于兴河, 付超, 华柑霖, 孙乐. (2019)未来接替能源——天然气水合物面临的挑战与前景* [J]. 古地理学报, 21(1): 107-126
Yu Xing-He, Fu Chao, Hua Gan-Lin, Sun Le. (2019)Future alternative energy: Challenges and prospects of natural gas hydrate[J]. Journal Of Palaeogeography, 21(1): 107-126.   
Doi: 10.7605/gdlxb.2019.01.006
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未来接替能源——天然气水合物面临的挑战与前景*
于兴河, 付超, 华柑霖, 孙乐
中国地质大学(北京)能源学院,北京 100083

第一作者简介 于兴河,男,1958年生,教授,博士生导师,研究方向为储层沉积学与含油气盆地分析、油气储层表征与建模技术、海洋油气成藏条件分析及资源评价。E-mail: billyu@cugb.edu.cn。

收稿日期:2018-12-06
基金资助:中国地质调查局项目(编号:GZH2011003-05-02-02)资助
摘要

天然气水合物作为新型化石燃料展现出巨大的资源潜力,如何科学地估算全球天然气水合物资源量与安全而经济地开采天然气水合物是全世界关注的焦点。文章在系统地分析了全球气水合物研究4个发展阶段认识的基础上,结合笔者对中国南海天然气水合物近20年的研究经历,明确了中国南海天然气水合物赋存的构造背景复杂、沉积过程与类型多样、表征难度大等多种难题。指出了天然气水合物研究面临的6个地质问题与瓶颈: 新近系层序地层划分的成因性对比、稳定带厚度与水合物赋存机理、陆缘水动力背景复杂且沉积类型多样、水合物分布与沉积响应间的关系、构造运动对水合物的聚散控制以及水合物成藏模式与判识评价体系;探讨了目前天然气水合物资源量估算过程中存在的优缺点以及试采仍需要攻关的关键理论与技术问题。从地质角度回答了油峰到来的预期与天然气水合物作为接替能源的可能性与前景,指出中国南海的地质特点与天然气水合物的分布规律,明确提出了天然气水合物研究既不可盲目性乐观、也不可强制性悲观的学术观点。

关键词: 天然气水合物; 接替能源; 环境变化; 沉积物重力流; 沉积速率; 南海北部陆坡
中图分类号:TE132.2 文献标志码:A 文章编号:1671-1505(2019)01-0107-20
Future alternative energy: Challenges and prospects of natural gas hydrate
Yu Xing-He, Fu Chao, Hua Gan-Lin, Sun Le
School of Energy Resources,China University of Geosciences(Beijing),Beijing 100083,China

About the first author Yu Xing-He,born in 1958,is a professor and director of Ph.D. candidate. He is mainly engaged in reservoir sedimentology and analysis of petroliferous basins,hydrocarbon reservoir characterization and modeling techniques,analysis of marine hydrocarbon accumulation conditions and resource evaluation. E-mail: billyu@cugb.edu.cn.

Fund:Financially supported by the China Geological Survey Project (No. GZH2011003-005-02-02)
Abstract

Natural gas hydrates have represented a huge resource potential as an alternative fossil fuel. It is the focus of the world that how to scientifically estimate,and safely and economically extract natural gas hydrates. Based on systematic analysis of the four development stages of global gas hydrate research and the author's research experience on natural gas hydrates in the South China Sea for nearly 20 years,multiple difficulties have been cleared including complicated tectonic and sedimentary setting,various depositional processes and types,and difficulty of characterization for the natural gas hydrates in the South China Sea. This paper points out six geological issues and bottlenecks faced by natural gas hydrate research in the South China Sea: Genetic correlation of the sequence divisions in the Neogene,thickness of the stable zone and the hydrate accumulation mechanism,hydrodynamic complex on the shelf margins and variable sedimentary systems,hydrate distribution and sedimentation response,controlling of structure movements to the gas hydrates,and hydrate accumulation model and identification evaluation system. Advantages and disadvantages of the current gas hydrate resource estimation process and the key theoretical and technical problems are also discussed in this study. From the geological points,possibility and prospect of the expected arrival of gas hydrate as an alternative energy source,as well as the geological characteristics of the South China Sea and the distribution law of natural gas hydrates have been answered. All above,this study clarifies that the natural gas hydration research is not unrealistically or mandatory pessimism.

Key words: gas hydrate; replaced fossil fuel; environment change; sedimentary gravity flow; sedimentary rate; northern slope of South China Sea
1 概述

天然气水合物是指在低温、高压条件控制的稳定带, 以甲烷为主的烃类气体与水形成的似冰状结晶化合物, 以固态形式赋存于海底浅表层沉积物或陆上冻土带岩石裂缝与孔隙中的笼形化合物, 也称甲烷水合物, 俗称可燃冰。它何时或能否成为未来全球的接替能源, 这是当前学术界与能源工业界乃至各国政界亟待明确的问题。要科学地解答这一问题, 必须首先明确3个方面的难题: (1)全球资源量到底有多少, 尤其是未来能够利用的可采资源量有多少, 如何建立相应的科学指标体系?(2)亟待创新并研发出具有经济价值的开采方法, 尽管中国2017年的试采在此方面进行了先行的科学探索, 但学术界与工业界均存在很大争议; (3)未来大规模开采过程中可能引发的自然灾害, 需要进行科学而全面的评估, 并制定相应的预防措施, 以实现绿色开采之目的。

随着全球化石能源消费量的日益增加与油价大幅度波动, 尤其是自2014年底全球油价进入低位动荡以来, 人类在21世纪中后期将面临油气资源供给不足的威胁, 甲烷水合物有望成为未来能源, 这在大多国家中得到了明显的认可; 但这种情况在中国则表现出相反的趋势, 其核心是中国油气的对外依存度逐年上升。尽管在20世纪80年代及90年代, 国际上“ 石油枯竭论” 盛行, Campbell等(2005)在石油峰值研究会上发布《廉价石油终结》一文, 指出“ 常规石油产量可能在21世纪第1个10年达到峰值” , 随后在2005年他修正了原有的预测模型, 重新提出常规油气会在30年后达到顶峰。此观点意味着地球上的石油仅够全世界再使用30年(Campbell et al., 2005), 这种油峰(即全球石油发现与产量的峰值期, 之后全球的石油将走向无法满足人类需求的能源供给时期)将很快到来的观点促使核能、天然气、可再生能源等得到了快速的增加, 这不仅对人类能源需求的改善起到了很好的促进作用, 而且实现了人类走多能源类型供应的良性发展之路。然而, 近30年来全球石油勘探与开发的实践表明, 石油剩余探明储量逐年增加(图1)(张宁宁等, 2018), 每年探明的储量远大于已开发的储量, 只是增加的速度变化较大, 而且近10年来全球油气发现的储量与个数均随着油价而波动(图1), 这是不争的事实。因此, 笔者认为随着科学技术的发展, 油峰将推迟到2035年以后, 近5年的油价与美国页岩气的革命也从侧面证明了这一判断。

