非常规含气系统和非常规油气资源

非常规含油气系统是相对于常规的油气藏的形成条件和分布规律、成藏机理和模式而言的，随 着人类社会经济的发展、科学技术进步和对能源的需求，从上个世纪 70年代以来，人们认识到非常 规含油气系统中天然气资源的巨大潜力， 进而加强研究其特殊的形成和聚集条件， 并用于指导勘探。 LawB.E.和 Curtis J.B.（2002）编辑的 AAPG Bulletin 第 11 期提出了煤层气、盆地中心气（深盆气）、 裂缝型页岩气、浅层生物气等四类非常规含气系统。非常规天然气系统如盆地中心气虽品位较低， 但资源量巨大，可作为重要的接替能源。常规含油气系统特点主要表现为，天然气从烃源岩生成和 排出后经浮力驱动发生二次运移，并在构造、地层或复合圈闭中聚集形成气藏。而非常规含气系统 的天然气聚集条件和过程以及分布与常规气藏不同，且具有隐蔽性。在盆地中心气（深盆气）系统 中天然气二次运移不是浮力驱动，而是超压驱动，毛细管压力封闭，气—水关系倒置，储集层致密 低孔渗但有时叠置厚度可达上千米，气聚集部位与常规构造和地层圈闭无直接联系，含气区带呈连 续弥散分布，气聚集区位于构造下倾部位或盆地中心深部。煤层气和页岩气系统中，烃源岩既是储 层，又是盖层，且运移距离短；储层多为低孔隙度、低渗透性储层或裂缝型储层，大型煤层气聚集 可以出现在向斜构造中。

非常规油气资源目前主要包括沥青砂、油页岩和天然气水合物等。20 世纪 80 年代以来，非常 规油气资源的研究在不断加强。在高油价、优惠和科技进步的推动下，沥青砂和油页岩业已实 现经济开采。非常规油气资源潜力巨大，将逐步成为接替的能源资源。我国沥青砂显示地区很多，

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分布非常广泛，据估计我国沥青砂矿石油资源量约 70×10 t；页岩油资源量约 200×10 t；据专家预 测南海陆坡和陆隆近一百万平方千米范围有天然气水合物资源量，此外青藏高原多年冻土区可能蕴 藏着大量的天然气水合物。

下面主要介绍深盆气和煤层气两类非常规含气系统以及沥青砂、油页岩和天然气水合物等非常 规油气资源。

第一节 非常规含气系统

一、深盆气系统

上个世纪 70年代中期，在加拿大阿尔伯达（Alberta）盆地西部重新认识和发现了牛奶河（Milk River）、埃尔姆沃斯（Elmworth）和霍得利（Hoadley）等巨型深盆气聚集，探明天然气储量达 

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1.9×10 m 。天然气主要产自盆地深部中生界致密砂岩层中，完全不同于常规圈闭的天然气藏。从 20 世纪 20 年代中期至 80 年代， 美国相继在 12个大型盆地， 例如圣胡安 （San Juan） 、 尤因塔 （Uinta）、 皮申斯（Piceance）、丹佛（Denver）、大绿河（Greater Green River）、粉河（Powder River）、风 河（Wind River）等盆地发现巨大的深盆气资源，并投入开采和利用。

深盆气（Deep Basin Gas）一词最早由Masters（1979）提出，指分布在盆地深部的天然气；由 于深盆气常常储集在致密低孔渗岩层中，Spencer 和 Mast（1986）又称其为致密储层气（Tight gas reservoirs）。事实上，深盆气藏的现今埋深从几百米到几千米不等。加拿大的阿尔伯达盆地牛奶河 深盆气藏埋深在几百米范围内；艾尔姆华士深盆气藏深度为 914­3000m；美国的圣胡安盆地布兰科 （Blanco）气田埋深为 1600­2100m；丹佛盆地瓦腾伯格（Wattenberg）气田埋深介于 2300­2600m； 大绿河盆地的深盆气分布为 2400­6100m。 深盆气的分布往往与展布在盆地中心凹陷范围的气源岩密

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切相关，在天然气聚集期现今的气藏区埋藏深度应相对较大，若后期遭受抬升剥蚀则深度变浅，且 天然气聚集和保存机理不同于常规气藏。所以，Law 和 Curtis（2002）称深盆气为盆地中心气系统 （Basin­centered gas systems）。

（一）深盆气系统特征

深盆气系统的基本特征包括：天然气聚集呈连续性巨大规模地分布在盆地深凹区、构造下倾部 位或斜坡部位； 天然气区常为异常高压或异常低压； 聚气储层致密低孔渗 （孔隙度<13%； 渗透率<0.1

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×10 mm ），被气饱和，其中含有高孔渗体（甜点，Sweet spot）；含气层厚度可从几米厚的单层 到数千米厚的多层叠置；在构造上倾部位，储层物性变好，但只含水，气水倒置，常缺少底水和边 水；气区上方和上倾方向无传统意义上的盖层和封闭条件（直接系统），即含气段与含水段之间没 有岩性或断层阻隔，仅表现为气、水过渡关系；天然气为热成因气，天然气运移驱动力为天然气生 成增压形成的异常高压，高压气体向上倾方向或上方驱替储层中的毛细管水，直到驱气高压与气水 两相毛细管力相平衡；天然气聚集区上方和上倾方向为毛细管力封闭。 

1 ．深盆 气 藏的分布特征

根据 Price（1994）对含油气盆地的分类，北美地区深盆气藏发育的盆地主要为不对称克拉通盆 地和前陆盆地，前者如圣胡安（San Juan）、丹佛（Denver）和大绿河盆地（Greater Green River）， 后者如阿尔伯达盆地（Alberta）。从北美地区深盆气的分布特征来看，深盆气藏可以发育在构造活 动相对稳定的地区，也可以发育在后期构造活动改造比较强烈的地区。美国和加拿大发现的深盆气 藏多分布于凹陷深处或向斜轴部以及构造斜坡区和下倾部位。按深盆气藏发育的构造背景，可将其 分为斜坡型、前渊型和深凹型（图 9­1）。 

2 ．深盆 藏的 气 气 水倒置特征

气水倒置是深盆气藏的重要标志之一。深盆气藏表现为在同一储层中在构造下倾方向或下部为 含气层，上倾方向或上部为含水层，气层与水层之间存在气水过渡带，气水过渡带的宽度受储层物 性控制，气层除了向构造上倾方向渐变为水层外，无底水和边水存在，气水边界不受构造等高线控 制。

阿尔伯达盆地西侧深盆区分布有巨大的天然气资源，含气储层主要是下白垩统致密砂岩，在构 造下倾方向上，储层物性较差，饱含气；在构造上倾方向上，储层物性变好，但饱含水（图 9­2）。 气层段和水层段之间没有岩性或断层阻隔，仅表现为气、水含量百分比的逐渐过渡。气水过渡带的 平面宽度在 10km左右，深度范围一般在 760­1370m之间。深盆区整个中生界从大约 1000m以下全 部为含气层，天然气蕴藏在最大厚度达3000m的狭长状楔形地层体内。阿尔伯达盆地牛奶河气田北 部下倾方向的含气粉砂岩向南经过约 9.6­16km的气水过渡带进入上倾含水层（图 9­3）。下倾气层

