TRACE ELEMENT GEOCHEMISTRY OF SEDIMENTS IN QIONGDONGNAN AREA, THE SOUTH CHINA SEA, AND ITS IMPLICATIONS FOR GAS HYDRATES
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摘要: 天然气水合物已成为重要的战略资源。为探讨天然气水合物富集区的微量元素特征及其指示意义，对琼东南海域沉积物进行系统采样，分析了样品主、微量元素和TOC地球化学特征，并采用氧化还原状态以及氧化还原敏感元素与TOC相关关系的分析方法进行探讨。结果显示：沉积物相较于上地壳更为富集Sr、Pb、Th、U、Zn、Cu和Mo元素，Th/U和V/Sc比值在纵向上呈系统的变化，表层沉积物处于还原的沉积状态，大量富集Mo和U。初步推断研究区部分沉积物可能处于硫化带，使其出现氧化还原敏感元素(Mo和U)的富集，这些特征或由下部天然气水合物分解释放大量的甲烷所导致。表层沉积物孔隙水中出现的硫化带以及Mo和U元素异常，可作为新的地球化学指标以识别下部可能存在的天然气水合物资源。Abstract: In order to study the geochemical characteristics of trace elements and their implications for gas hydrate, marine sediment samples were systematically collected from the Qiongdongnan area of the South China Sea.The major and trace elements as well as the TOC of the sediments are analyzed, upon which the redox condition, redox-sensitive elements and their TOC correlation are adopted to describe the geochemistry characteristics of sediments.The results indicate that Sr, Pb, Th, U, Zn, Cu and Mo are enriched in the sediments comparing to the average of upper crust.Systematic variations in Th/U, V/Cr values further indicate that the sediments are under a more reducing condition, and as the results, Mo and U are enriched.Some sediment samples have already dropped into the sulfide zone, leading the enrichment of redox-sensitive elements such as Mo and U, owing to the dissociation of gas hydrate and methane fluxes coming from deeper sediments.Therefore, the existence of the sulfide zone and Mo and U enrichment in sediments may have the significance to trace the gas hydrates in deep.
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Keywords:
- trace elements /
- marine sediments /
- H2S /
- gas hydrate /
- Qiongdongnan area
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全球约90%以上的天然气水合物（以下简称水合物）都赋存于海底浅层含泥质沉积物中[1]，由于储层渗透性差，曾一度被认为是不适宜开采的矿体。2017和2020年，我国在南海北部泥质粉砂型水合物储层中成功实施两轮试采，证明了泥质储层中的水合物也具备一定的技术可采性[2-3]。然而，平均约3×104 m3的日均产气量离工业气流标准还有很大差距，开采效率亟待提升[4-5]。因此，加强我国南海北部海域水合物增产研究非常必要。
水合物开采产能主要受到储层等地质因素的制约和开采井配置等工程因素的影响[6–11]。理论研究和实际试采结果均表明，与垂直井相比，水平井因有效扩大了分解面积而可获得更高产气速率[12–14]。但超长井段水平井在水合物储层中的应用仍受成本和技术难度的限制[14]。以多分支井为代表的复杂结构井被认为是实现水合物产能提升的关键[5,14-16] 。然而，降压开采过程中多分支井不同射孔井段的协同降压会干扰储层中的传热传质[17]。虽然目前已基本明确水平分支射孔程度对产能的影响规律[18]，但垂直主井同时射孔及其射孔程度对多分支井开采产能的影响仍不清楚。