图1 全球新增油气储量和油价变化图(据(Wood Mackenzie数据库, 2018)
红色部分发现储量大于1× 108bbl; 蓝色部分发现储量小于1× 108bblFig.1 Global increased oil and gas reserves and crude oil price change(after database of Wood Mackenzie, 2018)

在油峰到来之前, 天然气水合物能否成为全球未来的接替性能源, 首先要明确它在全球的资源量与经济开发的难度。由于其成藏(矿)属于温、压平衡的动态结果, 既不同于常规的油气藏, 也有别于当前的非常规油气资源, 而是一种非常规中的特殊资源矿种, 即动态的能源类型, 所以很难精准评估其资源量或储量, 并且估算出的矿藏储量绝非是全部可被开采的。因而, 其全球资源量估算结果也就成了一个概算的概念。半个多世纪以来, 全球各国的科学家都先后采用了不同的方法对其进行了估算或预测(Trofimuk et al., 1973; Kvenvolden, 1988), 其结果并不乐观, 最初的估算结果比现今大了2个数量级, 呈阶段性降低(张宁宁等, 2018)。可见, 至今未能形成一个相对科学并能够得到学术界和工业界普遍认可的水合物资源评价体系和结果。这是由于其气源与成藏(矿)的特殊性“ 温压动态平衡” , 其资源也存在着极大的或然性; 另外, 因其地下或海底产状的特殊性“ 固态” , 需要通过各种降压、增温或置换的手段, 使其从“ 固态” 变为“ 气态” 而顺利地从地下或海底采出, 但这一过程需要时间, 并且存在着引发地质自然灾害事件的可能性, 致使其产量目前无法达到常规天然气与页岩气的单井产量, 通常只有它们的1/10~1/100。由此可见, 一方面当前无从谈起其工业开采与经济价值; 另一方面也说明近期将其作为接替能源的可能性还具有很大难度, 即开采工艺与方法还存在诸多难题。正如中国政府在宣布试采成功的祝贺信中所说, “ 只是万里长征的第一步, 还有漫长的道路要走” 。这就说明其试采成功是指科学手段与方法上的成功, 而并非指经济价值上的成功。这种特殊矿藏也绝非一次试采就能解决所有科学与技术问题而达到工业开采的要求。

与此同时, 碳循环的气候问题也引发了全球对化石能源接替问题的思考, 自20世纪80年代后, 一些发达国家与能源供需矛盾突出的大国(如日本、德国、英国、法国、印度、美国、中国等)成立了专门的机构, 开始投入大量人力、物力及财力, 在全球各大陆边缘进行了有关成因机理、资源调查与勘探以及开发技术的研究, 旨在探明本国的天然气水合物资源量和未来开采的可行性。

关于天然气水合物是否能成为未来的接替能源学术界与工业界出现了2种截然不同的观点(表1): 一种观点认为天然气水合物很快将成为全球未来的接替性能源, 可以为人类提供200年以上的能源供给(刘广志, 2005), 即存在着一定的“ 盲目性乐观” ; 另一种观点则认为由于目前尚无科学可靠的资源评价体系, 加上高效经济的开采技术难以形成, 其很难成为未来的接替能源, 故而形成了“ 强制性悲观” 。加上自2014年底油价的低位运行以来, 甚至出现了没有必要进行大规模研究的观点。

表1 天然气水合物作为接替能源的2种学术观点与认识 Table1 Two academic views and understandings of natural gas hydrates as future alternative energy resources

通过大量的文献调研不难发现, 近年来进行的少量试采与提出的开采方法的主要思路, 均为打破水合物温、压平衡状态, 使其发生相变后分解(Hidemasa Kakigami, 2008; Silva et al., 2011; 徐海良等, 2011; 刘俊杰等, 2014), 即将其从地下或海底的“ 固态” 变为“ 气态” 从而达到顺利采出的思路, 包括降压法、加热法、注入抑制法、置换法、固体法(李鹏龙等, 2015)以及几种方法的联合(唐良广等, 2006a, 2006b; Moridis and Sloan, 2007; Moridis et al., 2007, 2010)。关于开采过程中可能引发自然灾害, 主要为全球变暖、海底滑坡以及生物灾害(孙成权和朱岳年, 1994; 雷怀彦等, 1999a, 1999b; Makogon et al., 2007)。关于这些问题, 国内外的讨论与预测很多, 但具体的实例并不多见或未见系统而全面的报道, 大多属于推测性判断, 其正确与否目前缺乏足够的科学证据与实际数据。因而, 在油峰到来之前, 甲烷水合物研究既不能“ 盲目乐观” , 也不可以“ 强制性悲观” 。

2 全球气水合物研究历史与资源现状
2.1 天然气水合物的发展历程

从地质学与能源矿产的角度来看, 天然气水合物的研究经历过早期的实验室认知阶段(1965年以前)、资源勘查理论形成阶段(1965— 1993年)、资源普查与判识指标建立阶段(1993— 2009年)以及规模勘探与试采研究阶段(2009至今)(图2)。通过全面系统统计并分析20多年来以天然气水合物为主题的国际会议和文章发表的内容与数量(图3), 不难发现, 20世纪90年代以前多关注水合物的物理和化学特性, 以及多相态边界等问题; 随着其资源勘查潜力的大量报道, 开展了许多针对其资源详查与勘探技术的研究; 在2008— 2014石油工业经历过高油价发展阶段后(图1), 加上早期国外学者对油峰的误判与技术创新使得对其认识推迟, 无论从发表的文章, 还是相关的国际会议均呈现出明显下降的趋势(图3), 各国的学者开始关注由于水合物开采而可能引发的次生地质灾害。

图2 天然气水合物勘探与开采研究的发展历程Fig.2 Reseach development history on exploration and exploitation of gas hydrate

图3 1996年以来天然气水合物研究的文章和国际会议统计(数据来自百度学术)Fig.3 Number of papers and international conferences with the section of gas hydrate since 1996

2.1.1 早期的实验室认知阶段(1965年以前)

该阶段论述与总结的文章较多, 其核心事件是: 18世纪人们发现了二氧化硫水合物; 19世纪合成了包括氯气在内的多种天然气水合物; 20世纪在西伯利亚地区的输气管道中发现了天然气水合物。经过近200年的历史人们逐渐认识到气体化合物可以和水分子在低温高压条件下以固定比例形成水合物, 即天然气水合物。当时所认识的水合物并非全是甲烷水合物, 因而并没有认识到其在能源方面的作用。1935— 1965年期间的水合物研究主要集中在水合物形成的温、压条件, 以及不同类型气体(甲烷或二氧化碳)形成水合物的物理与化学性质。此时对水合物的定义为气体和水分子形成的不定形聚合物(Wittman, 1965; 姜辉等, 2005)。