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的孔隙度约为 14％，渗透率低于 1×10 μm ，上倾含水层多为常规储层，孔隙度约 25％，渗透率约 

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100×10 μm 。这类圈闭和油气藏研究和勘探程度均较低。美国圣胡安盆地下白垩统砂岩中发育有向 斜深盆气藏，该气藏位于圣胡安盆地大向斜轴部，被气饱和梅萨维达砂岩和达科他砂岩均为低孔隙

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渗透性砂岩，孔隙度约为 10%，渗透率仅 1­2×10 μm ，向东北方向储层物性变差，变为非渗透性，

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西北和南翼物性较好，孔隙度约为 20%，渗透率为 15×10 μm ，但被水饱和（图 9­4）。

图9­1 北美地区深盆气藏分类图 

(引自钱基等，2001)

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3. 深盆 藏的 常 力特征 气 异 压

从已发现的世界范围内深盆气藏气层压力特征来看，多数深盆气藏具有异常地层压力。如北美 地区已发现的深盆气藏气层压力总是低于区域静水压力或者高于区域静水压力，等于区域性静水压 力的情况较少。阿尔伯达盆地、圣胡安盆地和丹佛盆地的白垩系深盆气藏多具异常低压特征；大绿 河盆地、皮申斯盆地和尤因塔盆地的白垩系一第三系深盆气藏多具异常高压特征(图 9­5)。

图9­2 阿尔伯达盆地深盆气藏地质剖面图 

(据Masters,1979) 

图9­3 加拿大阿尔伯达盆地西部牛奶河深盆气区气水分布剖面图 

(据Masters, 1979;Berkenpas,1991)

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图9­4 美国圣胡安盆地梅萨维达向斜型深盆气藏剖面图

（据Masters, 1979） 

4. 深盆 多 致密砂岩，其 常 育 有相 高孔渗 富 气储层 为 间 发 对 气 带

深盆气藏的气水倒置关系要求构造上、下倾方向存在物性差异，沿构造上倾方向孔隙度、渗透 率变好，在构造下倾方向为物性很差的低孔渗性致密砂岩。气水间的界面张力导致的高毛细管压力 是深盆气被封闭和保存的机制，这就要求成岩作用造成储层致密化应在天然气大规模生成之前必须 完成。沉积作用决定着储层的岩性、砂体展布及原生孔渗条件。深盆气藏储层的主要岩性为砾岩、 砂岩，主要砂体沉积相有冲积扇、河道砂、三角洲砂体、海相砂坝及海侵砂岩。其中海相砂坝和海 侵砂岩可以发育成广布型砂岩层，而河道砂、三角洲砂体的分布范围相对比较局限。从沉积相带来 看，深盆气藏可以发育在陆相、海陆过渡相及海相地层，以陆相沉积为主。包括有冲积扇、泛滥平 原、曲流河、沼泽及湖泊相。海陆过渡沉积主要有 泻湖、障壁岛、风成砂丘、三角洲、潮间沼泽和 泥坪相。海相沉积包括有浅海相和滨海砂坝等。并不是深盆气储层都是致密低孔渗，由于沉积相带 和成岩作用的差异，深盆气系统内也常发育有富气的相对高孔渗体或带，被称之为“甜点”（Sweet Spot），例如阿尔伯达深盆气系统内发育有大量的相对高孔渗层，在深盆区海滩相的粗粒砂岩与砾

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岩储层孔隙度可达 15％，平均渗透率大于 2×10 μm 。在储层下倾方向致密砂岩气聚集范围内，富 气的相对高孔渗砂岩储层发育带多以孔隙型为主，局部发育裂隙型。

（三）深盆气藏成藏机理和模式 

Law B.E. 和 Dickinson W.W. （1985）在对美国落基山地区深盆气研究后，提出了低渗透储层 中异常压力气聚集的机理和成因模式，这个气聚集过程可划分为四个阶段（图 9­6）：

阶段Ⅰ早期埋藏阶段，储层孔隙度可达 30～40%，并被水充满。如果地层水可正常排出，则地 层压力为正常压力，如果地层水排出不畅出现欠压实，则地层压力为超压。机械压实作用可造成孔 隙度快速降低。

阶段Ⅱ为中期埋藏阶段，地温约 50～85℃，储层中的大气渗入水减弱，来自煤层及泥岩中的压 实水流进入储层孔隙系统中，砂岩储集层中可出现溶蚀和胶结等的成岩作用，若以胶结作用为主， 则使砂岩储集层孔渗性变差。

阶段Ⅲ随着埋深和地温的增加，砂岩储层出现低孔渗和致密化，而地温达到 85℃以上时，盆地 深部的煤系地层有机质将产生大量的热成因天然气，并在其中形成异常高压，高压烃类气体向上覆 低孔渗储层充注， 将孔隙水向上和上倾方向排驱， 并在致密储层中细小喉道的气-水两相的毛细管压 力与气体异常高压达到平衡的地带形成气-水过渡带，气-水过渡带之下为天然气所饱和，饱含气层 中的孔隙流体压力为异常高压，其内深盆气为高压气；气-水过渡带之上为水所饱和，饱含水层中的 压力为常压。由于储集层的非均质性极强，造成气-水过渡带空间分布复杂，宽度较大，如图 9-3 加拿大阿尔伯达盆地西部牛奶河深盆气区上倾方向气-水过渡带分布最宽达 16km。

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阶段Ⅳ由于构造运动，使盆地回返抬升，地层遭受剥蚀，地层降温降压，原来的高压深盆气聚 集将成为低压含气区，此时低压深盆气藏仍有较好的保存条件，因为只要含气储层本身未被直接暴 露剥蚀， 低孔渗储层中的高气-水两相毛细管压力可有效的阻止地表水的渗入， 使低压气藏得以长期 保存。

图9­5 深盆气藏压力－深度曲线显示气层压力低于区域静水压力或者高于区域静水压力

左图为阿尔伯达盆地埃尔姆沃斯气区FatherA层异常低压；

右图为大绿河盆地第三系和上白垩统异常高压

2002 年 Law B.E.提出了盆地中心气系统（Basin­centered gas system）的概念，并把盆地中心气 系统分为直接系统和间接系统。直接系统的天然气聚集过程被划分为四个阶段，其主要条件是：气 源岩的有机质为Ⅲ型干酪根，在标志有机质热演化的镜质体反射率（Ro，%）大于 0.6%的条件下， Ⅲ型干酪根将产生大量的天然气，并由于气体的膨胀形成异常高压；气源岩中的异常高压是气体克 服低孔渗储层的毛细管阻力，排替孔隙水，注入储层形成聚集的最主要的驱动力；地层压力演化旋 回为：常压或超压（阶段Ⅰ，Ro＜0.6%）→超压（阶段Ⅱ，Ro＞0.6%）→低压（阶段Ⅲ）→常压（阶 段Ⅳ）（图 9­7）。间接系统的天然气聚集过程也被划分为四个阶段，其主要条件是：气源岩的有 机质为Ⅰ/Ⅱ型干酪根，在镜质体反射率为 0.6～1.35%之间时，Ⅰ/Ⅱ型干酪根将大量产生液态油和 少量天然气；在镜质体反射率大于 1.35%的条件下，先前生成的液态油和残余的Ⅰ/Ⅱ型干酪根中的 有机质将热裂解产生大量的天然气，并形成异常高压，异常高压是气体充注和形成盆地中心气聚集 的驱动力；地层压力演化过程为：常压或超压（阶段Ⅰ，Ro＜1.35%）→超压（阶段Ⅱ，Ro＞1.35%） →低压（阶段Ⅲ）→不确定（阶段Ⅳ）（图 9­7）。