此外，储层特性对海域水合物产气、产水能力制约明显[19]。现已初步探明储层孔隙度、渗透率等条件控制下的产能演化规律[20-22,12,23–25]，地层倾角作为水合物储层非均质性的重要构造特征之一[13]，已逐渐引起学者们的重视[24,26]。大量地震调查和实地钻探数据均显示海域水合物通常赋存于海底凹凸起伏的地层中[27-29]。相关研究表明，地层倾角使得水合物储层的初始温压场分布特征产生差异[27]，进而影响水合物开采过程中的流体运移和生产行为[24,30]，尤其是水在储层孔隙中的分布及流动性[31-32]。此外，倾斜水合物储层在开采过程中也更易发生变形，进而对开采井的稳定性和产能造成负面影响[30]。学者们认为，在日本倾斜水合物储层的生产过程中，位于储层构造高部位的流体因地层存在倾角发生了破坏性流动，进一步损坏了防砂装置，导致地层严重出砂，从实际证明了地层倾角的存在会对水合物开采行为造成显著影响[33]。我国南海北部神狐海域泥质水合物储层（如SH2、W11、W17和W19站位）主要分布于峡谷地区[34]。地层倾角也可能会对该区域泥质水合物储层的开采产能造成影响。然而，目前与此相关的研究开展较少，还未能清晰刻画南海北部具有倾角的泥质水合物储层的开采过程。多分支井降压开采条件下，倾斜泥质水合物储层的长期开采响应行为和产气产水规律仍不明确。
基于已形成的复杂水合物储层建模新技术和复杂结构井建模新方法[18, 26]，本研究以南海北部神狐海域X01站位水合物储层的地质参数和地形参数为依据，建立了代表实际情况的倾斜泥质水合物储层模型，通过TOUGH+HYDRATE水合物产能模拟软件进行数值模拟研究。首先，探讨垂直主井是否射孔及射孔程度对多分支井开采产能的影响和增产效果，确定垂直主井和水平分支的最佳打开长度比值，优选多分支井井型；然后，考虑储层倾角作用下重力分异对水合物开采的影响，揭示位于储层不同构造位置（即构造低部位、倾斜部位和构造高部位）的多分支井的降压开采响应规律，确定优势布井位置。上述研究可深化海域倾斜泥质水合物开采传热传质与产气规律认识，为后续试采和开采工程设计提供一定的理论基础和工程依据。
1. 数值模型
1.1 3D倾斜储层模型建立和网格划分
中新世以来，南海北部神狐海域进入构造沉降期，高沉积速率为水合物的赋存创造了良好的地质条件[35-36]。2015年，广州海洋地质调查局（GMGS）在神狐海域进行了GMGS3科考，获取了高质量的地球物理测井资料和水合物岩心样品[34]。调查结果显示，神狐海域海底温度大约为3～6 ℃，地热梯度为4.5～6.7 ℃/100 m。水合物层分布深度约150～400 m，厚度为10～80 m。平均水合物饱和度为20%～40%，最高达76%。神狐海域W17、W19等站位的水合物储层主要位于海底峡谷区的构造高部位或海脊边缘。其中，X01站位含水合物沉积物主要为黏土质粉砂或粉砂质黏土，水合物储层厚度为76 m，位于海脊顶部，见图1。根据多波束探测数据可知，X01站位西北区域地层倾角约为10°～15°。Wang等[37]对X01站位所在水合物层的空间分布研究结果认为，该区域的水合物储层近似平行于海底展布。
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图 1 中国南海珠江口盆地和X01站位所在水合物储层的厚度示意图(A—B)，多分支井结构示意图(C)，基于实际地形参数和地质参数建立的倾斜3D储层模型及多分支井在储层不同构造部位的布设示意图(D)Figure 1. Map of Pearl River Mouth basin, South China Sea and thickness of gas hydrate-bearing sediments at site X01(A-B) ; the schematic diagram of a multilateral horizontal well configuration(C) and a inclined 3D hydrate-bearing reservoir model and schematic diagram of the layout of multilateral horizontal wells in different structural positions (D)本研究采用国际上最认可的TOUGH+HYDRATE水合物产能预测软件进行水合物开采产能模拟[38-39]。3D储层建模对网格数量和计算时间要求较高，基于前期确立的优势网格划分方案[18]，本研究采用并行版TOUGH+HYDRATE软件（pT+H）[40]，建立了与实际海底情况一致的倾角为10°～15°的3D水合物储层模型（1000 m(x)× 1000 m(y)× 312.5 m(z)），见图1D。考虑本研究主要探究实际水合物储层的倾角对开采产能的影响，建模时将水合物层设置为与海底地层平行分布且水合物饱和度一致。除地形参数外，3D倾斜储层的其他参数均参考X01站位的主要储层物性参数（表1）。此外，鉴于X01站位与神狐海域SH2站位的水合物储层物性相似，相对渗透率模型和孔隙水压力模型中经验参数的设定主要参考SH2站位水合物储层建模时选取的经验参数[41]。
