曹代勇，秦荣芳，王安民，陈利敏，李 靖，魏迎春

(1.中国矿业大学(北京) 地球科学与测绘工程学院，北京 100083；2.北京城建集团有限责任公司，北京 100088；3.山西能源学院，山西 太原 030604)

天然气水合物是由水和天然气在低温和中高压条件下形成的类冰的、笼形结晶化合物。其能量密度巨大，具有使用方便、燃烧值高、清洁无污染等特点，被誉为21 世纪最有希望的战略资源[1]。特定的成矿温压条件决定了天然气水合物分布区域限定为海底、陆域极地和中纬度高山冻土区等特殊区域。我国海域天然气水合物主要分布在南海北部陆坡，中国地质调查局于2017 年和2020 年先后2 次在南海北部陆坡成功实施天然气水合物试采，极大地推进了天然气水合物勘探开发进程[2-3]。多年以来，我国先后在漠河、羌塘、木里、乌丽等地区进行了陆域天然气水合物的勘探，但截至2021 年，只在青海木里煤田聚乎更矿区发现了天然气水合物[4]。

青海木里三露天井田发育天然气水合物并非偶然现象，而是该区含煤岩系的充足气源和有利生储盖条件与高寒山区适宜的水合物稳定带耦合作用的必然结果。煤系烃源岩丰富，地层岩性旋回性强，低孔低渗的碎屑岩层封盖性好，在冻土区的温压稳定带中极易形成天然气水合物。本文将赋存在煤系中的天然气水合物定义为煤系天然气水合物，强调其与煤系储层的密切联系和成矿专属性，代表了煤系非常规气(煤系矿产资源)的一种特殊类型[5]。

早期讨论天然气水合物气源时，部分学者通过天然气水合物的碳同位素研究，认为天然气属于“油型气”，即天然气水合物甲烷来自深部的原油伴生气[6-9]，还有部分学者认为天然气水合物属于“煤型气”，即气源来自中侏罗统煤系烃源岩[10-11]，其主要证据包括：①天然气水合物与煤层瓦斯样品也存在着碳同位素一致的现象；② 同为冻土带下且与中侏罗统煤系邻近的三叠系，却没有天然气水合物赋存，也没有其他气藏存在，说明其气源并不充足。

随着研究程度的加深，关于天然气水合物气源成因逐渐归于明朗，戴金星等[12](2017)认为木里地区天然气水合物既有油型气，又有煤成气，前者来源于中侏罗统江仓组中上部Ⅱ1型和Ⅱ2型烃源岩，形成自生自储型天然气水合物，后者来源于中侏罗统江仓组底部、木里组及上三叠统尕勒得寺组含煤地层中的Ⅲ型烃源岩。谭富荣等[13](2017)也发现中侏罗统上部的Ⅰ型及Ⅱ1型烃源岩热解气与天然气水合物在烷烃组分、碳同位素存在高度一致性，认为木里地区天然气水合物主要来源于中侏罗统上部的泥岩和油页岩，印证了戴金星等[12](2017)的观点。张家政等[14](2017)通过对比分析中侏罗统与上三叠统尕勒得寺组两套烃源岩特征，认为天然气水合物来源于中侏罗统烃源岩生油过程中的原油伴生气，而与上三叠统尕勒得寺组烃源岩关系不大，进一步证明了中侏罗统天然气水合物自生自储的特点。程青松等[15](2016)认为木里地区天然气水合物为混合气源，即既有油型气，又有煤型气，侏罗系和三叠系的煤及暗色泥岩是煤型气源的主力烃源岩。综上研究成果，初步认为本区天然气水合物为“混合气源”。

从天然气水合物赋存层位来看，研究区天然气水合物赋存于永久冻土带之下的中侏罗统含煤岩系的江仓组上段[16-18]，同在永久冻土带之下的相邻的上三叠统却没有发现天然气水合物，这显示天然气水合物的赋存与煤系密切相关。与海域天然气水合物赋存状况不同，青海木里三露天井田的天然气水合物表现出“分散型”成藏特点[18]，即赋存位置分散在岩层裂隙以及孔隙中。此外，在统一沉积和构造背景的前提下[19]，三露天井田地层平面上赋存规律差异显著，即仅在井田内西南部的中侏罗统江仓组发现有天然气水合物赋存[16-18]，究其原因，可能与复杂的逆冲推覆构造有关[20]。

