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天然气水合物分布广、资源量大，是一种潜力巨大的清洁能源。自然界中天然气水合物成藏需要满足低温高压环境、充足的气源、自由水及储集空间等基本条件，这决定了仅在深海沉积物及陆上冻土带等地区具备水合物赋存的地质条件[1-3]。目前中国、日本、美国、韩国和印度等国均已从国家层面推动海洋天然气水合物资源调查与评价工作[4]（图1）。
海洋天然气水合物储层特性直接影响天然气水合物富集程度。天然气水合物饱和度代表沉积物中天然气水合物的富集程度，是评价水合物资源量的重要指标。一般来说，含水合物沉积物颗粒越粗，孔隙空间越大，水合物饱和度越高。如阿拉斯加北坡发现的水合物饱和度为60%～90%，主要赋存于以砂岩为主的储层中[6]；日本Nankai海槽中发现的水合物赋存在细砂沉积物中，水合物饱和度超过60%[7]；而中国南海北部海域发现的水合物主要赋存于泥质粉砂沉积中，饱和度较低，只有10%～45%[8]。因此，天然气水合物的富集规模取决于其赋存的地质条件，且受储层性质影响。
天然气水合物资源量评价方法主要有体积法、成因法与类比法3种，其方法原理与适用性各不相同。由于对多赋存类型水合物基础地质条件与富集规律之间的复杂关系仍然缺乏系统的认识，不同研究人员采用不同方法、在不同时期对全球天然气水合物资源量的评价结果差异很大。随着天然气水合物调查研究程度的深入，全球天然气水合物资源量呈现明显的减少趋势[9]。2020年，中国在南海完成了第二轮水合物试采，创造了日产气量和总产气量的世界纪录[10]，有力地推进了天然气水合物的产业化进程。然而，水合物试采成功仍未能回答天然气水合物产业化的资源基础是否具备的问题，限制了中长期开采方案和规划的制定。因此，精细刻画天然气水合物储层特征，建立针对不同储层类型天然气水合物资源量的评价方法，准确获取天然气水合物地质储量，是天然气水合物产业化的基础。
本文从水合物赋存形态和储层性质两方面论述了海洋天然气水合物储层特性，介绍了海洋天然气水合物的资源评价方法，提出了“从面到点、由粗至精”的评价思路，针对调查程度高的区域首次提出了海洋天然气水合物资源精评方法，旨在为海洋天然气水合物资源量精确评价提供依据。
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天然气水合物的成藏条件除了需要合适的温度、压力及充足的水分外，还需要持续的气源供应。通常情况下，天然气水合物储层气体主要来源于深部的气体运移和稳定带内部和下部的微生物作用。气体运移方式、水合物赋存形态和沉积物性质不同，海洋天然气水合物有多种类型，如孔隙填充型水合物、裂隙填充型水合物、扩散型水合物、渗漏型水合物、泥质粉砂型水合物和浅表层块状水合物等等，这些概念术语，有的是从成因的角度，有的是从赋存角度，有的是从地质的角度来进行描述，目前尚存在混用、乱用等现象，急需阐明这些概念的内涵，厘清各术语之间的关系，对问题形成统一的认识。
从气体运移方式看，海洋天然气水合物主要分为扩散型水合物和渗漏型水合物两种，前者是指气体或溶解气流体以扩散方式由底部向上部沉积物运移，多生成于高渗透率的粗砂沉积物孔隙中；而后者是气体以渗漏的方式沿着裂隙等通道向海底运移，根据裂隙大小、产状和填充物等不同，以块状、结核、透镜体和脉状等多种形态存在于沉积层裂隙中。在一些海底冷泉渗漏点附近，浅海底地层甚至海底还会出现块状水合物。从水合物赋存状态看，主要分为孔隙填充型水合物与裂隙填充型水合物两种。一般来说，气体扩散易生成孔隙填充型水合物，而气体渗漏易生成裂隙填充型水合物。但是，生成何种赋存类型的水合物，主要取决于沉积层孔隙、裂隙等聚集空间的性质，与气体的运移方式没有对应关系。
在颗粒孔隙大、渗透率高的砂质沉积物中，水合物以孔隙填充形式存在（图2），称为孔隙填充型水合物，其发育规模受砂体范围控制，主要分布于海底扇、水道、天然堤和浊流沉积等深水沉积，多位于稳定带内部，如黑海周围大型古河系的浊积岩和河道系统[11]、墨西哥湾[12]及日本南海海槽等海域的浊积岩系统[13]，此类砂质储层水合物饱和度常常会超过50%，最高达90%[14]。在有些粉砂质沉积物中，由于含有丰富的有孔虫壳体、硅藻及黄铁矿等，通常也具有较高的孔隙度和渗透率，水合物以孔隙填充形式存在于生物壳体内，一般以扩散状分布于大陆边缘，如布莱克海台[15]、南海神狐海域[16]和墨西哥湾等海域[17]，水合物饱和度一般大于10%，主要受储层岩石的岩性、孔隙结构及表面性质的影响。
图 2 粗粒沉积物孔隙中水合物的3种赋存模式示意图
Figure 2. Occurrence types of hydrate in coarse-grained sediments
在颗粒孔隙小的泥质粉砂沉积物中，水合物以裂隙填充形式存在，称为裂隙填充型水合物。由于很难填充细粒沉积物孔隙，水合物只能以块状、脉状和结核状等多种形态占据不同形状、大小的裂隙，形成了多赋存类型的水合物储层。水合物饱和度的概念并不适合裂隙填充型水合物，因为裂隙有大有小，用含水合物裂隙数占总孔隙数比例的饱和度表征方法显然不能准确描述储层水合物的量。为此，我们提出一个“水合物地层丰度”新概念，即沉积地层中水合物的丰度，指在单位体积沉积地层中含水合物的体积，用这个概念可以合理地评估裂隙填充型水合物的含量。在一些海底渗漏区，裂隙填充型水合物的含量为40%～100%[18]。