参数 数值 参数 数值 储层基础参数 上覆盖层厚度/m 116.5 颗粒密度/(kg∙m−3) 2650 水合物储层厚度/m 76 地温梯度/(℃/100 m) 5.46 下伏地层厚度/m 120 热导率(湿)/(W∙m−1∙℃) 2.917 储层孔隙度/% 34.50 热导率(干)/(W∙m−1∙℃) 1.00 储层绝对渗透率/(10−3μ㎡) kx = ky = kz = 0.22 压缩系数/Pa−1 1.00×10−8 水合物饱和度/% 34.00 比热容/(J∙kg−1∙℃−1) 1000 X01站位处水深/m 1309.75 孔隙水盐度/‰ 3.05 相对渗透率模型(Relative permeability model) [39] KrA =（SA*）n KrG =（SG*）nG SA*=（SA−SirA）/（1−SirA） SG* =（SG −SirG）/（1−SirA） SirA 0.50 nG 3.00 SirG 0.05 n 5.00 孔隙水压力模型(Capillary pressure model) [42] Pcap = −P0[（S*）−1/λ−1]1−λ S* =（SA−SirA）/（SmxA−SirA） P0/Pa 105 SmxA 1.00 λ 0.15 SirA 0.50 根据以往经验，本研究在建模时，将上覆盖层和下伏地层厚度分别设定为 116.5 m和120 m，以满足热量和质量的交换[43-44]。多分支井的共面水平分支垂直于主井布设，位于垂直方向上的储层中部，套管射孔完井方式，各分支打开长度为20 m（图1C）。在x轴和y轴方向上，模型采用不等间距的划分方式。井眼附近传热传质比较剧烈，故在区域离散过程中，对井周网格进行了较为精细的划分：网格尺寸以0.1 m为主。其他储层的网格尺寸随着与开采井距离的增大而增大。在z轴方向上，水合物储层的网格尺寸设定为1.0 m；上覆盖层和下伏地层的网格划分主要遵循Moridis和Reagan[45]提及的划分规律，即储层的网格尺寸随着与储层距离的增大而规律性增大。储层上、下边界处的网格在z方向的厚度均为0.001 m。
1.2 初始和边界条件
X01站位水合物储层的初始孔隙压力随地层深度的增加而增大。在5.46 ℃/100 m的地温梯度下[34]，储层初始温度从顶边界到底边界呈线性升高。海水密度平均为1023 kg/m3。3D储层模型的外围边界为绝热无渗流边界，上下边界均为恒温、恒压边界[46]。本研究涉及的水合物储层初始化细节参考前人研究[37,47-48]。完成模型初始化后，水合物储层底部温度为15.35 ℃；因地层倾角的原因，水合物层底部压力分布不一，最低压力为15.96 MPa（图1D为初始化后地层温度分布情况）。根据水合物的压力-温度平衡曲线认为水合物可稳定存在。
根据Moridis等[45]学者的早期研究，可将开采井单元作为一种“伪多孔介质”，并假定井内流动满足达西定律。该“伪多孔介质”的孔隙度值为1，渗透率设定为kr = kz = 5.0×10−9 m2，且毛细压力设定为Pc = 0。在模拟时认为开采井眼稳定、防砂可靠、出水已妥善处理。
1.3 井型结构与布设位置设计
先前研究证实，与一分支井、二分支井和三分支井相比，四分支井对泥质水合物储层的开采能力相对最高[18]。因此，本研究采用的多分支井为四分支井。如图2所示，为了探讨多分支井垂直主井是否射孔及打开长度对开采产能的影响和增产效果，共设计5个案例。Case 1-1代表多分支井的垂直主井不射孔，Case 1-2— Case 1-5的多分支井的垂直主井打开长度分别为5、10、20 和28 m，即射孔垂直主井长度与分支长度比值（Lv/Lh）分别为0.25、0.5、1和1.4。模拟时，5个案例的多分支井均布设于图1D中的较水平储层，以最大程度控制变量，减少构造条件对井型优选的影响。根据海域实际开采现场试验结果[44]，设定多分支井采用4.5 MPa进行恒压开采。
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图 2 具有不同射孔垂直主井的多分支井结构示意图Figure 2. Schematic of multilateral horizontal well configuration with different perforated vertical main wells确定最佳Lv/Lh后，将优选的多分支井部署在储层的不同结构位置进行降压开采，即将多分支井布设于储层的构造低部位（Case 2-1）、构造倾斜部位（Case 2-2）和构造高部位（Case 2-3）（图1D）。在考虑重力分异对水合物开采的影响下，对比开采产能差异，揭示倾斜水合物储层多分支井降压开采的响应特性和储层渗流规律，确定优势多分支井布设位置。
2. 模拟结果与分析
本文以产气速率、产水速率、气水产出比（即累计气体开采量与累计产水量的比值，水合物开采经济性评价相对指标）、储层水合物分解累计产气量和储层内剩余游离气量来综合对比不同开采方案下的产气产水规律及水合物储层响应特征。
2.1 垂直主井射孔程度对开采产能的影响
图3描述了垂直主井不射孔的多分支井（Case 1-1）和垂直主井射孔的多分支井（Case 1-2 — Case 1-5）降压开采条件下，储层产气量及井中产气速率、产水速率和气水产出比。
