中国天然气水合物资源潜力及试开采进展

祝有海，庞守吉，王平康，2，张 帅，肖 睿

（1.中国地质调查局油气资源调查中心，北京 100083；2.中国地质调查局，北京 100037）

0 引言

天然气水合物是低温高压条件下由气体与水形成的固体类冰状物质，主要产于海底沉积物和陆上永久冻土带中。这是一种新型潜在能源，全球资源量达2.1 ×1015m3，具有巨大的能源潜力，并有重要的环境及地质灾害意义，引起世界各国的高度关注（Kvenvolden，1988；Milkov，2004）。中国政府也高度重视天然气水合物的调查研究，其中中国地质调查局主导资源调查评价、试采及配套研究工作，取得了一系列重要进展（张洪涛等，2007；张洪涛和祝有海，2011）。近年来，中国在天然气水合物调查发现、资源评价及试采方面进展神速，本文试图简要总结这方面的主要成果，供国内外同行参考。

1 发展简史

人们认识天然气水合物已有200 多年的历史，大致经历了发现和实验室合成、管道堵塞及防治、资源调查、开发利用四个阶段。目前世界各国天然气水合物调查研究的重点仍集中于发现产地、确定产状和解释成因，进而计算资源量，只有部分国家开展试生产研究，且进展喜人，研究重点逐渐从资源调查转向开发利用。预计在解决了开发技术难题后，在开发动力（包括经济动力和政治动力）的推动下最终实现商业化利用（Collett，2002）。

中国对天然气水合物的调查研究起步较晚，20世纪80 年代初才有少量学者关注国际天然气水合物的调查研究动态，并将相关成果介绍到国内（史斗和郑军卫，1999）。随后资源领域的发展大致经历了三个阶段（图1），90 年代中晚期为资源预测阶段，我国部分学者对南海、青藏高原天然气水合物的形成条件、异常标志及找矿前景进行了初步研究和预测（姚伯初，1998；徐学祖等，1999）。1999 年，广州海洋地质调查局对南海西沙海槽进行天然气水合物首次地球物理调查，发现与天然气水合物有关的地球物理标志——Bottom Simulating Reflection（BSR），开启了中国天然气水合物资源调查阶段，特别是自2002 年开始实施的“我国海域天然气水合物资源调查与评价”国家专项及其他项目，对我国南海、东海、陆域冻土区开展了系列资源调查工作，相继于2007 年及2008 年在南海神狐地区、祁连山木里地区钻获天然气水合物实物样品（Zhang et al.，2007；祝有海等，2009），取得了找矿发现的重大突破。2011 年开始实施的“天然气水合物资源勘查与试采工程”国家专项，除对我国海域、陆域冻土区继续开展资源调查外，重点转向试采领域，分别于2011 年和2016 年对祁连山成功实施了两次陆域水合物试采工程，2017 年和2020 年先后三次对南海神狐地区成功实施海域水合物试采工程，取得试采领域的重大突破，由此进入资源试采阶段。预计在攻克一系列技术、经济和环境难题后，有望在2030年前后实现商业化利用。

图1 中国天然气水合物资源调查开发历程示意图Fig.1 Sketch showing resource investigation and development history of China’s natural gas hydrates

2 天然气水合物分布特征

目前已在中国南海、东海及青藏高原发现天然气水合物样品5 处，发现地质、地球物理、地球化学等赋存标志7 处（表1、图2），并在其他地区发现一系列异常标志。

表1 中国天然气水合物产地简表Table 1 Overview of China’s natural gas hydrate occurrences

图2 中国天然气水合物分布图Fig.2 Map showing distribution of China’s natural gas hydrates

2.1 南海

南海是西太平洋地区最大的边缘海，总面积约350 ×104km2，绝大部分陆坡均具有形成天然气水合物的温压条件及气源条件，面积约126.4 ×104km2。Hinz et al.（1989）最早报道了南海存在与天然气水合物有关的BSR，姚伯初（1998）利用已有地震资料在东沙和西沙海槽识别出BSR。1999 年广州海洋地质调查局在西沙海槽的首次调查发现了BSR，随后在南海北部的西沙海槽、东沙群岛南部、神狐地区及琼东南盆地开展了地质、地球物理、地球化学调查，完成高分辨率多道地震16.7 ×104km，钻探井88 口，共发现BSR 分布区26 处，圈定11 个有利远景区，分布面积达32750km2（苏丕波等，2017；梁金强等，2016）。2007 年起中国地质调查局组织实施了4 次天然气水合物钻探工程，先后在神狐、东沙和琼东南等地获得了水合物实物样品（Zhang et al.，2007；Yang et al.，2017）。

