渗透率等，而资源量的评估更是受到了水合物饱和度、分布深度、分布面积和孔隙度的影响。通常评价水合物储层，可通过地球物理法、地球化学法，并结合保真取心技术。水合物相关分布位置及深度的信息，主要是通过遥感调查获得，而随着勘探技术的发展，无人遥控潜水器技术与装备被用于精细作业。如图1所示[7]，我国自主研发的“海马”号无人遥控潜水器（ROV），本体配有液动压力、推动螺旋桨、云台、视频和照明、导航定位、供配电、检测与控制、多功能机械手和紧急定位装置。

地球物理技术主要是地震反演技术和测井技术，地球化学技术主要是研究烃类组分比值、分析同位素来判断天然气成因，两种方法相辅相成。地球物理和地球化学法得出的结论的准确性，可通过钻探取样验证。在此基础上，可通过建立数学模型对天然气水合物的资源量做出评估。

1.1 地球物理评估

1.1.1 地震数据

地震数据可凸显因天然气水合物的存在而使得沉积层弹性发生的改变，用来反演判断水合物是否存在，其中主要通过海底近似反射（BSR）、振幅空白、振幅随偏移距的变化和速度异常[8]。Li等[9]研究了广州海洋地质调查局第二次勘探（GMSG2）的结果，得到BSR与水合物稳定带（ GHSZ），如图2所示。BSR分布在具有双向行程时间（TWT）的大陆斜坡上，CHSZ厚度根据BSR和海平面之间的深度差计算获得。在BSR发生的区域内，CHSZ的厚度介于60 -300 m，平均为200 m，并随着水层的减少而减小[9]。

1.1.2 随钻测井法

随钻测井是一种原位测量的手段，具有初始压力和温度条件保真的特点，是水合物资源勘探过程中必不可少的方式[10]。装置如图3所示，相关技术目前还得依靠斯伦贝谢、哈里伯顿等国外公司[11]。

赵军等[12]认为在勘探天然气水合物的过程中，可采用井径测井、自然电位测井、自然伽马测井、声波测井、密度测井、中子孔隙度测井、电阻率测井、钻井速率测井、钻井液录井、电成像测井、核磁共振测井、偶极声波测井、介电测井、y射线测井和电磁波测井的方法。孔建孟等[13]认为宜采用电阻率测井、声波测井、核磁共振测井和y射线测井来评估储层的饱和度。Wang等[14]研究了CMCS3、CMCS4的测井数据，通过y射线测井和电阻率测井得到了储层饱和度，如图4所示。在图4 （a）中可以看到，y射线测井的API值介于50-80之间，对应沉积层为淤泥/淤泥粘土，即细粒沉积物。而在图4 （b）中可以发现在126-238 mbsf的范围内，电阻率测井显示的值（黑线）高于上覆和下伏剖面（红线），最大差值为5.8 Ω'm。结合现场取心发现的水合物[15]，Wang等[14]认定图4（c）中电阻率发生增加的位置，是水合物出现的区域，而电阻增加也是由于水合物的出现，并根据电阻率估算出水合物的饱和度为15%-45%，平均为30.3%。

1.1.3 海洋可控源电磁法

海洋可控源电磁法（MCSEM）是一种测量地下介质电阻率的手段，通过测量周围空间的电磁场，利用电磁波在不同介质中的传输速率，反应沉积层中电阻率的情况[16]。该探测系统通常包括拖曳式电磁发射、拖曳式电场接受、海底电磁采集站、甲板监控单元以及辅助仪器设备[17]。为了探测更深更广的区域，电磁发射机应具有更高的功率、更大的电流、更轻便、更高的精度和电能转化效率[18]。

Hsu等[19]在台湾西南利用海洋可控源电磁法进行了研究，得到沿测量轨道的可视电阻率，如图5所示。由图可知，C12轨道下面电阻率高达1 Ω 'm，出现了异常，这部分区域被认为存在水合物，进而可以通过电阻率推算出其饱和度[19]。

1.2 地球化学评估

地球化学法在水合物勘探领域的最主要贡献在于查找气源以及天然气水合物成藏模式的判定，例如同位素标记。虽然暂未存在一种像BSR或者MCSEM这样能直接确定天然气水合物存在的技术[20]，但是可用来预测储层水合物的饱和度并确定水合物所在的位置，而生物地球化学方法更是通过碳在自然界中的传递反应，可直接用于资源量的预测。以我国自主研发的近海底原位多参量地球化学测量拖体为例，可原位探测获取水合物靶区地球化学方面的基础数据和资料，装置如图6所示[21]]。

