中国冻土区天然气水合物的找矿选区及其资源潜力

祝有海 赵省民 卢振权

中国地质科学院矿产资源研究所

中国冻土区天然气水合物的找矿选区及其资源潜力

祝有海 赵省民 卢振权

中国地质科学院矿产资源研究所

中国是世界第三冻土大国,多年冻土面积达2.15×106km2(主要分布于青藏高原和东北大兴安岭地区),蕴含丰富的天然气水合物资源。前人对中国冻土区天然气水合物的研究多局限在青藏高原,且在找矿预测特别是找矿选区方面的研究较少。为此,对中国冻土区天然气水合物成矿条件及找矿选区进行了深入讨论,并初步评价其资源潜力。根据形成天然气水合物的气源条件、温压条件,结合目前所发现的异常标志,认为中国冻土区具备良好的天然气水合物形成条件和找矿前景,羌塘盆地是形成条件和找矿前景最好的地区,其次是祁连山地区、风火山—乌丽地区和漠河盆地,接下来还有青藏高原的昆仑山垭口盆地、唐古拉山—土门地区、喀喇昆仑地区、西昆仑—可可西里盆地以及东北的根河盆地、拉布达林盆地、海拉尔盆地和新疆北部的阿尔泰地区等。采用体积法和蒙特卡罗法初步估算出中国冻土区天然气水合物资源量约为38×1012m3,相当于380×108t油当量,与中国常规天然气资源量基本相当,显示出巨大的资源潜力。

中国 天然气水合物 冻土区 资源评价 成矿条件 找矿选区 资源量 羌塘盆地

天然气水合物广泛分布于海底沉积物和陆上永久冻土区中,其全球潜在资源量相当于(1.8～2.1)× 1016m3的甲烷气,是已知煤、石油和天然气等化石燃料资源量总和的2倍[1-3]。中国非常重视天然气水合物的调查研究,分别在南海神狐海区和青海祁连山冻土区成功钻获天然气水合物实物样品,显示出良好的找矿前景[4-7]。

迄今为止,国外冻土区内共发现天然气水合物产地9处,主要分布于俄罗斯、美国和加拿大等国的环北冰洋冻土区,包括美国阿拉斯加北部斜坡的Brudhoe湾-Kuparuk河地区,加拿大 Mackenzie三角洲和Sverdrup盆地,俄罗斯的西西伯利亚盆地、Lena-Tunguska地区、Timan-Pechora盆地、东北西伯利亚及Kamchatka地区,挪威的 Svalbard半岛、格陵兰等[8-9]。中国是世界第三冻土大国,多年冻土面积达2.15×106km2,主要分布于青藏高原和东北大兴安岭地区,占国土面积的22.3%[10]。自20世纪90年代末开始,就有少部分学者开始关注中国冻土区特别是青藏高原冻土区是否存在天然气水合物,并开展形成条件和分布预测等方面的调查研究,结果显示青藏高原特别是羌塘盆地基本具备天然气水合物的形成条件,并提出了各自的分布预测[11-20],但这些调查研究多集中在形成条件方面,且多局限在青藏高原,在找矿预测特别是找矿选区方面更是语焉不详。本文主要依托中国地质调查局的“中国陆域永久冻土带天然气水合物资源远景调查(2004—2007)”项目成果,结合近年来的调查研究进展,对中国冻土区天然气水合物成矿条件及找矿选区进行深入讨论,并初步评价了其资源潜力,以供有关决策部门参考。

1 成矿条件分析

天然气水合物形成于低温高压环境下,并需要有接近于饱和的气源条件和充足的水源条件,同时气体组成及其孔隙水盐度也将影响到水合物能否形成并保持稳定。由于中国冻土区的水源条件比较丰富,故制约水合物能否形成的关键因素是气源条件和温压条件,这里先就温压条件进行深入分析。

