0 引言
进入本世纪后，人类早期发现和探明的常规油气储量开始快速减少，面临着后备储量不足和能源短缺的巨大压力，“寻找新的接替能源”被《科学（Science）》杂志列为21世纪人类最具有挑战的125个难题之一[1]。在这种背景下，天然气水合物（俗称可燃冰，简称水合物）因其低碳-洁净-高密度的优质能源特性、符合当前人类社会对新能源的期待和要求而逐渐进入了人们的视野。
自前苏联学者第1次评价全球水合物资源潜力高达3.1×1018 m3以来[2]，至今至少有29组科学家开展过全球水合物资源潜力评价[3]，其众数值、平均值、中间值分别为全球原地常规油气资源总量[4]（41×1014 m3天然气当量）的1.3，44.0，372.0倍。巨大的资源潜力吸引着美国、日本、加拿大、印度、韩国等将其作为接替常规油气资源的新能源而进行大规模地质调查并取得重大进展[5]。中国自2000年左右开展水合物地质调查，在南海海域完成了大量的基础性研究工作，先后至少有35组科学家开展过中国南海水合物资源潜力评价，获得的资源潜力为（600~900）×108 t油当量[6-7]。在这种形势下，中国地质调查局先后于2017年和2020年在南海神狐探区开展了试产，打开了水合物开发的技术屏障[8]，中国水合物资源产业化正呈现出蓬勃发展之势，20世纪以来中国水合物研究项目数量一直呈增长趋势，而国外在2010年以后呈减少趋势[9]。全球水合物产业化发展与中国差异显著[9]，主要体现在：①2010年后全球国家主导研究项目数量从每年约9项降至目前1~2项；②海外国家水合物研究经费从2013年占总量的16%降至2022年的0.4%；③海外国家对水合物资源开发投资从2016年的12亿元降至2022年的不足2亿元。这种差异可能源于两个原因：①全球水合物资源量评价结果远低于预期或当前条件下大规模商业化开发存在重大风险；②国际能源形势的变化即已找到替代常规油气的其他能源。基于当前情况，笔者认为原因②可能性不大，因为尽管非常规油气和可再生能源的发展速度快，但其在现实能源中所占比率仍然较低，目前仍没有找到很好的可替代常规油气的资源。相较之下，原因①可能性更大。因为在全球29组的水合物资源潜力评价中，不同学者采用的方法、技术、资料不同，得出的结果最大值是最小值的10 000多倍。在这些结果中，采用了不同级别的资源潜力量化指标[10]：远景含气量（Ⅰ级），实际含气量（Ⅱ级），水合物聚集量（Ⅲ级），原地资源量（Ⅳ级）和可采资源量（Ⅴ级）。尽管它们都是反映水合物资源潜力的量化指标，但地质意义和可靠性差异大，其中：远景含气量主要是基于理论模型预测有利区获得，实际含气量主要是基于实测资料评价有利区获得，水合物聚集量主要是在实际含气量的基础上去除分散型水合物获得，原地资源量主要考虑了富集型水合物量，可采资源量计算既考虑了水合物富集又考虑了水合物的可采性，因此级数越高意味着其资源评价的潜力指标能更准确地反映现实条件下的资源量。海外国家主导完成的水合物重大项目大部分都集中于水合物资源潜力研究[10]，反映了这一工作的重要性。据美国地质调查局官网资料[11]，全球发现水合物地点共计439个，其中被确认为水合物天然气藏的仅有14个，目前还没有一个水合物气藏进入商业开采阶段，因此无法获得与水合物开采相关的地质参数。正是在这种情况下，目前尚未形成一个统一的成熟可信的水合物资源潜力评价方法和技术，不同学者依据各自的专业特长和掌握的相关资料，采用不同方法和技术获得的结果差异性大。
为了突破全球水合物资源潜力评价研究这一困局，笔者采用全油气系统理论确定了水合物资源潜力与常规油气资源和稠油沥青资源潜力之间的定量关系，通过先评价出常规油气资源量和稠油沥青资源量（概称为常规类油气资源量），再实现对水合物原地资源量和可采资源量的反演评价[3]。这一研究方法和研究结果发表后受到了业界的关注，也针对计算结果中资源量概念定义、生物成因机制对水合物资源的影响等方面提出了一些问题。本文对这一方法进行改进并对不同条件下水合物资源潜力反演结果进行讨论：①基于新的资源潜力定量表征方法，应用全油气系统理论阐述不同类别油气资源之间的成因联系，并通过物质平衡原理建立水合物资源潜力与常规油气、稠油沥青以及相关地质条件之间的定量关系；②基于全球水合物地质调查和实际钻探结果以及全球常规和非常规油气近200年来勘探开发取得的成果，获取水合物与常规类油气资源定量关系中的各类关键参数，最后应用蒙特卡洛模拟技术对水合物原地资源量和可采资源量进行反演评价。