天然气水合物“分散”赋存于复杂构造区的特点直接导致了勘查难度的增加，也使得开发经济效益大大降低。需要指出的是，青海木里三露天井田煤层气等非常规天然气资源较为丰富[21]，因此，将天然气水合物纳入煤系气范畴，厘清其成藏模式，以煤系气整体“共探共采”的思路进行研究，不仅可以充实煤系气的内涵，也可提高陆域天然气水合物开发的可行性。

1 区域地质背景

三露天井田位于青海木里煤田西部，大通河流域沉积盆地的上游，是祁连期(加里东期513～386 Ma)构造运动形成的中祁连陆块西段[7]，由于受多期构造运动的作用，形成大量断裂构造，且断裂均经历了多期活动，平面上断裂分布具有一定的规律，主体呈NW-SE向展布，且多数密集成带状(图1)。研究区发育规模较大的、NW-SE 向的逆冲推覆断层，切割了原井田内中侏罗统煤系向斜，使其成为2 个似单斜构造形态，地层发生了陡立-倒转的变化，倾角较大，其地层倾角一般50°～60°[18,22]。

图1 三露天井田构造纲要图(据文献[24]，修改)Fig.1 Structural schematic diagram of the Sanlutian area(Modified from reference[24])

在三叠系沉积基底之上，南北的大通山与托莱山之间不断下沉形成区域内聚煤坳陷，形态为一复式向斜，轴向与祁连山方向大体一致，呈NWW-SEE 向。研究区全区发育中侏罗统煤系，上部为江仓组，下部为木里组，由下至上经历了辫状河→河漫沼泽→三角洲→滨浅湖→半深湖→深湖相沉积环境[23]。

2 天然气水合物赋存条件

天然气水合物的形成必须具备低温、高压、充足的气源等3个条件[25]，其中，温度和压力构成水合物稳定带，代表天然气水合物可能存在的空间范围，是天然气水合物形成的必要条件。稳定带是由天然气水合物相平衡曲线与地温梯度曲线所圈定[26]，前人研究表明，三露天井田水合物温压稳定带最大平均厚度可超过750 m[27]，目前钻探获取天然气水合物实物样品均位于水合物温压稳定带中[16-18]。丰富的烃源岩类型、有利的储层条件、适宜的构造格局是本次研究区煤系天然气水合物的赋存显著特点。

2.1 分布特征

平面上，钻探获取的天然气水合物样品集中于三露天井田的西南部(图1)，其他部位未发现。南北方向上，天然气水合物钻孔DK8-19、DK10-17、DK11-14、DK12-13、DK13-11 均位于F2断裂地表露头线以南，且均位于该断层上盘；东西方向上，除DK8-19 外，探获天然气水合物的实物样品钻孔均位于F30断裂南延线以西的小范围内[18]。

纵向上，研究区内天然气水合物样品赋存于中侏罗统江仓组中，钻探获取的水合物样品均来自埋深110～550 m 范围内，全部赋存于永久冻土层(厚度一般为60～80 m，局部120 m)[16-17]之下，且主要赋存在江仓组上段(J2j2)，如图2 所示。从连井剖面上，依据断层、地层倾角可以在纵向上将天然气水合物赋存层位分为3 段：第1 段处于断层F1和F2之间，水合物含量相对较少；第2 段处于断层F2和F27之间，其地层倾角相对较大；第3 段同样位于断层F2和F27之间，其地层倾角相对较小。

图2 天然气水合物连井剖面(据文献[24]，修改)Fig.2 Well-tie section of the natural gas hydrate(Modified from reference[24])