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图 3 多分支井开采时，产气和产水的情况A. 储层水合物分解累计产气量和储层内剩余游离气量，B. 井中产气速率和产水速率，C. 井中气水产出比，D. 第720天，井中气水产出比。Figure 3. Gas and water production performance when hydrate-bearing reservoirs are produced by multilateral horizontal wellsA. Cumulative gas production volume from hydrate deposits and amount of free gas remaining in the reservoirs, B. gas production rate and water production rate in the production well, C. gas-to-water ratio in the production well, D. gas-to-water ratio in the production well at t = 720 days.从图3A中可以看出，无论采用何种多分支井开采泥质水合物储层，水合物分解累计产气量随着开采的进行而逐渐增大，但储层经过长期开采后，水合物分解累计产气量的增加幅度逐渐降低。这主要是由于：①随着水合物分解和吸热反应的发生，水平分支周围储层的温度明显降低，在一定程度上抑制了水合物的分解；②随着压降的传递和开采的进行，水合物分解前缘逐渐远离开采井，但储层渗透率极低，水合物分解范围主要集中于井周（图4A）。因此，水合物分解累计产气量的增幅逐渐减弱。从图3A还可发现，无论采用何种多分支井开采泥质水合物储层，储层内剩余游离气量随着开采的进行逐渐增多。但当开采时间超过约2 880 d时，储层的游离气量逐渐降低。此现象表明，多分支井的长期气体产出能力比短期气体产出能力更强。这可能是由于在开采后期，分支井周围储层的渗流能力因水合物分解而得到了提升，进而促进储层内游离气体的产出。如图4B所示，随着开采的进行，垂直主井井周和水平分支下部储层的游离气量逐渐增大，促进更多分解气从多分支井中产出。
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图 4 降压开采第1、5和10年，Case 1-5案例储层中水合物饱和度（A）和气体饱和度（B）的分布图为了更好地呈现结果，主要呈现多分支井附近的物理场图，下同。Figure 4. Spatial distributions of hydrate saturation (A) and gas saturation (B) at t = 1 year, t = 5 year and t = 10 year in Case 1-5for clearly presenting situations, only the spatial distributions around the multilateral horizontal well are shown, same as below .相比而言，当采用多分支井降压开采泥质水合物储层时，随着多分支井垂直主井打开长度的增加，储层水合物分解累计产气量和储层内剩余游离气量均增加。但对于X01站位这样具有极低绝对渗透率的海域泥质水合物储层而言，开采潜能并不十分理想，若要实施开采作用，还须结合其他辅助增产措施。本研究主要考虑多分支井垂直主井射孔程度和储层构造条件对多分支井开采产能的影响，暂不考虑将多分支井布设在低渗海域泥质水合物储层中的产量是否达到商业开采目的。
不同案例的井中产气产水规律随开采时间的变化较为规则，不同案例间的产能差异变化较小。从图3B中可以看出，由于地层渗透率极低，储层的降压产气效果较弱，即使是开采早期，多分支井的产气速率也比较低，主要为70～100 ST·m3/d。在130 d的模拟周期内，产气速率降低较快。而后，随着降压开采的进行，产气速率逐渐缓慢降低。与产气速率演变规律相反，不同案例的产水速率随着长期开采的进行而逐渐增加。但无论采用何种多分支井进行降压开采，产水速率的增幅并不十分明显，产水速率基本为3.5～4.5 ST·m3/d。图3C呈现了10 年开采时间内多分支井的气水产出比。从图中可以看出，开采早期气水产出比较高，尤其是130 d内的气水产出比（＞20），但随着开采的进行，5个案例的气水产出比均呈现下降的趋势。
与Case 1-2—Case 1-5的产气产水结果相比，Case 1-1井中产气速率、产水速率和气水产出比均最低。随着垂直主井打开长度的增加，井中产气速率和产水速率相应增大。虽然水平分支下部储层的温压分布和水合物分解情况基本不受垂直主井射孔程度的影响（图5A—C），但相同开采时间内，垂直主井井周储层的压降范围和水合物分解范围随着垂直主井打开长度的增加而增大。因此，气、水产出速率随着垂直主井打开长度的增加相应增大（图3B）。但当垂直主井打开长度增大到一定程度后，增强射孔程度带来的产气增幅不如产水增幅明显，导致气水产出比反而随着垂直主井打开长度的增加而降低（图3C）。这可能是由于垂直主井射孔程度增强后，垂直主井与上覆盖层的距离更近，上覆地层中的水在开采过程中更易流入开采井（图5D），水流的增多导致垂直主井产气速率的增幅随其打开长度的增加而降低。