1.2.1 氯离子浓度法

氯离子浓度法是利用水合物所在孔隙与海水中的氯离子浓度具有差异，因为天然气水合物在形成时会使原位孔隙中的氯化物脱除，并随之扩散开，岩心取样期间随着水合物的分解，氯离子浓度会进一步降低。Yuan等[22]利用氯离子浓度和水合物密度，对海洋钻探计划（ODP）的水合物饱和度进行了预测。Liu等[23]利用声波和电阻在南海北部神狐海域测定的水合物飽和度变化，与利用氯离子浓度测定得到的水合物饱和度规律呈现出一致性。Chen等[24]基于径向基函数插值的数学描述法，以南海神狐SH2的41个取心样品以及SH7的21个取心样品作为数据，使用氯离子浓度相关的阿尔奇公式计算水合物饱和度，得到的饱和度与利用声波或者电阻计算的结果近似。

1.2.2 生物地球化学法

生物地球化学方法是利用地球化学以及热力学的方法确定CHSZ，利用地球化学的方法寻找天然气水合物的气源，根据海底颗粒有机碳（POC）以及海底微生物降解和甲烷生成的速率，考虑孔隙流体和甲烷气体进入CHSZ并发生沉降来计算天然气水合物的资源且[25]。Wallmann等[25]建立了地球化学传递反应模型，假设沉降速率为POC的1 wt%，利用该模型对全球海域天然气水合物的资源量进行了评估。Burwicz等[26]研究了ODP的钻探样品以及模拟了千万年CHSZ中沉降与温压变化，发现甲烷厌氧氧化（AOM）指示的地球化学测量结果能够支持单一原位甲烷气源模拟的结果，模拟生成的天然气水合物的4-7 voL.%是由甲烷热流贡献，其余为颗粒有机碳沉降贡献。

1.3 钻探取样

付强等[27]根据适用性，将海域水合物开采技术设备分成了通用关键技术设备和专用技术设备，前者包括海底采矿车、疏松浅表层双梯度钻井技术、高强度轻质柔性管、举升泵和井下多相分离器，后者包括防砂技术设备、预造斜导向钻进技术、水合物破碎回收分离一体化钻采技术、水合开采实验模拟平台和“三气合采”技术装备。钻探取样是一种直接勘探研究的技术，所用的取心及配套分析设备包括配有保压取样器的高压取心设备、保压岩心分析与转移系统和保压岩心表征工具。根据钻探区域的不同，冻土层所需设备与传统油气开采相同，而海底陆坡则需使用中深水半潜式钻井平台或者钻井船[28]。在南海神狐海域，2017年试采时使用的“蓝鲸I号”和2020年试采时使用的“蓝鲸II号”均属于半潜式钻井平台。钻探取样可分为保温保压和非保温保压，要获得保真岩心样品，就必须采用保温保压取心装置，在切割、分离、转移过程中维持温度压力不变，从而分析样品的表观体积、密度、总重量和含气含水量来确定水合物的饱和度。

2 天然气水合物资源量评估

学者们对天然气水合物资源量评估的方法有很多种[29]，大致可以分为3种：体积法、面积法和碳平衡法。体积法[30]如下所示：

y= f（Z×φ×H×G×E）dA

（1）式中：V为标况下天然气水合物的体积;A为天然气水合物沉积层的面积;Z为水合物稳定带的厚度;咖为沉积层中的孔隙度;H为孔隙中天然气水合物的饱和度;G为每立方米水合物释放甲烷气体的标况体积;E为天然气水合物的聚集率。

面积法[31]如下式所示：

V=（A×R）shelf+（A×R）slope+（A×R）a byssalplane

（2）式中：y为标况下天然气水合物的体积;A为天然气水合物沉积层的面积;R为6标况下天然气水合物的资源密度。

碳平衡法则是利用有机碳的沉降以及热流的影响来模拟天然气水合物的生成，它被发展成一个非常复杂的模型[25]，先通过溶解无机碳浓度、溶解甲烷浓度和甲烷抑制有机物降解常数得到颗粒有机碳沉降速率，再通过热力学性质确定海洋中的CHSZ，最后将沉积层表面的颗粒有机碳浓度、沉降速率与CHSZ相结合，得到海域天然气水合物的资源量。