总体上看，天然气水合物平面上分布较为集中，仅分布在研究区西南部；纵向上，天然气水合物主要产出于中侏罗统江仓组上部，受断层F1、F2和F27的控制。

2.2 烃源岩特征

研究区天然气水合物的烃源岩为江仓组和木里组上段的煤、暗色泥页岩及油页岩[12-13]。统计中侏罗统江仓组上段、江仓组下段、木里组上段这3 段地层烃源岩的镜质体反射率(Rmax)、岩石热解峰值温度(Tmax)及“游离烃(S1)+热解烃(S2)”含量、总有机碳含量(TOC)数据进行分析(图3)，发现：①江仓组下段和木里组上段烃源岩的Rmax较江仓组上段高；Rmax在1.3%～3.0%范围内，江仓组下段烃源岩所占比例最高，江仓组上段最低，而在0.7%～1.3%范围内，木里组上段烃源岩所占比例最高，同样也是江仓组上段最低(图3a)。② 从Tmax数值来看，3 段地层的烃源岩Tmax主体分布在435～445℃和445～480℃两个温度区间，而江仓组下段和木里组上段烃源岩的Tmax可超过510℃，说明其成熟度高于江仓组上段(图3b)。③木里组上段由于含煤层较多，因此，其TOC 含量较高，大部分烃源岩TOC 质量分数都大于9%，江仓组下段也有TOC 质量分数大于9% 的烃源岩，而江仓组上段的烃源岩TOC 质量分数主体分布在0.6%～1.5%(图3c)。④ 木里组上段是富煤层位，“S1+S2”值主要是大于20 mg/g；江仓组下段的“S1+S2”值主要是小于0.5 mg/g，而江仓组上段“S1+S2”值主要分布在6.0～20.0 mg/g(图3d)。

图3 中侏罗统江仓组与木里组烃源岩特征[14,27-29]Fig.3 Characteristics of source rocks in Jiangcang Formation and Muli Formation of the Middle Jurassic[14,27-29]

总结来看，研究区烃源岩类型丰富，江仓组下段和木里组上段烃源岩处于成熟阶段，而江仓组上段烃源岩成熟度相对较低。各层段的TOC 含量及“S1+S2”值较高，可以为天然气水合物提供充足的气源。

2.3 储层条件

根据天然气水合物赋存位置，可将其赋存类型划分为3 类：裂隙型、孔隙型和裂隙+孔隙型，其中，裂隙型天然气水合物实物样品数量所占比例最高，达65.22%，该类储层厚度占总储层厚度67.25%；裂隙+孔隙型天然气水合物实物样品所占比例为26.08%，该类储层厚度占总储层厚28.46%；孔隙型天然气水合物实物样品数量所占比例最低，为8.70%，该类储层厚度占总储层厚4.29%(图4)。

图4 天然气水合物储集类型及其厚度比例Fig.4 Reservoir type and the thickness ratio of the natural gas hydrate

由此可见，裂隙是天然气水合物赋存的主要位置，统计钻孔岩心中的裂隙特征，选取裂隙长度、宽度、倾角和线密度等4 项参数进行分析(图5)，发现：①裂隙长度主要集中在小于5 cm 和5～10 cm 范围内(图5a)，其次为10～15 cm，而长度大于15 cm 的裂隙占比极低，说明裂隙长度越长，其频率占比越低。② 与裂隙长度特征不同的是，裂隙宽度与其占比并没有相关性，宽度在0.2～0.4 mm、0.4～0.6 mm 以及大于1 mm 的裂隙占比较大(图5b)，其次为宽度为0.8～1.0 mm 的裂隙。③裂隙倾角反映了气体在其中的保存特点：倾角越大，越利于气体的垂直扩散；倾角越小，越有利于气体在裂隙中封存。研究区裂隙倾角主要集中在11°～40°的中-低角度范围内(图5c)，其次为41°～60°和61°～80°的高角度范围内，而倾角在0°～10°和81°～90°范围内的裂隙的占比均较小。④ 裂隙密度主要集中在0.5 条/cm以下(图5d)，其次为0.5～1 条/cm 区间，随着裂隙密度的增大，其所占频率有降低的趋势。

图5 研究区钻孔岩心裂隙参数频率特征Fig.5 Fracture characteristics of the drill core in the study area