中国冻土区主要分布于东北大兴安岭地区和青藏高原,并零星分布在一些高山上(图1)。东北冻土区位于环北极冻土区的南缘,主要分布于东北大兴安岭46°30′N～53°30′N,面积38.2×104km3,占中国冻土区总面积的17.8%。东北冻土属纬度冻土,随着纬度降低,年平均气温升高,永久冻土的发育程度降低,连续性变差,冻土层厚度减薄,含冰量减少,由大片连续冻土逐渐演变为岛状冻土和稀疏岛状冻土。青藏高原是中国最大的冻土区,南北跨越12个纬度,东西横亘近30个经度,面积150×104km3,占中国冻土总面积的69%。青藏高原冻土是典型的高山冻土(中低纬度冻土),纬度和海拔是冻土的主要控制因素。青南藏北高原特别是羌塘盆地是多年冻土最发育的地区,基本呈连续分布或大片分布,由此向周边地区,随着海拔降低,年平均地表地温逐渐升高,由连续冻土或大片冻土逐渐过渡为岛状冻土。祁连山冻土区地处青藏高原北缘,总体上也属于高原冻土,年平均地表地温为-1.5～-2.4℃,冻土层厚度为50～139 m。木里地区是祁连山冻土区的核心,除局部地段外,多年冻土连续分布,其年平均地表地温最低(-2.4℃),实测冻土层厚度60～95 m,并常见厚层地下冰[10]。

图1 中国冻土区天然气水合物找矿远景区预测图(冻土分布范围据本文参考文献[10])

与环北冰洋冻土区(高纬度冻土区)相比,中国冻土区的年平均地表地温相对较高,冻土层相对较薄,如青藏公路沿线实测的最大冻土层厚度仅为128 m[10],而高纬度冻土区的冻土层厚度一般都介于400～500 m,这也导致部分人员怀疑中国冻土区能否形成天然气水合物的主要疑虑。事实上,影响冻土区天然气水合物能否形成及其水合物稳定带厚度的主要因素包括年平均地温、冻土层厚度、冻土层内地温梯度、冻土层下地温梯度和气体组分、水体盐度等,我们根据上述参数,利用Sloan的CSMHYD软件对中国冻土区天然气水合物的温压条件进行了计算,图2即为根据祁连山木里地区实际参数进行计算的一个实际例子,具体的计算方法和计算过程请参见本文参考文献[17]。笔者利用同样的方法对青藏高原的羌塘盆地、昆仑山垭口盆地、风火山—乌丽地区、唐古拉山—土门地区、伦坡拉盆地以及东北漠河盆地等地开展了温压条件计算,结果显示青藏高原和漠河盆地基本具备形成天然气水合物的温压条件。

图2 祁连山木里地区天然气水合物的温压条件

进一步地,笔者分别利用祁连山木里地区33号钻孔冷泉气(CH4:96.6%,C2H6:3.3%,C3H8:0.1%,均为摩尔分数,下同)、风火山—乌丽地区顶空气平均值(CH4:93.8%,C2H6:6.2%)和羌塘盆地双湖地区顶空气平均值(CH4:63.3%,C2H6:24.3%,C3H8: 8.9%,nC4H10:3.5%)等实测气体组分,结合青藏高原的其他参数,对青藏高原天然气水合物的稳定带及其厚度进行了计算,结果显示青藏高原具备较好的天然气水合物形成条件,即使要求最为苛刻的纯甲烷水合物也能在局部地区形成(图3),且随着重烃组分的逐渐增加,能形成水合物的地区范围逐渐增大,水合物稳定带厚度也逐渐增厚。

图3 青藏高原天然气水合物(纯甲烷组分)稳定带及其厚度分布图

2 找矿选区讨论

根据中国冻土区形成天然气水合物的气源条件、温压条件,结合目前所发现的异常标志,笔者认为中国冻土区具备良好的天然气水合物形成条件和找矿前景,其中羌塘盆地是形成条件和找矿前景最好的地区,其次是祁连山地区、风火山—乌丽地区和漠河盆地(图1),再其次应是昆仑山垭口盆地、唐古拉山—土门地区、喀喇昆仑地区、西昆仑—可可西里盆地以及东北的根河盆地、拉布达林盆地、海拉尔盆地和新疆北部的阿尔泰地区等,下面对这些重点地区进行深入讨论。