2.1 全球天然气水合物资源量

随着研究深入，发现学者们早期的研究可能存在很大局限性，表1所示为近20年全球海底陆坡、冻土层以及中国以外部分著名地区天然气水合物资源量，这里折算成标况下甲烷气体的体积。在确定CHSZ上，3种评价方法没有太大差异，均是利用水合物在海洋中的热力学稳定性来判断可能生成的区域，并根据地球物理、地球化学等勘探数据进行进一步的筛选。早期的面积法和体积法，采用单一的储层参数进行预测，而碳平衡法的出现，开始以物质平衡的角度、天然气水合物气源以及成藏原因对储层参数进行生成。天然气水合物的资源量在全球海底陆坡为0.82x10 13 -774.7x10 15 m3，全球冻土层为1.87x10 13 m3。其中克里希纳戈达瓦里（KG）盆地、韩国郁陵盆地、罗斯海、日本南开海槽弧前熊野盆地、东海乌伦盆地、加利福尼亚州边境地区和亚得里亚海的天然气资源数量在101i m3，南极陆缘、墨西哥北部湾和智利巴塔哥尼亚海岸的天然气资源量在1013 m3。

Klauda等[36]采用了体积法的公式来模拟碳沉积的总量，采用的碳沉积速率较大因而估算总量偏大。Wood等[37]采用永冻圈中沉积物的平均甲烷浓度，使得估算总量偏大。Burwicz等[39]的估值差异是因为选取了不同的沉积模型，低估值对应全新世沉积速率，高估值对应第四纪沉积速率和较高的甲烷通量。剔除这些估算偏差较大的，剩下的估值出现了较好的一致性，因而目前的研究结果表明，海底陆坡天然气水合物资源量在10is m3，高出冻土层中天然气资源量两个数量级。

2.2 中国天然气水合物资源量

在中国，天然气水合物主要分布在南海海域、东海冲绳海槽、青藏高原冻土层和东北漠河冻土层，表2所示为近20年来的中国天然气水合物资源量。与全球海域中储层参数取值相比，姚伯初[ss】在储层参数上取值较大，导致估值较大。唐勇等[60]采用体积法时没有考虑聚集率，导致估值较大。Chen等[61]和Zhao等[63]只是做了粗略估计，导致估值有偏差。目前公认相对合理的资源量，是在对估值偏差较大区域的数值进行调整以后得出的，天然气水合物在南海数量级在10 12～10 13 m3，在东海冲绳海槽的数量级在1012 m3，在青藏高原冻土层的数量级10 12～10 13 m3，在漠河的数量级在10 12～10 13 m3。

3 結束语

在天然气水合物储层评价方法中，地球物理法适用于判断是否存在水合物，包括BSR和MCSEM技术，地球化学法适用于其气源和成藏模式的判断。其中地震数据，随钻测井法，海洋可控源电磁法，氯离子浓度法和生物地球化学法均可确定天然气水合物存在的区域并计算其饱和度，但单独使用时都会出现判断错误，因而通常联合使用，并结合勘探与采样数据进行校对。天然气水合物资源评估的3种方法，可采用相同的方法来确定CHSZ，但由于碳平衡法能够用于解释天然气水合物形成的原因，似乎是评估手段未来发展的趋势。通过比较近20年国内外天然气水合物资源量的估算结果，得出了目前全球天然气水合物资源量的合理估值，数量级分别为：海底陆坡为10 15 m3、冻土层为10 13 m3。其中中国天然气水合物资源量的合理估值，数量级分别为：南海为10 12～10 13 m3、东海冲绳海槽为10 12 m3、青藏高原冻土层为10 12～10 13 m3、漠河为10 12～10 13 m3。

储层参数因为地域不同、气源以及成藏模式各异出现很大的差别，因而在资源评估时，需要细分每个水合物矿藏区域，努力探索更加准确的资源量，为进一步制定经济、合理的开采方案打下坚实的基础。可以预期，将来水合物勘探会不断加强，试采工艺流程也会不断完善和提高。业内对于勘探、试采装置不断增加投入，加快研发与创新，各种更加精密的探测设备以及钻探装置会不断涌现，必将会为水合物的勘探、试采提供更加有力的保障。同时随着国际交流合作进一步加深，各国之间互联互通、数据共享，人工智能等先进技术手段不断应用到实践中去，水合物勘探与试采会迎来一个崭新的局面，实现跨越式发展。

参考文献

[1]Sloan E D.Fundamental principles and applications of naturalgas hydrates[J]. Nature， 2003. 426（6964）： 353-359.