神狐地区位于珠江口盆地珠二坳陷，海底地形复杂，新生代以来构造运动活跃，沉积速率较大，油气资源丰富，是形成天然气水合物的有利地区。广州海洋地质调查局先后于2007 年（GMGS1）、2015年（GMGS3）和2016 年（GMGS4）在神狐海域进行天然气水合物钻探，发现了结核状、脉状、薄层状、厚层状和分散状等多种水合物（图3A）。水合物分布水深为900～1500m，产于海底以下150～300m，含水合物层厚18～34m，最厚达80m，水合物饱和度20%～43%，最大达75%。该区水合物具有分布广、厚度大、饱和度高等特点（杨胜雄等，2017；苏丕波等，2017）。

东沙地区位于珠江口盆地东部，水深300～2000m，海底地形复杂，也是形成天然气水合物的有利地区。2004 年，中德两国开展了为期42 天的SO-177 航次联合调查，在东沙群岛附近地区发现了世界上最大的冷泉碳酸盐岩——九龙甲烷礁（Jiulong Methane Reef，面积近430km2），并发现了大量与天然气水合物有关的地质、地球化学和生物学证据，如极浅的硫酸盐／甲烷界面（SMI）、化能生物群等，显示下部应有天然气水合物存在（黄永样等，2008）。2013 年，广州海洋地质调查局在东沙海域实施了钻探（GMGS2），发现了块状、层状、结核状、脉状和分散状天然气水合物（图3B、图3C）。水合物赋存于水深600～1100m 处，具有埋藏浅、厚度大、类型多、饱和度高等特征。值得一提的是，该区发现上下两个水合物层，其中上水合物层发育于海底以下0～90m 范围内，水合物多呈块状、脉状、结核状产出或充填在细粒沉积物裂隙中，厚约15～32m，饱和度10%～33%；下水合物层发育于海底以下91～226m范围内，水合物呈分散状产出，厚约6～37m，饱和度一般为10%～33%（张光学等，2017；Sha et al.，2015）。

2015 年，广州海洋地质调查局通过“海马”号潜水器，在琼东南盆地发现了活动性冷泉“海马冷泉”。该冷泉总体呈东西向条带状展布，水深1350～1430m，面积约350 km2。冷泉区浅层沉积物中赋存有天然气水合物，重力柱状取样器在ROV1 和ROV2 站位海底以下数米处即采获水合物样品，最浅仅为0.15m。此外，该区还发现大量自生碳酸盐岩和冷泉生物群，包括结核状、结壳状和层状自生碳酸盐岩和管状蠕虫、蛤类及贻贝等多种冷泉生物（苏丕波等，2017）。2018 年，广州海洋地质调查局在琼东南盆地实施了钻探航次（GMGS5），发现了块状（图3D）、层状、结核状、脉状和分散状水合物样品，水合物饱和度0～63%（Wei et al.，2019）。

图3 中国采获的天然气水合物样品A.南海神狐分散状水合物在水中强烈冒泡（Zhang et al.，2007）；B.南海东沙块状水合物（Zhang et al.，2014）；C.南海东沙脉状水合物样品（Zhang et al.，2014）；D.南海琼东南盆地块状水合物样品（Wei et al.，2019）；E.台湾西南斜坡块状水合物样品（Huang et al.，2021）；F.青海木里裂隙面上的水合物（祝有海等，2009）Fig.3 Photos showing natural gas hydrate samples obtained in China

台湾西南斜坡也是形成天然气水合物的有利地区，由于南海板块俯冲于吕宋岛弧之下并与之碰撞，形成以恒春海脊为代表的叠瓦状增生楔，其上发现了面积达2 ×104km2的BSR，并推测该区域存在天然气水合物（Chi et al.，1998；Reed et al.，1992；Chow et al.，2000）。2018 年，台湾利用法国R／V Marion Dufresned调查船上的大型活塞取样器在台湾西南斜坡的两个站位上采到块状水合物样品（图3E），其中一个产于海底之下约5.5m 处，另一个产于气烟囱附近的近海底处（Huang et al.，2021）。