2.1 羌塘盆地

羌塘盆地是青藏高原最大的沉积盆地,面积约18 ×104km2,是在晚古生代裂谷演化背景上发育起来的叠合盆地,沉积了泥盆系、石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系和第四系等8大沉积层,总厚度大于30 000 m。羌塘盆地共发育有12套烃源岩,其中中上侏罗统索瓦组(J3s)、夏里组(J2x)、布曲组(J2b)和上三叠统肖茶卡组(T3x)为分布最广的4套烃源岩,具有良好的油气形成条件,目前已发现油气显示近200处,是青藏高原最有前景的常规油气找矿远景区[21]。笔者在羌塘盆地双湖地区150个站位的化探结果表明,酸解烃中的甲烷、乙烷和丙烷的平均含量分别高达1 424.4μL/kg、187.5μL/kg和96.0μL/ kg,大大高于其他盆地的相应值。顶空气、冰中气、冷泉气等也显示出类似的特征,显示出羌塘盆地有丰富的烃类气体,非常有利于形成天然气水合物。实测数据也显示羌塘盆地的重烃(乙烷、丙烷、丁烷等)含量相对较高,如顶空气中平均含有24.3%的重烃(摩尔比,下同),冰中气中平均含有28.1%的重烃,而酸解烃中平均含有23.0%的重烃,重烃含量越高越有利于形成天然气水合物,且其稳定带也就越厚。同时,甲烷碳同位素的分析结果显示,近地表沉积物中的烃类气体既有原地形成的微生物气,也有深部迁移上来的热解气,显示出多种不同来源的烃类气体在近地表处混合,也有利于形成天然气水合物。

羌塘盆地是青藏高原3个低温中心中温度最低、面积最大的一个,年平均气温值低于-6℃,且年平均地表地温反演结果表明,该区年平均地表地温多介于-5～-3℃,也是青藏高原年平均地表地温较低的地区。若以2.2℃/100 m作为冻土层内的平均地温梯度,反演出来的冻土层厚度多在100～200 m之间,局部地区可大于200 m。由此可见,羌塘盆地是青藏高原冻土最为发育、冻土相对较厚的地区,也有利于形成天然气水合物。此外,羌塘盆地还是青藏高原地温梯度最低的盆地,羌塘盆地现今的地温梯度只有1.5～1.8℃/100 m,古地温梯度也不到2℃/100 m[22],属于典型的低热流盆地,其地温梯度(中值为1.65℃/ 100 m)远低于整个青藏高原的平均值(4.18℃/100 m),非常有利于形成天然气水合物。

因此,羌塘盆地是中国冻土区天然气水合物形成条件最好的地区,笔者将之划归I级找矿远景区,但目前发现与水合物有关的异常标志不多,EH-4法在龙尾错地区冻土层下发现高阻层,微测井法在羌塘盆地发现速度倒转现象[15]以及地质雷达中发现的高速层[15]也许与水合物有关,但目前尚未发现与水合物直接相关的异常标志,迫切需要开展深入的调查研究,以便证实是否存在天然气水合物。

2.2 祁连山地区

祁连山地处青藏高原北缘,尽管海拔相对不高,但因纬度偏北,也成为青藏高原冻土分布比较广泛的地区之一,多年冻土面积达10×104km2,实测冻土层厚度为50～139 m,理论计算的冻土层厚度最大值为400 m[10],基本具备形成天然气水合物的冻土条件。笔者曾以木里煤田33号钻孔附近的年平均地表地温(-2.6℃)、冻土层厚度(88 m)、平均地温梯度(2.2℃/100 m)和实测气体组分作为参数,计算出水合物稳定带的顶界埋深为171 m,底界埋深为574 m,稳定带厚度为403 m[17](图2)。

祁连山冻土区具备充足的气源条件,其中侏罗纪小型含煤盆地星罗棋布,组成祁连山含煤盆地群,内含丰富的煤层气,仅外力哈达和热水2个矿区300～2 000 m深度范围内的资源量就达24.97×108m3。同时,南祁连盆地是一潜在的油气盆地,仅木里坳陷自下而上就发育有石炭系暗色泥(灰)岩、下二叠统草地沟组暗色灰岩、上三叠统尕勒得寺组暗色泥岩、侏罗系暗色泥页岩等4套烃源岩,其中石炭系烃源岩的有机质已进入过成熟阶段,其他3套烃源岩基本上处于成熟—过成熟阶段,有利于形成天然气。这些煤层气和天然气能提供丰富的气源,且青海煤炭地质105勘探队曾在木里煤田聚乎更矿区的煤炭地质勘探中多次发现不明气体,非常有利于形成天然气水合物。