2.1.2 勘查理论初步形成阶段(1965— 1993年)

此阶段延续前期对水合物的研究热潮, 各国经历了发现水合物矿藏— 形成重要理论基础— 大洋钻探(金庆焕, 2000)。主要事件为: (1)1965年发现了首个天然气水合物气藏— 麦索亚哈气田; (2)1971年Stoll首次从地球物理角度提出了在地震剖面上识别天然气水合物的标志及其成因的基本理论, 即“ 似海底反射” (Bottom Simulating Reflection, BSR)和空白反射带来预测水合物分布的理论(Stoll and Bryan, 2012)。同时, Tucholk(1977)首次提出水合物层和稳定带(HSZ, Hydrate Stability Zone)的概念(图4), 为气水化合物资量的计算提供了地质依据。(3)20世纪80年代, 各国开始寻求多种地球物理测井方法, 如伽马测井、声速测井、中子测井等来尝试在钻井时分辩出天然气水合物。(4)随着深海钻探计划(DSDP)向大洋钻探计划(ODP)的转变, 所获得的水合物实物样品逐年增多。Kvenvolden(1988)通过分解实验得到1 m3的甲烷水合物在室温下可释放出约164 m3的甲烷和0.8 m3的水。由此, 改变了天然气水合物的定义: 指甲烷为主的混合气体和水分子形成的不定形聚合物, 学术界开始大量使用甲烷水合物一词。(5)1993年加拿大首次钻取水合物实物样品, 并且对其进行分解实验; 同年 Lee等(1993)利用振幅空白带计算水合物稳定带厚度, 进而间接地估算水合物的含量。

图4 AVO异常地震剖面上表现的水合物稳定带与BSR相互关系(据Grauls, 2001)Fig.4 Correlation between hydrate stability zone and BSR in AVO anomalous seismic section(after Grauls, 2001)

以上事件透露出2个基本信息: 天然气水合物热能很高和合成容易。由此推测其在全球范围分布广泛, 且资源量巨大, 致使多数科学家认为它应是未来最具可能的油、气、煤接替能源, 这一观点在传统能源供应不足的关口向世界发出了人类已找到清洁、高效且可靠接替能源的积极信号。

2.1.3 资源普查与判识指标建立阶段(1993— 2009年)

从1993年开始, 联合国开展的大洋钻探计划(ODP)投入了大量的人力、物力, 并出台了相关政策, 以调查、评估以及研究全球海底区域的水合物资源(吴能友等, 2003; 赵尔信等, 2009; Showstack, 2013; 张焕芝等, 2013), 其探测范围几乎覆盖了大洋大陆边缘和高纬度极地冻土带的所有具有潜力的地区。和国外的发展阶段类似, 中国自1995年设立了“ 西太平洋气体水合物找矿前景与方法的调研” 课题, 随后在1998年的863计划设立了“ 海底气体水合物资源勘查的关键技术” 课题。同年中国地质调查局委托广州海洋地质调查局负责正式启动了“ 中国海域天然气水合物勘测研究调研” 项目, 即从沉积特征、构造条件、热动力学、地球化学异常以及资源评估方法5个方面, 对中国海域天然气水合物的成藏条件与资源前景进行探索性研究。该项目于2003年5月顺利完成, 其成果不仅系统分析了国际上有关天然气水合物相近的调查研究与评价技术方法, 而且首次对中国海域的天然气水合物成藏条件及找矿前景进行了系统研究与总结, 并在南海北部识别出一系列与水合物相关的特殊地质构造、地球物理特征BSR、地球化学异常现象(张光学等, 2002; 王宏斌等, 2003)。项目的重要成果之一是在沉积特征方面对中国南海提出了3个评价水合物成藏的沉积指标, 并指出了水合物富集的有利相带, 预测出包括南海北部陆坡区域神狐东与东沙南在内的11个远景区块(于兴河等, 2004), 被视为中国最有水合物资源潜力的勘探区域(张光学等, 2017)。该阶段已有学者提出了针对水合物保存的地质模式(姚伯初和吴能友, 2005), 认识到水合物成藏不同于传统油气圈闭形成理论(于兴河等, 2004; 何家雄等, 2009), 确定了有利于水合物成藏的构造单元和构造背景(张光学等, 2002; 王宏斌等, 2003); 被动陆缘的活动断裂、底辟构造、滑塌堆积、坡折带和海底扇砂体对天然气水合物的富集具有明显的控制作用(龚跃华等, 2008; El-Gawad et al., 2012, Yu et al., 2013)。2003年国家“ 863” 计划设立“ 海洋天然气水合物探测技术” 国际合作研究课题, 通过和德国基尔大学共同开展的太阳号SO-177航次的工作, 利用海底电视观测和监测抓斗取样证实了中国南海浅层存在甲烷水合物; 2007年以后, 中国地质调查局先后组织了多次天然气水合物钻探取样计划, 率先在上述预测的区域(神狐东与东沙南等海域)获取甲烷水合物实物样品, 由此证实了中国南海具有甲烷水合物资源。这个阶段中国相关机构与学者着重对南海北部陆坡四大海域(东沙、神狐、西沙海槽以及琼东南)甲烷水合物形成的地质条件、气源类型以及控制因素方面开展了系统的研究, 为后续的取样与试采奠定了可靠的地质基础(张光学等, 2017)。

尽管学术界已建立了较为系统的天然气水合物地质、生物、地球物理及地球化学等判识指标体系, 并通过钻探得到了证实, 但对其成藏或成矿的机理仍有争议, 由此影响了其资源量的估算。传统的学术观点认为地下流体矿产的形成过程称“ 成藏” , 而固体矿产则称其为“ 成矿” 。然而, 天然气水合物在形成的过程中是流体, 即与常规天然气的生、运、聚过程大体相同; 而赋存的状态则是固体, 即最后形成矿产时, 是在温、压相对平衡的条件下聚集在浅表层稳定带沉积物中的气水合物集合体。因而, 笔者建议用“ 成藏” 更能反映其地质作用过程, 同时也说明天然气水合物矿藏并非纯甲烷水合物, 而是赋存于浅表层(海底或冻土带)中的天然气水合物集合体— — 天然气水合物矿产。

2.1.4 规模勘探与试采研究阶段(2010年后)