通过X-CT扫描可从微观角度分析水合物与沉积物的赋存关系。图3和图4分别为南海神狐海域的块状水合物（裂隙填充型水合物）和分散状水合物（孔隙填充型水合物）两种典型岩心样品内部二维截面图，水合物与沉积物界限非常清晰。图3中包裹水合物的沉积物非常疏松，有很多气孔，可能是由钻探取样过程中部分水合物分解引起的。沉积物中并没有发现孔隙填充型水合物[19]。图4为孔隙填充型水合物岩心样品，沉积物内部有孔虫等微体古生物壳体含量丰富，最大的微体古生物壳体尺寸约为800 μm，总体积百分含量最高可达25%[19]。这些微体古生物壳体为多孔状，渗透性好，可充当沉积物中的粗砂成分，增大了沉积物的孔隙度和渗透率[20-21]。与此类似，韩国Ulleung盆地某钻孔水合物储层砂含量仅为0.5%～2.2%，但由于富含多孔微结构硅藻，水合物含量高达34.7%～43.0%[22]。
图 3 块状水合物岩心样品CT二维截面图
Figure 3. CT section of massive hydrate sample
图 4 分散状水合物岩心样品CT二维截面图
Figure 4. CT section of dispersed hydrate sample
南海神狐海域及珠江口盆地水合物钻探岩心样品测试及大量实验结果[23-24]表明，在不含微生物碎屑且没有裂隙的泥质粉砂沉积物中很难生成水合物，即在微纳米孔隙中水合物成核困难，故在该种类型沉积物中只能存在裂隙填充型水合物，只有在粗砂大孔隙沉积物或富含微生物壳体的泥质粉砂沉积物中才能形成孔隙填充型水合物。
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天然气水合物储层的沉积物类型、储集空间有效性和非均质性等因素影响水合物的生长和空间分布，进而影响储层性质，与资源量大小、开发难易程度密切相关[25]。
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海洋天然气水合物主要赋存在新近系及第四系砂质、粉砂质、黏土质粉砂、粉砂质黏土等未固结沉积物中，甚至直接出露在海底，如“海马冷泉”和台湾东北部冲绳海槽地区浅表层水合物[3]。中国南海神狐海域多为富含有孔虫等古生物化石的黏土质粉砂，其次为粉砂质黏土[26]。储层沉积物矿物主要包含石英、伊利石、方解石、白云石、绿泥石、钠长石、钾长石、黄铁矿，以及少量透闪石和岩盐。伊利石和石英在沉积物中的含量普遍偏高，其次为绿泥石和碳酸盐矿物，其他矿物的含量均较低[27-28]。
海洋沉积物的孔隙与沉积层的裂隙就是水合物的生成与储集空间。沉积物孔隙可细分为粒间孔隙和粒内孔隙两种。粒间孔隙是由粗碎屑颗粒相互接触形成的空间，粒内孔隙主要指生物死亡后未被填充或部分填充的微生物壳体空间，大部分有孔虫壳体大小相当于砂粒级，所提供的粒内孔隙比粒间孔隙要大得多。一般来说，砂质沉积物孔隙空间大、连通性好、渗透率高，有利于含烃流体通畅运移和天然气水合物生成与就地存储[29]。粉砂质沉积物如果富含有孔虫和钙质化石颗粒等生物碳酸盐[20]、硅藻化石[30]和火山灰[14]等，可改变沉积物的孔隙结构、连通性和渗透率等重要储层特征参数，使其粒度级别可达砂级和粗粉砂级，大大改善了水合物生成与储集环境。泥质沉积物孔隙度小、渗透率低、有机质丰富、储层性能较差，但由于构造作用、差异压实和流体影响可形成断裂、气烟囱、泥底辟和泥火山等构造，这些沉积层内广泛存在的高角度断层或裂隙，可有效扩展细粒沉积物的储集空间，形成块状、脉状、结核状等不同产状的裂隙填充型水合物[31]。
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由于海洋沉积物粒度、矿物种类分布不均匀，水合物生成具有随机性，使得海洋天然气水合物分布极不均匀。矿物表面附近孔隙水活性降低，粒径越小其比表面积越大，孔隙水活性越低。因此，细粒沉积物内水合物生长受到抑制，水合物更倾向于在粗粒沉积物中形成，导致水合物优先生长于储集空间大的沉积物中[32]。如在砂、泥质沉积物互层中，甲烷水合物通常集中在富砂层中，而泥质层中通常不含或极少含水合物。南海海槽弧前盆地、安达曼海的水合物钻探取心发现，甲烷水合物只存在于粗颗粒沉积层中，周围较厚的细粒层段不含水合物[14]；布莱克海台沉积物相对均匀且粒度差异微乎其微，但甲烷水合物仍优先出现在含砂比例较高或含有更多微生物化石和脉状黄铁矿的地层中[33]。
对于低孔、低渗细粒沉积物储层而言，基质孔隙已基本不具备有效渗滤条件，水合物并不占据孔隙空间，而是形成于沉积层裂隙内，迫使地层裂隙增大并填充其中。因此，裂隙不仅起着流体运移通道的作用，同时还起着储集空间的作用。例如，印度近海的克里希纳-戈达瓦里盆地在细粒沉积物为主地层内发现近125 m的水合物填充裂隙[34]，美国路易斯安那州近海发现构造作用引起的低通量、低渗透的含裂隙型水合物系统[35]，布莱克海台发现构造、差异剥蚀、水合物抬升和自由气毛细管压力共同作用下形成的低通量、中等渗透、含大量游离气体的裂隙型水合物系统[36]，水合物脊在黏土层段发现水力压裂作用下发育的高通量、高渗透含水合物裂缝系统[37]。