（二）深盆气藏形成条件 1．气 源 条 件

深盆气源岩主要是Ⅲ型或Ⅱ  B 型成气有机母质。从北美地区已发现的深盆气藏的气源岩可知， 主要是富含成气有机质的煤系地层，岩性包括炭质泥岩、暗色泥岩、粉砂质暗色泥岩和煤层。深盆 气源岩的形成环境是多样的，海相、海陆过渡相到陆相均有，但以海陆过渡相含煤层系为主，平面 上含煤层系的厚度中心与深盆气主体分布区常常相吻合。国内外深盆气发育的盆地中，一般煤层发 育厚度大、分布广、层位多，Ⅲ型或Ⅱ  B 型干酪根的成熟度达到 Ro=0.6%时可开始大量生成天然气， 天然气生成高峰时的 Ro 为 0.8～0.9%。另外，Ⅰ型或ⅡA 型成油有机母质在热演化程度进入高成熟 热裂解干气阶段（Ro＞1.35%）也可作为深盆气源岩。

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图9­6 深盆气聚集、异常压力形成阶段和模式

（据Law和 Dickinson, 1985）

左图表示各阶段的孔隙流体分布状态；右图箭头指示地下水渗流方向

图9­7 直接和间接盆地中心气系统各自演化阶段和特征图表

（据B. E. Law, 2002）

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图9­8 直接和间接盆地中心气系统的常压饱水带、气­水过度带和异常压力饱含气带示意图 

A为直接盆地中心气系统；B为间接盆地中心气系统

（据B. E. Law, 2002） 

2 ． 储层条 件

深盆气藏储层以低孔、低渗为特征，也是深盆气形成的前提条件。源岩排出的天然气在高压驱 动下整体向上排驱致密储层中的毛细管水，形成大规模的深盆气聚集。低孔渗储层内发育的相对高 孔、渗富气储层是深盆气藏最有利勘探地区。根据对国外深盆气藏储集物性统计，一般深盆气储层

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孔隙度范围在 6%～15%，渗透率范围在 0.1～2×10 μm 。当然，深盆气储层的低孔、低渗造成含气 丰度低，开发成本高。 

3．封存条件

由图 9­8 可知，直接盆地中心气（深盆气）系统上方和上倾方向没有非渗透性盖层和遮挡条件， 气区的上方和上倾方向边界为气­水过渡带。间接盆地中心气（深盆气）系统上方有非渗透性岩层封 闭，而气层上倾方向边界为气­水过渡带。由于深盆气系统的储层致密低孔渗，在气­水两相存在下， 非常细小的孔喉中会产生非常大的毛细管压力，这种毛细管压力可有效地阻止天然气的散失，起到 保存天然气的封存作用。深盆气层上方和上倾方向的气­水过渡带是储层的物性、毛细管压力和下部 和下倾方向高压气体之间的动态平衡的结果，毛细管压力对深盆气的封闭有效性可长达几十个百万 年，甚至更长。深盆气的勘探实践表明，当深盆气系统演化为低压系统阶段后，气­水过渡带及气­ 水两相毛细管压力仍可长期有效地阻止地表水向深盆气层的渗入，起到封存作用。

二、煤层气系统

煤层气是煤在热演化变质作用过程中高煤阶或在生物化学作用带内低煤阶产出的以甲烷为主的 气体，又称煤层瓦斯。它主要以吸附状态赋存于煤层中。煤矿中的瓦斯气易燃、易爆、危害极大。 近 30 多年来，随着科学技术的进步，能源问题、环境问题和煤矿安全问题的日益突出，人们认识到 煤层气的开发利用，可以较好地改善煤矿安全、保护生态环境，又能增加一种优质洁净的新能源。 21 世纪将迎来天然气的时代，在我国未来几十年内天然气将会获得飞速的发展，“西气东输”工程将 穿越我国众多的含煤盆地，它的实施是煤层气产业发展的一次难得的历史机遇。我国一些地区煤层 气抽放利用和地面勘探开发成果显示了煤层气良好的开发利用前景，随着技术进步和能源结构的调 整，煤层气将在我国未来一次能源中占有重要地位，将成为常规天然气的战略补充资源。

煤层气的规模和经济价值直到 20 世纪 80年代早期才被真正认识到。随着勘探和开发的迅速发 展，到 2000 年底煤层气已占美国甲烷气储量的 8.8%和年产量的 9.2%。目前，在美国的 12 个盆地

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中已有 20000 多口井产煤层气。如今，煤层气的勘探已遍及全世界，总资源量估计为 83.44×10 ～

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259.28×10 m 。据估计在我国埋藏深度小于 1500m 的煤层气资源量约 32～34×10 m 。煤层气系统 与常规含油气系统在源岩、气体富存状态和运聚机理方面均有区别。

源岩和运移：大部分煤层是自生自储型，煤储层中含有自生或运移来的热解气、生物气或混源 气。当煤层是自生自储型时，则不存在运移。煤层气系统的关键事件一般应包括剥蚀去顶和冷却事 件。

气体的储集和储层性质：大部分煤层气吸附在煤的有机质表面上，只有少量的煤层气以游离态 储存在裂缝和节理中，或者以溶解态存在于裂缝、节理及孔隙水中。煤储层可以是正常压力或异常 压力。在一般的压力下，埋深<1200m的煤层中的吸附气大于一般砂岩孔隙中所含有的气体量。

盖层和圈闭：对于煤层气系统，为维持地层压力和阻止气体的解吸和散失，盖层是必要的。由 于气和水的重力分离作用远小于微孔表面上的吸附作用，而对于常规的圈闭并非必要。世界上煤层 气产量最高的区带位于美国圣胡安盆地深部的 Fruitland带。

裂缝、渗透率和原地应力：流体在煤层中主要通过裂缝和节理流动。裂缝和节理一般为垂直于 层面的正交的裂隙体系。它们主要形成于煤化过程中，也可以是构造和后煤化作用形成的裂缝。由 于上覆地层压力、渗透性随深度而降低，因此，美国的煤层气多产自 1200m以上深度。

储层局域化：在所有的盆地中，煤储层的质量变化很大。产气区带的面积仅占产气盆地 10%左 右。

两种成藏模式：美国圣胡安盆地和粉末河盆地分别代表了煤层气系统的两种成藏模式。圣胡安 盆地为高阶、自生热裂解气模式，超压和水动力封闭结合形成了高产区(图 9­9)；粉末河盆地的 Fort Union 带为低煤阶、生物气模式，地下水通过厚层、高渗透的煤层运动，在低压系统形成生物气含 气带(图 9­10)。