[2] Kvenvolden K A.Gas hydrates-geological perspective and glob-al change[J]. Reviews of geophysics. 1993， 31（2）： 173-187.

[3] Makogon Y F.Naturalgas hydrates -A promising source of ener-gy[J]. Joumal of natural gas science and engineering， 2010， 2（1）：49-59.

[4] Kerr R A.Gas hydrate resource： smaller but sooner[J]. Science，2004. 303（5660）：946-947.

[5] Collett T S.Energy resource potential of natural gas hydrates[J].AAPG Bulletin. 2002， 86（11）：1971-1992.

[6] Reagan M T，Moridis G J，Collett T S，et al.Toward ProductionFrom Gas Hydrates： Current Status. Assessment of Resources.and Simulation-Based Evaluation of Technology and Potential[J]. Spe Reservoir Evaluation&Engineering， 2009， 12（5）：745- 771。

[7]陈宗恒，田烈余，胡波，等，”海马”号ROV在天然气水合物勘查中的应用[J].海洋技术学报，2018，37（2）：6.

[8]景鹏飞，胡高伟，卜庆涛，等.天然气水合物地球物理勘探技术的应用及发展[J].地球物理学进展，2019，34（5）：19.

[9] Li L，Liu H，Zhang X，et al.BSRs， estimated heat flow. hydrate-relatedgas volume and their implications for methane seepageand gas hydrate in the Dongsha region， northem South China Sea[J]. Marine& Petroleum Geology， 2015（67）：785-794.

[10]高兴军，于兴河，李胜利，等，地球物理测井在天然气水合物勘探中的应用[J].地球科学进展，2003，18（2）： 305-311.

[11]王丽忱，李男.国内外天然气水合物测井方法应用现状及启示[J].中外能源，2015（4）：7.

[12]赵军，武延亮，周灿灿，等.天然气水合物的测井评价方法综述[J].测井技术，2016 （4）： 392-398.

[13]孙建孟，罗红，焦滔，等.天然气水合物储层参数测井评价综述[J].地球物理学进展，2018， 33（2）： 715-723.

[14] Wang J， Wu S，Kong X， et al. Geophysical characterization of afine-grained gas hydrate reservoir in the Shenhu area. northernSouth China Sea： Integration of seismic data and downhole logs[J]. Marine and Petroleum Geology， 2018（92）： 895-903.

[15] Yang S，Liang J， Lei Y. et al. GMGS4 gas hydrate drilling expe-dition in the South China Sea[J]. Fire in the Ice. Methane Hy-drate Newsletter. National Energy Technology Laboratory. USDepartment of Energy， 2017， 17（1）： 7-11.

[16]陈杰，胡高伟，卜庆涛.BSR与CSEM识别天然气水合物的优缺点对比[J].新能源进展，2018， 6（5）：112-124.

[17]赵铁虎，齐君，胡刚，等，天然气水合物勘查相关技术集成研发进展[J].海洋地质前沿，2015， 31（6）：7.

[18]杨蜀冀，胡杨承钰，宋红喜，等.海洋可控源电磁探测系统概述[J].电气时代，2018（4）：3.

[19] Hsu S K，Chiang C W， Evans R L，et al. Marine controlledsource electromagnetic method used for the gas hydrate investi-gation in the offshore area of SW Taiwan[J]. Journal of AsianEarth Sciences. 2014（92）： 224-232.

[20]张富贵，孙忠军，杨志斌，等，中国冻土区天然气水合物的地球化学调查[J].矿物岩石地球化学通报，2019， 38（6）：11.

[21]单晨晨，国家重点研发计划项目”近海底高精度水合物探测技木”完成首次深海联合测试[EB/OL]. （2019-06-07）. ttps：//www.cgs.gov.c n/gzdt/z sdw/201906/t20190626_485 25 5.html.

[22] Yuan T，Hyndman R D，Spence G D，et al. Seismic velocity in-crease and deep-sea gas hydrate concentration above a bottom-simulating reflector on the northern Cascadia continental slope[J]. Journal of Geophysical Research： Solid Earth. 1996. 101（B6）： 13655-13671.