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天然气水合物储层由水合物、水、气和沉积物骨架组成，水合物的含量与赋存形态对储层基础物性（如声学性质、电性、力学性质和渗透率等）影响显著[38]。因此，正确认识声波速度、电阻率、力学参数和渗透率等特征参数及其变化规律，是精细刻画水合物储层的关键，可为水合物资源评价和开采提供依据。
（1）声波速度
目前，实验室较为常用的水合物声波速度测试技术主要有3种：超声波探测、弯曲元测试和共振柱技术。其中，超声波测量技术主要应用于水合物的声学特性的高频（0.25～1 MHz）测量，能较好地应用于固结岩心的测试，但在松散沉积物中声波衰减严重，难以获取松散沉积物中水合物横波速度[39]。弯曲元技术可用于松散沉积物中水合物生成过程的纵、横波速度的测量[40]，但弯曲元产生的弹性波在沉积物中传播时会出现近场效应和过冲现象。共振柱常用于低频（10 Hz～10 kHz）波速测量，可以在接近地震频率下测量含水合物沉积物样品的纵、横波速度，其结果与野外地球物理勘探的波速有可比性[41]。天然气水合物储层往往表现为相对高的声波速度[42]。如神狐海域的测井显示，水合物储层顶部压缩波速度（Vp）值由1.87 km/s开始明显增大，最大值达2.30 km/s，在水合物储层底部回落至正常趋势值1.79 km/s[43]。2017年和2020年两次试采所在水合物储层的纵波波速平均约为2.03 km/s，而下部由于水和游离气含量的增加，导致水合物、水和游离气混合区的波速迅速回落到1.1～1.7 km/s [44]。基于实验室声波测试技术建立声波速度与沉积物物性关系模型，可模拟声波时差测井响应，预测孔隙度和饱和度等物性参数，分析水合物含量，进而反演储层物性。
（2）电阻率
沉积物导电特性主要依靠孔隙流体内的离子导电，而沉积物孔隙中的水合物微观赋存分布改变了其原有的孔隙结构特征（孔隙体积、孔隙直径、连通性等），限制了孔隙流体的运移，改变了含水合物沉积物的电阻率[45]。因此，含水合物沉积物的电阻率受水合物微观形态和孔隙结构的耦合作用影响。水合物的微观形态取决于孔隙内气水分布和气水运移，而气水分布和运移又受孔隙结构特征的控制[46]。Dong等[47-48]基于岩石物理模拟方法，分别计算了接触、胶结和悬浮型水合物数字岩心的电阻率，结果表明水合物的微观赋存形态对沉积物电阻率影响显著。陈国旗等[49]利用X-CT和电阻率联合测量技术，研究了含水合物沉积物电阻率响应特征，结果表明当水合物饱和度低于20%时，电阻率主要受排盐效应控制，水合物含量影响不显著；当水合物饱和度高于20%时，由于水合物的增加而导致孔隙阻塞加强，电阻率变化明显。电阻率测井数据结合Archie公式能够获得水合物在地层中的饱和度[50]。例如中国南海神狐海域第一次水合物钻探航次（GMGS-1），通过电阻率测井等一系列数据发现了10～25 m的水合物层，根据Archie公式估算SH2站位和SH7站位饱和度最高达43%[51]。基于实验室电阻率测试技术建立的电阻率与饱和度关系模型，可分析电阻率异常响应特征，进而用于反演储层饱和度。
（3）力学参数
天然气水合物储层的抗剪强度、弹性模量和泊松比等力学参数是海域水合物开采重要的物性参数，针对南海神狐海域W18/19 站位的水合物上覆层，采用井下孔压静力触探（CPTU）测试并依据经验公式预测泥线以下150 m范围的剪切强度约为180 kPa [52]，而保压取心测试的水合物储层原位样品的剪切强度为0.3～1.1 MPa [53]。由于保压取心成本高、保压转移测试技术难度大，常采用含水合物沉积物的重塑样品进行原位力学特征研究。含水合物沉积物力学特性测试主要依托高压低温三轴压缩仪进行，大量的实验数据证实，原位水合物沉积物重塑样品总体上能够反映水合物储层的力学性质，其剪切强度特性主要受骨架成分、水合物饱和度和分布状态、应力条件等参数的影响[53-57]。基于室内力学实验数据、水合物饱和度和声波测井数据建立的力学经验公式[58-60]，也可以预测相应水合物储层剪切强度范围，如根据神狐W17 井数据预测的水合物储层剪切强度约为0.7～1.6 MPa，与原位保压样品测试数据较接近。因此，该经验公式可用于快速评价水合物储层力学性质。
（4）渗透率