早期对煤层气的勘探强调热裂解气的重要性。近年来，对 FortUnion 低煤阶生物气的成功开发 修改和补充了煤层气系统勘探和开发的概念。2000 年，美国圣胡安盆地煤层气产量占美国的 80%以

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上；而粉末河盆地的 FortUnion 带是美国发展最快的气带之一，它的年产量从 1997 年的 392×10 m 

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增长到 2000年的 4124×10 m ，占当年美国煤层气产量的 10.7%，2001年的产量高达 6852×10 m 。 我国具有极丰富的煤炭资源，除了直接开采煤炭以外，煤层气的重要性也愈加明显。目前，在我国 山西、淮南、西北等地区的含煤盆地中广泛开展了煤层气的勘探，业已取得了明显的成效。这些煤 层气主要来源于高煤阶的热裂解气。

图9­9 美国圣胡安盆地煤层气系统剖面图 

(据Walter B. Ayers Jr., 2002)

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图9­10 美国粉末河盆地煤层气系统剖面图 

(据Walter B. Ayers Jr., 2002) 

第二节 非常规油气资源

一、沥青砂资源

世界许多地方在地表或近地表浅处发现大量的沥青砂 （Tar Sands），其中大量的烃类物质即沥青

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储集在砂岩的孔隙和裂缝中，沥青的 API度大多介于5～15°之间（约 1.037～0.966×10 kg/m ），有

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些地区的沥青 API 度低到 1～2°（约 1.068～1.060×10 kg/m ）。由于近年油价的持续走高和沥青砂 资源量的巨大潜力，沥青砂油开采和利用引起国际石油公司和世界许多国家的积极关注，已成为新 的矿业投资热点。

（一）沥青砂资源及分布

已知世界上重要的沥青砂矿有加拿大阿尔伯达省沥青砂矿（AlbertaTar Sands）和萨斯喀彻温省 沥青砂矿（SaskatchewanTar Sands）、委内瑞拉的奥里诺科带沥青砂矿（OrinocoTar Sands）、俄罗斯 西伯利亚奥勒乃克沥青砂矿（Olenek Tar Sands） 、美国堪萨斯州沥青砂矿（Kansas Tar Sands）和加 利福尼亚州沥青砂矿（California Tar Sands）以及犹他州沥青砂矿（Utah Tar Sands）、马达加斯加百 木兰夹沥青砂矿（Bemolanga Tar Sands）、特立尼达岛拉布雷亚沥青砂矿（La BreaTar Sands）、罗马 尼亚德尔纳沥青砂矿（DernaTar Sands）和阿尔巴尼亚塞勒尼扎沥青砂矿（Selenizza Tar Sands）。据 估计加拿大和委内瑞拉的露采沥青砂矿资源量为 4775×108  t（M.B. Dusseault，2001），其中加拿大

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的阿萨巴斯卡（Athabaska）沥青砂资源量约达 800×10 t；俄罗斯的沥青砂总资源量为数百 108  t；美 国 10×108  t 以上的沥青砂矿共有沥青砂资源量为 45×108  t。有关专家研究认为加拿大的 API度小于 

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20°（约 0.934×10 kg/m ）的露采沥青资源量中有 10%是目前可回收的经济可采储量，据此计算， 加拿大约有 270×108  t 沥青油，而委内瑞拉的奥里诺科带约有 360×108  t 沥青油，这与沙特阿拉伯的 原油可采储量相似。

（一）沥青砂的形成

沥青砂产生有两种地质作用：一是油气藏被抬升导致盖层部分或全部被剥蚀，使得油层与大气 沟通或直接暴露地表，原油遭受氧化、水洗淋滤和微生物降解，二是深处油气藏中的原油运移到近 地表浅处或表面，使得原油遭受氧化、水洗淋滤和微生物降解。这样石油随之变得愈来愈重、愈稠， 最终成为半固态、固体沥青。

加拿大阿尔伯达沥青砂矿可能是目前世界上有关沥青砂矿最好的研究实例之一。该矿发育于下 白垩统的河流三角洲相的砂岩中。区域上，下白垩统地层为一向西倾斜、褶皱非常平缓，源岩位于

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西部，而三角洲砂岩展布于盆地东部。常规原油（35~40°API）产自盆地西部，而沥青砂出现在盆 地东部边缘地层尖灭带和褶皱与地层尖灭的复合圈闭中。

马达加斯加 Bemolanga 沥青砂矿是世界第三大沥青砂矿。沥青砂层为三叠系，面积为 388km2， 覆盖层最大厚度为 100m，沥青砂层平均厚约 30m。沥青砂层所在的构造为一个复杂的断背斜， Bemolanga 沥青砂矿之上的泥岩盖层已被全部剥蚀。 沥青储层砂岩发育有交错层理的河流相粗砂岩， 局部由于白垩纪的侵入岩影响而发生变质，研究认为沥青砂层的下覆页岩提供了油源。

特立尼达 La Brea 沥青湖是由于聚集于白垩系背斜圈闭中的石油因封闭性差，原油向上运移至 地表。沥青砂位于凹陷内的中新统砂岩中，伴随近代泥火山活动，原油还在向地表流出。沥青的 API 

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度可低至 1~2°，含硫量达 6~8%。沥青湖面积约 0.51km ，预测储量 8.22×10 t。

中国沥青砂主要产于中、新生代的陆相地层，少量产于古生代的海相地层。储集层以碎屑岩为 主，具高孔、高渗、胶结疏松的特征。其沥青砂的形成常与石油的二次运移有关，运移距离愈远， 原油的稠变程度愈高。因此，往往与常规原油有共生关系，在一个油气聚集带中，从凹陷向边缘， 原油可由常规油变为重质油或沥青砂；从深层至浅层也可如此。沥青砂主要分布在盆地边缘斜坡、 凸起边缘、凸起之上或凹陷中断裂背斜带的近地表浅处。

二、油页岩资源

油页岩以其资源丰富和开发利用的潜力而被列为21世纪非常重要的接替能源， 它与石油、 天然 气、煤一样都是不可再生的化石能源。

油页岩至今还未有一个统一的定义，有的学者侧重油页岩成因给出定义，有的学者侧重工业标 准给出定义，有的学者侧重成因—工业标准综合给出定义，还有的定义很模糊，认为“实际上任何热 解生油量达到一定商业标准的浅层岩石均可看作是油页岩”。综合若干观点给出如下定义：油页岩是 一种高灰分(>40%)的固体可燃有机矿产，低温干馏可获得类似天然石油的页岩油。油页岩的有机质 含量较高，主要为腐泥质、腐殖质或混合型，其发热量一般大于 1000kcal/kg(1kcal=4.1868kJ)。

油页岩 也称油母页岩，一般是指干酪根含量高并足以分馏出相当数量石油的细粒沉积岩（一 般为页岩），属于高灰分的固体可燃有机岩，灰分含量>40%，一般含油率 3.5%­30% 。从颜色上看， 有黄棕、灰、褐、黑灰及黑色，通常带褐色的油页岩含油率高。油页岩由无机物和有机物两部分组 成。其无机物常见的有石英、粘土、碳酸盐等，有时还含有铜、镍、钴、钼、钛、钒等的化合物。 油页岩有机物可分为两类：一类为油母，是其主要成分，元素组成主要为 C、H、S、N、O 等；另 一类为沥青，其含量一般在 1%左右。一般认为油母是一种具有三维结构的大分子聚合物。油母中 碳主要以脂肪族及环烷烃结构存在，也有部分芳香族化合物。所以只要能把油页岩中的油母提炼出 来，就可得到类似天然石油的原油，也即页岩油。油页岩作为一种后备能源资源，已越来越受到人 们的重视。