2010年以后, 此时正值国际油价历史最高期(2008— 2014年), 认为油峰已经到来与接替能源亟待确定的国际背景, 使各国相继进行了针对天然气水合物的地震资料采集、处理以及钻探, 并取得了大量实物样品, 为试采进行全方位的准备。2013年全球能源依存度最高的国家日本成为世界上首个进行天然气水合物试采的国家, 6天内共采出约12× 104 m3的天然气, 后因大量出砂和天气原因而提前结束。然而, 中国此时油气的对外依存度逐年增高, 中国地质调查局于2017年3月份至7月份开始在南海早期预测并获联样品的神狐海域进行了首次试采, 连续试采60 d, 累计产气超过30× 104 m3, 甲烷含量超过90%, 在试采时长和总产气量等方面均优于日本。

尽管技术试采已经完成, 但此时学术界和工业界也还面临着3方面的挑战: (1)科技上: 如何进行科学的地质资源评价与研发出高效而具经济价值的可采技术?尤其是如何实现海上平台大规模生产还亟待研究。(2)环境上: 天然气水合物分解甲烷可能导致一系列问题, 如全球变暖、加速海洋酸化和增加氧气消耗; 同时, 开采还可能引发海底滑坡等的地质灾害, 如何构建预警方案?(3)政策上: 到目前为止, 天然气水合物的投入还无从谈起其经济利润, 且勘查与研发仍需要进一步的完善基础设施与理论技术, 由于缺乏相应的政策, 石油公司难以介入, 仅靠政府投资是难以或不可能实现规模性经济开采的。

2.2 资源分布状况与预测方法

2.2.1 天然气水合物分布

天然气水合物广泛分布于全球海域的大陆边缘和陆域极地冻土带, 而海洋天然气水合物的主要赋存部位是活动大陆边缘俯冲带的增生楔和非活动大陆边缘的断褶带(何家雄等, 2009)。全球范围内已经发现了上百处甲烷水合物的分布, 形成了2大气水合物分布区带: 第一是高寒和高纬度区域, 例如麦索雅哈河、普拉德霍湾、马更些三角洲、青藏高原和北冰洋; 第二是沿赤道分布区域, 包括大西洋、印度洋和太平洋的两岸(图5)。据USGS(2017)资料显示, 至2017年, 全球至少有116个地区发现了天然气水合物。陆地38处(永久冻土带)和海洋78处: 美国12处; 日本12处; 俄罗斯8处; 加拿大5处; 挪威、中国和墨西哥各3处; 秘鲁、智利、巴拿马、阿根廷、印度、澳大利亚、新西兰和哥伦比亚各2处; 巴西、尼加拉瓜、危地马拉、委内瑞拉和哥斯达黎加、乌克兰、巴基斯坦、阿曼、南非和韩国等国也有天然气水合物的发现; 南极永冻带5处。

图5 全球天然气水合物资源量分类区带Fig.5 Global natural gas hydrate distribution zones

2.2.2 资源预测方法概况

天然气水合物作为最新的特殊矿种, 如何明确评价其全球资源量, 对衡量其是否可以作为未来的接替性能源至关重要(丛晓荣等, 2014)。国际上通常按照水合物赋存的位置将其分成极地冻土和海洋(底)水合物, 同时按传统油气的概念依照勘探程度分成原地质资源量、探明资源量和可采资源量, 但是对于非常规油气而言, 因没有明确的圈闭, 无法准确计算其探明和可采储量。当前国际上主要关注的是其资源量。天然气水合物不是纯甲烷水合物, 而是水合物的集合体, 其中含有大量的砂、泥、水以及其他气体等, 故不应该按照1 m3水合物(可燃冰)常温常压下可释放出164 m3甲烷气的实验理论值来机械计算其资源量, 而是应考虑一定的转化系数(0.45~0.65, 甚至更低)来对其进行计算。

天然气水合物的地质资源量受多种地质参数共同控制, 除稳定带厚度外, 还包括如绝对渗透率、粒度、孔隙度、温压条件以及气体组分与饱和度等。因此, 其评价手段应是动态的, 而非单一静止。甲烷水合物赋存的储集层多为未固结的沉积物, 故其评价受沉积影响较大, 应综合考虑多种沉积参数的共同作用(于兴河等, 2004)。依据美国地质调查局(United States Geological Survey)建立的矿产资源/储量分类, 目前文献中主要采用的方法可归纳为面积法、体积法、概率统计法、物质平衡法以及盆地模拟法5类(表2)。

表2 常用的水合物资源量评价方法 Table2 Common methods to evaluate gas hydrate resources
2.3 对资源量的认识过程

随着人们对气水合物资源潜力的认识, 其资源的定量评价越来越受到重视。早在1973年, Trofimuk等(1973)利用假设较为均质的水合物赋存厚度计算出全球天然气水合物资源为(3.021~3.625)× 1018m3; 随后于1975年他改进了计算方法, 将温、压对赋存厚度的影响引入其中, 计算得到的全球资源量为1.135× 1018m3, 比其2年前的结果减少了1/3。Trofimuk 等(1977)在估算过程中采用了类似的方法, 重新估算了沉积物中水合物的密度和甲烷含量, 结果为1.573× 1018m3。两年后他又分别计算出全球不同地质背景气水合物各自所占的比例, 区域具备水合物形成的温压条件, 其中33%的区域可能存在天然气水合物。而陆坡和深海平原均可形成温压条件, 但只有60%的陆坡和30%的深海平原可能存在水合物, 而重新计算后的资源仅有原来的1/10。总之, 20世纪80年代之前各国学者估算的全球天然气水合物资源量为1017~1018数量级(图6)。天然气水合物资源量相当于全球已知煤、石油和天然气等化石能源有机碳含量总和的2倍, 是公认的石油、天然气之后最佳的接替能源(Collett and Lee, 2010)。

图6 全球天然气估算资源量估算值的变化过程Fig.6 Evolution of the global nature gas hydrate resouces estimation

20世纪80年代以后, Kvenvolden(1988)通过对北冰洋地区的水合物进行研究, 发现了冻土带的浅层水合物富集区, 认为该区域存在新增甲烷水合物资源量, 约有1× 1015 m3。Harvey(1995)提出了未熟烃源岩(RO< 0.5%)无法形成水合物的理论, 依据成熟烃源岩所计算出的全球天然气水合物资源量为(2.27~9.07)× 1016 m3。随着研究的深入, 这一时期的全球天然气水合物资源估计为1016数量级, 比之前少了2个数量级(图6)。

由于DSDP/ODP计划的顺利进行, 人们对深海中的甲烷水合物开始有了更为清晰的认识。综合大洋钻探计划(IODP)对于水合物区的钻探为水合物稳定带的准确估算提供了标准和依据。葛倩等(2004)依据ODP 164航次的资料, 以布莱克海岭地质背景为例, 利用陆缘垂直剖面面积来估算全球海底天然气水合物资源量, 得出的结果为4× 1014m3。这一时期的资源估计为1014数量级, 比1995年之前又少了1~2个数量级。