沉积物中由于水合物的生成导致孔隙尺寸和分布的变化，进而影响沉积物的渗透率。随着水合物的生成，沉积物孔隙空间的最大孔隙半径和平均孔隙半径逐渐减小，沉积物水相渗透率随水合物生成先迅速减小后缓慢减小；具有不同孔隙结构特征的样品水相渗透率变化规律存在较大差异[61]。沉积物中水合物饱和度、孔隙结构参数和渗透率存在定量关系，利用X-CT技术可从沉积物内部孔隙结构、水合物赋存形态和微观渗流规律角度来揭示三者之间的内在联系[62-63]。神狐海域沉积物整体孔隙比较均匀，以微纳米孔为主，吼道呈席状、弯曲片状，孔隙直径为500 nm～20 μm，是连通性空间的主体；部分有孔虫存在大孔隙，局部发现有裂隙，整体孔隙度约为33%～55%，毛管力为0.57～1.10 MPa[64]，有效渗透率为0.2～40 mD[65-68]。东沙海域以微米孔为主，整体孔隙度约为30%～60.5%[69]。西沙海域孔隙度约为35%～47% [70]，有效渗透率约为2～20 mD。琼东南海域依据不同的估算方式得到的结果差别较大，孔隙度约为25.9%～59.1% [26]。由于中国南海海域沉积物富含黏土，常规的分析测试手段在表征储层孔隙结构上有一定的难度，目前尚缺乏定量性的孔隙结构描述。
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现阶段海洋天然气水合物资源评价根据勘探开发阶段和研究深入程度的不同，可划分为成矿远景区评价、成矿区带评价、有利区块评价和矿体评价4个层次。对于成矿远景区，多采用体积法结合蒙特卡罗法或成因法估算远景资源量，可靠性较低；对于成矿区带，常采用丰度类比法估算推测资源量，可靠性较高；对于有利区块评价采用类比法结合体积法计算控制地质储量，可靠性高；对于矿体，基于刻度区类比进行探明地质储量评价，可靠性最高。
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（1）基本原理
从天然气水合物静态赋存特征出发，通过统计储层参数的概率分布，建立资源量与储层参数的线性关系，进行资源量计算，其数学公式可概括为：
$ {Q}_{h}={A}_{\mathrm{h}}*{Z}_{\mathrm{h}}*\varPhi*{S}_{\mathrm{h}}*E$
(1) 式中：Qh为天然气水合物资源量（m3）；Ah为储层有效面积（m2）；Zh为储层有效厚度（m）；Ф为孔隙度；Sh为水合物饱和度；E为产气因子。
（2）评价参数
体积法通过计算聚集于沉积物有效孔隙空间的水合物体积推算资源量，主要计算参数包括含天然气水合物储层有效面积、有效厚度、孔隙度、饱和度和产气因子。储层有效面积指水合物赋存区中具有资源前景地区所围成的面积，表征水合物储层横向聚集范围，可通过基于沉积相图、储层综合异常图和烃类异常图等叠加分析得到的平面边界计算。有效厚度指储层有效面积内含水合物沉积层的厚度，指示水合物储层垂向聚集区间，可基于测井约束地震反演和电磁属性反演识别的水合物顶底界面距离求取。孔隙度指水合物储层中孔隙占据沉积物总体积的百分数，代表水合物的有效储集空间。饱和度指储层中沉积物孔隙中水合物的体积与孔隙总体积的比值，指示水合物的富集程度，分别基于测井模型建立的孔隙度-波阻抗、饱和度-波阻抗经验关系预测，采用测井约束波阻抗反演获取。产气因子基于实际样品测试得到的气水比推算[57, 71-72]。
（3）适用性
体积法适用于大面积、均匀分布的孔隙填充型水合物的资源评价，可大致描述不同岩性沉积物中水合物储层的空间分布，但对于裂隙填充型水合物，由于储层非均质性强，地球物理响应特征不明显，难以对水合物饱和度等关键储层参数界定，不适用于非均质性明显的储层评价。
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（1）基本原理
从天然气水合物动态聚集过程出发，基于油气系统理论对气体产气量、排气量及聚集量预测，结合天然气水合物相平衡理论计算稳定带内水合物所固结的气体资源量[73-74]。
（2）评价参数
成因法基于地质模型将实际地质体分布及特征抽象为数学模型，通过边界模型将水合物系统形成所需要的基本条件量化为地质模型的初始条件，结合生排烃模型模拟水合物系统中气体的生成过程和运移特征，计算产气量、排气量和聚集量等气源参数，利用水合物聚集模型模拟气体进入稳定带后被水合物所固结的气体资源量。相应的评价参数主要包括地质模型参数、边界条件参数、含气性参数和相平衡参数。地质模型参数指断层特征、地层分布及岩性等，用于刻画流体运移条件及有效储集空间，基于断层体刻画技术、层序地层学解释和岩心样品测定等获取。边界条件参数指古温度、古热流和古水深数据等，表征水合物系统演化所需的环境条件，基于古温标分析、构造热演化分析和平衡剖面恢复技术预测。含气性参数指气体组分、有机质含量和成熟度等，指示水合物形成的气源条件，基于镜质体反射率测试、渗流力学分析和流体势分析获取。相平衡参数指现今温度、压力和盐度等，表征水合物稳定聚集条件，基于气体组分分析、水合物生成动力学实验和野外实测数据校正得到[75-77]。
（3）适用性
成因法适用于不考虑水合物赋存方式的大尺度综合评价，模型结合单个站位数据描述垂向非均质性，利用温压和岩性数据控制横向非均质性，但无法明确孔隙填充型和裂隙填充型水合物储层规模，难以制定有针对性的开采方案。评价结果准确性和精度受水合物勘探及研究程度限制，结果不确定性较大。
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（1）基本原理
从天然气水合物成藏基础地质条件相似性出发，由已知刻度区储量推算评价区储量[71]，计算公式概括如下：
$ {Q}_{\mathrm{h}}=A\times a\times P $