（一）世界油页岩资源及分布

油页岩资源在世界许多地区都有分布，但分布并不均匀，主要分布在西半球，其中北美和南美 分别占 53%和 20%，在美国大约 75%的油页岩集中在科罗拉多州、犹他州和怀俄明州。拥有丰富的 油页岩资源的国家主要有美国、俄罗斯、加拿大、中国、扎伊尔、巴西、爱沙尼亚、澳大利亚等国 家。根据钱家麟教授提供的 2000 年度世界油页岩年度综述报告， 就目前全球油页岩资源现状，若

8 

将它折算成页岩油，可以达到 4750×10 t，相当于目前世界天然原油探明可采剩余储量的 2.5 倍。 从世界石油资源的评价现状来看，油页岩储量在某些国家，如美国、爱沙尼亚、俄罗斯等已经详细 勘查，但在很多国家油页岩储量尚未详细勘查，只有粗略估计。探明的油页岩储量还只占整个资源 量的一小部分。

美国地质局Dyni 博士对世界油页岩的储量进行了调查，于 2000年初提供了统计结果，现将储

8 

量超过 10×10 t 油页岩油资源的国家列入表 9­1。

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表9­1 世界油页岩储量较多的国家

国家 美国 俄罗斯 扎伊尔 巴西 中国 摩罗哥 约旦 澳大利亚 爱沙尼亚 8 折算成页岩油资源（10 t） 2900 369 140 115 90 81 50 41 25 估计年份 1980 1988 1958 1969­1999 1985 1984 1997 1987 1988 注：本表只列入每1t油页岩含油在40L以上的资源

油页岩沉积环境从海相到陆相都有分布，但国外以海相为主。油页岩形成的时代也很广泛，从 寒武纪、奥陶纪、泥盆纪、石炭纪、二叠纪、三叠纪、侏罗纪、白垩纪到第三纪都有分布（表 9­2）。 其中以古生代油页岩为主，含油页岩地层以海相油页岩与碳酸盐岩共生，油页岩、磷块岩、燧石组 合为主要类型。中新生代油页岩资源则以湖相沉积与煤共生为主，常与火山碎屑岩伴生，以分布面 积小，厚度薄，但含油率较高为特征。

表9­2 国外主要油页岩分布时代及其特征

时代 新生代 晚古近纪 早古近纪 油页岩分布 美国加利福尼亚南部、意大利西西里岛、俄罗斯高加索 美国(绿河、皮申斯盆地) 巴西南部、捷克、俄罗斯南部、澳大利亚昆士兰中部 以色列、约旦、叙利亚和阿拉伯半岛南部、澳大利亚昆士 兰西部 美国阿拉斯加州、法国北部巴黎盆地、东欧、南欧、亚洲 东部 扎伊尔的斯坦利维亚盆地、东欧、南欧、美国阿拉斯加州 澳大利亚（昆士兰东部） 澳大利亚(南威尔士的悉尼盆地、昆士兰东部) 二叠纪 美国(蒙大拿州) 巴西巴拉那盆地、南非卡罗盆地 法国(奥顿、圣希拉尔、特洛特、苏尔莫林) 古生代 石炭纪 泥盆纪 美国:犹他、堪萨斯等 美国(中部和东部各州) 俄罗斯(伏尔加­乌拉尔地区) 波罗的海盆地(爱沙尼亚中奥陶世) 奥陶纪 美国(阿巴拉契亚盆地) 加拿大 寒武纪 元古宙 前寒武纪 美国(密执安、威斯康星州) 海相形成环境及特征 海相,与硅藻土和稠油共生 湖相 陆相,与煤共生 海相地台型、浅海沉积型 中生代 白垩纪 侏罗纪 三叠纪 海相、陆相湖泊沉积,与煤共生 海相 浅海 陆相,与煤共生 湖相 海相 陆相,与煤共生 海相 湖相沉积 海相 海相 海相 海相 俄罗斯(西伯利亚地台东北部安纳巴尔河和勒拿河的奥列 富含于海相钙质、泥质、硅质沉积 尼尧克盆地) 物中 11 

（二）中国油页岩资源及分布现状 1 ．油 岩 源 页 资 概况

中国是一个油页岩资源丰富的国家，储量仅次于美国、俄罗斯、扎伊尔和巴西，居世界第5 位。 中国油页岩主要分布于 15 个省份（区），主要集中在东北和中南地区，约 85%以上的资源分布在

8 

吉林、辽宁和广东省，查明资源储量 329.×10 t，远景储量达万亿吨。其中，油页岩查明资源量吉

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林省 174.27×10 t、广东省55.15×10 t、辽宁省 45.05×10 t，分别占全国油页岩查明资源量的52.83%、 16.72%和13.65%。

油页岩在我国广泛分布，各个时代地层均有所发现。我国第三系是油页岩最主要的分布层位， 平面上分布于东部和中部地区，东部自北而南为东北地区、华北地区、鲁西地区、鲁东地区、苏浙 皖地区和两广地区，中部从晋东南地区、洛阳地区、南阳地区、江汉地区、赣湘粤地区到雷琼地区。 白垩系油页岩主要分布于天山、祁连山、秦岭到淮河以北的广大地区，侏罗系油页岩主要分布于西 北地区和东北地区，三叠系油页岩主要分布于鄂尔多斯盆地和滇西断陷带，古生代油页岩分布于山 西地区。

中国油页岩沉积环境为陆相湖泊、海相以及海陆交互相，但以陆相为主。油页岩中的有机质由 低等植物和高等植物及动物碎片组成。在还原条件下经过成岩作用和煤化作用过程，转变为固体的 可燃有机岩。其造岩矿物主要为粘土类硅铝酸盐矿物、二氧化硅、氧化铝、氧化铁含量较多，氧化 钙含量较少。油页岩分布在大小沉积盆地有 90 多处，主要盆地有松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯 盆地、准噶尔盆地、阴山­大青山区、茂名盆地、下辽河­抚顺盆地、尚志­依兰­罗北盆地等，约有 34 个主要含矿区（图 9­11）。

图9­11 全国查明油页岩资源分布图

（据刘招君、柳蓉，2005）

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中国陆相油页岩的形成主要受构造、沉积环境、气候等因素控制。也有学者提出中国松辽盆地 油页岩的形成与海侵事件有关。对于陆相断陷盆地,气候和构造运动对内陆盆地油页岩的形成、赋存 和分布起着重要控制作用,很大程度上决定了矿产形成和分布规律。 赋存油页岩的沉积盆地中生代以 坳陷湖盆为主,新生代以断陷湖盆为主。 从中国油页岩时空分布来看,油页岩富矿主要富集于新生代断 陷湖盆中。