图7 中国南海北部陆坡区与试采区天然气水合物分布状况(a)及陆坡成藏模式(b)Fig.7 Main distribution(a) and accumulation model(b) of natural gas hydrate in the northern continental slope and eaploitation test area, South China Sea

学术界对全球天然气水合物资源量经过近50年的估算, 以及对含甲烷水合物层的气源条件、运移规律、参数方法选取等多方面研究。目前国内外学者对其总资源量的概念初步形成共识: 为了进一步精确计算, 还亟需建立统一的评价依据与指标体系。一方面需要结合已经掌握的地震、测井以及钻井资料来明确含甲烷水合物层的沉积特征, 尤其是沉积速率、沉积相及含砂率等参数(于兴河等, 2004); 另一方面要掌握甲烷水合物成藏规律, 通过把握影响因素的变化趋势, 从而获得有效的评价参数, 实现对资源量的精确预测(孙运宝等, 2013)。

3 中国水气水合物分布与地质特点

20世纪末至21世纪初, 世界发达国家与能源紧缺的大国开始着手于天然气水合物的系统研究, 并在地学界形成了国际热潮(Sloan, 1988; 戴金星等, 2017)。全球范围水合物在海洋的发现与重点研究区域大多为大陆边缘(Matsumoto, 2000; Tré hu et al., 2004)。21世纪初的15年, 勘查研究表明, 中国天然气水合物资源潜力巨大, 其远景资源量高达(900~1100)× 108t油当量, 相当于中国常规天然气资源量的2倍, 其中海域(650~850)× 108t、陆域(250~350)× 108t, 但该数据目前仍需进一步论证。同时, 发现的天然气水合物类型丰富, 且纯度高、埋藏浅, 有希望在不久的将来成功找出一款便于开发、易于开发的天然气水合物(张洪涛等, 2014)。

3.1 陆域分布与地质特点

冻土区天然气水合物主要分布在具备较好的天然气水合物形成条件的青藏高原冻土区和漠河冻土区, 其中羌塘盆地是成藏条件和找矿前景最好的地区(苏新等, 2007)。该区域经历过多次的构造运动, 地质背景复杂, 其中水合物容易在褶皱和断层冲断带附近富集。冻土区水合物中的气体组分较为复杂, 除甲烷外, 还有含量较高的乙烷、丙烷等重烃组分。与海底水合物相比, 冻土区水合物的调查、钻探及开发条件相对简单, 故迄今为止天然气水合物的调查、勘探和开发试验均在陆上冻土区先行试验, 起初的思路是待其取得成功后可进一步推广到海底沉积物中。2011年, 中国在青海祁连山冻土区成功实施陆域天然气水合物试采, 但因冻土区水合物的保存与资源丰度等问题, 其效果未达到工业价值。

3.2 海域分布与地质特点

中国南海是全球第3大陆缘海, 其形成与演化直接受控于太平洋板块、欧亚板块以及印— 澳板块的相互碰撞与转换(何家雄等, 2013)。自白垩纪末以来, 南海北部先后经历了神狐运动(66.5 ma)、南海运动(33— 24.8 ma)、东沙运动(10— 5 ma)(姚伯初等, 1994), 构造运动的不均衡性, 以及海进海退的多次旋回造就了不同盆地不同构造单元中新近系沉积体系分布的多元化, 为天然气水合物的形成与富集创造了较好的地质条件。另外, 中国东海的冲绳海槽同样具备天然气水合物形成的温压条件, 在地震剖面上也发现了大量天然气水合物存在的证据和有利的地质条件。尤其冲绳海槽南部的西侧槽坡附近以及海槽内部发育有一系列泥火山, 天然气水合物主要在其泥底辟构造的丘状外围成藏, 具备形成规模与远景天然气水合物的基本地质条件, 但需要进一步落实(徐宁, 2006)。

3.2.1 南中国海的分布状况与地质规律

中国南海气水合物区具有利于天然气水合物发育的地质环境和温压条件, 因而被公认为具有良好的天然气水合物资源潜力(Zhang et al., 2002; Wu et al., 2005)。笔者与广州海洋地质调查局合作, 在综合各方面地质因素的基础上, 从沉积学的角度首次提出沉积速率、沉积相及含砂率3个评价水合物成藏的地质指标, 并预测出南海11个有利的天然气水合物远景区块(表3), 分别为神狐东、台西南、东沙南、西沙海槽、西沙北、西沙南、中建南、万安北、北康北、南沙中和礼乐东(于兴河等, 2004), 涉及到南海的各个大中型沉积盆地(珠江口盆地、台南盆地、西沙海槽盆地、中建南盆地、万安盆地、巴拉望盆地等)。葛倩等(2006)基于上述认识, 利用GIS软件结合水深、地温梯度及底部水温等地质资料计算出天然气水合物的资源量约为6.3× 1013m3。其中南海北部陆坡资源量为4.0× 1013 m3(卢振权等, 2007), 赋存水深相对较浅, 水合物稳定带厚度较大, 可以作为优先勘探和开发的区域; 南部资源量为2.32× 1013 m3(王淑红等, 2005), 赋存水深较大, 水合物聚集相对分散, 可以作为进一步勘探的潜力区块。

表3 南海有利的天然气水合物勘探远景区块及资源量(据于兴河等, 2004, 有修改) Table3 Favorable gas hydrate exploration prospects and resources in South China Sea(modified from Yu et al., 2004)

3.2.2 南海北部陆坡区的分布特点与试采区的选取

中国南海水合物的富集层段主要位于上新世和更新世地层, 该时期南海北部陆坡盆地主要为深水环境。南海北部陆坡深水沉积体系主要包括浊积水道沉积体系和块体搬运沉积体系。浊积水道广泛发育于中新世、上新世及第四纪等不同时期, 古珠江白云凹陷深水沉积体系形成于中新世, 上倾方向发育具有削截明显、边界明显的峡谷水道, 下倾方向发育大量的斜坡扇和盆地扇; 琼东南陆坡中央水道深水沉积体系形成于上新世早期, 表现为加积型高振幅、富砂水道充填。浊积水道沉积体系在深水盆地表现复杂的充填特征, 可以作为水合物的重要储集层之一(于兴河等, 2004)。块体搬运沉积体系广泛发育于第四纪, 白云深水块体搬运沉积体系表现为第四纪海底滑坡, 具有完整的滑坡形态, 包括滑坡根部、滑坡中部及沉积物流舌状体, 体现了沉积物由滑动、滑塌向碎屑流转变直至消亡的完整过程; 琼东南盆地南部斜坡深水块体搬运体系具有中— 强振幅、反射杂乱、局部发育褶皱及逆冲断层等地震特征。块体搬运沉积体系是大陆边缘沉积物质扩散系统中的一种物质搬运方式, 对海底的稳定性及天然气水合物的形成和富集具有重要的控制作用。