西沙海槽位于西沙群岛的北部，是一近东西向的弓形海槽，长约430km，槽底宽6～14km，水深1500～3400 m，有利于形成天然气水合物。1999 年10 月，广州海洋地质调查局在西沙海槽发现典型的BSR 标志，面积达5700km2，BSR 分布于海底之下180～750m，其上发育厚约80～620m的振幅空白带（苏丕波等，2010）。随后该区发现一系列地质、地球化学标志，如冷泉碳酸盐、孔隙水异常、烃类气体异常等，找矿前景良好。

南海南部特别是南沙海槽、曾母盆地、巴拉望盆地具有良好的天然气水合物形成条件，其中南沙海槽为NE-SW 向的深海槽，水深2800～2900m，油气资源丰富。国外对南沙海槽天然气水合物的调查研究较早，Hinz et al.（1989）利用巴拉望─沙巴外海采集的多道地震资料进行处理分析，最早报道了南沙海槽存在BSR，Berner and Faber（1990）再次报道了在南沙海槽识别出BSR。随后，比较浅的SMI、甲烷含量异常、自然铝等可能与天然气水合物分解有关的地质地球化学标志相继被报道（陈忠等，2007），显示出南沙海槽可能存在天然气水合物。

此外，在文莱─沙巴盆地的Gumusut-Kakap 深水油气区中也发现有BSR，在钻穿水合物层位时泥浆池中有气泡释出，并伴随有测井响应，推测有水合物存在。BSR产于海底之下150～180m处，侧向连续分布，测井证据显示水合物层厚约150m，饱和度20%～50%（McConnell et al.，2012）。

南海西南部也广泛发育有BSR，如万安盆地、曾母盆地等。BSR 通常产于海底之下数百米处的上新统—第四系沉积物中，水深1200～3000m，且往往与底层水水溶甲烷异常相伴生，显示也有可能存在天然气水合物（Trung et al.，2012）。

2.2 东海冲绳海槽

东海冲绳海槽是西太平洋沟-弧-盆体系中的一个弧后盆地，长约1200km，宽100～230km，面积约22 ×104km2。初步研究结果显示，冲绳海槽特别是其北侧槽坡具备形成天然气水合物的温压、气源及构造条件。多道地震资料显示冲绳海槽存在有较为可靠的BSR、振幅空白带、极性反转、速度反转等地球物理标志，BSR 主要分布于冲绳海槽南部，中部次之，北部较少，其分布水深一般在300～1500m，多位于海底之下380～470m（方银霞等，2001；徐宁等，2006）。此外，冲绳海槽还发现一些与水合物有关的地质、地球化学标志，如海底冷泉、泥火山、底层海水烃类异常、碳酸盐结核、自生黄铁矿等，并在冲绳海槽中部的JADE 热液活动区发现CO2水合物（Sakai et al.，1999），显示出良好的天然气水合物找矿前景。

2.3 青藏高原

中国是世界上第三冻土大国，在青藏高原和大兴安岭地区存在着大片冻土区，多年冻土面积达215 ×104km2（周幼吾等，2000）。鉴于冻土区天然气水合物的重要意义，中国地质调查局自2002 开始对我国冻土区天然气水合物的成矿条件、异常标志和找矿前景开展调查研究，迄今已在青藏高原发现水合物产地一个，推测产地两个。

祁连山木里地区的天然气水合物发现于2008年，是世界上第一个在中纬度高山冻土区发现的天然气水合物。水合物均产于冻土层之下，埋深133～396m，主要赋存于中侏罗统江仓组，水合物以薄层状、片状、团块状赋存于粉砂岩、泥岩、油页岩的裂隙面中（图3F），或是以浸染状赋存于细粉砂岩的孔隙中。水合物中的气体组分较为复杂，除甲烷外还含有较高的乙烷、丙烷等重烃组分，部分样品甚至还含有一定量的CO2，为一种较为罕见的水合物（祝有海等，2009）。

昆仑山垭口盆地为上新世—中更新世断陷盆地，面积约50km2，沉积了约600m 厚的新近纪—第四纪沉积物。2013 年施工的昆钻3 井（KZ-3），发现了一系列天然气水合物赋存的证据，如在250m 以下的多个岩层中发现大量气体释放现象，甲烷含量达22%～32%，且具有天然气水合物分解的间歇性释放特征。这些气体释放层位还伴有密度降低、侧向电阻率和声波波速增大等测井标志，并发现有与水合物分解有关的自生碳酸盐、黄铁矿等自生矿物标志，显示这一地区可能赋存有天然气水合物（吴青柏等，2015）。