油页岩查明资源储量中含油率 3.5%<ω≤5%，5%<ω≤10%，ω>10%分别占总资源量的 9.1%， .6%，1.3%。可见，含油率5%­10%的油页岩是中国油页岩的主要资源。油页岩含油率较高的主要 矿产区有吉林桦甸、广东茂名、辽宁抚顺，这 3个矿区已探明的油页岩储量合计约有 100 多亿吨。

8 8 

其中，广东茂名可采储量 41.7×10 t，含油率 6%­8%；吉林桦甸可采储量 13×10 t，含油率 6%­12%；

8 8 

抚顺油页岩地质储量为 35×10 t，可采储量为 7.5×10 t，含油率 5%­8%。此外，如吉林的农安、内蒙 古的东胜、甘肃的炭山岭和窑街、的博格达山北麓、陕西北部的鄂尔多斯地台以及广东的儋县 等，都是我国较有希望的油页岩矿区(表 9­3)。

表9­3 中国主要油页岩矿床的地质特征

时代 新近纪 古近纪 晚白垩 世 早白垩 中生代 世 中侏罗 世 晚三叠 世 晚古生 代 早二叠 世 代表性矿 床 广东茂名 吉林桦甸 辽宁抚顺 山东黄县 吉林农安 吉林汪清 甘肃炭山 岭 青海小峡 陕西彬县 妖魔 山 盆地类 型 断陷 断陷 坳陷 断陷 坳陷 断陷 坳陷 坳陷 坳陷 前陆盆 地 油页岩特征 沉积环境 湖 内陆湖 内陆湖 内陆河湖 厚度(m) 10.00­49.0 1.00­4.50 70.00­119.0 2.00­15.00 含油率（%） 6.00­13.66 8.00~12.00 6.00­10.00 9.00­22.00 3.50­7.00 3.50­7.44 5.00­17.00 5.22­10.52 4.15­8.47 4.65­18.91 8 查明储量（10 t） 油页岩 55.15 3.38 43.94 2.78 168.94 1.95 2.56 0.17 1.57 2.17 页岩油 3.63 0.29 2.65 0.41 9.51 0.14 0.191 0.02 0.14 0.15 新生代 内陆湖（海侵） 1.00­10.00 内陆河湖 内陆湖 内陆湖 内陆湖 近海相 0.30­3.00 0.70­34.5 1.15­6.30 0.54­15.00 2.00­25.00 2 ．主要的油 岩 页 矿区

(1) 吉林省桦甸矿区

桦甸油页岩矿区在桦甸县境内，是吉林省油页岩含油率最高的矿区。桦甸盆地是位于东北聚煤 盆地敦密断裂带主干断裂带北侧的小型断陷盆地。盆地内两组断裂将平缓的单斜构造切割为公郎头 断块、大城子断块和北台子断块（图 9­12A）。公郎头矿位于桦甸盆地东部，大城子矿位于桦甸盆 地中心，北台子矿位于桦甸盆地西端台地上，桦甸南部矿位于大城子及北台子矿以南。

本矿区油页岩产于古近纪地层，在桦甸盆地内广泛出露。该地层中部主要为油页岩层，但夹有 砂岩，总厚 65­244m，共有油页岩 6­26 层，其中可采者 6­13 层，矿层沿走向自东往西厚度及层数 逐渐变薄变少，但含油率变化则由东往西有逐渐增高趋势，就垂向变化而言，上部层稳定，下部油 页岩层变薄而至尖灭。

桦甸油页岩的形成主要受气候和断裂构造的控制。油页岩形成于古近纪桦甸组，桦甸组共有三 段，下部黄铁矿段（E2­3h1），中部油页岩段（E2­3h2），上部含煤段（E2­3h3）。油页岩与煤共 生，为潮湿气候下的产物。盆地内边界同沉积大断裂控制盆地的构造格局和沉积以及页岩富集带的

13 

分布，中小型断裂对页岩矿体的厚度影响不大。桦甸油页岩段沉积时盆地为半地堑式箕状断陷（图 9­12）。沉积中心位于断裂带 F1 的公郎头—大城子区一侧，厚度为 180～240m，沉降中心与沉积中 心一致。油页岩富矿带位置也与沉积中心一致（图 9­12B、C），显示了边界同沉积断裂对油页岩矿 形成、赋存和分布的控制作用。

图9­12 桦甸盆地地质图与油页岩成矿规律

（据刘招君、柳蓉，2005） 

(2) 广东省茂名矿区

茂名矿区位于广东省西南，东起电白县羊角公社的禾塘岭，往西经茂名市的金塘圩、砥山和高 州县的石鼓圩，西止于化州县的连界圩。矿区呈西北—东南走向，似新月形，走向绵延 50km，南

2 

北宽 3­10km，总面积 360km 。根据地理条件及矿层构造等特征，本矿区又划分为羊角、金塘、石 鼓、沙田、新圩、砥山（又称低山）六个矿。

茂名矿区有价值的油页岩产于老第三纪茂名系油柑层上部和新第三纪邕宁系尚村层底部。矿体 呈单斜状产出，倾角平缓，矿层的走向与倾向变化不大，构造简单。

矿区油页岩一般成一单独矿层，其岩性松软，剥离容易，外观呈褐色，日晒后呈淡灰色。垂直 于层面方向页岩仅有颜色深浅之变化，而很少有显著的夹石层隔开。页岩结构致密，沿层面有良好 的页理。生成时的环境可能是滨海沼泽盆地。

茂名矿区为新中国成立后所查明的规模大、质量好、地质情况清楚的主要矿区之一。油页岩平

8 

均含油率 6­8％，可采储量 41.7×10 t。矿区构造简单，埋藏浅，适于大规模露天开采。金塘矿是正

2 

在开采的矿床，位于茂名矿区的中部，沿走向长 7km，宽 3km，面积 21km 。油页岩产于老第三纪 茂名系油柑窝层，为一构造简单的矿层。

（3）辽宁省抚顺矿区

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抚顺矿区是我国油页岩主要矿区之一，已有五十多年的工业开采历史。矿区位于沈阳以东的抚 顺地区，东西长达 18km，南北宽 2­3km。

抚顺矿区油页岩属于新生代第三纪，赋存于含煤地层中。含煤地层上覆第四纪地层，下伏白垩 纪地层，白垩系之下为花岗片麻岩层，构成了煤田的基底。油页岩直接覆盖在煤层之上，而油页岩 上层为绿页岩。矿区油页岩的含油率为 2­10％，平均为 5.5％左右。油页岩矿层的厚度变化很大， 为 48­190m，中部夹有 0.5­0.8m厚的煤层。全矿区油页岩储量，按含油率4.7％以上的油页岩计算，

8 

现有总储量为 36×10 t。

抚顺矿区油页岩与煤共生，埋藏量大，覆盖层薄，矿层厚而稳定，倾斜坡缓。虽然油页岩含油 率不高，但矿区西部的油页岩覆盖在厚煤层的上部，是露天采煤时必须预先剥离的 页岩层，开采成 本低。抚顺矿区还有三个井下采煤矿，因此，油页岩低温干馏后的页岩残渣，大量供作矿井的充填 材料。