与羌塘盆地相比,祁连山的冻土条件较差,若局限于煤层气则规模有限,而深部热解气是否充足还有待于深入研究,因此,我们总体上将之列为 II级找矿远景区。

2008年,中国地质调查局选择成矿条件较有利且施工条件相对简单的祁连山木里地区施工“祁连山冻土区天然气水合物科学钻探工程”,并在DK-1科学钻探试验孔井深133.5～135.5 m处首次钻获天然气水合物实物样品,取得了找矿工作的重大突破。2009年继续在祁连山木里地区施工DK-2、DK-3、DK-4等钻探试验井,再次钻获天然气水合物实物样品,证实水合物分布于133.0～396.0 m深度区间,并开展了一系列地质、地球物理、地球化学调查和实验分析测试,发现一系列天然气水合物的直接证据和异常标志[5]。这一发现证实上述预测是正确的,但稳定带顶底界及其厚度有所差异,这可能与实际的冻土层厚度、地温梯度和气体组分等与原预测参数有所差异所致。

2.3 风火山—乌丽地区

风火山—乌丽地区地处沱沱河盆地,有一定的成油成气条件,且乌丽地区有丰富的煤矿点,二叠系含煤岩系能提供一部分煤层气,为水合物提供一定的气源。此外,乌丽地区存在较多的近东西向活动断层,发育有一系列低温泉水,并在泉水内观测到气体逸出,说明有深部气体迁移至地表,有利于形成天然气水合物。

风火山地区是青藏公路沿线冻土最为发育的地区,冻土层厚度较厚,按风火山冻土试验场的地温梯度推测其冻土层厚度达220 m。这一地区也是青藏高原地温梯度最低的地区,如风火山冻土试验场冻土层内的地温梯度仅1.25℃/100 m,乌丽附近3个站位冻土层内的地温梯度也仅0.79℃/100 m、1.00℃/100 m和1.48℃/100m,远低于青藏高原的平均值(2.22℃/100 m),且冻土层下的地温梯度更低,如乌丽地区的实测值仅为1.05℃/100 m,也是青藏高原的最低值,非常有利于形成天然气水合物。笔者以风火山—乌丽地区的实测气体组分计算了形成天然气水合物的温压条件,结果表明这一地区不仅能形成实测组分的天然气水合物,甚至能形成纯甲烷组分的天然气水合物。

与羌塘盆地相比,风火山—乌丽地区的气源相对有限,是否有充足的烃类气体来形成天然气水合物还需进一步证实。同时,虽然风火山地区的冻土较好,但气源条件相对较差,而乌丽地区的气源条件相对较好,但冻土条件较差(融区)。因此,我们将这一地区总体上列为天然气水合物II级找矿远景区。

2.4 漠河盆地

漠河盆地位于黑龙江省西北部,北部与俄罗斯境内的乌舒蒙盆地相连为同一盆地,总面积约为38 500 km2,中国境内面积约21 340 km2,为一中生代构造残留盆地。漠河盆地发育有多套烃源岩,其中中侏罗统的二十二站组和额木尔河组是主力烃源岩,内含巨厚的暗色泥岩和煤线,其有机质类型以腐殖型为主,有利于形成烃类气体,且实测 Ro值一般为 0.77%～1.38%,正处于油气生成的高峰期。因此,无论从有机质含量,还是从有机质类型及成熟度看,该区域的这些暗色泥岩都具有较好的生烃潜力,且笔者曾在碎屑岩岩心中发现了非气藏碎屑岩储层中罕见的甲烷气体,是形成天然气水合物的良好气源。漠河盆地是东北地区年平均气温最低、地温梯度最低(仅1.6℃/100 m)、冻土最发育的盆地,实测的最大冻土厚度达131 m,这为天然气水合物的形成提供了有利的冻土条件。笔者根据实测的气体组分计算了漠河盆地天然气水合物形成的温压条件,结果显示当冻土层厚度大于20 m时就有可能形成天然气水合物,当冻土层厚度为80 m时,天然气水合物稳定带的顶底界埋深分别为60 m和1 100 m,但稳定带的顶底界及其厚度随气体组分的变化而有所改变。

此外,漠河盆地沉积有厚度、粒度不等的碎屑岩,且浅部岩层遭受风化强烈,裂隙发育,这些都为天然气水合物的储存奠定了基础。由此可见,漠河盆地具有天然气水合物形成的气源条件、冻土条件和储存条件,是东北冻土区天然气水合物成矿条件最好的地区,但目前发现的异常标志不多,总体上列为中国冻土区的II级找矿远景区。