1 研究思路与方法原理
1.1 水合物资源量和资源潜力基本概念和表征方法
1.1.1 水合物资源量概念与表征方法
广义的矿产资源量系指在地表附近天然形成的，在当前和未来技术条件下能够开采并值得开采的矿产总量。这是教科书中有关矿产资源量的广义概念，它涵盖了现实资源量和远景资源量两个部分。实际应用中，笔者谈论的和国际市场上谈论的资源量系指当前条件下能够获得和利用的资源量。关于油气资源量/储量的分类方案很多，其中最具代表性的是2007年由石油工程师学会（SPE）、美国石油地质学家协会（AAPG）、世界石油大会（WPC）与石油估值工程师学会（SPEE）联合发表的石油资源管理系统[12]（Petroleum Resources Management System，简称PRMS）详细阐述和介绍的分类。该分类方法将原始地质资源总量分成已发现和待发现两个部分，又具体细分产量、储量、条件储量、远景资源量以及不可采部分。虽然不同国家有不同更为细致的分类和要求，但资源和储量的基本概念相同，都将不能开采和在当前条件下不能商业性采出的排除在现实资源量之外。本文谈到的水合物资源量均指当前条件下能够开采并在不久之后有望商业开采的水合物总量。
依据国内外地质调查结果，实际地质条件下的水合物赋存状态可以从多个维度进行分类，但从资源评价的现实需要出发，本文将其分为3类：①分散型水合物，饱和度小于10%，主要分布在泥质源岩层内，因沉积颗粒细小以及孔渗条件差，天然气由有机质降解生成后几乎没有发生过运移，其地质规律不清，当前难以构成有效资源；②较富集型水合物，饱和度为10%~20%，主要分布在泥质源岩层的薄互夹层或周边粉砂质泥岩和泥质粉砂岩之内，这类水合物在当前难以利用，但在未来技术条件下有可能得到利用，这类水合物构成了潜在资源量；③富集型水合物，饱和度超过20%，它们是泥质源岩层生成的天然气被排出后在浮力主导下经过较长距离运移并在高孔高渗储层内聚集起来，在当前和不久之后的技术条件下有望得到开发利用，构成了最具现实意义的原地资源量。本文将富集型且在现有技术条件下有望采出和利用的水合物资源量称之为可采资源量。后文讨论的天然气水合物主要为此类富集型水合物。
1.1.2 水合物资源潜力与表征方法
水合物资源潜力是用于量化水合物资源最终可利用规模的指标，其大小与资源量呈正相关关系，但并非线性相关，更不是一一对应。根据资源潜力的不同级别，可将其划分为：远景含气量（NGIP）、实际含气量（NGIA）、水合物聚集量（NGIC）、原地资源量（NRIP）、可采资源量（NTRR）5种不同级别（见图1 ），它们可通过（1）—（5）式定量表征。由于不同学者对水合物成因机制的认识不同，因此他们采取的评价方法各不相同，但最普遍的评价方法是适用于常规和非常规油气储量评价的体积法（见（1）式）。这种方法不涉及水合物资源的成因，只注重目前分布特征；经过实际钻探结果标定或校正后的计算公式如（2）式。低层级的资源潜力指标通过乘以一些相关的系数，如聚集系数（Ka）、资源系数（Kr）、可采系数（KR）等，可以转换成高层级的资源潜力指标，这为不同地区或不同学者获得的资源潜力结果进行最终比较和应用带来了方便，见（3）—（5）式。但是这一方法的不足在于5个关键参数的取值偏大时会导致资源评价结果较实际情况偏大。
第Ⅰ级： $N_{\mathrm{GIP}}=A H \phi S_{\mathrm{gh}} B_{\mathrm{gh}}$
第Ⅱ级： $N_{\text {GIA }}=A_{\mathrm{k}} H_{\mathrm{k}} \phi_{\mathrm{k}} S_{\mathrm{ghk}} K_{\mathrm{Bgh}}$
第Ⅲ级： $N_{\mathrm{GIC}}=N_{\mathrm{GIP}} K_{\mathrm{a}}$
第Ⅳ级： $N_{\mathrm{RIP}}=N_{\mathrm{GIC}} K_{\mathrm{r}}$
第Ⅴ级： $N_{\mathrm{TRR}}=N_{\mathrm{RPP}} K_{\mathrm{R}}$
1.2 水合物资源评价的地质理论基础
1.2.1 全油气系统理论