[23] Liu J， Zhang J， Ma F，et al. Estimation of seismic velocities andgas hydrate concentrations：A case study from the Shenhu area.northem South China Sea[J]. Marine and Petroleum Geology，2017（88）： 225-234.

[24] Chen Y，Dunn K J，Liu X， et al. New method for estimating gashydrate saturation in the Shenhu area[J]. Geophysics. 2014， 79（5）： IM11-IM22.

[25] Wallmann K，Pinero E，Burwicz E，et al. The Global Inventoryof Methane Hydrate in Marine Sediments：A Theoretical Ap-proach[J]. Energies， 2012， 5（7）：2449-2498.

[26] urwicz E，Rupke L.Thermal State of the Blake Ridge Gas Hy-drate Stability Zone （GHSZ）-Insights on Gas Hydrate Dynam-ics from a New Multi-Phase Numerical Model[J]. Energies，2019， 12（17）： 3403.

[27]付強，王国荣，周守为，等.海洋天然气水合物开采技术与装备发展研究[J].中国工程科学，2020， 22（6）：8.

[28]张辉，金伟晨，赵羿羽，等，天然气水合物开发装备技术体系研究与展望[C]//北京造船工程学会2018-2019年学术论文集， 2020.

[29]叢晓荣，吴能友，苏明，等.天然气水合物资源量估算研究进展及展望[J].新能源进展，2014， 2（6）： 462-470.

[30] Trofimuk A A，Cherskiy N V，Tsarev V P.Accumulation of natu-ral gases in hydrate formation zones of the world's oceans[J].DokladyAkademiinauk SSSR. 1973.

[31] Trofimuk A A，Cherskiy N V，Tsarev V P.The biogenic meth-ane resources in the oceans[J]. DokladyAkademiinauk SSSR.1975（225）：936-939.

[32] Soloviev V A.Global estimation of gas content in submarine gashydrate accumulations[J]. Geologiya I Geofizika. 2002， 43（7）：648-661.

[33] Milkov A V，Claypool G E，Lee Y J，et al.In situ methane con-centrations at Hydrate Ridge， offshore Oregon： New constraintson the global gas hydrate inventory from an active margin[J]. Ge-ology， 2003， 31（10）：804-6.

[34] Milkov A V.Global estimates of hydrate-bound gas in marinesediments： How much is really out there？[J]. Earth-Science Re-views， 2004. 66（3）：183-197.

[35] Buffett B，Archer D.Global inventory of methane clathrate： sen-sitivity to changes in the deep ocean[J]. Earth and Planetary Sci-ence Letters. 2004. 227（3-4）：1 85-199.

[36] Klauda J B，Sandler S I.Global distribution of methane hydratein ocean sediment[J]. Energy& Fuels. 2005， 19（2）： 459-470.

[37] Wood W T，Jung W Y.Modeling the extent of Earth's marinemethane hydrate cryosphere[J]. 2008.

[38] Archer D，Buffett B，Brovkin V.Ocean methane hydrates as aslow tipping point in the global carbon cycle[J]. Proceedings ofthe National Academy of Sciences， 2009， 106（49）： 20596-20601.

[39] Burwicz E B，Rupke L H， Wallmann K.Estimation of the globalamount of submarine gas hydrates formed via microbial meth-ane formation based on numerical reaction-transport modelingand a novel parameterization of Holocene sedimentation[J]. Geo-chimica et Cosmochimica Acta. 2011. 75（16）： 4562-4576.

[40] Boswell R，Collett T S.Current perspectives on gas hydrate re-sources[J]. Energy&environmental science. 2011（4）： 1206-1215.

[41] Pinero E，Marquardt M.Hensen C.et al.Estimation of the globalinventory of methane hydrates in manne sediments using trans-fer functions [J]. Biogeosciences， 2013. 10（2）： 959-975.

[42] Ruppel C. Permafrost-associated gas hydrate： is it really ap-proximately lo-/o of the global system？[J]. Journal of Chemical &Engineering Data， 2015， 60（2）： 429-436.

[43] Kretschmer K. Biastoch A， RupkeL， et al. Modeling the fate ofmethane hydrates under global warming [J]. Global Biogeochem-ical Cycles， 2015， 29（5）：610-625.

[44] Shankar U. Riedel M. Gas hydrate saturation in the Krishna -Godavari basin from P-wave velocity and electrical resistivitylogs[J]. Marine & Petroleum Geology， 2011， 28（10）：1768-1778.