(2) $ a=\dfrac{\text{评价区地质评价总分}}{\text{刻度区地质评价总分}} $
式中：Qh为评价区天然气水合物资源量（m3）；A为评价区面积（m2）；a为相似系数，0＜a≤1；P为刻度区天然气水合物资源丰度（m3/m2）。
（2）评价参数
类比法基于刻度区与评价区水合物成藏条件的相似程度，由刻度区单位面积所对应的地下空间水合物资源量计算评价区气体资源量。主要评价参数包括评价单元面积、相似系数和刻度区资源丰度。评价区面积与体积法参数相同，相似系数以基于刻度区建立的评价参数指标及赋值标准为基准，采用主/客观赋权法对评价区的相应指标打分确定，刻度区资源丰度通过采用体积法计算井控区单位面积对应的资源量得到。
（3）适用性
类比法适用于对勘探前期的快速评价，参数多基于定性或低精度测量数据，与刻度区基础地质条件高度吻合区域评价结果较为可靠，反之则误差较大。
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全球海洋天然气水合物资源量早期评价结果具有很大的不确定性，总体上差异显著，呈阶段性降低的趋势，大致可分为3个阶段（表1，图5）：①探索研究阶段：20世纪70 年代到80 年代，海域天然气水合物的资源价值尚未得到认可，体积法是主要的评价方法，评价参数多基于过于乐观的假设， 1017～1018 m3的估计值被广泛认可。②资源发现阶段：20世纪80 年代到21 世纪初，大洋钻探证实了海洋天然气水合物的资源价值，体积法和类比法是主要的评价方法，基于实际数据的体积法评价参数取值更为合理，评价结果基本稳定在1016 m3，评价结果差异性明显减少。③能源开发阶段：21世纪初至今，日本南海海槽砂质储层高饱和度天然气水合物勘探成果促使各界达成了将海洋天然气水合物可作为能源储备的共识[78]，体积法、成因法和类比法参数设置更接近实际地质情况，且多种评价方法的评价结果吻合度较高，1015 m3的全球海洋天然气水合物资源量被认为是合理的（图5）。
表 1 主要海洋天然气水合物资源量评价结果
Table 1. Evaluation of main marine gas hydrate resources
图 5 海洋天然气水合物资源量评价结果
Figure 5. Marine gas hydrate resources evaluation
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造成不同阶段全球天然气水合物资源量评价结果的差异有多种原因，其中主要与天然气水合物系统理论认识水平和勘探程度密切相关。
（1）理论认识水平
理论认识水平是资源评价的基础，决定了评价方法的选择和评价参数的选取。早期评价基于相平衡理论，对其赋存条件、形成过程及影响因素等问题的研究尚处于探索阶段，认为海洋天然气水合物在全海域稳定带内广泛均匀分布，未考虑气源、运移通道及地质储集条件，结果差异主要来自于对评价面积、稳定带厚度和资源密度等参数的主观判断[79-81]。随着天然气水合物主要形成于大陆边缘且需足够有机碳供应的观点得到广泛共识，尤其是不同产状天然气水合物的发现，TOC、BSR、饱和度和孔隙度等参数引入扩散型和渗漏型水合物体积法评价，概率统计体积法和类比法得以发展，但对海洋天然气水合物成藏机制和富集规律理论缺乏系统认识，评价结果的差异主要来自于对天然气水合物分布面积、厚度和饱和度等具体参数的不同获取方式[82, 84]。近年来，“天然气水合物油气系统”概念[89]的提出，加速了对天然气水合物成核机制、综合识别方法和形成机制等基础地质问题的系统理解，基于精确计算数据统计的体积法[86]、以全球数据库为基础的类比法和对海洋水合物成藏过程动态评价的成因法得以快速发展，评价结果的差异主要取决于对储层特征刻画的程度[85, 87-88]。因此，理论认识水平的不断提升是导致全球海洋天然气水合物资源量计算结果巨大差异（达3个量级）的主要原因之一。
（2）天然气水合物资源勘探程度
天然气水合物资源勘探程度是评价的关键，决定了评价参数的精度和合理性。早期天然气水合物资源评价数据来源于有限的样品实验分析数据和海底水深数据，覆盖率低、精度有限，由于计算过程未采纳储层特征参数，因而无法描述水合物富集特征，评价方法过于简单，参数取值多基于假设估算，主观性强，结果可靠性差。随着天然气水合物勘探程度的不断深入，大洋钻探取样成功以及多道地震技术的应用，由间接手段获取的储层特征参数被引入资源评价，声波速度和电阻率等被用于识别BSR、预测水合物孔隙度和饱和度，体积法日趋完善，基于全球数据库（水深、海底温度和TOC含量等）建立的评价指标增加了类比法的可信度[83]，实现了对海洋天然气水合物富集规模和储层品质的初步预测。然而，由于天然气水合物勘探仅在有限区域开展，虽然参数获取方法有据可依，但就全球资源量评价来说，这些数据仍然有限，精度有待提高。自天然气水合物被作为一种潜在的能源资源以来，一系列的勘查技术如地球物理、地球化学、微生物、海底可视化和地质取样等被广泛应用，基于多源数据的体积法参数精度得到大幅度提高，高覆盖率、高精度、高可信度的网格化全球数据库使类比法指标更为明确[86]，力学参数、渗透率和甲烷通量等反映储层和流体特征的参数被引入数值模型，对天然气水合物系统成藏参数的“微观-宏观”精细刻画使成因法得以广泛运用[88]。因此，勘探程度的提高也是导致天然气水合物资源量计算结果差异（近1个量级）的主要原因之一。