2.5 其他地区

中国冻土区除上述4个Ⅰ、Ⅱ级找矿远景区外,青藏高原的昆仑山垭口盆地、唐古拉山—土门地区、喀喇昆仑地区、西昆仑—可可西里盆地,东北的根河盆地、拉布达林盆地、海拉尔盆地和新疆北部的阿尔泰地区等也有可能发现天然气水合物。

2.5.1 昆仑山垭口盆地

昆仑山垭口盆地是青藏公路(铁路)线上的一小型盆地,因著名的62道班冻胀丘而闻名,并有常年不断的气体逸出现象(冷泉气),且昆仑山垭口断裂带的持续活动为地下深处的烃类气体提供了便利的向上运移通道,有利于形成天然气水合物。但这一地区的地温梯度数据变化较大,如青藏铁路沿线实测的地温梯度平均值仅为1.585℃/100 m,但62道班冻胀丘的地温梯度却高达6.6℃/100 m,这势必影响到能否形成天然气水合物及其稳定带厚度,同时盆地规模相对较少,且未发现明显的烃源岩,也未有煤、石油、天然气等显示的报道,气源条件可能有限,我们将之划归Ⅲ级找矿远景区。

2.5.2 唐古拉山—土门地区

该区位于羌塘盆地东部,但这里的找矿前景略逊于羌塘盆地腹地,我们将之单独列出。唐古拉山—土门地区是羌塘盆地寻找油气的最有利地区之一,能提供丰富的天然气,同时这里也是西藏最重要的成煤区所在地,上二叠统和上三叠统含煤岩系均有分布,能提供一定规模的煤成气,且这里的年平均地表地温为-2.0～-4.0℃,冻土层厚度为80～120 m,具备形成天然气水合物较为有利的气源条件和冻土条件。但这里的地温梯度相对较高,如103道班和115道班的实测数据均为5.0℃/100 m,对天然气水合物的形成明显不利,总体上也划归Ⅲ级找矿远景区。

2.5.3 喀喇昆仑地区

若单纯从冻土条件和温压条件分析,喀喇昆仑地区应是中国冻土区天然气水合物成矿条件最有利的地区,尽管实测的冻土资料较少,但周幼吾等的理论计算表明,这一地区的年平均地表地温最低(-23.4℃),冻土层最厚(达750 m)[10]。笔者的模拟计算结果表明,喀喇昆仑山区能形成纯甲烷组分、纯二氧化碳组分和各种实测组分的天然气水合物,且其稳定带最厚(图3)。但这一地区的气源条件究竟如何,是否有充足的烃类气体来形成天然气水合物还需进行深入的调查研究。

2.5.4 西昆仑—可可西里盆地

该盆地地处青藏高原冻土区腹地,是青藏高原年平均地表地温较低、冻土层厚度较大的地区(仅次于喀喇昆仑山地区),同时也是形成天然气水合物最有利的地区之一,各种组分的水合物稳定带厚度也相对较厚。这里还有较为有利的气源条件,如可可西里盆地赋存有多套烃源岩,并有较好的成油成气潜力,且在可可西里腹地还发现有以喷气为主、喷水为次的泥火山群,说明有充足的气源来形成天然气水合物。但这一地区工作开展较少,目前尚未发现其他异常标志,其成矿条件和找矿前景如何尚有待于深入工作。

2.5.5 东北根河盆地、拉布达林盆地、海拉尔盆地

与喀喇昆仑、西昆仑—可可西里盆地有所不同,东北冻土区的根河盆地、拉布达林盆地、海拉尔盆地则有较好的气源条件,有的盆地已发现有天然气或可燃气体,但这几个盆地的冻土条件相对较差,总体上也划归Ⅲ级找矿远景区。

2.5.6 新疆阿尔泰地区

该区也是中国重要的冻土区之一,这里的冻土层较厚,且曾发现厚层地下冰,同时该区中小型含煤盆地发育,也有丰富的烃源岩,具备形成天然气水合物的冻土条件和气源条件,其找矿前景值得进一步探讨。