2015 年，青海南部乌丽地区TK-2 孔于52～241m间的二叠系那益雄组岩心中，发现有强烈冒泡、“冒汗”现象（水合物分解后释放出气体和水），并有红外低温异常、点火助燃等标志，测井曲线上呈现出密度降低、声波速度增大、侧向电阻率增高等标志，并有泄气构造、自生矿物及盐析现象等，具有明显的天然气水合物赋存标志。此外，2016 年施工的TK-3 孔气测录井结果显示，在那益雄组多层段发现丰富CO2显示，CO2含量最高达91.09%，平均为31.03%，暗示该地区有可能存在CO2水合物（刘晖等，2019）。

3 天然气水合物资源潜力

天然气水合物资源量（Resources）是指地层（沉积物）中所蕴藏的水合物资源总量，不管发现与否以及能否被开发利用。依据工作程度可将资源量分成已发现资源量（Identified Resources）和待发现资源量（Undiscovered Resources）两部分，并可进一步细分成潜在（Speculative）资源量、理论（Hypothetical）资源量、推测（Inferred）资源量、推定（Indicated）资源量、可采（Probable）资源量和探明（Proved）资源量等（图4）。储量（Reserves）则指经过合理评价得出的有经济开发价值的天然气水合物量，依地质工作程度可细分成推测（Inferred）储量、推定（Indicated）储量、可采（Probable）储量和探明（Proved）储量等（Milkov，2004）。

图4 天然气水合物资源潜力评估术语及其实例Fig.4 Evaluation terms and examples of the resource potential of natural gas hydrates

姚伯初（2001）运用体积法对南海天然气水合物资源量进行估算，结果约为64.3 ×1012m3。随后，其他学者也用体积法对南海或其局部地区的水合物资源量进行计算（表2、图5），其中南海北部天然气水合物资源量约为15 × 1012m3（Wu et al.，2005），南海南部约为23.2 ×1012m3（王淑红等，2005），琼东南盆地约为1.6 ×1012m3（陈多福等，2004）。梁金强等（2006）则利用“概率统计法”对南海天然气水合物资源潜力进行了估算，结果表明在90%概率下约为7.6 ×1012m3，在50%概率下约64.9 ×1012m3，在10%概率下约195.1 ×1012m3，其中值与前人用“体积法”的预测结果基本相当。葛倩等（2006）运用Visual Basic Net 编程分析南海水合物稳定带得出的水合物资源量约为6 ×1012m3，比大多数学者的估算结果低了一个数量级。

表2 中国天然气水合物资源潜力估算表Table 2 Resource estimates of natural gas hydrates in China

图5 中国天然气水合物资源潜力估算结果变化图Fig.5 Resource estimates of China’s natural gas hydrates

东海冲绳海槽天然气水合物的资源量也较为可观，方银霞等（2001）依据稳定带计算出的资源量约为24.1 ×1012m3，陈建文（2014）的估算结果与此类似。唐勇等（2005）也利用稳定带分别计算了南区资源量为18.9 ×1012m3、中区为3.3 ×1012m3、北区为10.4 ×1012m3，总资源量为32.6 ×1012m3。杨文达等（2004）则根据BSR 等异常标志估算出东海陆坡区的资源量为（1.97～9.86）×1012m3，比前两者低一个数量级。

陆域冻土区的估算结果差异较大，陈多福等（2005）依据稳定带估算的青藏高原资源量为（0.12～240）×1012m3，库新勃等（2007）估算的结果为（4.5～298）×1012m3。祝有海等（2011）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，运用蒙特卡罗法估算出的资源量则为（21.9～153）×1012m3，综合体积法和蒙特卡罗法后青藏高原的资源量约为70 ×1012m3，东北漠河盆地资源量约为5.5 ×1012m3，我国冻土区总资源量约为75.5×1012m3。最近，Wang et al.（2018）也估算了我国陆域冻土区的水合物资源量为（3.5～5.1）×1012m3，其中青藏高原为（1.7～2.8）×1012m3，东北漠河盆地为（0.5～0.8）×1012m3，西北地区为1.2 ×1012m3，比其他学者的估算结果低了一个数量级。

综合上述各家估算结果，南海天然气水合物资源量约为64 ×1012m3，东海冲绳海槽约为24 ×1012m3，陆域冻土区的保守资源量约为38 ×1012m3，全国合计约为126 ×1012m3，这一结果显示我国具有巨大的天然气水合物资源潜力，约是我国常规天然气资源量（63 ×1012m3；李建忠等，2012）的2 倍，占全球天然气水合物总资源量的0.60%。