本文基于全油气系统理论探讨水合物资源潜力评价方法。全油气系统理论核心内涵包括3点[13]：①常规油气和非常规油气（包括水合物）均来源于沉积有机质的降解作用，它们均为全油气系统演化的产物；②常规和非常规油气在时空上联合共生和有序分布：深部以超致密储层为媒介的束缚动力场控制着页岩油气（S）的形成分布，以致密储层为媒介的局限动力场控制着致密油气（T）的形成分布；浅层以高孔高渗储层为媒介的自由动力场控制着常规油气（C）以及近地表稠油和沥青或水合物等特殊资源（A）的形成分布；③常规油气资源潜力和非常规油气资源潜力彼此关联并相互制约。
1.2.2 全油气系统演化对水合物资源潜力的约束作用
全油气系统演化控制着水合物资源潜力与其他油气资源之间的物质平衡关系，它们之间的定量关联模式通过4个地质推论来建立。①水合物天然气碳氢同位素组成与常规和非常规油气类同[14]，表明都来自沉积有机质的降解作用，均属于全油气系统演化产物。因此推论全油气系统之中包括水合物在内的常规类油气（NC）、致密类油气（NT）、页岩类油气（NS）等3类别油气资源总量小于或等于源岩层生油气总量（NP）；②上述3类别油气资源主要形成分布于3个不同的油气动力场[15]，水合物主要形成于自由动力场，因此推论自由动力场形成的水合物资源量（NC1）、正常油气资源量（NC2）、稠油沥青资源量（NC3）三者之和不可能大于自由动力场源岩排出的原始烃量（NEC）；③自由动力场形成的常规类油气资源总量受源岩层在自由动力场内排出烃量控制。研究表明，中国塔里木、准噶尔、四川、鄂尔多斯、渤海湾、松辽等6个代表性盆地主力源岩层在演化过程中，自由动力场排出的原始烃量约占生烃总量10%[10]，由此推论全球自由动力场水合物有效资源量不超过生烃总量的10%；④水合物天然气在自由动力场运移聚集受浮力主导，其成藏分布像常规油气藏一样受储层-盖层-圈闭等地质条件的耦合作用控制[16-17]，同时还受高压低温条件下水合物固相平衡带（GHSZ）岩体体积控制[18]，其资源量（NC1）等于自由动力场常规类油气资源总量（NC）与有利形成水合物带岩体体积所占自由动力场总岩体体积比率（VGHS/VCON）的乘积。由于水合物固相平衡带在自由动力场所占岩体体积比率仅约3.3%，由此推论水合物资源量占常规类油气资源总量的比率非常小。实际地质条件下的水合物和常规天然气采到地表的体积系数存在差异，前者约为后者4~5倍；高压低温固相平衡条件的水合物稳定带内可能形成常规油气藏，但只有其中的天然气可以形成水合物。基于这些地质特征，可以由上述推论进一步推导出水合物资源量与常规类油气资源量之间的定量关联模式，并基于蒙特卡洛模拟技术反演出水合物资源潜力，由于各种相关参数在全球不同盆地内是变化的，模拟反演出来的结果也是变化的，笔者取最大可能值、平均值、累计概率50%对应值代表最终评价结果。
首先，笔者收集整理了全球范围内35个水合物研究区297个水合物样品的地球化学数据分析结果、地震剖面显示结果以及测井资料解释结果，并分析研究了它们的产状特征；其次，从水合物天然气碳氢同位素组成测试结果和富集场所以及温压条件等方面进行研究，揭示了它们的形成条件、成因机制和分布规律。研究结果表明：有机质的降解作用为水合物形成提供天然气来源，浮力主导天然气运聚成藏并在自由动力场形成分布，高孔高渗储层提供富集空间，高压低温特殊环境保障早前形成的常规类气藏在形成过程中的相态转换与长期保存成固相的水合物天然气藏。这些事实表明，生-储-盖-运-圈-保的形成条件和浮力主导天然气运聚成藏的动力机制决定了水合物属于常规类油气藏，特殊的地质环境导致其相态特征与常规类油气藏具有差异性，类似于凝析油气藏在地下和地上的相态特征差异[19]。因此，水合物属于特殊环境下形成的具有特殊相态形式的常规类天然气藏，与常规油气藏相关的资源评价方法可以通过类比应用于水合物藏。
水溶相运聚不是天然气水合物富集成藏的主要动力机制[20-21]，主要原因有6点：①油气在水中的溶解度低，油在水中的最大溶解度不到200×10-6，天然气在每立方水中最大溶解量不到12 m3[22-23]；②含油气盆地内缺少足够的水量将天然气从源岩层内溶解后再搬运到圈闭内聚集成藏[24]；③地下源岩层孔隙水向外排出缓慢，通常情况下溶解在水中的天然气只能依靠扩散作用向外缓慢运移，而扩散是一个损耗烃量并非聚烃量的过程[25]；④源岩层生成的油气最初主要以水溶、油溶、吸附和游离等形式滞留于源岩层内，如果遇到高压低温条件的水合物固相平衡带就能够形成水合物，但因饱和度低和源岩层自身致密难以构成有效资源[23]；⑤源岩生成的天然气量只有在满足自身存留需求后才能以游离态大量排出[26]；⑥溶解于水中的天然气在饱和水溶作用之前不可能以游离态析出，也不能形成水合物，水合物形成主要发生在游离态天然气析出之时或聚集过程之中[27]。