3 资源远景评价

目前天然气水合物资源评价方法大致有4种:①以水合物赋存状态为对象的评价方法(体积法);②以水合物气体来源为对象的评价方法;③基于水合物地球物理、地球化学等勘探方法为对象的评价方法;④以水合物形成机制为对象的评价方法。上述4种方法相辅相成,第1种方法是目前评价水合物资源量的基本方法,第2种方法则从有机质演化角度进行资源量评价,是一种大尺度的评价方法,目前仍处于探索阶段。其他2种方法仅作为水合物资源量计算的辅助手段,其最终目的是获取资源评价所需的各种参数[23]。

笔者运用体积法和蒙特卡罗法初步估算了青藏高原天然气水合物的资源潜力,体积法的基本思路是假定天然气水合物在一定范围内是连续分布的,然后按下述公式计算资源量:

式中V为天然气水合物的资源量,m3;A为天然气水合物分布区的面积,m2;ΔZ为天然气水合物层的厚度,m;φ为沉积物的孔隙度,%;H为充填在孔隙中的天然气水合物饱和度,%;E为产气因子系数,即1 m3天然气水合物在常温常压下分解成甲烷气的体积数。

评价的具体方法是先以2′×2′(约3.0 km×3.7 km)的网格编制出青藏高原不同气体组分的天然气水合物稳定带分布图,每个网格的面积乘以相应厚度即为水合物稳定带的体积,各个网格体积的累加即得到相应组分的水合物稳定带总体积。然后保守地假定沉积物的平均孔隙度为10%,水合物饱和度为1%,水合物的产气因子为160,利用上述公式估算出青藏高原纯甲烷组分、祁连山木里组分、风火山—乌丽地区组分和羌塘盆地组分的天然气水合物资源量分别为10.8 ×1012m3、20.2×1012m3、26.2×1012m3和90.7× 1012m3。

运用体积法估算天然气水合物资源量时,由于上述5个参数特别是沉积物孔隙度(φ)和水合物饱和度(H)的取值范围变化较大,从而影响了计算结果的可信度。因此,利用蒙特卡罗法对青藏高原的资源量再次进行了估算。蒙特卡罗法是利用各种随机变量的抽样序列模拟给定概率的统计模型,得出数值解的近似统计值。体积法计算天然气水合物资源量的5个参数中除分布面积(A)外,其他4个参数都是独立的随机变量,针对任一随机变量蒙特卡罗法均可根据大量的实测数据(或理论假设数据),计算出相应的频率曲线,再根据频率曲线给出一定频率下的样本值。然后根据一定概率下(例如0.5)各参数的样本值计算出这一概率下的天然气水合物资源量。蒙特卡罗法的估算结果显示,在0.5概率下青藏高原纯甲烷组分、祁连山木里组分、风火山—乌丽地区组分和羌塘盆地组分天然气水合物的资源量分别为21.9×1012m3、33.5×1012m3、45.8×1012m3和153×1012m3(图4),均比体积法估算的相应资源量要大。

图4 青藏高原天然气水合物资源量累计频率分布图

由此可见,单纯运用体积法估算出的青藏高原天然气水合物资源量为(10.8～90.7)×1012m3,若取中值应为50.8×1012m3;单纯运用蒙特卡罗法估算出的资源量则为21.9×1012～153×1012m3,若取中值约为87.5×1012m3。综合这2种估算结果,笔者初步认为青藏高原天然气水合物的资源量约为70×1012m3。位于陈多福等估算的青藏高原资源量(0.12×1012～240×1012m3)[16]及库新勃等估算的资源量(45×1012～298×1012m3)[20]区间内。

运用类似方法初步估算出漠河盆地的天然气水合物资源量约为5.5×1012m3。

以上的估算仅是一种非常初步的估算,沉积物孔隙度、水合物饱和度均带有很大的推测性,且还假定了在水合物稳定带内均有水合物产出。事实上,上述水合物稳定带内还有很多岩浆岩、变质岩等不适宜于水合物形成的地区,且即使在沉积岩(物)内也不是所有的稳定带内都有水合物产出。因此,上述资源量带有很大的假定和推测成分,有可能代表中国冻土区天然气水合物资源量的上限值,仅具参考意义。假定水合物稳定带内有一半地区有水合物产出,那么青藏高原天然气水合物的资源量约为35×1012m3,漠河盆地约为3×1012m3,中国冻土区天然气水合物的总资源量约为38×1012m3,即约相当于380×108t吨油当量,显示出中国冻土区具有巨大的天然气水合物资源潜力,与美国Blake海岭的水合物资源量(35×1012～65 ×1012m3)和日本南海海槽的水合物资源量(74×1012m3)基本相当,与中国常规天然气资源量(陆上天然气总资源量为29.9×1012m3,海上天然气总资源量为13.8×1012m3)基本相当。