以上只是根据天然气水合物稳定带或BSR 及地质、地球化学证据推算的天然气水合物资源量，最多只能达到推测资源量量级。2007 年后分别在南海神狐、东沙和祁连山木里地区钻获天然气水合物样品，据此就可根据钻探取心、测井、原位温度和孔隙水等详细测试资料，能较准确地确定天然气水合物的分布特征及有关参数，进而更准确地计算天然气水合物资源量，如Wu et al.（2010）根据神狐钻探区的各种参数（水合物分布面积15km2，含水合物层厚度10～40m，沉积物孔隙度55%～65%，水合物饱和度20%～48%等），认为在概率为50%条件下，神狐钻探区的资源量约为160 ×108m3。王秀娟等（2010）则依据钻探结果，对神狐约350km2的BSR分布区进行估算，结果表明水合物资源量约为1.03×1011m3。沙志彬等（2015）则通过东沙地区23 个钻孔圈定的55 km2内水合物资源量进行估算，结果为（1.0～1.5）×1011m3。卢振权等（2010）依据祁连山木里地区较详细的钻探数据，计算0.04km2钻探区内孔隙中的水合物资源量约为6.24 ×104m3，裂隙中的资源量约为88 ×104m3，总资源量约为94.2 ×104m3。李永红等（2015）则依据进一步的钻探成果，对木里三露天地区两个块段（面积分别为0.6 km2和0.25 km2）进行了评价，其资源量约为213.85 ×104m3。以上局部钻探地区的各种参数较为准确，钻孔数量也较多，所计算的资源量能达到推定资源量级，甚至可达到可采资源量或探明资源量级。

4 天然气水合物试开采

目前国际上先后在俄罗斯麦索雅哈、加拿大马更些三角洲、中国祁连山、美国阿拉斯加北坡冻土区和日本南海海槽、中国南海神狐地区进行过开采试验（图6、表3）。俄罗斯麦索雅哈气田早在1969年就用减压法和注入化学试剂法（如甲醇和CaCl2）对水合物进行开发，是目前世界上唯一的商业化开发案例，并稳产至今（Makogon et al.，2007）。但麦索雅哈案例只是常规气田开发时的意外收获，常规天然气的开发降低了储层压力，促使上覆水合物层分解。加拿大麦肯齐三角洲的Mallik地区则是第一个进行水合物开采试验的地区，2002 年的第一次试采，通过向井中注入约80℃的钻井液来分解水合物，123.65 小时内共产气516 m3，具有天然气水合物开发利用史上的里程碑意义。2007 年在Mallik地区采用减压法进行了第二次试采，但因出砂问题只持续了不到一天就不得不终止。2008 年采用减压法进行第三次试采，连续生产了6 天，总产量达到1.3 × 104m3，显示出减压法试采的良好前景（Yamamoto and Dallimore，2008）。2012 年在美国阿拉斯加北坡Ignik Sikumi地区成功进行了CO2置换法试采，30 天的试采共采获气体约2.4 × 104m3（Boswell et al，2018）。2013 年，日本在其东南部的南海海槽进行了世界上首次海域水合物试采，运用降压法连续生产了6 天，总产气量12 × 104m3（Konno et al，2017），但因出砂严重不得不提前结束试采。2017 年，日本在南海海槽进行了第二次试采，两口井共试采36 天，产气量为23.5 ×104m3（Yamamoto et al.，2019）。

图6 全球天然气水合物试采地分布图Fig.6 Map showing locations of test production of global natural gas hydrates

表3 全球天然气水合物试采状况简表Table 3 Overview of test production of global natural gas hydrates

4.1 祁连山木里地区试采

2011 年9—10 月，我们用降压法和加热法对祁连山木里地区天然气水合物进行了试采。本次试采采用单直井方案，在DK-8 试采孔确定水合物产出层位后，安装开采套管（花管）并固井止水，然后在井底安装高压潜水泵，对井深146～305m 间的水合物层进行分层试采。试采过程中，启动孔底潜水泵进行排水，随着水位的降低，水合物储层的压力下降，促使水合物分解释放出甲烷气体（图7A），然后在地表回收。降压试采结束后，采用电磁加热、太阳能加热和水蒸气加热等方法进行试采。试采共断续进行9 天，累计101 小时，产气量为95m3。