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本文结合海洋天然气水合物勘探的特点，提出“从面到点、由粗至精”的评价思路，即先勘探找储层，根据储层特性提取特征参数，采用概率统计方法评价面上资源量；后钻探定矿体，基于多井产气量计算资源丰度，结合钻探资料进行局部精准评价。在天然气水合物资源详查阶段，通过地质取样和二维地震调查，基于地震和钻探测井资料，采用详评方法计算水合物控制地质储量，对具有能源前景的有利区块进行不确定性评价。在钻探评价和试采阶段，通过高密度井网和三维地震勘探，基于取心样品直接测算水合物“地层丰度”，采用精评方法计算水合物探明地质储量，对井场小范围矿体进行确定性评价（图6）。
图 6 海洋天然气水合物资源评价思路
Figure 6. Thoughts on evaluation of marine gas hydrate resources
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传统天然气水合物储层参数预测是基于均匀网格对数平方公里区域进行差值，难以对非均质性特征明显的水合物富集区物性参数准确描述。考虑到海底及浅表层资料获取成本更低、横向连续性更好的特点，提出基于“小面元”的资源详评方法，即基于规则地球物理调查测网，将评价区的海平面投影网格化为若干网格单元（面元），通过提取每个平面网格单元所对应地下柱状含水合物层的有效厚度、有效孔隙度和饱和度等参数，采用体积法计算每个平面网格单元所对应的地下储层含气量，通过所有平面网格单元地质储量累加得到评价区水合物控制地质储量。对于有数据控制的小面元，取数据点各项参数平均值；对于无数据控制的小面元，通过建立非线性预测模型预测关键参数，该方法通过对水合物有效储集体精细刻画达到储层评价目的。计算公式如下：
$ {Q}_{\mathrm{h}}=\sum _{i=1}^{n}{A}_{i}*{R}_{i} $
(3) $ {R}_{i}={Z}_{i}\mathrm{*}{\varPhi}_{i}\mathrm{*}{S}_{\mathrm{h}i}\mathrm{*}E $
(4) 式中：Qh为天然气水合物资源量（m3）；n为评价区含有的总面元数量；Ai为第i个面元的含水合物面积（m2）；Ri、Zi、Фi和Shi分别为第i个面元所对应地下柱状含水合物层的资源丰度（m3/ m2）、有效厚度（m）、孔隙度和水合物饱和度，E为产气因子。
基于小面元的资源详评方法以单个面元所对应的地下沉积体为评价目标，通过汇总有利区块内所有面元覆盖区域的含水合物沉积物总含气量，计算水合物控制地质储量。资源详评参数主要包括评价面积和面元资源丰度。
（1）评价面积
评价面积包括指示水合物储层横向分布范围的评价区面积和用于独立计算的面元面积。评价区面积用于确定总面元数量，基于海底渗漏识别、地球物理解释和地化异常分析判别水合物可能赋存类型，利用区域综合异常响应成图明确边界，结合指标权重来厘定孔隙填充型和裂隙填充型水合物分布范围。面元面积指单个平面网格单元中天然气水合物聚集区在海平面的投影面积，用于约束水合物横向分布的不均质性，基于储层特征参数下限确定。平面网格单元以测线交叉点为中心，基于评价区边界，采用最小储层规模或最小主测线间隔划分。
（2）面元资源丰度
面元资源丰度指单位面积面元所对应下部沉积层中的水合物资源量。对于数据覆盖区，结合测井约束的地震和电磁资料，通过声波速度和电阻率与储层物性关系，反演水合物储层厚度、孔隙度和饱和度等储层参数，采用常规体积法对典型矿体内部面元范围内资源量预测，通过计算资源量与面元面积比值得到资源丰度。对于无数据覆盖区，将测线交叉点所在面元作为类比区，基于虚拟井重构技术等间隔提取储层参数和资源丰度，结合关键海底参数（水深、盐度、海底温度、热流和TOC等）、沉积物参数（沉积物类型和沉积速率）和储层参数建立指标参数体系，采用地理空间机器学习技术建立指标参数与资源丰度的非线性预测模型，计算无数据区面元资源丰度。
基于小面元的资源详评方法，通过结合有数据区高精度地球物理反演储层参数和无数据区相似度预测储层参数，可间接计算孔隙填充型和裂隙填充型水合物资源量。适用于地球物理（2 km × 4 km～1 km × 2 km）相对密集的情况，可用于中国珠江口盆地东部、神狐海域和琼东南海域钻探证实的水合物有利区块控制地质储量评价，但由于仍未解决裂隙填充型水合物饱和度参数预测问题，因而，主要适用于孔隙填充型水合物的资源评价。
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受地震勘探分辨率限制，精细勘探难以更深入刻画孔隙填充型水合物储层特性，尤其是对裂隙填充型水合物储层参数评价技术瓶颈仍然难以突破。鉴于可直接根据取心样品测量地层中游离气和水合物气含量，我们首次提出了“水合物地层丰度”概念，即单位体积地层中含有的天然气水合物的量。在此基础上，提出了天然气水合物资源精评方法，即无需通过水合物孔隙度和饱和度参数间接计算资源量，而是基于钻探取心测试得到的单位体积沉积物含水合物量和井控矿体面积，直接精确计算水合物储层含气量，计算公式如下：