南海北部陆坡自西向东划分了4个气水合物前景区: 琼东南、西沙、神狐及东沙4个海域(图6-a)(Wang et al., 2007; Yu et al., 2014), 目前中国水合物调查研究主要集中在此区域, 这也被视为最有水合物资源潜力的勘探区域, 其中的神狐海域就是成功进行试采的区域。

1)琼东南海域。位于南海北部陆坡的西南部, 属于琼东南盆地, 研究位于深水区, 面积约400 km2, 呈NE-SW向展布, 水深西高东低, 坡度约0.2° , 地形非常平缓, 地势以深海平原为主, 地貌形态相对单一。该海域水合物赋存相对较深, 目前还没有钻井资料, BSR分布面积较大, 多发育在浊积水道附近和气烟囱顶部(付超等, 2017a)。

2)西沙海域。地处南海西北部, 其位于海南岛东南部, 西沙群岛附近深水海域(图6, GMGS-4), 区内海底地形复杂, 岛屿和沟谷相间分布, 水深1000~3000 m, 构造活动不活跃, 有利于天然气水合物的形成与保存。BSR分布与地层产状斜交, BSR下伏的游离气层具有振幅增加、频率降低、空白反射3类地震响应特征。综合地震振幅、频率、波阻抗、叠前道集响应等地球物理特征, 推断西沙海域存在广泛分布的天然气水合物(张志杰和于兴河, 2005; 杨志力等, 2013)。

3)神狐海域。位于南海北部坡折带中部(图6, GMGS-1和GMCS-3), 属于珠江口盆地, 为最早获得天然气水合物实样物样品的地区。区域内海底地形起伏较大, 陆坡地貌复杂多变, 主要发育海槽、海谷、海山、海丘、陡坡、陡坎、海底高原等, 整体呈阶梯状下降(付超等, 2018)。水深在300~4400 m之间, 甲烷合物赋存深度较浅, BSR发育面积较广, 多发育于在海底浊积水道的滑塌体附近。此海域为2017年南海海域天然气水合物试采工程作业区, 地理上位于珠海市东南320 km的神狐海域东南, 从水深1266 m 海底以下203~277 m的天然气水合物层开采出天然气①(①引自2017年5月18日国土资源部部长姜大明宣布我国海域天然气水合物试采成功的讲话。)。神狐试采区钻获的水合物样品是以分散方式或胶结方式均匀分布在富含钙质超微化石的黏土质粉砂孔隙中。通过对取心井段的粒级组分分析, 可以发现沉积物类型较单一, 主要由黏土质粉砂和粉砂组成, 其粒度较细, 但分布范围很广, 在0.5~0.0125 mm间皆有分布, 砂的含量小于10%, 大多小于5%, 虽然较粗组分含量较少, 但能增加沉积物的孔隙度和渗透性, 有利于天然气水合物的聚积和赋存。对于其主要甲烷来源, Yu等(2013)指出神狐研究区所在的白云凹陷主要有2套深层烃源岩, 包括始新统— 渐新统湖相泥岩和新近系浅海— 半深海相泥岩。同时, 已有研究证明神狐区域天然气水合物的气源为浅部生物气和深部热成因气组成的混合成因气(何家雄等, 2011; 张伟等, 2018)。

4)东沙海域。位于南海北部的东部, 属于台西南盆地(图6, GMGS-2), 面积约400 km2。东沙钻探区目前共钻探13个站位, 有8个站位的测井曲线说明存在着水合物, 其中5个站位的取心已获得了不同类型的水合物实物样品。揭示了东沙钻探区具有较大的水合物成藏潜力。该区的海底地形比较复杂, 坡度变化大, 水深变化范围为1000~2000 m(Li et al., 2013)。其中BSR多发育在浊积水道富集和滑塌体周边。

3.2.3 中国南海气水合物主控因素与认识

琼东南海域、西沙海域、神狐海域和东沙海域均已进行了多次勘探调查, 并且在神狐海域东与东沙海域南成功实施了天然气水合物的钻探, 而琼东南海域因其良好的气源特征也将成为开展水合物相关研究的重要靶区。2017年在中国南海神狐海域区域进行的水合物试采实验, 且2017年11月16日国务院将其设为第173个矿种, 这均反映了中国对水合物的研究已经走在世界前沿。但是, 对该区天然气水合物的资源落实与精准预测仍存在诸多地质问题, 还有漫长的科研路程要走。当前针对海洋气水合物研究的主要认识与地质控制因素表现在以下几个方面:

1)地震处理与解释。针对海域天然气水合物资源调查的地震资料处理手段, 除常规叠加、偏移处理外, 还开展了针对水合物富集单元的多重地球物理精细刻画手段等, 例如岩石物性、全波形反演、地震正演等研究(马在田等, 2000; Wang et al., 2007), 地震反射特征(刘学伟等, 2005)、上下层速度结构分析(王秀娟等, 2006)、地震波阻抗反演(吴志强等, 2007; 吴时国等, 2008)等已总结出南海天然气水合物具有4个地震响应特征, 即:似海底反射(BSR)、空白反射、波形反转、速度— 振幅异常结构(VAMP)(Wang and Pan, 2017)。

2)构造条件。前已述及, 气水合物成藏不同于传统油气圈闭形成理论, 通过大量的研究已基本确定了有利于气水合物成藏的构造单元和地质背景, 即:大陆边缘的活动断裂、底辟构造、滑塌堆积、坡折带和海底扇砂体对天然气水合物的富集具有明显的控制作用(张光学等, 2002; 王宏斌等, 2003; 龚跃华等, 2008; El-Gawad et al., 2012)。但是, 水合物赋存需要较为稳定的构造背景, 尤其是末次冰期期间的构造活动对水合物成藏的影响较为剧烈(陈芳等, 2017)。如何建立构造活动和水合物成藏(矿)的耦合关系, 也是下一步研究的重点。另外, 这些不稳定构造单元如何确保动态温、压条件平衡与水合物的保存, 是一个需要回答的难题。

3)沉积条件。通过对南海海域大量BSR分布的宏观沉积成因解释发现, 其主要控制因素是沉积速率、含砂率及各种重力流沉积或陆架边缘三角洲的前缘, 并依此3个沉积指标在南海预测了11个有利的天然气水合物远景区块(于兴河等, 2004)。然而, 海底普遍存在底流侵蚀(底流水团侵蚀)和在大陆坡折带上广泛发育的各种沉积流体作用, 顺坡流与沿坡流的相互作用与驱动机制对有利于水合物形成的沉积体有何种影响尚不明确(于兴河和张志杰, 2005; 苏明等, 2015a, 2015b; 付超等, 2017a, 2017b)。