4 结论

1)系统的气源条件和温压条件研究结果表明,中国冻土区特别是青藏高原具备较好的天然气水合物形成条件,且随着气体中重烃组分的增加,能形成水合物的地区增大,水合物稳定带也增厚。

2)羌塘盆地是中国冻土区天然气水合物找矿前景最好的地区,其次是祁连山地区、风火山—乌丽地区和东北漠河盆地。青藏高原的昆仑山垭口盆地、唐古拉山—土门地区、喀喇昆仑地区、西昆仑—可可西里盆地,东北的根河盆地、拉布达林盆地、海拉尔盆地和新疆北部的阿尔泰地区也有可能发现天然气水合物。

3)运用体积法和蒙特卡罗法初步估算了中国冻土区天然气水合物资源量,其中青藏高原约为35×1012m3,漠河盆地约为3×1012m3,中国冻土区天然气水合物的总资源量约为38×1012m3,即约相当于380×108t油当量,显示出巨大的资源潜力。

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Resource potential and reservoir distribution of natural gas hydrate in permafrost areas of China

Zhu Youhai,Zhao Shengmin,Lu Zhenquan
(Institute of Mineral Sources,Chinese Academy of Geological Sciences,Beijing100037,China)

NATUR.GAS IND.VOLUME 31,ISSUE 1,pp.13-19,1/25/2011.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

China is the third in the world with a permafrost area of 2.15×106km2,which is mainly distributed in the Qing-Tibet Plateau and the Daxing’anling area of Northeast China,where natural gas hydrate resources are extremely rich.Such related studies by the predecessors are most found to focus on the Qinghai-Tibet Plateau,while few studies have been conducted on the reservoir forecast and distribution of natural gas hydrate.In view of this,a further discussion is made on the forecast and distribution of natural gas hydrate reservoirs in the permafrost area of China as well as a preliminary assessment on its resource potential there.According to the generation conditions of natural gas hydrate including gas source,temperature and pressure,in combination with the currently discovered abnormal indicators,it is concluded that the permafrost area is favorable for the formation and accumulation of natural gas hydrate,the Qiangtang Basin will be the best target with a good prospect for natural gas hydrate reservoirs,next to that are the Qilianshan Mountainous area,the Fenghuoshan-Wuli area,and the Mohe Basin,and the next are those areas distributed in the Qinghai-Tibet Plateau like the Kunlun Pass Basin,Tanggula Range-Tumen,Karakorum region,and West Kunlun-Hoh Xil Basin,in Northeast China like the Genhe Basin,the Labudalin Basin and the Hailaer Basin,and in the northern Xinjiang like the Altay Mountainous area.The most important of all,natural gas hydrate has been discovered in the Muli area of the Qilianshan Mountain. The volumetric and the Monte-Carlo methods were adopted to calculate the resource reserves of natural gas hydrate in the permafrost area of China to be 3.8×1013m3,being 380×108t in oil equivalent.This calculation proves that there is a great potential for natural gas hydrate resources which are almost as much as the conventional natural gas resources in China.

China,natural gas hydrate,permafrost,resource assessment,Monte-Carlo Method,volumetric method,metallogenic condition,Qiangtang Basin

国家重点基础研究发展计划(973)项目(编号:2009CB219501)、中国地质调查局地质调查项目“青藏高原冻土带天然气水合物调查评价”。

祝有海,1963年生,研究员;主要从事天然气水合物和海洋地质研究工作。地址:(100037)北京市西城区百万庄大街26号。电话:(010)68999032。E-mail:zyh@mx.cei.gov.cn

祝有海等.中国冻土区天然气水合物的找矿选区及其资源潜力.天然气工业,2011,31(1):13-19.

10.3787/j.issn.1000-0976.2011.01.003

2010-12-12 编辑 罗冬梅)

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.01.003

Zhu Youhai,researcher,born in 1963,is mainly engaged in research of natural gas hydrate and marine geology.

Add:No.26,Baiwanzhuang Avenue,Xicheng District,Beijing 100037,P.R.China

Tel:+86-10-6899 9032E-mail:zyh@mx.cei.gov.cn