（三）油页岩资源前景分析 1． 油 替常 页 岩油可接 规 石油

全球油页岩资源丰富，用途广，开发利用时间也较早，但一直没有得到快速发展，主要是受到 油页岩工业成本、开采和利用技术以及环境污染等因素的制约。

油页岩的最大使用潜力是提炼页岩油。 在传统石油供给不足时， 页岩油可望成为石油的替代品， 或者是在那些缺少石油资源或石油资源量不足的国家，为了降低对外依存度，可以用页岩油替代石 油，满足本国建设的需要。油页岩的第二大使用潜力是发电。爱沙尼亚 2000 年的经验显示，只有当 煤的进口价高于 40USD/t、天然气的进口价高于 3.5USD/MBTU（兆英国热单位）时，用油页岩发电 才是经济的。油页岩除了以上用于提炼页岩油、发电外 ，在矿产、化工、医药、建筑、农业和环保 方面具有许多可供综合利用的潜在前途。随着油页岩干馏、燃烧和灰渣利用技术的不断创新，将创 造更多的经济效益。因此，坚持走炼油­化工­发电­多金属提取­建材一条龙联合生产的途径，实现高 效、节能、环保和可持续发展将是油页岩广泛利用的前提。

油页岩开采，无论是地下采矿还是露天采矿都是一种对环境的污染。另外，页岩油生产过程中 放出的热、废水和半焦炭物质也可能引起环境问题。随着新技术的不断出现，环境污染问题将会逐 步得到解决。

能源资源是人类社会繁荣发展至关重要的因素， 据 2003 年美国天然气石油杂志统计表明， 在今 后 10­20 年间石油的供求之间将会出现较大的差距，油页岩等非常规资源将作为重要的油气资源替 代产品来弥补这个差距。据不完全统计油页岩蕴藏资源量约有 10 万亿吨，比煤炭资源量多 40%。 2004 年度，美国能源部能源信息管理局预测：随着油价的不断升高，常规和非常规石油资源量的成 本差距将会缩小。最终由于价格上升和技术发展综合因素作用可使油页岩资源量转化为常规石油资 源量。可以期待，油页岩等非常规石油资源量作为一种缓冲可使高油价推迟到 21 世纪中叶，甚至更 远的一个时期才会出现。 

2 ．中 油 岩 国 页 资 源前景分析

中国油页岩资源丰富，油页岩开采、加工方面历史悠久，在某些技术上具有自己的优势，随着 世界对能源需求的不断增加，常规油气资源产量的不断减少，油页岩炼油技术的不断革新，页岩油 成本将不断减少，油页岩与常规油气资源之间的价格差距将缩小。目前从油页岩中干馏页岩油的生

8 

产成本约 1200￥/t，市场价格约 2600￥/t。中国油页岩预测资源量为 13697×10 t，折为页岩油约 

8 

1062.8×10 t，经济效益巨大。随着不断滚动勘探开发，探明储量将不断增加。

当今我国对油页岩的综合利用和循环经济已经到了很高的程度。通过干馏法提炼页岩油，炼油 后的半焦再作为热电厂的燃料，伴生的页岩瓦斯也可被利用进行发电，电厂的灰渣还可以生产建筑 材料和用作混合材料生产水泥，展示了油页岩开发利用前景十分广阔。

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三、天然气水合物资源

（一）概念和性质

天然气水合物(Natural Gas Hydrate)是在较低温度与较高压力条件下由天然气与水分子 M∙nH2O(M 代表气体分子，n 为水合指数)形成的类冰非化学计量的笼形化合物，其笼形结构由氢键 连接水分子化学性质亚稳定,标准状态下分解快，遇火燃烧，故又称“可燃冰”。天然气水合物气体组 成以 CH4 为主，含 C2H6、C3H8、C4H10 等同系物；它们完全区别于 CO2、N2、H2S 等与水形成的非 烃系列水合物。

天然气水合物中水分子是主体分子，形成所谓空间点阵结构，气体分子充填于点阵间孔隙中， 气体分子与水分子间没有化学计量关系；点阵结构水分子间以较强的氢健结合，气体水分子间以范 德华力结合。已经发现天然气水合物形成的 3 种基本笼型晶体空间结构是立方体型结构，菱形立方 体型结构，六方体 H型结构。3种结构晶体有 5 种晶穴空间：Ⅰ型为 512 和 51262 二种晶穴空间， Ⅱ型为 512 和 512 二种晶穴空间，H 型为 512、435663 和 51268 三种晶穴空间。其中，Ⅰ型晶体 结构在自然界分布最广泛，仅能容纳甲烷(CH4)、乙烷(C2H6)两种小分子烃及 N2、CO2、H2S 等非烃 分子，这种天然气水合物甲烷普遍构成 CH4∙5.75H2O 的几何格架；Ⅱ型结构天然气水合物除包容 CH4、C2H6 等小分子以外，菱型立方晶体结构中水分子间孔隙较大，形成较大的“笼”，可容纳丙烷 (C3H8)、异丁烷(iC4H10)等烃类；H 型结构“笼”最大，甚至可以容纳直径超过异丁烷(iC4H10)的分子， 如 iC5H12。天然气水合物以上 3 种笼形空间结构可以容许直径在 7.6­10.4Å 之间的分子进入，其中， 实测 H 型结构的大“笼”直径达到 10.4Å。Ⅱ型和 H 型比 I 型结构天然气水合物化学性质稳定。H 型 结构天然气水合物早期仅发现于实验室，1993 年才在墨西哥湾斜坡发现其天然产物。除墨西哥 湾以外，在格林大峡谷地区也发现了Ⅰ、Ⅱ、H 型 3种结构天然气水合物共存的现象。

天然气水合物中含甲烷分子超过 99%者可称甲烷水合物(Methane Hydrate),但是在无确切资料情 况下一般还是应以天然气水合物相称。目前从自然界中发现的天然气水合物多见白色、淡黄色、琥 珀色、暗褐色,亚等晶轴状、层状、针状晶体。可存在于零下与零上温度环境，在已获岩心样品中 ， 有在 21℃温度环境中发现天然气水合物的报道。全球天然气水合物主要被发现于深水(大于 300m) 的深海与深湖环境和永久冻土带地区的浅地层中，具有 4 种以上存在方式：①结核晶体状 ，出现在 粗粒岩石孔隙之间；②球粒状，分散于细粒岩石之中；③薄层状，见于沉积物或填充于裂缝中；④ 厚层大块状，分布于沉积层中或深海海底。

由于独特的晶体结构与分子空间构型决定了天然气水合物独特的高浓集气体的能力，表现特点 为高浓度气体=高储量。在实验标准状态下，单位体积天然气水合物可释放出 160­180 倍体积甲烷气 体。因而天然气水合物矿藏的发现、勘探、开发与研究也就极具价值。原苏联科学院院士 A.A.特罗 菲姆克认为， 有利于天然气水合物形成条件的地区， 如占全球陆域面积 27%的永久冻土带地区，90%  的海洋具备天然气水合物赋存条件； 据此， 目前估算全球天然气水合物含碳量为全球化石燃料(石油、 天然气和煤)含碳量的两倍，从这个意义上说，天然气水合物成为 21 世纪清洁高效的替代能源资源 可望成为不争的事实。