4)气源条件。对水合物岩心样品分析测试, 显示中国南海水合物呈现多源的特点。从已经发现的气水合物有Ⅰ 型水合物(生物成因气; 99%甲烷, 少量乙烷)、Ⅱ 型水合物(热解成因气; 90%甲烷, 10%乙烷)及H型水合物(含有甲基环乙烷的水合物)3种。目前, 研究表明神狐海域含水合物段的沉积物主要由陆源碎屑矿物、黏土矿物和生物碳酸盐岩构成, 且微生物富集形成大量生物成因气(陈芳等, 2010; 于翀涵等, 2017)。因此多种气源背景导致其地化指标变化剧烈, 其中包括自生黄铁矿、甲烷异常等现象(陆红锋等, 2005; 蒲晓强等, 2006; 芦阳等, 2012)。

5)温压条件。目前研究基本阐明了南海北部高热流背景下天然气水合物赋存的合理性。水合物分布区热导率值低, 气水合物分解的吸热作用也会导致未固结沉积物温度低(金春爽等, 2005; 何丽娟和汪集旸, 2007; 许威等, 2010), 但是现有技术条件下如何准确评价原位热流值仍面临着一些难题(汪集旸和黄少鹏, 1988; 何丽娟和汪集旸, 2007)。

6)成藏模式。将水合物成藏系统和地质条件相结合, 提出多种水合物成藏模式; 尤其是将水合物成藏和构造单元类型相结合, 提出了扩散型和渗漏型2类天然气水合物成藏模式(陈多福等, 2005; 吴时国等, 2008)。但是如何将水合物成藏与沉积类型相结合, 尤其是如何建立不同地质背景(温压、气源)下成藏模式也是未来研究的重点(沙志彬等, 2009; 匡增桂和郭依群, 2011; Yu et al., 2014)。

4 中国南海水合物研究存在的挑战与主要瓶颈

自1998年中国地质调查局启动在中国海域开展天然气水合物的预研究以来, 笔者作为主要研究人员与课题负责人全程参与了《中国海域天然气水合物资源远景预测和勘查开发技术》的研究项目, 旨在: 跟进世界地球科学研究步伐, 探讨中国海域存在天然气水合物的前景; 分析天然气水合物成藏(矿)的地质因素, 预测中国海域天然气水合物资源远景区; 促使中国天然气水合物地质勘查专项实施与水合物矿藏发现的突破。然而, 从中国南海重点海域(西沙、神狐和东沙海域)的地质背景与国际上的热点研究区(北极多年冻土带、日本南海海槽、美国墨西哥湾、印度KG盆地和韩国Ulleung盆地)对比来看, 存在以下几个地质特点: (1)中国南海北部陆坡的2大沉积盆地中已发现了琼东南盆地的崖13-1大型气田(李胜利等, 2010)及珠江口盆地的番禹30-1气田(谢利华等, 2009; 秦成岗等, 2011)和荔湾3-1气田, 它们是现今中国海域最大的天然气气田, 可为上部地层中天然气水合物的形成提供丰富的气体来源; (2)国外水合物钻探区均位于亚热带区域, 其范围在30° ~40° 之间, 而中国南海北部陆坡则位于热带区域, 是北纬22° 以南的低纬度区域, 其海水表面温度与海底温度普遍偏高; (3)南海是传统意义上的热盆, 其北部陆坡的地温梯度介于32~40 ℃/km之间, 平均为37.6 ℃/km, 属于中— 高温沉积盆地, 相对地温梯度略高; 传统观念认为海水温度与地温梯度较高的地区并不利于水合物的形成, 这一认识也成为了21世纪初国际地学界质疑中国南海是否存在水合物的关键所在(Nissen et al., 1995; 许威等, 2010); (4)目前国际上对水合物成藏模式主要有构造控藏和气源控藏2种观点, 成因机理较为单一(何家雄等, 2013)。中国南海海域面积高达3.56× 106 km2, 在如此大的范围内准确寻找天然气水合物矿藏, 是真正的大海捞针, 其难度与地质复杂性不言而喻。

4.1 新近系层序地层划分缺乏成因性对比

前人曾提出利用地震反射特征对天然气水合物发育区的峡谷层序进行划分(Olabode and Adekoya, 2008)。在此基础上提出利用钻测井资料识别出四级侵蚀界面, 从而确定不同尺度下层序地层的划分方案(Di-Celma et al., 2010)。但是也有学者认为早期仅仅利用特殊地震接触关系和典型井点的层序地层划分很难推广到三维空间及整个陆坡区, 尤其是侧向剧烈变化的情况缺乏可对比性(Berton et al., 2016; Neal et al., 2016)。从气水合物的分布上而言, 南海北部涉及琼东南、珠江口及台西南3个沉积盆地, 尽管它们早期均为陆缘裂谷沉积盆地, 但新近纪以来则为被动大陆边缘盆地, 因此在盆地结构与层序划分上仍存在较大差异。海洋石油总公司在南海的研究大多集中在中深层上新世以前的地层, 而水合物主要分布在更新世、全新世以来的海底浅表层沉积物中, 其层序划分与沉积物分布缺乏系统而详细的研究。在此背景下, 南海北部陆坡区新近系发育了多种成因的沉积体系。Yu等(2014)通过对2个主要盆地BSR分布的研究, 明确指出气水合物主要分布在层序A(相当于全新世1.8 ma)的沉积物中。同时, 南海北部神狐海域存在多成因、多期次的重力流沉积过程, 仅仅依靠地震反射终止关系很难针对峡谷附近的层序提出较好的划分方案(于兴河等, 2016; 杨胜雄等, 2017)。

4.2 稳定带厚度与水合物的赋存机理待明

目前学术界利用不同的地温梯度、海水温度及海底温度等参数定量可计算水合物稳定带厚度, 但不同参数如何控制稳定带厚度以及不同大洋的海域稳定带厚度的主导控制因素尚没有定论(Dickens and Quinby-Hunt, 1997; 许威等, 2010)。南海海底温度与热流值研究显示水合物形成明显受构造背景与海水深度的控制, 而南海海域的热流值变化较大, 从10 mW/m2到190 mW/m2。虽然南海整体处于高热流背景, 但不同区域有着明显的差异。北部陆坡区介于60~80 mW/m2之间, 属于中等偏高的区域(汪集旸和黄少鹏, 1988), 该背景下水合物稳定带厚度尚未明确, 其可靠的计算模型也未建立。目前测试的水合物甲烷多以微生物成因为主, 主要为海底沉积物中钙质微生物产生的甲烷, 但南海北部被动陆缘环境下存在着深部石油— 中部天然气— 浅部水合物的“ 三位一体” 烃类能源结构模式, 因此水合物具有生物成因与热解成因2种气源的地质特性, 不同供源方式和温— 压条件下的水合物成因机理有待明确, 厘清不同位置的稳定带厚度与水合物成因机理, 是进行全球天然气水合物资源评价的关键所在。