$ {Q}_{\mathrm{h}}=\sum _{i=1}^{n}{A}_{i}*{Z}_{i}*{A}_{\mathrm{c}i}*E $
(5) 式中：Qh为天然气水合物资源量（m3）；n为井控矿体数量；Ai为第i个井控矿体面积（m2）；Zi为第i个井控矿体厚度（m）；Aci为第i个井控矿体天然气水合物地层丰度（m3/m3）。
基于“水合物地层丰度”概念的资源精评方法，以多个钻井控制的孤立水合物矿体为评价目标，通过汇总评价区内所有矿体总含气量计算水合物探明地质储量。资源精评参数主要包括评价面积、矿体厚度和天然气水合物地层丰度。
（1）井控矿体面积
井控矿体评价面积包括基于基础井网控制的评价区面积和高密度井网控制的矿体面积。评价区范围首先基于测井约束三维体雕刻技术刻画水合物储层特征，结合井间地震解释的储层位置、岩性和裂隙分布等特征，圈定储层范围，然后分别采用九点法或五点法在储层边界和中心布设基础井网，基于沉积样品分析、含气量测试和测井分析等落实评价区边界。矿体范围基于三维测网密度和最小裂隙密度建立评价区水合物储层高密度井网，结合联井剖面解释，以钻井控制的最小储集体边界作为矿体边界。基于评价区范围和矿体范围分别计算评价区面积和矿体面积。
（2）矿体厚度
矿体厚度指由钻探岩心直接验证的含水合物层厚度。对于钻探站位，样品采用红外扫描、氯离子浓度测量和岩心样品测试等直接观测。基于岩心样品分析，识别天然气水合物赋存形态，落实孔隙填充型和裂隙填充型水合物矿体厚度空间分布。对于未钻探站位，则基于高密度井网信息平面成图，对厚度变化平缓且与三维高精度解释成果一致的区域采用均匀网格差值；对厚度变化仍然难以确定的区域，采用多参数回归算法推测或继续加密测网。
（3）天然气水合物地层丰度
天然气水合物地层丰度表征固体水合物占据含水合物沉积物体积的百分比。对于钻探站位，既可通过对全取心样品分析测试获得岩心总含气量，也可对部分取心样品，基于力学参数监测、不均质性分析和储层厚度观测，计算测试样品中的水合物丰度，在根据多个测试样品水合物丰度的加和平均，得到整个岩心样品的水合物地层丰度。对于未钻探站位，需对已钻探井位含气量进行平面差值，通过绘制含气量分布图预测评价区含气量分布。
基于“水合物地层丰度”概念的资源精评方法，以取心样品实验测试数据为依据，结合三维高精度地震解释成果，基于水合物实测含气量，直接评价天然气水合物矿体，可规避传统饱和度参数难以获取或不确定性大的风险。适合于地球物理测网密集（＜1 km）、钻井密度大、井场范围小的情况，如中国南海神狐和琼东南先导区内水合物矿体精准评价，对于块状、脉状、结核状等赋存形态不明的裂隙填充型水合物资源评价尤其有效，可为海洋天然气水合物开发提供可靠的探明地质储量。
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（1）准确评价海洋天然气水合物资源量的提前是正确理解天然气水合物储层特性。由于地层中水合物的含量、赋存形态不同，水合物储层的物性响应差别较大。因此，根据测井的声波、电阻等物性参数反演天然气水合物含量时，需要考虑储层中水合物的赋存形态。
（2）海洋沉积层性质控制天然气水合物的赋存形态。海洋沉积物中水合物的赋存形态，主要受沉积层孔隙、裂隙等聚集空间的性质与大小控制，与扩散或渗漏等气体运移方式没有对应关系。只有在粗颗粒大孔隙沉积物或富含微生物壳体的泥质粉砂沉积物中才能形成孔隙填充型水合物，而在不含微生物碎屑的泥质粉砂沉积层中主要以裂隙填充型水合物形态存在。
（3）海洋天然气水合物资源评价应遵循“从面到点、由粗至精”的评价思路，先勘探找储层，根据储层特性提取特征参数，进行面上资源量评价；然后钻探定矿体，根据钻探资料进行局部的精准评价。
（4）基于小面元的资源详评方法，适用于钻井稀少、地质-地球物理测网较为密集的孔隙填充型水合物有利区块评价，是控制水合物储层规模的可靠依据；而基于“水合物地层丰度”概念的资源精评方法，适用于井网密集的井场小范围矿体精准评价，是落实海洋天然气水合物探明地质储量及储层品质的关键。
Characteristics of marine gas hydrate reservoir and its resource evaluation methods