1.3 水合物资源评价的方法原理和技术路线
1.3.1 方法原理
本文基于全油气系统定量评价方法原理[28]反演水合物资源潜力。庞雄奇等基于常规油气和非常规油气之间的差异性和关联性提出浮力成藏下限（BHAD，Buoyancy-driven Hydrocarbon Accumulation Depth）[29]、油气成藏底限（HADL）[30]、源岩供烃底限（ASDL）[31] 3个动力边界，并据此将有利油气成藏的领域划分为自由、局限、束缚3类油气动力场（HDF），发现这3类动力场分别控制着常规类、致密类、页岩类油气藏的形成分布，建立了常规和非常规油气藏统一成因模式[15]。这里的油气动力场系指全油气系统内介质条件相同、运聚动力相同、成藏类型相同且相互沟通和连续分布的有利油气运聚成藏的地层空间，概念模型如图2 所示。笔者认识到，自由动力场油气成藏受浮力主导和圈闭控制，主要形成常规油气、稠油沥青和水合物3类油气资源，其总量受源岩层在进入排烃门限（HET）[32]至达到浮力成藏下限之前的排烃量或常规油气原始烃量控制（见图2b ）；局限动力场油气成藏受非浮力主导和源岩层附近的致密储层控制，主要形成致密常规、致密深盆、致密复合3种非常规致密油气资源，其资源总量受处于浮力成藏下限和油气成藏底限间的源岩层排烃量或致密油气原始烃量控制（见图2b ）；束缚动力场油气成藏受非浮力主导和烃源岩层控制，主要形成页岩油气和煤层油气，它们的资源总量受生烃门限（HGT）[23]和源岩供烃底限之间的源岩层滞留油气总量或页岩油气原始烃量控制（见图2b ）。全油气系统3个动力场控制着常规、非常规改造、非常规致密3类6亚类15种油气藏[15]（其中，常规类包括构造和非构造亚类；非常规改造类包括储层改造、组分改造亚类；非常规致密类包括近源和源内亚类），分布模式如图2a 所示。基于有利于水合物成藏的岩体体积和有利于常规油气成藏的岩体体积之间的比率（见（6）式）与自由动力场油气资源总量来计算水合物资源潜力（见（7）式）：
$R_{\mathrm{GHS}}=\frac{V_{\mathrm{GHS}}}{V_{\mathrm{CON}}}$
$N_{\mathrm{gh}} \approx N_{\mathrm{CON}} R_{\mathrm{GHS}}$
图2 全油气系统结构特征与油气动力场成藏分布概念模型[33]F-HDF—自由动力场；C-HDF—局限动力场；B-HDF—束缚动力场；B1-HDF—深层束缚动力场；B2-HDF—源内束缚动力场；Qrs1—页岩油气原始烃量；Qrs2—原始有机质；Qea—常规油气原始烃量；Qeb—致密油气原始烃量；C1—常规类背斜圈闭油气藏；C2—常规类断块圈闭油气藏；C3—常规类岩性圈闭油气藏；C4—常规类地层圈闭油气藏；C5—常规类水动力圈闭油气藏；U1—非常规类致密型油气藏；U2—非常规类致密深盆油气藏；U3—非常规类致密复合型油气藏；U4—非常规类页岩油气藏；U5—非常规类煤系油气藏；R1—裂缝改造型油气藏；R2—孔洞改造型油气藏；R3—裂缝-孔洞改造型油气藏；R4—氧化改造型油气藏；R5—热解改造型油气藏 |
1.3.2 技术路线
基于全油气系统理论评价水合物资源量的原理公式（见（7）式）可以列出系列关联方程。（8）式表示常规类油气资源量、致密类油气资源量、页岩类油气资源量的总和小于或等于源岩层生油气总量或全油气系统总原始烃量；（9）式表示自由动力场内常规类油气资源总量等于特殊圈闭水合物资源量加上正常圈闭油气资源量再加上破坏型圈闭中稠油沥青资源量，它们之和小于常规类油气资源的原始烃量或自由动力场源岩层排出烃量；（10）式表示水合物资源量等于常规类油气资源量减去正常圈闭资源量再减去稠油沥青资源量，等于函数f与常规类油气资源总量的乘积。整理（5）—（8）式得到（11）、（12）式，水合物资源潜力可以通过物质平衡方程（12）式反演。
$N_{\mathrm{C}}+N_{\mathrm{T}}+N_{\mathrm{S}} \leqslant N_{\mathrm{P}}$