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图 5 开采10 年后，Case 1-2，Case 1-4和Case 1-5储层中压力（A）、温度（B）、水合物饱和度（C）和液体饱和度分布图（D）Figure 5. Spatial distributions of the pressure (A), temperature (B), hydrate saturation (C), and water saturation (D) at t = 10 year in Cases 1-2, 1-4 and 1-5通过进一步对比相同开采时间（以开采第720天为例，图3D）内垂直主井射孔程度不同的多分支井的气水产出比可发现，当Lv/Lh＜0.5时，气水产出比随Lv/Lh的增大而增大；当0.5＜Lv/Lh＜1.0时，Lv/Lh对气水产出比影响不明显，气水产出比值均较高，当Lv/Lh = 0.75时，值最大；当Lv/Lh＞1.0时，随Lv/Lh的增大，气水产出比反而降低。因此，开采低渗泥质水合物储层时，Lv/Lh比值为0.5～1.0时，最利于提高多分支井的气水产出。
2.2 布设于不同构造位置的多分支井的产能差异
如上所述，随着垂直主井打开长度的增加，多分支井的产气速率逐渐增大。但当Lv/Lh为0.75时，多分支井的气水产出比最高。因此在本小节研究中，以垂直主井打开长度为15 m、水平分支打开长度为20 m的多分支井为例，对比布设于不同构造位置的多分支井的产能差异。
图6呈现了上述多分支井布设在泥质水合物储层不同构造部位时的产气产水情况。从图中可见，经过相同开采时间，不同案例中开采井的产气速率、产水速率和气水产出比随开采时间的变化较为规则。相比而言，Case 2-1和Case 2-2中的产气速率和产水速率均明显高于Case 2-3中的产气速率和产水速率。其主要原因是，在Case 2-3中水合物储层的埋藏深度较浅，水合物储层的初始温度和压力相对较低。在相同的开采条件下，Case 2-3中的水合物受到更弱的压降作用而发生分解反应，水合物分解范围更小（图7）。此外，虽然在开采过程中Case 2-2储层的压降比Case 2-3储层的压降更明显，但经过相同开采时间，布设于储层构造高部位的多分支井的井周储层温压明显更低（图7），在一定程度上抑制了水合物的进一步分解，故Case 2-3在开采时呈现出相对较低的气、水产出速率。在Case 2-1和Case 2-2两个案例中，尽管Case 2-2的储层初始温压较Case 2-1的储层初始温压条件低，但在开采过程中流体流动随时都受到重力分异作用的影响，导致Case 2-1和Case 2-2中的产气速率和产水速率相差不显著（图6）。
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图 6 多分支井布设在不同构造位置的产气产水情况Figure 6. Gas and water production performance of multilateral horizontal wells deployed in different structural positions![]()
图 7 开采5 年后，Case 2-2和Case 2-3的储层物理场分布图Figure 7. Spatial distribution of physical properties in Cases 2-2 and 2-3 at t = 5 year虽然多分支井布设于储层倾斜处和构造低部位时的产气、产水效果基本一致，但多分支井位于泥质水合物储层不同构造位置时，气水产出比存在差异。相比而言，多分支井布设于泥质水合物储层的构造高部位（Case 2-3）时，气水产出比最大（图6）。随着多分支井布设储层埋深的增加，气水产出比值逐渐降低。对比Case 2-1和Case 2-2的气水产出比可发现：①对于短期开采而言，将多分支井布设于储层倾斜处（Case 2-2），气水产出比较高；②对于长期开采而言，Case 2-1和Case 2-2的气水产出比逐渐趋于一致。水平井开采倾斜泥质水合物储层的研究指出，水合物分解易引起开采井发生变形、井周沉积物发生位移，进而影响开采安全和采收率[30]。采用多分支井长期开采具有倾角的泥质水合物储层时，采气安全也极可能受到倾角的影响。相比于倾斜地层，水平地层对实际水合物开采过程中井壁稳定性和储层稳定更有利，而产出水也可以依赖设备进行适当处理，故认为将多分支井部署在位于构造低部位的较水平泥质水合物储层可能更利于提高采收率。值得注意的是，对于渗透率极低的泥质水合物储层而言，仅采用降压法进行开采，多分支井的产气产水情况仍不理想，导致地层倾角对多分支井降压开采造成的产能差异的影响有限。若在海域低渗泥质储层中开展实际开采，势必会结合其他辅助增产措施，如储层改造技术。在联合开采技术的应用下，储层倾角的存在对开采产能造成的影响会更明显，尤其对于渗透率较大的泥质水合物储层，更应将多分支井部署在位于构造低部位的水平水合物储层中。此外，本研究仅考虑了多分支井射孔程度和布设位置对倾斜泥质水合物储层开采产能的影响，对于储层变形和非均质性对开采产能的影响在后续的研究中需进一步量化考虑。
3. 结论
（1）相比于仅水平分支射孔的多分支井，水平分支和垂直主井同时射孔的多分支井更利于水合物分解产气。但垂直主井的打开长度不宜过长，垂直主井与水平分支打开长度比值介于0.5～1.0时，最利于提高多分支井的气水产出比。
（2）海域泥质水合物储层的地层倾角影响多分支井的开采产能。将多分支井布设在储层构造低部位的水平位置更利于水合物的长期开采。但对于X01站位此类具有极低绝对渗透率的泥质水合物储层而言，开采潜能并不十分理想；若要实施开采作用，在将多分支井布设在优势构造储层进行开采的基础上，还须结合其他辅助增产措施，如井网开采模式和储层改造技术。