综上所述，天然气水合物的赋存类型划分为裂隙型、孔隙型及裂隙+孔隙型，其中裂隙型为主。通过对钻孔岩心裂缝的观察与识别，发现研究区裂缝长度越长，所占比例越小，宽度在0.2～0.4 mm、0.4～0.6 mm 及大于1 mm 的裂隙占比较大，裂缝倾角以中-低角度为主，裂隙密度主要集中在0.5 条/cm 以下。

2.4 现今构造格局

研究区内NW-SE 向逆冲断层构造十分发育，常密集成带分布，构成井田的主体构造格架。根据主干断裂特征，以F25和F1断裂将研究区整体划分为北(N)、中(M)、南(S)3 个构造带(图6)[24]，各带特征论述如下。

图6 研究区构造区带划分(据文献[24]，修改)Fig.6 Division of structural zones in the study area (Modified from reference[24])

北带(N)：南以F25断裂为界，北至井田边界，呈EW 向条带展布。带内主要出露地层为上三叠统，地层总体倾向为南西。带内褶皱构造不发育，断裂构造较发育，除边界断裂F25以外，还发育走向为近SN-NNE、NW 向正断层，延展300～500 m，倾角80°左右，断距约300 m。带内西部发育江仓组上段地层，裂隙发育程度低。

中带(M)：以F25断裂为界与北带相邻，以F1断裂与南带为界，呈西窄东宽的楔状展布。区内出露地层均为侏罗系。带内发育褶皱构造与断裂构造。断裂均为NW-SE 向展布，大多数倾向SW，倾角40°～50°，断距较大，最大700 多米，且贯穿井田延展。江仓组上段主要在西部发育，中东部只局部发育。

南带(S)：北部以F1断裂为界与中带相邻，南至井田边界，呈条状展布，出露地层为上三叠统。带内断裂构造发育较少，只发育一条走向NW 的逆冲断层F0，倾向SW。带内广泛发育江仓组上段地层，裂隙发育程度为低-中等。

研究区东西方向上构造发育程度、产状均有所变化，由西向东断裂发育程度有所降低，而且走向由NW-SE 向转变为近SN-SEE 向，据F30和F33断裂及各自南延的延长线，可将井田划分为西段(1)、中段(2)、东段(3)三段。

西段(1)：以F30断裂及其南延至井田为界与东段相邻，呈北窄南宽式的似梯形展布，出露地层由北至南分别为上三叠统和中侏罗统。段内构造要素比较发育，有褶皱构造与断裂构造。段内为江仓组上段主要发育区，断裂构造集中分布于中部，走向均为NW-SE，且均为中-低角度的逆冲推覆断裂，断距较大。

中段(2)：以F30断裂及其南延至井田为界与西段相邻，以F33断裂与东段相邻，呈不规则四边形展布，出露地层与西段类似。江仓组上段地层只在南部发育，褶皱与断裂构造较为发育，断裂构造集中分布于中部，走向多为NW-SEE，均为西段断裂东延部分，且均为中-低角度的逆冲推覆断裂，断距较大；另外，段内北部发育3 条长度小于200 m 的小规模正断层，走向近SN-NE。

东段(3)：以F33断裂及其南延线为界与中段相邻，东至井田边界，呈倒梯形展布，段内出露地层为上三叠统和中侏罗统。段内断裂构造较发育，均为中段主干逆冲推覆断裂东延部分，但进入此段后走向有较大幅度变化，由中段的SE 向转变为近EW-SEE 向，段内不发育正断层。

由于南带(S)与中带(M)的断裂界限F1并未延伸至东段(3)，因此，研究区划分出N1、N2、N3、M1、M2、M3、S1、S2总共8 个区块，划分的每个区块内构造特征不同，对天然气水合物赋存的影响有巨大差异。统计8 个区块构造特征(表1)，M1、S1和S2共3 个区块发育有天然气水合物，其共同的主要特征为：①以逆断层为主；② 地表断裂密度发育程度中-低等；③江仓组上段发育；④ 平均地层倾角较小，普遍小于45°；⑤ 江仓组裂隙密度的发育程度中-低等。因此，江仓组上段发以逆断层发育为主、低地层倾角及断裂密度发育程度中-低等的区域为天然气水合物的有利目标区。

表1 三露天井田各区块构造特征对比Table 1 Comparison of structural characteristics of each block in the Sanlutian Area