$N_{\mathrm{C}}=N_{\mathrm{C} 1}+N_{\mathrm{C} 2}+N_{\mathrm{C} 3} \leqslant N_{\mathrm{EC}}$
$N_{\mathrm{C} 1}=N_{\mathrm{C}}-N_{\mathrm{C} 2}-N_{\mathrm{C} 3}=f N_{\mathrm{C}}$
$f=g \frac{B_{\mathrm{gh}}}{B_{\mathrm{g}}} \frac{V_{\mathrm{gHS}}}{V_{\mathrm{CON}}}=g \frac{B_{\mathrm{gh}}}{B_{\mathrm{g}}} \frac{A_{\text {GHS }}}{A_{\mathrm{CON}}} \frac{H_{\mathrm{GHS}}}{H_{\mathrm{CON}}}$
$N_{\mathrm{C} 1}=\frac{f}{1-f}\left(N_{\mathrm{C} 2}+N_{\mathrm{C} 3}\right)$
（12）式中函数f基于（11）式计算得出，其中7个地质参数依据不同的方法获得：其中自由动力场源岩供运烃类中天然气比率系数（g）由研究区有机母质类型及其演化程度决定，考虑生物降解作用和热降解作用。考虑到水合物资源大规模开采需要克服可能诱发地质灾害和环境污染付出的额外成本，因此更科学的表达应该是其有效资源量较通过类比常规油气资源量（12）式获得的结果更小。
2 全球水合物资源评价结果及其概率分布
2.1 全球水合物资源评价地质概念模型
全球水合物资源量系指全球不同地质条件下各个含油气盆地全油气系统水合物资源量总和，用图3 综合全油气系统概念模型表征[28]。图3a 为综合全油气系统内油气动力边界-油气动力场-油气藏类别之间的关联模型，图3b 为综合全油气系统内形成分布的3类原始烃量，3类原始烃量之和等于油气生成总量（见（8）式）。浮力成藏下限之下油气资源总潜力受致密油气原始烃量控制；浮力成藏下限之上油气资源总潜力受常规油气原始烃量控制；源岩层内页岩油气资源总潜力受源岩滞留原始烃量控制（见图3b ）。水合物资源潜力与常规油气资源潜力和稠油沥青资源潜力之间的定量关联模式用（12）式表示。
2.2 全球水合物资源评价关键参数
2.3 全球水合物资源量评价结果
在各个关键参数变化特征确定后，基于上述资料反演出来的全球水合物资源潜力也是一个变量，采用蒙特卡洛模拟技术给出对应结果的概率，用以表征结果的可靠性或风险程度，最后用对应累计概率10%，50%，90%的对应结果（P10、P50、P90）以及所有结果的平均值（Mean）和众数值（Mode）来表示反演模拟结果的分布特征。研究表明，全球水合物原地资源量对应P90、P50、P10的结果分别为58×1012，141×1012，338×1012 m3，众数值和平均值分别为84×1012，179× 1012，分别占全球常规类油气总原地资源量（4 094×1012 m3气当量）的2.1%，4.3%；可采资源量对应P90、P50、P10的结果分别为18×1012，43×1012，108×1012 m3，众数值和平均值分别为26×1012，57×1012 m3，分别占全球常规类油气总技术可采资源量（1 362×1012 m3气当量）的1.9%，4.2%。其分布特征如图7 所示。
关于微生物降解气对水合物资源量反演结果的影响。首先，微生物降解气对（11）式中源岩供运烃量中g有影响：在不考虑微生物降解气量影响的情况下，（11）式中的参数g约为63.5%，考虑之后参数g值约为71.3%，增加7.8%。其次，微生物降解气成藏对（12）式中常规油气储量NC2取值有影响：全球已经发现的生物气原地储量818.8×1012 m3，约占已探明常规油气储量20%[35]。不考虑微生物降解气的贡献，全球发现的常规油气储量NC2值约3 275.2×1012 m3，考虑微生物降解气贡献则常规油气储量NC2值约为4 094×1012 m3。综合两个方面结果，在考虑微生物降解气量对水合物成藏的贡献后，全球水合物原地资源量评价结果增大量不到30%。这一评价结果，似乎与地质地球化学调查发现水合物藏中微生物降解气普遍存在的比率有出入，因为全球已发现14个水合物藏之中微生物降解气藏约占三分之二。导致该现象的可能原因：①全球目前已经发现的14个水合物藏中有些可能没有达到有效资源量标准，尤其是一些微生物降解成因的水合物藏虽然没有达到标准也被包括在有效资源之内，它们目前的比率可能较实际偏高；②可能还有更多潜在的热降解成因气形成的水合物藏没有被发现，当前发现的水合物藏个数太少，在成因上没有代表性。