图7 中国天然气水合物试采点火燃烧照片A.2011 年祁连山木里地区单直井试采；B.2016 年祁连山木里地区水平对接井试采；C.2017 年南海神狐海域直井试采；D.南海神狐海域水平井试采Fig.7 Photos showing flames from the gas hydrate of test production fields in China

2016 年10—11 月，为提高开采效率和产气量，我们运用“山”字形水平对接井对祁连山木里地区的天然气水合物进行再次试采，由1 口主井（SK-0）和水平距达629.7m 的2 口分支井（SK-1 和SK-2）组成（图8），试采目标层为地下350m 处的水合物富集层，试采方法为排水降压法。试采分两个阶段进行，累计生产23 天，总产气量1078.4m3，最高日产量136.55m3（图7B）。与2011 年的单井试采相比，水平井试采产量明显提高，说明水平井是提高产量的有效方法。

图8 祁连山木里地区“山字型”水平对接井结构图Fig.8 Diagram showing structure of an epsilon-shaped horizontally butted well in the Muli area of Qilian Mountain

4.2 南海神狐地区试采

2017 年5—7 月，中国地质调查局优选南海神狐地区实施海域水合物首次试采，由“蓝鲸一号”平台实施，试采井位SHSC-4 井水深1266m，试采目标层为海底以下203～277m 间的粉砂质黏土、黏土质粉砂储层。自2017 年5 月10 日开始试采点火（图7C），至7 月9 日主动关井，共连续试采60 天，总产气量30.9 ×104m3，平均日产量0.52 ×104m3，最高日产量达3.5 ×104m3（Ye et al.，2018）。本次试采取得了持续产气时间最长、产气总量最大的世界纪录，使我国水合物试采技术跃居世界前列。

针对南海非成岩天然气水合物的赋存特点，周守为等（2019）提出固态流化试采方案，其核心思想是将浅层非成岩天然气水合物矿体通过机械破碎流化转移到密闭的气、液、固多相举升管道内，利用举升过程中海水温度升高、静水压力降低的自然规律使水合物逐步气化，实现深水浅层天然气水合物安全试采。基于这一机理于2017 年5 月25 日在南海北部荔湾3 站位（邻近前述神狐地区SHSC-4 试采井），对水深1310m、埋深117～196m 处的水合物矿层进行了为期10 天的试采，产气量为81 m3（周守为等，2017）。随后，周守为院士等提出加强天然气水合物、浅层气、常规油气等三气合采的新思路。

中国地质调查局于2019 年10 月—2020 年4 月对南海神狐地区水深1225 m 的水合物层进行了第二次试采。本次试采攻克了钻井井口稳定性、水平井定向钻进、储层增产改造与防砂、精准降压等一系列深水浅软地层水平井技术难题，采用水平井开采技术，大大增加了井眼与储层的接触面积，实现连续试采30 天，总产气量86.14 ×104m3，日均产气2.87 ×104m3，是首次试采日产气量的5.57 倍，大大提高了日产气量和产气总量（图7D）。试采监测结果表明，整个试采过程海底、海水及大气甲烷含量无异常（叶建良等，2020）。

最值得关注的是，神狐地区的试采目标层是极细粒的泥质粉砂储层，具有低孔隙度、低渗透率等特点，且松软易塌，技术难度远极大。本次试采是世界水合物开发利用史上的一项重大突破，有可能改变水合物资源开发利用“金字塔”的结构版图（图9）。传统上一直认为位于金字塔塔尖上的冻土区砂质储层中的水合物开采前景最好，海底砂质储层中的水合物次之，而海底泥质粉砂储层中的水合物因低孔隙度、低渗透率开采难度极大（Boswell and Collett，2006）。本次试采有可能使得位于金字塔塔基且资源量巨大的水合物成为未来的开发对象。

图9 天然气水合物资源金字塔分类示意图（据Boswell and Collett，2006修改）Fig.9 Diagrammatic sketch showing the pyramid classification of natural gas hydrate resources

5 结语

中国是能源短缺国家，天然气水合物具有巨大的能源潜力，尽管对其的调查研究起步较晚，但近期在资源调查、试采方面进展神速，部分领域已跃居世界前列。天然气水合物的开发利用既是机遇，也是挑战，如何尽快开发这一规模巨大的潜在能源，缓解中国能源供应紧张的局面，需要我们全方位、多层次、多学科地开展各项调查研究，近期宜继续加大资源调查力度，尽快查明资源家底，同时加强试采技术研究并进行经济和环境评价，加快商业化开发进程，使这一潜在能源能在不久的将来真正造福于人类社会。