3 研究区天然气水合物成藏模式

成藏模式是对研究区天然气水合物赋存条件的系统性总结，是针对典型地区煤系气耦合成藏的一般性推广。综合分析研究区天然气水合物的赋存条件，建立了聚乎更矿区煤系天然气水合物耦合成藏模式，即叠瓦扇式构造与冻土带封堵型，如图7 所示。

图7 研究区煤系天然气水合物富集成藏模式Fig.7 Accumulation model of natural gas hydrate in coal measures in the study area

三露天井田广泛发育叠瓦扇式逆冲推覆构造，对煤系破坏较为严重，但由于其构造压应力大，江仓组上段发育的大套油页岩保存较为完整，且冻土带较厚，使得煤系天然气水合物在温压稳定带内具备有利的成藏条件。中侏罗统江仓组上段发育的厚层油页岩、木里组的煤层和暗色泥岩为天然气水合物提供了充足的气源，受构造运动影响气体发生运移，但运移距离都较短，都在中侏罗统范围内，可称之为“自生自储”型天然气水合物[12]。同时，在2 个逆冲断层之间，由于构造应力的界限，容易形成一定的“构造应力圈闭”，也对煤系天然气保存较为有利。因此，在构造及上覆地层重力的封堵作用下，煤系天然气水合物在滞留区聚集成藏。在叠瓦扇式逆冲推覆构造和上覆地层较厚冻土带的封堵作用下，形成了天然气水合物赋存的温压稳定带，故而将此种成藏模式命名为叠瓦扇式构造与冻土带封堵型煤系天然气水合物成藏模式。

4 煤系天然气水合物基本特点与勘查开发建议

4.1 煤系天然气水合物基本特点

由于煤系自身的沉积环境、构造-热演化以及后期改造等的独特性，煤系天然气水合物有着不同于一般天然气水合物的特点。

从气源岩来讲，煤系中烃源岩类型丰富，包括湖泊相的Ⅰ型及Ⅱ型干酪根的泥岩、油页岩，以及河流相或三角洲相的Ⅲ型干酪根的煤、炭质泥岩等。同时，煤系中往往发育多层、厚层状的煤以及暗色泥/页岩，烃源岩含量充足，煤中有机碳质量分数一般在60%～80%，而暗色泥岩有机碳质量分数可达到1.5%～3.0%。煤系烃源岩在平面上分布一般较为连续，这为大规模气体的产生提供了充分的物质基础。

从保存条件来看，煤系的旋回性明显，含煤岩系中岩性、岩相等有规律地重复交替出现，煤、泥岩、致密砂岩等低孔低渗的岩层形成多套“生储盖”组合，为天然气水合物富集成矿提供了有利条件。因此，煤系天然气水合物通常具有近源充注、多层叠置等特点。

从赋存状态来看，煤系天然气水合物赋存空间包括各类裂隙和基质孔隙，前者为局部富集的颗粒状、薄片状，后者为肉眼难以分辨的浸染状，总体上属于分散型分布，非均质性显著，储层饱和度偏低。

从共伴生气藏来讲，煤系天然气水合物常与煤层气、煤系泥/页岩气、致密砂岩气共生成藏，具有此消彼长、互给互补的特点，是在特定温度压力条件下形成的一类特殊“固态”煤系气，也可称为“非常规”天然气水合物。

4.2 勘查开发建议

相比于海域天然气水合物而言，陆域天然气水合物的赋存状态要复杂得多，其分散赋存的特点导致开发难度也大得多，加之天然气水合物的富集区域生态脆弱、开采环境风险高，决定了其安全高效开发需要从地质-工程一体化角度进行考虑，总体上难以实现具有经济效益的商业化开发。根据目前的认知，煤系天然气水合物的开发大致需要分为3 个阶段。

1) 调查阶段

目标是“找到”天然气水合物，工作性质以科学研究为特色，主要任务是研究天然气水合物的时空分布，提出勘查靶区，进行有序的资源调查与评价；将青海木里冻土区天然气水合物的勘查技术等推广应用于其他陆域冻土区，验证已有的勘查技术和识别标志是否具备普适性。因此，该阶段应加强对天然气水合物识别技术的研究，摸清天然气水合物存在的相关证据。要攻克的关键问题包括：煤系天然气水合物的成矿机制、控制因素、赋存状态等，重点是揭示煤系天然气水合物分布的非均质性特征和富集规律。