3 全球水合物资源评价结果可靠性分析与基本认识
应用综合全油气系统物质平衡方程反演全球水合物资源潜力的结果是否可靠需要进行检验，为验证结果的可靠性，本文主要采用以下3种独立方法交叉检验。
3.1 基于水合物体积类比法检验结果的可靠性
将成熟探区钻探水合物获得的关键参数，通过体积类比法拓展至全球所有有利区计算水合物含气总量、原地资源量和可采资源量，并将其结果与全油气系统物质平衡反演法结果进行比较，相互检验和应证。7个关键参数如表1 所示，它们来自不同学者早前所用参数的统计值，包括可能最小值、可能最大值以及最大可能值。基于蒙特卡洛模拟技术对全球水合物原地资源量和技术可采资源量的计算结果表明[3]：原地资源量众数值和平均值分别为65×1012，180×1012 m3，占全球常规类油气地质资源总量的比率为1.6%，4.4%；可采资源量众数值和平均值分别为22×1012，57×1012 m3，占全球常规类油气可采资源总量的比率为1.6%，4.2%。原地资源量和可采资源量众数值分别约为对应常规类油气资源总量的1.6%，1.6%。
表1 钻探结果体积类比法评价全球水合物资源关键参数与变化取值[3] |
| 关键 参数 | 水合物固相平衡带面积/106 km2 | 储层净厚度/ m | 孔隙度/ % | 水合物 饱和度/% | 水合物 体积系数/% | 富集系数 | 采收率/ % |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 最小值 | 5 | 2 | 15 | 10 | 160 | 0.10 | 10 |
| 众数值 | 50 | 15 | 35 | 35 | 164 | 0.25 | 30 |
| 最大值 | 150 | 80 | 50 | 90 | 168 | 0.35 | 70 |
| 数据 来源 | 29组全球水 合物研究结果 | 中国南海神狐地区和 加拿大Beaufort-Mackenzi 盆地等地区钻井结果 | 中国南海神狐地区和 加拿大Beaufort-Mackenzi 盆地等地区钻井结果 | 中国南海神狐地区和 加拿大Beaufort-Mackenzi 盆地等地区钻井结果 | 前人 研究结果 | 中国南海神狐地区和加拿大Beaufort-Mackenzi 盆地等地区钻井结果 | 实验室 研究 结果 |
3.2 基于前人评估结果变化趋势分析法检验结果的可靠性
不同学者因资料、认识、方法等方面的差异，评价结果差异特别大。然而它们随时间变化整体上呈现出不断减少的趋势，在相同时间间隔前后获得的评价结果之间的偏差越来越小，当其小于某一确定数值后可以认为二者趋同，笔者将其作为接近客观实际的理论预测结果。图8 为前人29组评价结果随时间的变化特征和趋势分析结果，相关系数（R2）超过0.8，反映了人们对水合物调查数据增多、成因认识不断深化，评价结果越来越接近客观实际的过程特征。
采用蒙特卡洛模拟技术和水合物资源潜力变化模型（见（12）式）对全球水合物原地资源量和技术可采资源量模拟计算结果如下[3]：原地资源量众数值和平均值分别为148×1012，283×1012 m3，占全球常规类油气资源总量的比率分别为3.6%，6.9%；可采资源量众数值和平均值分别为42×1012，91×1012 m3，占全球常规类油气资源总量的比率分别为3.1%，6.7%。它们的众数值分别约为常规类油气资源总量的3.6%和3.1%。
3.3 依据权威机构学者公开发表的研究结论检验结果的可靠性
中国南海神狐探区作为相对成熟的水合物研究区，其水合物分布数据具有代表性[11]。图9 是中国南海和全球水合物藏钻探后获得的结果和认识[36]：在神狐探区水合物测井解释获得的饱和度小于10%的超过70%、处于10%~20%的约占25%、超过20%的不到5%（见图9a1 ）；在东沙探区[36]，含水合物饱和度小于10%的超过87%、处于10%~20%的约占10%、超过20%的不到3%（见图9a2 ）。Boswell等[16,37]在分析研究全球水合物钻探结果后认为，地球上沉积盆地内形成的水合物总量很大，但绝大多数分散在泥质源岩层内，饱和度低，不能构成有效资源；被排出源岩层并发生运移后在砂岩、砾岩和泥岩裂缝内聚集起来的水合物饱和度超过20%，构成了有效资源。全球聚集起来能够构成有效资源的水合物总量约为300×1012 m3，占全球常规类油气资源总量约22%；在中国南海神狐探区，饱和度超过20%的水合物量约占南海神狐常规类资源总量的18%。综合相关研究水合物有效资源量与水合物总量之间的关联性用图9b 表示。