4.3 陆缘水动力背景复杂且沉积类型多样

2007— 2011年中国地质调查局确定的气水合物琼东南远景区、神狐钻探区及东沙钻探区均位于南海北部陆坡海域, 其沉积过程与南海构造运动、陆架坡折带的迁移以及沉积流体的相互作用等均有着密不可分的关系(Stow and Lovell, 1979; Gong et al., 2013)。由于研究区处于坡折带的下方, 沉积物搬运至陆坡区主要有下切搬运和滑塌块体搬运2种形式, 均存在重力滑塌、浊流与底流的相互作用。明确其不同搬运过程与作用机理, 分析陆坡带不同流动动力条件下的沉积构型响应, 厘清赋存水合物的沉积构型与水合物稳定带的耦合关系是南海北部陆坡水合物成藏研究中亟待解决的科学问题。

4.4 水合物分布与沉积响应之间关系不明

南海北部热流分布较为复杂, 影响着水合物稳定域的空间分布, 而区域构造史、埋藏史及热史的演化则控制着水合物成藏气体来源、气体疏导体系、富集空间及储集层物性等。南海北部陆坡从西至东, 气水合物成藏条件及控制因素具有明显的差异性, 对水合物成藏模式和空间分布都产生了巨大影响。实际地震剖面中的BSR与气水合物并不一一对应, 无明显BSR的地方可能有气水合物的存在, 存在明显BSR的地方也可能没有水合物的分布(Wang et al., 2014)。故明确二者的响应关系与保存条件, 为准确圈定和评价水合物富集区提供有利的地质依据。

4.5 构造对水合物聚散控制机理亟需明确

南海北部自早白垩世末神狐运动至中新世末东沙运动在该地区产生了较多的特殊构造体与张性断裂(龚再升, 2004): (1)水合物的发育和特定类型的构造地质体密切相关。通过大量地震资料解析发现, 南海北部陆坡发育4种特殊构造体(滑塌体、泥底辟、快速堆积体、特殊断裂带)(王宏斌等, 2003); (2)南海北部陆坡正断层发育, 大多早期形成的正断层在晚期仍有继承性活动, 向上切穿至第四纪沉积层, 且同生断层较为发育, 为下部天然气向浅部地层运移开辟了有利通道, 促使气体向上部运移至水合物温— 压稳定带, 同时也控制着多种沉积作用与沉积体系的分布。由此指出东沙运动在南海北部东沙、神狐海域形成的滑塌体、泥底辟、快速堆积体、特殊断裂带是天然气水合物成藏的有利构造类型(Zhao et al., 2012)。目前研究认为剧烈的构造活动会破坏原有的天然气水合物藏, 导致原有水合物分解; 而缓慢的构造活动则有利于形成导通气体运移的断裂和有利于水合物赋存的沉积单元。如何刻画其构造活动的平衡点是预测天然气水合物成藏的重要参考标准之一。

4.6 水合物成藏模式与判识评价体系待立

南海北部陆坡区为中国海域天然气水合物形成的有利海区, 发育了具有不同陆坡性质或特征的构造区带, 天然气水合物成藏模式也不尽相同; 高压低温稳定带与充足气源供给的时空耦合是天然气水合物成藏的必备条件, 影响水合物成藏的要素包括: 沉积速率、沉积构型、烃类供给量及合适的温压条件。为精准预测和优选有利天然气水合物富集区带, 亟需明确南海北部陆坡不同构造区带水合物成藏模式, 筛选出影响天然气水合物富集的参数, 建立定量化判识指标体系, 为落实天然气水合物的分布提供科学的依据。

5 未来研究方向展望

1)从数据分析的角度不难发现, 油峰不会马上到来, 科学技术的快速发展与进步, 最早也要让油峰推迟到2035年或之后, 持续低油价减缓了能源转型的步伐, 化石能源的主力地位在2050年前仍难以撼动; 天然气水合物目前尚不具备大规模工业化开采的技术能力与基础, 需要持续进行研发与试采, 未来10— 20年甲烷水合物是最有可能成为再生能源转型的重要桥梁之一, 也是非常规油气的主要补充。

2)人类对天然气水合物物理化学性质的明确和掌握逐渐趋于真实, 全球天然气水合物资源评价结果开始得到学术与工业界的初步认可。最初估算结果比当前的偏大2个数量级(1018m3到1016m3), 造成巨大差异的主要原因是气水合物的资源量评价方法及参数的选择更符合科学依据, 并且, 在水合物成藏过程中, 其中一部分资源量已经形成常规油气, 如何将其更好地区分也是进一步准确估算资源量必须解决的问题, 未来5~10年是可望形成系统化评价体系的关键时期。

3)中国南海具备有利于天然气水合物发育的地质环境和温压条件, 气源充足, 目前已经证实11个区块具有进一步研究的价值。尤其是神狐海域水合物试采实验更验证了沉积相、沉积速率和含砂率作为沉积指标预测水合物远景区的可靠性。但是由于构造运动复杂、沉积背景不明以及水合物成藏模式不完善等问题仍然存在, 需要对其进一步开展深入研究, 绝不是一次试采就能满足其大规模开采工业要求。同时天然气水合物的形成过程建议用“ 成藏” 一词, 而非“ 成矿” ; 这样更能反映其地质作用过程, 其原因一是水合物为固态矿藏或固态气藏, 二是其形成过程与保存均为动态平衡。另外, 还要说明的是天然气水合物矿藏并非纯甲烷水合物, 而是赋存于浅表层(海底或冻土带)中的天然气水合物集合体— — 天然气水合物矿产或矿藏体系。

4)天然气水合物在未来开采所面临的环境挑战和自然灾害是其研究过程中亟待解决的问题。如何实现其开采过程中的可持续发展?最重要的是解决温室效应、海底滑坡以及由天然气水合物分解引发的生物灾害等环境挑战。然而, 中国的能源转型核心就是2个方面的问题: 环境可持续和经济资源的获取。天然气水合物的开发利用正是这一问题的未来主题。因此, 中国要建设现代的可持续能源体系, 就应大力推动能源生产与利用方式的变革, 以维护国家能源安全。为此国家应制定相应的政策来吸引产业公司大量投入其中, 这样才有可能在2035年前后中国率先具备绿色、经济及可持续开采海洋天然气水合物的能力。

致谢 感谢广州海洋地质调查局多年来对研究工作的支持与提供的方便。此外研究生万力、董亦思、何玉林、金丽娜、赵晨帆、李倩、曾广明和赵华等帮助查找核实了大量的国内外文献资料,李顺利博士对文章进行了审校,在此一并表示感谢!

作者声明没有竞争性利益冲突.

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