致谢: 样品分析和测试过程中得到了中国地质调查局广州海洋地质调查局张欣、王彦美、傅飘儿和于哲工程师的热心帮助。海洋四号船的工作人员协同完成了样品的采集和制备工作，两位审稿专家给出了建设性的修改意见，在此表示最诚挚的谢意。 -
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图 4 研究区沉积物孔隙水硫酸盐含量变化特征
Figure 4. Variation of SO42- in porewater for sediment from Sites CL-1 and CL-2
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图 5 研究区沉积物微量元素U和Mo与TOC的相关关系图
Figure 5. Binary cross-correlation plots of Mo, U vs TOC for sediments from site CL-1 and CL-2, the South China Sea
表 1 CL-1站位沉积物主、微量和TOC分析结果(10-6)
Table 1 Major, trace elements and TOC concentrations of sediments at site CL-1(10-6)
样品号 厚度/cm Sr Ba Zr Pb V Th Cu Sc CL-1-1 0 505 402 119 22.8 96.8 12.0 32.3 12.2 CL-1-2 20 577 375 124 21.2 89.5 11.3 32.5 11.1 CL-1-3 45 599 428 118 21.9 89.4 12.1 35.3 11.1 CL-1-4 60 459 471 135 22.9 92.6 13.0 31.3 11.2 CL-1-5 80 335 401 147 24.3 101 14.5 32.9 12.5 CL-1-6 100 281 414 206 21.3 79.0 11.7 21.2 9.51 CL-1-7 120 323 437 211 21.9 83.9 12.4 22.9 10.2 CL-1-8 140 352 400 160 23.8 93.9 13.4 25.9 11.5 CL-1-9 160 281 418 181 24.4 99.4 14.4 28.4 12.7 CL-1-10 180 305 398 171 24.9 102 13.4 28.6 12.6 CL-1-11 200 259 406 197 23.1 92.4 13.5 24.4 12.1 CL-1-12 220 305 483 192 23.2 93.4 13.0 28.1 11.8 CL-1-13 240 228 404 242 21.8 84.8 12.5 22.3 11.0 CL-1-14 260 338 427 173 23.1 94.5 12.7 27.1 12.1 CL-1-15 280 322 388 205 21.7 82.8 12.4 20.5 10.4 CL-1-16 300 411 355 208 21.8 71.0 10.8 17.3 7.23 CL-1-17 320 411 366 230 19.8 58.6 10.5 13.5 6.85 CL-1-18 340 441 341 215 19.9 57.7 10.2 12.1 6.46 CL-1-19 360 570 589 140 20.9 74.7 10.8 22.2 8.84 CL-1-20 380 498 461 117 24.1 97.4 12.7 35.1 11.3 CL-1-21 400 455 477 126 24.4 103 14.0 35.1 12.8 CL-1-22 420 428 471 126 24.9 105 13.2 35.1 12.5 CL-1-23 440 415 499 127 23.9 108 13.8 36.4 12.8 CL-1-24 460 446 502 124 22.7 101 13.6 36.5 12.5 CL-1-25 480 449 507 124 24.0 102 13.6 35.1 12.4 CL-1-26 500 439 432 124 24.2 97.3 13.5 33.5 12.0 CL-1-27 520 462 458 120 23.4 100 13.4 35.6 12.0 CL-1-28 540 465 466 116 23.3 99.3 13.1 35.1 12.1 CL-1-29 560 467 514 116 23.5 102 13.1 36.7 12.4 CL-1-30 580 476 503 117 22.2 98.9 12.4 34.8 11.9 CL-1-31 600 507 516 119 21.0 99.8 12.1 33.7 11.9 CL-1-32 620 480 549 121 21.7 99.2 12.4 31.7 12.3 CL-1-33 640 506 522 122 19.8 98.9 12.4 32.3 12.0 CL-1-34 660 503 533 119 21.5 95.4 11.9 30.7 11.6 CL-1-35 680 492 550 117 20.8 96.4 11.8 30.1 11.7 CL-1-36 700 497 596 120 20.9 