3.4 全球水合物资源综合评价结果与基本认识
综合全油气系统物质平衡方程反演法、钻探结果体积类比法、前人结果趋势分析法、全球地质调查结果综合分析等4方面研究成果相互比较和印证（见表2 ），结果采用众数值和平均值作为分布范围的边界值的形式展示，可以确认全球水合物原地资源量和可采资源量的众数值分别为99×1012，30×1012 m3，平均值分别为214×1012，68×1012 m3，分别约占全球常规类（正常油气和稠油沥青）原地油气资源总量（4 100× 1012 m3）和可采资源总量（1 360×1012 m3）的2.4%~5.2%，2.2%~5.0%。3种方法的评价结果彼此接近，反映了评价结果的可靠性和客观性。
表2 全球水合物资源评价结果汇总及综合分析 |
| 水合物资源 评价方法 | 全球水合物 地质资源量/ 1012 m3 | 全球水合物 可采资源量/ 1012 m3 | 水合物资源占常规类资源比率/% | |
|---|---|---|---|---|
| 原地资源 | 可采资源 | |||
| 全油气系统 物质平衡模拟反演法 | 84~179 | 26~57 | 2.0~4.4 | 1.9~4.2 |
| 钻探结果 体积类比法 | 65~180 | 22~57 | 1.6~4.4 | 1.6~4.2 |
| 前人结果 趋势分析法 | 148~283 | 42~91 | 3.6~6.9 | 3.1~6.7 |
| 3种方法 综合平均 | 99~214 | 30~68 | 2.4~5.2 | 2.2~5.0 |
注：表中数值范围采用众数值和平均值作为分布范围的边界值 |
4 讨论
本文基于常规油气资源评价结果反演水合物资源量的前提条件是认识到天然气水合物也是一种常规类油气资源，其形成分布除受高压低温这一特殊环境条件控制外，其他完全类同于常规油气资源，包括天然气来源于有机质生物降解和热降解作用、浮力主导天然气在自由动力场高孔高渗储层内运移聚集、圈闭构造控制天然气富集成藏、分布在浮力成藏下限之上等。正是这些显著的地质特征，使笔者能够基于全油气系统理论和物质平衡原理确立水合物资源潜力与正常圈闭中的常规油气资源和破坏圈闭中的稠油沥青资源之间的定量关系模式，并借助人类一百多年来的勘探开发成果实现水合物天然气原地资源量和可采资源量的反演评价。虽然评价模型的实用性从理论上得到了检验，但评价结果的客观性和可靠性有待实践进一步检验。
水合物作为一种资源，对于能源短缺的中国有着重要的现实意义，有3个相关问题需要引起关注：①本文的评价结果只能代表笔者目前的认知水平，不能将全球水合物资源量评价结果理解为一个一成不变的数字。事实上，当通过科技进步而改变分散型水合物、较富集型水合物、富集型水合物的分类标准或对应临界条件时，水合物资源潜力的评价结果就会发生改变。若将饱和度超过20%的富集型水合物视为现实资源，据此评价出原地资源量较小，若将饱和度超过10%的较富集型水合物视为现实资源，据此评价出原地资源量将提高2~3倍；②当前依据30%的采收率评价水合物可采资源量较低，但当采收率超过60%后，水合物可采资源量可以在当前结果的基础上增加超过2倍。水合物赋存状态的分类标准是基于目前科技水平确定的，会随科技水平提高而改变，进而导致水合物资源潜力评价结果发生改变；③采用了蒙特卡洛模拟技术评价资源潜力，获得的结果不是一个固定数值，而是基于一定条件下出现的最大可能值或平均值。
本文评价获得的是最高层级的水合物资源潜力——当前技术水平条件下的原地资源量和可采资源量，虽然较之早前评价结果数值规模小，但可信度高，与客观实际更为接近，可以基于这一结果制定未来产业化发展战略和政策规划。早前的资源潜力评价结果，虽然数值规模很大，但将所有水合物视为有效资源，没有考虑富集程度，也没有考虑可采性，更没有考虑商业成本，因此不能用于指导当前条件下水合物资源发展战略研究和勘探开发规划制定。本文评价的水合物资源潜力没有包括海底广泛存在的丘状水合物，也不包括无机成因甲烷气可能形成的水合物，这些水合物资源潜力到底有多大还需继续探索和研究。本文研究结果主要基于早期文献中发表的资料和数据，毫无疑问其客观性和可靠性均受资料数量和品质影响。