2) 勘查阶段

目标是“查明”天然气水合物，工作性质以技术方法为特色，主要任务是查明天然气水合物的数量特征、质量特征和开采地质条件，进行资源评价和可行性研究，实现由地质体向矿产资源的转变。该阶段则应着重加强天然气水合物储层精细表征、保存条件识别与定量评价技术的研究，摸清天然气水合物潜在资源量。在勘查方面应将煤系天然气水合物划入煤系非常规天然气系统进行综合研究和统筹考虑，实现系统整体的资源调查与评价，提高经费的使用效率。此外，直接找矿的同时也加强与天然气水合物相关的地质、地球物理、地球化学的基础研究，适当增加勘探实验工作，进一步实现陆域天然气水合物的找矿突破[4]。要攻克的关键技术包括：天然气水合物综合勘查技术、分散型矿床资源量计算方法、相应的标准和规范等。

3) 开采阶段

目标是“获得”天然气水合物，工作性质以工程技术为特点，主要任务是开采天然气水合物，包括示范区的试采和大范围工业性开采，实现由矿产资源向矿产品的转变。但研究区天然气水合物试采效果并不理想[30]，鉴于煤系天然气水合物的“低品位”和与煤层气、煤系页岩气、煤系致密砂岩气共存的特点，在遵循天然气水合物开采“增温降压”基本原理的基础上，把煤系天然气水合物纳入煤系气共探合采范畴，无疑是煤系天然气水合物经济合理开发值得关注的方向。最后，在天然气水合物开发过程中，也应加强对陆域冻土区天然气水合物环境效应的研究。目前，陆域天然气水合物的环境效应开展的相关研究和工作还较少，多数集中于海洋。应展开天然气水合物甲烷释放特征、同位素变化样式、持续时间、驱动机制和影响因素，以及由此引发的环境效应定量计算等研究[31]，确保陆域天然气水合物的合理、安全地开发和利用。

5 结 论

a.青海木里天然气水合物主要分布在三露天井田的西南部，纵向上主要分布于江仓组上段，少部分分布于江仓组下段。天然气水合物烃源岩类型丰富，江仓组下段和木里组上段烃源岩处于成熟阶段，而江仓组上段烃源岩成熟度相对较低。各层段的TOC 含量及“S1+S2”值较高，可以为天然气水合物提供充足的气源。

b.天然气水合物的储层类型划分为裂隙型、孔隙型及裂隙+孔隙型，以裂隙型为主。研究区裂缝长度越长，所占比例越小，宽度在0.2～0.4 mm、0.4～0.6 mm 以及大于1 mm 的裂隙频率较大，裂缝倾角以中-低角度为主，裂隙密度主要集中在0.5 条/cm 以下。

c.依据现今构造格局将研究区划分为8 个区块，其中江仓组上段发育、以逆断层发育为主、低地层倾角及断裂密度发育程度中-低等的M1、S1和S2构造区块为天然气水合物的有利目标区。叠瓦扇式构造与冻土带封堵型构成了天然气水合物赋存的有利条件，混源充注、短距运移、构造圈闭是研究区天然气水合物形成的显著特点。

d.根据煤系天然气水合物的基本特点，提出了勘查开发建议。建议煤系天然气水合物的勘查开发分为调查、勘查、开采3 个阶段，调查阶段主要研究天然气水合物的时空分布，提出勘查靶区；勘查阶段主要查明天然气水合物的数量、质量特征和开采地质条件，进行资源评价和可行性研究；开采阶段主要是将天然气水合物采出，包括示范区的试采和大范围工业性开采，实现由矿产资源向矿产品的转变。

e.在天然气水合物开发过程中，应加强对陆域冻土区天然气水合物环境效应的关注，促使天然气水合物合理、安全地开发和利用，为青藏高原多年冻土区天然气水合物成藏和开发过程的固碳-释碳效应对全球气候变化影响与碳中和研究提供基础数据。