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摘要: 天然气水合物资源开发的前提条件是准确评价其资源量，而正确理解天然气水合物储层特性是准确评价其资源量的基础。天然气水合物的含量及其赋存形态是影响储层特性的主要因素，赋存形态主要受海洋沉积物的储集的性质与大小控制。储层特征参数直接影响海洋天然气水合物资源评价的准确性。现有天然气水合物资源量评价方法的原理、评价参数及适用性各不相同，且均未考虑水合物的赋存类型。本文在前期工作的基础上，针对天然气水合物有利区块和矿体评价，分别提出了海洋天然气水合物“资源详评”与“资源精评”的新方法。基于小面元的资源详评方法，适用于钻井稀少、地球物理测网较为密集的有利区块孔隙填充型水合物控制地质储量评价；基于“水合物地层丰度”概念的资源精评方法，适用于井网密集的井场小范围矿体探明地质储量精准评价，可有效提高对块状、脉状和结核状等裂隙型填充型水合物资源评价的准确度。Abstract: To accurately make resource evaluation is the prerequisite for development of natural gas hydrate resources, and the correct understanding of the characteristics of gas hydrate reservoir is the basis for such evaluation. The content and occurrence of gas hydrate are closely related to and affected by reservoir properties. The occurrence forms of gas hydrate, which includes pore-filling and fracture-filling, mainly depends on the nature and size of pores, fractures and other accumulation spaces in the marine sediments. Different types of hydrate reservoirs have different physical property response characteristics, which directly affects the accuracy of marine gas hydrate resource evaluation. The principles, evaluation parameters and applicability of the existing natural gas hydrate resource evaluation methods are different, and the occurrence type of hydrate is not considered. Based on the previous work, this paper puts forward a new method of "Detail Resource Evaluation" and "Precise Resource Evaluation" for marine natural gas hydrates. The "Detail Resource Evaluation" method based on small panel is suitable for the evaluation of pore-filled hydrate reservoir with rare drilling and dense geophysical survey network in favorable block; The "Precise Resource Evaluation" method based on the concept of "hydrate abundance in reservoir" is applicable to the accurate evaluation of small-scale hydrate orebody with dense well pattern in the well field, and can effectively improve the accuracy of the evaluation of fracture- filled types (e.g. massive, vein and nodule) hydrate resources.
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图 2 粗粒沉积物孔隙中水合物的3种赋存模式示意图
Figure 2. Occurrence types of hydrate in coarse-grained sediments
图 5 海洋天然气水合物资源量评价结果
绿色代表体积法，紫色代表类比法，青色代表成因法。
Figure 5. Marine gas hydrate resources evaluation
Green, purple and cyan represents the resources calculated by volume method, analogy method and genetic method respectively.
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