虽然目前发现的天然气水合物均来自沉积有机质的降解作用，但不排除非有机成因气形成水合物藏的可能性。在未来勘探中，不能排除发现无机成因水合物藏和水合物资源的可能性，但目前的研究表明：无机成因气形成水合物可能性较小或其形成的资源量非常有限。这与油气资源中有极少量无机成因油气一样，虽然不能排除它们在自然界中的存在，但基于现有的地质调查结果[14]，它们所占比率在商业性油气藏中几乎可以忽略。因此本研究未考虑无机成因的水合物。
中国能源短缺，油气对外依存度很高，继续努力探索水合物资源高效开采关键技术具有重要的现实意义。笔者虽然认为天然气水合物从整体上不可能构成人类未来的主要能源，但不能排除在地球上某些盆地或特殊地区作为主导能源开发利用的可能性。从长远发展的目光考虑，水合物即使当前不能作为主导能源开发利用，它们在未来也有可能作为其他形式的资源，诸如更具价值的化工原料等，得到开发利用的可能性。
5 结论
天然气水合物具有常规类油气资源的形成条件、富集动力机制和分布特征，受全油气系统形成演化特征控制，基于全油气系统动力场成藏模式确立了水合物天然气资源潜力与常规油气和稠油沥青资源潜力之间的物质平衡关联模式，为突破50多年来无商业开采实例难以获取关键参数评价资源量遇到的困局和客观科学地评价水合物资源潜力开拓了途径。
基于已探明的常规油气储量和稠油沥青储量以及蒙特卡洛模拟技术，反演评价出全球水合物原地资源量和可采资源量分别为（84~179）×1012 m3和（26~57）×1012 m3，与采用全球钻探结果体积类比法、前人评价结果趋势分析法获得的结果和认识类同，表明了基于全油气系统物质平衡原理反演水合物资源潜力新方法的可行性和可靠性以及全球水合物资源潜力的客观性。
总结全油气系统物质平衡反演法、钻探结果体积类比法、前人结果趋势分析法等多种方法的评价结果得到全球水合物原地资源量和可采资源量的众数值分别为99×1012，30×1012 m3；平均值分别为214×1012，68×1012 m3，不到常规类油气资源总量5%，不到化石类油气资源总量的2%，难以构成中国现实能源的主体，但可作为补充。
本文获得的全球水合物原地资源量和可采资源量受当前技术条件和认知水平、资料数量和品质等多方面因素限制，它们会随着科技发展水平以及认知水平的提高而不断发生改变。鉴于中国能源短缺、对外依赖度高以及水合物资源用途宽广等事实，选择好重点探区如南海北部陆坡等，不断探索水合物资源高效开发、绿色安全利用的关键技术值得鼓励和支持。
符号注释：
A——水合物分布面积，m2；ACON——有利于常规油气成藏的自由动力场面积，m2；AGHS——有利于水合物成藏的面积，m2；Ak——校正后的水合物分布面积，m2；Bgh，Bg——水合物和正常天然气采到地表后的体积转换系数；g——自由动力场源岩供运烃类中天然气比率系数；H——水合物分布厚度，m；HCON——有利于常规油气成藏的自由动力场厚度，m；HGHS——有利于水合物成藏的厚度，m；Hk——校正后的水合物分布厚度，m；KBgh——校正后的水合物地表体积转换系数；Ka——聚集系数；Kr——资源系数；KR——可采系数；NCON——自由动力场油气资源量，t；NC，NT，NS——常规、致密和页岩类油气资源量，t；NC1，NC2，NC3——特殊圈闭水合物资源量、正常圈闭油气资源量和破坏型圈闭中稠油沥青资源量，t；NEC——常规类油气资源的原始烃量或自由动力场源岩层排出烃量，t；Ngh——水合物资源量，t；NGIA——实际含气量，m3；NGIP——远景含气量，m3；NGIC——水合物聚集量，m3；NP——源岩层生油气总量或全油气系统总原始烃量，t；NRIP——原地资源量，t；NTRR——可采资源量，t；RGHS——有利于水合物和常规油气成藏的岩体体积比率；Sgh——含水合物饱和度，%；Sghk——校正后的含水合物饱和度，%；VCON——有利于常规油气成藏的自由动力场岩体体积，m3；VGHS——有利于水合物成藏的岩体体积，m3；f——水合物资源量计算函数；ϕ——储层介质孔隙度，%；ϕk——校正后的储层介质孔隙度，%；$\nabla T$——地温梯度，℃/100 m。