[45] Lee G H. BoYY. Yoo D G， et al. Estimation of the gas-hydrateresource volume in a small area of the Ulleung Basin， East Seausing seismic inversion and multi-attribute transform tech- niques [J]. Marine and petroleum geology， 2013（47）： 291-302.

[46]王力峰，邓希光 ，沙志彬，等 .南极陆缘热流分布与天然气水合物资源量研究[J].极地研究， 2013， 25（3）：241-248.

[47]王威 ，高金耀 ，沈中延，等 .罗斯海天然气水合物成藏条件及资源量评估[J]. 海洋学研究， 2015， 33（1）： 16-24.

[48] Taladay K， Boston B. Moore G F. Gas-in-place estimate for po-tential gas hydrate concentrated zone in the Kumano Basin.Nankai Trough Forearc， Japan[J]. Energies， 2017（10）： 1552.

[49] Burwicz E B. Reichel T. Wallmann K. et al. 3-D basin-scale re-construction of natural gas hydrate system of the Green Canyon，Gulf of Mexico[J]. Geochemistry， Geophysics， Geosystems，2017. 18（5）：1959-1985.

[50] Majumdar U. Cook A E. The Volume of Gas Hydrate-BoundGas in the Northern Gulf of Mexico[J]. Ceochemistry， Ceophys-ics. Geosystems， 2018， 19（11）： 4313-4328.

[51] Villar-Munoz L. Bento J P. Klaeschen D. et al. A first estima-tion of gas hydrates offshore Patagonia （Chile）[J]. Marine and Pe-troleum Geology， 201 8（96）： 232-239.

[52] Bo Y Y， Lee G H， Kang N K. et al. Deterministic estimation ofgas-hydrate resource volume in a small area of the Ulleung Ba-sin. East Sea （Japan Sea） from rock physics modeling and pre-stack inversion[J]. Marine and Petroleum Geology， 2018（92）：597-608.

[53] Kannberg P K， Constable S. Characterization and quantificationof gas hydrates in the California Borderlands[J]. GeophysicalResearch Letters， 2020， 47（6）： 1-8.

[54] Obhodas J，Tinivella U.Giustiniani M，et al.Past and presentpotential of the Adriatic deep sea sediments to pIDduce methanehydrates[J].Joumal of Soils and Sediments，2020，20（6）：2724—2732.

[55]姚伯初，南海的天然气水合物矿藏[J].热带海洋学报，2001，20（21：20—28.

[56]Guan J，Liang D，Wu N，et al.The methane hydrate formationand the resource estimate resulting fbm free gas migration inseeping seanoor hydrate stability zone[J].Journal of Asian EarthSciences，2009，36（4—5）：277—288.

[57]Tnlng N N.The gas hydrate potential in the South China Sea[J].Joumal of petroleum science and engineering，2012（88）：41—47.

[58]Wa“g J，Wu S，Yao Y.Quantifyi“g gas hydrate from microbialmethane in the South China Sea[J].Joumal of Asian earth sci—ences，2018（168）：48—56.

[59]Li L，Lei X，Zhang X，et al.Heat flow derived from BSR and itsimplications for gas hydIate stability zone in Shenhu Area ofnorthem South China Sea[J].Marine Geophysical Research，2012，33（1）：77—87.

[60]唐勇，方银霞，高金耀，等，冲绳海槽天然气水合物稳定带特征及资源量评价[J]，海洋地质与第四纪地质，2005，25（4）：79—84.

[6l]CHEN D F，WANG M C，xia B.Formation condition and distri—bution prediction of gas hydrate in Qinghai—Tibet Plateau per—mafrost[J].Chinese Journal of Geophysics，2005，48（1）：179一187.

[62]祝有海，赵省民，卢振权，等，中国冻土区天然气水合物的找矿选区及其资源潜力[J].天然气工业，2011，31（1）：13一l9.

[63]Zhao X，Deng J，Li J，et al.Gas hydrate formation and its accu—mulation potential in Mohe permafrost，China[J].Marine and pe.troleum geology，2012，35（1）：166一l75.

[64]劉杰，杨睿，邬黛黛，等.基于生烃思路的微生物成因水合物资源量估算——以琼东南盆地西南深水区为例[J].天然气地球科学，2019，30（4）：539—548.