（二）资源分布

据 80 年代国际天然气潜力委员会(PGC)的统计,世界各大洋中， 天然气水合物的总量换算为甲烷

16 3 

气体,高达 2×10 m ,其含碳量比迄今世界上所有已知石油、天然气、煤炭矿产大 2 倍,约占化石燃料 (煤、石油、天然气)的 53%，图 9­13给出了地球上的有机碳分布。这个储量相当于标准状态下，大 约 40m 厚甲烷气覆盖在地球表面；而天然气水合物的能量密度(标准状态下单位体积沉积物中的甲 烷量)是其它非传统能源资源的 10 倍,是常规天然气能量密度的 2­5 倍。

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图9­13 有机碳燃料结构分布图（单位：1015g碳） 

(据Kvenvolden，1988) 

天然气水合物地域分布广泛。图 9­14是世界范围内已发现天然气水合物的分布图。

图9­14 在边缘的海洋沉积物中和永冻土地区已知的和推测的气体水合物分布图 

(据Kvenvolden，1993) 

天然气水合物是天然气和水在一定的温度和压力条件下形成的笼型结晶化合物，广泛分布于大 陆外边缘和永久冻土带。从大地构造角度来讲，天然气水合物主要分布在聚合边缘坡、被 动边缘坡、海山、内陆海及边缘海深水盆地和海底扩张盆地等构造单元中。海底天然气水 合物通常分布在水深 200­800m 以下，主要赋存于陆坡、岛坡和盆地的上表层沉积物或沉积岩中。 陆地上的天然气水合物主要分布于高纬度极地永久冻土带之下，或者边缘的斜坡和隆起处，距 地表约 200­2000m深处，例如，在格陵兰和南极地带巨厚的冰川盖层之下和西西伯利亚、加拿大马 更些三角地永久冻土带之下。

目前，全球已发现 116处潜在的天然气水合物产地。其中，美国和加拿大沿海地区、危地马拉 海岸、印度洋、日本海域和俄罗斯的鄂霍茨克海等 15处通过钻井取样确认。中国的东海海域、南海 海域和青藏高原也具有天然气水合物分布的广阔前景。

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从天然气水合物得到的甲烷气体(或由其他能源得到)与煤和石油相比，碳比例小 ，燃烧产生同 样热量时放出的地球暖化气体 CO2 少，是一种洁净的能源。 

4Coal(CH)+5O2—4CO2+2H2O 

CH4+2O2—CO2+2H2O 

因此，利用天然气水合物中的甲烷对全球气候变化的影响较小。 （三）资源量和开发前景

地球上的天然气水合物资源量一直在论证。1977—1988 年间，科学家们仅根据形成天然气水合 物的低温高压条件来推断其地理分布和估算其资源量，并指出世界上约有27%的陆地和 90%的海域 可能有天然气水合物分布，得出天然气水合物资源量为全球化石燃料资源量 2 倍的结论，约 16 18 3 10 ­10 m 数量级，且绝大多数分布在海洋中。这样的估算显然是偏高的，因为低温高压条件只是 天然气水合物形成的必要条件， 满足于这些条件的区域还要具 备良好的组合条件才能形成天然气水 合物聚集。1988 年之后随着大洋钻探计划在全球范围内的实施，科学家们对天然气水合物资源量做 了重新估算，不同的研究机构和学者计算的资源量有很大的出入，且中间值相互之间不具有收敛性 （图 9­15），这说明精确估算天然气水合物的资源量还有相当大的难度。资料表明，最新估算的资 源量比早期估算的资源量相差了 1～几个数量级（图 9­16）。尽管如此，天然气水合物的资源量仍 然相当巨大（表 9­4）。

图9­15 全球天然气水合物估算资源量与估算年代对应关系图

表9­4 全球天然气水合物甲烷资源量

15 3 甲烷气体（×10 m ） * 5.057～25.057 * 7634 # 17.6 # 19.5 # 26.4～139.1 * 0.38 * 0.38～1 15 甲烷气体（×10 kg） 资料来源 Trofimuk,1977 Dobrynin,1981 Kvenvolden,1988 MacDonald,1990 Gornitz and Fung,1994 T.S.Collett,2000 V.A.Soloview, 2002 33.7～44.7 5900 11 411 ­­ ­­ ­­ 注：*为海洋和陆地的总资源量，#仅为海洋的资源量

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目前全世界探明的油气总储量(表 9­5)与估算的天然气水合物最低资源量基本持平， 由此可见天 然气水合物的资源量是相当可观的，那怕只有 1%­2%总资源量是经济可采储量，它也将成为一种巨

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大的能源来源。 仅我国的南海陆坡区59×10 km 海域的天然气水合物总资源量就达845×10 t油当量，

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其资源总量大约是全国石油与天然气总资源量的 1/2(全国石油资源量 1072.7×10 t；天然气资源量 

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45.58×10 m )。美国能源部估计，仅美国的天然气水合物资源量达 2830­8490×10 m 。

表9­5 世界石油与天然气探明储量 

地区 2003.1.1 油(1 000桶) 中国 印度 日本 英国 法国 德国 意大利 俄罗斯 美国 加拿大 巴西 OPEC 世界 18 250 000 5 367 173 58 500 4 715 000 148 473 342 311 621 700 6 000 000 22 446 000 180 021 000 8 321 700 818 007 000 1 212 880 852 9 3 气(×10 m ) 2004.1.1 油(1 000桶) 18 250 000 5 371 200 58 500 4 665 000 148 470 442 000 621 700 60 000 000 22 677 000 178 3 000 8 500 000 869 521 000 1 265 811 583 9 3 气(×10 m ) 2005.1.1 油(1 000桶) 18 250 000 5 371 200 58 500 4 487 000 146 490 394 354 621 700 6 000 000 21 1 000 178 800 000 10 600 000 885 188 000 1 277 701 992 9 3 气(×10 m ) 油储/采比 1 510 763 40 6 979 14 320 227 47 572 5 195 1 702 229 70 529 155 782 1 510 853 40 629 14 306 227 47 572 5 294 1 673 240 86 717 172 066 1 510 853 40 5 13 279 227 47 579 5 353 1 603 250 87 566 171 038 14.6 22.1 ­ 6.1 ­ ­ ­ 20 10.9 55.5 15.2 79.5 40 3 注:1.24m 天然气=1桶原油当量

随着人口增长和 GDP 的增加，能源消耗量会不断的扩大，同时要降低 CO2 排放对大气造成破 坏性的影响，这样在一次性能源消费结构中就会降低煤炭的使用份额和提高天然气的使用率。预计 20 年之后天然气将跃居一次性能源的首位， 本世纪中叶天然气水合物可能将成为第一种最为普及的 能源燃料(图 9­16)。

图9­16 全球能源市场份额随时间的变化预测图

世界上一些主要的石油消费大国的油气后备资源不足(表 9­5)， 有些国家从长远的能源战略考虑 把清洁的、高能量的、资源量巨大的天然气­水合物作为解决本国能源危机的后备资源。所以，天然 气水合物被认为 21 世纪最具开发潜力的新能源，天然气­水合物的研究已成为许多国家共同关 注的新能源热点。

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