98.1 12.3 30.3 12.4 CL-1-37 720 469 591 121 22.8 99.0 12.9 30.1 12.4 CL-1-38 740 454 567 119 21.9 97.0 12.8 29.9 12.4 CL-1-39 760 466 608 119 22.1 102 12.7 31.7 12.5 CL-1-40 780 446 597 121 22.7 97.8 13.3 29.4 12.7 样品号 Cr Ni Zn U Mo Al/% TOC/% Th/U V/Cr CL-1-1 69.9 55.0 119 12.1 9.31 6.72 1.29 0.99 1.38 CL-1-2 63.5 47.2 104 11.4 7.54 6.25 1.31 0.99 1.41 CL-1-3 63.8 49.5 109 12.3 6.45 6.36 1.47 0.98 1.40 CL-1-4 66.8 44.8 104 9.65 6.18 6.87 1.50 1.35 1.39 CL-1-5 88.8 46.7 109 7.99 4.76 7.50 1.60 1.81 1.14 CL-1-6 56.1 34.1 83.8 4.55 3.00 5.85 1.08 2.57 1.41 CL-1-7 67.6 33.9 81.7 4.58 2.36 6.13 1.29 2.71 1.24 CL-1-8 70.8 37.4 95.3 5.60 3.20 6.88 1.62 2.39 1.33 CL-1-9 75.6 39.8 103 4.50 2.12 7.42 1.60 3.20 1.31 CL-1-10 82.6 41.4 101 4.39 1.88 7.17 1.60 3.05 1.23 CL-1-11 82.9 36.4 95.3 3.87 1.51 7.05 1.50 3.49 1.11 CL-1-12 79.6 38.8 99.2 4.69 1.64 6.73 1.51 2.77 1.17 CL-1-13 78.4 32.6 91.0 2.97 0.99 6.35 1.26 4.21 1.08 CL-1-14 74.7 37.0 98.0 4.01 1.51 6.91 1.57 3.17 1.27 CL-1-15 68.9 32.1 85.3 3.98 1.89 6.16 1.36 3.12 1.20 CL-1-16 57.0 23.5 64.4 2.46 1.61 4.27 2.64 4.39 1.25 CL-1-17 59.0 22.6 58.9 2.70 1.51 4.24 1.52 3.89 0.99 CL-1-18 48.8 21.2 62.3 3.11 1.58 4.10 1.54 3.28 1.18 CL-1-19 52.3 37.5 82.0 3.55 1.13 5.23 1.30 3.04 1.43 CL-1-20 66.2 49.6 113 5.50 1.00 6.71 1.44 2.31 1.47 CL-1-21 83.0 49.7 110 4.72 0.97 7.27 1.42 2.97 1.24 CL-1-22 75.8 46.2 112 4.85 0.93 7.55 1.48 2.72 1.39 CL-1-23 75.1 47.6 114 4.65 0.90 7.77 1.45 2.97 1.44 CL-1-24 70.2 50.6 114 5.03 0.89 7.44 1.57 2.70 1.44 CL-1-25 78.6 50.2 117 4.82 0.99 7.30 1.57 2.82 1.30 CL-1-26 78.8 45.5 112 4.74 0.89 7.15 1.52 2.85 1.23 CL-1-27 69.4 46.7 112 4.55 0.83 7.30 1.51 2.95 1.44 CL-1-28 67.1 46.1 113 5.05 0.65 7.13 1.49 2.59 1.48 CL-1-29 70.9 50.0 116 4.79 0.77 7.10 1.51 2.73 1.44 CL-1-30 71.5 46.9 113 4.73 0.67 6.93 1.44 2.62 1.38 CL-1-31 65.7 47.9 113 4.89 0.68 6.75 1.28 2.47 1.52 CL-1-32 72.9 47.5 108 4.26 0.70 6.89 1.28 2.91 1.36 CL-1-33 68.2 44.9 109 4.70 0.67 6.83 1.18 2.64 1.45 CL-1-34 71.7 46.0 108 4.69 0.66 6.77 1.22 2.54 1.33 CL-1-35 78.4 44.7 110 4.52 0.60 6.75 1.20 2.61 1.23 CL-1-36 88.3 44.9 111 4.46 0.59 6.94 1.22 2.76 1.11 CL-1-37 76.7 45.4 113 4.67 0.65 7.01 1.23 2.76 1.29 CL-1-38 81.0 44.1 114 4.34 0.63 7.10 1.21 2.95 1.20 CL-1-39 77.7 49.7 120 4.55 0.67 7.15 1.28 2.79 1.31 CL-1-40 80.2 45.5 109 4.47 0.64 7.26 1.22 2.98 1.22 
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表 2 CL-2站位沉积物主、微量和TOC分析结果(10-6)
Table 2 Major, trace elements and TOC concentrations of sediments at site CL-2(10-6)
样品号 厚度/cm Sr Ba Zr Pb V Th Cu Sc CL-2-1 0 968 222 81.5 19.4 57.3 8.90 19.0 7.16 CL-2-2 20 583 309 112 21.7 85.1 11.8 25.6 10.2 CL-2-3 40 282 384 149 25.3 107 15.0 34.4 13.8 CL-2-4 60 316 385 177 24.8 104 14.4 29.6 13.5 CL-2-5 80 644 344 146 22.4 88.1 12.3 23.4 10.8 CL-2-6 100 786 338 172 22.6 86.8 12.3 25.4 10.8 CL-2-7 250 468 371 124 23.4 99.0 13.1 33.2 12.3 CL-2-8 270 413 368 131 22.9 103 13.7 34.2 12.9 CL-2-9 280 433 379 124 23.2 103 13.1 33.9 12.6 CL-2-10 300 497 375 118 22.4 99.5 12.8 33.9 12.0 CL-2-11 320 518 384 112 22.4 96.1 12.4 33.2 12.0 CL-2-12 340 544 387 114 22.5 97.3 12.5 34.1 11.8 CL-2-13 360 522 389 112 22.5 98.5 12.3 36.6 11.6 CL-2-14 380 499 393 111 23.5 101 12.5 36.0 11.7 CL-2-15 400 534 416 120 23.7 101 12.6 37.5 12.1 CL-2-16 420 520 398 117 23.2 102 12.1 36.4 11.9 CL-2-17 440 503 398 125 21.9 102 12.6 36.4 12.3 CL-2-18 460 476 381 121 22.5 96.5 11.5 31.9 11.6 CL-2-19 480 510 404 119 22.1 99.5 11.8 32.0 12.0 CL-2-20 495 519 391 115 20.7 97.8 11.4 32.1 11.7 样品号 Cr Ni Zn U Mo Al/% TOC/% Th/U V/Cr CL-2-1 38.2 26.0 71.4 8.90 3.43 3.75 0.97 1.00 8.00 CL-2-2 65.2 34.0 87.4 7.13 3.01 6.06 1.34 1.65 8.34 CL-2-3 105 44.9 109 5.86 2.08 8.26 1.76 2.56 7.75 CL-2-4 95.0 40.6 106 5.96 2.32 7.83 1.71 2.42 7.70 CL-2-5 77.7 33.3 88.0 6.89 3.24 6.29 1.44 1.79 8.16 样品号 厚度/cm Sr Ba Zr Pb V Th Cu Sc CL-2-6 67.8 37.7 90.6 7.88 2.97 6.22 1.36 1.56 8.04 CL-2-7 99.0 50.0 103 8.99 2.81 7.08 1.53 1.46 8.05 CL-2-8 83.6 47.7 111 7.14 2.89 7.56 1.51 1.92 7.98 CL-2-9 75.3 45.6 110 6.78 1.89 7.51 1.44 1.93 8.17 CL-2-10 80.0 44.9 107 7.06 2.04 7.03 1.54 1.81 8.29 CL-2-11 77.3 46.6 105 6.67 1.06 6.90 1.49 1.86 8.01 CL-2-12 66.9 45.6 111 6.38 0.87 6.71 1.42 1.96 8.25 CL-2-13 72.2 47.3 110 5.51 0.78 6.98 1.35 2.23 8.49 CL-2-14 76.9 47.7 110 5.38 0.77 7.09 1.32 2.32 8.63 CL-2-15 77.4 49.0 117 5.77 0.80 7.07 1.34 2.18 8.35 CL-2-16 73.6 50.1 115 6.47 0.70 6.84 1.33 1.87 8.57 CL-2-17 78.7 53.0 113 6.14 2.01 6.94 1.32 2.05 8.29 CL-2-18 73.2 45.3 105 5.77 0.89 6.74 1.27 1.99 8.32 CL-2-19 85.6 45.9 108 6.09 0.82 6.79 1.30 1.94 8.29 CL-2-20 64.6 43.1 107 5.79 0.65 6.68 1.16 1.97 8.36
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